La modellazione della rete elettrica del territorio modenese

HERA S.p.A. è una società multiservizi fondata nel 2002 dall’unione di 11 aziende territorialmente collocate nella parte orientale dell’Emilia Romagna ed è attiva nei settori ambientale, ciclo idrico integrato, distribuzione gas e distribuzione di energia elettrica. In quest’ultimo settore, gestisce le reti di distribuzione elettrica nei territori modenese e imolese (fig.1). La rete distributiva del territorio modenese è articolata in 7 cabine primarie (132/15 kV) e 22 sottostazioni. Questi impianti sono interconnessi da 15 km di linea AT e oltre 8000 Km di linee MT/BT.
Nell’erogazione dei servizi, ed in particolare in quello della distribuzione dell’energia elettrica, l’impegno del distributore è quello di monitorare e soddisfare le esigenze del territorio gestito, costantemente oggetto di una trasformazione supportata da diversi fattori: da un lato l’evoluzione dei sistemi distributivi è indotta dallo sviluppo urbanistico dei centri abitati e dall’altro dalle esigenze dei contesti produttivi/industriali. L’obiettivo principale del distributore è quello di soddisfare le esigenze dell’utenza garantendo nel contempo uno sviluppo razionale e lungimirante della rete per ottenere economicità di esercizio, migliorare le prestazioni di qualità del servizio offerto e ottimizzare i costi correlati allo sviluppo di rete, definendo le opportune priorità nell’ambito della redazione di un piano industriale che programmi gli investimenti secondo una vista almeno quinquennale.
Le esigenze legate allo sviluppo edilizio possono essere previste con un certo anticipo, analizzando gli strumenti pianificatori resi disponibili dalla legislazione urbanistica. Per quanto riguarda le esigenze del comparto industriale, ed in particolare per le utenze attive, per prevedere gli interventi atti a garantire la coerenza tra lo sviluppo di rete e le esigenze degli utenti finali si deve tenere presente la presenza di diversi elementi: una sostanziale aliquota di energia viene prodotta non tanto dalle grosse centrali elettriche dotate di capacità regolante, bensì da piccoli impianti di produzione da fonte rinnovabile, per lo più non programmabile, distribuiti in maniera più o meno omogenea sul territorio e connessi alle reti MT e BT. È noto che questo tipo di impianti, caratterizzati da regimi di produzione estremamente variabili, possono portare a sensibili variazioni dei parametri di rete, in particolare se questi impianti sono inseriti in zone periferiche della rete di distribuzione o se vi è un’elevata concentrazione di produttori in un perimetro limitato.
Per dare un’idea dell’ammontare della generazione distribuita, nella rete di Modena e comuni limitrofi di competenza HERA, alla fine dell’anno 2010 l’ammontare della produzione fotovoltaica connessa era circa 15 MW e a ottobre del 2012 si è saliti a circa 70 MW, mentre nella rete di Imola si è passati dai 16 MW del 2010 ai 47 MW circa di ottobre 2012.

Vantaggi della modellazione
In un contesto di questo tipo, per garantire un’attenta pianificazione dello sviluppo della rete (e degli investimenti correlati) a lungo termine è necessario un presidio dello sviluppo della domanda (sia attiva che passiva) affiancato a strumenti di modellazione dell’assetto di rete. È infatti determinante disporre di informazioni e di strumenti adeguati per identificare gli stati critici derivanti da sbilanciamenti dei carichi nelle linee, simulare l’impatto sulla rete di nuovi carichi derivanti dalle espansioni urbanistiche, predisporre dei piani di difesa da scenari incidentali che simulino il malfunzionamento di elementi chiave del sistema distributivo e, in ultimo, prevedere gli effetti e i benefici derivanti da manutenzione/potenziamenti di linea, consentendo così di pianificare razionalmente gli investimenti sulla manutenzione di rete.
In questo senso, HERA ha effettuato la scelta di adottare il software di modellazione di rete DIGSILENT PowerFactory con l’obiettivo di consentire ai reparti di progettazione lo studio in modalità off-line di vari assetti di esercizio e sperimentare diverse evoluzioni della rete (network planning) a partire già dalle prime fasi di pianificazione territoriale. Il software consente inoltre di effettuare calcoli tecnico – economici al fine di valutare l’opportunità degli interventi sulla rete nonché massimizzare la hosting capacity avendo la possibilità di studiare gli effetti sulla rete di nuove connessioni.
La mole di dati da trattare è elevata, ed anche la stessa base dati è soggetta a continue variazioni nel tempo, a causa delle attività di manutenzione e degli investimenti di ampliamento e modifica. Pertanto è stato predisposto un opportuno software di interfaccia che consente, in pochi minuti, il caricamento automatico di tali dati dai sistemi informativi territoriali ogni volta che l’operatore lo richieda.
Questa attività di ripresa dati è stata l’occasione per razionalizzare ed eliminare dalla base dati d’origine la maggior parte delle incongruenze. Spesso, infatti, questi database sono derivati storicamente dalla digitalizzazione di tavole cartacee piuttosto che da un effettivo rilievo in campo o da progetti esecutivi (disponibili solo per le realizzazioni più recenti). Generalmente, il livello di informazione deve soddisfare necessità soprattutto descrittive e finalizzate ad un utilizzo “visivo”, che è tipico dei reparti operativi, di pronta identificazione della collocazione fisica degli elementi di rete. Per l’utilizzo dei dati da parte di un programma di calcolo è invece necessario che siano definiti in modo rigoroso sia la topologia della rete (chi è elettricamente connesso con cosa), sia l’intero set dei dati caratterizzante un elemento del sistema (specifiche tecniche, caratteristiche elettriche, dimensionali, etc..). Ciò richiede un grosso impegno di rilevazione/verifica dei dati a sistema, ma lo sforzo viene ripagato dagli indubbi benefici di avere un sistema completo e funzionale anche per l’uso da parte di altri reparti di gestione per scopi non strettamente di calcolo (es. manutenzione, analisi dei costi, etc..).
Il caricamento dei dati dai sistemi informativi territoriali consente di conservare e trasferire automaticamente al software di modellazione la rappresentazione geografica (fig.1, con l’intera rete di Modena città e provincia), senza limitazioni di ingrandimento a video, per esempio sul centro della città di Modena (fig.2) o su qualsiasi particolare (fig.3), con il riporto a video dei risultati dei calcoli consentendo di creare automaticamente per ogni feeder, ovvero per ogni dorsale (in generale, ramificata) che parta da una cabina primaria o di smistamento, una grafica funzionale (fig.4).
Le funzioni base di calcolo sono il load-flow (anche dissimmetrico) e il cortocircuito, secondo la Norma IEC 60909 oppure secondo la sovrapposizione degli effetti (basata sugli equivalenti di Thévenin).
Il guasto può essere trifase, monofase a terra, bifase a terra o isolato; franco o mediante impedenza; in ogni punto della rete (nodo, lungo linea). Si ottiene quello che viene chiamato il “load-flow di guasto”, ovvero il flusso in corrente in ogni ramo e la tensione residua in ogni nodo, per ogni fase e alle sequenze simmetriche. Inoltre è possibile l’analisi del guasto multiplo (p.es. il doppio monofase). I calcoli di guasto sono usati per la verifica delle protezioni e della tenuta termica delle condutture (verifica I2t), anche tenendo conto dell’eventuale contributo della generazione distribuita.
Nell’ambito dell’analisi di esercizio è ampiamente utilizzato soprattutto il calcolo di load-flow, per esempio per la verifica della fattibilità delle controalimentazioni. Le figure 5 e 6 mostrano il profilo di tensione in un feeder, con alcuni rami in colore rosso ad indicare il superamento di una soglia di carico di allarme, qui imposta all’80% della corrente nominale di ciascun tronco di linea, in due diverse condizioni di esercizio.
Ma l’utilizzo più intensivo è quello del network planning. A partire dall’attuale struttura della rete è possibile verificare l’impatto della messa in servizio di nuovi elementi di generazione distribuita (GD), di nuovi carichi e l’eventuale dismissione o riduzione di carichi esistenti e sperimentare con facilità, ma anche con risultati precisi ed attendibili, diverse soluzioni (anche tra loro alternative) di espansione e modifica della rete (creazione di nuove linee dedicate, rafforzamento di linee esistenti, etc.) e confrontarne i benefici tecnici ed anche economici. Infatti, mediante il linguaggio di programmazione interna (denominato DPL), è possibile eseguire il load-flow nelle 24 h del giorno o addirittura nelle 8760 ore/anno, applicando ad ogni carico e ad ogni GD un’opportuna caratteristica temporale, preparata in base ai dati storici. Si possono così verificare le cadute (o le salite) massime di tensione, i livelli massimi di carico di ogni singolo tronco di linea, calcolare le perdite annue e quindi il corrispondente costo annuale (con l’applicazione di costi differenziati su base oraria) e con questi valori eseguire comparazioni costi-benefici per ciascuna delle soluzioni proposte.
In questo modo è possibile realizzare una progettazione di estremo dettaglio che, tenendo conto delle variazioni attese nel tempo della GD e dei carichi, ottenga un dimensionamento adeguato e ottimizzato sia ai fini dell’esercizio che dei costi.

Un esempio
Viene riportato un esempio. La figura 5 riporta il profilo di tensione nella situazione di massimo carico di una dorsale lunga quasi 10 km. Si ipotizza che un privato richieda l’allacciamento di 3 campi fotovoltaici da 999 kW cadauno, tutti collocati in una zona geografica nei pressi della terminazione di una delle diramazioni principali. La figura 6 mostra il profilo di tensione e i rami vicini al sovraccarico dopo l’allacciamento dei 3 campi. Ad esempio, si comprende immediatamente che se la tensione in cabina primaria dovesse per qualche ragione (inversione di flusso in altre dorsali, posizione del tap changer del trasformatore AT/MT, etc.) passare dal valore attuale del 102% Vn al valore, per esempio, del 104% Vn, i nodi a fondo dorsale arriverebbero al 106% Vn circa. Inoltre, la lettura sull’unifilare o sui risultati tabellati, qui non riportati, ci dice con più precisione che tra le linee in evidenza ve n’è una carica al 101%. Si potrebbero poi facilmente condurre ulteriori analisi, come ad esempio un caso di massima generazione combinata con minimo carico (e viceversa) e trovare così situazioni limite di esercizio ancora più gravose. I risultati indicano immediatamente quali tronchi di linea debbano essere rinforzati (oppure l’operatore potrà studiare soluzioni alternative, per es. linee dedicate, etc.).
I calcoli di load-flow possono inoltre evidenziare l’esigenza della compensazione di reattivo; grazie al calcolo delle sensitivity nodali è possibile individuare i nodi candidati ottimali per l’installazione di eventuali elementi di compensazione; come pure è immediato simulare, se disponibile, la regolazione di potenza reattiva da parte della GD.

Sviluppi
Queste attività sono per ora nella fase iniziale del loro utilizzo, essendo il programma di recente installazione, ma i risultati fin qui ottenuti sono molto promettenti. Sono anzi già in previsione per il futuro ulteriori tipi di analisi, per esempio la ricerca dei punti ottimi di apertura degli anelli ovvero della configurazione ottimale di schema normale e l’analisi affidabilistica del rischio, con l’individazione dei “punti critici” della rete per un’opportuna graduatoria delle attività di manutenzione. Inoltre, con l’ampliamento delle funzioni di calcolo, saranno possibili analisi di Power Quality legate a problemi di flicker o di armoniche.
Va infine fatto presente un ultimo aspetto, non meno importante dei precedenti. L’introduzione degli strumenti di calcolo ha richiesto un’investimento anche in termini di risorse umane. Gli operatori, sia dei settori di esercizio che della programmazione/progettazione, hanno dovuto abituarsi ad un rigore di gestione dati e di calcolo, che porta però a benifici sia nella qualità del lavoro sia – superata una fase iniziale di apprendimento e di consolidamento dei dati – nei tempi necessari per ottenere un risultato. Le soluzioni, anche di emergenza in seguito a guasti con effetti di media durata, possono ora essere verificate ed applicate in tempi brevissimi e quindi con maggiore tempestività e sicurezza dell’efficacia, oppure scartate subito e sostituite con altre più adeguate.
Dato il notevole ausilio di uno strumento di questo tipo nelle attività di gestione di rete, di programmazione degli investimenti e di pianificazione industriale, HERA prevede di proseguire le attività di modellazione di rete fino ad implementare la totalità delle reti elettriche dei territori di Modena e Imola, che comprendono complessivamente un’estensione di circa 29 km di linee AT, 2590 km di linee MT, di 7125 km linee BT che si diramano da 10 cabine primarie (132/15 kV) a servizio dei 24 comuni gestiti.
Oltre a questo applicativo di modellazione off-line, HERA si sta apprestando ad implementare anche un Distribution Management System (DMS) che invece offre possibilità di regolazione dei parametri di rete in tempo reale, dialogando con il telecontrollo e prevedendo le opportune azioni di campo. I due applicativi, tra loro complementari, rappresentano per HERA una significativa evoluzione tecnica e aprono nuove prospettive per gli operatori e i tecnici preposti alla progettazione e all’esercizio della rete elettrica.

di Marcello Bondesan, Gianluca Pasini, Elisa Pitti

Marcello Bondesan
marcello.bondesan@gruppohera.it
Laureato in Ingegneria Chimica presso l’Università di Bologna nel 1998. Dopo alcune esperienze nell’ambito di aziende del settore industriale, dal 2000 lavora presso HERA ove ha maturato una decennale esperienza  nella gestione e nella progettazione di impianti del ciclo idrico integrato. Successivamente si è occupato di sviluppo di sistemi a rete in ambito idrico ed energetico (gas – teleriscaldamento – energia elettrica). Dal 2011 è responsabile del reparto Ingegneria e Sviluppo della Direzione Generale Operations – Settori Operativi.

Gianluca Pasini
strel@tin.it
Laureato in Ingegneria Elettrotecnica presso l’Università di Pavia nel 1987, consegue il Dottorato di Ricerca nella medesima disciplina nel 1992. Dal 1991 opera come libero professionista occupandosi di modellistica e di studi sui sistemi elettrici.
Dal 1999 è Amministratore Unico di DIGSILENT STREL S.R.L.
E’ stato più volte professore a contratto presso le università di Pavia e di Bergamo e attualmente è titolare, a contratto, del corso di Impianti Elettrici Industriali, Università di Pavia, sede di Mantova.

Elisa Pitti
elisa.pitti@gruppohera.it
Laureata in Ingegneria Elettrica presso l’Università di Bologna nel 2007. Dopo alcune esperienze nell’ambito di aziende del settore della trasformazione elettrica di potenza e in studi tecnici professionali, dal 2011 lavora presso HERA ove, nell’ambito del reparto Ingegneria e Sviluppo della Direzione Generale Operations – Settori Operativi, si occupa di progettazione di impianti e reti di distribuzione elettrica e di modellazione di reti energetiche.


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