Reti intelligenti per la gestione efficiente dell'energia - Luigi Mazzocchi (RSE - Ricerca sul Sistema Energetico)

Progetto Complesso
"Reti Intelligenti per la gestione efficiente dell'energia"
Luigi Mazzocchi – RSE - Ricerca sul Sistema Energetico
16 febbraio 2018 – Cagliari – Zona Industriale di Macchiareddu
L’accumulo energetico

L’accumulo elettricoL’accumulo elettricoL’accumulo elettricoL’accumulo elettrico
L’accumuloL’accumuloL’accumuloL’accumulo termicotermicotermicotermico
Interazioni elettricità/calore/combustibiliInterazioni elettricità/calore/combustibiliInterazioni elettricità/calore/combustibiliInterazioni elettricità/calore/combustibili
SOMMARIOSOMMARIOSOMMARIOSOMMARIO
2

3

L’accumulo elettrico: il contesto
4

Evoluzione del mix di produzione elettrica
6

L’accumulo di energia elettrica: vecchie e nuove esigenze
Da decenni sistemi di accumulo vengono utilizzati nelle reti elettriche per ottenere un certo
disaccoppiamento fra produzione e utilizzo dell’energia:
Minore necessità di avviamento-fermata di centrali termoelettriche
Sfruttamento di energia prodotta a basso costo (ad es. carbone, nucleare, anche attraverso
importazioni) nelle ore di scarsa domanda: si tratta del cosiddetto «time-shift», che risulta
economicamente vantaggioso a condizione che:
È il tipo di applicazione a cui tradizionalmente sono stati dedicati gli impianti idroelettrici di
pompaggio
accumulodisistemadelRendimento
energiadell'venditadiPrezzo
energiadell'acquistodiPrezzo
<
8

L’accumulo di energia nel sistema elettrico:
vecchie e nuove esigenze
9
• Oggi, la rapida crescita delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) pone nuove sfide al
sistema elettrico
• Nei sistemi elettrici verticalmente integrati i sistemi di
accumulo (impianti di pompaggio) sono stati impiegati per
ottimizzare il parco di produzione
spostare energia dalla notte al giorno («time shift»)
– “aumentare” la domanda notturna per mantenere accesi
gli impianti non flessibili (nucleare, carbone)
– disporre di produzione per far fronte alla domanda di
punta
disporre di produzione idonea per far fronte alle rampe
mattutine del carico
9

L’accumulo di energia elettrica: vecchie e nuove esigenze
L’incremento dell’energia prodotta da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP, soprattutto eolico
e fotovoltaico) rafforza le esigenze di impiego dei sistemi di accumulo:
Aumentano le incertezze sulla produzione più necessità di riserva
Picchi di potenza concentrati in aree ristrette più congestioni, necessità di limitare la produzione
da FRNP, remunerandole ugualmente (0.47 TWh nel 2010) difficoltà a raggiungere gli obiettivi
sulle FER
Mediamente, meno impianti termoelettrici in servizio minore disponibilità di servizi alla rete
(regolazione di frequenza, bilanciamento, riserva, riaccensione ecc.)
Ormai circa 20 GW di FRNP, in aumento: valore circa pari al carico minimo sulla rete italiana
probabilità crescente di non poter assorbire tutta la produzione da FRNP in alcune ore
10

Risposte possibili
Le esigenze accennate si possono soddisfare in diversi modi, complementari:
1. Flessibilità del parco di produzione termoelettrico e idroelettrico
2. Flessibilità della domanda
3. Previsione sempre più accurata della produzione da FRNP
4. Sistemi di accumulo, dislocati presso gli utenti, o sugli impianti FRNP, o nelle reti di
distribuzione, o nella rete di trasmissione
L’opzione 1 è già ampiamente sfruttata, la 2 e la 3 iniziano a essere utilizzate e possono esserlo
maggiormente.
I sistemi di accumulo hanno ampie prospettive di utilizzo e possono dare un apporto molto
importante, a condizione che vengano superate barriere economiche e autorizzative
11

Altro elemento di contesto:Altro elemento di contesto:Altro elemento di contesto:Altro elemento di contesto:
la mobilità elettricala mobilità elettricala mobilità elettricala mobilità elettrica
12

OPPORTUNITA’ (PERCHE’ ORA?)
• Incremento del costo dei prodotti petroliferi
• Forte impegno normativo europeo
o Obiettivi 20-20-20
o Vincolo per i produttori di autoveicoli: emissioni medie 95 gCO2/km
--> Impegno diretto delle case automobilistiche
• Evoluzione delle tecnologie di accumulo
• Interesse da parte di molteplici attori alla transizione verso il concetto
di Smart Grid
• Disponibilità di tecnologie molto avanzate nel settore ICT
VANTAGGI
• Riduzione delle emissioni locali
• Abbattimento dell’inquinamento acustico
• Efficienza di conversione globale superiore ai veicoli tradizionali -->
minor energia primaria consumata
• Elevato piacere di guida (coppia elevata a bassi giri)
Perché i veicoli elettrici?
13

Emissioni di COEmissioni di COEmissioni di COEmissioni di CO2222 per i veicoliper i veicoliper i veicoliper i veicoli
14

15
Source: European Council for Automotive Research
Elettrificazione dei veicoli: un percorso progressivo – 1/2

16
Elettrificazione dei veicoli: un percorso progressivo – 2/2
MCI
Tecnologia convenzionale
MICRO HEV
Start-stop
MILD HEV
Start-stop
Frenata rigenerativa
Assistenza al MCI
FULL HEV
Start-stop
Guida in puro elettrico
PLUG-IN HEV
Start-stop
Guida in puro elettrico
Ricarica da rete
PURO ELETTRICO

• ITALIA (2009-2016) : UN MERCATO IN (LENTA) CRESCITA
[Dati fonte UNRAE – Unione Nazionale Rappresentanti Autoveicoli Esteri ]
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Totale
Autovetture elettriche 62 114 302 520 870 1101 1452 1377 5798
Totale autovetture
immatricolate
2.159.464 1.974.026 1.757.649 1.411.571 1.310.949 1.311.692 1.575.612 1.825.760
Frazione di mercato delle
auto elettriche
ca 0 % 0,01% 0,02% 0,04% 0,07% 0,08% 0,09% 0,08%
MOBILITÀ ELETTRICA: A CHE PUNTO SIAMO?
• EUROPA (2012-2016)
[Dati fonte ICCT – International
Council on Clean Transportation]
• USA (2011-2013)
17

Le interazioni fra la mobilità elettrica ed il
sistema elettrico, sotto il profilo «storage»
• Esistono potenziali criticità (picchi di prelievo, necessità di
rafforzamento delle reti)
• …ma soprattutto potenziali sinergie:
• La tecnologia dell’accumulo elettrochimico è di forte interesse per entrambi i
settori le attività di R&S hanno ricadute positive per entrambi (riduzione
costi, sicurezza, vita utile, riutilizzo e riciclaggio a fine vita)
• Le applicazioni su veicoli spesso hanno durata inferiore alla vita tecnica delle
batterie possibilità di «second life» stazionaria, con abbattimento dei costi
• Il veicolo elettrico è una «batteria su ruote» e può offrire utili servizi al
sistema elettrico
18

I VEICOLI ELETTRICI E I SERVIZI ALLE RETI
19

Esigenze per SdA
Caratteristiche funzionali del
SdA
Attori
Le dimensioni da considerare nell’analisi dei sistemi di
accumulo
• Esigenze di sistema elettrico
• Esigenze di rete
• Esigenze del produttore e/o
consumatore
• Soggetti regolati (TSO e/o DSO)
• Operatori (produttori/Consumatori)
• Operatori dedicati
• Sistemi Power intensive
• Sistemi Energy intensive
20
20

Esigenze a cui fanno fronte i SdA
• Esigenze di sistema (globali)
• Regolazione di frequenza (riserva primaria, secondaria, terziaria)
• Incremento della domanda in ore con eccesso di produzione
• Esigenze di rete T&D (locali)
• Esigenze degli operatori (prod./cons.)
• Superamento di «colli di bottiglia» locali dovuti alle FER
• Regolazione di tensione
• Continuità del servizio (livello minimo)
• Profilo di scambio tra rete di distribuzione e di trasporto
• Arbitraggio sui prezzi dell’energia
• Riduzione dei propri sbilanciamenti
• Incremento dell’autoconsumo
• Riduzione picchi di carico
• Continuità/qualità del servizio
21
21

Caratteristiche funzionali dei SdA
• Applicazioni in energia: grande capacità per
scambiare potenza per lunghi periodi (ore)
• Applicazioni in potenza: scambiare elevate
potenze per brevi periodi (secondi ÷ minuti)
22
22

ApplicazioniApplicazioniApplicazioniApplicazioni per il sistema elettricoper il sistema elettricoper il sistema elettricoper il sistema elettrico
Time-shift
Load levelling
Sistemi in energia (rapporto E/P elevato), autonomia di
molte ore, cicli di carica/scarica giornalieri
Riserva terziaria
Differimento degli investimenti
Gestione delle congestioni
Arbitraggio
Regolazione secondaria
Bilanciament
odipotenza
Integrazione delle rinnovabili
Sistemi con prestazioni ibride, (rapporto E/P medio), tempi di
risposta rapidi, autonomia di poche ore, cicli di carica/scarica
non profondi
Peak shaving-gestione della domanda
Regolazione primaria di frequenza
Serviziancillari
Sistemi in potenza (rapporto E/P basso), autonomia di 1 h,
tempi di risposta molto rapidi
Regolazione di tensione
Riserva pronta-inerzia sintetica
Power quality
23

Tecnologie di
accumulo
Alta energia
Pompaggio
idraulico
CAES
Prestazioni
Ibride
Accumulatori
elettrochimici
Alta potenza
Volani
Supercap
SMES
Tecnologie di accumuloTecnologie di accumuloTecnologie di accumuloTecnologie di accumulo
Classificazione in base alle prestazioni
Sistemi centralizzati Sistemi distribuiti
25

Tecnologie
Sistemi di accumulo di elevata capacità: il pompaggio
26

L’impianto di pompaggio genera un flusso
ciclico d’acqua tra due invasi, a quote
differenti.
Due fasi di esercizio:
• generazione
• pompaggio
La fase generazione avviene nelle ore di punta dei consumi.
Nelle ore in cui c’è disponibilità d’energia (notturne / festive) e bassa richiesta, l’acqua dal
serbatoio inferiore è risollevata nell’invaso superiore mediante pompe azionate dall’alternatore
(che funziona da motore).
Gli impianti di pompaggio
27

8000 MW di pompaggio, utilizzo in fase di diminuzione
Avvio mercato
elettrico
Fonte TERNA: Dati statistici 2016
Gli impianti di pompaggio in Italia
28

Studi svolti in RSE
Sono stati individuati 8 possibili collegamenti con impianti di pompaggio di
media-grande taglia (70-500 MW) tra laghi naturali ed artificiali e 4 siti lungo la
costa meridionale e nelle isole, potenzialmente idonei all’installazione di
impianti di pompaggio marino della medesima taglia.
Complessivamente queste nuove installazioni apporterebbero un contributo in
termini di potenza pari a circa 3 GW e in termini di energia pari a circa 9
TWh/anno.
Allo studio anche impianti che utilizzano cavità sotterranee come bacino
inferiore
Potenziale sviluppo pompaggio in Italia
29

Pompaggio marino
Siti potenzialmente idonei in Italia
Collegamenti tra laghi esistenti
Fonte: RSE 2011
30

L’impianto pilota da 30 MW di Okinawa, Giappone
Pompaggio marino
31

Tecnologie
Sistemi di accumulo distribuiti: accumulatori elettrochimici
32

Convertono energia elettrica in energia chimica, sfruttando reazioni di
ossidoriduzione reversibili, ovvero reazioni chimiche in cui si ha la perdita e
l’acquisto di elettroni da parte delle specie reagenti.
Accumulatori elettrochimiciAccumulatori elettrochimiciAccumulatori elettrochimiciAccumulatori elettrochimici
33

La cella elettrochimicaLa cella elettrochimicaLa cella elettrochimicaLa cella elettrochimica
• Due semicelle, ciascuna composta da un elettrodo metallico immerso in una soluzione elettrolitica che
spesso contiene ioni dello stesso metallo
• Un setto poroso permette il passaggio degli ioni (necessario per ottenere il bilanciamento delle
cariche) impedendo il passaggio degli elettroni e il mescolamento delle soluzioni.
• Tra i due elettrodi si genera una differenza di potenziale.
34

Le batterie sono realizzate collegando in serie e/o parallelo un certo numero di celle
elementari
35
Unità elettrochimica di
base
Insieme di celle connesse
elettricamente tra loro
all’interno dello stesso
contenitore
Insieme di moduli o
monoblocchi connessi tra
loro elettricamente
CELLA
MONOBLOCCO
BATTERIA

• Le batterie sono realizzate collegando in serie e/o parallelo un certo numero di celle elementari
• I sistemi di accumulo innovativi integrano anche sistemi elettronici di gestione
CELLA
MODULO
BATTERIA
BMS
Accumulatori elettrochimici
36

Il Sistema di accumulo (SdA) comprende la batteria, un convertitore elettronico (PCS),
un trasformatore, ausiliari e misure di protezione
Dalla batteria al sistema di accumulo
37

Trazione: propulsione
di veicoli elettrici
Applicazioni non connesse alla rete:
back up, elettronica portatile, sistemi
elettrici isolati
Applicazioni stazionarie
connesse alla rete:
accoppiamento con le
rinnovabili, ecc.
Trazione: avviamento veicoli ICE,
alimentazione servizi di bordo
A cosa servono?A cosa servono?A cosa servono?A cosa servono?
38

+ Modularità
+ Prestazioni adattabili all’applicazione
+ Velocità di installazione
+ Possibilità di localizzazione diffusa e di spostamento
- Prestazioni migliorabili
- Costo ancora elevato
SdA Na/S 1 MW – 7,2 MWh
Batterie veicolari 20 – 60 kWh
Batteria TLC 48 V-4 kWh
39

Batterie
Tradizionali
Piombo (VLA,
VRLA)
Nichel/Cadmio
Nichel/Idruri
Metallici
Innovative
Circolazione di
elettrolita
VRB (Vanadio)
Zinco/Bromo
Litio-ioni
elettrolita liquido
(LiCo, LiFP, NCA,
NMC, ecc.)
polimeriche
Alta Temperatura
Sodio/Cloruro di
Nichel (ZEBRA)
Sodio/Zolfo
40

• Tensione nominale
• Capacità [Ah]
• Potenza specifica [W/kg]
• Energia specifica [Wh/kg]
• Rendimento energetico [%]
• Rendimento amperorametrico [%]
• Tempo di vita [cicli]
• Costo specifico [euro/kWh]
• Sicurezza intrinseca
• Oneri di manutenzione e smaltimento
• …
Le prestazioni delle batterie cambiano in funzione del ciclo di lavoro e delle
condizioni ambientali
Parametri prestazionaliParametri prestazionaliParametri prestazionaliParametri prestazionali
42

Curva di Peukert: capacità di un accumulatore al variare della corrente di scarica a parità di
temperatura
Influenza della corrente di scaricaInfluenza della corrente di scaricaInfluenza della corrente di scaricaInfluenza della corrente di scarica
43

60
70
80
90
100
110
120
-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
100 h rate
10 h rate
IEC standard
temp [°C]
capacity %
Capacità vs temperatura
C(tref) = Cmeas / [1 + λ (tmeas - tref )]
λ = 0.006 - 0.007 [ °C-1 ]
Capacità di un accumulatore al variare della temperatura ambiente a parità di corrente di
scarica
Influenza della temperaturaInfluenza della temperaturaInfluenza della temperaturaInfluenza della temperatura
44

45
Batteria litio
LiFePoY
Batteria litio
Polimerica
Batteria litio
NCA
Batteria HT
Na/NiCl2
Influenza della temperaturaInfluenza della temperaturaInfluenza della temperaturaInfluenza della temperatura

0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
DOD [%]
Vitaattesa[cicli]
Na/S
Na/NiCl2
Li-ion
Interpolante Na/NiCl2
Interpolante Li-ion
Interpolante Na/S
Vita attesa in cicliVita attesa in cicliVita attesa in cicliVita attesa in cicli
46

Diagramma di RagoneDiagramma di RagoneDiagramma di RagoneDiagramma di Ragone
47

Definizione di parametri di confronto a ciascuno dei quali è stato attribuito un
punteggio da 1 a 6
• Potenza specifica [W/kg]
• Energia specifica [Wh/kg]
• Range di temperatura di lavoro [°C]
• Efficienza energetica di carica/scarica [%]
• Vita attesa [cicli]
• Livello di sicurezza intrinseca
• Costo specifico per ciclo di vita [euro/kWh*ciclo]
Accumulatori elettrochimici
48

Confronto delle prestazioni
49

Il costo per
50

Attitudine delle principali tecnologie di accumulo elettrochimico all’impiego nelle applicazioni a
supporto del sistema elettrico
51

Indice di prestazione: media dei parametri di riferimento.
È un parametro di confronto qualitativo tra le diverse tecnologie disponibili commercialmente
Le batterie sodio/zolfo e litio-ioni NCA raggiungono un
indice di prestazione di 4,2 su un fondo scala di 6,
mostrando la maggiore attitudine all’applicazione a
supporto della rete
52

Tecnologie di
Accumulo
Range
Energia
Range
Potenza
Costo per unità di
energia [€/kWh]
Costo per unità di
potenza [€/kW]
Batteria sodio/zolfo 6 MWh – 600 MWh 1 MW – 100 MW 400 2500
Batteria Sodio/Cloruri
metallici
120 kWh – 5 MWh
60 kW –
2 MW
650 1500
Batteria Litio-ioni 10 Wh – 100 MWh
1 W –
20 MW
800 1000
Batteria Nichel/Cadmio
10 Wh –
10 MWh
1 W –
2 MW
700 600
Batteria Nichel/Idruri
metallici
10 Wh –
500 kWh
1 W –
200 kW
700 500
Batteria Piombo Acido 100 kWh – 100 MWh
10 kW –
10 MW
300 500
Batteria a circolazione di
elettrolita
10 kWh – 10 MWh
5 kW –
2 MW
500 2500
53

Tecnologie di
Accumulo
Range
Energia
Range
Potenza
Costo per unità di
energia [€/kWh]
Costo per unità di
potenza [€/kW]
Efficienza
energetica [%]
Numero di cicli,
DOD80%
Impianti di pompaggio
200 MWh – 5000
MWh
100 MW – 1000 MW 100 1000-5000 70 25000
CAES
200 MWh – 1000
MWh
100 MW – 500 MW 20 520 60 25000
Batteria sodio/zolfo 6 MWh – 600 MWh 1 MW – 100 MW 400 2500 85 4500
Batteria Sodio/Cloruri
metallici
120 kWh – 5 MWh
60 kW –
2 MW
650 1500 85 3000
Batteria Litio-ioni 10 Wh – 100 MWh
1 W –
20 MW
800 1000 90 4000
Batteria Nichel/Cadmio
10 Wh –
10 MWh
1 W –
2 MW
700 600 70 1500
Batteria Nichel/Idruri
metallici
10 Wh –
500 kWh
1 W –
200 kW
600 500 70 1000
Batteria Piombo Acido 100 kWh – 100 MWh
10 kW –
10 MW
300 500 80 800
Batteria a circolazione di
elettrolita
10 kWh – 10 MWh
5 kW –
2 MW
500 2500 65 10000
Volani 10 kWh – 500 kWh
100 kW –
2 MW
6000 1500 85 250000
Supercondensatori
1 Wh –
10 kWh
10 W –
500 kW
10000 300 90 500000
Confronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologie
54

Confronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologieConfronto tra le tecnologie
55

Batterie
Tradizionali
Piombo (VLA,
VRLA)
Nichel/Cadmio
Nichel/Idruri
Metallici
Innovative
Circolazione di
elettrolita
VRB (Vanadio)
Zinco/Bromo
Litio-ioni
elettrolita liquido
(LiCo, LiFP, NCA,
NMC, ecc.)
polimeriche
Alta Temperatura
Sodio/Cloruro di
Nichel (ZEBRA)
Sodio/Zolfo
57

Trovano largo impiego in applicazioni stazionarie quali UPS, alimentazioni di emergenza in centrali o
sottostazioni elettriche, telecomunicazione, nei trasporti.
Per ottimizzare l’ingombro si realizzano
monoblocchi da 6 o 12 celle elementari
(tensione nominale 12-24 V)
Molte tipologie di celle raggruppate in due tipi:
• VLA (Vented Lead Acid) o aperti;
• VRLA (Valve Regulated Lead Acid) o ermetici.
58
VLA
VRLA
Accumulatori al piomboAccumulatori al piomboAccumulatori al piomboAccumulatori al piombo

+ Tecnologia matura e affidabile
+ Economica
+ Riciclabile
- Rendimento energetico basso
- Rendimento amperorametrico non unitario
- Energia specifica ridotta 20 ÷ 40 Wh/kg per le VRLA (più compatte), 15 ÷ 25 Wh/kg per le VLA
non adatta per l’uso veicolare
- Vita attesa 500÷800 cicli a DOD 80% (1500 per il piombo avanzato)
- Prestazioni fortemente dipendenti dalle condizioni di lavoro.
- Emette idrogeno (obbligo di ventilazione)
Accumulatori al piomboAccumulatori al piomboAccumulatori al piomboAccumulatori al piombo
59

• Nichel/cadmio e nichel/metal idruri
• Sono impiegati in diverse applicazioni industriali, militari, come UPS, nella
trazione ferroviaria e in generale dove si richiedono sistemi particolarmente
robusti e affidabili
• Lavorano bene in condizioni ambientali estreme (alta, bassa temperatura)
• Prezzo elevato senza prospettive di diminuzione per molte applicazioni sono in
disuso
Accumulatori a base di nichel
60

Schema di principio: la materia attiva è disciolta in soluzioni elettrolitiche messe in circolazione da
pompe, la reazione avviene nello stack
Batteria Redox a flusso di elettrolitaBatteria Redox a flusso di elettrolitaBatteria Redox a flusso di elettrolitaBatteria Redox a flusso di elettrolita
61

Disaccoppiamento totale tra potenza ed energia: la potenza dipende dalle dimensioni dello stack (e
dell’inverter), l’energia dalle dimensioni dei serbatoi: adatta ad applicazioni in energia di grande taglia
(MWh) e autonomia
Stack di una VRB
62

Molte tipologie a seconda della coppia elettrochimica, la maggior parte a livello solo prototipale
63

Sistema VRB per peak shaving da 45
kW – 90 kWh installato in RSE dal
2001
Stack da 100 celle elementari (Vn 125
V)
2 Serbatoi da 4000 l
+ Vita attesa lunghissima (oltre 10000 cicli)
+ Il costo per ciclo di lavoro e per sistemi di grossa taglia è contenuto.
- Energia specifica bassa (max 25 Wh/kg).
- Intervallo di temperatura di funzionamento limitato (0 ÷ 40°C ).
- Rendimento amperorametrico non unitario
- Gestione complessa, oneri di manutenzione
64

Struttura molto diversa dalle celle tradizionali, gli elettrodi sono allo stato fuso e
l’elettrolita è un materiale ceramico (β”-allumina).
Lavorano a temperatura interna elevata (tra 250 e 350 °C)
Sono moduli che assemblano un certo numero di celle, completi di BMS (Battery
Management System) e ausiliari
Prestazioni indipendenti dalla temperatura ambiente
L’elettrolita ceramico è un componente critico perché in caso di rottura mette in
contatto gli elettrodi.
Due tecnologie: sodio/zolfo e sodio/cloruro di nichel.
Batterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperatura
65

• Prodotta dalla NGK. I moduli base sono da 50 kW – 360 kWh, il sistema minimo è da 1 MW -7,2
MWh (20 moduli)
• Costo specifico ridotto
• Bassa sicurezza intrinseca: in caso di rottura del separatore si sviluppa una reazione molto
violenta tra gli elettrodi, rischio di incendio
xSNaXS2Na 2
Carica
Scarica
 ←
 →
+ Struttura modulo
Batteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfo
66

La più usata ad oggi per le applicazioni stazionarie a supporto della rete e e per
l’integrazione con generatori eolici e con impianti fotovoltaici.
Batteria sodio-zolfo da 34 MW per la stabilizzazione della produzione di un impianto eolico da
51 MW, realizzato nel nord del Giappone.
Batteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfoBatteria sodio/zolfo
67

Ha una maggiore sicurezza intrinseca perché la reazione diretta dei due elettrodi
è molto meno violenta
2NaClNi2eNiCl2Na
Carica
Scarica
2 +
 ←
 →
++ −
Batteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichel
68

• Adatta all’uso veicolare
• Applicazioni stazionarie e TLC
• È prodotta in Italia da FIAMM
Moduli da 557 V – 32 Ah per uso veicolare
Modulo da 48 V –
80 Ah per
applicazioni TLC
Batteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichelBatteria sodio/cloruro di nichel
69

Parametro Na/S Na/NiCl2
Tensione nominale di cella [V] 2,076 2,58
Capacità delle celle [Ah] 628 40
Potenza specifica [W/kg] 100 100
Energia specifica [Wh/kg] 130 90 – 120
Rendimento energetico [%] 75-90% 75-92%
Rendimento amperorametrico [%] 100% 100%
Autoscarica mensile [%] 0 0
Vita attesa a 80% DOD (cicli) 4500 2500
Regime di scarica tipico (C rate) C/8
C/2 per le veicolari
C/4 per le telecom
Intervallo di temperatura di lavoro (interna)
[°C]
290 – 360 260 – 360
Ausiliari necessari Sistema di riscaldamento, BMS
Sistema di riscaldamento, sistema di
raffreddamento (solo veicolare), BMS
Batterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperaturaBatterie ad alta temperatura
70

• La tecnologia con le più alte prestazioni
• Adatta all’uso veicolare
• Esistono molte tipologie, che si differenziano sulla base dei materiali che
compongono gli elettrodi e l’elettrolita.
Efficienza energetica:
85 ÷ 98 [%]
Vita attesa DOD 80%:
1500 ÷ 10000 [cicli]
Accumulatori litioAccumulatori litioAccumulatori litioAccumulatori litio----ioniioniioniioni
71

Cella cilindrica Cella prismatica Cella polimerica
• L’anodo delle celle attuali è costituito generalmente da grafite litiata, il catodo da un ossido litiato
di un metallo di transizione (varie tipologie)
• L’elettrolita è di tipo organico, può essere liquido o polimerico.
• Il litio, in forma ionica e intercalato negli elettrodi, è presente in percentuale ridotta (<2%).
• Le celle presentano dimensioni e geometrie molto diverse.
72

Sono utilizzate in tutti i campi, per l’alimentazione dell’elettronica portatile, per la propulsione dei veicoli
elettrici, per applicazioni a supporto del sistema elettrico
Sistema di accumulo da 16 MW per la
regolazione della frequenza realizzato da
A123 in Cile
Batterie litio-polimeri per uso veicolare
73

74
Le prestazioni variano a seconda della sottocategoria
NCA NMC LMO LFP LTO
Tensione nominale (V) 3,7 3,7 3,7 3,3 2,2
Tipo di Catodo LiNiCoAlO2 LiNiCoMnO2 LiMn2O4 LiFePO4 LiMn2O4
Tipo di Anodo C C C C Li4Ti5O12
Potenza
[W/kg]
Alta Alta Media Media Media
Energia [Wh/kg] Alta Alta Buona Media Bassa
Vita cicli Buona Buona Media Media Alta
Vita calendario Buona Buona Bassa Bassa per T>30°C Buona
Livello di sviluppo Matura
Crescita/
Matura
Matura Crescita/Matura Crescita
Sicurezza cella Bassa Bassa Bassa Media Buona
Batterie litioBatterie litioBatterie litioBatterie litio----ioniioniioniioni

Batterie LitioBatterie LitioBatterie LitioBatterie Litio----ioniioniioniioni
• Le celle litio-ioni possono dare origine a situazioni di pericolo se sottoposte a condizioni di
sovraccarico elettrico e/o termico;
• Le celle vengono connesse all’interni di moduli in cui è presente un sistema di bilanciamento delle
tensioni di cella (BMS).
CELLA
MODULO
SISTEMABMS
75

Tecnologie
Sistemi di accumulo ad elevata potenza
76

• Accumulano energia elettrica convertendola in energia cinetica
• Lavorano prevalentemente in potenza con tempi di risposta molto rapidi e autonomie da decine
di secondi a 15 minuti
• Sono utilizzati per servizi ancillari o per il recupero di energia in frenatura su tram o
metropolitane
• Vita attesa molto lunga (> 500.000 cicli di scarica)
Volani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocità
Volano da 100 kW-30 s
installato presso RSE dal 2001
77

Volani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocitàVolani meccanici ad alta velocità
cuscinetto
superiore
corazza
d’acciaio
otore composito di fibra di vetro
e carbonio
statore
cuscinetto
inferiore
Nei volani ad alta velocità il rotore è realizzato in
materiali leggeri come la fibra di carbonio, per
permettere di raggiungere velocità molto
elevate.
Ruota su cuscinetti magnetici (allo studio
materiali SAT) fino a 100000 giri al minuto
78

• Accumulano energia elettrica
convertendola in energia elettrostatica;
• Non avvengono reazioni elettrochimiche;
• Lavorano in potenza con autonomie ridotte, da decine di secondi a pochi minuti;
• Vita attesa molto lunga (>500.000 cicli di scarica);
• Energia molto limitata (autonomie tipiche dell’ordine delle decine di secondi)
Supercondensatore
Modulo
SupercondensatoriSupercondensatoriSupercondensatoriSupercondensatori
79

Le batterie per i veicoli elettrici
80

Le batterie nei veicoli elettriciLe batterie nei veicoli elettriciLe batterie nei veicoli elettriciLe batterie nei veicoli elettrici
Accumulano convertendola in energia chimica l’energia elettrica
necessaria alla propulsione del veicolo
Motore, inverter
connettori
Batteria
81

Batterie da
trazione
EV
Tradizionali
Piombo acido
VRLA
Nichel/cadmio
Nichel/idruri
metallici
Innovative
Litio-ioni
Sodio/cloruro di
nichel
Ibrido
Nichel/idruri
metallici
Litio-ioni
Super
condensatori
Batterie per trazione elettricaBatterie per trazione elettricaBatterie per trazione elettricaBatterie per trazione elettrica
82

83
Target fissati dal
consorzio USABC per le
batterie veicolari
Batterie per veicoli elettrici:
parametri prestazionali
Parametro Obiettivi minimi
Densità di potenza [W/l] 1000
Picco di potenza specifica in scarica all’80% DOD (depth of
discharge), per 30 s [W/kg]
470
Densità di energia (tasso di scarica C/3) [Wh/l] 500
Energia specifica (tasso di scarica C/3) [Wh/kg] 235
Dimensione del pacco batteria [kWh] 45
Cicli di vita (DOD = 80%) [num.] 1000
Tempo di vita [anni] 15
Costo specifico (con una produzione di 100000 unità) [$/kWh] 125
Temperatura di lavoro [°C] da -30 a +52 °C
Tempo di ricarica normale [ore] da 3 a 6 ore
Tempo di ricarica rapido
15 minuti fino all’80% del SOC (state of
charge)

Livello di sviluppo attuale
Prestazioni attuali vs requisiti minimi USABC
La sicurezza intrinseca bassa richiede l’uso di sistemi elettronici di gestione
84

Prestazioni attuali vs requisiti minimi USABC
La sicurezza intrinseca bassa richiede l’uso di sistemi elettronici di gestione
Second life?
V2H?
85

• SdA per applicazioni innovative richiedono una corretta gestione della batteria
• Le prestazioni sono legate alla modalità di lavoro una gestione corretta
permette di aumentare le prestazioni
• È necessario non superare i corretti limiti di tensione, corrente, temperatura,
sia di batteria che di cella per non invecchiarla o danneggiarla
• In alcuni casi le celle hanno bassa sicurezza intrinseca: necessità di sistemi di
gestione elettronici (BMS)
Aspetti gestionaliAspetti gestionaliAspetti gestionaliAspetti gestionali
87

• Le celle litio-ioni possono dare origine a situazioni di pericolo se sottoposte a condizioni di
sovraccarico elettrico e/o termico;
• Le celle vengono connesse all’interni di moduli in cui è presente un sistema di bilanciamento delle
tensioni di cella e di un BMS.
CELLA
MODULO
SISTEMA
BMS
88

Schema di un pacco batterie con BMS
89

Batterie ad alta temperatura: sono dotate di BMS e sistemi di controllo della
temperatura
90

Previsioni di aumento dell’energia specifica e riduzione
dei costi delle batterie veicolari da parte dei principali
paesi produttori di batterie
Fonte Fraunhofer
92

• Miglioramento dei materiali e/o della geometria di cella
• Sviluppo di nuove tecnologie (metalli liquidi, metallo/aria, sodio-ioni,ecc)
• Sviluppo di procedure di gestione ottimali, per massimizzare le prestazioni e la vita attesa e di tool
per la stima del SOC/SOH
• Sistemi ibridi litio-supercondensatori: permettono di estrarre più energia dalla cella e aumentano
la vita attesa
• Nuovi BMS per migliorare le prestazioni, la sicurezza e la vita attesa
Attività di ricerca
93

• Miglioramento dei materiali di cella (separatore ceramico, guarnizioni)
• Riduzione della temperatura di lavoro (riduzione degli autoconsumi)
• Aumento della potenza specifica attraverso una nuova geometria di cella di tipo planare
• Riduzione della resistenza interna
Attività di ricerca: Na/NiCl2Attività di ricerca: Na/NiCl2Attività di ricerca: Na/NiCl2Attività di ricerca: Na/NiCl2
Modulo con geometria planare Cella planare sviluppata in RSE
94

A livello di cella
• Aumento dell’energia specifica: nuovi materiali elettrodici (grafene, anodi a base di silicio)
• Aumento del livello di sicurezza intrinseca attraverso l’uso di elettroliti con ridotta infiammabilità e
volatilità (elettroliti con liquidi ionici, ENEA)
• nuovi materiali con migliore conducibilità e minore resistenza interna: aumento della potenza e
carica rapida. In RSE avremo in prova moduli litio-ioni prototipali da 6 Ah, in grado di essere caricati
a 20 C (3 minuti).
Attività di ricerca: litio-ioni
95

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
LCO
NCA
LCO
LMO
LFP
NCM 5V Spinello
HCMA
LiNiPO4 5V
LiCoPO4 5V
LiMNPO4 4V
solfo
aria
Grafite
Hard carbon
Soft carbon
LI4Ti5O12
Grafite + silicio
LiPF6 + solventi
organici
Elettrolita polimerico gel
5V elettrolita
Elettrolita polimerico solido
poliolefina
poliolefina +
separatore
ceramico
poliolefina + Filler
ceramico
Litio
metallico
catodoanodoelettrolitaseparatore
Roadmap dei materiali per litio-ioni
96

Attività normativa
A livello internazionale
IEC TC 120 Electrical Energy Storage (EES) Systems
Si propone di definire standard riguardanti la terminologia i test di prestazione, i requisiti di
installazione, la sicurezza, gli aspetti ambientali applicabili ai sistemi di accumulo connessi alla rete
indipendentemente dalla tecnologia di accumulo.
• 5 gruppi di lavoro che stanno lavorando a cinque progetti di norma, a diversi livelli di
avanzamento.
• Ad Hoc Group che si occupa di confrontare e catalogare gli standard internazionali e i casi di
applicazione dei sistemi di accumulo
A livello nazionale il comitato mirror è il CEI CT 120.
97

Attività normativa
A livello nazionale, a fine 2013 si è costituito un GdL congiunto CT 316 / CT 120 per l’aggiornamento delle
Norme CEI 0-16 e CEI 0-21 per definire
• Possibili schemi di connessione alla rete con relativo sistema di misura e protezione (tratto da
indicazioni GSE)
• Servizi di Rete
• Capability dell’accumulo per soddisfare i Servizi di Rete
• Prove da effettuare sui sistemi (solo per la CEI 0-16)
Il GdL ha prodotto due varianti alle norme CEI 0-16 e 0-21
CEI 0-16, Variante 1, dicembre 2014, fascicolo 13887
CEI 0-21, Variante 1, dicembre 2014, fascicolo 13888
Si è stabilito che un SdA connesso alla rete è assimilabile ad un generatore
98

PREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIE
Il prezzo «base» delle batterie è in netta diminuzione, grazie al miglioramento
tecnologico ed ai volumi di produzione crescenti che consentono di investire in
catene di produzione automatizzate
Fonte: Bloomberg New
Energy Finance, 2017
Prezzo per batterie al
litio, comprende celle
e involucro
99

Tuttavia il prezzo dei sistemi completi è ancora piuttosto elevato
PREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIEPREZZI BATTERIE
Esempi:
Piccoli accumuli uso domestico (da 2 a
12 kWh), valori medi 2016 circa 1000
Euro/kWh, esclusa installazione
Grandi sistemi di accumulo
dell’ordine dei MW:
fra 600 e 1600 Euro/kWh
100

Valutazioni tecnico economiche di sistemi di accumuloValutazioni tecnico economiche di sistemi di accumuloValutazioni tecnico economiche di sistemi di accumuloValutazioni tecnico economiche di sistemi di accumulo
Simulazione del comportamento del sistema di accumulo a partire da dati
tecnico-economici realistici e sulla base dell’attuale assetto
normativo/regolatorio (*)
101
(*) con l’eccezione dell’eolico
101

Applicazioni considerate
• Integrazione in un impianto a carbone
• Integrazione in un impianto eolico
• Utenti domestici (autoconsumo FV e Peak Shaving)
• Totale autosufficienza di un utente («Grid Defection»)
• Colonnine di ricarica di una flotta di veicoli elettrici
• Isole minori italiane non connesse alla RTN
• Reti di distribuzione (riduzione ore di interruzione, dilazione di investimenti,
maggiore «hosting capacity», regolazione di tensione)
• Servizi alla rete mediante «accumuli virtuali» (aggregati di piccoli accumuli)
• Combinazione di servizi alla rete (regolazione primaria e secondaria)
102
102

103
103

Funzione: riserva primaria (obbligatoria, 1.5 % Pnom)
Beneficio: evitare perdita di produzione (= perdita di profitto)
Caso di studio:
- Centrale Torrevaldaliga Nord, Unità 2
- Potenza massima lorda 660 MW
- Riserva primaria ≥ 9.4 MW
- Rendimento netto 43%
- Dati estratti da record MGP (periodo da 01/06/2013 a 31/05/2014)
- Energia offerta su MGP
- Energia venduta su MGP
- Prezzo di vendita realizzato
- Ipotesi di calcolo
- Costo del carbone 11 €/GCal (9.46 €/MWh)
- Costo variabile di O&M 2.3 €/MWh
Integrazione in un impianto a carbone
Costo variabile energia 24,3
€/MWh
104

Ipotesi:
Ogni volta che la quantità offerta è stata integralmente venduta è possibile
cedere anche la quota normalmente mantenuta come riserva primaria (in questo caso
garantita dal SdA),
profitto supplementare di 1.7 M€/anno
Integrazione in un impianto a carbone (segue)
105

Ipotizzando per il sistema di accumulo un costo di circa 1.25 M€/MW,
si è stimato un costo di investimento di circa 12.5 M€.
Ne risulta un tempo di rientro dell’investimento di circa 7 anni.
La vita delle batterie dovrebbe risultare nettamente maggiore, grazie ad
una oculata strategia di gestione dello stato di carica e ad un utilizzo non
molto gravoso (scariche poco profonde e non molto frequenti)
Integrazione in un impianto a carbone (segue)
106

107
107

Assunzione: obbligo di riserva primaria esteso agli impianti eolici, con due sottocasi:
F) banda fissa = 1.5% di PN, quando Pist > 5% PN
V) banda variabile = 1.5% di Pist
Tariffa incentivante, due sottocasi
10) tariffa 2013 – ribasso d’asta 10% = 114.3 €/MWh
30) tariffa 2013 – ribasso d’asta 30% = 88.9 €/MWh
Caso di studio:
- Parco eolico in Abruzzo, ipotizzato nuovo nel 2015, Potenza complessiva 106 MW
- Disponibili per un sito analogo dati di produzione oraria con cadenza oraria per il 2011
- Batterie Li-ioni (1,59 MW):
- Costo di acquisto: 1.2 M€/MW
- Perdite in fase di carica e scarica: equivalenti a una carica completa al giorno
Integrazione in un impianto eolico
108

Integrazione in un impianto eolico (segue)
109

CASO MANCATO RICAVO
[€]
PAY-BACK PERIOD
[anni]
F-10 817090 2.5
F-30 635514 3.3
V-10 267734 9.5
V-30 208238 12.2
Investimento iniziale: 1.91 M€.
La vita delle batterie dovrebbe risultare nettamente maggiore del tempo di ritorno, almeno
nell’ipotesi di una banda fissa di riserva primaria, grazie ad una oculata strategia di gestione dello
stato di carica e ad un utilizzo non molto gravoso (scariche poco profonde e non molto frequenti)
Integrazione in un impianto eolico (segue)
110

111
111

• 396 clienti domestici
• Curve di consumo quartorarie reali per il periodo di un anno
• Si è ipotizzato che ciascuno dei 396 clienti fosse dotato di impianto FV con
potenza di picco di 3 kWp
• È stato calcolato il profilo quartorario di produzione FV di ciascun cliente,
tenendo conto della sua posizione geografica e della curva aggregata di
produzione FV dell’area geografica dove l’utente è collocato
• È stato calcolato:
• l’autoconsumo contestuale,
• Il contributo economico dello scambio sul posto e delle eccedenze
immesse in rete.
Valutazione su panel di clienti domestici
112
112

Incremento autoconsumo FV per piccoli utenti
• Si è preso a riferimento un utente domestico, connesso alla rete elettrica, dotato di impianto
FV residenziale da 3 kWp, ipotizzando che non valga lo scambio sul posto (renderebbe inutile
l’installazione di un SdA)
• Disponendo delle curve di prelievo orarie di un campione di circa 400 clienti domestici, si è
valutata per ciascuno di essi la quota di autoconsumo ottenibile senza SdA
113
113

• Si sono quindi valutate le quote di autoconsumo ottenibili accoppiando l’impianto FV
con un SdA di 3 kW di potenza e di diverse capacità (da 1 kWh a 5 kWh)
114
Incremento autoconsumo FV (segue)
114

Incremento della percentuale di autoconsumo per effetto del
SdA
Logica di gestione del sistema di accumulo: massimizzazione dell’autoconsumo:
• Immissione nel SdA della produzione FV che eccede il fabbisogno
• Prelievo dal SdA della parte di energia non fornita dal FV e necessaria a coprire il fabbisogno
Incremento percentuale autoconsumo (su produzione FV) in funzione della capacità del SdA installato
50
70
SdA = 2 kWh SdA = 4,5 kWh SdA = 7 kWh
%autoconsumo
FV = 3kW
115
115

116
Risparmio annuo da sistema di
accumulo in assenza di Scambio sul
Posto: 150 €
Risparmio annuo da Sistema di
accumulo in presenza di Scambio sul
Posto: 36 €
Caso di studio:
usi elettrici obbligati + raffrescamento
Benefici FV + Sistema di
accumulo da 4.5 kWh
116

Panel clienti domestici: Analisi superamento soglie di potenza
impegnata
solo FV
117
FV + sistema di accumulo con logica di
«peak curtailment»
Grazie ad un SdA, un utente può abbassare la potenza contrattuale da 3 a 1.5 kW
risparmio 33 €/anno
117

Agevolazioni e valutazioni economiche
• Sistema di accumulo in abbinamento con un impianto fotovoltaico, detrazione
fiscale del 50 %. Un risparmio di circa 180 €/anno (senza SSP !), ottenibile con un
sistema di accumulo da 4.5 kWh, ai prezzi attuali e pur tenendo conto della
detrazione, porta ad un tempo di ritorno oltre i 10 anni, confrontabile con la vita
utile delle batterie
• Le criticità sono quindi il costo di investimento dei SdA e in qualche misura la vita
utile
• Provvedimenti di agevolazione ad hoc, esempio: contributi in conto capitale della
Regione Lombardia, possono aumentare sensibilmente l’attrattiva economica dei
SdA
118

119
119

Tecnologie selezionate
Tecnologie più mature, performanti ed economiche disponibili sul
mercato:
• CHP: micro-cogeneratore alimentato a gas naturale (MCI)
1,5 kWel + 3,5 kWth 7’500 €
(+ bruciatore integrativo)
• Sistema d’accumulo elettrochimico: batterie agli ioni di Litio
2kW – 7 kWh 3’500 €
• Generatore fotovoltaico (FV): moduli in silicio poli-cristallino
P nominale da 3 a 9 kW 1’500 €/kW
120

Risultati - Prime case (residenti)
Ipotizzando riduzione costo di CHP e batterie:
-20% >>> COE: 0,24 €/kWh
-30% >>> COE: 0,23 €/kWh
-40% >>> COE: 0,22 €/kWh
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
COE[€/anno]
Consumo annuo [kWh/anno]
COE [€/kWh] (residenti)
chp+fv+batt (gas nat.)
chp+fv+batt (GPL)
chp+batt (Nord)
chp+batt (Sud)
fv+batt (Sud)
TD (3 kW)
TD (6 kW)
chp+fv+batt (Riduz: -20%)
121

Il distacco dalla rete conviene ? quando converrà ?
o Ai costi attuali e non considerando le detrazioni, nessuna delle configurazioni
giustifica economicamente la “grid defection”; il gap economico è modesto
per i più energivori.
o Una riduzione del costo di batterie e micro-CHP del -40% porta alla
competitività economica. Ipotizzabile entro 10/15 anni
o Includendo le detrazioni fiscali per FV + batterie(*), risultato simile ad
abbassare i costi di CHP e accumulo del 40 %: la soluzione diventa
competitiva, per i più energivori
o La criticità è la continuità del servizio
(*) detrazioni per i microcogeneratori non considerate, allo stato non risultano possibili
122

123
123

La ricarica di una flotta di veicoli elettrici
Contesto: azienda da 400 dipendenti, con flotta di 100 auto che vengono parzialmente
sostituite da veicoli elettrici, la cui ricarica è si somma ai carichi preesistenti
124

Numero auto
Acquisto SdA
[€]
Perdite SdA
[€/anno]
Aumento
potenza
contratt.
[€/anno]
Perdite a
vuoto trafo
[€/anno]
Acquisto
trafo
[€]
VAN a 20
anni [€]
PBT
[anni]
0 0 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0 0
16 37479 28 3705 393 13000 30312 5
24 82479 203 6769 393 13000 24205 13
32 127479 448 9833 471 15000 20209 16
48 217479 940 15960 696 17000 11093 19
56 262479 1186 19024 696 17000 4030 20
64 307479 1432 22088 1032 20000 4489 20
80 397479 1925 28215 1481 27000 3380 20
L’acquisto del SdA è particolarmente vantaggioso per 16 veicoli elettrici
Per un minor numero di veicoli non occorre potenziare la connessione alla rete
Per numeri superiori di veicoli i costi evitati crescono meno di quello del SdA (economie di scala)
Caso di successo in situazioni specifiche
125

126

Contesto generale
La maggioranza delle isole minori italiane
non è connessa alla rete elettrica
continentale.
Il fabbisogno elettrico è per la maggior
parte dovuto al settore residenziale. La
produzione di energia elettrica avviene
principalmente mediante un parco di
generazione diesel sovradimensionato
rispetto alla domanda di potenza
invernale, ciò per coprire i picchi di carico
estivi, che sono tanto più marcati quanto
più l’isola ha una vocazione turistica.
127

Contesto generale
19/02/2018
Criteri di individuazione delle iniziative volte alla
sostenibilità
− Diminuzione del costo di generazione elettrica per
impianti convenzionali e della difficoltà di
approvvigionamento
− Possibilità di implementare soluzioni tecniche
innovative mirate alla sostenibilità della
produzione elettrica in contesti isolati
(diminuzione CO2 e dell’impatto acustico)
− Aumentare il potenziale di penetrazione delle fonti
energetiche rinnovabili sia concentrate che
distribuite
− Migliorare la qualità del servizio elettrico
− Possibilità di implementare funzionalità smart grid
per il controllo e l’automazione della generazione e
della rete elettrica
128

Isole minori non connesse alla RTN
Contesto: isola alimentata da motori diesel (4.6 MW) + piccola quota di FV (80 kW)
Forte variabilità giornaliera e stagionale del carico
129

Quota di FER ottimale, senza accumulo
130

Quota di FER ottimale, con accumulo
131

Isole minori = caso di successo
Potenziali benefici:
• Time shift, con spostamento di energia rinnovabile dalle ore centrali della giornata a quelle
serali e migliore sfruttamento delle FER risparmio di combustibile
• Contributo alla riserva operativa, da cui
• Più elevato carico massimo dei Diesel più alta efficienza;
• Evitare l’accensione di un ulteriore gruppo Diesel, che dovrebbe operare al minimo
tecnico al solo scopo di rendere disponibile un margine “a salire” risparmio di
combustibile
• Incremento della hosting capacity di FER nella rete, con maggiore potenza FER senza
rischi di instabilità
Come si è visto, questi vantaggi energetici ed ambientali si rivelano, con opportuno
dimensionamento di FV e accumulo, anche risparmi economici
132

133
Ventotene: <2 kmq, 150 residenti fissi in inverno, aumentano più
di 10 volte per la stagione turistica, causando forte variabilità dei
consumi energetici
Circa 90 kW di generazione da fotovoltaico: al limite per possibili
instabilità di rete
Generatori diesel (#4 da 480 kW) eserciti in modo discontinuo
con un carico non ottimale che causa un peggioramento
dell’efficienza del sistema
VentoteneVentoteneVentoteneVentotene
133

19/02/2018 134
• Andamento giornaliero del carico
VentoteneVentoteneVentoteneVentotene
Le caratteristiche di variabilità del carico rendono le isole un sito ideale per la dimostrazione di tecnologie e
soluzioni innovative volte alla sostenibilità
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Potenzamediaoraria[kW]
Ora [hh:mm]
Carico Estivo
Carico Invernale

Progetto Ventotene
19/02/2018 135
Lug ‘12
Studio di fattibilità dei
benefici per il sistema
elettrico
Mar ‘13
Avvio interlocuzione verso
AEEGSI
Mag ‘14
Avvio delle attività di
realizzazione
Dic ‘15
Messa in esercizio del
sistemaMar ‘14
Feedback positivo da
parte AEEGSI
Valutazione del risparmio di
combustibile e della
diminuzione di emissioni
della Centrale
Condivisione dei
benefici derivanti
dall’integrazione della
batteria nella Centrale
• Avvio delle attività di
procurement
• Coordinamento con le
autorità locali
• Progettazione
dell’installazione
• Sviluppo del sistema di
controllo integrato con
i motori
• Start-up
dell’impianto
• Tuning del sistema
di controllo
Il primo progetto che integra sistemi di accumulo e motori per rendere sempre più sostenibile ed efficiente il sistema
energetico di un isola
• Avvio delle attività
di valutazione dei
benefici ottenuti
dal sistema

Progetto Ventotene
• Il sistema di accumulo permette ai motori
di lavorare in prossimità del punto
nominale e si prende in carico la gestione
della variabilità del carico, coprendo i
picchi di potenza e diminuendo la riserva
necessaria a garantire la stabilità di rete
• L’installazione del sistema di accumulo
migliora la qualità del servizio elettrico in
termini di affidabilità e stabilità
consentendo l’incremento di sistemi di
generazione da rinnovabile (aumento
hosting capacity)19/02/2018 136
• Obiettivi
Soluzione in grado di incrementare l’efficienza energetica e la sostenibilità ambientale dell’intero
sistema di produzione, distribuzione e uso dell’energia nell’isola
Batteria da 300kW/600kWh – Tecnologia Ioni di Litio

Progetto Ventotene
19/02/2018 137
• Regole di funzionamento:
•Concetto simile al motore ibrido per autotrazione,
in cui la batteria agisce da ottimizzatore e permette
ai generatori di funzionare in punti di lavoro a
massima efficienza e stabilità

Architettura del sistema di controllo
19/02/2018 138
Layer di controllo della batteria, BMS, (procedure di bilanciamento per la
garanzia di affidabilità del sistema)
Controllore real time integrato nelle logiche di gestione inverter (gestione
fluttuazioni di frequenza e tensione)
Layer di alto livello che gestisce le modalità operative e definisce i setpoint per
batteria e motori
La soluzione sviluppata per Ventotene è facilmente adattabile e applicabile alle prossime installazioni
Ottimizzatore (15’ Stazionario)
Goal Risparmio di
comb. (efficienza)
Real Time Controller
Goal Risparmio per
Gestione transitori
Controllo base
Goal Sicurezza e
stabilità del sistema

Centrale di Ventotene
19/02/2018 139
• Nuova modalità di funzionamento
0 24
• Diesel in
funzionamento
stabile a massima
potenza:
massimizzazione
dell’efficienza di
funzionamento
riduzione dei
consumi di
combustibile e
delle emissioni di
CO2 e di NOx
Motore esercito a
potenza costante
Rete sostenuta dalla
sola batteria

19/02/2018
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
49
49.2
49.4
49.6
49.8
50
50.2
50.4
50.6
50.8
51
0 2000 4000 6000 8000 10000
Frequency [Hz]
Active Power [MW]
Diesel Gen
frequency control
Energy Storage System frequency control
Controllo di
frequenza del
motore
Controllo di frequenza della batteria
Tempo
Frequenza[Hz]
• Maggiore equilibrio del sistema elettrico garantito
dall’integrazione del sistema di accumulo
Diminuzione dell’ampiezza
delle oscillazioni della
frequenza
140

19/02/2018
• Principali parametri di valutazione delle prestazioni
Riduzione percentuale delle ore di funzionamento dei diesel: rapporto tra il numero di ore di esercizio dei motori e il numero
di ore in cui avrebbero dovuto lavorare in assenza di storage.
Percentuale di funzionamento dei motori nel range di alta efficienza: rapporto tra le ore in cui i motori sono stati
completamente spenti o in esercizio a pieno carico e le ore totali di funzionamento. L’indice evidenzia l’efficacia delle
strategie di esercizio sulle quali è stato sviluppato il progetto di integrazione.
Risparmio di combustibile: rapporto tra i consumi di combustibile dei motori allo stato attuale e i consumi che si sarebbero
ottenuti in assenza di storage a parità di carico residuo.
Percentuale di funzionamento dello Storage stand alone: rapporto tra le ore in cui il carico dell’isola è stato sostenuto
esclusivamente dalla batteria e le ore totali. L’indice dà un’indicazione delle ore in cui tutti i motori sono stati
completamente spenti.
Disponibilità del sistema di storage: rapporto tra le ore in cui lo storage è stato disponibile e le ore totali nel periodo di
riferimento. L’indice evidenzia l’affidabilità del sistema per il sostentamento del carico dell’isola e la fornitura dei servizi a
supporto della stabilità della rete.
141

19/02/2018 142
• Risultati ottenuti nei primi sette mesi di esercizio
Achieved
results
Motori completamente spenti per il 24% delle ore del periodo:
Funzionamento dei motori nel range di alta efficienza (spenti o
a carico massimo)
Diminuzione dell’impatto acustico
Risparmio del 54% delle ore di esercizio dei motori:
allungamento della vita utile degli asset di generazione
diminuzione delle spese di manutenzione
Dimostrazione dell’efficacia delle strategie di esercizio
24%
76%
Ore di sostentamento del carico
storage stand
alone
storage + diesel 46%
54%
Ore di funzionamento dei motori
h effettive
h risparmiate

19/02/2018 143
• Risultati ottenuti nei primi sette mesi di esercizio
Achieved
results
Servizio elettrico garantito per circa il 90% delle ore dallo storage:
Capacità del sistema di accumulo di effettuare servizi di
regolazione
Incremento della capacità di integrare rinnovabili centralizzate e
distribuite nel sistema elettrico
90%
10%
Ore di mantenimento della rete
storage
diesel
90%
10%
Ore di disponibilità dello storage
disponibile
fuori servizio
La batteria ha dimostrato una disponibilità del 90% nel periodo di
riferimento
Affidabilità del sistema di accumulo
Robustezza del sistema di controllo

Conclusioni
19/02/2018 144
L’integrazione del sistema di accumulo nella centrale ha già permesso di
ottenere i primi concreti risultati in termini di riduzione dei consumi di
combustibile (stimato mediamente intorno al 15%) e di emissioni, grazie al
fatto che i motori sono stati eserciti nel range di massima efficienza e la
batteria ha gestito le fluttuazioni di potenza dovute alla variabilità del
carico
L’evidente risparmio di ore di funzionamento dei motori ha un impatto
diretto sui costi di O&M degli asset e sulla vita utile degli stessi
Il sistema di accumulo ha inoltre permesso l’ulteriore installazione di
impianti fotovoltaici nella rete

145
145

Contesto e potenziali benefici per SdA nelle
reti di distribuzione
Il quadro regolatorio non agevola l’installazione, se non giustificata su base CBA
Potenziali benefici:
• riduzione delle interruzioni del servizio;
• differimento di investimenti associati a nuove connessioni di generatori e/o carichi
• aumento della “hosting capacity”
• partecipazione alla regolazione di tensione.
Esistono però soluzioni alternative meno costose
La criticità è quindi il costo elevato che rende i SdA non competitivi
146

147
147

Si considera la presenza, in un’area ristretta, di molti piccoli impianti FV dotati di accumulo
per motivi di autoconsumo
La indica l’orientamento ad aprire MSD a generatori, carichi, accumuli:
• Partecipazione volontaria
• Consentita aggregazione (separata ) di unità di produzione e di consumo in unità virtuali,
• Taglia minima dell’unità virtuale: 1 MW
• Ammessa la fornitura di servizi asimmetrici (solo a salire, solo a scendere) con durata
minima tale da non scoraggiare la partecipazione dei nuovi utenti
• Le unità virtuali di consumo che partecipano a MSD potrebbero essere esentate dal
pagamento dell’uplift
Contesto e quadro regolatorio
148

Si considera la presenza, in un’area ristretta, di molti piccoli impianti FV dotati di accumulo
per motivi di autoconsumo
La Delibera 300 del 2017 apre, in via sperimentale MSD, a generatori in precedenza definiti
«non rilevanti», carichi, accumuli:
• Partecipazione volontaria
• Consentita aggregazione di unità di Produzione, di Consumo e Miste (incluso accumulo)
in unità virtuali, cosiddette UVAP, UVAC, UVAM,
• Potenza controllabile minima dell’unità virtuale: 1÷5 MW
• Ammessa la fornitura di servizi asimmetrici (solo a salire, solo a scendere) con durata
minima tale da non scoraggiare la partecipazione dei nuovi utenti
Contesto e quadro regolatorio
149

I «sistemi di accumulo virtuali»
Virtual Energy Storage System (VESS) = assieme di risorse distribuite (carichi, generatori,
accumuli) che può essere gestito per fornire vari servizi di rete. L’accumulo serve sia gli
utenti che il sistema
Carichi elettrici Carichi termici
Generatori Sistemi di accumulo
VESS
Considerati 18 profili domestici reali che possono essere aggregati
Simulate due modalità operative:
• Gestione indipendente dei sistemi
• Gestione come aggregato (scambio virtuale di energia fra gli utenti, tramite un
trader/aggregatore)
150

Tipologia di controllo Potenza [kW] Energia [kWh]
Ctr indipendente 55.8 340.6
Ctr aggregato 27.1 284.3
Esempio
151

Benefici dell’aggregazione dei SdA
• Dimensionando i SdA per soddisfare globalmente, e non singolarmente, le
esigenze dei vari utenti, si potrebbe ridurre la potenza dei SdA del 50 % e la
capacità del 17 % (riduzione dell’investimento, a pari effetto utile)
• Viceversa, la somma dei SdA dimensionati sui singoli utenti, se gestita come
aggregato, rende disponibile in modo continuo una certa capacità di fornire
servizi ancillari, remunerati
• Il valore cumulato di tali servizi sulla vita dei SdA coprirebbe dal 20 al 60 %
dell’investimento iniziale, contribuendo in modo determinante a rendere
attraente l’investimento in SdA
152

153
153

Contesto e scenari di utilizzo di SdA per la regolazione di
frequenza
Si sono considerate varie situazioni:
• SdA «stand alone» o in combinazione con un impianto eolico o fotovoltaico
(quando abbinato ad un impianto FER, si considera che l’SdA fornisca servizi
alla rete solo se potenza da FER > di una soglia minima)
• Solo regolazione secondaria, o combinazione di primaria e secondaria
• Tre diverse tecnologie di batteria (ioni litio, sodio zolfo, sodio-cloruro di
nichel)
I ricavi derivanti dai servizi alla rete sono calcolati in base alle regole attuali
(per gli impianti convenzionali) e agli esiti di MSD osservati nel 2015.
I costi di esercizio associati al ripristino dello stato di carica sono stati
quantificati come sbilanciamenti
154

Profitto netto, SdA «stand alone», combinazione primaria/secondaria
0.75 1.6 1.65 2.5
0
50
100
150
200
250
300
BESS nominal power P
n
[MW]
NetRevenue[k€]
NaNiCl2
BESS, with SoC restoration
NORTHERN IT - SFR minimum prices
NORTHERN IT - SFR average prices
NORTHERN IT - SFR maximum prices
CENTRAL-NORTHERN IT - SFR minimum prices
CENTRAL-NORTHERN IT - SFR average prices
CENTRAL-NORTHERN IT - SFR maximum prices
CENTRAL-SOUTHERN IT - SFR minimum prices
CENTRAL-SOUTHERN IT - SFR average prices
CENTRAL-SOUTHERN IT - SFR maximum prices
SOUTHERN IT - SFR minimum prices
SOUTHERN IT - SFR average prices
SOUTHERN IT - SFR maximum prices
• 29 weeks, June-December 2015
• Price scheme for SFR: minimum accepted upward prices and minimum accepted downward
prices. The same for average and maximum prices
155

0.75 1.6 1.65 2.5
0
6
12
18
24
30
Numberofyears[-]
BESS nominal power Pn
[MW]
Li BESS - NORD
Confronto tempo di ritorno-vita utile
È uno dei casi più
favorevoli
156

Conclusioni
Grande varietà di applicazioni di SdA per il sistema elettrico
SdA economicamente giustificati, alle attuali condizioni regolatorie e di prezzo, in alcuni casi:
• Colonnine di ricarica EV, in presenza di vincoli stringenti sugli orari di ricarica
• Isole minori non connesse alla rete
• Regolazione secondaria di frequenza (ma con incertezze sulla vita delle batterie)
L’autoconsumo per piccoli impianti FV può avvicinarsi alla convenienza solo grazie alle
detrazioni fiscali. La sinergia con uno schema di «accumulo virtuale», al servizio della rete,
può rivelarsi decisivo, in positivo
La «grid defection» grazie alla detrazioni fiscali può risultare marginalmente conveniente, il
limite è l’affidabilità
157

L’accumulo termicoL’accumulo termicoL’accumulo termicoL’accumulo termico
158

Applicazioni dell’accumulo termico
• Impianti di teleriscaldamento
(copertura dei picchi di domanda)
• Impianti di generazione
termodinamica da energia solare
(CSP) (modulabilità e aumento ore
di produzione)
• «Buffering» (smorzamento
perturbazioni in impianti solari
termici)
• «Time shift» (spostamento della
produzione di calore verso le ore di
maggior domanda, per impianti
solari termici)
159

Applicazioni dell’accumulo termico (segue)
• Accumulo di freddo (spostamento della
domanda elettrica verso ore di prezzo più
basso)
• «Solar cooling» (accumulo di calore e/o di
freddo nelle ore soleggiate, utilizzo anche
in ore senza sole)
• Recuperi termici in processi industriali
discontinui
160

Classificazione dell’accumulo termico: per temperatura
Livello di temperatura Sorgenti Applicazioni
Alta (T > 200 °C) Centrali solari, recupero
calore di processo,
cogenerazione
Produzione elettrica,
calore di processo,
riscaldamento
Media (100 < T < 200
°C)
Solare termico a
concentrazione,
recupero calore di
processo,
cogenerazione
Riscaldamento, Cicli
frigoriferi ad
assorbimento
Bassa (10 < T < 100 °C) Collettori solari,
cogenerazione, calore di
processo
Riscaldamento,
raffrescamento
Acc. di freddo (T < 10
°C)
Collettori solari Raffrescamento
161

Classificazione dell’accumulo termico: per durata
Accumulo di breve termine: tempi da poche ore a una settimana.
Applicazioni tipiche:
• Teleriscaldamento
• Accumulo passivo (es. accumulo di calore durante il giorno per il
riscaldamento notturno, viceversa per il raffrescamento)
Accumulo di lungo termine o stagionale. Piuttosto raro, ma esistono
impianti anche di grande taglia. Tipicamente si stocca acqua a
temperature medio-basse, spesso in pozzi, caverne, acquiferi, serbatoi
interrati. Si abbina a riscaldamento da fonte solare o cogenerazione
162

Classificazione dell’accumulo termico: per tipologiaClassificazione dell’accumulo termico: per tipologiaClassificazione dell’accumulo termico: per tipologiaClassificazione dell’accumulo termico: per tipologia
Accumulo di calore sensibile: si può impiegare un liquido (acqua, olio) o un solido
(muratura, roccia, terreno).
Nel caso di liquidi si sfrutta la stratificazione termica: il fluido caldo si carica/scarica
dall’alto, quello freddo dal basso.
È la soluzione più comune
Accumulo di calore latente (Phase Change Material, PCM): si sfrutta un
cambiamento di fase, quasi sempre fusione/solidificazione. Densità di energia
molto più alta rispetto al calore sensibile, ma sistema più complesso e costoso.
Materiali spesso impiegati: Sali idrati, paraffine
Tecnica in fase di ricerca, ma già in qualche misura applicata,
Accumulo termochimico (ThermoChemical Materials): si sfrutta il calore di una
reazione, assorbito in un senso, rilasciato in senso opposto. Densità di energia
ancora più alta, può essere adatto anche per accumuli stagionali. Ancora oggetto di
ricerca
163

Tipologie di accumulo di calore
164

165

I sistemi «I sistemi «I sistemi «I sistemi «multienergymultienergymultienergymultienergy»»»»
• Il concetto nasce soprattutto come esigenza del sistema elettrico
«decarbonizzato»
• Tradizionalmente, ogni «vettore energetico» o, in senso più ampio, «servizio di
pubblica utilità» (energia elettrica, gas, calore, acqua, mobilità ecc.) è pensato
come un sistema gestito singolarmente, anche se spesso si interfaccia con gli altri
• Si sta ora iniziando a considerare le interazioni come apportatrici di vantaggi, in
termini di efficienza e flessibilità (soprattutto a vantaggio del sistema elettrico,
che ha i vincoli temporali più stringenti)
• Questa visione porta a configurare l’interazione fra i diversi «vettori» come una
sorta di accumulo di energia, talvolta accumulando fisicamente ad esempio
calore (tecnica meno costosa) al posto di energia elettrica, più spesso in senso
solo funzionale (ad esempio se ho un surplus di energia elettrica da rinnovabili, la
trasformo in un combustibile, che posso impiegare in un momento successivo)
166

Una semplice mappa concettuale (ma se ne possono
disegnare di più complesse…)
167

Sistemi «Sistemi «Sistemi «Sistemi «multienergymultienergymultienergymultienergy»: qualche esempio concreto»: qualche esempio concreto»: qualche esempio concreto»: qualche esempio concreto
Esempio 1: «Power to Gas»
Significa trasformare energia elettrica eccedente (Rinnovabili Non
Programmabili superano la domanda) in un combustibile
168

Esempio 2: integrazione reti elettrica e calore
Spesso il teleriscaldamento è alimentato da cogeneratori (produce calore assieme a
elettricià) e/o pompe di calore (produce calore consumando elettricità). Di solito c’è
anche un accumulo termico, poco costoso. La combinazione di questi fattori
consente di soddisfare sempre la domanda termica e di avere un generatore/carico
flessibile per il sistema elettrico
Sistemi «Sistemi «Sistemi «Sistemi «multienergymultienergymultienergymultienergy»: qualche esempio concreto (segue)»: qualche esempio concreto (segue)»: qualche esempio concreto (segue)»: qualche esempio concreto (segue)
169

Grazie per l’attenzione !
luigi.mazzocchi@rse-web.it
170

Reti intelligenti per la gestione efficiente dell'energia - Luigi Mazzocchi (RSE - Ricerca sul Sistema Energetico)

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Similar a Reti intelligenti per la gestione efficiente dell'energia - Luigi Mazzocchi (RSE - Ricerca sul Sistema Energetico)

Similar a Reti intelligenti per la gestione efficiente dell'energia - Luigi Mazzocchi (RSE - Ricerca sul Sistema Energetico) (20)

Más de Sardegna Ricerche

Más de Sardegna Ricerche (20)

Reti intelligenti per la gestione efficiente dell'energia - Luigi Mazzocchi (RSE - Ricerca sul Sistema Energetico)