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Investimenti per le SMART GRID al 2020: il caso dei componenti elettromeccanici

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Potenziale investimento per le apparecchiature di potenza tipiche di una rete di distribuzione

A cura di: ANIE Energia

Nel nostro approfondimento di Dicembre 2013 avevamo concluso l’articolo con una lista delle tecnologie innovative indispensabili per lo sviluppo delle smart grid.

 

Col presente articolo vogliamo analizzare il potenziale investimento necessario al 2020 per tutte quelle apparecchiature di potenza tipiche di una rete di distribuzione, quali, ad esempio, trasformatori, quadri, scomparti, etc. che possiamo raggrupare sotto la definizione di componenti elettromeccanici.

 

Tali componenti potranno essere installati presso:

  • Cabine primarie (CP). La CP costituisce il centro della sottostazione estesa, ed è in grado di controllare, gestire e regolare tutti gli elementi ad essa sottesi, grazie allo sviluppo di un sistema di comunicazione diffuso. I componenti innovativi da installare nelle CP sono:
    - Sistemi di Protezione di linea innovativi posizionati sui montanti delle linee MT, realizzano la funzione di protezione per ogni singola linea della sottostazione estesa; permettono l’integrazione tra la protezione di linea (protezione 50, 51/51N, 67N, richiusura e logica di riconoscimento guasti intermittenti/evolutivi), le protezioni nelle cabine lungo linea e isistemi di protezione per la GD (protezione di max/min tensione e max/min frequenza a soglie multiple) attraverso lo scambio di segnali in protocollo IEC 61850. Possono anche essere realizzati nella versione Centralizzata
    - Nuovo pannello integrato per trasformatore AT/MT (con integrazione delle funzioni degli attuali pannelli lato AT, lato MT e regolatore di tensione): serve per implementare una innovativa regolazione di tensione che considera tutti gli elementi di rete (GD; sistemi di accumulo, infrastrutture di ricarica, etc.) attraverso lo scambio di segnali in protocollo IEC 61850.
  • Cabina secondarie (CS). Dal 2000 in poi  l’AEEG ha definito standard di continuità del servizio per ridurre le interruzioni subite dagli utenti tramite l’introduzione di “livelli obiettivo” che rappresentano i livelli di continuità del servizio che ciascun distributore è tenuto a raggiungere nei diversi ambiti territoriali. Per migliorare questi valori e portarli al di sotto dei livelli obiettivo, è necessario sviluppare sistemi di automazione avanzati basati su funzioni di protezione di selettività logica lungo linea. Per realizzare queste funzioni è necessario installare scomparti MT dotati di interruttore, sensori di corrente e tensione e sistemi di protezione innovativi e Remote Terminal Unit (RTU) per implementare le logiche di automazione; tutte queste soluzioni sono ad oggi disponibili o in fase di realizzazione. Per quanto riguarda la parte elettromeccanica, il Testo integrato per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT) prevede una maggiorazione del tasso di remunerazione delcapitale pari al 2% per 8 anni per investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite e l’installazione di nuovi trasformatori a basse perdite in cabine di trasformazione MT/BT esistenti o di nuova realizzazione; questo tipo di intervento potrebbe, quindi, essere di interesse nella progettazione e nello sviluppo delle nuove cabine MT/BT. In aggiunta, con lo sviluppo della GD sulle reti di distribuzione, le cabine secondarie dovranno essere dotate di tecnologie per il controllo e la regolazione dei generatori e di sistemi per la gestione della rete BT e di tutti gli elementi ad essa sottesi.
  • Gli utenti attivi della Generazione Diffusa (GD). Con l’Allegato A.70, la delibera 84/2012/R/eel e l’aggiornamento della Norma CEI 0-21 e CEI 0-16 si è di fatto posto l’obbligo ai generatori connessi sulle reti di distribuzione MT e BT di installare Sistemi di Protezione di Interfaccia (SPI) che garantiscano la connessione al sistema all’interno di campi di funzionamento con soglie di frequenza e tensione più ampie, oltre ovviamente all’obbligo già in vigore di installare Sistema di Protezione Generale (SPG) e i componenti elettromeccanici necessari al corretto funzionamento dell’impianto. Queste tecnologie sono attualmente disponibili e sono adeguate a rispondere ai requisiti prestazionali indicati dalle norme tecniche.

 

In un recente studio realizzato in collaborazione con il Politecnico di Milano, abbiamo ipotizzato due indicatori e 4 scenari di sviluppo delle smart grid. Gli indicatori sono la penetrazione della GD ed il miglioramento del quadro normativo-regolatorio (R). I 4 scenari sviluppo sono:

 

  • S1: R minimo e GD minima, caratterizzato da una bassa penetrazione della GD e da un quadro normativo e regolatorio che pone barriere o non crea condizioni favorevoli allo sviluppo di tecnologie innovative;
  • S2: R minimo e GD massima, caratterizzato da una elevata penetrazione della GD ma da un quadro normativo e regolatorio che pone barriere o non crea condizioni favorevoli allo sviluppo di tecnologie innovative;
  • S3: R massima e GD minima, caratterizzato da una bassa penetrazione della GD ma da un quadro normativo e regolatorio che garantisce il massimo sostegno allo sviluppo delle smart grid;
  • S4: R massima e GD massima, caratterizzato da una elevata penetrazione della GD e da un quadro normativo e regolatorio che garantisce il massimo sostegno allo sviluppo delle smart grid.

Dato che la quantità di GD ha ormai raggiunto livelli elevati (che potenzialmente aumenteranno ancora una volta raggiunta la grid parity), a scopo di semplificazione, non abbiamo sviluppato gli scenari S1 e S3, concentrandosi ad analizzare lo scenario S2 e lo scenario S4 ed i relativi investimenti previsti al 2020.

I risultati che abbiamo ottenuto con le analisi sono riportati nelle seguenti tabelle (1) e (2)

 

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