maggio/giugno 2024 Rivista ufficiale dell’AEIT Seguito de “L’Elettrotecnica” fondata dall’AEI nel 1914 Poste Italiane Spa - Sped. in Abb. Postale - D. L. 353/2003 (conv. in L. 27/02/2004 N. 46) Art. 1, comma 1, DCB Milano AEIT - Volume 111 - Numero 5/6 maggio/giugno 2024 - ISSN 1825-828X Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni IN PRIMO PIANO: Convegno AEIT 2023 2023 International Annual Conference 115th edition Rome - Italy < 5/7 October 2023 Organised by Sezione ROMA Technical sponsorship of Under the patronage of
OVERVIEW In the ever-evolving dynamics of global energy, clean electricity, digitalisation, and the transformative potential of artificial intelligence (AI) emerge as pivotal drivers of change. Recognising the urgent need for innovative solutions to combat climate change and ensure sustainable energy access, the AEIT2024 International Annual Conference strides forward as a beacon of progress. AEIT2024 is poised to deepen our time's pressing scientific and technological challenges, steering the debate towards decarbonisation and resilient energy infrastructure. At its core, the conference explores digitalisation and AI’s profound impact on energy systems, from optimising renewable energy integration or managing the flexibility of distributed energy resources and multi-vector energy systems to enhancing energy system adequacy, security and resiliency. The AEIT2024 international forum is crucial for exchanging cutting-edge research and fostering collaboration between industry and academia. From renewable energy integration to power system optimisation, automation, and digital applications to Regulation, electricity markets and energy economy, AEIT2024 strives to push the boundaries of knowledge and innovation. Moreover, AEIT2024 transcends traditional format, offering a platform for interactive discussions on energy planning amidst uncertainty in our increasingly complex world. As we convene for the 116th edition, speakers and participants fromacross the globe will converge to share insights, chart pathways for sustainable development, and harness the transformative potential of research and innovation in shaping the future of energy. Whether in-person or virtually, AEIT2024 beckons researchers, policymakers, and industry leaders to join the forum contributing their expertise to propel us towards a more sustainable, equitable, and AI-driven energy landscape. 116th 2024 International Annual Conference Edition Trento - Italy 25-27 September 2024 Grand Hotel Trento Piazza Dante, 20 - Trento SECRETARIAT: AEIT Ufficio Centrale ■ Via M. Macchi 32 ■ 20124 Milano ■ mail: convegnoannuale@aeit.it ■ web site: https://convegni.aeit.it/AEIT2024 DEADLINES Paper submission ■ 15 June 2024 Acceptance notification ■ 12 July 2024 Early bird registration ■ 20 July, 2024 Final Paper Submission ■ 31 July, 2024 ENERGY and ENVIRONMENT FESTIVAL Organised by Sezione TAA-SÜDTIROL Co-organiser Under the patronage of Technical sponsorship of PROVINCIA AUTONOMA DI TRENTO
I N QUESTO NUMERO La rivista è pubblicata con il concorso del Consiglio Nazionale delle Ricerche. È vietato riprodurre articoli della rivista senza citarne la fonte. Registrazione Tribunale di Milano del 29.08.1948 - N. 395 Iscrizione R.O.C. numero 5977 - 10 dicembre 2001 Poste Italiane Spa - Spedizione in Abb. Postale - D. L. 353/2003 (conv. in Legge 27/02/2004 N. 46) Art. 1, comma 1, DCB Milano Associato all’USPI Unione Stampa Periodica Italiana Proprietaria ed Editrice © Associazione Italiana di Elettrotecnica, Elettronica, Automazione, Informatica e Telecomunicazioni - AEIT Direttore: Andrea Silvestri Direttore Responsabile: Maurizio Delfanti Comitato Editoriale: Michela Billotti, Alessio Borriello, Alessandro Bosisio, Filippo Bovera, Roberto Cameroni, Sergio Giacomo Carrara, Luca Cavalletto, Claudio Cherbaucich, Bruno Cova, Eugenio Di Marino, Romina Donazzi, Arrigo Frisiani, Pier Franco Lionetto, Angelo Luvison, Stefano Massucco, Marco Merlo, Maurizio Molinaro, Giampaolo Monti, Silvia Moroni, Giovanni Ricca, Elisa Rondella, Mauro Ugolini, Fabio Zanellini Redazione: Fabrizio Trisoglio - red_aeit@aeit.it uando in Comitato Editoriale abbiamo deciso di proporre anche quest’anno una selecta di lavori presentati alla precedente Riunione Annuale - è questo l’obiettivo del presente fascicolo - abbiamo individuato subito come editorialisti Pier Franco Lionetto e Maurizio Molinaro, tra i redattori più competenti e più attivi, nonché responsabili di una prima cernita che ha portato alla pubblicazione odierna. Il loro editoriale è così articolato e completo, che questa nota di redazione si limita, soprattutto per le correnti deboli, a cenni volti anche a precisare i nomi degli apprezzati autori. Nei settori dell’energia ospitiamo i seguenti lavori. La crescita della penetrazione delle generazioni distribuite rinnovabili, in particolare di quelle eoliche offshore, ha indotto a valutare l’alternativa - rispetto ai collegamenti in alta tensione in corrente alternata - di quelli in corrente continua: ne esaminano le caratteristiche e benefici Lorenzo Carmine Vitulano, Angelo L’Abbate, Roberto Calisti e Sebastian Dambone Sessa. La possibilità di delegare anche alla generazione rinnovabile funzioni di regolazione della tensione ha indotto Davide Falabretti, Giovanni Ambrosini, Edoardo Daccò, Stefano Premarini e Francesco Gulotta a occuparsi di flussi di reattivo, in particolare con riferimento alla rete italiana in media tensione oggi e nello scenario 2030. Per una gestione efficiente e ottimale delle nuove rinnovabili, Enrico Maria Carlini, Alessandra Zagnoni, Alfonso De Cesare, Luigi Di Bello, Chiara Giordano, Lidia La Maestra e Lorenzo Nuccio presentano l’adozione sulla rete di trasmissione nazionale di una nuova tensione standard di 36 kV per taglie di generatori fino a 100 MW, con pianificazione secondo nuovi schemi di connessione. Una novità di rilievo, alla quale la rivista ha già dedicato molta attenzione, sono oggi le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER). Ce ne parlano ancora Marco Antonio Bucarelli, Tommaso Bragatto, Angelo Curci, Marco Maccioni, Jacopo Dell’Olmo, Alberto Geri e Marco Paulucci, con riferimento alla creazione di CER entro un tratto della rete in media tensione della Terni per valutarne i vantaggi tecnico-economici. Nei settori dell’Information & Communication Technology (ICT) ospitiamo i seguenti lavori. L’analisi quantitativa del rischio nel mondo dell’ICT è affidata a complessi standard, che sono illustrati (proponendo uno strumento di calcolo per la riduzione del rischio) da Glauco Bertocchi e Alberto Piamonte. Il passaggio della tecnologia 2G/3G alla 4G/5G per le comunicazioni vocali implica una transizione a tecnologie più evolute di quella 2G, ancora prevalente nello scenario italiano e forse da mantenere operativa per ragioni esplicitate da Claudia Carciofi, Claudio Cecchetti, Andrea Garzia, Valeria Petrini e Simona Valbonesi. Fuori focus, nella rubrica “Nuovi paradigmi della tecnica”, la natura rivoluzionaria di un computer quantistico, di cui si illustrano la storia recente, le prestazioni, le prospettive, le applicazioni anche nella soluzione di problemi difficili per i computer convenzionali, è chiarita da Mauro Ugolini e Edward Smith.
S O M M A R I O AEIT • numero 5/6 maggio/giugno 2024 Progetto Grafico - Copertina - Impaginazione: Antonella Dodi - af@aeit.it Abbonamenti e Pubblicità: Tel. 02 873899.67 - aeit@aeit.it Direzione Redazione Amministrazione: AEIT - Ufficio Centrale Via Mauro Macchi, 32 - 20124 Milano Tel. 02 873899.67 Telefax 02 66989023 Sito Internet: http://www.aeit.it Stampa - Fotoservice - Distribuzione: Arti Grafiche Murelli Via Campania 42 20090 - Fizzonasco di Pieve Emanuele - Milano Gli autori sono responsabili di quanto scritto nei loro articoli. Le opinioni espresse dagli autori non impegnano l’Associazione. Editoriale 4 Riunione Annuale AEIT 2023 Pier Franco Lionetto, Maurizio Molinaro Convegno AEIT 2023 Conversione di linea da HVAC a HVDC: studi e analisi 6 Lorenzo Carmine Vitulano, Angelo L’Abbate, Roberto Calisti, Sebastian Dambone Sessa Flussi di potenza reattiva sulle reti di distribuzione 16 Davide Falabretti, Giovanni Ambrosini, Edoardo Daccò, Stefano Premarini, Francesco Gulotta Criteri di Valutazione per la Connessione a 36 kV alla RTN 24 Enrico Maria Carlini, Alessandra Zagnoni, Alfonso De Cesare, Luigi Di Bello, Chiara Giordano, Lidia La Maestra, Lorenzo Nuccio Impatto tecnico-economico della diffusione delle CER 30 Marco Antonio Bucarelli, Tommaso Bragatto, Angelo Curci, Marco Maccioni, Jacopo Dell’Olmo, Alberto Geri, Marco Paulucci Dalla conformità ICT alla valutazione quantitativa del rischio 38 Glauco Bertocchi, Alberto Piamonte Impatto della migrazione 2G/3G verso 4G/5G 46 Claudia Carciofi, Claudio Cecchetti, Andrea Garzia, Valeria Petrini, Simona Valbonesi Il quantum computing 52 Mauro Ugolini, Edward Smith
L’ op i n i one d i Lu i g i Mi c h i Anche quest’anno la nostra rivista dedica un fascicolo a memorie - in italiano e con gli aggiornamenti, nel frattempo, eventualmente intercorsi - presentate in occasione della 115a edizione della Riunione Annuale dell’AEIT che si è tenuta a Roma, presso la Facoltà di Ingegneria della Sapienza, dal 5 al 7 ottobre 2023. La Riunione Annuale (o meglio, la AEIT International Annual Conference, secondo la denominazione in vigore sin dal 2015) è stata indirizzata verso le conoscenze scientifiche e tecnologiche necessarie per rendere più vivibile e più sicuro l’ambiente, puntando specialmente sullo sviluppo dell’energia elettrica pulita e sulla digitalizzazione. La conferenza ha avuto circa 200 partecipanti e si è svolta in modalità ibrida (in presenza e online); circa il 20% degli autori ha presentato il proprio contributo da remoto. Sono stati pubblicati quasi 90 contributi scientifici, distribuiti in 13 sessioni tecniche: tutti in lingua inglese, alcuni anche dall’estero (Austria, Stati Uniti, Sudafrica). La visibilità internazionale è stata assicurata, come nelle edizioni precedenti, dalla pubblicazione su IEEExplore. Scorrendo il programma delle sessioni tecniche si nota una netta prevalenza delle “correnti forti” rispetto alle “correnti deboli”. Tuttavia, seguendo la consuetudine di altri numeri dedicati alla Riunione Annuale, abbiamo deciso di non riprodurre meccanicamente queste proporzioni nel corpo della rivista. La scelta, tra tanti lavori interessanti, non era facile: il risultato è incentrato su temi e metodologie di grande attualità, che val la pena di esplicitare ai nostri lettori come flash qualificanti della ricerca e delle applicazioni nei rispettivi settori. Per le correnti forti, sono tutti aspetti del grande problema della transizione energetica impostata e favorita anche dalle politiche europee, per incoraggiare lo sviluppo della generazione distribuita rinnovabile elevandone il contributo alla copertura della complessiva domanda elettrica. Un capitolo importante è quello delle comunità energetiche rinnovabili, una forma per sostenere e incentivare l’aggregazione dei consumatori. In questa direzione il favorire l’installazione di rinnovabili e l’indurre i cittadini (in Italia particolarmente individualisti) alla loro condivisione più consapevole potranno dare risultati di grande rilievo quantitativo e qualitativo. Naturalmente l’immissione in rete di crescenti potenze rinnovabili pone nuove esigenze e nuove soluzioni: per esempio l’opportunità dell’introduzione in Italia di un livello di media tensione (MT) di 36 kV, per fornire più adeguato collegamento, più efficiente e anzi ottimizzato, rispetto alla preesistente interconnessione direttamente con la rete in alta tensione (AT). Oppure, anche in rapporto all’aumento degli impianti eolici offshore, sono crescenti anche da Convegno AEIT 2023 Pier Franco Lionetto, Maurizio Molinaro AEIT ’opinione di Pier Franco Lionetto
noi i progetti di collegamento secondo la tecnologia consolidata ad alta tensione in corrente continua piuttosto che in corrente alternata, con possibili vantaggi sia tecnici sia economici sia ambientali. Ancora: la generazione distribuita può ormai contribuire alla regolazione della tensione secondo regole fissate dalla normativa vigente. L’impatto sui flussi di potenza reattiva in particolare all’interfaccia MT/AT deve essere controllato per evitare peggioramenti dei profili di tensione - che devono restare all’interno di un range anche qui fissato dalle norme. Nelle due sessioni dedicate all’ICT, introdotte con il titolo comune “Smart Devices and Systems for Information and Communication Technologies”, sono emersi come temi principali la cybersecurity e i sistemi radiomobili di 5a generazione (5G). Sul fronte della cybersecurity è stata proposta un’interessante connessione tra gli standard esistenti, emessi da enti quali ISO e NIST, e l’analisi dei rischi, che nel mondo dell’ICT è da molto tempo uno strumento fondamentale, basato su modelli statistici molto raffinati e impiegato da vari tipi di organizzazioni (governative, commerciali, industriali, ecc.). Altrettanto interessanti sono gli approfondimenti sul monitoraggio dei processi per la rivelazione dinamica di varie forme di malware, in particolare del ransomware; in questi studi si fa ricorso a modelli comportamentali e anche ad algoritmi di Machine Learning. Come in altri contesti, è incessante la competizione tra chi crea il malware e chi lo contrasta. Per quanto riguarda i sistemi radiomobili, due argomenti di grande rilevanza sono l’impatto dell’esposizione umana ai campi elettromagnetici, soprattutto negli ambienti urbani densamente popolati, e la copertura efficiente del sistema 5G in ambienti complessi, quali per esempio le stazioni ferroviarie, dove sono presenti contemporaneamente classi di “utenti” con esigenze estremamente diverse. Per condurre queste analisi è essenziale disporre di simulatori SW molto sofisticati, che richiedono continui aggiornamenti. Non sono da trascurare, infine, i problemi di coesistenza tra le varie generazioni dei sistemi radiomobili, conseguenza inevitabile della loro evoluzione nel corso dei decenni. Agli operatori mobili è lasciata una certa flessibilità nello switch off delle connessioni 2G e 3G, grazie al quale essi possono liberare alcune porzioni dello spettro elettromagnetico utilizzabili per i nuovi servizi, ma occorre ricordare che in Italia quasi il 90% dei servizi machine-to-machine (M2M), come quelli tra strumenti di misura, è ancora basato sul 2G. Se è vero che le sessioni dedicate all’ICT sono state in minoranza rispetto alle sessioni dedicate ai sistemi elettrici e alle fonti energetiche, è altrettanto vero che in diversi casi si è potuta riscontrare, per usare un termine di moda, la contaminazione tra correnti forti e correnti deboli, con risultati indubbiamente molto significativi. Citiamo, tra gli altri: • un’analisi comparativa di un’architettura edge-cloud decentrata per il monitoraggio delle Smart Grid; • un’applicazione di sensori IoT per il monitoraggio in tempo reale di linee di media tensione (MT) in presenza di eventi atmosferici estremi; • una rassegna delle piattaforme digitali freeware a supporto dei progetti di comunità energetiche rinnovabili. e Maurizio Molinaro
In questi anni, un significativo progresso tecnologico ha portato a importanti miglioramenti nelle prestazioni dei dispositivi di conversione di potenza, da corrente alternata (Alternating Current - AC) a corrente continua (Direct Current - DC) e viceversa. Questi progressi hanno posto le basi per un costante e significativo incremento della diffusione della tecnologia ad alta tensione in corrente continua, HVDC (High Voltage Direct Current), come mezzo per la trasmissione di potenza rispetto alla tradizionale opzione ad alta tensione in corrente alternata, HVAC (High Voltage Alternating Current), in diverse regioni del mondo [1]. Inoltre, la crescente penetrazione della generazione variabile non programmabile a fonti energetiche rinnovabili (FER) e la relativa necessità correlata di integrazione nel sistema richiedono una maggiore flessibilità della rete elettrica e un’ulteriore allocazione di riserva per il bilanciamento. Queste situazioni possono essere affrontate in particolare con la tecnologia avanzata HVDC basata su convertitori a tensione impressa e a commutazione forzata VSC (Voltage Source Converter)-HVDC) [2]. L’opzione tecnologica VSC-HVDC è infatti sempre più diffusa nel sistema europeo, in particolare per facilitare l’integrazione di FER in rete. Ciò è dimostrato da un numero in costante aumento di progetti HVDC per la connessione di molteplici impianti eolici offshore e dalla crescente diffusione di collegamenti HVDC inseriti e integrati nella rete sincrona HVAC dell’Europa continentale [8, 15, 21]. In aggiunta, considerando le opposizioni socio-ambientali, i processi di autorizzazione di nuove linee aeree (Overhead Line - OHL) in HVAC incontrano sempre più ostacoli e difficoltà. In questo quadro, la tecnologia HVDC può rappresentare l’opzione come mezzo di trasmissione in grado di ovviare alle problematiche descritte: la conversione delle linee aeree da HVAC ad HVDC diventa quindi una potenziale opportunità che merita di essere analizzata [3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 16, 17, 18, 20, 23, 24]. Questa tematica è in fase di studio, in linea con le attività di ricerca e sviluppo del gruppo di lavoro su HVDC dell’iniziativa europea del SET Plan (Strategic Energy Technology Plan) [7, 22]. Le varie applicazioni HVDC in Europa e ai suoi confini possono rappresentare gli elementi chiave di una rete elettrica paneuropea ibrida HVAC/HVDC (Supergrid) [12, 15]. Anche in Italia si registrano progetti HVDC molto ambiziosi (Hypergrid) [12]. Il presente lavoro dà conto di diversi studi e analisi statiche e dinamiche della rete e include elementi tecnici ed economici relativi all’applicazione per la potenziale conversione di una linea aerea di trasmissione da HVAC a HVDC. L’indagine è stata condotta sul sistema italiano in un contesto di evoluzione al 2030, con particolare attenzione alla rete elettrica della Sicilia. La linea 2 x 220 kV Partanna-Partinico è il collegamento candidato selezionato per la potenziale conversione OHL da HVAC a HVDC. Lo studio, condotto in collaborazione tra RSE e l’Università di Padova, fa seguito a un prece6 AEIT • numero 5/6 Conversione di linea da HVAC a HVDC: studi e analisi Il presente lavoro descrive gli studi di rete statici e dinamici, nonché esamina alcuni benefici, relativi alla potenziale conversione di una linea di trasmissione da HVAC ( ) a HVDC ( ) nel sistema della Sicilia in uno scenario 2030 Lorenzo Carmine Vitulano, Angelo L’Abbate, Roberto Calisti RSE - Ricerca sul Sistema Energetico SpA Sebastian Dambone Sessa Università degli Studi di Padova
dente lavoro descritto in [4]. Dopo le analisi in regime stazionario (Power Flow - PF) della rete siciliana al 2030 condotte in [4], il presente lavoro ha indagato sugli effetti della conversione da HVAC a HVDC della linea Partanna-Partinico in termini di contingenze e di dinamica dell’andamento della frequenza e dei livelli di tensione in più condizioni. Inoltre, il presente articolo include anche la valutazione dei principali benefici di sistema derivanti dalla conversione della linea Partanna-Partinico da HVAC a HVDC per il caso nominale di 1.000 MW, ottenuta mediante analisi di OPF (Optimal Power Flow). ne proposte di modifica ai sostegni delle linee aeree [3, 11, 18]. Richiami dello scenario 2030 e del modello di rete per la Sicilia Come indicato in [4, 16, 17, 24], si richiama che il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) italiano [13] è stato adottato come quadro di riferimento per il 2030 negli studi sul sistema elettro-energetico italiano. Seguendo le analisi condotte in [4, 17, 24] e in coerenza con quanto esposto in [16], il presente articolo si concentra Convegno AEIT 2023 maggio/giugno 2024 7 Figura 1 Modifica della torre per la conversione di: doppia terna HVAC in linea bipolare HVDC (sinistra) [18]; singola terna HVAC in linea monopolare HVDC (destra) [3] √ Elementi per la conversione di linea aerea da HVAC a HVDC Circa la conversione di linea aerea (OHL) da HVAC a HVDC, i criteri e la metodologia adottati con le relative assunzioni sono riportati in [11]. L’applicazione di tali elementi richiede un’adeguata modellizzazione di dettaglio del sistema elettrico da analizzare. Per gli studi precedenti [4, 16, 17, 24] e per il presente articolo, un’ipotesi fondamentale è che la conversione di linea aerea (OHL) da HVAC a HVDC sia realizzata applicando modifiche minime alle teste di palo delle linee. La figura 1 mostra alcuspecificamente sugli studi riguardanti la rete di trasmissione della Sicilia. Il contesto siciliano presenta numerosi aspetti di interesse. Data la sua attuale condizione, la rete di trasmissione della Sicilia richiede estensioni e rinforzi significativi, soprattutto per facilitare l’integrazione delle crescenti installazioni di FER, in linea con gli obiettivi del 2030 (e oltre). In aggiunta, il sistema elettrico siciliano allocherà le installazioni per nuove stazioni di conversione AC/DC come terminazioni dei collegamenti HVDC con Campania e Sardegna (rami del progetto Tyrrhenian Link) e con la Tunisia (progetto ELMED) [14]: data la posizione di questi terminali, potrebbe emergere una
potenziale sinergia HVDC nella rete della Sicilia occidentale (v. corridoi in giallo nella figura 2), anche in combinazione con la necessaria connessione/integrazione di parchi eolici offshore in fase di sviluppo o autorizzazione nell’area [12]. Nello scenario studiato per il 2030, basato sul Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) italiano [13], il sistema energetico della Sicilia nell’anno 2030 deve gestire un’iniezione di 7,3 TWh da generatori eolici e 7,1 TWh da impianti fo8 AEIT • numero 5/6 Tabella 1 Parametri del punto di lavoro nel caso Sicilia 2030 Carico totale (potenza attiva) 3.421,2 MW Carico totale (potenza reattiva) 1.056,5 Mvar Esportazione verso Malta (potenza attiva) 40,8 MW Esportazione verso Sardegna + Campania (potenza attiva) 1.535,9 MW Produzione da fonte solare 1.483,5 MW Produzione da fonte eolica 499,7 MW Produzione da fonti idroelettrica + biomasse 74,2 MW Importazione da Tunisia (potenza attiva) 553,0 MW Importazione totale da Calabria (potenza attiva) 128 MW Figura 2 Principali espansioni previste nella rete di trasmissione siciliana fino al 2030 - Fonte: Terna [14] π Figura 3 Localizzazione della linea aerea 2 x 220 kV Partanna-Partinico in Sicilia [17] ®®
Convegno AEIT 2023 tovoltaici, mentre la domanda totale da soddisfare è stimata in 19,1 TWh. Inoltre, per il 2030 è prevista un’installazione di capacità di generazione a gas di 3,7 GW in Sicilia [6, 17]. La figura 2 illustra i principali potenziamenti della rete di trasmissione in Sicilia previsti nel piano di espansione fino al 2030 [14, 15]. Analisi di rete della Sicilia nel 2030: fase preliminare La metodologia e l’approccio adottati sono stati dettagliati in [4, 16, 17]. Dopo aver configurato un modello dettagliato del sistema elettrico della Sicilia per lo scenario proiettato al 2030, come descritto in [4, 17], è stato eseguito un primo studio preliminare applicando lo strumento REMARK+, sviluppato e utilizzato da RSE [17]. Mediante questo studio si è potuto eseguire un’analisi oraria approfondita del sistema siciliano per il 2030, con un’attenzione particolare alle condizioni di importazione/esportazione, opportunamente stressate per individuare possibili situazioni critiche e sovraccarichi delle linee di trasmissione. Dall’applicazione dello strumento REMARK+, emergono sovraccarichi frequenti sulla doppia terna aerea a 220 kV tra le stazioni di Partanna e Partinico. Da queste analisi è stato estratto un punto di lavoro, rappresentante uno stato critico del sistema orario (picco estivo), per un’analisi e un’indagine più approfondite [17]. La Tabella 1 include i parametri chiave del punto di funzionamento del sistema siciliano considerato, come carico, generazione da FER, flussi di importazione/esportazione attraverso i collegamenti con altre zone/regioni/aree interconnesse. Dalla simulazione statica effettuata nel punto di lavoro risulta che la doppia terna Partanna-Partinico trasporta una corrente pari a 0,916 kA per ciascuna linea, per un livello di carico di ogni linea di 100,93% (a rete integra). Questa terna congestionata - situata all’intersezione tra i futuri collegamenti di ELMED con la Tunisia e del Tyrrhenian Link (figura 3) - è quindi considerata come candidata per una potenziale conversione da HVAC a HVDC al 2030 [4, 6, 17]. Analisi di rete della Sicilia nel 2030: studi di power flow La condizione operativa iniziale in Sicilia nel 2030, selezionata tramite l’applicazione dello strumento REMARK+, è stata ricreata in un modello di rete nello strumento DIgSILENT (PowerFactory) per effettuare gli opportuni studi statici. La figura 4 mostra il modello della rete siciliana del 2030 che è stato implementato dopo l’aggiornamento dalla situazione attuale, con l’inclusione di nuovi nodi (numerati nella figura 4) e collegamenti. maggio/giugno 2024 9 Figura 4 Schema della rete di trasmissione della Sicilia considerato per gli studi al 2030 [4, 6] √
In linea con [4, 16, 17], a partire dal modello base (2019), è stata effettuata l’aggiunta del nodo di Pantano (punto 1) e dei relativi collegamenti, come quelli che lo connettono con i nodi di Misterbianco a 220 kV e di Priolo e Paternò a 380 kV. Inoltre, si è aggiunto il nodo di Mineo (punto 2) e dei relativi collegamenti che lo connettono con le stazioni di Chiaramonte Gulfi e Paternò a 380 kV. Successivamente, un generatore equivalente, che funge da slack bus, è stato inserito nel nodo di Caracoli (punto 3) per tenere conto globalmente dei terminali dei corridoi HVDC del Tyrrhenian Link (in fase di sviluppo) con Sardegna e Campania. Infine, sono state incluse due sottostazioni (punto 4) relative a Partanna HVDC e ELMED (TUNITA) a Partanna per tenere conto degli effetti del collegamento HVDC ELMED (attualmente in fase di sviluppo) tra Italia e Tunisia, mentre il punto 5 si riferisce al nodo di Partinico. In linea con [4, 17], ma diversamente da [16], la sottostazione di Assoro e le relative nuove linee aeree di collegamento con il resto della rete non sono state integrate nel modello. Dopo l’inserimento dei nuovi collegamenti e nodi, i livelli di import/export con le regioni/zone interconnesse sono stati impostati per il 2030 seguendo i valori della Tabella 1. Infine, sono stati integrati i nuovi generatori FER e i carichi per il 2030. Il modello per le analisi di power flow si è concentrato sulla rete ad altissima tensione. Ulteriori dettagli sull’approccio seguito e le assunzioni sono riportati in [4, 16, 17]. Ricostruendo lo scenario del 2030 in DIgSILENT, sono state eseguite analisi statiche sul punto di funzionamento specifico per confermare il sovraccarico del doppio circuito PartannaPartinico a 220 kV [4, 6, 17]. Studio di possibili contingenze Per limitare i costi della sostituzione della linea aerea da HVAC a HVDC, l’assunzione fondamentale consiste nell’utilizzare gli stessi conduttori e testa di palo presenti nella doppia terna Partanna-Partinico a 220 kV, cambiando solo gli isolatori e riposizionando il braccio trasversale (mensola). Questa ipotesi prevede di mantenere costante il livello di corrente sulla linea aerea prima e dopo la conversione da HVAC a HVDC, seguendo l’approccio delineato in [2, 3] e i successivi sviluppi riportati in [11]. Per rendere economicamente vantaggiosa la conversione di una linea da HVAC a HVDC, è necessario un significativo aumento della potenza trasportata sulla linea, a partire dal livello di 711 MW per la linea originale HVAC [4, 16]. Le analisi statiche condotte e riportate in [4] hanno esplorato diversi scenari di sostituzione della linea Partanna-Partinico, valutando l’implementazione di diverse opzioni HVDC attraverso i rispettivi appropriati modelli. I casi in [4] hanno riguardato le situazioni di aumento della capacità di trasporto della potenza pari al 22%, 33% e al massimo aumento compatibile con i vincoli operativi di rete. In questo articolo, ci si focalizza sull’implementazione dell’opzione VSC-HVDC con aumento massimo della capacità di trasporto, ovvero per una potenza nominale di 1.000 MW: mantenendo la corrente di 0,916 kA su ciascuna linea come nel caso studiato in [4] e assumen10 AEIT • numero 5/6 Tabella 2 Parametri nominali e di controllo dei convertitori VSC-HVDC e condizioni pre-contingenza Convertitore Partanna Potenza attiva 500 MW Tensione DC 546 kV Corrente 0,916 kA Controlli Livello di riferimento per potenza DC -500 MW Livello di riferimento per tensione AC 1 p.u. Convertitore Partinico Potenza attiva 500 MW Tensione DC 546 kV Corrente 0,916 kA Controlli Livello di riferimento per tensione DC 1 p.u. Livello di riferimento per tensione AC 1,045 p.u. Carico connesso alla sbarra di Partinico Potenza attiva 69,79 MW Potenza reattiva 34,41 Mvar Figura 5 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 1) π
Convegno AEIT 2023 maggio/giugno 2024 11 Figura 7 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 3) π Figura 6 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 2) π Figura 8 Potenza attiva del controllo d’inerzia sintetica nella prima contingenza π do una situazione ideale di basso/moderato livello di inquinamento [11], si può raggiungere un livello di tensione DC di 546 kV [4, 17]. Nel seguito, gli effetti e l’impatto di contingenze su alcune parti/componenti specifiche della rete siciliana sono indagati attraverso l’implementazione e l’utilizzo dello strumento DIgSILENT. Sono state assunte tre diverse configurazioni della rete Sicilia: • caso 1 - Rete senza conversione della linea Partanna-Partinico (esercita in HVAC); • caso 2 - Rete con conversione della linea Partanna-Partinico da HVAC a VSC-HVDC, ma senza la possibilità di utilizzare controlli aggiunti relativi a Inerzia Sintetica, Smorzamento delle Oscillazioni di Potenza (Power Oscillation Damping - POD) e Superamento dei Guasti (Fault Ride-Through - FRT); • caso 3 - Rete con conversione della linea Partanna-Partinico da HVAC a VSC-HVDC e con la possibilità di utilizzare i controlli precedentemente menzionati. La prima contingenza analizzata, a partire da un tempo di 5 s da una condizione statica standard, si riferisce alla perdita di un carico collegato a una delle stazioni di conversione del sistema VSC-HVDC. La Tabella 2 mostra i valori nominali e i parametri di controllo pre-contingenza per le stazioni di conversione, nonché la potenza attiva e reattiva del carico disconnesso alla sbarra a 220 kV di Partinico. Nelle figure 5-7 si mostra l’andamento della frequenza (in p.u.) per la sbarra di Partinico a 220 kV nei casi 1, 2 e 3, rispettivamente. Nel caso 1, la figura 5 evidenzia che la frequenza ha un’oscillazione massima di 0,00015 p.u. e impiega più di 35 secondi per stabilizzarsi nuovamente al livello standard. Nel caso 2, dalla figura 6 si nota che l’oscillazione massima di frequenza si è fortemente ridotta a 0,000063 p.u. (diminuendo anche il valore massimo raggiunto dalla frequenza), mantenendo però il tempo necessario per ritornare alle condizioni di stato stazionario. Questa diminuzione può essere attribuita alla capacità del sistema HVDC di trasportare più potenza attiva rispetto al caso 1. Nel caso 3, come mostrato dalla figura 7, i controlli aggiuntivi fanno sì che l’oscillazione diminuisca ulteriormente, ma, cosa più importante, permettono al sistema di ritornare molto più velocemente ai valori di frequenza pre-contingenza: in questo senso, il contributo maggiore proviene dall’inerzia sintetica (figura 8).
Nelle figure 9-11 si mostra l’andamento della tensione (in p.u.) per la sbarra di Partinico a 220 kV nei casi 1, 2 e 3, rispettivamente. Dalla figura 10 e dalla figura 11 si può vedere che, in presenza di conversione della linea da HVAC a VSC-HVDC (casi 2 e 3), la tensione alla sbarra di Partinico a 220 kV subisce meno variazioni rispetto al caso 1, in assenza di conversione della linea. La seconda contingenza simulata riguarda un guasto sulla linea Partanna-Partinico, considerando la disconnessione di una delle due linee HVAC (caso 1) e la perdita di un polo nell’opzione HVDC (casi 2 e 3). Il guasto si verifica all’istante pari a 5 s e viene idealmente risolto al tempo 5,4 s, assumendo che questo avvenga alla prima richiusura di interruttori avanzati extra-rapidi. Nelle figure 12-14 si mostra l’andamento della frequenza (in p.u.) per la sbarra di Partinico a 220 kV nella seconda contingenza nei casi 1, 2 e 3, rispettivamente. Si può osservare dalle figure 12-14 che - a differenza delle simulazioni della prima contingenza - la presenza del sistema HVDC porta a una maggiore fluttuazione della frequenza, a causa di una perdita di potenza più elevata nei casi HVDC rispetto all’opzione HVAC. L’andamento della frequenza in figura 14 (caso 3) permette di apprezzare l’impatto delle azioni di controllo della tecnologia VSC-HVDC. Nelle figure 15-17 si mostra il profilo della tensione (in p.u.) per la sbarra di Partinico a 220 kV nella seconda contingenza nei casi 1, 2 e 3, rispettivamente. Come si può vedere dalle figure 15-17, la variazione del livello di tensione assume valori inferiori in caso di conversione della linea. Inoltre, in situazioni simili, nuovi controlli, come quelli per l’inerzia sintetica (figura 18) e in particolare per il FRT, sono essenziali per fornire potenza aggiuntiva per ridurre ulteriormente l’escursione della tensione e promuovere un ripristino più rapido dei livelli pre-contingenza. 12 AEIT • numero 5/6 Figura 10 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 2) π Figura 9 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 1) π Figura 11 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella prima contingenza (caso 3) π Figura 12 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 1) π
Convegno AEIT 2023 maggio/giugno 2024 13 Figura 13 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 2) π Figura 14 Frequenza alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 3) π Figura 15 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 1) π Figura 16 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 2) ππ Figura 17 Livello di tensione alla sbarra di Partinico 220 kV nella seconda contingenza (caso 3) ππ Figura 18 Livello di potenza attiva del controllo d’inerzia sintetica nella seconda contingenza ππ
Analisi dei benefici Per quanto riguarda la valutazione dei benefici relativi alla conversione da HVAC a HVDC della linea aerea (OHL) Partanna-Partinico, l’attenzione si è concentrata sul caso con aumento massimo di potenza, considerando una potenza nominale di 1.000 MW. L’analisi dei benefici è stata condotta mediante l’applicazione dello strumento OPF REMARK+ al sistema di rete siciliano nel 2030, come descritto in [17]. La metodologia stabilita da ENTSO-E [19] è stata generalmente applicata, con l’obiettivo di effettuare una valutazione dei seguenti benefici fondamentali: miglioramento della sicurezza dell’approvvigionamento; aumento del benessere socioeconomico (socio-economic welfare, SEW); facilitazione dell’integrazione delle fonti di energie rinnovabili (FER); riduzione delle emissioni di CO2. Per quanto riguarda la valutazione della sicurezza dell’approvvigionamento, è possibile effettuare una quantificazione calcolando l’indicatore chiave EENS (Expected Energy Not Supplied). Per la valutazione del benessere socio-economico (SEW), il presente lavoro ha adottato l’approccio del Generation Cost [19]. Per quanto riguarda la valutazione dell’integrazione FER, è possibile effettuare una quantificazione calcolando la produzione in eccesso (overgeneration). I possibili benefici forniti dalla conversione da HVAC a HVDC sono derivati dalla differenza tra il caso “con HVDC” e il caso “con HVAC” per la linea OHL Partanna-Partinico, utilizzando l’approccio Take Out One at the Time (TOOT), in linea con la metodologia ENTSO-E [19]. La Tabella 3 riassume la valutazione dei benefici annuali principali per il sistema derivanti dalla conversione da HVAC a HVDC (1.000 MW) per la linea OHL Partanna-Partinico in Sicilia nel contesto di scenario sviluppato per il 2030 [17]. Conclusioni Questo articolo ha analizzato un caso realistico per applicare la potenziale conversione di una linea OHL da HVAC a HVDC nel sistema di trasmissione italiano, con particolare attenzione alla rete della Sicilia in uno scenario del 2030: la linea OHL selezionata per la conversione è la doppia linea a 220 kV che collega i nodi di Partanna e Partinico. Considerando i vari casi e le ipotesi in [4], sono stati effettuati ulteriori studi tecnico-economici sull’opzione VSC-HVDC con una taglia del convertitore di 500 MW per un totale di 1.000 MW di potenza nominale del collegamento VSC-HVDC. Sono state studiate due possibili contingenze: i risultati mostrano che il maggiore trasporto di potenza attiva rende possibile affrontare eventuali guasti riducendo le fluttuazioni delle quantità elettriche (frequenza e tensione). Inoltre, i controlli supplementari permettono di ridurre significativamente il tempo di recupero ai parametri pre-guasto o a un livello stabile. Queste analisi preliminari iniziali su situazioni dinamiche confermano che la flessibilità ottenibile dalla tecnologia VSC-HVDC è critica nel ridurre l’impatto che le contingenze hanno sulle sottostazioni adiacenti al guasto. Nei casi di studio analizzati, si assume che la tecnologia di interruttori in corrente continua (DC breaker) abbia raggiunto una buona maturità tecnologica. Sono previste ulteriori analisi per identificare l’effetto di queste contingenze sulle sottostazioni distanti dal sistema VSC-HVDC e per studiare il supporto del sistema VSC-HVDC nel caso in cui le contingenze si verifichino lontano dalle stazioni di conversione. Per quanto riguarda i risultati complessivi riportati sugli aspetti tecnico-economici e sui benefici principali, emerge che la conversione della tecnologia da HVAC a HVDC può essere redditizia. Questo può essere evidenziato considerando la riduzione dei costi di dispacciamento che porta all’aumento del benessere socio-economico (SEW), sfruttando la generazione da fonti rinnovabili (FER) con conseguente riduzione delle emissioni di CO2. Quest’ultimo risultato è dovuto all’effetto di sostituzione esercitato dalla generazione da FER che rimpiazza la produzione più costosa e inquinante delle centrali termoelettriche. Aspetti relativi a ulteriori benefici, costi e impatto ambientale, così come la variazione di affidabilità e disponibilità a seguito della conversione di linea OHL da HVAC a HVDC, sono attualmente in fase di indagine. 14 AEIT • numero 5/6 Questo lavoro deriva dalla collaborazione tra RSE e Università di Padova ed è stato finanziato dal Fondo di Ricerca per il Sistema Elettrico nell’ambito del Piano Triennale 2022-2024 (DM MITE n. 337, 15.09.2022), in ottemperanza al DM 16 aprile 2018. Tabella 3 Valutazione dei benefici principali nell’anno 2030 per la conversione da HVAC a HVDC della linea OHL Partanna-Partinico (1.000 MW) Variazione dei parametri al 2030 Riduzione dei costi di dispacciamento 5 M€ Riduzione dell’eccesso di generazione da FER 79 GWh Riduzione di EENS 0 GWh Riduzione delle emissioni di CO2 27 ktCO2
Convegno AEIT 2023 maggio/giugno 2024 15 [12] Terna: Piano di Sviluppo 2023, 2023. [13] Italian Government: National Energy and Climate Plan, 2019. [14] Terna: Piano di Sviluppo 2021, 2021. [15] ENTSO-E: Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) 2022, 2022 - https://tyndp.entsoe.eu/ [16] L.C. Vitulano, A. L’Abbate, S. Dambone Sessa, R. Calisti, F. Sanniti: Assessment of technical and economic elements for HVAC-to-HVDC OHL conversion in Sicilian grid, Proc. International Conference AEIT HVDC 2023, maggio 2023. [17] A. L’Abbate, R. Calisti, L. Vitulano, S. Dambone Sessa: Benefici tecnico-economici di sistema derivanti dalla conversione di un collegamento da HVAC a HVDC, rapporto RdS n. 21008887, 2021. [18] L. Colla, M. Rebolini, S. Malgarotti, U. Zanetta: Analysis on the possible conversion of overhead lines from AC to DC, Proc. of CIGRE 2010 Session, paper B2-201, agosto 2010. [19] ENTSO-E: 2nd ENTSO-E Guideline For Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects, 2018 - www.entsoe.eu [20] L. Buono, M.R. Guarniere, F. Palone, L. Papi, R. Spezie, G. Tresso, M. Marzinotto, A. Pigini, R. Cortina: Sustainability and technical constraints for HVDC conversion of HVAC overhead lines, Proc. International Conference AEIT HVDC 2023, maggio 2023. [21] CIGRE JWG C4-B4-C1.604: Influence of Embedded HVDC Transmission on System Security and AC Network Performance, Technical Brochure no. 536, aprile 2013. [22] R. Basosi, M. Capra, A. L’Abbate, E. Riva Sanseverino: Le attività del nuovo Working Group SET Plan su HVDC, AEIT, vol. 108, n. 7-8, 2022, pp. 6-13. [23] R. Benato, S. Dambone Sessa, G. Gardan, L. Rusalen, A. L’Abbate: Analisi panoramica sulla conversione di linee aeree di trasmissione da AC a DC, L’Energia Elettrica, vol. 99, n. 1, 2022, pp. 59-67. [24] L.C. Vitulano, A. L’Abbate, R. Calisti, S. Dambone Sessa: Analyses of contingencies impact and key benefits in a HVAC-to-HVDC OHL conversion study case, Proc. International Annual Conference AEIT 2023, ottobre 2023. B I B L I O G R A F I A [1] M. Rebolini: CIGRE Atlas of HVDC Systems with Italian TSO Experience, Proc. International Conference AEIT HVDC 2017, maggio 2017. [2] J. Arrillaga, Y.H. Liu, N.R. Watson: Flexible Power Transmission. The HVDC options, John Wiley & Sons, 2007. [3] A. Clerici, L. Paris, P. Danfors: HVDC conversion of HVAC lines to provide substantial power upgrading, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 6, n. 1, gennaio 1991, pp. 324-333. [4] L.C. Vitulano, S. Dambone Sessa, A. L’Abbate, R. Calisti: HVAC-to-HVDC OHL conversion: a study case in the Sicilian transmission network, Proc. International Annual Conference AEIT 2022, ottobre 2022. [5] F. Del Pizzo, E.M. Carlini, T. Baffa Scirocco, F. Dicuonzo, C. Armillei, A. Urbanelli, A. Zanghì: New way of planning of the national transmission grid within the Italian context, Proc. International Annual Conference AEIT 2022, ottobre 2022. [6] L. Vitulano: Tecniche di controllo per sistemi di trasmissione di potenza in corrente continua in alta tensione e impatto sul sistema elettrico della conversione da corrente alternata a continua di elettrodotti aerei, Tesi di laurea magistrale, Università degli Studi di Padova, 2021. [7] SET Plan WG on HVDC & DC Technologies and Systems: Implementation Plan on High Voltage Direct Current (HVDC) & DC Technologies, 2021. [8] M. Wang, T. An, H. Ergun, Y. Lan, B. Andersen, M. Szechtman, W. Leterme, J. Beerten, D. Van Hertem: Review and Outlook of HVDC Grids as Backbone of Transmission System, CSEE Journal of Power and Energy Systems, vol. 7, n. 4, luglio 2021, pp. 797-810. [9] C. Kim, V. Sood, G. Jang, S. Lim, S. Lee: HVDC Transmission Power Conversion Applications in Power Systems, IEEE Press, John Wiley & Sons (Asia) Pte Ltd, 2009, pp. 1-36. [10] CIGRE WG B2.41: Guide to the conversion of existing AC lines to DC operation, Technical Brochure no. 583, maggio 2014. [11] R. Benato, S. Dambone Sessa, G. Gardan, A. L’Abbate: Converting Overhead Lines from HVAC to HVDC: an Overview Analysis, Proc. International Conference AEIT HVDC 2021, maggio 2021. La professoressa Paola Verde, dell’Università di Cassino e del Lazio Meridionale, è stata eletta Presidente dell’Associazione Italiana “Gruppo Universitario Sistemi elettrici per l’energia” (GUSEE) per il triennio 2024-2027. La professoressa Giuditta Pisano, dell’Università di Cagliari, svolgerà il ruolo di Segretario Nazionale del GUSEE. Per la prima volta nella storia del GUSEE, è stata eletta una donna. L’elezione si è svolta nell’ambito della Riunione biennale del Gruppo Universitario Gruppo Nazionale Sistemi Elettrici per l'Energia organizzata dalla Sede dell’Università della Calabria ad Amantea (CS) nei giorni 13 e 14 giugno. Il GUSEE ha lo scopo di promuovere e coordinare la ricerca scientifica universitaria nell’ambito degli impianti e dei sistemi elettrici ed elettronici per l’energia. L’Associazione è organizzata con un Consiglio Scientifico nel quale sono rappresentate tutte le Sedi Universitarie dove sono attivi insegnamenti del settore di Sistemi elettrici, nonché importanti Istituti di ricerca nazionali come Enea e RSE. Il sito del GUSEE è raggiungibile al link https://gusee.it/ Paola Verde si è laureata in Ingegneria elettrotecnica presso l'Università di Napoli Federico II nel 1988. Ha poi svolto tutta la sua carriera accademica presso l’Università di Cassino e del Lazio Meridionale. Dal 2011 è Professore Ordinario di Sistemi elettrici per l'energia. È Senior Member dell'IEEE, socio dell'AEIT, del PIARC, componente di Task Force e Working Group Nazionali e Internazionali sui temi della pianificazione e gestione dei sistemi elettrici, sulla qualità del servizio, sull'efficientamento energetico. È nel Panel valutatori di progetti di ricerca e innovazione industriale per il MIMIT, il MUR, la CSEA. È Componente dei Nuclei di Valutazione Unicas e dell’Università del Molise. Paola Verde eletta Presidente GUSEE Amantea, 13 - 14 giugno 2024
Negli ultimi anni, i flussi di potenza reattiva nei sistemi di distribuzione elettrica hanno subìto variazioni significative a causa della sempre maggiore penetrazione di Generazione Distribuita (GD) non programmabile, della tendenza a sostituire i conduttori nudi con linee in cavo interrate e della crescente adozione di carichi basati su inverter che assorbono potenza con un fattore di potenza pressoché unitario. In Italia, ad esempio, i volumi di energia reattiva immessi nella rete di trasmissione dalla distribuzione sono aumentati da 11,2 Tvarh nel 2014 a 21,3 Tvarh nel 2020 [1], mentre i prelievi di energia reattiva sono diminuiti. Questa tendenza comporta una serie di problematiche per il sistema elettrico: i flussi reattivi, se non correttamente gestiti, potrebbero infatti portare ad eventi di sovra/sottotensione sulle reti e all’aumento delle perdite di energia sulle linee e nelle macchine elettriche; la regolazione di tensione sull’alta tensione potrebbe inoltre esserne impattata, con effetti sui servizi da acquisire su MSD. Tale evoluzione ha spinto l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) a rivedere il quadro regolatorio in essere, anche su impulso dei regolamenti europei [2]. A tal proposito, le Deliberazioni 232/2022/R/eel [3] e 712/2022/R/eel [4] hanno definito una nuova struttura tariffaria per contrastare valori indesiderati (ad es., capacitivi) dei flussi reattivi all’interfaccia tra sistemi di alta e media tensione. A tal proposito, la Del. 712/2022/R/eel ha stabilito che ai punti di prelievo in altissima e alta tensione si applichino corrispettivi per eccessivi prelievi di energia reattiva nei casi in cui il fattore di potenza sia inferiore a 0,95 in fascia F1 e F2 e in tutti in casi in cui vi siano immissioni di energia reattiva in fascia F3. La revisione del quadro regolatorio ha anche avuto l’obiettivo di promuovere un migliore coordinamento tra operatori di rete, supportando investimenti più efficienti in apparecchiature di compensazione da installare sulla rete AT o nelle cabine primarie. Vista la notevole attualità della tematica, che è anche da rileggersi con la connotazione sempre attiva dei sistemi elettrici di distribuzione, questo studio si è proposto di valutare i potenziali effetti della GD sulla gestione dei flussi di potenza reattiva. L’obiettivo è duplice: da un lato, verificare l’impatto potenziale di una attivazione massiva della regolazione di tensione della GD sui flussi reattivi verso la rete AT; dall’altro, valutare se controllando in modo opportuno la potenza reattiva scambiata dalla generazione sarebbe possibile compensare efficacemente i flussi medesimi. Obiettivi e metodologia Il presente lavoro ha mirato a svolgere un approfondimento in merito al ruolo della generazione distribuita nella gestione del reattivo sulle reti di distribuzione [5]. In particolare, una prima parte dello studio ha previsto una serie di analisi numeriche per valutare l’impatto potenziale correlato all’imple16 AEIT • numero 5/6 Flussi di potenza reattiva sulle reti di distribuzione Nel presente lavoro si evidenzia il ruolo potenziale della GD nell'ambito della gestione dei flussi reattivi se non controllata, i suoi scambi potrebbero impattare negativamente sul fattore di potenza all’interfaccia fra le reti; d’altra parte essa potrebbe rappresentare un valido strumento per compensare il reattivo indesiderato Davide Falabretti, Giovanni Ambrosini, Edoardo Daccò, Stefano Premarini Politecnico di Milano Francesco Gulotta RSE - Ricerca sul Sistema Energetico SpA
mentazione della regolazione della tensione sulla GD connessa in MT e BT, secondo quanto previsto a livello nazionale dalle regole tecniche di connessione CEI 0-16 [6] e 0-21 [7], sui flussi di potenza reattiva misurati all’interfaccia AT/MT delle reti. In seconda battuta, si è approfondita l’opportunità di adottare nuove leggi di controllo della potenza reattiva della GD, volte specificatamente a compensare i flussi di potenza reattiva verso la AT, garantendo al contempo profili di tensione sulla distribuzione entro gli intervalli ammissibili. Data la rapida crescita della produzione da rinnovabili attesa nei prossimi anni sulla spinta delle politiche comunitarie e nazionali in tema di decarbonizzazione, nelle analisi si è ritenuto opportuno prendere a riferimento, oltre allo scenario odierno, anche uno scenario prospettico al 2030. La procedura adottata è presentata in figura 1: questa si basa sulla creazione di un opportuno numero di scenari di diffusione della GD sulle reti di distribuzione in analisi, seguita da una serie di calcoli di power flow atti a simulare il comportamento della rete sul periodo considerato (un anno), anche in presenza di strategie di controllo della GD. Infine, si è effettuato un confronto tra i risultati ottenuti nei diversi casi studio, evidenziando effetti positivi e negativi delle diverse strategie di controllo, sia sulla gestione dei flussi reattivi che sui profili di tensione. Lo studio ha richiesto in ingresso i dati relativi alla struttura e ai parametri elettrici di rete, al carico (potenza contrattuale e profili di prelievo) e alle unità di GD (tecnologia, potenza nominale e profili di produzione). Per la generazione degli scenari di GD è stato adottato un approccio Monte Carlo, con il quale si è definito un certo numero di distribuzioni delle unità di GD all’interno della rete MT. Per ogni distribuzione, le caratteristiche di ciascuna unità di generazione in rete sono state definite su base probabilistica. L’analisi di molteplici distribuzioni di GD, in luogo dello studio di un singolo scenario “medio”, consente di ottenere una maggiore generalità dei riConvegno AEIT 2023 maggio/giugno 2024 17 Figura 2 Schema a blocchi dell’algoritmo Monte Carlo adottato per la creazione delle distribuzioni di GD π Figura 1 Diagramma della procedura applicata nello studio π sultati. In particolare, l’approccio Monte Carlo ha permesso di mettere in evidenza come profili di tensione e flussi reattivi possano risentire significativamente sia della distribuzione che delle caratteristiche della GD sulle reti. Il diagramma di flusso della procedura Monte Carlo sviluppata è riportato nella figura 2. L’approccio
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