La sicurezza del sistema elettrico

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Garantire la sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale interconnesso con la rete europea è un compito delicato che Terna mette in atto attraverso una serie di azioni governate da una rigorosa valutazione dei rischi operativi.

L’obiettivo è di mantenere entro limiti prefissati la probabilità di interruzione del servizio e contenere al massimo le conseguenze negative dei disservizi qualora si verifichino.

Per sostenere livelli di sicurezza elevati, Terna deve mantenere una posizione di eccellenza in tutte le fasi delle sue attività, dallo sviluppo e realizzazione delle infrastrutture, alla manutenzione degli impianti e all’esercizio in tempo reale. Il riferimento per i criteri da adottare è alle best practice europee nel campo della gestione dei sistemi elettrici interconnessi. Tali pratiche sono il frutto della cooperazione, in atto da tempo, nell’ambito delle organizzazioni internazionali a cui Terna partecipa in qualità di Transmission System Operator (TSO). In particolare è nell’ENTSO-E, l’organizzazione europea dei TSO, che Terna collabora nella stesura di Codici di Rete internazionali e del Piano decennale di sviluppo della rete elettrica europea, con l’obiettivo di gestire la sicurezza del servizio e contemporaneamente agevolare l’integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema interconnesso e lo sviluppo dei mercati elettrici.

EU6Prevenire e contenere il rischio di disservizio significa per Terna sorvegliare e proteggere l’integrità fisica degli impianti, predisporre piani di difesa che limitino le conseguenze di possibili disservizi, effettuare una programmazione preventiva dell’esercizio, migliorare la capacità di controllo in tempo reale, formare i propri operatori anche mediante strumenti di simulazione che riproducono il comportamento del sistema, sviluppare nuovi metodi a supporto del processo di programmazione e controllo, aumentare l’affidabilità dei mezzi a supporto, coordinare la gestione del sistema interconnesso con i TSO confinanti.

L’impegno al miglioramento continuo trova espressione nella realizzazione del Piano di Sicurezza del sistema elettrico, preparato da Terna e approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico. Il Piano viene redatto ogni anno e ha un orizzonte triennale. Nelle varie edizioni del Piano, dopo la prima introduzione nel 2003, l’approccio alla sicurezza del sistema elettrico è diventato sempre più articolato.

Le iniziative già presentate nelle scorse edizioni del Piano di Sicurezza relativamente alle aree tematiche di programmazione, controllo, regolazione e protezione, riaccensione e monitoraggio del sistema elettrico, sono state confermate e in parte riformulate per una migliore focalizzazione su nuove esigenze quali una gestione del sistema maggiormente flessibile, anche in coordinamento con TSO confinanti e le società distributrici.

È stata confermata la presenza di un’area tematica dedicata alle fonti rinnovabili, introdotta nella precedente edizione del Piano, data la rilevanza ai fini della sicurezza del sistema e l’obiettivo di garantire la piena integrazione degli impianti da fonti rinnovabili nel sistema interconnesso.

I principali obiettivi raggiunti nel 2011 sono stati:

  • il consolidamento di strumenti di ottimizzazione per l’approvvigionamento delle risorse di dispacciamento e per la verifica di congestioni (di tipo Optimal Power Flow e Optimal Reactive Power Flow);
  • il miglioramento del processo e degli strumenti per la valutazione delle condizioni di rischio di mancata copertura del fabbisogno (di tipo Advance Dispatching);
  • il miglioramento della previsione di produzione eolica e l’introduzione della previsione di produzione fotovoltaica, anche di tipo distribuito;
  • il controllo automatico correttivo delle congestioni sulle sezioni più critiche della rete anche su rete di sub-trasmissione su cui insistono impianti da fonti rinnovabili;
  • l’avvio delle attività di collaudo del nuovo Sistema di Controllo;
  • il potenziamento dell’infrastruttura di telecomunicazione a supporto dell’esercizio del Sistema di Controllo e dei Sistemi di Difesa.

Il Piano di Sicurezza 2011 individua inoltre la necessità di definire scenari di funzionamento del sistema elettrico di medio periodo caratterizzati da numerosi elementi di novità quali l’elevato sviluppo delle fonti rinnovabili, la diffusione dei veicoli elettrici e una domanda attiva sempre più sensibile alle indicazioni di prezzo fornite dai mercati dell’energia.

Tali elementi di novità infatti aumentano la complessità di gestione del sistema e la necessità di adozione di nuovi concetti di controllo di tipo Smart Grid. Tra le iniziative allo studio vi sono le proposte di coordinamento con le società distributrici per il controllo della generazione distribuita e della domanda attiva, la gestione di sistemi di accumulo dell’energia per la gestione della variabilità della produzione da fonti rinnovabili, la gestione dinamica degli elementi di rete.

Nel 2011 gli investimenti del Piano di Sicurezza sono stati pari a 96 milioni di euro.

L’ottava edizione del Piano di Sicurezza per gli anni 2011-2014 prevede investimenti per 206 milioni di euro.

Terna e le Smart GridEU8

Lo sviluppo della generazione da fonti rinnovabili, destinato a proseguire nei prossimi anni a tassi di crescita importanti, anche a seguito della strategia europea di contenimento delle emissioni di CO2, pone nuove sfide per l’esercizio della trasmissione e della distribuzione di energia elettrica. 

In particolare, la variabilità non programmabile della disponibilità di vento e sole, la crescita della produzione da impianti di piccola taglia diffusi nelle reti di distribuzione e le prospettive di un maggiore ruolo della domanda attiva (comportamento quotidiano di consumo sensibile alla varietà del prezzo) contrastano con il tradizionale paradigma del sistema elettrico basato su una rete di trasmissione che trasferisce ingenti quantità di energia da grossi poli di produzione, concentrata nei punti di connessione delle reti di distribuzione dove viene consumata in modo diffuso.

La necessità di cambiare paradigma impone lo sviluppo di reti e di tecniche di controllo in grado di favorire la diffusione di fonti di energia rinnovabile senza degrado della sicurezza del servizio: le cosiddette “Smart Grid”. Le reti “intelligenti”, multifunzione, in grado di governare i flussi multidirezionali dell’energia permettono di integrare le fonti energetiche intermittenti e rendere più flessibile l’accesso al sistema elettrico da parte degli utenti della rete.

Sebbene le reti di trasmissione siano già in grado di gestire flussi variabili e multidirezionali, la crescita della produzione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili non programmabili investe anche il Transmission System Operator, richiedendo l’introduzione di soluzioni innovative per la sicurezza e l’efficienza del servizio di dispacciamento.

Il sistema, inoltre, deve essere in grado di fronteggiare possibili guasti e anomalie, ridistribuendo i flussi di potenza senza incorrere in interruzioni del servizio e senza violare in modo permanente i limiti di funzionamento degli apparati che compongono l’intero sistema.

Sulla base di tali obiettivi, Terna ha incentrato le proprie priorità di sviluppo in ambito Smart Grid su 4 principali filoni di intervento:

  • Sistemi di accumulo non convenzionali, tramite i quali garantire la gestione coordinata delle immissioni di produzione da fonte rinnovabile e l’accumulo di energia, massimizzando la produzione da fonte rinnovabile e l’efficienza di sistema, e aumentare la capacità di regolazione del sistema elettrico.
  • Schemi Speciali di Protezione (SPS - Special Protection Systems), ovvero automatismi tecnologicamente evoluti che reagiscono autonomamente a guasti di ampie proporzioni. Tali sistemi richiedono la realizzazione di logiche di azione-reazione immediata su larga scala in grado di confinare le conseguenze di un disservizio e potenzialmente di attivare meccanismi di autoriparazione(self-healing).
  • Strumenti previsionali avanzati per ottenere una più accurata previsione della produzione delle fonti rinnovabili, basata su misurazioni real time di dati meteo e della produzione di parchi eolici e fotovoltaici.
  • Gestione dinamica degli elementi di rete,ovvero la determinazione dinamica dei limiti di portata degli elementi di rete in funzione dei parametri ambientali, finalizzata alla massimizzazione dell’utilizzo della capacità di trasporto ovvero un utilizzo più efficiente della rete, in alternativa a limiti fissi ed eccessivamente riduttivi in condizioni meteorologiche favorevoli.

 

Energy Storage, la soluzione alle criticità delle Fonti Rinnovabili Non ProgrammabiliEU8

Il forte incremento, soprattutto nelle regioni dell’Italia meridionale e insulare, della presenza di impianti di generazione elettrica da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) comporta impatti significativi sulla gestione, sull’esercizio e sui costi del Sistema Elettrico Nazionale.

Un’elevata concentrazione di produzione distribuita da FRNP rispetto all’entità del carico elettrico locale determina spesso la necessità di limitarne l’immissione in rete – in particolare per la produzione da fonte eolica – per risolvere congestioni locali su porzioni di rete ad Alta Tensione. Il numero stesso e l’entità delle congestioni di rete vengono incrementati dalla diffusione delle FRNP. La conseguenza è un maggior costo di produzione per il Sistema Elettrico Nazionale, legato alla necessità di ricorrere a produzioni meno efficienti e con costo marginale superiore.

Sul fronte della sicurezza del sistema elettrico, la diffusione della produzione da FRNP comporta una minore disponibilità di riserva primaria (ovvero di capacità di effettuare una regolazione automatica, tipica dei gruppi termoelettrici, in caso di deviazione da parametri predefiniti di frequenza sulla rete) causata da una riduzione, a parità di fabbisogno elettrico, delle unità di produzione regolanti, escluse dal mercato dalla presenza della generazione rinnovabile con priorità di dispacciamento. In aggiunta, la scarsa prevedibilità e, soprattutto per la fonte eolica, l’elevata intermittenza, richiedono la disponibilità di maggiori margini di riserva secondaria e terziaria per la regolazione in tempo reale.

Le attività di sviluppo della rete pianificate da Terna rispondono solo in parte alle criticità poste dall’incremento di produzione da FRNP, potendo fornire – con tempi lunghi di realizzazione – una soluzione per le congestioni ma non per la gestione in sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale. Per questo Terna ha individuato nei sistemi di accumulo – in particolare accumulo elettrochimico (batterie) e accumulo di energia potenziale (pompaggio idroelettrico) – una risposta tecnicamente adeguata, complementare alla realizzazione di nuove linee e stazioni, per favorire lo sviluppo della produzione di energia elettrica da FRNP e incrementare l’efficienza complessiva del Sistema Elettrico Nazionale a parità di livelli di sicurezza. I benefici dei sistemi di accumulo sono infatti molteplici.

L’installazione di dispositivi di accumulo di energia nelle zone in cui si concentrano le FRNP permetterebbe di ridurre le congestioni nelle ore di produzione eccessiva. Inoltre, l’immagazzinamento di energia nelle ore vuote (ore di basso fabbisogno) con successivo rilascio nelle ore piene (ovvero ore di alto fabbisogno) permetterebbe di ridurre i problemi di gestione delle reti “scariche” tipici delle ore vuote e di evitare il ricorso a impianti meno efficienti nelle ore piene (strategia di utilizzo denominata “peak shaving”). Tutto questo a vantaggio dei costi e della sicurezza di sistema, nonché della minore emissione di CO2.

I sistemi di accumulo potrebbero, inoltre, essere utilizzati per soddisfare l’accresciuta esigenza di riserva di regolazione in tempo reale. La capacità dei sistemi di accumulo di immettere o prelevare energia dalla rete con tempi di risposta estremamente rapidi fa sì che ogni MW installato possa fornire potenzialmente il doppio di capacità in termini di riserva, potendo non solo modulare l’assorbimento o l’immissione in rete ma anche passare rapidamente da pieno assorbimento a piena immissione di energia in rete. Anche il servizio di regolazione primaria di frequenza potrebbe essere garantito dai sistemi di accumulo con livelli di prestazione superiori agli impianti di generazione tradizionali.

Considerando, oltre alle caratteristiche tecniche, anche i tempi necessari per la realizzazione, un’analisi svolta da tecnici di Terna coadiuvati da docenti del Massachusetts Institute of Technology ha individuato nelle batterie il sistema di accumulo che può fornire la migliore risposta in tempi brevi a criticità già attuali. I pompaggi, infatti, non possono essere costruiti ovunque e richiedono tempi di realizzazione più lunghi.

Le batterie consentono di immagazzinare adeguati quantitativi di energia, con capacità di restituzione di quanto accumulato per varie ore a ciclo, oltre ad essere caratterizzate da elevata modularità, quindi facili da installare, e da una considerevole flessibilità di utilizzo. I tempi di realizzazione molto brevi, soprattutto se confrontati con quelli degli impianti di accumulo di altro tipo, la possibilità di localizzazione diffusa sulla rete anche in prossimità dei numerosi punti di immissione delle FRNP, l’indipendenza dall’idoneità del sito sono ulteriori elementi a favore delle batterie.

Nel complesso, i piani di Terna prevedono l’installazione di un mix tra batterie e pompaggi opportunamente dislocati sul territorio secondo le specifiche esigenze del sistema elettrico, in modo da innalzare la capacità della rete di gestire un sistema elettrico in cui le FRNP giocano un ruolo crescente.