Il presente documento è stato redatto nell’ambito del progetto “Ricerche su Reti Attive, Generazione Distribuita e Sistemi di Accumulo – Ricerche su reti attive (Smart Grids)” definito nell’Accordo Triennale tra il Ministero dello Sviluppo Economico e E.R.S.E. S.p.A. firmato il 29 Luglio 2009. Nella Ricerca di Sistema del 2008 è stato condotto, in collaborazione con il Politecnico di Milano, uno studio relativo all’impatto della generazione distribuita sul sistema elettrico italiano [1]. Nel 2009 l’attività di ricerca è continuata sullo stesso argomento del 2008 approfondendo l’analisi sulla rete MT ed estendendola anche sulla rete BT. In particolare per quanto riguarda la rete MT, l’analisi è stata estesa alla valutazione delle perdite Joule (capitolo 2) ipotizzando di considerare la massima generazione installabile allocata non solo su di un nodo della rete MT, ma su più nodi della rete e quindi suddivisa fra più generatori (caso multi-generatore). Inoltre, per migliorare l’accuratezza degli studi riguardanti il comportamento delle reti di distribuzione MT alla presenza di GD, è stato necessario introdurre modelli di carico e generazione rappresentativi delle effettive condizioni di esercizio. In particolare, come spesso fatto in studi presenti in letteratura, è stato introdotto l’approccio dei “giorni tipo” sia per la modellare i carichi (utenti MT e trasformazione secondaria MT/BT) che la generazione (idroelettrico e mini idroelettrico, fotovoltaico di piccola e grande taglia, cogenerativo industriale e cogenerativo civile). Con riferimento alla GD, è stato inoltre adottato un approccio statistico per studiare diversi scenari di penetrazione, sia in termini energetici sia in termini di composizione del parco di generazione diffusa, associando a ogni fonte energetica una particolare disponibilità in funzione del tempo. Sono state identificate le curve di produzione dei generatori più diffusi in Italia e relativamente ad esse è stata effettuata l’analisi delle perdite Joule. Gli scenari di generazione, tramite processi di tipo stocastico (metodo Monte Carlo), sono stati associati a quattro feeder rappresentativi dell’intero campione di rete MT disponibile. Gli scenari sono stati ipotizzati per diversi livelli di penetrazione di GD (potenza installata tale da originare un’inversione di flusso verso la rete AT dello 0%, 5%, 10%, 15% e 20% delle ore totali annue), in modo da investigare l’impatto diversificato per ognuno degli scenari sulle perdite annue acquisendo anche indicazioni quantitative relative alla presenza di più generatori sulla rete di distribuzione MT. In generale, è stato possibile affermare che più diffusa è la potenza di generazione sulla rete, più le perdite ne traggono beneficio. Inoltre con i livelli di penetrazione definiti e allocazione diffusa e casuale della GD sul sistema le perdite annue risultanti sono sempre inferiori rispetto alla situazione di rete passiva. Per quanto riguarda la rete BT (capitolo 3) è stata eseguita un’analisi della hosting capacity. Data la numerosità e varietà delle strutture BT, le analisi sono state condotte sfruttando modelli ricavati da dati statistici nazionali disponibili in letteratura. In particolare, la rete BT è stata modellata con una struttura a due livelli: dorsali e derivazioni. Tramite la combinazione dei due livelli è possibile individuare un numero elevato di strutture di rete differenti da studiare. Su questi modelli sono stati quantificati i valori massimi nodali di potenza installabile (analisi mono- generatore) nel rispetto dei vincoli tecnici legati alle variazioni rapide di tensione, alle variazioni lente di tensione, al limite termico delle linee e trasformatori, nonché alle correnti di cortocircuito. Per tener conto della variabilità delle strutture di rete BT, è stata svolta un’analisi di sensitività sulla massima GD installabile al variare dei parametri principali (es. lunghezza della dorsale BT e la tensione della sbarra MT). Dall’analisi si è visto che la tensione della rete MT ha un impatto molto elevato sulle variazioni lente di tensione (legame di proporzionalità inversa), mentre la lunghezza delle dorsali ha un impatto rilevante sia sulle variazioni lente sia sulle variazioni rapide di tensione (ancora secondo un legame di proporzionalità inversa). I risultati dello studio in ambito BT rivelano che, in caso di connessione diretta della GD alle dorsali, la potenza installabile si riduce aumentando la distanza dalla cabina secondaria. Inoltre è evidenziato che il vincolo riguardante le variazioni rapide di tensione è molto restrittivo principalmente per reti rurali, con

potenze installabili che variano indicativamente tra 20 kW e 160 kW. Nelle reti urbane, il vincolo termico dei conduttori è il limite più stringente per distanze elettriche ridotte (vicino alla CS), con potenza installabile di circa 300 kW. I vincoli sulle variazioni rapide e lente di tensione diventano più limitanti quando la generazione è connessa a distanze elettriche elevate (fondo linea), le potenze installabili sono comunque superiori ai 100 kW. La connessione della GD sui rami di derivazione porta ovviamente a una forte riduzione della potenza installabile principalmente sulle reti urbane, dove la riduzione è significativa a causa della ridotta portata dei conduttori di laterale (sezioni ridotte). Infine, con riferimento all’incremento delle correnti di guasto, l’analisi ha rivelato che, per trasformatori MT/BT fino a 400 kVA, le correnti di cortocircuito sono compatibili con i limiti imposti degli interruttori e consentono un buon margine per l’installazione di GD.