Energipedia - Tutto sull'EnergiaEnergipedia - Tutto sull'EnergiaIl sistema elettrico

Trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica

Il funzionamento del sistema elettrico nazionale e le connessioni con l'estero

    Il sistema di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica serve per consentire al consumatore finale di disporre della componente energia. In questa sezione descriviamo come funziona in Italia il sistema elettrico e come viene connesso con i paesi europei.

    Come funziona il sistema di distribuzione dell’energia elettrica

    Dagli impianti di generazione l’elettricità viene trasportata ai consumatori tramite un sistema articolato di cavi ed infrastrutture che è la rete elettrica.

    La rete elettrica funziona come in un sistema di trasporto stradale: la rete utilizza tensioni elevate per il trasporto da lunghe distanze (come le autostrade offrono più corsie a velocità elevate) per raggiungere il consumatore con linee di minore tensione (come le strade locali ad un’unica corsia e velocità limitata che conducono alla singola abitazione) passando attraverso sottostazioni (come gli svincoli delle strade ad alta percorrenza).

    Nella fase di trasmissione l’energia elettrica, proveniente dalle grandi centrali termoelettriche o da fonti rinnovabili – quasi sempre idroelettriche o eoliche (punti di immissione), viene convogliata in una maglia ad alta tensione, definita rete di trasmissione.

    Le interconnessioni di questa maglia sono le stazioni elettriche da cui si dipartono le reti di distribuzione, a tensione più bassa (media e bassa tensione) che alimentano i punti di consumo connessi ad essi. I nodi della rete di trasmissione hanno distanze fra i 30 e 100 km e alla quale sono direttamente collegati gli impianti a fonti rinnovabili o in cogenerazione (produzione di elettricità e calore) di potenza ridotta.

    La distribuzione avviene attraverso una prima trasformazione della corrente in media tensione (15-20 kV) a partire dalle cabine primarie (ovvero stazioni di trasformazione) connesse alla rete di trasmissione e da media in bassa tensione (sotto 1kV, generalmente 400 V) a partire da cabine secondarie, per poi raggiungere l’utente al valore di tensione applicabile (230 V per il residenziale e 400 V per l’industriale).

    Ovviamente il funzionamento della rete non è così schematicamente semplice, essendo influenzata da un buon numero di principi fisici e necessitando una continua gestione per garantirne il regolare andamento.

    Ad esempio, nel trasporto lungo i cavi, parte dell’energia è persa a causa della resistenza provocata dalla corrente. Per limitare la massimo queste perdite l’energia viene trasferita nella rete di trrasmissione tramite corrente alternata a tensioni molto alte (in Italia 220 e 380 migliaia di volt). Il ricorso all’alto voltaggio è dettato dal fatto che le perdite sono inversamente proporzionali al quadrato della tensione: quindi a tensione alta corrispondono perdite notevolmente inferiori.

    L’utilizzo di corrente continua nel trasporto di energia elettrica è generalmente limitato alle grandi distanze e ai collegamenti sottomarini (nel caso italiano, alle interconnessioni con la Sardegna e la Grecia).

    Dunque l’energia prodotta dai grandi impianti nazionali o importata dall’estero, viene trasferita verso i centri di consumo, con una tensione progressivamente ridotta. La riduzione avviene presso i punti di connessione (le sottostazioni), che svolgono anche il compito di controllare che la corrente rispetti i parametri di rete e supervisionare e proteggere il sistema in caso di danni o interruzioni sulle linee.

    I cavi che si snodano fra le sottostazioni non sempre si vedono perché, oltre a quelli che possiamo spesso notare viaggiando in autostrada, sottesi fra tralicci, altri sono interrati o addirittura viaggiano sui fondali marini (ad esempio collegando le isole al sistema sul continente).

    Le sottostazioni riescono a svolgere il loro ruolo grazie a diversi componenti quali:

    • Trasformatore
    • Interruttori
    • Sistemi di controllo e misura

    Questo complesso sistema è regolato da un cervello centrale (il Centro nazionale di controllo di Terna).
    In Italia la rete di trasmissione comprende circa 33.000 km di rete a 380 e 220 kV, a cui si aggiungono poco più di 2000 km in corrente continua e i collegamenti (a tensione minore) fra le centrali elettriche e la rete nazionale, tutti gestiti da Terna, che in totale gestisce 72.900 km di rete ad alta tensione, per far fronte al fabbisogno elettrico italiano che nel 2017 è ammontato a 320 miliardi di kWh e che ha richiesto una potenza oraria massima di circa 56 GW.

    In realtà il valore storicamente più elevato di potenza richiesta sulla rete è stato di 60.400 MW nel pomeriggio del 22 Luglio 2015 alle 15:00 a seguito delle elevate temperature estive.

    Qualche curiosità:
    • La linea a 380 kV più corta gestita da TERNA è di 306 metri  (“PRIOLO-C.LE ISAB”, IN SICILIA), mentre la linea più lunga è di 271 km (“SUVERETO-VALMONTONE”, TRA TOSCANA E LAZIO);
    • Le stazioni di trasformazione e smistamento sono 431,
    • Le linee di interconnessioni con l’estero sono 25;
    • La linea più potente può sopportare un massimo di 1.000 MW;
    • La Sardegna è collegata alla penisola con una cavo sottomarino (SA.PE.I.) lungo 435 km che detiene il record mondiale di profondità (1.640 metri).

     

    Rete elettrica italiana a 380KV al 31 Dicembre 2018. Fonte: Terna

    Le connessioni con l’estero

    Nell’ottica di rendere più stabile e sicuro il sistema elettrico europeo le reti nazionali sono connesse alle reti dei paesi confinanti, a vantaggio dei singoli paesi che possono in tal modo ottimizzare la gestione del proprio fabbisogno elettrico attraverso scambi con l’estero, permettendo così di ridurre l’entità di riserva richiesta in ciascun paese e permettendo di cogliere opportunità commerciali di trading.
    Inoltre, le interconnessioni continentali permettono di mettere in comune le potenze disponibili e sfruttare lo disparità temporali delle punte di carico, sfruttando al meglio le risorse energetiche globali.

    A tal fine l’Italia entra a far parte dell’UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), sistema collegante 24 paesi europei: un adesione importante e funzionale visto che l’Italia importa 13.2 % del proprio fabbisogno dall’estero grazie alla disponibilità di 22 linee di interconnessione.
    Dopo la terza Direttiva europea sul mercato elettrico nel 2008 UCTE si è fusa con ETSO (European Transmis¬sion System Operators), associazione fondata nel 1999, dando vita all’European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E).

    Circa l’80% proviene da Svizzera e Francia ed è prevalentemente prodotta in centrali nucleari.

    Scambi fisici d’energia interni e con l’estero. Fonte: Terna

     

    La rete si evolve

    In realtà la forma di rete che siamo abituati a conoscere sta cambiando ed evolvendosi a seguito dell’espansione delle fonti rinnovabili e della crescente presenza della generazione distribuita (GD), ovvero di impianti di generazione collegati direttamente alla rete di distribuzione.

    A fine 2012 risultavano installati 484.912 impianti GD per una potenza lorda di 30,374 MW (24.5% del parco nazionale) e per una produzione di 57,1 TWh (19,1% della produzione nazionale di 299,3 TWh). Circa il 69% di questi impianti sono di origine rinnovabile. La percentuale raggiunge il 98.3% quando si considerano solo le taglie sotto 1 MW.

    Questo rilevante mutamento, alla luce anche della natura scarsamente programmabile e intermittente di alcune FER, sta richiedendo una revisione della rete elettrica a favore di una gestione più flessibile, dinamica ed intelligente: la smart grid.

    Le reti di distribuzione sono state finora progettate per servire essenzialmente carichi passivi (i consumatori) sulla base di un flusso monodirezionale di energia, che arriva dalla rete di trasmissione e, attraverso quella di distribuzione, giunge ai consumatori.
    Chiaramente la generazione diffusa altera queste premesse e, anche per la sua ridotta programmabilità, potrebbe creare situazioni di degrado della qualità dell’energia erogata e dell’affidabilità del sistema, che gli attuali criteri di regolazione e controllo non saprebbero gestire, anche perché scarsamente attrezzati per individuare le specifiche sorgenti di tale degrado.
    Innanzi tutto, l’immissione in rete di generazione diffusa contribuisce a innalzarne il profilo di tensione: si possono quindi determinare criticità, soprattutto in termini di sovratensioni. L’entità di tale innalzamento dipende da diversi fattori, quali la taglia dei generatori, la loro posizione sulla linea, sia assoluta, sia relativa alla distribuzione dei carichi passivi e degli altri generatori.
    La presenza di generatori può interferire con i sistemi di regolazione della tensione, in particolare con i regolatori di tensione sottocarico, posti nella stazioni di trasformazione.
    Per quanto riguarda i sistemi di protezioni delle reti, si può verificare un aumento delle correnti di corto circuito, la cui entità dipende dalla tipologia e dalla taglia dei generatori, dal loro grado di penetrazione e dalla distanza dalle stazioni di trasformazione. Critico è anche il problema delle correnti di corto circuito, con riferimento alla possibile perdita di selettività delle protezioni, correlato non solo all’aumento del livello delle correnti di corto circuito, ma anche a una diversa distribuzione dei flussi di potenza. Vi è il rischio di apertura intempestiva di una linea sana, a causa del contributo alla corrente di cortocircuito da parte di un generatore allacciato a un’altra linea afferente allo stesso sistema di sbarre.
    Il mero potenziamento fisico della rete (linee e stazioni), per renderla idonea a fronteggiare tutte le condizioni operative di generazione e carico, risulterebbe troppo oneroso. Di qui l’esigenza di sviluppare una rete elettrica attiva (smart grid), che integri le azioni di tutti gli attori collegati alla rete: generatori, consumatori – che possono anche essere generatori (prosumers)in modo da:

    • facilitare la connessione e l‘esercizio dei generatori diffusi di tutte le taglie e di tutte le tecnologie,gestendoli come un unico impianto di produzione virtuale;
    • coinvolgere i consumatori nella gestione del sistema;
    • garantire elevati livelli di affidabilità e sicurezza della fornitura.

    Gli elementi più innovativi della smart grid rispetto alla rete tradizionale sono un sistema di acquisizione dati da tutti i dispositivi di misura necessari e un’infrastruttura bidirezionale di comunicazione. Ciò comporta lo sviluppo integrato della rete elettrica e di una rete telematica: in tal modo la rilevazione di dati distribuiti lungo la rete e la circolazione di queste informazioni consentono alla smart grid di svolgere funzioni che vanno al di là di quelle tradizionali di regolazione e controllo.
    In una rete così strutturata è possibile sfruttare le informazioni disponibili per assicurare la consegna dell’energia al minor costo possibile e nel modo più efficiente e affidabile, in quanto tutti i consumatori ricevono in tempo reale dati relativi alle tariffe, ai superi di potenza, ecc. Così, anche il cliente di piccole dimensioni diventa “attivo”, contribuisce a garantire il funzionamento della rete e la qualità del servizio erogato.
    Sotto il profilo tecnologico le innovazione più rilevanti sono l’introduzione di:

    • infrastrutture di telecomunicazione e di protocolli per lo scambio di informazioni, nonché di sistemi informatici (simulatori, sistemi di controllo, sistemi di gestione delle informazioni, sistemi di previsione);
    • sistemi di misura (il contatore elettronico rappresenta di per sé la base per lo smart metering presso i carichi passivi);
    • sistemi di supporto all’operatore (ad esempio gestione dei rischio, previsioni);
    • sistemi per l’accumulo dell’energia (vedi prossimi paragrafi).

    Molte delle tecnologie per la rete telematica sono già disponibili, ma, data la numerosità dei componenti richiesti da una smart grid, questi devono avere costi contenuti senza penalizzazioni in termini di affidabilità, condizione essenziale per lo sviluppo commerciale delle reti attive.
    Inoltre, le infrastrutture di telecomunicazione e di scambio delle informazioni sono fisicamente vulnerabili ad eventi estremi o ad attacchi terroristici, ma anche ad azioni da parte di hacker: occorre quindi sviluppare architetture, sistemi e piani di difesa integrati.
    Poiché per il suo buon funzionamento una rete attiva può decidere il disinserimento di impianti a fonti rinnovabili, al fine di minimizzare le ricadute negative sui prosumer e sull’ambiente (maggiori emissioni di CO2), oltre a sistemi di accumuli, alla smart grid vanno interfacciati smart building, cioè edifici a elevata efficienza energetica, dotati di sistemi di generazione diffusa e con gestione integrata degli apparati elettrici presenti all’interno  sulla base delle informazioni ricevute dalla rete, in una logica di demand side management: «la rete di distribuzione è “smart” se gli utenti connessi sono “smart” (flessibili)» .

    L’altro strumento in via di sviluppo sono i sistemi di stoccaggio elettrico. Ad oggi, il modo più economico per stoccare l’energia elettrica è ancora quello del pompaggio idroelettrico, che comunque non arriva a coprire il 5% della potenza installata in Europa.

    Oltre a ricercare sistemi migliori per accumulare energia nei serbatoi delle centrali idroelettriche, la ricerca si sta concentrando su altre forme che in futuro possano immagazzinare energia elettrica in volumi consistenti e condizioni economiche sostenibili (sistemi elettrochimici (batterie) di vario tipo, sistemi ad aria compressa, sistemi ad idrogeno etc.).

    Secondo uno studio del 2014 della banca svizzera UBS, che conferma le tendenze messe in luce da un analogo studio di Bloomberg New Energy Finance del 2012, i prezzi degli accumuli elettrochimici nel 2020 dovrebbero dimezzarsi rispetto al 2014, consentendo in tempi relativi brevi di allineare a quelle degli altri impianti le prestazioni delle rinnovabili non programmabili.

    I distributori

    I gestori della rete di distribuzione attuali sono aziende private o municipalizzate. La parte del leone resta però sempre all’Enel che nel 2012 risultava ancora essere il principale distributore in Italia, con una quota del 90%. I primi 5 operatori coprono quasi il 98% della rete di distribuzione.

    La rete e la salute

    Un altro aspetto da considerare nello sviluppo della rete elettrica è il suo impatto sull’ambiente e la salute umana. L’impatto ambientale è principalmente connesso all’invasività dei tralicci e delle linee di alta tensione mentre l’aspetto sanitario è principalmente connesso alla generazione di campi elettro-magnetici.

    I campi elettromagnetici generati dalle linee elettriche sono “non ionizzanti” e sono oggetto di studio da parte dell’ICNIRP–International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection, Organismo scientifico riconosciuto d all’Organizzazione Mondiale della Sanità (OMS) che precauzionalmente prescrive un valore massimo di 100 µT. Questo valore è 50 volte inferiore alla sogli oltre la quale sono ipotizzabili effetti biologici.

    L’Unione Europea ha fatto suo il limite e l’Italia con la legge-quadro 36/2001 e relativo decreto attuativo DPCM 08/07/2003 “Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti” ha adottato un limite 10 volte inferiore a quello suggerito dalla UE e dal ICNIRP.

    Si ringrazia per la collaborazione il Prof. G.B. Zorzoli e l’Ing. M.Gallanti

     

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