Sistemi di produzione e distribuzione dell'energia elettrica

Mantova, 30-31 Marzo 2007 1

Sistemi di Produzione e DistribuzioneSistemi di Produzione e Distribuzionedelldell’’Energia ElettricaEnergia Elettrica

Ing. Fabio ZanelliniDipartimento di Ingegneria Elettrica

Università degli Studi di Pavia

Seminario Didattico


• Programma indicativo del corso:o Domanda di energia elettrica e modalità di copertura del fabbisogno. Sviluppo dei sistemi elettrici in Italia e nel

mondo. Il passaggio da strutture monopolistiche e verticalmente integrate alla competizione nel mercato della domanda e dell’offerta, la direttiva CE 96/92; struttura del mercato italiano, dati sulla situazione elettrica europea.

o sistema elettrico di produzione, trasmissione, subtrasmissione, distribuzione primaria e secondaria: Sistemi in CC, sistemi in CA monofase e trifase. Struttura delle reti elettriche: impianti di generazione, trasformatori, linee di trasmissione, carichi.

o generazione: Fonti primarie per la generazione, fabbisogni di energia elettrica, bilanci energetici, diagrammi di carico e loro copertura con i mezzi di produzione. Centrali idroelettriche ad acqua fluente, a bacino, a serbatoio e di pompaggio. Centrali termoelettriche a vapore di condensazione, a gas e con cicli combinati. Centrali eoliche e solari, centrali che utilizzano altre fonti rinnovabili, Certificati Verdi, Titoli di Efficienza Energetica, N. ore di utilizzazione della potenza e perdite. Costi di produzione. Dispacciamento: la programmazione delle generazione delle potenze attive dei gruppi generatori. La competizione nel mercato dell’energia elettrica: curve di domanda e di offerta. Il ruolo dei diversi operatori del mercato. La sicurezza dell’esercizio: il ruolo del sistema elettrico di trasmissione.

o trasmissione: Linee elettriche aeree e in cavo: caratteristiche costruttive e di esercizio, parametri caratteristici. Coordinamento tra programmazione della produzione e sistema di trasmissione: calcolo dei flussi di potenza (Power Flow) e procedure di ottimazione (Optimal Power Flow). Cenni alla regolazione di frequenza e tensione.

o distribuzione: Reti a M.T. e B.T.. Reti radiali ed a maglie. Cabine di sezionamento, smistamento, trasformazione e regolazione, cenni alle regole di connessione.

Testi ConsigliatiF. Iliceto, “Impianti elettrici”, vol. I, ed. Pàtron, Bologna.N. Faletti, P. Chizzolini, “Trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica”, vol. I, II, ed. Pàtron, Bologna.Olle Elgerd, Electric, Energy Systems Theory - An Introduction, McGraw-HillInformazioni dai siti internet del gestore della rete di trasmissione nazionale (TERNA) e dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas.


Energia e unitEnergia e unitàà di misuradi misuraIN PURO SENSO FISICO L’ENERGIA APPARE NELLE FORME DI ENERGIA MECCANICA (POTENZIALE E CINETICA), TERMICA (EN. INTERNA, ENTALPIA), CHIMICA (DEI LEGAMI), ELETTRICA E RADIAZIONE ELETTROMAGNETICAL’UNITÀ DI MISURA DELL’ENERGIA E’ IL J (cal/Wh/tep) E SUOI MULTIPLI k, M,G, T, P, EL’UNITÀ DI MISURA DELLA POTENZA è IL W E SUOI MULTIPLI k, M,G, T, P, E

per la potenza : kW = 1.000 Wattper l’energia :1000 W. 1h = 1.000 Wattora=1 kWh

MW,MWh = migliaia di GW,GWh = milioni di TW,TWh = miliardi di

kW,kWh


Energia e unitEnergia e unitàà di misuradi misuraIl S.I. è un insieme di definizioni e regole che forniscono un approccio organico e completo per ottenere le unità per ogni quantità.Si basa su 7 unità fondamentali e due addizionali, tutte le altre unità possono essere derivate da queste in funzione della seguente espressione


Energia e unitEnergia e unitàà di misuradi misuraAlcune unità di misura derivate sono:

(J/kg), (J/m3)Energia specifica(J/kg*K)Calore specifico(W), Cavallo (Hp), calorie ora (cal/h)Potenza(J), Calorie (cal), (Wh)Energia(m3), (l)VolumeFlusso luminoso (lumen), illuminamento (lux)Luce

Potenziale elettrico (V), forza magnetomotrice (A), resistenza (Ω)

Elettricità/magnetismo

Densità (kg/m3), forza (N), coppia energia lavoro calore (J), potenza (W), pressione (Pa)

Meccanica

Velocità (m/s), velocità angolare (rad/s), frequenza (1/s)

Tempo/spazio


Alcune relazioni importantiAlcune relazioni importantiAlcune relazioni di fisica, termofisica, fisica tecnica da non dimenticare:

Q = m.cp**.dTE = Pm.tMassa=densità*volumeK = 273,15 + °C

PCI olio combustibile=41860 kJ/kg, PCI** gas naturale 34325 kJ/Sm3, gasolio =42700 kJ/kg, carbone =29300 kJ/kgPer potere calorifico si intende quantità di calore prodotta dalla combustione completa di una quantità unitaria (di massa o di volume) di gas a determinate condizioni, quando la pressione di reazione è mantenuta costante ed i prodotti della sua combustione vengono riportati alla temperatura iniziale dei reagenti: si parla di Potere Calorifico Superiore (PCS) se si considera tutta l’energia prodotta dal combustibile (di Potere Calorifico Inferiore se, invece, si sottrae dall’energia totale prodotta l’energia impiegata per l’evaporazione dell’acqua formatasi durante la combustione).Calore specifico: quantità di calore necessaria per aumentare di 1 K la temperatura di un'unitàdi massa (generalmente un grammo o un chilogrammo) del materiale.


RendimentiRendimenti

55 l BENZINA30 l OLIO COMB

DA 1 BARILE = 159 l55 l GASOLIO15 l GAS, CATRAME, ETC.

η %CENTR.IDROELETTRICA 80-88CENTR.TERMOELETTRICA 33-40CENTR.NUCLEARI 25-35MOTORE DIESEL 35MOTORE A BENZINA 25CAMBIO AUTOMOBILE 80-85AUTOMOBILE (MOTORE+CAMBIO) 20PANNELLO FOTOVOLTAICO 10-18MOTORE ELETTRICO 70-90LAMPADINA AD INCANDESCENZA 5


OsservazioniOsservazioniDA UN PUNTO DI VISTA FISICO OD ECONOMICO, LE FONTI PRIMARIE SONO: I COMBUSTIBILI SOLIDI, LIQUIDI, GASSOSI, LE SORGENTI IDRICHE, L’EN. NUCLEARE, SOLARE, NELLE BIOMASSE, NEL VENTO, OCEANI, GEOTERMICO. LE FONTI SECONDARIE SONO: EN. ELETTRICA E CALORE.

NELLA LETTERATURA TECNICA APPAIONO ALTRE DISTINZIONI TRA RINNOVABILI E NON RINNOVABILI/DEPERIBILI.

IN GENERALE L’INDICAZIONE RINNOVABILE PUÒ ESSERE AMBIGUA, A MENO CHE NON SI DIA ANCHE UNA INDICAZIONE TEMPORALE (SI PENSI ALLE BIOMASSE O AL LEGNO O AL GEOTERMICO). TALVOLTA PER SOTTOLINEARE LA DIPENDENZA O MENO DALLE CONDIZIONI CLIMATICHE SI PARLA DI FLUSSO O STOCCAGGIO.OGNI VOLTA CHE SI TIENE CONTO DI UNA CONVERSIONE / MODIFICA BISOGNA ANCHE RICORDARSI DELLE PERDITE.


Fonti rinnovabiliFonti rinnovabili

biomassa

eolico

Fotovoltaico+ eolico

geotermia idroelettrico


Fonti rinnovabiliFonti rinnovabili

mareeSolare termico


IntroduzioneIntroduzioneL’energia elettrica è una fonte di energia SECONDARIA cioè non disponibile come tale in natura ma ottenuta da altre fonti primarie operate dall’uomo, passando in generale attraverso l’energia meccanicaLe peculiarità dell’energia elettrica sono la notevole facilità di impiego e di trasporto (linee elettriche), la facilità di conversione, con macchine semplici e di elevatissimo rendimento, in energia meccanica, luminosa e termica ed èelemento indispensabile nelle applicazioni informatiche e delle telecomunicazioniL’inconveniente principale sta nel fatto che non può essere immagazzinata in quantità industriale (solo nelle pile e nelle batterie in piccolissima quantità) e pertanto deve essere prodotta nello stesso istante in cui è richiestaFonti da cui può essere prodotta energia elettrica:

Energia chimica dei combustibili tradizionali: solidi, liquidi e gassosi (carbone, idrocarburi, biomasse e metano)Energia nucleare (fissione e forse in futuro fusione)Energia idraulica delle cascate d’acqua, delle maree, delle ondeEnergia eolicaEnergia fotovoltaica


IntroduzioneIntroduzioneLe risorse idrauliche sono state in gran parte sfruttate, soprattutto nei paesi industrializzati e l’installazione di nuove centrali termoelettriche o nucleari incontra grosse difficoltà autorizzative, soprattutto a livello localeLa produzione di energia elettrica può essere destinata a soddisfare i consumi locali del produttore (autoproduzione) o ad essere ceduta a terzi (utilizzatori finali o aziende elettrocommerciali); ciò comporta la presenza di una estesa rete di TRASMISSIONE e di DISTRIBUZIONE dell’energia elettricaLa possibilità di sostituire energia ricavata da una fonte con energia ricavata da un’altra fonte e la possibilità di trasformare un tipo di energia in un altro tipo inducono ad esprimere la domanda di energia di un sistema (ad esempio una nazione) in forma sintetica con un’unica cifra, costruendo dei BILANCI ENERGETICI, in cui devono apparire tutte le fonti energetiche (meccanica, idraulica, termica, ecc), le trasformazioni intervenute (fonti di energia trasformate da primarie in secondarie, energia trasformata da meccanica in elettrica, ecc) e le perdite di energia o di fonti energetiche verificatesi nella produzione, trasformazione ed utilizzazione


IntroduzioneIntroduzioneL’unità di misura dell’energia nel sistema MKS è il Joule (J): nei bilanci energetici complessivi dei grandi sistemi è di uso comune la t.e.p. (tonnellata di petrolio equivalente) ed il suo multiplo Mtep. Una t.e.p. equivale alla quantità di calore ricavabile da una tonnellata di petrolio e quindi a circa 107 calorie ovvero 11630 kWh (circa 4500 kWh elettrici se si tiene conto del rendimento della trasformazione) , mentre nei problemi elettrici è di uso comune il kWh pari a 3,6 106 J ovvero 3,6 MJIl kWh è una unità molto grande: è il lavoro che può alzare una massa di 1000 kg per 360 m o essere prodotto da 1 m3 di acqua che cade da 450 m di altezza in una centrale idroelettrica o da circa 250 g di olio combustibile bruciati in uancentrale termoelettrica. Pertanto nei bilanci di energia elettrica sono spesso usati i GWh (1 milione di kWh) e il TWh (1 miliardo di kWh)Alcune definizioni:

Il consumo interno lordo di energia è dato dalla somma dei quantitativi di fonti primarie prodotte, di fonti primarie e secondarie importate e della variazione delle scorte di fonti primarie e secondarie presso produttori e importatori, diminuita delle fonti primarie e secondarie esportate


IntroduzioneIntroduzioneIl consumo finale di energia è dato dal consumo interno lordo di energia diminuito del consumo del settore energeticoLa produzione lorda di energia elettrica di un insieme di impianti di generazione èla somma delle quantità di energia prodotte in un determinato periodo, misurate ai morsetti dei generatori elettriciIl consumo dei servizi ausiliari è la somma dei consumi dei servizi ausiliari degli impianti considerati, maggiorata delle perdite dei trasformatori principaliL’energia destinata ai pompaggi è quella impiegata negli impianti idroelettrici di pompaggio

Il prelievo di energia del singolo utilizzatore è assai variabile secondo la sua tipologia ed è fissato dall’utente il quale collega e scollega dalla rete i propri macchinari e apparecchi determinando la potenza assorbita e le caratteristiche del prelievo. I diagrammi di carico giornaliero hanno un andamento caratteristico tipico per ogni utenza singola o per gruppo omogeneo di utenze. In una rete che comprenda diverse categorie di utenze le differenze di prelievo e i diagrammi di carico sono meno accidentati quanto più grande è la zona di distribuzione cui di riferiscono


IntroduzioneIntroduzione


IntroduzioneIntroduzione

Si definisce FATTORE DI CONTEMPORANEITA’ per un dato complesso di carichi e per un dato intervallo di tempo il rapporto fra la potenza massima richiesta dal detto complesso di carichi e la somma delle potenze massime richieste separatamente dai singoli nell’intervallo di tempo consideratoSi definisce CARICO MEDIO di un carico variabile in un certo intervallo di tempo (ad esempio 24 ore) il valore del carico costante cui corrisponde, in quell’intervallo di tempo la stessa energia assorbita secondo l’effettivo diagramma di caricoL’UTILIZZAZIONE DEL CARICO MASSIMO è il rapporto espresso in ore, fra l’energia assorbita in un determinato periodo e la potenza corrispondente al carico massimo. Si misura usualmente in ore e rappresenta il tempo necessario per assorbire, con carico costante e pari al massimo, l’energia corrispondente al diagramma di carico. In valore relativo può anche essere espresso come rapporto fra il carico medio ed il carico massimo in quel determinato periodo di tempo


Origini e evoluzione del settore elettrico italianoOrigini e evoluzione del settore elettrico italianoLe origini dell’industria elettrica nel mondo si possono far risalire al 4 settembre 1882 quando a New York inizia a funzionare la centrale di Pearl Street realizzata da ThomasA. Edison per servire una piccola rete di distribuzioneLa data di nascita dell’industria elettrica italiana si può individuare nel giugno 1883 quando, auspice il prof. Giuseppe Colombo che aveva chiamato in un comitato promotore industriali e finanzieri lombardi, entra in servizio a Milano la centrale termoelettrica di via Santa Radegonda (potenza installata pari a 400 kW) per illuminare i portici di piazza Duomo e la Galleria Vittorio Emanuele. Nel 1887 vengono realizzate le prime installazioni idroelettricheLa mancanza di giacimenti combustibili, propria del nostro paese, induce assai presto l’industria elettrica, con l’aumento dei consumi, ad orientarsi verso la produzione di energia idroelettrica. Sorge così il problema del trasporto dell’energia, perché gli impianti idroelettrici sono lontani dai centri di caricoIn Italia, il primo esempio autorevole di trasporto a distanza si ha nel 1898 con la centrale di Paderno sull’Adda (con potenza di 10 MW e corrente alternata trifase) la cui energia viene trasportata a Milano su un percorso di 32 km alla tensione di 13,5 kV. Successivamente, per far fronte a nuove esigenze, si accresce notevolmente la potenzialitàdella rete di trasporto: la prima linea a 130 kV entra in servizio in Italia nel 1923 e la prima linea a 220 kV nel 1929


Origini e evoluzione del settore elettrico italianoOrigini e evoluzione del settore elettrico italianoIl secondo dopoguerra trova l’industria elettrica organizzata in numerose società fra i quali EDISON, SADE, SIP al nord CENTRALE E UNES al centro e SME nel sudL’industria elettrica provvede alla ricostruzione e allo sviluppo: vengono realizzati numerosi impianti idroelettrici e si sviluppa la produzione termoelettrica con la realizzazione di unità da 160 MW e l’avvio di unità di potenza superiore (320 MW e 660 MW)A seguito dell’incremento del carico e della realizzazione di grandi poli di produzione (La Spezia, Torrevaldaliga, Porto Tolle) ha inizio lo sviluppo della rete a 380 kV destinata a sostituire quella a 220 kV. La prima linea a tale tensione entra in servizio nel 1964La grande innovazione del settore elettrico italiano è stata la nazionalizzazione delle imprese elettrocommerciali e la creazione dell’ENEL, istituito nel dicembre 1962 come ente pubblico economico mediante la nazionalizzazione di circa 1250 imprese elettriche private. Come è noto furono escluse dalla nazionalizzazione le Aziende Municipalizzate, gli Autoproduttori ed alcuni piccoli distributori locali. Le Aziende municipalizzate si erano costituite e rafforzate soprattutto al Nord e al Centro del paese; fra le maggiori si possono citare Milano (creata nel 1905), Torino e Roma. Gli Autoproduttori sono imprese industriali che producono energia elettrica per le proprie necessità e cedono le eccedenze al sistema nazionale: fra le principali ricordiamo Edison, ENI e FIAT. Vennero esclusi dalla nazionalizzazione perché almeno il 70 % della produzione fosse destinato ai consumi propri; tutta la produzione eccedente doveva essere ceduta all’ENEL


Origini e evoluzione del settore elettrico italianoOrigini e evoluzione del settore elettrico italiano

La legge 9 del 1991 ha introdotto importanti innovazioni prevedendo che le imprese distributrici di energia elettrica potessero impiegarla anche per uso di altre società del medesimo gruppo industriale. Inoltre la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate (in particolare impianti combinati energia – calore) non era piùsoggetta alla riserva a favore di ENEL ma di fatto liberalizzata. Si consentiva anche la libera circolazione di tale energia nell’interno di consorzi fra impreseNel luglio 1992 l’ENEL è stato trasformato in una società per azioni come primo passo verso la privatizzazione ed il conseguente collocamento delle azioni sul mercatoIl 19 dicembre 1996 il Parlamento Europeo ha approvato la Direttiva per il Mercato dell’Energia Elettrica, che doveva essere recepita in Italia entro due anni e condurre ad una maggiore liberalizzazione del mercato. L’obiettivo dell’UE è la creazione di un mercato interno per l’energia elettrica, analogamente a quanto già realizzato per altri beni e servizi, e a tale scopo la Direttiva prevede, in estrema sintesi, l’introduzione graduale della concorrenza nei mercati elettrici nazionali con la creazione di un mercato libero nel quale i consumatori “idonei” (a differenza di quelli “vincolati”) sono liberi di scegliere il proprio fornitore e i produttori hanno libertà di produrre per la fornitura al mercato libero. Le imprese verticalmente integrate devono introdurre la separazione contabile fra le varie funzioni e designare un gestore indipendente della rete


Origini e evoluzione del settore elettrico italianoOrigini e evoluzione del settore elettrico italianoIl 19 febbraio 1999 il Consiglio dei Ministri ha approvato, su proposta del Ministro dell’Industria, il decreto legislativo che avvia la liberalizzazione e la riforma del settore elettrico, recependo le indicazioni della Comunità Europea. Mentre la Direttiva non si occupa dell’assetto proprietario delle aziende, né raccomanda il frazionamento delle imprese verticalmente integrate, la riforma italiana è entrata anche nelle modalitàorganizzative dell’industria elettrica, esprimendo la preoccupazione che la semplice privatizzazione dell’ex monopolista, pur nel quadro di nuove regole stabilite dall’Autoritàper l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), nel frattempo costituita, portasse alla creazione di un monopolio privato con riflessi negativi sulla effettiva liberalizzazione dei mercati e con significative incidenze sugli assetti economico – finanziari del paeseIl nuovo assetto del settore elettrico nazionale ha previsto che ENEL si articoli in societàseparate, sotto il controllo di una holding industriale, con funzioni di indirizzo strategico e di coordinamento delle società controllate. Sono state costituite apposite società per la produzione, trasmissione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica. Una apposita società si occupa della dismissione degli impianti nucleari, restando sotto il controllo del Ministero del TesoroLa produzione di energia elettrica è stata completamente liberalizzata e ciò a portato a molte nuove iniziative, soprattutto nel campo delle centrale termoelettriche a ciclo combinato


Origini e evoluzione del settore elettrico italianoOrigini e evoluzione del settore elettrico italiano

La produzione dell’ENEL ha dovuto cedere a terzi impianti di generazione per circa 15000 MW di potenza installata, per arrivare a coprire non più del 50 % della somma di produzione nazionale e importazioniLa Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) è rimasta di proprietà della società TERNA, a cui, dal novembre 2005, sono affidati anche i compiti di gestione, dispacciamento e programmazione dello sviluppo rete, prima di pertinenza del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN)Al fine di razionalizzare la distribuzione dell’energia elettrica, è prevista una sola concessione di distribuzione per ambito comunale e perciò, nelle città sede di Aziende Municipali la distribuzione è stata unificata, nell’ambito comunale, con cessione da parte dell’ENEL degli impianti di sua proprietà a prezzi di mercato. Si è preso sostanzialmente atto che la fase di trasmissione e localmente quella della distribuzione (sistemi a rete con elevati investimenti) costituiscono un monopolio naturaleLe società di distribuzione di occuperanno della vendita e della fatturazione dell’energia alla clientela vincolata, mentre apposite società provvederanno alla vendita e alla fatturazione dell’energia alla clientela libera (in concorrenza sul mercato). La separazione impedirà sussidi incrociati per le due attività


Sistema di distribuzioneSistema di distribuzione

Il sistema di distribuzione universalmente adottato è quello in DERIVAZIONE A TENSIONE COSTANTE: i vari apparecchi e macchinari utilizzatori dell’energia elettrica sono collegati in PARALLELO e, per il loro corretto funzionamento, devono essere alimentati a tensione praticamente costante. Contrattualmente, le variazioni non devono essere superiori a ± 10 %È utilizzata la corrente ALTERNATA con sistema TRIFASELa FREQUENZA generalmente adottata è di 50 Hz in Europa e 60 Hz in America e GiapponeLa corrente alternata presenta sulla corrente continua il grande vantaggio di poter variare a piacere il valore della tensione mediante quella MACCHINA STATICA estremamente semplice che è il TRASFORMATORE. Così si può effettuare il trasporto e la distribuzione a tensioni elevate, riducendo le perdite che sono proporzionali al quadrato della corrente, e poi nei luoghi di consumo si può nuovamente ritrasformare la tensione a valori più adatti agli apparecchi utilizzatori



Il sistema trifase è preferito al monofase per ragioni pratiche e economiche. Creando un campo magnetico rotante, il trifase ha favorito la diffusione del motore asincrono che ha il grande pregio dellasemplicità, adattabilità ed elasticità di funzionamento. Rispetto al monofase, il trifase consente poi, a parità di carico, di tensione e di perdite, una economia del 25 % sul materiale conduttore. Un analogo confronto con la corrente continua risulta invece favorevole a quest’ultima per valori di cosφ inferiori a 0,866. La corrente continua èpreferita anche dal punto di vista della caduta di tensione e della stabilitàoltre che per il minor costo dell’isolamento a parità di tensione efficace (la tensione massima della corrente continua è uguale al valore efficace). Rimane a scapito della corrente continua l’onerosità e la scarsa affidabilità della trasformazione AC/DC e viceversa, per cui, il giorno che si potesse realizzare una macchina semplice e non troppo costosa per tale trasformazione, molti sistemi di trasmissione dell’energia si farebbero in corrente continua



Il sistema in SERIE, nel quale cioè gli apparecchi sono collegati in serie e quindi percorsi dalla stessa corrente mantenuta costante, èpraticamente limitato ad alcuni impianti di illuminazione pubblica, nei quali le lampade sono tutte accese o tutte spenteLe linee ad alta e media tensione sono trifasi a tre fili. Le linee di distribuzione a bassa tensione sono a quattro fili (sistema trifase con neutro)Il sistema di distribuzione a quattro fili è diventato ormai di uso generale perché permette di utilizzare tensioni concatenate elevate (380 V) e nel contempo di alimentare i carichi a tensione minore (220 V) derivandoli tra fase e neutro. Il quarto conduttore permette di garantire che la tensione applicata agli apparecchi derivati tra fase e neutro sia sicuramente la tensione di fase


Struttura del sistema elettricoStruttura del sistema elettricoUn sistema elettrico per la produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica consta dei seguenti elementi:

Centrali di produzione di vario tipo (idroelettrico, termoelettrico, nucleare, eolico, ecc)Linee di trasmissione che collegano le centrali tra le stazioni e le stazioni tra di loroStazioni primarie collocate in prossimità dei più importanti centri di utilizzazione (grandi città o grandi complessi industriali) che trasformano la tensione dal livello di trasporto primario a quello di trasporto secondario o di distribuzioneLinee di distribuzione ad alta tensione che alimentano le grandi utenze industriali e le Cabine Primarie (CP)Cabine Primarie ovvero stazioni che trasformano l’energia dall’alta alla media tensione di distribuzioneLinee di distribuzione a media tensione che alimentano le Cabine Secondarie (CS) e le medie utenze industrialiCabine Secondarie che trasformano l’energia alla tensione di utilizzazione diretta (bassa tensione)Rete di distribuzione in bassa tensione irradiantesi da ciascuna CS per collegare gli utenti di zona


Struttura del sistema elettricoStruttura del sistema elettricoIl sistema illustrato trova completa applicazione nella copertura dei fabbisogni di un vasto territorio corrispondente ad una grande regione o una nazione. Sistemi destinati a soddisfare le esigenze di aree territoriali più limitate e quindi con potenze in gioco assai minori, saranno ovviamente di tipo semplificato


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettricaDefinizioni relative agli impianti di generazione:

potenza nominale (in kW o kVA): è la massima potenza ottenibile in regime continuo, in determinate condizioni di funzionamento. Essa caratterizza una categoria di macchinario considerata separatamentepotenza nominale di una centrale elettrica: è la somma delle potenze nominali (in kWo kVA) delle macchine dello stesso tipo (turbine, generatori, ..) installate in centralemassima potenza elettrica o potenza efficiente di una centrale (in kW): è la massima potenza elettrica realizzabile dalla centrale, in funzionamento continuo (≥15 ore), per la produzione esclusiva di potenza attiva, supponendo che tutte le parti dell’impianto termoelettrico siano in perfetta efficienza, oppure che si disponga delle più favorevoli condizioni di portata e di salto per gli impianti idroelettrici. La potenza è lorda o netta a seconda che sia compresa o esclusa quella dei servizi ausiliari di centralepotenza media prodotta da una centrale o da un gruppo di centrali in un intervallo di tempo: è la potenza costante a cui corrisponde, in quell’intervallo di tempo, la stessa energia elettrica effettivamente prodotta dalla centrale o dal gruppo di centralifattore di utilizzazione della massima potenza elettrica di una centrale: è il rapporto tra l’energia elettrica che tale centrale ha prodotto durante l’intervallo di tempo considerato e l’energia elettrica che la centrale stessa avrebbe potuto produrre nel corso di tutto il medesimo intervallo funzionando alla massima potenza elettrica (potenza efficiente)


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettrica

Definizioni relative agli impianti di generazione:durata di utilizzazione, in un dato periodo di tempo, della massima potenza elettrica o potenza efficiente di una centrale: è il prodotto del fattore di utilizzazione, calcolato per il medesimo periodo, per il numero di ore di tale periodopotenza disponibile di una centrale: è la massima potenza elettrica realizzabile dalla centrale nelle reali condizioni in cui si trova, prescindendo dalle possibilità di collocamento dell’energia elettrica prodotta, che sono supposte illimitatepotenza indisponibile di una centrale: è la differenza tra la potenza efficiente e la potenza disponibile. La potenza indisponibile è la somma delle indisponibilità dovute a cause poste sotto la responsabilità dell’esercente (cause interne) e delle indisponibilità dovute a cause al di fuori della sua responsabilità (cause esterne)


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettricaLe diverse qualità di energia che entrano a formare il diagramma di carico si possono così classificare:

energia di base continua: è quella al di sotto del minimo carico festivo;energia di base feriale: è quella al di sotto del minimo carico feriale;energia di modulazione a continuità diurna: è quella corrispondente alla parte di carico compresa tra la minima feriale e la punta di recessione meridiana;energia di modulazione spinta: è quella compresa nella residua parte sovrastante del diagramma.

In pratica le prime due voci vengono conglobate nella denominazione di energia di base e le due successive in quella di energia modulata. Il problema tecnico-economico fondamentale dell’industria elettrica è quello di adeguare il diagramma delle disponibilità a quello dei carichi. Nel caso degli impianti termoelettrici ildiagramma della produzione può essere agevolmente coperto in qualsiasi momento, qualora la potenza installata negli impianti sia superiore, con un congruo margine di riserva, alla massima potenza richiesta dalla rete. Il costo di produzione del kWhaumenta però rapidamente con il diminuire dell’utilizzazione, per cui risulta la convenienza di far funzionare le centrali termiche con la più elevata utilizzazione possibile.


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettricaLe disponibilità idrauliche dei fiumi e torrenti sono invece pressoché costanti nel giorno (salvo una riduzione dovuta al gelo per i torrenti alpini nelle ore notturne del periodo invernale) ma variano, anche sensibilmente, da una stagione all’altra. Un primo adattamento delle risorse idrauliche alla richiesta del carico si può ottenere con la interconnessione di impianti di regimi idrologici differenti o addirittura complementari. Per trasferire energia dalla notte al giorno e dai giorni festivi ai feriali occorrono serbatoi di accumulo giornalieri o settimanali. Per trasferire energia da una stagione all’altra è necessario costruire grandi serbatoi stagionali. In pratica l’energia corrispondente all’acqua eccedente quella utilizzata nei mesi di morbida (estivi) viene accumulata nei serbatoi stagionali per essere utilizzata nei mesi di magra (invernali). Una certa portata, variabile secondo l’idraulicità dell’anno, non potrà venire utilizzata né invasata nei serbatoi e verrà pertanto sfiorata e quindi perduta ai fini della produzione dell’energia elettrica (energia di sfioro).In un’economia elettrica mista (idraulica e termica) quale è quella italiana, per una migliore utilizzazione delle fonti energetiche disponibili, nella copertura del diagramma di carico gli impianti devono essere utilizzati partendo da quelli a costi marginali più bassi dell’energia.


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettricaIl costo marginale o incrementale è l’incremento di costo sostenuto per produrre un kWh in più in un impianto già funzionante. Esso coincide con la quota variabile del costo del kWh ed è praticamente nullo per gli impianti idroelettrici e pari alla sola quota del combustibile per gli impianti termoelettrici. L’ordine di preferenza nell’utilizzazione degli impianti dovrà perciò essere il seguente:

centrali idroelettriche ad acqua fluente: questi impianti hanno costo marginale quasi nullo e la loro mancata utilizzazione comporterebbe sfiori d’acqua e una perdita di energia.centrali geotermoelettriche: esse hanno costi marginali assai modesti, poiché utilizzanovapore endogeno.

centrali nucleotermoelettriche: le centrali nucleari, pur avendo costi unitari di produzione abbastanza elevati, hanno costi marginali inferiori a quelli delle centrali termoelettriche convenzionali, data la modesta incidenza del costo del combustibile nucleare (uranio).centrali termoelettriche: il costo marginale di un impianto termoelettrico dipende per la massima parte dal costo del combustibile ed è funzione del rendimento dei gruppi ai diversi carichi. Se ne deduce che il criterio di scelta dei gruppi termici da tenere o immettere in servizio è quello di coprire la potenza necessaria con gruppi scelti in ordine decrescente di rendimento.impianti idroelettrici “di regolazione” con serbatoio e impianti di pompaggio: essi sono destinati alla copertura delle punte di carico nonché alla regolazione della frequenza di rete.


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettrica

Il costo marginale per gli impianti di pompaggio è elevato, superiore a quello delle centrali termoelettriche, mentre quello degli impianti a serbatoio potrebbe sembrare assai basso: si tratta in realtà di energia pregiata, disponibile ad ogni evenienza.Una volta scelti i gruppi da tenere in servizio, occorre ripartire il carico tra di essi in modo che il costo dell’energia prodotta risulti il minimo possibile. Dovranno quindi funzionare al minimo tecnico i gruppi aventi costi marginali maggiori, mentre dovranno funzionare al massimo della potenza erogabile i gruppi aventi a quel carico un costo marginale inferiore al costo marginale comune.In definitiva, l’energia di base verrà prodotta dalle centrali idroelettriche ad acqua fluente, geotermoelettriche, nucleotermoelettriche e termoelettriche di grande potenza ed elevato rendimento.La produzione dell’energia modulata verrà affidata alle centrali termoelettriche di minor rendimento, alle centrali idroelettriche con serbatoio giornaliero o settimanale, mentre alle centrali idroelettriche con grandi serbatoi stagionali e a quelle di pompaggio è riservata la copertura delle punte del diagramma di carico.


Produzione di energia elettricaProduzione di energia elettricaSi definisce interconnessione il collegamento in parallelo, tramite una o più linee, di reti elettriche comprendenti centrali di produzione e stazioni alimentanti i centri di consumo. I principali vantaggi dell’interconnessione risiedono nella compensazione delle punte dei carichi e nella reciproca integrazione degli impianti di produzione.L’interconnessione, estendendo la rete e aumentando la potenza, permette anche di ridurre percentualmente l’entità del macchinario di riserva e di aumentare le potenze unitarie dei gruppi generatori con conseguenti vantaggi tecnici ed economici.La riserva è intesa come maggiore potenza generatrice disponibile in rete e può essere rappresentata da gruppi disponibili ma non in parallelo (riserva fredda) o dal margine di potenza dei gruppi in servizio (riserva rotante). Quest’ultima può immediatamente far fronte alla carenza di potenza provocata dall’uscita di parallelo per guasto di uno o più gruppi, mentre la riserva fredda non può intervenire tempestivamente che in caso di arresti programmati di macchinario.L’entità della riserva è determinata con procedimenti probabilistici in base alle previsioni di indisponibilitàdel macchinario per guasti o manutenzione. L’aumentata affidabilità dei gruppi generatori ed un’accorta programmazione della manutenzione hanno notevolmente ridotto l’indisponibilità di potenza, che può essere dell’ordine di pochi punti percentuali rispetto alla potenza totale disponibile in rete.L’interconnessione della rete italiana realizza un completo parallelo magliato, con una struttura che assicura automaticamente una circolazione dell’energia in tutto il territorio in modo da fronteggiare qualsiasi esigenza con le minime perdite di trasporto. La rete a 380 kV integra e man mano sostituisce la preesistente rete a 220 kV, collegando le grandi centrali termoelettriche, le grandi centrali idroelettriche e di pompaggio fra di loro e con i centri di consumo. Anche la Sicilia è in parallelo con la rete nazionale attraverso l’elettrodotto a 380 kV che supera lo stretto di Messina. Il collegamento con la Sardegna èrealizzato per mezzo di un cavo sottomarino a 200 kV in corrente continua dalla Toscana attraverso la Corsica.


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italiaenergia elettrica in ItaliaTerna - Rete Elettrica Nazionale S.p.A. è la società responsabile in Italia della trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad altissima e alta tensione su tutto il territorio nazionale. L’assetto attuale è il risultato dell’acquisizione nel mese di novembre 2005 del ramo di azienda del GRTN come definito dal DPCM 11 maggio 2004.“Dati provvisori di esercizio del sistema elettrico nazionale per l’anno 2006”:

nel 2006 crescita complessiva dei consumi di energia elettrica pari al 2,2% rispetto al 2005nel 2006 la richiesta di energia elettrica ha raggiunto i 337,8 miliardi di kilowattora. Tale richiesta è stata soddisfatta per l’86,8% con la produzione nazionale destinata al consumo, cresciuta del 4,2% rispetto al 2005, e per la restante parte (13,2%) dal saldo fra import ed export con l’estero in diminuzione del 9% sul 2005.Tra i numerosi nuovi elementi di rete entrati in servizio nel corso del 2006, si evidenzia a gennaio il nuovo collegamento sottomarino a 150 kV in corrente alternata tra la Sardegna e la Corsica (SAR.CO.) ed a settembre il nuovo elettrodotto a 380 kV Turbigo - Ospiate.L’andamento della domanda nel 2006 è stato caratterizzato altresì dalla nuova punta storica sulla rete elettrica nazionale pari a 55619 MW, registrata il 27 giugno alle ore 11, superiore del 1,1% rispetto all’anno precedente.


Bilancio dellBilancio dell’’energia energia elettrica in Italia 2006elettrica in Italia 2006

(tra parentesi i dati 2005)(tra parentesi i dati 2005)


Ripartizione per Ripartizione per aree territoriale aree territoriale

e totale 2006 e totale 2006 ((GWhGWh))


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italia energia elettrica in Italia -- 20062006Durante l’anno la richiesta di energia elettrica ha raggiunto i 337,8 miliardi di kilowattora, con un incremento del 2,2% rispetto al 2005, presentando una dinamica mensile di fabbisogno alquanto variabile.La produzione netta nazionale destinata al consumo ha fatto registrare un aumento pari al 4,2%, mentre il saldo degli scambi fisici di energia elettrica con l’estero ha presentato una diminuzione rispetto all’anno precedente del 9,0%.In particolare, rispetto al 2005, si è registrato un aumento della produzione termoelettrica (+4,0%) e di quella da fonti rinnovabili: geotermico, eolico e fotovoltaico (+14,0%), mentre èrisultato assai modesto l’incremento della produzione idroelettrica (+0,2%).Le importazioni di energia elettrica dall’estero, hanno registrato una diminuzione del 7,8 %, mentre in netto aumento sono risultate le esportazioni.Durante il periodo estivo, condizioni meteorologiche caratterizzate da temperature particolarmente elevate, hanno comportato crescite record della domanda di energia elettrica contribuendo al raggiungimento della punta storica di fabbisogno nazionale sia in potenza che in energia.Tali picchi record non sono stati superati durante il periodo invernale, anche in relazione all’andamento climatico assai mite per il periodo stesso.


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italia energia elettrica in Italia -- 20062006


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italia energia elettrica in Italia -- 20062006Il saldo movimenti fisici di energia evidenzia essenzialmente i flussi di energia scambiati tra le varie aree individuate sul sistema elettrico italiano. In particolare occorre notare gli elevati transiti di energia dalla Lombardia verso il Triveneto che convergono poi, parzialmente, verso il Centro del Paese. L’esportazione di energia dalla Sicilia verso il Continente, attraverso il collegamento a 380 kV, assicura la gestione in sicurezza del sistema elettrico siciliano e calabrese.


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italia energia elettrica in Italia -- 20062006Scambi fisici di energia tra l’Italia e i Paesi confinanti


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italia 2005energia elettrica in Italia 2005


Lunghezza delle linee elettriche della Lunghezza delle linee elettriche della rete italianarete italiana


Rete 220 kVRete 220 kV


Impianti di produzione 2005Impianti di produzione 2005


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italiaenergia elettrica in ItaliaPunta massima invernale: il 25 gennaio 2006, alle ore 18.00, è stata registrata la nuova punta invernale di potenza massima richiesta sulla rete elettrica nazionale: 55.539 MW. Il valore è superiore di 524 MW rispetto al record del 2005 (20 dicembre 55.015 MW), e di 1.372 MW rispetto alla punta estiva (28 giugno 2005, 54.163 MW). Tra i fattori determinanti il picco dei consumi, l’ondata di freddo intenso che ha attraversato l’Italia, caratterizzata da un brusco abbassamento delle temperature e il massiccio ricorso agli apparecchi di riscaldamento.


Dati sullDati sull’’energia elettrica in Italiaenergia elettrica in ItaliaPunta massima estiva e nuovo record storico: il 27 giugno 2006, alle ore 11.00, è stata registrata la nuova punta estiva e record storico di potenza massima richiesta sulla rete elettrica nazionale: 55.619 MW. Il valore è superiore di 80 MW rispetto al precedente record (55.539 MW, 26 gennaio 2006), e di 1.456 MW rispetto alla punta estiva del 2005

(28 giugno, 54.163 MW). Determinante per l'impennata dei consumi è stata l'ondata di caldo torrido.


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaLe grandezze elettriche Periodiche Alternate Sinusoidali (PAS) si rappresentano graficamente con vettori che hanno per modulo il valore efficace e per argomento la fase delle grandezze stesse (valore efficace e valore massimo legati da √2). Le grandezze PAS si possono rappresentare anche con i numeri complessi

I circuiti a corrente alternata sinusoidale, costituiti da linee, macchinari e apparecchiature, possono essere di tipo MONOFASE o, più comunemente TRIFASE

Un sistema TRIFASE può essere considerato come costituito da trecircuiti monofase: ad esempio un generatore è costituito da tre avvolgimenti statorici identici spostati di 120° elettrici: in questi avvolgimenti vengono indotte dalla rotazione della ruota polare tre tensioni sinusoidali Ea, Eb, Ec sfasate di 120° elettrici


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaSe questi tre avvolgimenti si chiudono su tre circuiti di impedenza Z, si avranno tre correnti Ia, Ib e Ic uguali in modulo e sfasate dell’angolo -φ (argomento di Z) rispetto alle tensioni imposte. I tre conduttori costituiscono il ritorno delle correnti e possono essere riuniti in un solo conduttore in cui scorre la corrente Ia+Ib+Ic

Schema generatore carico

Se le tre impedenze Z sono diverse le tre correnti saranno diverse tra di loro in modulo e fase


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaIl sistema trifase necessita in generale di QUATTRO fili: i tre conduttori di fase e un conduttore di NEUTRO che costituisce il ritorno comune delle correnti ed il riferimento per le tensioni di fase

Se il sistema delle tre correnti è puro (la somma è = 0) il conduttore di NEUTRO può essere soppresso. Il riferimento per le tensioni di fase è il cosiddetto centro teorico del sistema ottenibile derivando dalle tre fase tre impedenze uguali collegate a stella

Se il sistema trifase è SIMMETRICO (nelle tensioni) e EQUILIBRATO (nelle correnti) il suo studio si può ricondurre a quello di una fase, essendo identificato il comportamento delle altre due (a meno di uno sfasamento di 120°). La schematizzazione monofase è generalmente lecita per il funzionamento a regime normale, mentre può non esserlo in regime perturbato (corto circuiti, ecc)


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaNella maggior parte dei casi le impedenze e le ammettenze dei circuiti possono essere considerate in prima approssimazione COSTANTI (si trascurano i fenomeni di saturazione magnetica). Ilsistema è pertanto LINEARE e gode di tre proprietà fondamentali:

Sovrapposizione degli effetti: la corrente in un punto qualsiasi di un circuito, in cui agiscono più forze elettromotrici, è la somma delle singole correnti che si avrebbero in quel punto per effetto di ciascuna delle f.e.m. ciascuna che agisce separatamente dall’altra

Generatore equivalente (teorema di Thevenin): consente di sostituire al sistema un unico generatore equivalente che abbia:

• I morsetti nel punto di rete desiderato

• Una f.e.m. Uo uguale alla tensione che si presenta a quei morsetti quando in quel punto della rete non vi è passaggio di corrente (a vuoto)

• Una impedenza interna uguale a quella che il sistema (reso inattivo con la soppressione delle sorgenti di f.e.m. e correnti interne) presenterebbe a chi ne effettuasse la misura nel punto considerato

Reciprocità:


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaReciprocità (o principio di Maxwell): se una f.e.m. Ep, agente in un lato p di una rete determina una corrente Iq nel lato q della rete, una f.e.m. Eqagente nel lato q determina nel lato p una corrente Ip tale che Ep/Iq = Eq/Ip. Se Eq = Ep allora Ip = Iq

In un circuito nel quale agisce la tensione U e circola la corrente I, sfasata di un angolo φ rispetto a U si hanno tre distinte potenze:

Potenza ATTIVA o REALE P = UIcosφ. È il valore medio nel periodo della funzione periodica che esprime la potenza istantanea. Si misura in Watt (W) ed è sempre positiva, qualunque sia il segno di φ.

Potenza REATTIVA Q = UIsenφ. È il valore massimo della funzione sinusoidale che rappresenta la potenza istantanea. Si misura in VAR ed èpositiva o negativa a seconda che φ sia positivo o negativo (circuito capacitivo o induttivo). Q è il valore massimo della potenza che governa lo scambio di energia fra circuito elettrico e campo elettromagnetico o elettrostatico. Il valor medio sul periodo di Q è nullo.


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaPotenza APPARENTE A=UI. Esprime il prodotto dei valori efficaci della tensione e della corrente. Si misura in VA.

A = U I* = UI (cosφ+jsen φ) = UIcos φ + jUIsen φ = P + jQ

In un circuito INDUTTIVO la corrente è in ritardo rispetto alla tensione applicata e quindi la tensione è in anticipo rispetto alla corrente. Perciò l’angolo φ (spostamento angolare tra i vettori U e I) è positivo quando si consideri lo spostamento della tensione rispetto alla corrente (ossia quando lo si consideri come argomento di Z e rappresenta la rotazione che deve fare il vettore corrente per portarsi sulla direzione del vettore tensione) ed è negativo nell’altro caso (argomento di Y)

In un circuito CAPACITIVO la corrente è in anticipo rispetto alla tensione applicata e quindi la tensione è in ritardo rispetto alla corrente. L’angolo φ èpositivo quando lo si considera come spostamento di I rispetto a U (ossia come argomento di Y) mentre è negativo quando lo si considera come spostamento di U rispetto a I ossia come argomento di Z.


Richiami di elettrotecnicaRichiami di elettrotecnicaIl passaggio di un circuito elettrico, con induttanze e capacità, da uno stato di regime stazionario ad un altro, è sempre accompagnato da una perturbazione, detta REGIME TRANSITORIO, poiché le energie elettromagnetiche ed elettrostatiche non possono variare istantaneamente, cosicché le correnti e le tensioni dovranno passare gradualmente dal vecchio al nuovo valore di regime. Nasce così nel circuito un regime transitorio la cui durata è più o meno lunga a seconda delle caratteristiche del circuito stesso

A regime, la tensione dovrà essere uguale alla nominale o discostarsi da questa di uno scarto (± 10 %) che non pregiudichi il corretto funzionamento degli apparecchi utilizzatori. In regime perturbato si possono presentare delle tensioni anomale o SOVRATENSIONI (a frequenza di esercizio o impulsive): l’isolamento dei componenti deve essere in grado di sopportarle senza danni permanenti, eventualmente con l’ausilio di scaricatori di sovratensione

La corrente è soggetta a maggiore variabilità in relazione al carico alimentato: può andare da zero (funzionamento a vuoto) al massimo valore compatibile con le apparecchiature e le linee: le SOVRACORRENTI possono essere dovute ad un aumento incontrollato della potenza assorbita dai carichi (SOVRACCARICO) o ad un guasto di impedenza trascurabile fra due punti tra i quali esiste tensione in condizioni ordinarie di esercizio (CORTOCIRCUITO)


NormativaNormativaNorme tecniche: documenti emessi da Enti per regolamentare le caratteristiche tecniche di un prodotto, di una metodologia impiantistica, di una procedura di calcolo o di progetto, definendo altresì le prestazioni minime e massime ottenibili nei limiti delle norme stesse fissati per il loro impiego in condizioni di sicurezza. Gli enti di maggior interesse sono:

International Electrotechnical Commitee (IEC) che emette norme utilizzate, previo accordo tra Acquirenti e Fornitori, in quei paesi che non dispongono di un proprio corpo normativo

In ambito europeo il CENELEC, che emette norme HD (Harmonisation Document) e EN (European Standard). I comitati nazionali di ogni paese della comunità, membri del CENELEC, devono adottare la Norma Europea (EN) senza alcuna modifica, come norma nazionale

In ambito nazionale, il CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano) che, fondato nel 1907 da parte dell’Associazione Elettrotecnica ed Elettronica Italiana (AEI) è l’ente istituzionale riconosciuto dallo Stato Italiano e dalla Unione Europea preposto alla normazione e all’unificazione del settore elettrotecnico, elettronico e delle telecomunicazioni. Finalità istituzionale del CEI è la promozione e la diffusione della cultura tecnica e della sicurezza elettrica


Norme CEINorme CEILa redazione e la revisione periodica delle Norme CEI avviene a cura di comitati tecnici in cui, su base volontaria, sono rappresentate tutte le componenti interessate del corrispondente ambiente tecnico e cioè produttori, installatori, utilizzatori, funzionari degli Enti Pubblici che curano la sicurezza dei prodotti e degli impianti, operatori dei laboratori di prova, ecc

Di conseguenza si può affermare che le norme rappresentano la cosiddetta REGOLA DELL’ARTE, cioè il modo di operare più consono alle conoscenze tecnico-scientifiche del momento in cui le norme stesse vengono generate. Questa presunzione viene riconosciuta alle norme anche in sede giudiziaria

Il riconoscimento giuridico della personalità istituzionale nazionale e internazionale del CEI e delle norme CEI è sancito dal D.P.R 11 Luglio 1967, n. 822 “Riconoscimento della personalità giuridica del CEI” e dalla Legge 1 marzo 1968, n. 186 “Disposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature, macchinari, installazioni ed impianti elettrici ed elettronici”che all’art. 2 recita “I materiali, le apparecchiature, i macchinari, le installazioni ed gli impianti elettrici ed elettronici realizzati secondo le norme CEI si considerano costruiti a regola d’arte”


Comitati Tecnici del CEIComitati Tecnici del CEI


Classificazione degli impiantiClassificazione degli impiantiLa classificazione dei sistemi elettrici in funzione della tensione nominale fornita dal CEI è la seguente:

Sistemi di CATEGORIA ZERO: quelli a tensione nominale fino a 50 V compreso in corrente alternata e 120 V compreso, in corrente continua non ondulata (secondo la norma CEI 64-8 una tensione continua è ritenuta convenzionalmente non ondulata quando l’ondulazione sinusoidale non è superiore al 10 % in valore efficace)

Sistemi di PRIMA CATEGORIA: quelli con tensione nominale da oltre 50 V fino a 1000 V compreso in corrente alternata e da oltre 120 V fino a 1500 V compreso in corrente continua (Bassa Tensione o BT)

Sistemi di SECONDA CATEGORIA: quelli con tensione nominale da oltre 1000 V fino a 30000 V compreso in corrente alternata e da oltre 1500 V fino a 30000 V compreso in corrente continua (Media Tensione o MT)

Sistemi di TERZA CATEGORIA: quelli con tensione nominale oltre 30000 V (Alta Tensione o AT – Altissima Tensione o AAT se superiore a 220 kV)

Il CEI ha fissato delle tensioni normalizzate da adottare nei nuovi impianti o negli ampliamenti degli impianti esistenti: 220 V monofase e 380 V trifase per la BT, 10 o 20 kV per la MT, 132 kV per la AT e 380 kV per la AAT


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciLo stato fisico di un gas è determinato quando sono note due delle seguenti variabili: pressione,temperatura, volume specifico, legate tra loro dalla relazione

p v = R Tdenominata “equazione caratteristica dei gas perfetti”. Nella relazione suddetta p è la pressione, v è il volume specifico, T è la temperatura assoluta, R è la costante caratteristica dei gas.Anche altri parametri, oltre ai tre precedenti, sono caratteristici dello stato fisico di un fluido: tali sono ad esempio l’entalpia e l’entropia, cosicché lo stato fisico di un fluido può essere definito anche dalla conoscenza della sua entropia e della sua temperatura assoluta oppure della sua entropia e della sua entalpia.Quando un fluido passa da uno stato fisico ad un altro, varia qualcuno dei parametri che lo definiscono: in tal caso si dice che il fluido ha subìto una trasformazione.Uno stato fisico, essendo individuato da due parametri, può essere rappresentato da un punto di un piano in un sistema di assi cartesiani ortogonali, assumendo a coordinate del punto i valori dei due parametri. Una qualsiasi trasformazione che il fluido subisce può allora essere rappresentata nel piano da una linea, i cui punti rappresentano i successivi stati fisici assunti dal fluido e gli estremi rappresentano lo stato fisico iniziale e quello finale.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciNelle centrali termoelettriche il fluido utilizzato per la conversione del calore in energia elettrica è l’acqua allo stato di liquido e di vapore; le trasformazioni termodinamiche interessate sono:

trasformazioni a pressione costante (isobare),trasformazioni a volume costante (isometriche o isocore),trasformazioni a temperatura costante (isotermiche),trasformazioni senza scambio di calore con l’esterno (adiabatiche).

Le trasformazioni di un fluido sono rappresentate graficamente da particolari diagrammi in ciascuno dei sistemi di coordinate prescelte. Si hanno così:

i diagrammi (p, v), se le coordinate scelte a rappresentare lo stato fisico del fluido sono la pressione (ordinate) e il volume (ascisse);i diagrammi entropici (T, s), se le coordinate sono la temperatura assoluta (ordinate) e l’entropia (ascisse);il diagramma di Mollier (h, s), se le coordinate sono l’entalpia (ordinate) e l’entropia (ascisse).

Nei diagrammi (p,v) le trasformazioni isobariche sono rappresentate da rette parallele all’asse delle ascisse, le trasformazioni isometriche da rette parallele all’asse delle ordinate, le trasformazioni isotermiche per l’aria e il vapor d’acqua surriscaldato da rami di iperbole equilatera con asintoti coincidenti con gli assi delle coordinate e che si allontanano da questi all’aumentare della temperatura. Le isotermiche per il vapor saturo sono invece rette parallele all’asse delle ascisse perché avvengono a pressione costante.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciInfine le trasformazioni adiabatiche sono rappresentate da curve che soddisfano l’equazione pvk = RT , avendo indicato con k = cp/cv il rapporto tra i calori specifici a pressione e a volume costanteNella rappresentazione (p,v) l’area compresa fra le ordinate dei punti estremi del diagramma, l’asse delle ascisse e la curva rappresentativa della trasformazione equivale, in scala opportuna, al lavoro esterno compiuto dal fluido durante la trasformazione: è positiva, ossia si tratta di lavoro eseguito dal fluido, se la trasformazione si muove verso un aumento di volume; ènegativa, ossia si tratta di lavoro assorbito dal fluido, nel caso oppostoNei diagrammi entropici le trasformazioni isotermiche (e le isobariche per il vapor saturo) sono rappresentate da rette orizzontali, le adiabatiche da rette verticali, le isobariche per i gas e il vapore surriscaldato da curve di andamento prossimo all’esponenziale e che salgono verso destra (perché somministrando calore aumentano l’entropia e la temperatura), le isometriche da curve che salgono verso destra più rapidamente di quelle isobariche.Nei diagrammi entropici l’area compresa fra la curva di trasformazione, l’asse delle ascisse e le ordinate estreme rappresenta, in opportuna scala, il calore dato o tolto all’unità di peso del fluido: il calore viene dato quando la curva viene descritta nel senso delle entropie crescenti, viene tolto quando la curva viene descritta nel senso inverso.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciLa trasformazione dell’acqua in vapore avviene a pressione e a temperatura costante ed èrappresentata nel diagramma (p, v) da una retta orizzontale.Durante la fase di riscaldamento dell’acqua, dalla temperatura iniziale di 0°C fino alla temperatura di ebollizione t0 relativa alla pressione costante p0, il volume dell’acqua aumenta pochissimo, da v0 a v0’, e la trasformazione è rappresentata dal segmento AB.Continuando a somministrare calore, l’acqua vaporizza e la pressione rimane costante fino alla completa trasformazione dell’acqua in vapore; il volume aumenta da v0’ a v0”. Questa fase di vaporizzazione è rappresentata dal segmento BC (Nei punti B l’acqua è ancora tutta allo stato liquido, nei punti C è tutta allo stato di vapore saturo secco. I punti compresi tra B e C (vapore saturo umido) rappresentano stati del fluido in cui sono mescolati acqua e vapore. Si chiama titolo del vapore saturo umido il peso di vapore saturo secco contenuto in 1 kg di miscela acqua-vapore. Perciò la curva limite inferiore è anche curva a titolo 0, mentre la curva limite superiore è anche curva a titolo 1).

Fornendo ancora calore, si ottiene vapore surriscaldato: il volume e la temperatura aumentano e il punto rappresentativo si sposta a destra di C sull’orizzontale a pressione costante p0.Se la trasformazione dell’acqua in vapore avviene ad un’altra pressione costante p1>p0, la sua rappresentazione sul diagramma avverrà su un’altra orizzontale, al di sopra della prima. La vaporizzazione inizierà ad una temperatura t1>t0 e a un volume v1’>v0’ e terminerà ad un volume v1”<v0”, poiché il volume specifico del vapore saturo secco diminuisce con l’aumentare della pressione: la nuova trasformazione sarà rappresentata dal segmento A’B’C’.Riunendo tutti i punti B, B’, B”,… e tutti i punti C, C’, C”,… si ottengono due curve dette rispettivamente curva limite inferiore e curva limite superiore del vapor d’acqua.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettrici


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciLe due curve limite dividono il piano in tre regioni, cui corrisponde, da sinistra a destra, lo stato liquido, lo stato di vapore saturo umido, lo stato di vapore surriscaldato. Le due curve convergono verso l’alto in un punto K detto punto critico, che rappresenta quello stato di fluido nel quale il liquido vaporizza senza aumento di volume. Il punto critico per l’acqua corrisponde a una pressione4 di 225 kg/cm2 e una temperatura di 374°C; il volume specifico, comune al liquido e al vapore, è di 0,0031 m3/kg.Nel diagramma entropico le curve limite del vapor d’acqua hanno andamento analogo a quello del diagramma (p, v) e la fase di trasformazione dell’acqua in vapore è pure rappresentata da un segmento orizzontale tra le due curve limite (trasformazione isobarica e isotermica); le curve a titolo costante tagliano questi segmenti orizzontali in parti proporzionali al titolo.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettriciNel diagramma di Mollier sono tracciate la curva limite superiore (luogo rappresentativo degli stati del vapore saturo secco), le linee a pressione e temperatura costante e le linee a titolo costante nel campo del vapore saturo (al di sotto della curva limite superiore), le linee a pressione costante (A pressione costante è dh/ds = T; quindi il coefficiente angolare della tangente ad una linea a pressione costante nel diagramma di Mollier è uguale alla temperatura nel punto di tangenza. Poiché ovviamente in una linea a pressione costante la temperatura varia con continuità al variare dell’entropia, ne segue che le linee a pressione costante nel diagramma di Mollier non hanno cuspidi nelle intersezioni con le curve limiti, contrariamente a quanto capita per le linee a pressione costante nel diagramma entropico) e le linee a temperatura costante nel campo del vapore surriscaldato (al di sopra della curva limite superiore).Le trasformazioni adiabatiche sono rappresentate da segmenti di retta normali all’asse delle ascisse, le trasformazioni isoentalpiche da segmenti di retta paralleli all’asse delle ascisse.Il diagramma di Mollier permette di determinare la diminuzione di entalpia in un’espansione adiabatica, che è l’equivalente termico del lavoro ottenuto per unità di peso del fluido in una turbina a vapore; esso permette di effettuare rapidamente i calcoli relativi alle trasformazioni del vapor d’acqua.


Impianti di produzione termoelettriciImpianti di produzione termoelettrici


Cicli TermodinamiciCicli TermodinamiciUn fluido che si espande produce un lavoro esterno; ma per una produzione continua di lavoro, quale èrichiesta ai motori termici, è necessario riportare allo stato iniziale il fluido che ha subìto l’espansione. Occorre quindi che il fluido subisca trasformazioni la cui rappresentazione dia luogo a una linea chiusa, detta ciclo: l’area racchiusa da questa linea chiusa rappresenta, nel diagramma (T,s), il lavoro utile effettuato.Per il funzionamento di un motore termico occorre che il fluido, in ossequio al secondo principio della termodinamica, descriva un ciclo ricevendo calore da una sorgente ad alta temperatura e cedendo calore a una sorgente a temperatura inferiore. Com’è noto, il ciclo che fra due temperature assegnate realizza il più elevato rendimento nella trasformazione di calore in lavoro meccanico è il ciclo di Carnot, costituito da due isoterme e da due adiabatiche; il suo rendimento è tanto più elevato quanto più grande è il rapporto fra le due temperature estreme. Il ciclo di Carnot nel diagramma entropico è infatti rappresentato da un rettangolo (ABCD).

L’area aBCd rappresenta la quantità di calore Q1 fornita al fluido dalla sorgente a temperatura T1;l’area aADd rappresenta la quantità di calore Q2 ceduta dal fluido alla sorgente a temperatura T2;l’area ABCD rappresenta il lavoro utile ottenuto


Ciclo Ciclo RankineRankineLo schema di principio di un normale impianto con turbina a vapore è composto dai seguenti elementi essenziali al suo funzionamento: il generatore di vapore (detto comunemente caldaia), la turbina, il condensatore, la pompa alimento

Il ciclo che rappresenta il funzionamento di questo impianto è il ciclo Rankine, che differisce dal ciclo ideale di Carnot soprattutto per il fatto che la somministrazione di calore al fluido non avviene tutta alla temperatura massima, secondo una isoterma.Il ciclo Rankine ha ovviamente rendimento inferiore a quello di Carnot operante tra le stesse temperature estreme.


Ciclo Ciclo RankineRankineL’adiabatica 3-4 rappresenta il pompaggio del condensato (Spesso, viste le piccole variazioni di temperatura e di entalpia, si pone per semplicità 3 ≡ 4), la isobara 4-C corrisponde al riscaldamento dell’acqua in caldaia dalla temperatura T4 alla temperatura TC di ebollizione, la isoterma (e isobara) C-1’ corrisponde alla vaporizzazione dell’acqua, la isobara 1’-1 corrisponde al surriscaldamento del vapore fino alla temperatura T1, la adiabatica 1-2 corrisponde all’espansione del vapore in turbina, la isobara (e isoterma) 2-3 corrisponde alla condensazione del vapore nel condensatore.Il ciclo 1-2-3-4 è un ciclo con vapore surriscaldato, il ciclo 1’-2’-3-4 è il corrispondente ciclo con vapore saturo.


Ciclo Ciclo RankineRankineSe, dopo una prima espansione adiabatica nella turbina di alta pressione AP il vapore ritorna in caldaia per risurriscaldarsi e portarsi nuovamente ad una temperatura analoga a quella del surriscaldamento iniziale, si ha un ciclo con risurriscaldamento: il vapore risurriscaldato in uscita dalla caldaia viene riammesso nella turbina di media pressione MP, da questa passa successivamente nella turbina di bassa pressione BP e si espande fino alla pressione del condensatore.


Ciclo Ciclo RankineRankine


Ciclo Ciclo RankineRankineIl diagramma entropico permette subito una comparazione visiva dei rendimenti ottenibili con cicli a vapore saturo e a vapore surriscaldato senza e con risurriscaldamento. Si nota infatti che il rendimento con vapore saturo è minore del corrispondente ciclo di Carnot fra le stesse temperature di vaporizzazione e di condensazione.Si nota inoltre che il rendimento del ciclo con vapore surriscaldato è superiore a quello del ciclo con vapore saturo e che il rendimento del ciclo a vapore risurriscaldato è superiore a quello del ciclo a vapore con semplice surriscaldamento perché, in entrambi i casi, si aggiunge una parte di ciclo a rendimento più elevato.Infatti, il rendimento del ciclo Rankine con vapore saturo è pari al rapporto fra l’area (A+A’) e l’area (A+A’+B+B’) e il rendimento del corrispondente ciclo di Carnot è pari a (T1-T2)/T1il rendimento del ciclo con vapore surriscaldato è pari al rapporto fra l’area (A+A’+A’’) e l’area (A+A’+A’’+B+B’+B’’) e il rendimento del corrispondente ciclo di Carnot è pari a (T1’-T2)/T1’il rendimento del ciclo con vapore risurriscaldato è pari al rapporto fra l’area (A+A’+A’’+A’’’) e l’area (A+A’+A’’+A’’’+B+B’+B’’+B’’’).


Ciclo Ciclo RankineRankineE’ opportuno anche osservare che il risurriscaldamento del ciclo diventa necessario quando la pressione in caldaia supera determinati valori. Poiché il titolo del vapore a fine espansione in turbina non deve scendere al di sotto di 0,9 circa per non avere elevata umidità allo scarico, che èdannosa per le pale degli ultimi stadi, una volta fissata la pressione (e quindi la temperatura) nel condensatore risulta praticamente fissata anche l’adiabatica di espansione del vapore. Aumentando la pressione e la temperatura in caldaia, si deve aumentare anche la temperatura massima di surriscaldamento per raggiungere l’adiabatica di lavoro: quando questa temperatura supera i limiti normalmente ammessi per i materiali dei tubi del surriscaldatore (circa 550°C) occorre ricorrere al risurriscaldamento.Per migliorare il rendimento è necessario ovviamente scegliere elevate temperature in caldaia (e quindi elevate pressioni) ed avere basse temperature di condensazione (che però sono legate alla temperatura ambiente). Si possono adottare pressioni in caldaia superiori a quella critica: l’acqua alimento perviene al generatore di vapore e, attraversando le varie superfici di scambio, al raggiungimento della temperatura critica passa dallo stato liquido direttamente allo stato di vapore surriscaldato.Anche effettuando più risurriscaldamenti si possono ottenere miglioramenti di rendimento. Tutto ciò comporta però l’adozione di impianti costruttivamente sempre più complessi, con maggiori costi d’investimento. Per aumentare ulteriormente il rendimento si adottano i cicli rigenerativi o a spillamento di vapore, nei quali l’acqua che va alla caldaia viene preriscaldata mediante vapore spillato dalla turbina.


Ciclo Ciclo RankineRankineIl rendimento migliora perché le calorie contenute nel vapore spillato, che ha già compiuto del lavoro in turbina, vengono utilizzate integralmente per innalzare la temperatura dell’acqua all’ingresso di caldaia invece di andare perdute nel condensatore. Lo spillamento di vapore riduce lo scostamento del ciclo Rankineda quello ideale di Carnot; infatti il calore, fornito dall’esterno con la combustione del combustibile, è ceduto al fluido (l’acqua alimento) che è già stato preriscaldato a spese di calore prelevato all’interno del ciclo. In tal modo viene evitata una parte del ciclo Rankine a minor rendimento, cioè quella del riscaldamento dell’acqua a bassa temperatura lungo la curva limite inferiore. Negli impianti termoelettrici vengono effettuati parecchi prelievi di vapore lungo i vari stadi di turbina. Nella figura seguente è rappresentato un ciclo a 7 spillamenti, secondo lo standard ENEL per i gruppi da 320 MW.


Ciclo Ciclo RankineRankineLo scarico delle condense (drenaggi) dei riscaldatori è effettuato in cascata, ossia i drenaggi del riscaldatore a più alta pressione di spillamento si scaricano in quello a pressione immediatamente inferiore e così via, sino a recuperare gli ultimi drenaggi al condensatoreNel diagramma entropico l’operazione di preriscaldamento può essere rappresentata in due fasi:

riscaldamento dell’acqua, secondo un segmento della curva limite inferiore (AB),aggiunta del condensato corrispondente al vapore spillato, secondo un segmento orizzontale (BC).

Il rapporto fra la lunghezza del segmento BC e la lunghezza del segmento MN, compreso fra le curve limiti sull’isobara corrispondente alla pressione del condensatore, dà in valore relativo la quantità di vapore spillato.Il rapporto fra il segmento AN e quello MN dà in valore relativo la quantità di vapore che va al condensatore.



La rappresentazione del ciclo rigenerativo sul diagramma entropico conserva alle coordinate dei punti della linea di espansione il loro significato fisico, mentre ciò non èvero per i punti del preriscaldamento dell’acqua. Valgono invece le considerazioni energetiche sulle quantità di calore scambiate e sul rendimento del ciclo.Effettuando gli spillamenti lungo i vari stadi della turbina si ha come conseguenza che, a parità di potenza generata, occorre una maggiore portata di vapore all’ammissione e quindi una produzione maggiore da parte della caldaia, il cui consumo di combustibile si è però ridotto in quanto essa viene alimentata con acqua preriscaldata.Per quanto riguarda la turbina, gli spillamenti hanno il pregio di ridurre la portata del vapore negli ultimi stadi, nei quali si incontrano difficoltà nello smaltimento di grandi portate per motivi costruttivi (pale di considerevole lunghezza, soggette ad elevate forze centrifughe). Inoltre la maggior portata negli stadi ad alta pressione consente l’adozione di palette rotoriche di maggiori dimensioni e quindi di miglior rendimento.


Ciclo Ciclo RankineRankineIn un ciclo senza risurriscaldamento, facendo riferimento a 1 kg di vapore scaricato dalla turbina ed entrante nel condensatore, detta gi la quantità di vapore spillata in valore relativo rispetto a quella scaricata al condensatore, il lavoro utile ottenuto in turbina è pari a:

Il calore fornito al fluido in caldaia è pari a:

dove:hv entalpia del vapore all’uscita della caldaia e all’ingresso in turbinahs entalpia del vapore allo scarico nel condensatoreΔhi salto entalpico utilizzato in turbina dal vapore dello spillamento i-esimoha entalpia dell’acqua alimento all’ingresso in caldaian numero degli spillamenti


Ciclo Ciclo RankineRankineIl rendimento del ciclo vale dunque:

e aumenta all’aumentare di a pari temperatura dell’acqua alimento all’ingresso in caldaia e a pari quantità di vapore spillato.Se consideriamo un solo spillamento, potremmo pensare di praticarlo alla temperatura di condensazione, non ottenendo in tal caso nessun riscaldamento e quindi nessun incremento di rendimento. Se invece riscaldassimo l’acqua alimento con vapore spillato alla temperatura di ingresso turbina, avremmo in tal caso un efficace riscaldamento ma questo vapore non produrrebbe nessun lavoro in turbina e quindi non otterremmo alcun incremento di rendimento. Il massimo incremento di rendimento si avrà quindi per una temperatura intermedia tra le due.Aumentando il numero degli spillamenti si aumenta sempre più il rendimento e la temperatura ottima di preriscaldamento dell’acqua.Il grado di rigenerazione ottimale coincide con quello massimo (temperatura dell’acqua alimento uguale a quella di ebollizione in caldaia) solo nel caso di infiniti spillamenti.Nelle pratiche realizzazioni, poiché gli spillamenti comportano un onere di impianto, si pone il problema di ottimizzare il loro numero e la superficie di scambio dei singoli riscaldatori. Le stesse considerazioni valgono anche per i cicli con risurriscaldamento.


Impianti termoelettrici tradizionaliImpianti termoelettrici tradizionali

I progetti per aumentare l’efficienza del ciclo Rankine, aumentando le pressioni e le temperature del vapore, sono stati sviluppati costantemente. Le prime unità termoelettriche, all’inizio del ‘900, erano costruite per pressioni e temperature del vapore all’ingresso in turbina di circa 13 bar e 250°C. Poi, all’aumentare delle potenze, anche le pressioni e le temperature aumentarono. Intorno al 1950 vi fu un decisivo incremento nelle taglie degli impianti e si passò dai 35 MW fino ai 150 MW. Il ciclo adottato fu quello a semplice surriscaldamento, con vapore all’ammissione turbina inizialmente a 145 bar e 538°C, poi a 165 bar e 538°C. Negli anni ’60 furono installate parecchie unità con queste caratteristiche termodinamiche (165 bar, 538°C e risurriscaldamento a 538°C) e si passò alla taglia 320 MW.L’ENEL costruì negli anni successivi molti impianti con gruppi da 320 MW, che ancora oggi costituiscono l’ossatura del parco termoelettrico italiano (Gli impianti termoelettrici italiani, standardizzati dall’ENEL, hanno taglie di 320 e 660 MW e sono dotati di 7 o 8 spillamenti).Nel 1968 entrarono in servizio in Italia le prime due unità ipercritiche di taglia 600 MW con doppio risurriscaldamento (258 bar, 540°C/552°C/556°C), dotate di turbine cross-compound.I grandi costruttori (General Electric e Westinghouse) negli anni ’60-70 realizzarono impianti di potenza 350÷1100 MW con condizioni ipercritiche del vapore (241 bar, 538°C/565°C), sia a semplice che a doppio risurriscaldamento, con turbine cross-compound o tandem-compound.Dal 1980, utilizzando l’esperienza maturata con le unità a semplice e a doppio risurriscaldamento, i grandi costruttori hanno sviluppato progetti con condizioni del vapore sempre più spinte (300 bar e 600°C). Questi progetti hanno trovato applicazione soprattutto in Asia e Nord Europa. L’incremento di rendimento di questi impianti è mostrato nei due grafici seguenti e deve naturalmente essere considerato unitamente ai maggiori costi impiantistici di installazione e di manutenzione.


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettrico

Gli impianti termoelettrici, in base al modo di trasformazione del calore in energia elettrica, sipossono classificare in:

impianti con turbine a vapore,impianti con turbine a gas in ciclo semplice,impianti a ciclo combinato.

Le caratteristiche tecnico-economiche essenziali per la scelta del tipo di impianto sono:la potenza da installare,il rendimento dell’impianto,la produzione annua prevista,il costo dell’investimento,le spese di esercizio e di manutenzione,la flessibilità d’impiego dell’impianto,il combustibile da utilizzare.

La potenza unitaria massima è di circa 1.300 MW per le sezioni termoelettriche tradizionali e di 750÷900 MW per i moduli a ciclo combinato con turbine a gas.


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettricoIl rendimento globale della centrale con turbine a vapore, che adotta cicli standard (170 bar-538/538°C) con semplice risurriscaldamento e 7-8 spillamenti, raggiunge al massimo carico il 40%.Una centrale equipaggiata con turbine a gas, con recupero del calore dei gas di scarico in un ciclo combinato, ha il rendimento più elevato (supera il 55% e nei cicli piùmoderni sfiora il 60%).Il costo unitario d’impianto (anno 2005), riferito a 2 unità convenzionali a vapore da 320 MW cadauna, è di circa 900÷950 €/kW per le unità ad olio combustibile e gas naturale e di circa 1200÷1300 €/kW per le unità a carbone. L’analogo costo di un impianto costituito da due moduli a ciclo combinato da 380 MW cadauno funzionanti a gas naturale è di circa 600 €/kW.La flessibilità di impiego di un impianto è determinata dalla sua rapidità di avviamento e dalla possibilità di compiere ampie e veloci variazioni di carico. I tempi di avviamento da freddo (dall’accensione di caldaia al parallelo dell’alternatore con la rete) per i gruppi termoelettrici a vapore da 320 MW sono dell’ordine di 6÷8 ore, mentre scendono a circa 1,5 ore dopo una fermata di 8 ore; il gradiente di carico è di 3÷5 MW/min in condizioni normali.


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettricoI tempi di avviamento di una turbina a gas da 250 MW sono di circa 30 minuti da fermo a parallelo e di circa 20 minuti da parallelo a massimo carico.I tempi richiesti dai cicli combinati da 380 MW per raggiungere il massimo carico sono di circa 6 ore da freddo e 3 ore da caldo e sono condizionati soprattutto dal ciclo a vapore (temperatura del vapore prodotto nel GVR e temperatura dei metalli della turbina a vapore).I gradienti normali dei cicli combinati sono di 5÷6 MW/min e possono salire a 13 MW/minin caso di necessità.I combustibili fossili, normalmente impiegati negli impianti termoelettrici, sono l’olio combustibile, il gasolio, il gas naturale, il carbone. I generatori di vapore possono bruciare tutti questi tipi di combustibili. Per le turbine a gas si utilizza quasi esclusivamente il gas naturale. I prezzi dei combustibili sono spesso soggetti a frequenti fluttuazioni sul mercato internazionale.Tutti questi elementi, ed altri ancora, devono essere valutati al fine di ottenere la massima economicità di un impianto, ricordando che il costo globale è la somma degli oneri afferenti il capitale impiegato e degli oneri relativi all’esercizio (combustibile, risorse esterne, imposte e tasse, personale). Così, se il numero delle ore annue di utilizzazione della potenza installata è elevato, sarà ridotta l’incidenza del costo d’impianto e converrà disporre di centrali con rendimento elevato o con basso costo del combustibile


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettrico


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettricoPer calcolare il costo di produzione dell’energia elettrica ci si può riferire alla formula:

Un gruppo a carbone, avendo rilevante costo d’impianto e maggiori costi di esercizio, riesce a far prevalere il basso costo del combustibile solo funzionando per un numero elevato di ore annue. Un modulo a ciclo combinato, associando a ridotti costi d’impianto e minori spese di personale un più elevato rendimento, ha un costo unitario dell’energia favorevole per utilizzazioni medio-basse, mentre per le alte utilizzazioni risente del maggior costo del combustibile.


Scelta del tipo di impianto termoelettricoScelta del tipo di impianto termoelettricoOltre alla remunerazione variabile in funzione della richiesta, devono essere tenute in conto anche altre voci di prezzo dell’energia elettrica attribuite agli impianti di produzione per i cosiddetti servizi ancillari:

servizio di riserva secondaria (consiste nel rendere disponibile una banda di capacità di produzione di energia elettrica di un gruppo di generazione asservita ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare la potenza erogata dal medesimo gruppo sulla base di un segnale di livello elaborato e inviato dal Gestore della Rete);servizio di riserva terziaria (consiste nella garanzia della disponibilità a modificare, per la quota di capacità per la quale il servizio è prestato, i programmi vincolanti di immissione a seguito di un ordine di dispacciamento del Gestore della Rete “a salire” o “a scendere” entro 5 minuti, entro 15 minuti, entro 60 minuti);servizio di bilanciamento (consiste nella disponibilità a modificare i programmi vincolanti di immissione “a salire” o “a scendere” a seguito di un ordine di dispacciamento del Gestore della Rete).


Centrali termoelettriche a vaporeCentrali termoelettriche a vaporeI circuiti (o cicli) principali di un gruppo termoelettrico sono:

circuito condensato-alimento,circuito acqua-vapore in caldaia,circuito aria-gas,circuito acqua condensatrice,ciclo del combustibile.

Nel circuito condensato-alimento l’acqua viene estratta dal pozzo caldo del condensatore per mezzo delle pompe di estrazione del condensato e, dopo aver attraversato l’impianto di trattamento, incrementa la propria temperatura nei riscaldatori di bassa pressione. Perviene al degasatore e da qui, ripresa dalle pompe alimento, attraversa i riscaldatori di alta pressione ed entra nel generatore di vapore.Nel circuito acqua-vapore di caldaia l’acqua alimento attraversa prima l’economizzatore, indi il vaporizzatore e poi i surriscaldatori. Il vapore surriscaldato, in uscita dal generatore di vapore, viene introdotto in turbina nel corpo di alta pressione. Dopo l’espansione nella turbina di alta pressione il vapore ritorna in caldaia per risurriscaldarsi. Il vapore risurriscaldato dalla caldaia ritorna in turbina per espandersi nei restanti corpi di media e di bassa pressione. Alla fine dell’espansione il vapore viene scaricato nel condensatore, dove condensa scambiando calore con l’acqua condensatrice e si accumula allo stato liquido nel pozzo caldo.


Centrali termoelettriche a vaporeCentrali termoelettriche a vapore


Centrali termoelettriche a vaporeCentrali termoelettriche a vapore

Un altro circuito fondamentale è il circuito aria-gas. Esso comprende i ventilatori aria, i condotti e le casse aria dei bruciatori, la camera di combustione della caldaia, i condotti dei gas, i preriscaldatori d’aria, i precipitatori elettrostatici, la ciminiera.Il circuito dell’acqua condensatrice, a ciclo aperto con acqua di fiume o di mare, comprende l’opera di presa con le griglie fisse e rotanti, le pompe acqua condensatrice, le tubazioni fino all’ingresso del condensatore, le tubazioni dall’uscita del condensatore fino all’opera di scarico.Nel caso di ciclo chiuso, quando non siano disponibili sufficienti quantità d’acqua, si adottano torri di raffreddamento che provvedono al trasferimento all’aria del calore scambiato nel condensatore.Il ciclo del combustibile fa capo al parco combustibili, che è costituito dall’insieme di tutte le apparecchiature destinate al ricevimento, al trattamento e all’immagazzinamento dei combustibili impiegati (solidi, liquidi, gassosi). Vi sono poi le apparecchiature di invio dei combustibili ai bruciatori di caldaia.


Rendimento delle centrali termoelettriche a vaporeRendimento delle centrali termoelettriche a vaporeIl rendimento effettivo totale di un impianto con turbina a vapore, ossia il rapporto fra l’equivalente termico dell’energia elettrica ricavata ai morsetti dell’alternatore e il calore sviluppato dalla combustione in caldaia, è inferiore al rendimento teorico del ciclo termico impiegato per la presenza di numerose perdite di energia nei vari elementi costitutivi dell’impianto. Vi sono perdite che influiscono sul ciclo termodinamico, allontanandolo da quello teorico e diminuendone il rendimento. Così, per esempio, l’espansione del vapore in turbina non è perfettamente adiabatica a causa degli attriti e delle dispersioni di calore; il calore ottenuto dal combustibile bruciato in caldaia non è tutto trasferito all’acqua e al vapore ma in parte viene disperso nell’atmosfera con i fumi che escono dalla ciminiera. Vi sono poi perdite di calore verso l’esterno attraverso le pareti della caldaia e dei condotti gas, perdite di calore nei circuiti acqua vapore per spurghi e sfiati, perdite meccaniche ed elettriche delle macchine. Si cerca di ridurre tali perdite migliorando le coibentazioni, ottimizzando la combustione con la riduzione dell’eccesso d’aria e degli incombusti, abbassando la temperatura dei gas inviati alla ciminiera, preriscaldando l’acqua di alimento e l’aria comburente. Se si esprimono tutte le perdite in valore relativo del calore posseduto dal combustibile bruciato in caldaia per ottenere un kWh ai morsetti dell’alternatore, le perdite relative totali Δλ sono la somma di tutte le perdite relative parziali


Rendimento delle centrali termoelettriche a vaporeRendimento delle centrali termoelettriche a vapore

Se si indicano con ηcald, ηtubaz, ηcond, ηturb, ηalt, ηaux i rendimenti delle singole parti d’impianto sopra ricordate, dalla definizione di rendimento di ogni elemento (rapporto fra potenza resa e potenza assorbita) si può scrivere:

Nella pratica, invece del rendimento, si usa il consumo specifico12, ovvero le calorie spese per produrre un kWh ai morsetti del generatore:


Rendimento delle centrali termoelettriche a vaporeRendimento delle centrali termoelettriche a vaporeConsumo specifico lordo è il quoziente tra il consumo di calore e l’energia elettrica prodotta durante l’intervallo di tempo considerato, misurata ai morsetti dell’alternatore.Consumo specifico netto è il quoziente tra il consumo di calore e l’energia elettrica prodotta durante l’intervallo di tempo considerato, misurata al punto di uscita verso la rete (a valle del prelievo di energia elettrica per i servizi ausiliari di centrale e a monte del trasformatore principale).Per una sezione termoelettrica tradizionale (320 MW ai morsetti dell’alternatore) il rendimento lordo (energia elettrica misurata ai morsetti dell’alternatore) al massimo carico si aggira intorno al 42% (consumo specifico lordo di 2048 kcal/kWh) e il rendimento netto (energia misurata a valle del prelievo dei servizi ausiliari) è pari al 40 % (consumo specifico netto di 2150 kcal/kWh).Il rendimento diminuisce al diminuire del carico (aumenta quindi il consumo specifico), poiché si modifica il ciclo termico per la diminuzione delle temperature e delle pressioni rispetto ai valori nominali.


Sistemazioni impiantisticheSistemazioni impiantisticheLe principali parti costituenti un impianto termoelettrico a vapore di tipo tradizionale sono le seguenti:

generatore di vapore,macchinario termico ed elettrico,condensatore e relative opere idrauliche,parco combustibili,impianto di demineralizzazione,impianto di trattamento delle acque reflue,impianto di abbattimento delle emissioni inquinanti,stazione elettrica,quadri di comando, controllo, regolazione,servizi generali (uffici, officine, magazzini, ..).

La disposizione generale delle varie parti dell’impianto è studiata in modo da tener conto della loro specifica funzione e della posizione prefissata di alcune opere (presa e restituzione dell’acqua condensatrice, pontile per lo scarico del combustibile trasportato per via d’acqua, raccordi stradali e ferroviari, stazione elettrica collegata alle linee ad alta tensione) e per rendere più brevi i necessari collegamenti (tubazioni per l’acqua, il vapore e i combustibili liquidi o gassosi; nastri trasportatori per i combustibili solidi; sbarre e cavi per i collegamenti elettrici).D’altra parte l’area dell’impianto deve essere percorsa da un ampio e razionale sistema di strade e piazzali per rendere agevole l’accesso a tutte le installazioni.


Sistemazioni impiantisticheSistemazioni impiantisticheInoltre è opportuno, per ragioni di sicurezza, che il parco combustibili sia un po’ discosto dalla caldaia e dalla sala macchine.


Sistemazioni impiantisticheSistemazioni impiantisticheDal punto di vista costruttivo, sono stati messi a punto dall’ENEL progetti unificati e per i gruppi da 320 MW e 660 MW sono stati adottati gli stessi criteri di base e precisamente:

sala manovra comune a due gruppi,concentrazione della massima parte degli ausiliari del ciclo intorno alla turbina,schema monoblocco.

Lo schema monoblocco (ogni gruppo turbina-alternatore è associato ad una sola caldaia e i relativi ausiliari elettrici sono alimentati da un trasformatore derivato dal montante dell’alternatore) prevede una maggiore semplicità d’impianto, una riduzione del costo della centrale e nessuna interferenza tra i vari gruppi.La sala macchine comprende al suo interno le turbine, i condensatori, gli alternatori, i riscaldatori AP e BP e le pompe estrazione condensato e acqua alimento di più gruppi termoelettrici.La sistemazione dei gruppi può essere longitudinale o trasversale. Nella sistemazione longitudinale viene limitata la larghezza della sala macchine, con conseguente alleggerimento delle strutture di copertura del fabbricato; per contro viene aumentata notevolmente la lunghezza della sala stessa.La disposizione trasversale risponde meglio alla simmetria generale dell’unità e dei suoi ausiliari e richiede un percorso minore delle tubazioni di collegamento tra la caldaia e la turbina.


Sistemazioni impiantisticheSistemazioni impiantistiche


Sistemazioni impiantisticheSistemazioni impiantisticheNel caso in cui la centrale termoelettrica sia destinata ad alimentare un determinato carico a séstante (stabilimento, complesso industriale concentrato, ecc.) fornendo eventualmente anche il vapore necessario, l’ubicazione dell’impianto è strettamente vincolata a quella del centro industriale alimentato, del quale è parte integrante.La scelta del sito per le centrali destinate ad alimentare reti di distribuzione di energia elettrica va effettuata in modo da rendere minimo lo sviluppo delle linee di trasporto e le perdite di energia; inoltre si cerca di realizzare la massima economia nel trasporto dei combustibili ed il facile approvvigionamento della quantità d’acqua necessaria per la condensazione del vapore (100÷150 m3/h di acqua condensatrice per ogni MW di potenza installata).Qualora la centrale debba essere costruita lontana da sufficienti disponibilità d’acqua, l’acqua condensatrice viene raffreddata in ciclo chiuso in apposite torri di raffreddamento che, per grandi impianti, assumono dimensioni considerevoli. In tal caso però l’acqua condensatrice ha una temperatura più alta di quella corrispondente all’acqua di mare o di fiume e quindi la pressione assoluta nel condensatore è superiore e il rendimento del ciclo ne risulta peggiorato.E’ preferibile quindi che le centrali termoelettriche siano ubicate in riva al mare o a fiumi o canali di portata adeguata.Inoltre, a parità di altre condizioni, l’ubicazione della centrale è determinata dal confronto fra il costo di trasporto del combustibile e il costo di trasporto dell’energia elettrica.


Interazione con lInterazione con l’’ambienteambienteL’interazione fra le centrali termoelettriche e l’ambiente si manifesta con l’emissione dei prodotti della combustione nell’atmosfera e con il riscaldamento dell’acqua di mare o di fiume utilizzata per la condensazione del vapore nei condensatori.Per quanto riguarda l’inquinamento dell’atmosfera, esso è in prevalenza dovuto alle polveri, all’anidride solforosa e agli ossidi di azoto contenuti nei fumi emessi dalle ciminiere. Le polveri sono in gran parte trattenute da precipitatori elettrostatici ad alta efficienza installati sui condotti fumi prima della ciminiera; l’anidride solforosa viene contenuta utilizzando combustibili a basse percentuali di zolfo o predisponendo impianti di desolforazione; gli ossidi di azoto vengono ridotti mediante appropriate tecniche di combustione o installando impianti di denitrificazione.Vi è infine il problema dell’emissione di alcuni gas (detti gas serra, tra cui il più importante èl’anidride carbonica) che può influenzare la composizione dell’atmosfera che circonda il pianeta, rendendola meno permeabile al passaggio in uscita dell’energia irraggiata dalla Terra: viene così modificato quel fenomeno che va sotto il nome di effetto serra e che regola la temperatura terrestre. I gas serra non sono inquinanti e non hanno effetti locali, ma, nel lungo termine, possono alterare gli equilibri climatici. A livello mondiale questo problema è affrontato nell’ambito dell’Organizzazione delle Nazioni Unite. La conferenza intergovernativa di Kyotodel dicembre 1997 ha per la prima volta stabilito come obiettivo per i Paesi firmatari una riduzione delle emissioni globali dei sei principali gas serra (anidride carbonica (CO2), metano (CH4), protossido di azoto (N2O), idrofluorocarburi (HFC), perfluorocarburi (PFC), esafluoruro di zolfo (SF6)) entro il 2008-2012 (-5,3% in media rispetto ai valori del 1990).


Interazione con lInterazione con l’’ambienteambienteQuesto obiettivo generale viene declinato con valori specifici per singoli Paesi o aggregazioni politiche (come l’Unione Europea); per l’Italia il rispetto del Protocollo di Kyoto implica una riduzione delle emissioni di anidride carbonica di almeno il 6,5%.L’Italia contribuisce per circa il 2% alle emissioni mondiali di CO2 e presenta valori pro-capite ed emissioni per unità di Prodotto Interno Lordo relativamente basse. I settori che incidono maggiormente sulle emissioni nazionali di gas serra sono la produzione di energia elettrica da fonte termoelettrica (poco meno del 25%) e i trasporti (poco più del 20%): le emissioni sono quasi totalmente costituite dalla CO2 derivante dalla combustione.Per quanto riguarda il settore elettrico, tra i principali strumenti a disposizione per il contenimento delle emissioni di gas serra vi sono le azioni tese al risparmio dei combustibili fossili:

miglioramento dell’efficienza di produzione,maggiore ricorso alle fonti rinnovabili,riduzione delle perdite sulla rete elettrica,gestione della domanda di energia elettrica.


Interazione con lInterazione con l’’ambienteambientePer quanto riguarda il riscaldamento dell’acqua condensatrice, fenomeno detto impropriamente inquinamento termico, esso consiste nell’innalzamento della temperatura (di circa 6÷10°C) dell’acqua utilizzata nei condensatori. Si tratta di un problema che riguarda soprattutto le acque interne (fiumi, laghi) in quanto la capacitàtermica delle acque marine è pressoché illimitata e la modifica di temperatura interessa solo in superficie le acque prossime alla centrale. Esistono comunque limiti di legge per le temperature dell’acqua in uscita dai condensatori e per la differenza di temperatura dell’acqua del corpo ricettore tra valle e monte dell’impianto termoelettrico. Per i fiumi, la differenza massima fra le temperature medie a monte e a valle della derivazione dell’impianto non deve superare i 3°C, mentre la differenza massima di temperatura tra due metà sezioni qualsiasi non deve essere superiore a 1°C. Per i canali, la temperatura massima allo scarico non deve superare i 35°C. Nel caso di acqua di mare, la temperatura massima consentita per lo scarico è di 35°C e il Δt massimo ammissibile tra la temperatura dell’acqua alla presa e quella a 1000 metri dallo scarico è di 3°C. Sono stati effettuati molti studi degli ecosistemi interessati agli scarichi termici prima e dopo l’avvio di funzionamento degli impianti. I risultati ottenuti hanno mostrato che la restituzione all’ambiente delle acque, utilizzate negli impianti rispettando i limiti imposti dalla legge, non modifica significativamente le caratteristiche strutturali e dinamiche delle principali componenti degli ecosistemi interessati.


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gasI cicli delle turbine a gas hanno come riferimento concettuale il ciclo Brayton (o Joule), composto da:

una compressione adiabatica, effettuata dal punto 1 al punto 2 nel compressore;un riscaldamento a pressione costante (dal punto 2 al punto 3);un’espansione adiabatica, effettuata dal punto 3 al punto 4 in turbina;una cessione di calore a pressione costante (dal punto 4 al punto 1).


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gasPerché tale ciclo possa essere considerato ideale occorre che le trasformazioni adiabatiche siano anche isentropiche e che le isobare siano rigorosamente tali, ovvero il fluido non subisca perdite di pressione all’interno degli scambiatori che provvedono agli scambi termici con le sorgenti di calore tra cui opera il ciclo. Il fluido considerato è in tal caso un gas perfetto, che non subisce trasformazioni di stato e di composizione, che ha un cp costante indipendente dalla temperatura e che rispetta la nota equazione:

pv = RTDenominati:

Q1 calore fornito tra il punto 2 e il punto 3Q2 calore ceduto tra il punto 4 e il punto 1LC lavoro di compressione tra il punto 1 e il punto 2LT lavoro di espansione in turbina tra il punto 3 e il punto 4LN lavoro utile


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gasNelle trasformazioni adiabatiche (1-2) e (3-4) valgono le relazioni seguenti:

avendo indicato con k il rapporto tra il calore specifico a pressione costante cp e quello a volume costante cv.

Poiché nella pratica le temperature estreme del ciclo risultano fissate (la temperatura inferiore coincide con la temperatura ambiente mentre la temperatura superiore è imposta dalle caratteristiche di resistenza dei materiali impiegati) il rapporto di compressione non può aumentare oltre un certo limite poiché questo significherebbe avere temperatura massima del ciclo oltre il valore ammesso.


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gasNelle macchine reali si adotta un ciclo aperto, che ha le seguenti caratteristiche rispetto al ciclo chiuso:

nella prima parte del ciclo il fluido di lavoro è l’aria, che è aspirata dal compressore alla pressione e alla temperatura ambiente;l’introduzione di calore nel ciclo avviene mediante un processo di combustione interna: l’aria, che è stata compressa dal compressore, perviene in una camera di combustione in cui viene iniettato combustibile. I prodotti della combustione costituiscono il fluido di lavoro per la parte seguente del ciclo (l’espansione in turbina);la cessione di calore all’ambiente esterno avviene semplicemente disperdendo nell’atmosfera i gas combusti scaricati dalla turbina.


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gasNel funzionamento reale bisogna tener conto che le trasformazioni nel compressore e in turbina non sono isentropiche ma politropiche e che la combustione non è isobara ma con perdita di pressioneQuesto comporterà, a parità di temperature estreme, un lavoro reale di compressione superiore a quello ideale e viceversa un lavoro reale di espansione inferiore a quello ideale. Dunque, a parità di pressioni e temperature estreme, si avrà un lavoro utile inferiore rispetto a quello ideale.


Cicli delle turbine a gasCicli delle turbine a gas


Varianti dei cicli a gasVarianti dei cicli a gasLe turbine a gas in ciclo semplice hanno oggi raggiunto prestazioni e rendimenti significativi. Tuttavia ciò è stato ottenuto sulla spinta di un forte sviluppo tecnologico, senza intervenire sulla qualità intrinsecamente modesta del ciclo termodinamico di base, che resta sempre caratterizzato da uno scarico di calore all’ambiente ad alta temperatura e da un lavoro di compressione molto elevato rispetto a quello di espansione. Per ridurre l’impatto di queste caratteristiche non positive sono possibili alcuni interventi sul ciclo termodinamico, anche se, attualmente, nelle applicazioni industriali si preferisce un ciclo semplice ad alta tecnologia in luogo di un ciclo complesso con condizioni operative prudenti.Una prima variante è la cosiddetta rigenerazione, ossia l’inserimento, tra compressore e combustore, di uno scambiatore di calore (rigeneratore) che preriscalda l’aria comburente prelevando calore dai gas di scarico prima di rilasciarli all’ambiente.Se si considerasse il ciclo ideale rigenerativo (gas perfetto e rigeneratore ideale, ossia senza perdite e con scambi di calore in ogni punto della trasformazione sotto differenze di temperatura infinitesime), si avrebbe che T2 = T6 e T4 = T5. In tali condizioni il lavoro della turbina e del compressore rimarrebbero inalterati, mentre verrebbe ridotto il calore entrante nel ciclo, poiché sarebbe necessario passare da T5 a T3 anziché da T2 a T3: il rendimento del ciclo aumenterebbe. Nel caso reale, a causa delle perdite e per la irreversibilità dello scambio nel rigeneratore, il miglioramento di rendimento risulta ridotto.


Varianti dei cicli a gasVarianti dei cicli a gas


Varianti dei cicli a gasVarianti dei cicli a gasUna seconda operazione atta a migliorare le prestazioni del ciclo a gas è la compressione interrefrigerata. La compressione è realizzata in due fasi, intercalate da uno scambiatore di calore (intercooler) che riduce la temperatura intermedia. L’interrefrigerazione è pratica comune nei compressori industriali: lo scopo è quello di diminuire il lavoro di compressione necessario per portare il gas da p1 a p2, operazione resa possibile dalla diminuzione del volume specifico del gas per effetto dell’abbassamento di temperatura ottenuto nell’intercooler.Una terza variante del ciclo a gas è la ricombustione, che consiste in una espansione in turbina frazionata e intercalata da un secondo processo di combustione. Come l’interrefrigerazione ha lo scopo di diminuire il lavoro del compressore, così la ricombustione permette di aumentare il lavoro della turbina, presentando alla turbina di bassa pressione un fluido a volume specifico incrementato dal riscaldamento conseguente alla seconda combustione. E’ bene ricordare che l’eccesso d’aria presente nella combustione primaria delle turbine a gas è tale da offrire ampia disponibilità di ossigeno per la seconda combustione.I tre interventi sul ciclo semplice possono essere utilizzati in varie combinazioni tra loro.I vantaggi ottenuti in termini di aumento di rendimento e lavoro specifico sono controbilanciati da maggiori complessità e onerosità impiantistiche. Considerando che è possibile operare anche più di una interrefrigerazione o più di una ricombustione, si tende verso il ciclo di Ericsson, composto da due isoterme e da due isobare.Il ciclo di Ericsson verrebbe approssimato da un ciclo a gas con infinite interrefrigerazioni (compressione isoterma) ed espansioni (espansione isoterma) e uno scambio di calore rigenerativo tra le due isobare, lungo le quali non si scambia pertanto calore con l’esterno. Il rendimento del ciclo sarebbe dunque pari a quello di Carnot.


Varianti dei cicli a gasVarianti dei cicli a gas


Turbine a gasTurbine a gasPer la produzione dell’energia elettrica, il tipo di impianto con turbina a gas (turbogas) più semplice è ad una sola linea d’albero ed è costituito da un compressore multistadio (in cui l’aria aspirata dall’esterno viene compressa), una camera di combustione (in cui avviene la combustione di combustibile addizionato all’aria compressa), una turbina o espansore (in cui avviene l’espansione dei gas provenienti dal combustore). La potenza sviluppata nell’espansore viene in parte assorbita dal compressore e per la parte restante è fornita al generatore elettrico coassiale. Una considerevole potenza termica è associata ai gas di scarico.Negli anni recenti le turbine a gas hanno sempre più incrementato la propria efficienza:

Le unità turbogas della penultima generazione (fino agli anni ’90) presentavano potenze elettriche di circa 120 MW, temperature dei gas all’ingresso in turbina di circa 1100°C, temperature dei fumi allo scarico di 530°C, rapporto di compressione 12:1 ÷ 14:1. Il consumo orario di gas naturale, al carico di base di 120 MW, era dell’ordine di 40.000 Nm3/h, corrispondente ad un rendimento netto di circa il 32%. Il corrispondente consumo unitario di combustibile, riferito al potere calorifico inferiore del gas naturale (p.c.i. medio del gas naturale = 8250 kcal/Nm3), risultava di circa 0,33 Nm3/kWh.Le attuali turbine a gas, di taglia raddoppiata (circa 250 MW), con rapporto di compressione 16:1 ÷30:1, temperature di ingresso turbina pari a 1300÷1400°C, raggiungono valori di rendimento intorno al 38% (consumo unitario di gas naturale ≅ 0,275 Nm3/kWh).


Turbine a gasTurbine a gas


Turbine a gasTurbine a gasQueste macchine sono ormai esclusivamente impiegate negli impianti a ciclo combinato, che hanno trovato un notevole sviluppo grazie soprattutto agli eccellenti rendimenti globali raggiunti (56÷58%).Le turbine a gas ultimamente offerte sul mercato hanno temperature dei gas combusti che raggiungono i 1500°C e sono impiegate in cicli combinati con valori di efficienza pari al 60%.Temperature così elevate possono essere ammesse solo grazie all’adozione di complesse ed efficaci tecniche di raffreddamento delle pale unitamente all’impiego di materiali speciali nei componenti che risultano maggiormente sollecitati.Oltre alla resistenza alla sollecitazione meccanica di origine termica, che nelle parti rotanti èaccompagnata dagli sforzi centrifughi, è cruciale la resistenza all’ossidazione e alla corrosione, che sono principalmente dovute all’alta reattivitàdell’ossigeno ad elevate temperature e all’erosione causata dal passaggio dei gas ad alta velocità.


Turbine a gasTurbine a gasNelle condizioni di esercizio delle turbine a gas è il fenomeno dello scorrimento viscoso (creep) a determinare lo stato di sollecitazione accettabile per un determinato materiale. Tale fenomeno, che comporta a pari stato di sforzo di trazione una deformazione progressiva del materiale con il tempofino alla conseguente rottura, fa sì che la vita (espressa in ore di esercizio con un dato livello di sollecitazione) e la temperatura di funzionamento siano tra loro correlate.I materiali ferrosi (ad esempio gli acciai al carbonio, gli acciai alto-legati e inossidabili) rivelano un’insufficiente resistenza a creep già nel campo 500-600°C. Risultati nettamente migliori si ottengono con leghe a base di nichel o a base di cobalto: le prime sono usate prevalentemente nelle pale rotoriche in virtù di migliori proprietà meccaniche, le seconde nelle pale statoriche.Rivestimenti superficiali di tipo innovativo proteggono la superficie dei componenti più critici: tali rivestimenti consistono in strati metallici particolarmente resistenti, di spessore 0,2÷0,3 mm, applicati utilizzando tecnologie basate sulla spruzzatura a caldo di polveri sottovuoto (vacuumplasma spray) o con sistemi accelerati (high velocity oxy fuel).Un ulteriore incremento della temperatura dei gas all’ingresso di turbina, ferma restando la temperatura superficiale della superlega metallica, potrà essere ottenuto tramite l’impiego di barriere termiche (thermal barrier coating): si tratta di rivestimenti superficiali a base ceramica, spessi 0,5 mm, che isolano termicamente il materiale base.Tenuto conto dei costi elevati di questi componenti (una paletta di turbina a gas può costare fino a 10.000 € e una ruota di primo stadio può contare anche 100 palette), i materiali per turbine a gas non possono prescindere dalle tecnologie di riparazione, in termini sia di re-coating sia di ricostruzione del materiale base deteriorato.


Perdite delle turbine a gasPerdite delle turbine a gasConsiderando il fluido (con le relative trasformazioni) e la macchina come reali, durante il funzionamento delle turbine a gas si hanno varie perdite di energia:

Perdite termofluidodinamiche: Il lavoro perduto per queste cause si converte in calore che generalmente rimane nel gas modificando le linee di trasformazione da adiabatiche ad altre, verso stati di maggiore entropia a seguito della degradazione dell’energia. Di queste perdite tengono conto i rendimenti interni delle macchine, definiti dal confronto tra lavori reali sulle palettature e lavori adiabatici reversibili a partire dalle stesse temperature iniziali e fra gli stessi limiti di pressione delle operazioni reali.Perdite di calore: sono dovute sia ad eventuale incompleta combustione, sia alla dispersione del calore attraverso le pareti. Per semplicità si può supporre che tutta la perdita di calore avvenga nel focolare e quindi possa essere rappresentata dal rendimento ηB del combustore, definito come rapporto tra il prodotto della portata di gas per l’aumento di entalpia ottenuto e il prodotto della quantità di combustibile bruciato per il suo potere calorifico inferiore.Perdite di pressione: A causa delle perdite di pressione nel sistema di combustione, la relativa trasformazione non è rigorosamente isobara. Il rapporto di espansione risulta quindi minore del rapporto di compressione. Per tenere conto di queste perdite occorre moltiplicare la pressione di entrata nel combustore (o dividere quella di uscita) per un coefficiente di rendimento manometrico ηπ.


Perdite delle turbine a gasPerdite delle turbine a gasPerdite meccaniche: sono le perdite meccaniche della turbina ηmt e del compressore ηmc(assorbimenti di potenza per ventilazione delle parti rotanti, per attriti nei cuscinetti, ecc.).Perdite per consumo di aria compressa: La resistenza termica dei materiali delle parti calde è stata costantemente migliorata facendo ricorso al raffreddamento dei distributori fissi e delle palette rotanti della turbina tramite aria compressa spillata da vari stadi del compressore. Raffreddare le parti calde introduce dunque delle perdite per consumo di aria compressa spillata dal compressore e per sottrazione di calore nell’espansione dei gas (a causa della fuoruscita di aria compressa dai canali di ventilazione, che lambisce le superfici esterne delle palette creando un raffreddamento a film e si miscela poi al gas della corrente principale diminuendone la temperatura).Variazione delle prestazioni delle turbine a gas: le prestazioni delle turbine a gas possono cambiare per effetto della variazione di alcuni parametri ambientali ed operativi. Per poter confrontare le prestazioni di macchine differenti ed installate in luoghi diversi, si fa riferimento a condizioni normalizzate ISO (15°C e 1013 mbar) come se tutte le macchine operassero nelle stesse condizioni ambientali. Una turbina a gas, funzionante a velocità costante e ad una certa temperatura dell’aria ambiente, è una macchina attraversata in ciascuna sezione da una portata volumetrica costante. La sezione di ingresso compressore e la sezione di ingresso turbina sono attraversate da portate in volume diverse tra loro ma costanti nel tempo al variare delle condizioni esterne della macchina:

1. Variazione della pressione atmosferica2. Variazione della pressione allo scarico3. Perdite di carico all’aspirazione4. Variazione della temperatura dell’aria ambiente5. Sporcamento del compressore


Turbine a gasTurbine a gasLe turbine a gas si presentano come macchine estremamente compatte, che possono essere spedite in blocco dallo stabilimento di costruzione al luogo di installazione.


Turbine a gasTurbine a gasLa linea d’assi di un impianto con turbina a gas (TG) è costituita dai seguenti macchinari (partendo da sinistra nella figura seguente):

sistema di viraggio e giunto autodisinnestante,alternatore,tronchetto di unione alternatore-turbina a gas,turbina a gas.


Centrali Centrali ripotenziateripotenziate con turbine a gascon turbine a gasIl progetto di ripotenziamento (repowering) di alcune centrali termoelettriche italiane con turbine a gas da 120 MW fu sviluppato negli anni ‘80-‘90 sulla base dei seguenti criteri:

aumentare la potenza installata degli impianti, migliorandone il rendimento;minimizzare l’indisponibilità dei gruppi a vapore per l’effettuazione delle modifiche e dei collegamenti necessari. Questo implicava che le modifiche da apportare all’impianto fossero ridotte il più possibile e caratterizzate da un alto livello di prefabbricazione e di standardizzazione dei principali componenti.poter esercire i turbogas e i gruppi a vapore in modo indipendente al fine di mantenere elevate flessibilità e disponibilità di esercizio. Ciò richiedeva anche un sistema diretto di scarico in atmosfera dei gas provenienti dalla turbina a gas.ridurre le emissioni specifiche di polveri, ossidi di zolfo e ossidi di azoto.

Il programma di repowering fu realizzato solo su alcune centrali (Turbigo, Montalto di Castro, Rossano Calabro, Termini Imerese) e fu poi abbandonato per il sopravvento dei cicli combinati e la decisione di trasformare molte centrali esistenti in impianti a ciclo combinato.La scelta dello schema ottimale di repowering fa riferimento a tre alternative principali:

schema fully fired, in cui i gas scaricati dal turbogas sono inviati direttamente al generatore di vapore sostituendo, in tutto o in parte, l’aria comburente;schema unfired con preriscaldamento dell’acqua di alimento, in cui si utilizza il calore dei gas scaricati dal turbogas per il riscaldamento della linea di alimento della caldaia;schema unfired con produzione di vapore di media pressione, in cui il contenuto termico dei gas di scarico del turbogas è utilizzato per generare vapore surriscaldato a media pressione, alle stesse condizioni del vapore risurriscaldato del ciclo a vapore


Centrali a ciclo combinatoCentrali a ciclo combinatoIn un impianto a ciclo combinato l’energia elettrica viene prodotta da alternatori mossi da turbine a gas e da turbine a vapore, tra loro “combinate” per il fatto che i gas di scarico della turbina a gas, per mezzo di un generatore di vapore a recupero (GVR), generano il vapore necessario per alimentare la turbina a vapore. Questo tipo di impianto ha trovato recentemente un grande sviluppo per i suoi alti rendimenti. In effetti l’efficienza di un qualsiasi processo di trasformazione di energia termica in energia meccanica ètanto migliore quanto maggiore è la differenza delle temperature estreme fra cui opera il processo stesso, cioè quanto più è alta la temperatura della fase in cui il calore è fornito al sistema e quanto più è bassa la temperatura della fase in cui il calore è ceduto dal sistema all’esterno.I cicli sfruttati industrialmente, quello a vapore (di Rankine) e quello a gas (di Brayton), possiedono in realtà solo una delle proprietà richiamate e non riescono perciò a raggiungere, se presi singolarmente, dei rendimenti molto elevati. Infatti il ciclo a vapore opera con una temperatura media relativamente bassa durante la fase di apporto di calore (circa 420°C, per temperature massime di circa 550°C) e per converso presenta una temperatura bassa, assai vicina a quella ambientale, nella fase di cessione del calore residuo all’ambiente esterno. Ciò comporta da un lato rendimenti massimi che non superano normalmente il 40% (un po’ di più nei cicli ultrasupercritici con doppio risurriscaldamento e un numero maggiore di spillamenti) e dall’altro il trasferimento all’ambiente esterno di una notevolissima quota di energia termica ad una temperatura così bassa da non consentirne praticamente il recupero.Il ciclo della turbina a gas presenta invece una situazione inversa e complementare: la temperatura media durante la fase di apporto del calore è ben più alta che nel caso precedente, ma anche quella di cessione del calore residuo è molto elevata. Nello stesso tempo, però, l’energia che viene ceduta all’esterno con i gas di scarico (pari, nei turbogas più efficienti, a circa i tre quinti di quella fornitacon il combustibile) proprio per la sua elevata temperatura può essere riutilizzata per produrre vapore da far operare in un ciclo Rankine, realizzando così la “combinazione” fra i due cicli.


Centrali a ciclo combinatoCentrali a ciclo combinatoIl processo complessivo impiega dunque il calore alla temperatura elevata della turbina a gas e cede il calore alla temperatura bassa del condensatore della turbina a vapore, realizzando in definitiva le condizioni ottimali per rendimenti eccellenti, nettamente superiori al 50%. Il processo di produzione dell’impianto a ciclo combinato si basa perciò sull’accoppiamento in cascata di due cicli termodinamici, per cui il calore scaricato dal primo ciclo costituisce il calore d’ingresso del secondo ciclo.Nel primo ciclo termodinamico a gas (di Brayton), il calore viene fornito in camera di combustione (trasformazione 2-3) e i gas prodotti si espandono nella turbina (trasformazione 3-4) permettendo la conversione parziale del calore in energia meccanica.Nel secondo ciclo termodinamico a vapore (di Rankine), l’acqua subisce cambiamenti di stato da liquido (punto 6) a vapore surriscaldato (punto 9), a spese del calore posseduto dai gas di scarico del turbogas; il vapore si espande in turbina da 9 a 10, fornendo energia meccanica, e viene successivamente condensato (da 10 a 6) cedendo calore nel condensatore.Il primo ciclo è costituito da quello classico delle centrali turbogas, con i fumi che, prima di essere inviati al camino, vengono convogliati in un generatore di vapore a recupero (GVR). La turbina a gas converte in energia elettrica più di un terzo dell’energia termica prodotta nella combustione; la restante energia termica è rilasciata come calore residuo nei gas di scarico.Nel GVR tale calore produce vapore che, operando in una turbina a condensazione, genera una ulteriore quantità di energia elettrica, pari a circa la metà di quella prodotta dal turbogas.


Centrali a ciclo combinatoCentrali a ciclo combinato


Configurazioni impiantistichedelle centrali a ciclo combinato

Per quanto riguarda le configurazioni impiantistiche, fermo restando che il numero dei generatori di vapore a recupero è normalmente uguale a quello delle turbine a gas, un modulo a ciclo combinato può essere formato da una turbina a gas, una caldaia a recupero, una turbina a vapore, un alternatore: questa configurazione d’impianto èdenominata “single-shaft”. La turbina a gas e la turbina a vapore sono accoppiate all’alternatore su un unico asse. A parità di potenza installata, i vantaggi della configurazione single-shaft comprendono:

minori costi d’impianto,unico alternatore e montante di macchina,sistema di controllo e supervisione semplificato,ridotte superfici occupate, con ottimizzazione degli spazi.

La configurazione single-shaft è particolarmente adatta per i moderni impianti a ciclo combinato con risurriscaldamento. Ciò semplifica i sistemi di avviamento e bypass del vapore associati con più GVR e un’unica turbina a vapore.Le dimensioni di un modulo a ciclo combinato in configurazione single-shaft sono estremamente ridotte, soprattutto se paragonate alle dimensioni di una sezione termoelettrica tradizionale di pari potenza.


Configurazioni impiantistiche delle centrali a ciclo combinato



Altre configurazioni presentano due o più turbine a gas accoppiate ad alternatori e generatori di vapore a recupero che forniscono vapore, tramite un unico collettore, a una turbina a vapore separata e accoppiata al proprio alternatore.Le macchine sono su più assi e pertanto tali configurazioni sono denominate “multi-shaft”. Esse permettono di installare l’impianto a ciclo combinato in fasi successive, tenendo conto, per esempio, delle disponibilità finanziarie, dei costi del combustibile, della domanda di carico. A parità di potenza installata rispetto alla configurazione single-shaft, in un impianto multi-shaft gli alternatori sono più piccoli e la presenza di un’unica turbina a vapore la rende adatta anche per impianti di cogenerazione e teleriscaldamento. I vantaggi delle configurazioni multi-shaft prevedono:

installazione per fasi successive,possibilità di operare con il solo ciclo a gas,flessibilità progettuale.Per le centrali più recenti con configurazione multi-shaft sono previsti per ogni modulo due turbine a gas da 250 MW ciascuna, i cui GVR alimentano in parallelo una turbina a vapore da 260 MW. La potenza di un modulo risulta quindi pari a circa 760 MW.


Confronto tra centrali termoelettriche tradizionali e centrali a ciclo combinatoRispetto agli altri impianti di generazione le centrali a ciclo combinato presentano le caratteristiche principali seguenti:

I costi di investimento risultano inferiori: Il costo di realizzazione di un impianto a ciclo combinato è infatti sensibilmente minore rispetto a quello di un corrispondente impianto a vapore. Con riferimento ad una taglia di circa 380 MW per modulo, si ha che il costo per kW installato di un ciclo combinato () può scendere fino al 50% dell’analogo costo di un impianto policombustibile con desolforazione e a circa il 65% di quello di un impianto a vapore che utilizza gas naturale. Inoltre il costo per variazione prezzi ed interessi intercalari è, a pari taglia, molto minore di quello relativo al ciclo a vapore convenzionale, poiché il tempo di costruzione è nettamente inferiore e la potenza può essere avviata modularmentevia via che si completa la centrale, autofinanziando parte dell’investimento in corso d’opera.I costi di produzione risultano competitivi: Il costo del kWh prodotto risulta inferiore per minori costi di esercizio (spese per il combustibile e per il personale).Il consumo specifico è nettamente migliore rispetto a quello degli impianti termoelettrici classici.


Confronto tra centrali termoelettriche tradizionali e centrali a ciclo combinato

I prodotti di combustione possono essere rilasciati a temperature relativamente piùbasse, poiché il combustibile impiegato è il gas naturale. Gli sviluppi tecnologici attuali sembrano consentire rendimenti globali massimi fino al 60%. La tecnologia delle turbine a gas ha ottenuto grandi miglioramenti con l’impiego di materiali resistenti alle altissime temperature e con sofisticati sistemi di raffreddamento delle parti piùsollecitate termicamente.Le caratteristiche termodinamiche sono ottime anche nelle taglie minori.I tempi di avviamento sono molto ridotti. La turbina a gas eroga già i 2/3 della potenza della centrale in circa 30 minuti. La restante parte del ciclo raggiunge la piena potenza dopo tempi dell’ordine di un’ora o al massimo di alcune ore, a seconda che si tratti di avviamenti da caldo o da freddo. Le variazioni di carico possono essere eseguite con gradienti circa 4 volte superiori rispetto a quelli di un impianto termoelettrico convenzionale. Poiché inoltre gli impianti a ciclo combinato sono costituiti generalmente da più moduli, è agevole eseguire le variazioni di carico facendo entrare in funzione un numero diverso di macchine con rendimento sempre vicino a quello nominale.


Confronto tra centrali termoelettriche tradizionali e centrali a ciclo combinatoLe prestazioni ambientali risultano eccellenti. Infatti gli impianti a ciclo combinato occupano superfici limitate (circa 450 m2/MW) e con uno sviluppo verticale ridotto. Il fabbisogno di raffreddamento è pari a circa la metà rispetto ai gruppi tradizionali di pari potenza: questo significa un carico termico dimezzato sull’acqua condensatrice. Questi impianti sfruttano inoltre i vantaggi del gas naturale: i fumi sono virtualmente privi di polvere e di composti solforati, mentre gli ossidi di azoto, inevitabilmente prodotti, possono essere ridotti a valori del tutto compatibili con le necessità di rispetto e di difesa dell’ambiente utilizzando idonee tecniche nelle camere di combustione delle turbine a gas.La centrale a ciclo combinato è un impianto relativamente semplice. Esso è costituito da componenti per la maggior parte standard. Ciò consente, grazie ad un’ingegneria ormai normalizzata e al fatto che i sottosistemi più importanti vengono preassiemati in officina, termini di consegna estremamente ridotti. Oltre a ciò è possibile disporre della potenza della parte relativa alla turbina a gas in tempi dell’ordine dei 24 mesi, mentre il completamento dell’intero impianto può avvenire entro circa 30 mesi.Questo è un vantaggio essenziale per un programma di realizzazione di centrali, perchéesse possono essere costruite gradualmente in funzione delle effettive necessitàprevedibili a breve termine, anziché sulla base di previsioni a medio-lungo termine, soggette a un certo grado di incertezza.


Trasformazione di centrali termoelettriche tradizionali in cicli combinati

Prendiamo quindi in esame una centrale termoelettrica tradizionale composta da quattro sezioni da 320 MW. La trasformazione di tali gruppi in cicli combinati può essere attuata partendo, ad esempio, dall’ipotesi di ridurre di circa il 10% la potenza termica totale della centrale e di lasciare nell’attuale assetto di esercizio una sezione tradizionale, che permetta così di effettuare le variazioni di carico richieste dal Dispacciatore e consenta inoltre una diversificazione dei combustibili impiegati. Si potranno quindi trasformare in cicli combinati tre delle sezioni termoelettriche esistenti, utilizzando per ognuna un turbogas della potenza di circa 250 MW, con relativo generatore di vapore a recupero accoppiato alla turbina esistente ( Il progetto di trasformazione in cicli combinati può anche riguardare tutte e quattro le sezioni poiché, pur in presenza di un incremento della potenza elettrica di centrale, la potenza termica totale subisce una diminuzione a causa dell’elevato rendimento raggiunto) Infatti lo sviluppo tecnologico che si è verificato nel campo delle turbine a gas, attraverso un’applicazione sempre più estesa delle tecnologie consolidate in campo aeronautico e trasferite nel campo industriale, consente oggi di avere disponibili macchine di taglia unitaria notevole con rendimenti di sezioni trasformate in cicli combinati pari a circa il 56%.


CogenerazioneCogenerazioneLa cogenerazione è definita come produzione combinata di elettricità e di calore, entrambi intesi come effetti utili, con un processo in cascata. La precisazione concernente l’utilità del calore è necessaria in quanto qualsiasi motore termodinamico produce calore, come risultato dell’incompleta conversione in potenza meccanica della potenza termica entrante nel ciclo.Il processo in cascata comprende essenzialmente due casistiche:

quella “topping”, in cui la produzione elettrica è effettuata con un ciclo termodinamico ad alta temperatura che in genere utilizza combustibile come fonte energetica, e la produzione termica è conseguente al rilascio di calore dal ciclo;quella “bottoming”, in cui il calore entrante nel ciclo termodinamico di produzione di energia elettrica è il cascame di un utilizzatore di calore ad alta temperatura.


CogenerazioneCogenerazioneIl Decreto Legislativo n. 79/99 ha indicato la priorità di utilizzazione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante impianti di cogenerazione. L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, responsabile insieme al GRTN dell’applicazione di tale indicazione, ha emanato il 19 marzo 2002 una delibera che stabilisce che un impianto può essere chiamato di cogenerazione se il suo indice di risparmio energetico IRE è superiore al 5%. Tale indice esprime il risparmio percentuale di combustibile primario realizzato in un anno solare da un impianto cogenerativo rispetto a due ipotetici impianti, uno dei quali produce esclusivamente energia elettrica e l’altro soltanto energia termica. Il consumo di combustibile di questi due impianti è confrontato, a parità di energia elettrica e energia termica prodotte, con il consumo effettivo dell’impianto di cogenerazione. La delibera stabilisce anche un valore minimo (15%) dell’incidenza percentuale della produzione termica rispetto all’energia totale prodotta dall’impianto, rispetto cioè alla somma dell’energia elettrica e di quella termica. La legislazione attuale riconosce alla cogenerazione alcuni benefici, i principali dei quali sono:

esenzione dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi relativi alla quota di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili;diritto all’utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione, dopo quella prodotta da fonti rinnovabili;qualifica di Cliente Idoneo per il mercato libero del gas naturale;

possibile ottenimento di titoli di efficienza energetica commerciabili.


CogenerazioneCogenerazioneNel sistema cogenerativo esistono quattro flussi energetici rilevanti che attraversano la frontiera tra il sistema e l’ambiente:

la potenza termica Qin sviluppata dalla combustione completa del combustibile immesso nell’impianto (di norma con riferimento al suo potere calorifico inferiore);la potenza elettrica netta W, primo effetto utile;la potenza termica utile netta Qu, secondo effetto utile;la potenza termica dispersa ΣQdiss, che chiude il bilancio di primo principio del sistema, somma di varie dispersioni che possono essere allocate in diversi processi presenti nel sistema.

La definizione di un rendimento di un sistema cogenerativo non è operazione univoca, poiché, a fronte di una spesa energetica rappresentata da Qin, vi sono due effetti utili W e Qu, che hanno diverso valore termodinamico ed economico e possono essere pesati in modo diverso (il problema non si pone invece in una centrale elettrica, essendo presente un unico e ben determinato effetto utile, ovvero W). Anzitutto, bisogna dire che indici che tengono conto di solo due dei tre flussi energetici W, Qu e Qin non possono essere considerati rendimenti in senso proprio: sono solo indici utili per stabilire certe caratteristiche dell’impianto, ma non sono certo in grado di attribuirgli un merito


CogenerazioneCogenerazioneTali indici sono:

Per tener conto di entrambi gli effetti utili è naturale definire un rendimento di primo principio:

Questo rendimento, sicuramente utile in termini quantitativi, ha però il difetto di attribuire lo stesso valore ad elettricità e calore, approccio lacunoso sia dal punto di vista energetico che da quello economico. E’allora possibile riferirsi ad un rendimento di secondo principio, definito come:

in cui il calore è pesato con il suo equivalente meccanico, intendendo come Tx la temperatura media a cui è reso disponibile il calore e T0 la temperatura dell’ambiente di riferimento. Tuttavia anche questo rendimento ηII, seppure ineccepibile dal punto di vista termodinamico, ha in genere il difetto opposto a ηI, cioè quello di attribuire un valore in genere troppo basso al calore utile (soprattutto per valori di Tx medio-bassi) e di dare conseguentemente una valutazione riduttiva all’opportunità di effettuare la cogenerazione.


CogenerazioneCogenerazioneConseguentemente, per esprimere con un unico indice la qualitàtermodinamica di un’operazione di cogenerazione, conviene operare un confronto tra i consumi energetici del nostro impianto e quelli che si avrebbero producendo gli stessi effetti utili in assenza di cogenerazione.


CogenerazioneCogenerazioneF è il combustibile necessario nell’impianto cogenerativo,FWC è il combustibile necessario a produrre W in una normale centrale elettrica con rendimento ηelC,FQC è il combustibile necessario a produrre Qu in una caldaia convenzionale con rendimento ηthC.Chiamando FC la somma FWC+FQC, è allora possibile definire un indice di risparmio energetico:

Questo indice esprime chiaramente quanto combustibile abbiamo risparmiato utilizzando la cogenerazione rispetto alla produzione separata degli stessi beni: èquindi il riferimento più opportuno per valutare la convenienza energetica in termini globali di un processo cogenerativo.


Centrali a recuperoCentrali a recuperoNelle industrie chimiche, cartarie, tessili, alimentari si ha sovente la necessità di avere disponibile, oltre all’energia elettrica, una notevole quantità di vapore, a pressione relativamente bassa, per le lavorazioni. Viene allora prodotto vapore con temperatura e pressione superiori a quelle di utilizzazione e si sfrutta in un turbogruppo, per la produzione dell’energia elettrica necessaria per lo stabilimento, il maggior salto entalpico disponibile.Se le caratteristiche del vapore sono ammissibili per un impianto razionale, si costruirà un impianto a recupero totale. Se pressione e temperatura sono un po’troppo basse, si potrà ancora costruire un impianto a recupero totale partendo da vapore a temperatura e pressione più elevate ed immettendo nella rete di distribuzione esterna la maggior potenza elettrica prodotta. Se al contrario temperatura e pressione sono troppo elevate, per la convenienza economica si dovrà aumentare la portata vapore praticando il recupero parziale, che consiste nel far espandere una parte di vapore fino alla pressione adeguata per le utilizzazioni ed una parte fino alla pressione di un condensatore tradizionale.Un’interessante applicazione delle centrali a recupero è quella del riscaldamento centralizzato di vaste aree urbane, con funzione di integrazione invernale per quanto riguarda la produzione di energia elettrica.


Centrali a recuperoCentrali a recuperoNegli ultimi anni, in concomitanza con un progressivo aumento della richiesta di climatizzazione estiva degli ambienti, si sono cominciati a diffondere impianti di raffreddamento ad assorbimento, ovvero dispositivi che producono freddo utilizzando come energia primaria una fonte di calore a media o ad alta temperatura. La possibilità di utilizzare tali dispositivi nei settori in cui il numero di ore equivalenti di impiego del calore è limitato (tipicamente i settori non industriali) consente di recuperare l’energia termica anche nei mesi estivi, aumentando così la convenienza energetica e, di conseguenza, anche quella economica e ambientale. Si passa cosìdagli impianti di cogenerazione (CHP, Combined Heat and Power) a quelli di trigenerazione (CHCP, Combined Heat Cool and Power).Per un impianto a recupero totale può essere impiegato il sistema con turbina a contropressione, nel quale il vapore allo scarico dalla turbina va direttamente alle utilizzazioni


Centrali a recuperoCentrali a recuperoPer un impianto a recupero totale può essere impiegato il sistema con turbina a contropressione, nel quale il vapore allo scarico dalla turbina va direttamente alle utilizzazioni o quello con turbina a condensatore caldo, nel quale il vapore condensa in uno scambiatore per generare acqua calda.Nel primo caso, se il vapore viene consumato nelle lavorazioni, si ha un ciclo aperto e l’acqua deve essere sempre integrata. Nel secondo caso, il ciclo è chiuso e si può usare acqua con alto grado di demineralizzazione. In entrambi i casi la produzione di energia elettrica è rigidamente asservita alla produzione di vapore per usi interniall’azienda.Per rendere indipendenti le due produzioni (energia elettrica e vapore per le lavorazioni) e nei cicli a recupero parziale viene impiegato il sistema con turbina a spillamento regolato che consiste in una turbina a due corpi (AP e BP); all’uscita del corpo AP si spilla il vapore per le utilizzazioni, mentre la restante quantità di vapore va nel corpo di BP e quindi al condensatore.


Centrali a recuperoCentrali a recupero


Centrali a recuperoCentrali a recuperoI casi finora esaminati prevedono l’utilizzazione del vapore ad una sola pressione. Talvolta èinvece necessaria una certa quantità di vapore ad una pressione intermedia fra quella di ammissione e quella di scarico: ciò si ottiene praticando uno spillamento in posizione opportuna. Rispetto agli schemi di principio riportati nelle figure precedenti, quelli adottati negli impianti industriali prevedono l’installazione del degasatore con funzione anche di preriscaldamento dell’acqua di alimento, nonché, per gli impianti a ciclo aperto, di un impianto di trattamento dell’acqua di integrazione. Nella figura seguente è riportato lo schema di un impianto per la produzione di energia elettrica e di vapore a due diverse pressioni, il cui ciclo prevede anche un riscaldatore di alta pressione.


Centrali a recuperoCentrali a recuperoNei moderni impianti a contropressione, la pressione e la temperatura all’ammissione in turbinasono rispettivamente dell’ordine di 50÷70 bar e di 400÷450°C. La turbina, del tipo ad azione o con il primo stadio ad azione, sfrutta un salto entalpico di 100÷200 kcal/kg ed ha perciò un numero di stadi non molto elevato (10÷20) anche perché la velocità di rotazione si tiene assai più elevata della macchina sincrona (8.000÷15.000 giri/min). L’accoppiamento al turboalternatore è perciò realizzato per mezzo di un riduttore ad ingranaggi.La regolazione delle turbine a contropressione può essere effettuata da un regolatore di velocità, se il gruppo è destinato ad alimentare una rete elettrica indipendente; in tal caso la produzione di vapore è variabile con il carico elettrico.Se il gruppo funziona in parallelo con una rete di distribuzione o con altri gruppi generatori di maggior potenza, si adotta, a regime raggiunto, un regolatore di contropressione che mantiene costanti le caratteristiche del vapore allo scarico della turbina. In tal caso la produzione di energia elettrica è determinata dalla utilizzazione del vapore.Le turbine a spillamento regolato svincolano le due produzioni e necessitano di entrambe le regolazioni; se la richiesta di vapore dallo stabilimento aumenta, diminuisce la quantità di vapore che va nel corpo BP della turbina e quindi la potenza elettrica resa; il regolatore di velocità della turbina interviene ed apre l’ammissione del vapore di quanto è necessario per ristabilire l’equilibrio fra potenza richiesta e potenza generata.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaLa quota di produzione combinata di energia elettrica e calore (cogenerazione) rispetto al totale termoelettrico è attualmente in crescita e il potenziale di penetrazione nel 2010 si può stimare superiore al 30%. Il raggiungimento di questi livelli è condizionato da fattori di mercato quali:

un rapporto prezzo gas/elettricità favorevole,la crescita della domanda di trigenerazione (raffrescamento, calore, elettricità),un elevato grado di liberalizzazione del mercato energetico,la disponibilità di sussidi e di tecnologie più efficienti, affidabili e meno costose.

Questi fattori sono particolarmente influenti per gli impianti cogenerativi di taglia medio-piccola. Si parla, in questo caso, di generazione distribuita (GD), la quale consiste in unità di generazione elettrica, combinate spesso con generazione di calore, di potenza fino a poche decine di MW e localizzate vicino ai consumatori, come all’interno di un impianto industriale o di un edificio commerciale o residenziale. Queste unità possono essere interconnesse al sistema di trasmissione e distribuzione oppure essere isolate.Una penetrazione molto significativa della GD è in grado di modificare sensibilmente l’assetto del sistema elettrico italiano, che dalla sua attuale struttura fortemente centralizzata

centrali – rete di trasmissione – rete di distribuzione – utenzapotrebbe evolversi verso un modello a struttura mista

centrali – rete di trasmissione – generazione distribuita – rete di distribuzione – utenza.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaInfatti la progressiva liberalizzazione del mercato elettrico, unitamente all’incentivazione all’impiego di fonti di energia rinnovabile, all’impiego di cogenerazione in impianti civili e industriali, al progresso tecnologico associato agli impianti di generazione di taglia medio-piccola, potrà favorire, nel medio termine, la nascita di siti di generazione più o meno dispersi sul territorio e comportare di conseguenza richieste crescenti di allacciamento alle reti pubbliche di media e bassa tensione.E’ ragionevole prevedere che nel breve-medio termine dovrà essere la GD ad adeguarsi alla rete e non viceversa, sebbene la sempre più pressante richiesta di connessione alla rete di nuovi impianti di generazione privati potrebbe richiedere l’adozione, nel lungo periodo, di nuovi schemi di rete MT non convenzionali. Il passaggio da una gestione radiale ad una gestione di rete MT interconnessa, pur comportando consistenti problematiche tecniche (ridimensionamento dei componenti, aumento delle correnti di corto circuito, radicale modifica al sistema delle protezioni), appare la soluzione che può avere maggiore probabilità di essere adottata.Esistono diverse tecnologie attualmente candidate ad un ruolo nella generazione distribuita. Tecnologie commerciali, come piccole turbine a gas e motori a combustione interna, sono giàutilizzate in diverse applicazioni; altre, come quella delle microturbine, sono nella prima fase di commercializzazione; altre ancora sono in fase di sviluppo e prova di prototipi, come le celle a combustibile di tipo PEM, MCFC e SOFC.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaTra le possibili classificazioni per le tecnologie da GD, una può essere quella che distingue le tecnologie tradizionali da quelle innovative:

tecnologie tradizionali: motori alternativi, turbine a gas, turbine a vaporetecnologie innovative: MicroturbineLe microturbine realizzano un ciclo Brayton semplice, con compressore centrifugo monostadio, turbina radiale centripeta ad uno o due stadi e palette non raffreddate, rigenerazione molto spinta. Altre caratteristiche sono il rapporto di compressione alto per il singolo stadio ma relativamente basso in assoluto, velocità di rotazione elevate e variabili, presenza di un inverter che trasforma la corrente alternata ad elevata frequenza in corrente continua e successivamente in alternata alla frequenza nominale di 50 Hz. La velocità di rotazione è intorno al centinaio di migliaia di giri al minuto; le potenze sono tra le decine e poche centinaia di kW; il rendimento elettrico si aggira intorno al 30%. Le microturbine si prestano egregiamente a cedere il proprio calore di scarico a un’utenza termica in loco. La taglia delle microturbine è particolarmente adatta per impieghi nel settore terziario (alberghi, ospedali, ristoranti, centri commerciali, serre, essiccatoi, ecc.) o in piccole industrie. Le maggiori barriere all’affermazione delle microturbine risiedono nei costi d’impianto ancora elevati (900÷1300 €/kW).


Generazione distribuitaGenerazione distribuita


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaI motori Stirling prendono il nome dal ciclo termodinamico cui fanno teoricamente riferimento (due isoterme e due isocore). La realizzazione pratica è un motore a doppio pistone e circuito chiuso, con un rigeneratore e una fonte di calore esterna (camera di combustione esterna o collettore solare). Un pistone libero (displacer) e un pistone di potenza (power piston) si muovono alternativamente in un cilindro riempito con gas, in genere elio. Il displacer muove alternativamente il gas attraverso il rigeneratore tra lazona calda e la zona fredda. La pressione che si crea con la variazione di temperatura del gas è applicata al pistone di potenza che produce lavoro meccanico. Il rigeneratore assorbe calore dal gas che passa attraverso di esso andando dalla zona calda alla zona fredda e restituisce il calore immagazzinato al gas che ritorna dalla zona fredda alla zona calda. Il ciclo realizzato nella pratica si discosta significativamente da quello teorico.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaCelle a combustibile: dispositivi elettrochimici che convertono direttamente l’energia chimica di una reazione in energia elettrica. Schematicamente sono costituite da uno strato di elettrolita che separa un catodo e un anodo porosi. Le reazioni elettrochimiche che generano energia elettrica avvengono agli elettrodi e continuano fino a che anodo e catodo sono alimentati dall’esterno, rispettivamente da un combustibile (idrogeno o gas arricchito di idrogeno tramite processi di reforming) e da un ossidante (ossigeno contenuto nell’aria). La scelta dell’elettrolita definisce la temperatura di esercizio ottimale di una cella a combustibile, da cui discendono modalità operative, caratteristiche costruttive e problematiche ben distinte per ciascun tipo di cella. Il calore prodotto nella reazione elettrochimica può essere poi recuperato sotto forma di acqua calda o vapore per riscaldamento e/o usi industriali, portando il rendimento complessivo termico ed elettrico a valori superiori all’80%.I prezzi sono ancora molto elevati e non competitivi; tuttavia i costruttori ritengono di raggiungere nell’arco di alcuni anni l’obiettivo posto tra 1000 e 1500 €/kW. Per aumentare l’efficienza delle unitàdestinate alla generazione distribuita sono realizzati anche sistemi ibridi che accoppiano celle a combustibile, operanti a temperature superiori a 600°C, con microturbine. Tali sistemi offrono modularità, rendimenti elevati, basse emissioni. Un’unità combinata Fuel Cell/Micro-Turbine (CFCMT) è composta da una cella a combustibile ad alta temperatura con reformer, un compressore d’aria, una piccola turbina a gas ad alta velocità e un generatore sincrono a magnete permanente. Nel modo topping lo scarico della cella a combustibile è utilizzato per alimentare la turbina a gas. Nel modo bottoming lo scarico della cella a combustibile cede calore all’aria compressa della turbina a gas. Le celle a combustibile SOFC sono adatte per essere impiegate nel modo topping per le alte temperature raggiunte (intorno ai 1000°C), mentre le celle MCFC, che operano a 650°C, sono più adatte per il modo bottoming.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaGli impianti geotermoelettrici sono quelli che utilizzano il vapore naturale del sottosuolo (ad esempio il vapore dei soffioni boraciferi) per generare energia elettrica. Il soffione è un getto, naturale o ottenuto artificialmente per trivellazione, di vapore mescolato ad altre sostanze (acido borico, anidride carbonica, ecc.); esso si sprigiona da grandi profondità del sottosuolo (oltre 1000 metri).La produzione di energia elettrica utilizzando vapore endogeno fu sperimentata, per la prima volta al mondo, nel 1904 a Larderello in Toscana; nel 1913 fu installato, sempre a Larderello, il primo gruppo di generazione geotermoelettrico da 250 kW, segnando l’inizio di questa nuova attività industriale. La produzione elettrica si mantenne a livelli modesti fino al 1938, ma successivamente ebbe un rapido e costante incremento.L’esperienza italiana ha rappresentato l’unico esempio nel mondo fino al 1958, quando fu installato un gruppo di generazione in Nuova Zelanda; in quello stesso anno la produzione a Larderello aveva raggiunto i 2 miliardi di kWh, con una potenza installata di circa 300 MW.A partire dagli anni ’50 furono sviluppati i campi geotermici di Bagnore e Piancastagnaio, localizzati sul Monte Amiata, e quindi il campo di Travale-Radicondoli, che si trova a circa 20 km a est di Larderello. Successivamente l’esplorazione geotermica fu estesa anche nel Lazio, in Campania e nelle Isole Eolie. Tutte queste aree sono caratterizzate da elevate temperature nel sottosuolo, ma i modesti valori di permeabilità riscontrati, le caratteristiche dei fluidi reperiti e le problematiche ambientali ed autorizzative hanno reso possibile lo sviluppo per la produzione elettrica del solo campo di Latera, ubicato nel Lazio settentrionale in prossimità del lago di Bolsena.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaPer mantenere e addirittura incrementare la produzione di fluido endogeno sono state da tempo avviate due differenti strategie:

l’esplorazione profonda (3000÷4000 metri) per verificare la presenza di nuovi orizzonti produttivi all’interno del basamento metamorfico sottostante il serbatoio carbonatico,la reiniezione di vapore condensato ed acqua all’interno del serbatoio, per incrementare la produzione di vapore dai pozzi già in esercizio.

Ambedue le strategie hanno avuto successo e hanno permesso di incrementare significativamente la produzione di fluido e quindi di energia elettrica. La perforazione di pozzi profondi ha permesso di reperire fluido a maggiori temperature e pressioni e di estendere le aree produttive.La reiniezione nel campo di Larderello, avviata verso la fine degli anni ’70, ha permesso di verificare che le acque immesse in alcuni pozzi vengono vaporizzate all’interno del serbatoio a spese dell’enorme quantità di energia termica immagazzinata nelle rocce e il vapore cosìgenerato incrementa la produzione dei pozzi circostanti.Il fluido erogato dai pozzi è costituito da una miscela di vapor d’acqua e di gas, la cui percentuale in peso è mediamente del 5%. Fra i gas è prevalente l’anidride carbonica (CO2) che ne rappresenta il 95% circa in peso; altri componenti sono l’idrogeno solforato (H2S), l’idrogeno, il metano (CH4) e l’azoto. Sono inoltre presenti l’acido borico (H3BO3) e l’ammoniaca (NH3).


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaLa temperatura del fluido erogato è variabile da un minimo di 150°C ad un massimo di 260°C; in ogni caso il vapore risulta surriscaldato. La pressione alla bocca del pozzo varia con la portata utilizzata, diminuendo dalla portata minima alla massima. La portata massima di un singolo pozzo può superare le 300 t/h, ma è normalmente compresa tra 50 e 100 t/h. Prefissata una certa pressione di esercizio alla bocca del pozzo, la portata diminuisce sensibilmente nel primo periodo di erogazione, tendendo a raggiungere un valore asintotico sul quale si stabilizza.La tecnica di perforazione dei pozzi è analoga a quella petrolifera; alla bocca dei pozzi vengono raccordati i vapordotti che trasportano il vapore alla centrale termica. Si tratta di tubazioni di diametro notevole, rivestite di uno strato di materiale isolante, alle quali si assegna un andamento a zig-zag per assorbire le dilatazioni termiche.Le prime centrali costruite nella zona di Larderello hanno utilizzato direttamente il vapore endogeno in turbine a contropressione, con vapore in entrata a circa 200°C e 5 bar e in uscita a 105°C e poco più di 1 bar. Questo sistema può richiedere la preventiva depurazione chimica del vapore per evitare un troppo rapido logorio delle palette delle turbine (oppure le palette devono essere costruite con materiali resistenti all’azione dei sali disciolti). Ha il vantaggio di un basso costo d’impianto, ma presenta un consumo di vapore (a 4,8 bar e 185°C) piuttosto elevato (20 kg/kWh). E’ particolarmente indicato per l’utilizzazione di un fluido endogeno ad alto contenuto di gas incondensabili.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaSi sono anche costruiti impianti nei quali il vapore endogeno cede il suo calore all’acqua, in appositi scambiatori detti trasformatori di vapore, per ottenere vapor d’acqua puro da inviare in turbina. Il vapore entra in turbina alla pressione di circa un’atmosfera e alla temperatura di 120°C; la turbina è a condensazione, con condensatore a superficie raffreddato con acqua di circolazione fornita da una torre di raffreddamento. Questo sistema ha il vantaggio di una minore usura delle turbine e di un consumo di vapore abbastanza contenuto (14 kg/kWh), ma èpiù complesso e costoso sia come installazione che come esercizio.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaUn terzo sistema consiste nell’inviare direttamente il vapore endogeno in turbine a condensazione, con condensatori a miscela raffreddati con acqua di circolazione fornita da grandi torri di raffreddamento a tiraggio naturale. Con questo impianto si ha il problema dell’estrazione dei gas incondensabili dal condensatore: dati i volumi presenti, l’estrazione deve essere effettuata con compressori a più stadi che assorbono il 10÷20% dell’energia prodotta; nonostante ciò si può ridurre il consumo di vapore a meno di 10 kg/kWh. I compressori estrattori del gas possono essere azionati da un motore elettrico o essere coassiali al gruppo turbina-alternatore. Questo tipo di impianto è quello attualmente più adottato in Italia.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaCentrali con motori diesel: il ciclo teorico dei motori Diesel comprende quattro fasi:1. compressione dell’aria lungo l’adiabatica 1-2,2. combustione lungo la isobara 2-3,3. espansione lungo l’adiabatica 3-4,4. scarico lungo la isobara 4-1.

Rispetto al ciclo Diesel teorico, quello effettivo presenta una minor potenza resa per effetto della perdita triangolare, dovuta al fatto che per limitare la corsa del pistone lo scarico avviene secondo la isocora 4’-1.Il rapporto di compressione del motore è di 1:15 ÷ 1:20; si raggiungono pressioni di 20÷30 bar e la pressione media della fase di espansione è di 5÷6 bar. La temperatura dopo la combustione raggiunge i 1500°C. Il rendimento effettivo è inferiore a quello del ciclo teorico di Carnot-Ericsson(composto da due isoterme e due isobare) evolvente fra le stesse temperature.


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaCome noto, i motori Diesel possono essere a 2 o a 4 tempi, a seconda che il ciclo venga completato con 2 o 4 corse di stantuffo, ovvero uno o due giri dell’albero. Il tipo a due tempi a pari potenza ha minor peso e ingombro e maggiore uniformità della coppia motrice. Nel primo tempo si ha l’espansione ed il lavaggio con aria; nel secondo tempo compressione, iniezione del combustibile ed accensione. Per grandi potenze (>800 CV per cilindro) i motori Diesel vengono costruiti a doppio effetto, cioè con camere di combustione da entrambe le parti del pistone. La velocità di rotazione varia fra i 150 e i 750 giri/min; il numero dei cilindri è compreso fra 6 e 18 e la potenza massima di una unità può raggiungere 10 MW.I servizi ausiliari del motore possono essere azionati direttamente dall’albero oppure da motori elettrici. I compressori e le pompe dell’acqua, dell’olio lubrificante e della nafta assorbono complessivamente circail 2% della potenza del motore. Il raffreddamento dei cilindri è effettuato in circuito chiuso con acqua servizi refrigerata da acqua di mare o di fiume; le necessità di acqua di raffreddamento sono notevolmente inferiori a quelle delle centrali a vapore. L’acqua può anche essere raffreddata in ciclo chiuso con apposite torri di raffreddamento.Il deposito combustibile consta di appositi serbatoi sistemati all’esterno dell’edificio della centrale. Per l’avviamento è necessario un impianto ad aria compressa, che deve avere una riserva d’aria in serbatoio sufficiente per garantire l’avviamento anche dopo un lungo periodo di fermata. L’accoppiamento col generatore è sempre rigido.Per ridurre le irregolarità di tensione dovute alla coppia variabile del Diesel, se in servizio separato, e per ridurre le oscillazioni della potenza erogata in parallelo con la rete, si deve richiedere per il gruppo elettrodiesel un piccolo grado di irregolarità (rapporto fra la differenza della velocità massima e minima in un giro e la velocità minima).


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaSe il momento d’inerzia delle masse rotanti (compresa quella del generatore elettrico) non è sufficiente a ridurre il grado di irregolarità al valore desiderato, occorre aumentarlo artificialmente dotando il gruppo di volano.I generatori diesel sono in genere utilizzati per alimentare servizi elettrici privilegiati, intervenendo in presenza di black-out. Sono altresì molto impiegati per l’elettrificazione di aree rurali lontane dalla rete principale, soprattutto nei paesi del terzo mondo e in quelli in via di sviluppo.Negli ultimi anni il progressivo calo dei costi degli impianti a fonti rinnovabili ha portato ad un ricorso sempre più frequente a queste tecnologie per alimentare gruppi d’utenze o piccole reti locali situate in aree remote. Data l’aleatorietà delle fonti rinnovabili, è poi opportuno associare ad esse impianti in grado di garantire la continuità del servizio, quali i generatori diesel, realizzando in tal modo sistemi ibridi. La più generale configurazione di un sistema ibrido comprende una o più unità di generazione a fonte rinnovabile (generatore fotovoltaico, eolico, idroelettrico), una o più unità di generazione convenzionale (diesel), un sistema di accumulo (meccanico, elettrochimico, idraulico), sistemi di condizionamento della potenza (inverter, raddrizzatori, regolatori di carica), un sistema di regolazione e controllo. Rispetto ai sistemi isolati che impiegano solo fonti rinnovabili, i sistemi ibridi consentono di realizzare impianti di taglia maggiore, riducendo le dimensioni del sistema di accumulo e il rischio di fuori servizio. Fino ad ora il modo più comune per esercire gli impianti ibridi è stato quello di considerarli come un accrescimento della potenzialità dell’impianto diesel. Recentemente si sta diffondendo anche la tendenza a progettare sistemi ibridi nei quali le fonti rinnovabili e l’accumulo forniscono fino all’80-90% dei fabbisogni energetici, lasciando al diesel la funzione di soccorso. Naturalmente un impianto con queste caratteristiche richiede maggiori costi di investimento e può essere conveniente laddove l’approvvigionamento dei combustibili è oneroso o inaffidabile


Generazione distribuitaGenerazione distribuitaI generatori diesel possono essere impiegati in impianti di cogenerazione. Ad esempio, Mitsubishi propone varie configurazioni che impiegano motori da 12, 14, 16, 18 cilindri e potenze rispettivamente di 3800, 4450, 5100, 5750 kW. Il rendimento di generazione elettrica dichiarato è pari al 42,5%. Si può ottenere vapore, recuperando il calore posseduto dai gas di scarico, e acqua calda tramite il raffreddamento dei cilindri del motore.


Apparecchi di manovraApparecchi di manovraGli elementi di impianto deputati ad eseguire manovre per stabilire o interrompere la corrente in un circuito devono essere in grado di:

Sopportare indefinitamente la tensione massima di esercizio del sistema

Resistere alle sovratensioni che hanno una predeterminata probabilità di presentarsi in relazione al coordinamento dell’isolamento del sistema

Trasmettere senza danni sia la corrente nominale che le eventuali sovracorrenti (queste ultime per il tempo necessario alla loro eliminazione)

Sezionatore: apparecchiatura idonea a interrompere o stabilire correnti di entitàtrascurabile (ad es. <0,5 A) quali quelle assorbite da brevi tratti di sbarre o linee a vuoto, da riduttori di misura, ecc. Il sezionatore garantisce la separazione metallica del circuito e non consente assolutamente la scarica sul sezionamento. Sono infatti previste prove di tensione sulla distanza di sezionamento con tensioni del 15-20 % superiori a quelle di tenuta verso massa. Una sovratensione incidente avrebbe quindi più probabilità di provocare una scarica verso massa che non sul sezionamento


Caratteristiche di un sezionatore Caratteristiche di un sezionatore orizzontale per alta tensioneorizzontale per alta tensione

750650kV crestaad impulso atmosferico

315275kV efficacia frequenza di esercizio

Sul sezionamentoVerso massaTensione di prova

31,5kA efficaciCorrente massimadi breve durata

2000ACorrente nominale

145kV efficaciTensione massima

132kV efficaciTensione nominale


Apparecchi di manovraApparecchi di manovraInterruttori di Manovra e Contattori: apparecchi ai quali può venire richiesto di stabilire ed interrompere le correnti nominale. Frequentemente è anche richiesta la idoneità a stabilire senza danni (eventualmente per un limitato numero di volte) le sovracorrenti previste nel sistema (fino alla corrente di ctocto). L’interruttore di manovra – sezionatore presenta assoluta sicurezza della funzione di sezionamento e quindi opportuno dimensionamento delle distanze di isolamento entrata-uscita sulla stessa fase. È spesso prescritto, per ragioni di sicurezza, che l’apparecchio sia installato in modo che il sezionamento, cioè la separazione dei contatti, sia ben visibile dall’operatore. Il contattore risponde all’esigenza di un elevato numero di manovre sottocarico; equipaggiato con opportuni fusibili può garantire anche la funzione di protezione contro il ctocto

L’apparecchio più completo, l’interruttore, deve essere in grado di stabilire ed interrompere anche le massime correnti di cortocircuito previste nel sistema. L’interruttore è dotato di comando indipendente, ossia è in grado di raggiungere le posizioni di aperto e chiuso senza arresto in posizioni intermedie e deve avere velocità di apertura indipendente dalla velocità di manovra dell’operatore


Linee elettricheLinee elettricheLe linee elettriche servono alla TRASMISSIONE e DISTRIBUZIONE dell’energia elettrica e si dividono in LINEE AEREE e LINEE in CAVO

Le grandezze di una linea elettrica che influenzano i valori della tensione e della corrente a monte e a valle della linea stessa sono:

La resistenza ohmica R e la reattanza X dei conduttori percorsi dalla corrente PRINCIPALE che determinano delle cadute di tensione, cosicché la tensione varia da un punto all’altro della linea. Nel loro insieme costituiscono l’impedenza della linea Z = R + jX

La conduttanza G e la suscettanza B in derivazione fra i conduttori della linea, che, sotto l’azione della tensione esistente fra i conduttori e fra i conduttori e la terra, assorbono una corrente trasversale, cosicché la corrente principale nei conduttori varia da un punto all’altro della linea Y = G + jB

Queste grandezze sono uniformemente distribuite lungo la linea: i valori di esse riferiti a 1 km si definiscono COSTANTI FONDAMENTALI DELLA LINEA e si indicano con le lettere minuscole r,x,g,b, z, y


Linee elettricheLinee elettricheTrascurando l’ammettenza Y e indicando con 1 e 2 le grandezze rispettivamente a inizio e fine linea si ha:

U1= U2 + ZI2= U2 + (R +jX) (I2cosφ + j I2sen φ)

I1 = I2

Le perdite attive nelle linee corte si riducono a quelle dovute alla resistenza longitudinale della linea e valgono: ΔP = RI2 (per una linea monofase o per una fase del sistema trifase)

L’assorbimento di potenza reattiva ΔQ = XI2

In fase di progetto di una linea elettrica, le grandezze solitamente note sono la lunghezza L, la potenza P che deve essere trasmessa ed il fattore di potenza cosφ. Occorre innanzitutto scegliere tra linea aerea e cavo. Effettuate le opportune valutazioni ambientali, si devono considerare i costi: una linea interrata MT costa 1,8 ÷ 2 volte una linea aerea di pari capacità di trasporto, mentre una linea in cavo interrato in AT può costare fino a 10 volte la corrispondente linea aerea. La scelta della tensione di funzionamento U da assegnare alla linea è generalmente legata allo schema di impianto in cui è inserita, previa verifica dell’ammissibilità e quindi delle perdite. Una regola empirica usata un tempo assegnava 1 kV ad ogni km di linea. In ogni caso si devono adottare i valori unificati raccomandati dal CEI


Linee elettricheLinee elettricheUna volta scelta la tensione, la sezione del conduttore viene scelta sulla base della potenza (e quindi della corrente) da trasmettere e deve rispondere alle seguenti condizioni:

Caduta di tensione inferiore ad un valore prefissato, compatibile con il regolare esercizio

Riscaldamento a regime inferiore ai limiti consentiti (corrente di impiego inferiore alla portata del conduttore)

Perdite di potenza inferiori ad un valore prefissato: in questo caso si può impostare anche un calcolo di massimo tornaconto economico che tenga conto del costo di impianto della linea (conduttori e sostegni) che aumenta all’aumentare della sezione e del valore dell’energia dissipata nell’anno per le perdite di trasmissione, il cui onere diminuisce all’aumentare della sezione stessa

Resistenza alle sollecitazione termiche e meccaniche dovute alle correnti di corto circuito

Nel caso di linee aeree, resistenza meccanica tale da consentire di resistere senza inconvenienti (rottura dei conduttori) agli eventi più gravosi di origine atmosferica

L’unificazione delle sezioni rende abbastanza teorica l’applicazione di alcuni dei criteri sopra indicati; importanza prevalente hanno il criterio della caduta di tensione per lunghe linee aeree e quello della portata al limite termico del conduttore per le linee corte e per i cavi


Linee elettricheLinee elettricheTipi di conduttori per linee aeree: si usano normalmente in Italia le CORDE DI RAME, le CORDE IN LEGA DI ALLUMINIO (ALDREY) e le CORDE BIMETALLICHE ALLUMINIO ACCIAIO (soprattutto per le alte tensioni). Queste ultime sono composte da un’anima in corda di acciaio, avente essenzialmente funzione di resistenza meccanica e da un mantello esterno conduttore, costituito da uno o più strati di fili di alluminio avvolti a spirale. Le corde bimetalliche, rispetto ai conduttori in rame di pari conducibilità elettrica hanno un più elevato carico di rottura (circa 1,7 volte maggiore), un minor peso per kilometro (circa il 70 %) ed un maggiore diametro esterno (circa 1,4 volte), condizione favorevole alla diminuzione delle perdite per effetto corona

Nelle linee AAT, allo scopo di diminuire l’induttanza e l’effetto corona, si utilizzano frequentemente conduttori multipli per fase (BINATI o TRINATI) o più raramente conduttori cavi o ingrossati con riempitivi leggeri ed inerti

Anche per MT e BT si usano conduttori in alluminio-acciaio o in lega di alluminio (Aldrey, che ha caratteristiche poco diverse da quelle dell’alluminio, a parte una resistenza meccanica circa doppia)

L’impiego dell’alluminio richiede particolari precauzioni nella posa e nell’esecuzione dei giunti


Linee elettricheLinee elettriche


Linee elettricheLinee elettricheSostegni:

Per la trasmissione TRALICCIO IN ACCIAIO

Distribuzione MT e BT SOSTEGNI DI CEMENTO ARMATO (centrifugati ovibrati) O TUBOLARI METALLICI (nelle nazioni ricche di legname a fusto alto e dritto come Stati Uniti, Germania, Svezia, ecc si usano anche sostegni di legno)

Le principali forme di sostegno:A stelo: pali di legno, cemento armato, tubolari rastremati in acciaio

A fusto: normalmente in traliccio di acciaio, piramidali con i conduttori ai lati del palo o con la parte superiore aperta a forma di Y, portante una traversa orizzontale per l’attacco dei conduttori

A cavalletto o a portale: con due stilate verticali (fusto in traliccio di acciaio o pali in c.a.) ed una traversa orizzontale

Strallati: con una traversa orizzontale sostenuta da uno o due puntoni che lavorano esclusivamente a compressione; la stabilità è assicurata dai tiranti (stralli) opportunamente disposti


Linee elettricheLinee elettricheIl dimensionamento dell’isolamento delle linee aeree deve essere effettuato considerando tre tipi:

Isolamento tra conduttore e sostegno costituito da spazi d’aria e dalle catene di isolatori

Isolamento fra conduttore e terreno costituito da spazi d’aria

Isolamento fra le fasi costituito da spazi d’aria

L’impiego di isolatori rigidi è normalmente limitato a BT e MT, mentre anche per le linee MT è diffuso l’uso di isolatori a catena, formati da due o tre elementi

Per AT e AAT si usano catene composte da elementi collegati fra loro a mezzo di un particolare accoppiamento snodato (orbita o bottone). Per le diverse tensioni di esercizio si usano catene formate con diverso numero di elementi:

8 ÷ 10 elementi per 132 kV

14 ÷ 18 elementi per il 220 kV

20 ÷ 24 elementi per il 380 kV

Per particolari tipi di impiego, quando la catena potrebbe essere sollecitata a compressione, si adottano anche catene rigide o particolari tipi di isolatori in porcellana o materiali compositi, detti “a bastone”



Costanti fondamentali delle linee aeree:Resistenza: R = ρL/S (Ω) oppure r = ρ/S (Ω/km) dove L è la lunghezza del conduttore in km, S è la sua sezione in mm2 e ρ è la resistività del materiale conduttore in (Ω mm2/km) (si ricorda che ρCu = 17,8 Ω mm2/km e ρAl = 28,4 Ω mm2/km entrambe a 20 °C). La resistenza di un conduttore per chilometro di sviluppo topografico della linea è lievemente superiore a quella data dalla formula in quanto la lunghezza effettiva del conduttore èmaggiore per lo sviluppo della catenaria, per la presenza di giunti e colli morti e per la cordatura. Un ulteriore aumento della resistenza si ha nei conduttori di grande sezione per effetto della disuniforme distribuzione della corrente nella sezione (effetto pelle). L’aumento della resistenza per le cause suddette è del 1 ÷ 3 %. La resistenza dei conduttori è normalmente riferita a 20 °C. Per riportarla alla temperatura effettiva di funzionamento θsi utilizza la formula: Rθ = R20°C [1+α(θ-20)] dove α = 0,0039 per il rame e dove α = 0,0040 per l’alluminio


Linee elettricheLinee elettricheCostanti fondamentali delle linee aeree:

Per il calcolo della reattanza di una linea trifase è necessario definire il concetto di INDUTTANZA DI SERVIZIO del conduttore che è quella induttanza fittizia lS che, percorsa dalla corrente della fase, darebbe luogo ad una f.e.m. autoindotta uguale a quella prodotta per auto e mutua induzione dalle correnti delle tre fasi. La seguente espressione è valida per un sistema di correnti diretto e nella ipotesi che i tre conduttori siano tra di loro alla stessa distanza D, ai vertici di un triangolo equilatero:

in mH/km, dove D è la distanza tra i conduttori e δ è il raggio medio geometrico del conduttore (vale 0,7788 r con r pari al raggio del conduttore se esso è singolo e a sezione piena. La reattanza di servizio diviene, in Ω/km:

Se i conduttori hanno distanze diverse tra di loro si assume per D la media geometrica delle tre distanze

Come ordine di grandezza la reattanza di esercizio, per la frequenza di 50 Hz, assume il valore:

xs = 0,3 ÷0,4 Ω/km

δπμ DlS ln

2=

δω DlX SS log1446,0==



Analogamente si può definire la CAPACITA’ DI SERVIZIO come quella grandezza che moltiplicata per ωE (dove E è la tensione di fase) da in valore numerico la totale corrente capacitiva derivata lungo un chilometro di linea per effetto sia della capacità del conduttore verso terra che di quella degli altri conduttori. Si ricava in F/km:

valida per i conduttori ai vertici di un triangolo equilatero di lato D e dove δ è il raggio medio geometrico della sezione del conduttore che vale r se il conduttore èsingolo

Se i conduttori non sono posti ai vertici di un triangolo equilatero, purché essi siano convenientemente trasposti lungo il loro percorso, la formula vale ancora con buona approssimazione se a D si sostituisce la media geometrica delle distanze dei conduttori. La presenza di una seconda terna o della fune di guardia porta ad una leggera variazione del valore della capacità di servizio

I valori della capacità di servizio delle linee ad alta tensione variano da 0,008 a 0,013 F/km e di conseguenza la suscettanza b = ωC varia da 2,5 a 4 10-6 S/km

610/log

024,0 −=δD

C



Costanti fondamentali delle linee aeree:Per il calcolo della conduttanza trasversale g occorre tenere presente che lungo tutto il percorso del conduttore di linea si irradia verso lo spazio circostante una corrente la cui componente attiva è imputabile alle perdite nel dielettrico:

• Perdite lungo la superficie degli isolatori

• Perdite per effetto corona

Le perdite lungo la superficie degli isolatori dipendono dalle condizioni metereologiche e dalla tensione e possono variare da 1 a 3 W per isolatore con tempo asciutto a 5 ÷ 20 W per isolatore con tempo piovoso. Si può nel complesso arrivare ad un massimo di 1 kW per km e data la modesta entitànon si commette praticamente errore considerando uniformemente distribuite queste perdite che in realtà sono concentrate in corrispondenza dei sostegni



Le perdite per effetto corona si verificano quando il campo elettrico sulla superficie dei conduttori (ove raggiunge il valore massimo) supera la rigiditàdielettrica dell’aria. Il valore del gradiente di tensione sulla superficie dei conduttori dipende più dal diametro dei conduttori che dalla loro distanza. Ne segue che il valore della tensione critica può essere aumentato innanzitutto aumentando il raggio del conduttore; risulta pertanto che, per ogni valore della tensione di esercizio esiste un limite inferiore per il diametro dei conduttori sotto il quale non è possibile scendere se non si vuole incorrere in eccessive perdite per effetto corona. Per questo motivo nelle linee AT e AAT si impiegano normalmente conduttori di alluminio acciaio, il cui diametro, superiore a quello dei conduttori di rame elettricamente equivalenti, risulta in generale sufficiente. In casi eccezionali, per le linee a 220 kV, 380 kV e oltre, si ricorre ai conduttori speciali (conduttori cavi, ingrossati con riempitivi inerti, conduttori multipli per fase) i quali consentono oltre alla riduzione dell’effetto corona, anche la riduzione della reattanza e dei disturbi alle radiotrasmissioni



Nell’ipotesi che il conduttore sia dimensionato per evitare l’effetto corona (ossia la tensione di esercizio, in condizioni normali, sia inferiore alla tensione critica per effetto corona), il calcolo della conduttanza chilometrica per fase g si conduce stabilendo il numero di isolatori per fase e per km e determinando le perdite corrispondenti con la seguente formula:

dove:• p sono le perdite in kW per km di conduttore

• E è la tensione di fase in kV

• La conduttanza è espressa in S/km

3210/ −= Epg


Linee elettricheLinee elettricheLinee in cavo: l’impiego dei cavi nelle reti di trasporto e distribuzione pubblica si va sempre più estendendo ed acquista una crescente importanza sul piano economico e della qualità del servizio

Nei cavi vengono impiegati conduttori di rame e alluminio. Il conduttore ègeneralmente cordato mentre, per ridurre gli effetti di aumento della resistenza prodotto dall’effetto pelle, i conduttori di grande sezione (> 1000 mm2) possono essere realizzati a settori fra loro isolati (tecnica Milliken)

L’isolamento dei conduttori tra di loro e verso massa può essere realizzato con carta impregnata in olio o miscele isolanti o più frequentemente per mezzo di isolanti estrusi (gomma sintetica, materiali termoplastici)

I cavi per sistemi di categoria 2 e 3 (MT e AT) devono avere uno schermo metallico continuo connesso a terra. Poiché per i cavi in carta occorre anche assicurare il contenimento dell’impregnante, è previsto un tubo di piombo o alluminio che ha in generale anche funzione di schermo; per i cavi ad isolante estruso lo schermo può essere in nastro o calza di rame


Linee elettricheLinee elettricheI cavi per sistemi trifasi possono essere ottenuti affiancando tre (o quattro) cavi UNIPOLARI oppure impiegando appositi cavi TRIPOLARI (QUADRIPOLARI per reti di bassa tensione con neutro o PENTAPOLARI se presente anche il conduttore di terra)

Il cavo tripolare schermato può essere realizzato con un solo schermo oppure con uno schermo per ciascuna fase. In questo caso il cavo è elettricamente equivalente a tre cavi unipolari ed il campo elettrico nel dielettrico ha un andamento radiale, cioè le linee di forza sono dirette perpendicolarmente agli strati di isolante. Il cavo tripolare ad un solo schermo presenta costruttivamente un certo strato isolante avvolto sul conduttore (i conduttori possono essere a sezione circolare o settorale) ed una cintura isolante sull’insieme dei tre conduttori isolati (anime), prende perciò il nome di cavo con cintura o BELTATO. Il campo elettrico non è radiale e le linee di forza presentano delle componenti tangenziali agli strati di isolante. Il cavo beltato è normalmente impiegato per tensioni di esercizio modeste, raramente superiori ai 15 kV. Per tensioni superiori si impiegano solo cavi unipolari a campo radiale


Linee elettricheLinee elettricheNelle reti di trasmissione AT e AAT i cavi impiegati sono generalmente del tipo cosiddetto a “OLIO FLUIDO” e cioè con isolamento in carta impregnata con olio a bassa viscosità ed elevate caratteristiche elettriche. Si è peraltro recentemente diffuso l’impiego di un cavo ad isolante estruso a base di politenereticolato (XLPE o cross linked polyethylene) (l’attuale tecnologia consiglia di non superare come gradiente massimo di esercizio 15 kV/mm) sotto guaina metallica (piombo o alluminio) e rivestimento protettivo in PVC o polietilene. Nella rete di distribuzione a 132 – 150 kV, l’impiego del cavo ad olio fluido èstato praticamente abbandonato a favore di un nuovo tipo di cavo derivato dallo sviluppo della tecnologia degli isolanti estrusi (politene reticolato o gomma etilenpropilenica o EPR)

Nella rete di distribuzione pubblica il tipo di cavo largamente prevalente è quello isolato in carta impregnata con miscela isolante ad alta viscosità non migrante; il cavo normalizzato ENEL per tensione unificata 20 kV è costituito da tre cavi unipolari avvolti ad elica visibile con sezioni unificate:

95, 150 240 mm2 per il rame

50, 95, 150 mm2 per l’alluminio


Linee elettricheLinee elettricheNella rete di distribuzione industriale è invece principalmente usato il tipo di cavo isolato in mescola di gomma EPR, privo di guaina metallica ma dotato di schermo a nastri o fili di rame su ogni fase. Le sezioni del conduttore, scelte nella serie standard, vengono determinate di volta in volta in funzione delle esigenze di progetto ed il conduttore quasi esclusivamente usato è il rame

Nella rete di distribuzione pubblica BT è ormai praticamente sparito il cavo isolato con carta impregnata mentre è di uso comune il cavo con conduttori di fase in rame o alluminio isolati in gomma EPR e neutro concentrico sotto guaina in polivinilcloruro (PVC); tale cavo è impiegato sia come cavo per le linee dorsali (nella versione tripolare più neutro) che come cavo per la derivazione dell’utente (sia nella versione tripolare più neutro che unipolare più neutro). Il motivo della scelta del neutro concentrico sta sia nella possibilità di interrare direttamente il cavo senza protezione meccanica addizionale sia nella protezione che si ottiene da prelievi abusivi di energia

Nella rete di distribuzione pubblica è anche molto diffuso, in sostituzione delle linee aeree, l’impiego di cavi unipolari isolati in gomma EPR con guaina PVC avvolti ad elica visibile (precordati) e posati su palificazione o sulla facciata delle case


Linee elettricheLinee elettricheCostanti fondamentali delle linee in cavo: la resistenza e la reattanza di servizio si calcolano con formule analoghe a quelle delle linee aeree: una importante influenza ha, nei cavi schermati, la condizione degli schermi nelle tre fasi. Infatti, la f.e.m. indotta su un conduttore di una linea trifase in cavo è legata al flusso magnetico concatenato Φ, risultante dall’autoinduzione del conduttore stesso e dalla mutua induzione degli altri conduttori, nonché da quella dei tre schermi se percorsi da corrente (Gli schermi aperti ad una estremità e messi a terra e in c.c. all’altra sono sede di f.e.m. indotta dalle correnti dei conduttori, ma non essendo percorsi da corrente non influenzano il valore delle costanti. La chiusura in corto circuito alle estremità degli schermi annulla la tensione, ma provoca la circolazione di correnti, che dipendono dalla resistenza degli schermi; tali correnti riducono la reattanza dei conduttori del 30 – 50 % ma incrementano le perdite per effetto Joule e quindi la resistenza apparente degli stessi fino quasi a raddoppiarla). Trascurando l’influenza degli schermi, possibile se questi non sono chiusi in corto circuito a entrambe le estremità, la formula della reattanza è identica a quella delle linee aeree. Per cavi unipolari posati a trifoglio a contatto, D è il diametro esterno del cavo mentre per cavi posati in piano dove A èla distanza di posa fra i cavi

AD 3 2=


Linee elettricheLinee elettricheCostanti fondamentali delle linee in cavo: il calcolo della capacità del conduttore è semplice e rigoroso solo per i cavi unipolari schermati, nei quali il campo elettrico è radiale e si può scrivere:

dove:εr è la costante dielettrica relativa dell’isolante che vale circa 4 sia per la carta impregnata che per la gomma butilica e 2,5 per il politene

R è il raggio interno dello schermo

r è il raggio del conduttore

La conduttanza trasversale dipende dalle caratteristiche del dielettrico, definite dalla tangente dell’angolo di perdita tgδ (varia tra 0,004 e 0,01 secondo il tipo di isolante):

g = btgδ = ωctgδ

610/log

024,0 −=rR

C rε


Linee elettricheLinee elettricheEsercizio: calcolare le costanti fondamentali della linea avente le seguenti caratteristiche:

Tensione nominale: 380 kV

Frequenza: 50 Hz

Conduttore: AA1866 (Sezione alluminio 1657 mm2, Sezione acciaio 208,7 mm2, diametro esterno 56,26 mm)

Distanza conduttori: 7,4 m - 7,4 m – 14,8 m (altezza del conduttore centrale rispetto ai due laterali 1 m)

Resistenza chilometrica a 20°C (assumendo k = 1,05):

r = 1,05 x 28,4/1657 = 0,0180 Ω/km

Induttanza chilometrica:

δ = 0,7788 d/2 = 21,9 mm

mDDDD 38,98,1446,746,733312312 =⋅⋅==


Linee elettricheLinee elettrichel = (0,4606 log 938/2,19) 10-3 = 1,22 10-3 H/km

La reattanza chilometrica vale quindi

x = 2πf l = 314 1,22 10-3 = 0,383 Ω/km

Per la conduttanza, le due catene di isolatori disposte a V sono composte da 21 elementi ciascuna. Poiché la campata media della linea è di 400 m, risulta una media di 105 elementi per chilometro di conduttore. Con tempo asciutto, assunto per le perdite lungo la superficie degli isolatori il valor medio di 2 W si ha:

pi = 0,002 105 = 0,21 kW/km

La tensione critica per il conduttore unico con tempo asciutto, 25°C e 760 mmHg risulta pari a 260 kV (formula di Peek) cui corrisponde una tensione concatenata di 449 kV, superiore alla tensione nominale. Non si ha pertanto effetto corona. La conduttanza chilometrica risulta:

g = pi/E2 = 0,21/2302 10-3 = 0,004 10-6 S/km



La capacità chilometrica è la seguente:c = 0,024/log(938/2,813) 10-6 = 9,51 10-9 F/km

La suscettanza chilometrica è la seguente:b = 2πf c = 314 9,51 10-9 = 2,987 10-6 S/km

Si ipotizzi ora che i conduttori siano TRINATI:Conduttore: 3 x AA585 (Sezione alluminio 519,5 mm2, Sezione acciaio 65,80 mm2, diametro esterno 31,5 mm). I conduttori di ciascuna fase sono disposti ai vertici di un triangolo equilatero di lato pari a 400 mm

Distanza centri dei fasci dei conduttori: 7,4 m - 7,4 m – 14,8 m (altezza del conduttore centrale rispetto ai due laterali 1 m)

Resistenza chilometrica a 20°C (assumendo k = 1,03):

r = 1,03 x 28,4/(3 x 519,5) = 0,0188 Ω/km


Linee elettricheLinee elettricheInduttanza chilometrica

l = 0,863 10-3 H/km

La reattanza chilometrica vale quindi

x = 2πf l = 314 0,863 10-3 = 0,271 Ω/km

Per la conduttanza, le due catene di isolatori disposte a V sono composte da 21 elementi ciascuna. Poiché la campata media della linea è di 400 m, risulta una media di 105 elementi per chilometro di conduttore. Con tempo asciutto, assunto per le perdite lungo la superficie degli isolatori il valor medio di 2 W si ha:

pi = 0,002 105 = 0,21 kW/km

La tensione critica per il conduttore unico con tempo asciutto, 25°C e 760 mmHg risulta pari a 277 kV (formula di Peek) cui corrisponde una tensione concatenata di 480 kV, superiore alla tensione nominale. Non si ha pertanto effetto corona. La conduttanza chilometrica risulta:

g = pi/E2 = 0,21/2302 10-3 = 0,004 10-6 S/km

mDDDD 38,98,1446,746,733312312 =⋅⋅==

cmBr 52,1240575,17788,07788,0 3 23 2 =⋅⋅=⋅⋅=δ


Linee elettricheLinee elettricheLa capacità chilometrica è la seguente:

c = 0,024/log(938/13,6) 10-6 = 0,013 10-6 F/km

La suscettanza chilometrica è la seguente:

b = 2πf c = 314 0,013 10-6 = 4,1 10-6 S/km

Cavo ad olio fluido 380 kV (tre cavi unipolari disposti su un piano a distanza D = 300 mm)

Sezione nominale del conduttore di rame 350 mm2

Diametro interno del canale d’olio 14 mmDiametro esterno del conduttore 30 mmDiametro esterno del conduttore compreso lo schermo semiconduttore 32 mmSpessore nominale dell’isolante (carta impregnata) 26,5 mmSpessore della guaina di alluminio 2 mmDiametro esterno del cavo 110 mm

r = 0,0518 Ω/km

x = 0,214 Ω/km

b = 70,96 10-6 S/km

g = b tgδ = 0,1987 10-6 S/km


Rete di trasmissione e distribuzioneRete di trasmissione e distribuzioneLa produzione di energia elettrica può essere destinata a soddisfare i consumi locali del produttore (autoproduzione) o ad essere ceduta a terzi (utilizzatori finali o aziende elettrocommerciali)

La rete di trasmissione, costituita da linee AT e stazioni di smistamento e trasformazione, ha la funzione di trasferire ai punti di prelievo tutta l’energia immessa in rete dagli impianti di produzione e dalle linee di interconnessione con l’estero (1951 creazione dell’UCPTE oggi UCTE)

Gli impianti direttamente connessi alla rete di trasmissione appartengono alle seguenti categorie:

Impianti di generazione

Reti di distribuzione dell’energia elettrica

Circuiti di interconnessione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) con altre reti

Impianti utilizzatori di grande potenza

Nella situazione italiana, con la liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, tutte le centrali di produzione sono allacciate alla RTN come fornitori di energia e SERVIZI CONNESSI e sono sottoposti alle regole di DISPACCIAMENTO


Rete di trasmissione e distribuzioneRete di trasmissione e distribuzioneLe nuove iniziative dei Produttori comportano l’allacciamento alla rete dei gruppi generatori, secondo le direttive TERNA, che prevedono in linea di massima l’inserimento della centrale sulla rete a 220 kV o 380 kV per potenze complessive maggiori di 250 MVA, valutando la possibilità di inserimento sulla rete 132 – 150 kV per potenze inferiori. Solo centrali di potenza inferiore ai 10 MVA possono essere collegate alla rete di distribuzione MT

Di norma gli impianti di distribuzione sono connessi alla rete di trasmissione alla tensione di 132 – 150 kV. Gli impianti utilizzatori di potenza superiore a 50 – 60 MW possono essere inseriti sulla rete di trasmissione (220 kV o 380 kV)

L’inserimento sulla rete AT può essere effettuato in corrispondenza a stazioni esistenti o direttamente su linee esistenti. In tal caso è prevista la realizzazione di un entra – esce sulla linea, mentre la derivazione a T è riservata agli impianti di minor potenza

Gli impianti idroelettrici sono localizzati nei luoghi dove esistono le condizioni naturali per l’utilizzazione (bacino imbrifero che assicura una rilevante portata del corso d’acqua e possibilità di creare un rilevante salto motore). Gli impianti termoelettrici e nucleari non hanno vincoli così rigidi per la localizzazione, ma i problemi dell’impatto ambientale, della disponibilità di acqua di raffreddamento e della movimentazione del combustibile ne possono vincolare i siti lontano dai nodi di utilizzazione


Rete di trasmissione e distribuzioneRete di trasmissione e distribuzioneIl sistema di trasmissione assume quindi una notevole importanza ed il suo sviluppo è legato all’incremento delle potenze da trasportare

79098616016012,412MVAPotenzaTrasmissibile

12001500700700360350APortata

RameAlluminioAcciaio

RameAlluminioAcciaio

AlluminioAlluminioAcciaio

Materiale

16003 x 585630585240150mm2Sezione

cavoLinea aereacavoLinea aereacavoLinea aereaConduttore

38013220kVTensione


Rete di trasmissione e distribuzioneRete di trasmissione e distribuzioneDue o tre terne a 380 kV sono pertanto idonee a trasportare la potenza generata da una grande centrale termoelettrica (1200 ÷ 2000 MW). Con il futuro aumento dei flussi di potenza in rete èpossibile che si presenti la necessità di un nuovo livello a 750 kV, già presente in altri paesi. L’orientamento attuale in Italia è di continuare a sviluppare la rete a 380 kV, infatti la realizzazione di impianti a ciclo combinato (CCGT) con potenze di alcune centinaia di MW (400 MW o 800 MW) situate in prossimità dei centri di consumo, consente di limitare l’espansione della rete di trasmissione, per la quale dovranno soprattutto essere potenziati i collegamenti con l’estero

Stante l’impossibilità di accumulare l’energia elettrica, ad ogni maggior richiesta delle utenze deve corrispondere una risposta istantanea del sistema. La rete di trasmissione deve quindi essere in grado, in ogni istante, di far fronte alle naturali aleatorietà dei centri di generazione (indisponibilità accidentale dei gruppi generatori) sia dei centri di consumo (richieste di potenza elettrica transitoriamente superiori ai valori previsti)

Come è noto il flusso di energia elettrica lungo le linee comporta perdite tanto più elevate quanto più lungo è il percorso dell’energia e quanto più elevata è l’utilizzazione delle linee stesse. Il dimensionamento degli impianti obbedisce a regole che tendono, oltre a rendere il sistema elettrico sicuro e affidabile, a minimizzare i costi in gioco (investimenti, esercizio, manutenzione e perdite). La razionalizzazione della rete, la più omogenea distribuzione delle centrali e dei nodi di utilizzazione consente di ridurre sensibilmente il percorso medio dell’energia sulla rete di trasmissione con conseguente riduzione delle perdite e miglioramento della qualità del servizio


Stazioni primarieStazioni primarieLe stazioni inserite nella rete AAT possono svolgere una o più delle seguenti funzioni fondamentali:

Smistamento delle linee AAT e di interconnessione con reti a diversa tensione

Collegamento alla rete di gruppi idro e termoelettrici (stazione annessa alla centrale)

Trasformazione dell’energia elettrica alla tensione di distribuzione in AT

Il macchinario installato nelle stazioni possono essere di tre tipi:Autotrasformatori di interconnessione 380/220 kV da 400 MVA

Trasformatori elevatori di centrale (si tratta di macchine di potenza anche superiore ai 1000 MVA che nelle realizzazioni italiane si preferisce suddividere su due unità in parallelo mentre in Francia si arriva a potenze unitarie di 1650 MVA)

Trasformatori di alimentazione della rete di distribuzione AT (in Italia si impiegano autotrasformatori 380/150 – 132 kV da 250 MVA)

Considerazioni di sicurezza e di elasticità di esercizio inducono ad utilizzare un DOPPIO SISTEMA DI SBARRE, eventualmente sezionabili. In casi eccezionali di impianti con numerosi montanti per linee AAT, trasformatori AAT/AT e gruppi generatori possono essere previsti anche sistemi più complessi (sbarre ad anello, triplo gioco di sbarre)


Stazioni primarieStazioni primarie


Stazioni primarieStazioni primariePer poter definire alcuni dei dati nominali delle apparecchiature (interruttori, sezionatori) da installare in una stazione è indispensabile conoscere le caratteristiche del sistema elettrico al quale la stazione verrà collegata. Oltre alla tensione nominale e alla corrente di impiego (le sbarre devono essere dimensionate per 4000 A sul 380 kV e 2000 A sul 132 kV) è essenziale la conoscenza delle correnti di corto circuito, i cui valori massimi nelle reti italiane sono 50 kA per il 380 kV e 20 kA o 31,5 kA per la tensione di esercizio 132 kV e 150 kV. In alcune stazioni primarie potrà essere installata una batteria di condensatori collegata alle sbarre AT

Al fine di garantire il funzionamento dei dispositivi di protezione, degli automatismi ne la manovra degli interruttori, dovrà essere assicurata la continuità dell’alimentazione dei servizi ausiliari anche in condizioni di funzionamento anomalo della stazione (black out). L’alimentazione in corrente continua è riservata alle protezioni elettriche e ai dispositivi di comando e controllo delle apparecchiature e del macchinario principale; viene realizzata mediante una batteria a 110 V caricata in tampone da gruppi raddrizzatori –caricabatteria


Stazioni primarieStazioni primarieI servizi ausiliari in cc sono normalmente alimentati da trasformatori MT/BT allacciati a linee MT esterne all’impianto (Data la modesta potenza richiesta dai servizi ausiliari non è conveniente derivare un trasformatore dalla AT). Alcune utenze privilegiate in corrente alternata dovranno essere alimentate tramite un gruppo elettrogeno in caso di blackout totale. Si tratta dei raddrizzatori carica batterie, raddrizzatori per la batteria a 24 V delle teletrasmissioni, dei motori per il comando degli interruttori, della illuminazione e f.m. indispensabili

In base al tipo di isolamento le stazioni elettriche AT possono essere classificate in stazioni con isolamento in aria e stazioni blindate con isolamento in gas esafluoruro di zolfo (SF6). Nelle prime le sbarre sono isolate fra di loro e verso terra tramite aria mentre nelle seconde le sbarre sono contenute in involucri metallici elettricamente collegati a terra riempiti con gas isolante in pressione. Nel caso di stazioni in aria il collegamento meccanico dei diversi organi è assicurato da tubi o corde in alluminio, mentre nel caso di stazioni con isolamento in gas, i componenti sono completamente integrati e racchiusi in involucri metallici messi a terra

Normalmente si preferisce adottare stazioni con isolamento in aria, per particolari vincoli ambientali è possibile ricorrere a stazioni blindate, notoriamente più compatte


Stazioni primarieStazioni primarieUna stazione AT con apparecchiatura blindata può essere realizzata con involucro monofase o trifase. Il primo presenta i seguenti vantaggi:

Non sono possibili guasti trifasiGli stress elettrodinamici sono minoriL’isolamento è sottoposto alle sole sollecitazioni dielettriche fase – massaI pesi e i volumi dei singoli componenti sono minoriI danni in caso di guasto interno sono limitati alla sole fase guasta

Dalle tecnologie utilizzate per le stazioni in SF6 è stato di recente proposto e sperimentato l’impiego di ELETTRODOTTI BLINDATI detti GIL (Gas Insulated Lines). Dal punto di vista costruttivo i GIL sono costituiti da un involucro esterno cilindrico in alluminio e da un conduttore interno di sezione tubolare. L’involucro assolve due distinti compiti:

Meccanico per il contenimento del gas isolante (SF6 puro o miscelato con N2 alla pressione di qualche atmosfera (l’impiego di elettrodotti blindati di MT, isolati in aria, è di impiego comune nelle centrali idro e termoelettriche per i collegamenti di potenza fra alternatore e trasformatore. L’impiego come isolante SF6 consente di realizzarli anche in AT con dimensioni contenute)

Elettrico, svolgendo il ruolo di schermatura del campo elettrico


Stazioni primarieStazioni primarie

I tre involucri dell’elettrodotto hanno la stessa funzione e presentano gli stessi problemi degli schermi dei cavi. Se vengono cortocircuitati fra loro e connessi a terra alle estremità danno luogo alla circolazione di correnti che tendono ad annullare all’esterno i campi magnetici prodotti dalle sole correnti di fase

Si possono in tal modo realizzare sistemi di trasmissione sotterranei di grande capacità (fino a 2000 – 3000 MVA per terna). Confrontati con i cavi XLPE a pari tensione, i GIL presentano, dal punto di vista elettrico, una capacità verso terra molto inferiore e offrono una maggiore capacità di trasporto. Per il loro costo (comprese le infrastrutture necessarie) sono finora considerati solo per il trasporto di grande potenze a breve distanza


Rete di distribuzione primariaRete di distribuzione primariaNel nostro paese è impiegata la tensione nominale di 132 kV nell’Italia Settentrionale e di 150 kV nell’Italia Centrale e Meridionale. La consistenza degli impianti della sola ENEL Distribuzione è di circa 20100 km di linee AT. A tale consistenza vanno sommati circa 20300 k m appartenenti alla RTN gestita da TERNA e la consistenza delle reti AT degli altri distributori

La struttura tipica della rete di distribuzione primaria è a ISOLA DI CARICO, costituita da linee che alimentano in entra - esce le cabine primarie e che collegano in parallelo tra loro due nodi di alimentazione


Rete di distribuzione primariaRete di distribuzione primariaI nodi di alimentazione delle isole sono sezioni di sbarra delle stazioni 380/132 –150 kV: ogni nodo di alimentazione è quindi collegabile ad uno dei nodi di alimentazione di un’altra isola adiacente, attraverso il congiuntore di sbarra ed è alimentato da un autotrasformatore unificato da 250 MVA della rete di trasmissione a 380 kV. I due nodi di alimentazione della stessa stazione sono di norma NON collegati ma possono essere collegati quando in uno dei due nodi venga a mancare il trasformatore di alimentazione

Oltre alle linee sopra indicate, dette “ARTERIE”, nell’isola si possono presentare linee RADIALI e linee a PETALO che nascono e terminano nello stesso nodo di alimentazione, collegando in entra – esce più cabine primarie

La struttura della rete effettiva può differire da quella di riferimento tipica a causa dell’adattamento di una rete esistente che nel passato rivestiva funzioni di trasporto; pertanto possono esistere linee “trasversali” e le alimentazioni dell’isola posso essere effettuate in più punti

Nelle reti esistenti si verifica anche il caso di cabine primarie o utenti derivati a T da tronchi di arteria; questo sistema di allacciamento comporta un livello piùbasso di affidabilità di alimentazione


Rete di distribuzione primariaRete di distribuzione primaria


Cabine PrimarieCabine PrimarieLe Cabine Primarie (CP) sono gli impianti che trasformano l’energia dall’AT (132 – 150 kV) alla MT (15 – 20 kV) per l’alimentazione della rete MT. La tendenza moderna è di semplificarle al massimo, adottando un solo sistema di sbarre AT ed uno solo MT eventualmente completato con un sistema di sbarre ausiliarie (le sbarre ausiliarie o di traslazione permettono, tramite l’interruttore di collegamento fra sbarre principali e di traslazione, di alimentare qualunque linea il cui interruttore sia fuori servizio, con una serie di manovre)

Il funzionamento della cabina primaria è reso quanto più possibile automatico, con richiusura automatica degli interruttori delle linee MT; la segnalazione di eventuali guasti e inconvenienti e dell’apertura permanente di interruttori fa capo ad un centro operativo, dal quale si possono effettuare gli eventuali comandi a distanza degli interruttori onde consentire che la cabina non sia presidiata dal personale

Gli stalli AT in relazione alla loro destinazione possono essere suddivisi in stalli di linea e stalli di trasformatore. Gli stalli di linea AT hanno la stessa struttura delle stazioni AAT/AT e sono usualmente costituiti da:

Trasformatori di tensione TV, utilizzati per alimentare i circuiti ausiliari di protezione, controllo e misuraSezionatore di linea destinato ad operare in assenza di corrente per interrompere e ripristinare visivamente il collegamento tra stallo di linea e linea stessa; il sezionatore è dotato di lame di terra tramite le quali collegare in assenza di tensione la linea direttamente a terraTrasformatori di corrente TA utilizzati per alimentare i circuiti ausiliari di protezione, controllo e misuraInterruttore, utilizzato per stabilire e interrompere la corrente nel circuitoSezionatore di sbarra (due disposti a forchetta nel caso di doppio sistema di sbarre) destinato ad operare in assenza di corrente per interrompere visivamente il collegamento tra stallo di linea e sistema di sbarre


Cabine PrimarieCabine Primarie


Cabine PrimarieCabine PrimarieGli stalli dei trasformatori sono usualmente costituiti da:

Sezionatore di sbarra (due nel caso di doppio sistema di sbarre)Scaricatori, utilizzati per proteggere il trasformatore dalle sovratensioniTrasformatore di correnteInterruttoreSezionatore di collegamento al trasformatore (solo nel caso di trasformatore a tre avvolgimenti)

In Italia, nelle reti elettriche con tensioni di esercizio maggiori di 132 kV sono normalmente previsti cicli di richiusura rapida (automatica unipolare o tripolare) e lenta

Circa i trasformatori (taglie normalizzate da 25, 40 e 63 MVA) il sistema di raffreddamento normale è ONAN ed è presente la regolazione di rapporto sotto carico sul lato AT per mantenere costante la tensione ai morsetti secondari al variare della tensione sulla rete AT e al variare del carico

Nelle CP, gli interruttori MT vengono installati:Sulle partenze delle linee di distribuzione (feeder) Come interruttore generale posto sul secondario dei trasformatori AT/MTPer la manovra delle batterie di condensatori

È previsto che i due trasformatori non funzionino in parallelo se non per brevi tempi destinati alle manovre che espressamente lo richiedono e perciò le due sbarre rimangono collegate tra loro solo quando uno dei due trasformatori è fuori servizio

Tutti gli interruttori di linea sono sempre predisposti per l’eliminazione dei guasti mediante protezione di massima corrente e direzionale di terra e per la richiusura rapida e lenta (gli interruttori dei trasformatori sono predisposti per l’eliminazione del guasto di sbarra (o di linea in caso di mancato intervento della protezione di linea) mediante protezione di massima corrente e massima tensione omopolare


Correnti di normale impiego su linee MT aereeCorrenti di normale impiego su linee MT aereeed in cavo interratoed in cavo interrato

400515240 Cu EPR

300390150 Cu EPR

200240150 Al carta impregn.

LINEE IN CAVO

250400220 Alluminio - Acciaio

200320160 Alluminio - Acciaio

15020070 Aldrey

LINEE AEREE

Corrente a regime termicoA

Corrente a regime termicoA

Sezione del conduttoremm2


Reti di distribuzione a media tensioneReti di distribuzione a media tensioneLe linee di distribuzione MT coprono il territorio da servire in modo tanto piùfitto quanto più elevata è la densità dei carichi

La tensione adottata è 20 kV in Francia e 15 kV o 20 kV in Italia. La tensione piùelevata consente, con costi di isolamento abbastanza contenuti, una capacità di trasporto 1,3 ÷ 1,8 volte superiore al 15 kV, a seconda che il limite di utilizzazione del conduttore sia rispettivamente termico o dovuto alla caduta di tensione

La lunghezza massima delle linee a 20 kV può raggiungere e superare i 30 km in zone a bassa densità di carico, mentre in zone industriali e urbane la loro lunghezza è tanto ridotta che la distanza tra una CP e un’altra può essere dell’ordine di 2 – 3 km

Le linee sono aeree in conduttori nudi nelle zone rurali e in cavo sotterraneo nelle zone urbanizzate

Sul territorio nazionale le sole reti ENEL hanno uno sviluppo di 330000 km con 400000 cabine MT/BT allacciate

La struttura più opportuna è quella ad ANELLO, in cui ogni cabina può essere alimentata almeno da due parti. In servizio normale di potrà avere un funzionamento RADIALE, preferibile a quello in anello chiuso quando non si disponga di sistemi di protezione perfezionati e selettivi


Reti di distribuzione a media tensioneReti di distribuzione a media tensione


Reti di distribuzione a media tensioneReti di distribuzione a media tensioneCiascuna CP deve alimentare una sua propria rete MT, separata e indipendente da quelle alimentate dalle altre; è però opportuno che le CP vicine siano collegabili sulla MT con linee che già servono l’utenza: questi collegamenti, in servizio normale devono essere tenuti aperti per conservare alla rete una struttura radiale

Il razionale sviluppo della rete MT è condizionato dalla conoscenza della dinamica dei carichi alimentati la quale a sua volta è legata alla destinazione urbanistica del territorio

Sono gli impianti che servono a trasformare l’energia elettrica da MT a BT. Si costruiscono in muratura, in elevazione alte o basse a seconda che siano allacciate a linee aeree o in cavo. Per modeste potenze (fino a 100 kVA) si usano posti di trasformazione su palo. Le cabine contengono di norma un solo trasformatore

Cabine Cabine Secondarie (CS)Secondarie (CS)


Cabine Secondarie (CS)Cabine Secondarie (CS)I trasformatori di distribuzione, in Italia, sono normalizzati nella scala delle potenze e delle principali caratteristiche elettriche (perdite nel ferro e nel rame, tensione di ctocto, prove di isolamento a frequenza industriale e a impulso, prove di ctocto). Il collegamento degli avvolgimenti è triangolo/stella (Dyn) con neutro del secondario portato all’esterno

Le cabine importanti vengono preferibilmente inserite in entraesce per garantire una riserva di alimentazione; le cabine di modesta entità sono semplicemente derivate

Si tende alla massima semplificazione dello schema: sulle linee MT si installano sezionatori (eventualmente di manovra sottocarico) mentre sulla partenza delle linee di bassa tensione si inseriscono interruttori automatici quadripolari con protezione termica e magnetica delle fasi

Ai fini del coordinamento dell’isolamento è opportuno installare all’entrata delle linee aeree MT adeguati apparecchi di protezione contro le sovratensioni (scaricatori)

L’apparecchiatura MT impiegata può essere a giorno o di tipo in scomparti protetti


Cabine Secondarie (CS)Cabine Secondarie (CS)


Reti di distribuzione in bassa tensioneReti di distribuzione in bassa tensioneIl sistema di distribuzione pubblica in BT è trifase con neutro, alla tensione 380/220 V. Le utenze monofasi sono derivate tra fase e neutro con distribuzione il più possibile equilibrata sulle tre fasi. Il conduttore di neutro, per gli inevitabili squilibri dei carichi, risulta normalmente percorso da corrente. Per contenere le tensioni verso terra delle fasi, il neutro è messo direttamente a terra. Le modalità di tale collegamento non escludono che possa assumere in condizioni anomale tensioni di qualche rilievo verso terra; pertanto il neutro deve essere considerato alla pari degli altri conduttori e quindi sezionato in tutti gli apparecchi di manovra

Le reti di distribuzione BT possono essere eseguite in linea aerea oppure in cavo sotterraneo. Le prime sono assai meno costose delle seconde. Nei grandi centri urbani le reti MT e BT sono eseguite in cavo sotterraneo, mentre i piccoli e medi centri urbani hanno di regola la rete BT aerea, disposta lungo la facciata delle case, alimentata da una o più CS poste in periferia e servite a loro volta da linee MT che si sviluppano in campagna. Si è assai diffuso l’impiego di linee aeree in cavo isolato, più costose di quelle in conduttore nudo, ma con pregi notevoli di sicurezza e compattezza


Reti di distribuzione in bassa tensioneReti di distribuzione in bassa tensioneAlle linee BT sono allacciate le derivazioni per il collegamento al punto di consegna dell’energia all’utilizzatore, dove è installato il gruppo di misura (contatore), che comprende sempre un misuratore di energia attiva al quale sono integrati, secondo le caratteristiche della fornitura:

Piccoli interruttori automatici con funzione di protezione e LIMITAZIONE della potenza a disposizioneMisuratore della potenzaMisuratore di energia reattiva

Le reti BT possono essere RADIALI o MAGLIATE (In Italia e in Francia si usano prevalentemente reti radiali, in Germania e USA reti magliate. In Germania anche la rete MT èmagliata e provvista di protezioni selettive). Nella struttura radiale la rete di ciascuna cabina è separata e indipendente da quella delle altre cabine e, in servizio normale, ciascun circuito è alimentato da una sola parte, anche se sono previsti, in caso di guasti, collegamenti di emergenza tra un circuito e l’altro. Le reti magliate consentono la massima continuità di esercizio, una migliore utilizzazione della potenza dei trasformatori e della sezione dei conduttori, riducono le perdite di energia e le variazioni di tensione, ma sono più costose ed aumentano le correnti di ctocto oltre a richiedere protezioni selettive


Reti di distribuzione in bassa tensioneReti di distribuzione in bassa tensioneIl dimensionamento della rete di bassa tensione viene effettuato partendo dalla conoscenza dei carichi e del loro presumibile sviluppo. Note le potenze prelevate da ogni singolo utente è possibile ottenere la potenza massima richiesta alla rete attraverso l’utilizzo del fattore di contemporaneità che, in caso di numerosi carichi di tipo domestico, può scendere fino a 0,2

Dalla potenza massima assorbita nella zona considerata, si potrà determinare, noto il cosφ corrispondente, il numero, la posizione e la potenza delle cabine che verranno disposte in generale vicino ai carichi concentrati di notevole importanza e nelle immediate vicinanze dei centri abitati

Il raggio di azione di una cabina dipende in primo luogo dal valore della tensione ed è direttamente proporzionale al quadrato di questa. Esso dipende inoltre dalla densità del carico e si riduce all’aumentare di questa. La sua definitiva determinazione si fa in base a considerazioni economiche

Il complesso delle linee BT alimentate da una CS è mediamente di 1,75 km. La rete ENEL ha una estensione di oltre 700000 km ed è alimentata da circa 400000 cabine


Grazie per lGrazie per l’’attenzione !attenzione [email protected]

Sistemi di produzione e distribuzione dell'energia elettrica

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