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“Dopo il blackout abbiamo migliorato la gestione delle emergenze”

Francesco Amadei di Enel Distribuzione racconta com’è cambiata la rete elettrica negli ultimi 10 anni.

 

Sicurezza e controllo delle reti sono due elementi fondanti del paradigma delle Smart grid, le reti che consentono una gestione intelligente sotto vari aspetti e funzionalità. Questo tema, per il nostro Paese, è diventato di particolare importanza dopo il blackout del 2003, che diede il via a un importante processo di modifica delle infrastrutture elettriche. Fra i protagonisti di questo cambiamento c’è Enel, che negli ultimi dieci anni ha messo in campo diverse iniziative in questo ambito. Abbiamo parlato di questi argomenti con Francesco Amadei, responsabile Ingegneria e Unificazione di Enel Distribuzione. Amadei parteciperà come relatore al convegno “2003-2013: dieci anni fa il black-out. oggi Smart Energy Expo fa luce sul sistema elettrico del futuro”. L’evento si svolgerà il 26 settembre a Roma.

 

Ingegner Amadei, come è cambiata la rete negli ultimi 10 anni?

“La rete di distribuzione è cambiata molto nel corso degli ultimi 10 anni. Proprio nel 2003 Enel Distribuzione, prima al mondo, iniziava l’installazione massiva degli Smart Meters, ed avviava un innovativo piano di automazione evoluta della rete in Media Tensione incentrato su componenti tecnologicamente avanzati (fault passage indicators, organi di manovra MT telecontrollati, rete di comunicazione GSM, ecc.). Oggi possiamo inquadrare questi due elementi all’interno del paradigma smart grid, di cui hanno costituito alcuni dei primi tasselli.”

 

Quanto il blackout ha influito sullo sviluppo della rete?

“Il blackout è stato un fenomeno originatosi sulla rete di trasporto europea interconnessa, che ha interessato la rete di distribuzione in quanto ‘cliente’. Le ‘lessons learned’ e le ricadute in termini di sviluppo della rete, ma anche di rivisitazione delle ‘operations’ e delle pratiche di coordinamento tra i diversi TSO (Transmission system operator), hanno riguardato prevalentemente il sistema di trasporto e conseguentemente, in Italia, Terna. Enel Distribuzione ha a sua volta contribuito supportando Terna in questo processo, ad esempio attraverso la messa a disposizione di funzionalità avanzate di gestione delle emergenze, mediante le quali Terna può attivare azioni difensive anche sulla rete di distribuzione nel caso di criticità di sistema.”

 

Era prevedibile un evento di quella portata?

“Un evento di portata ampia come il blackout del 2003 è sempre contemplato tra quelli teoricamente possibili, ma all’atto pratico risulta estremamente improbabile perché associato ad una concomitanza di eventi non verosimile e non prevedibile neppure per l’operatore di sistema (il GRTN nel 2003, oggi Terna), il quale altrimenti predisporrebbe gli opportuni interventi di difesa.”

 

Oggi potrebbe ripetersi un blackout come quello del 2003?

“Ciò che era vero ieri è vero anche oggi. Poiché la sicurezza assoluta non esiste, il verificarsi di un blackout oggi rimane teoricamente possibile, ma estremamente improbabile; che poi un blackout possa originarsi e svilupparsi secondo un processo analogo a quello occorso nel 2003, a mio avviso è ancora più improbabile.”

 

Enel sta portando avanti diversi progetti sulle smart grid, quali fra quelli che state testando sono più interessanti sotto l’aspetto della gestione e del controllo della rete?

“Il paradigma smart grid richiama di per se stesso un incremento del grado di monitoraggio e controllo della rete di distribuzione. L’architettura di riferimento che Enel Distribuzione ha definito per la rete MT, e che sta implementando nei progetti in corso, racchiude in sé la possibilità di perseguire le diverse finalità generalmente associate ad una smart grid: le sperimentazioni servono proprio a verificare l’effettiva capacità dell’architettura di assicurare, sempre mediante il medesimo ‘hardware’ asservito però a logiche di volta in volta differenti, i comportamenti e le performance desiderate. Tra le funzionalità in corso di test, cito il dispacciamento delle generazione distribuita, la regolazione avanzata della tensione, l’automazione evoluta cosiddetta ‘self healing’, l’esercizio ad anello chiuso delle linee di media tensione”.

 

Negli ultimi anni è molto aumentata la produzione da rinnovabili. Quali sfide propone la generazione distribuita e quali vantaggi può dare in termini di sicurezza della rete?

“La vera sfida che la generazione distribuita pone a tutti gli attori del sistema elettrico riguarda la maniera stessa di concepire quest’ultimo: un approccio secondo il quale la generazione distribuita rappresenta una minaccia alla sicurezza del sistema elettrico, come sinora concepito e costruito, impedirebbe di cogliere le opportunità che la GD stessa offre. Pensare di utilizzare le funzionalità assicurate dalla GD semplicemente per ricostituire lo “status quo” sarebbe nel medio-lungo periodo perdente e, soprattutto, sin da subito inefficiente; una GD ben integrata nel sistema di distribuzione al quale è connessa può divenire invece un “propulsore” che consente di perseguire l’efficienza della rete elettrica ragionando anche in termini sistemici anziché solo, come spesso accade, attraverso un incremento di efficienza dei componenti elementari. Se saremo in grado, negli anni che ci separano da un deployment massivo delle smart grid (e qui il contributo delle politiche di incentivo a questo deployment massivo è decisivo per determinare l’orizzonte temporale dei fenomeni), di operare il “salto culturale” cui ho accennato, ci troveremo pronti a trarre il massimo beneficio dalla tecnologia”.