PIANO DI SVILUPPO E RAZIONALIZZAZIONE DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE ELETTRICITA' DI UNARETI 2019-2030
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GIUGNO 2019
PIANO DI SVILUPPO E RAZIONALIZZAZIONE
DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE ELETTRICITA’
DI UNARETI
2019-2030
ASSET MANAGEMENT
PIANIFICAZIONE ENERGIA ELETTRICA9.1 Criteri generali di pianificazione per la rete di
INDICE distribuzione 14
1
9.2 Rete di distribuzione per l’area Milano 15
1 PREMESSA ............................................... 2 9.2.1 Stato del neutro della rete MT ....................................16
9.2.2 Sviluppo della rete per riqualificazione urbanistiche 17
9.2.3 Principali interventi pianificati sulla rete di
distribuzione MT ............................................................................17
2 OBIETTIVI GENERALI ............................... 3
9.3 Rete di distribuzione per l’area Brescia 17
3 CRITICITÁ PER LO SVILUPPO E IL 9.3.1 Stato del neutro della rete MT ....................................18
9.3.2 Principali interventi pianificati sulla rete di
MANTENIMENTO DELLA RETE DI distribuzione MT ............................................................................18
DISTRIBUZIONE ................................................ 4
10 PROGETTI SPECIALI ..............................19
4 DATI DELLA RETE ELETTRICA DI
UNARETI ........................................................... 4 10.1 Piano Telecontrollo e Automazione 20
4.1 Area Milano 5
11 INCREMENTO DELLA RESILIENZA
4.2 Area Brescia 5 DELLA RETE ELETTRICA ...............................20
5 PIANO DI SVILUPPO DELLA RETE DI 12 ALLEGATI ...............................................21
TRASMISSIONE NAZIONALE ........................... 6
6 PREVISIONE DI SVILUPPO CARICHI ....... 6
6.1 Evoluzione della domanda di energia elettrica in
Italia 6
6.2 Analisi del fabbisogno di potenza sul territorio e
proiezione per il futuro 7
6.2.1 Area Milano ................................................................... 7
6.2.2 Area Brescia .................................................................. 8
6.3 Analisi delle correlazione tra le punte di potenza
e le condizioni climatiche 8
7 GENERAZIONE DISTRIBUITA ................ 10
7.1 Sviluppo atteso della produzione di energia
elettrica 11
7.1.1 Area Milano ................................................................. 11
7.1.2 Area Brescia ................................................................ 11
8 PIANIFICAZIONE DELLE NUOVE CABINE
PRIMARIE ........................................................ 12
8.1 Criteri generali di pianificazione 12
8.2 Definizione delle nuove Cabine Primarie e
potenziamento delle esistenti per l’area Milano 12
8.3 Definizione delle nuove Cabine Primarie e
potenziamento delle esistenti per l’area Brescia 14
8.4 Definizione delle priorità di intervento 14
9 PIANIFICAZIONE DELLA RETE DI
DISTRIBUZIONE IN MEDIA TENSIONE........... 141 PREMESSA Per questi motivi risulta uno “strumento”
fondamentale per il raggiungimento degli 2
Il presente documento fissa le basi del Piano di obiettivi presenti nei “Piani di Governo del
sviluppo decennale della rete di distribuzione Territorio”:
elettricità di Unareti (nel seguito UNR) ed è lo • favorire la funzione residenziale della
strumento per poter definire il budget Città;
degli investimenti e le priorità di intervento.
Vengono valutate le previsioni di carico in un arco • favorire lo sviluppo urbanistico;
temporale decennale e le conseguenti necessità di • favorire la localizzazione delle attività di
sviluppo, integrazione ed ottimizzazione produzione di beni e servizi;
della rete elettrica di:
• favorire lo sviluppo di un sistema di
• Milano e Rozzano; mobilità sostenibile ed a basse emissioni.
• Brescia e 45 comuni della provincia stessa: Occorre quindi pianificare attentamente lo
Agnosine, Anfo, Bagolino, Barghe, Bione, sviluppo delle infrastrutture necessarie alla
Botticino, Capovalle, Casto, Gardone distribuzione di elettricità al fine di assicurare il
Riviera, Gargnano, Gavardo, Idro, fabbisogno di energia e potenza richiesta in modo
Lavenone, Limone del Garda, Magasa, da non rallentare il raggiungimento dei citati
Manerba del Garda, Mazzano, Mura, obiettivi.
Muscoline, Nuvolera, Nuvolento, Odolo,
Paitone, Pertica Alta, Pertica Bassa, Deve essere tenuto in grande considerazione
Polpenazze del Garda, Preseglie, Prevalle, anche l’aspetto della qualità del servizio fornito
Provaglio Val Sabbia, Puegnago del Garda, (continuità della fornitura, qualità della tensione
Rezzato, Roè Volciano, Sabbio Chiese, di alimentazione, qualità commerciale) in quanto
Salò, San Felice del Benaco, Serle, Tignale, sono numerose le attività del terziario e industriali
Toscolano Maderno, Tremosine, Treviso per le quali risultano elevati i costi dovuti al
Bresciano, Vallio Terme, Valvestino, mancato raggiungimento degli obiettivi di qualità,
Vestone, Villanuova sul Clisi, Vobarno. da parte del distributore, della fornitura di
elettricità imposti dall’Autorità di Regolazione per
Energia Retie Ambiente (nel seguito ARERA) con il
L’elettricità è notoriamente un vettore energetico “Testo Integrato della regolazione output-based
estremamente versatile in relazione alle dei servizi di distribuzione e misura dell’energia
innumerevoli applicazioni che ha negli usi finali elettrica (TIQE)”.
(illuminazione, climatizzazione, alimentazione di
elettrodomestici e piani di cottura, Ulteriore aspetti di particolare attenzione nella
apparecchiature elettroniche, apparecchiature di pianificazione degli interventi strutturali delle reti
processi industriali, apparecchiature medicali, elettriche riguardano:
ecc.).
È inoltre particolarmente adatto per essere • decarbonizzazione del tessuto urbano
impiegato in una grande città a supporto dello attraverso l’efficientamento energetico
sviluppo delle attività economiche e residenziali, dei sistemi di riscaldamento, ventilazione
per la sua estrema sicurezza (con impianti e condizionamento (HVAC);
progettati, realizzati e mantenuti secondo norme • evoluzione e sviluppo del trasporto
ormai consolidate) e la notevole compatibilità pubblico locale verso un sistema
ambientale. Una volta realizzati gli impianti, completamente sostenibile e a zero
l’impatto visivo ed elettromagnetico è emissioni;
praticamente nullo nel caso di linee in cavo
• penetrazione sempre crescente della
interrato mentre problematiche relative al rumore Generazione Distribuita, soprattutto da
sono facilmente controllabili per Cabine Primarie FER, sviluppo dei sistemi di accumulo e
AT/MT e cabine secondarie MT/BT- delle nuove tecnologie in ambito demand-
response.2 OBIETTIVI GENERALI
3
Il presente documento definisce quindi le
necessità di intervento a medio e lungo termine al
fine di garantire la massima affidabilità
nell’esercizio della rete elettrica di UNR.
L’attività di pianificazione ha lo scopo di
raggiungere essenzialmente le finalità di:
• integrazione: vengono analizzate le
necessità delle diverse funzioni in cui è
articolata UNR e le specifiche richieste
provenienti dagli utenti, al fine di Figura 1: Processo di definizione degli interventi
organizzare e ottimizzare le proposte di
Gli obiettivi principali del programma di sviluppo
realizzazione;
possono essere riassunti in pratica nei seguenti
• definizione delle priorità: mediante punti:
valutazione delle possibili soluzioni
progettuali, classificazione delle tipologie di • individuare il numero e il dimensionamento
investimento e associazione con gli dei nuovi Impianti Primari da realizzare
indicatori di prestazione tecnica ed e gli interventi di potenziamento degli
economica, vengono definite le più impianti attuali per adeguare il sistema agli
opportune priorità di intervento e valutate incrementi di carico previsti;
l’efficacia e l’efficienza degli interventi sia di • determinare una struttura di rete razionale
investimento che di manutenzione; e funzionale che integri le reti elettriche
• verifica dei risultati: la verifica dei risultati preesistenti;
ottenuti rispetto a quelli ipotizzati rende • eliminare la rete obsoleta unificando anche
disponibili indicatori che permettono di i livelli di tensione, per garantire maggiore
migliorare le scelte successive; efficienza, economicità di servizio e
• gestione economica globale: tramite riduzione delle perdite di rete;
l’analisi e la pianificazione, considerando gli
• eliminare gradualmente la dipendenza e le
aspetti tecnici, economici, tariffari,
interconnessioni della rete di UNR con la
qualitativi, normativi, si identificano le
rete di altri distributori;
soluzioni da adottare e le opportunità da
cogliere, ottimizzando gli investimenti. • individuare le soluzioni volte a migliorare la
qualità del servizio, come regolamentato
Nella successiva Figura 1, è schematizzato
nei livelli di continuità dell’Autorità di
sinteticamente il processo descritto.
Regolazione per Energia Reti e Ambiente
(nel seguito ARERA);
• ridurre i costi di esercizio e di manutenzione
Figura 1: Sintesi del processo di pianificazione degli impianti;
• realizzare adeguamenti impiantistici
richiesti dall’evolversi delle normativa in
Gli obiettivi principali del programma di materia di sicurezza e rispetto
sviluppo possono essere riassunti in pratica nei dell’ambiente.
seguenti punti:3 CRITICITÁ PER LO SVILUPPO E IL Razionalizzare ed integrare gli interventi in
collaborazione con altre società che si 4
MANTENIMENTO DELLA RETE DI
occupano della realizzazione di
DISTRIBUZIONE infrastrutture di servizi (teleriscaldamento,
rete idrica e fognaria, rete metropolitana,
I problemi operativi fondamentali che si etc) sviluppando sinergie;
incontrano nelle attività di sviluppo e
mantenimento della rete di distribuzione sono Per la realizzazione delle infrastrutture
essenzialmente i seguenti: necessarie a garantire lo sviluppo della
difficoltà autorizzative per la posa delle reti rete di distribuzione dell’elettricità è
e non indifferente impatto dei relativi fondamentale che il DSO venga coinvolto
cantieri stradali (anche se normalmente la attivamente in fase di definizione delle attività di
rete elettrica interessa prevalentemente le pianificazione degli interventi per lo sviluppo del
aree di marciapiede e solo limitatamente territorio in modo tale da eseguire una
agli attraversamenti delle carreggiate); schedulazione degli investimenti in grado di
garantire il raggiungimento degli obiettivi comuni.
impossibilità di realizzare grandi interventi
in determinati periodi dell’anno
(principalmente nel periodo estivo a causa
del grande aumento del carico);
individuazione degli spazi all’interno dei
fabbricati per la realizzazione delle cabine di
trasformazione MT/BT;
individuazione degli spazi per la
realizzazione delle Cabine Primarie di Figura 2: Interazioni DSO-Stakeholders
trasformazione AT/MT e tempi lunghi per la
loro autorizzazione e realizzazione. 4 DATI DELLA RETE ELETTRICA DI
Per poter contare su una rete di distribuzione di UNARETI
elettricità all’altezza delle attese dell’utenza
La rete di distribuzione elettricità di UNR si
in termini di qualità del servizio occorre quindi
sviluppa nelle province di Milano e Brescia
avanzare nelle sedi opportune, per esempio,
ed è connessa alla Rete elettrica di Trasmissione
proposte di:
Nazionale (nel seguito RTN) in alta tensione
semplificazione degli iter autorizzativi per di Terna S.p.A. (nel seguito Terna).
gli scavi e razionalizzazione della posa dei
Si riportano nella tabella che segue i dati principali
servizi nel sottosuolo (per esempio con la
della rete di distribuzione di UNR aggiornati alla
realizzazione di Strutture Sotterranee
data 31/12/2018.
Polifunzionali);
Descrizione u.m. Quantità
opportune prescrizioni nel regolamento
edilizio per facilitare l’individuazione dei Cabine Primarie [n.] 30
necessari spazi per la collocazione degli Potenza AT/MT installata [MVA] 4.208
impianti di distribuzione negli edifici; Cabine di distribuzione MT/BT [n.] 8.925
procedure che consentano di essere Rete AT (incluso 40 kV) [km] 23
tempestivamente coinvolti sin dalle prime
Rete MT [km] 5.967
fasi dei piani di sviluppo o riqualificazione
urbanistica per evidenziare le necessità Rete BT [km] 8.183
tecnologiche di realizzazione degli impianti Potenza picco richiesta dall’utenza [MW] 1.830
di distribuzione.
Energia distribuita per anno (media) [GWh] 11.313
Tabella 1: Dati della rete di distribuzione di UNR4.1 Area Milano presenti, in alcuni Comuni, tratti di linee UNR
necessari a garantire la continuità della rete di 5
Le alimentazioni delle città di Milano e Rozzano
distribuzione.
sono garantite dai nodi AT/MT indicati
topograficamente nell’Allegato 1. Le Cabine
4.2 Area Brescia
Primarie Musocco, Vigentina e Rogoredo,
sono inserite nella rete di alta tensione a 132 kV, L’alimentazione della città di Brescia e altri 45
mentre le restanti Cabine Primarie sono inserite comuni della provincia di competenza è garantita
nella RTN a 220 kV. dai 19 nodi AT/MT indicati topograficamente
nell’Allegato 2. Tutte le stazioni e Cabine Primarie
La rete di distribuzione in media tensione sono inserite nella RTN a 132 kV, tranne la Cabina
è costituita prevalentemente da linee in cavo PrimariaTremosine alimentata a 40 kV; nella
e sono presenti quattro differenti livelli di tensione Ricevitrice Ovest è presente inoltre anche il livello
(23 kV,15 kV, 9 kV e 6,4 kV). di tensione 220 kV.
La rete in media tensione di UNR è inoltre
interconnessa con gli impianti di:
E-Distribuzione attraverso 41 punti di
scambio;
SET Distribuzione (Trento) attraverso 2
punti di scambio.
La rete di distribuzione in media tensione è
costituita da linee aeree ed in cavo e sono presenti
due differenti livelli di tensione (23kV e 15kV).
Figura 3: Rete MT della città di Milano
La rete in media tensione di UNR è inoltre
interconnessa agli impianti di E-Distribuzione
attraverso 51 linee (MT).
Dal 31 dicembre 2016, UNR ha ceduto a
E-Distribuzione circa 170 km di rete elettrica di
distribuzione in media e bassa tensione,
alimentante oltre 6.000 clienti in 18 Comuni
dell’hinterland milanese in cui le due società
operavano in compresenza territoriale. Tale
operazione si è resa necessaria
per allineare la situazione impiantistica alla
legislazione vigente in materia, che prevede la
presenza di un solo operatore di distribuzione in
ciascun territorio comunale.
In particolare nel Comuni di Agrate Brianza,
Brugherio, Bussero, Carugate, Cassina de’ Pecchi,
Cernusco sul Naviglio, Cinisello Balsamo,
Gorgonzola, Monza, Pioltello, San Giuliano
Milanese non sono più presenti né utenti né rete
UNR in esercizio. Nei Comuni di Cologno Monzese, Figura 4: Rete MT della città di Brescia e Provincia
Cormano, Corsico, Pieve Emanuele, San Donato
Milanese, Sesto san Giovanni, Vimodrone sono
stati ceduti tutti i clienti ma risultano ancora5 PIANO DI SVILUPPO DELLA RETE DI 6.1 Evoluzione della domanda di energia
TRASMISSIONE NAZIONALE elettrica in Italia 6
Nel presente documento non viene trattato lo Le previsioni della domanda di energia elettrica e
sviluppo della rete RTN. Tali interventi, anch’essi di potenza in Italia sono effettuate da Terna
di fondamentale importanza per lo sviluppo della e sono riportate nel rapporto “Piano di Sviluppo -
rete di distribuzione e di rilevante impatto sul Edizione 2019”.
territorio, sono di competenza di Terna e sono La previsione di medio e lungo termine della
trattati nel Piano di Sviluppo della stessa società. domanda di energia elettrica è ottenuta da Terna
In virtù della cessione, quasi totale, delle linee e tenendo conto della previsione dell’andamento
degli impianti AT di UNR a Terna, è stato istituito del PIL.
un tavolo presso il quale periodicamente
esaminare e coordinare gli interventi di sviluppo
necessari in modo da ottimizzare gli investimenti e
gli impieghi del territorio.
6 PREVISIONE DI SVILUPPO CARICHI
Per pianificare correttamente la rete di
distribuzione e, di conseguenza, razionalizzare
gli investimenti per la costruzione di nuove Cabine
Primarie, definendo nel contempo i siti
di costruzione, le taglie degli impianti e le date di Figura 5: Domanda di energia elettrica e PIL nel corso
entrata in servizio degli stessi, occorre stimare con degli ultimi anni (L’andamento è espresso su una scala
comune, dove sono posti pari a 100 i valori
sufficiente precisione l’incremento di potenza rispettivamente raggiunti nel 1980)
distribuita prevista per i prossimi anni.
Dal 2019 al 2030 Terna stima un’evoluzione della
Negli ultimi anni si è potuto notare un aumento
domanda di energia elettrica in Italia con un tasso
della domanda nel settore del condizionamento e
medio annuo di crescita compreso tra lo 0,3% e
dei trasporti, contestualmente però si riduce la
richiesta domestica grazie all’efficientamento l’1,3% così da raggiungere rispettivamente
energetico degli edifici (compresa la produzione di i 330 TWh annui (scenario base) o i 375 TWh
parte del fabbisogno energetico) e delle (scenario a sviluppo elevato).
apparecchiature.
Inoltre dopo la riduzione della domanda elettrica
nel periodo della crisi finanziaria dal 2009 al 2015
si è registrata nell’ultimo anno una stabilizzazione
dei consumi e tutti gli scenari di riferimento
nell’orizzonte temporale al 2030 mostrano una
ripresa della domanda di energia elettrica.
Figura 6: Previsione aumento domanda di energia al
2040Le previsioni della domanda di potenza alla punta ogni Cabina Primaria e sottostazione,
sono elaborate partendo da quelle sulla domanda dell’incremento di potenza distribuita 7
di energia elettrica. prevista per i prossimi anni.
ARERA con la deliberazione 582/2015/r/eel del 2
dicembre 2015 ha attuato la riforma delle tariffe
di rete e delle componenti tariffarie a copertura
degli oneri generali di sistema per i clienti
domestici di energia elettrica. La variazione della
struttura tariffaria, comporterà la sostituzione
delle attuali tariffe D2 e D3 con la tariffa D1. La
struttura sarà ancora trinomia ma avrà un
corrispettivo unitario per l’energia che rimarrà
costante, anziché variare a scaglioni e con prezzi
crescenti al crescere dei prelievi di energia
elettrica.
Tale modifica potrebbe comportare pertanto nei
Figura 7: Andamento della domanda di potenza prossimi anni un maggior utilizzo dell’energia
nazionale alla punta dal 1980 al 2016 [MW] elettrica a discapito di altri vettori energetici quali
il gas.
La previsione della domanda di potenza sulla rete
Sono in corso delle valutazioni in collaborazione
italiana fornita da Terna ipotizza con RSE, volte ad individuare possibili variazioni
il raggiungimento di 66.500 MW nell’anno 2030 nei valori e nelle curve di assorbimento
(scenario a sviluppo elevato). dell’energia elettrica anche in riferimento a nuove
tecnologie quali, per esempio, l’auto elettrica, i
forni ad induzione e le pompe di calore, che
potrebbero rendersi ora economicamente
competitive.
6.2.1 Area Milano
Dai sistemi di gestione della rete e dai sistemi
informatici della funzione commerciale si
estraggono le informazioni necessarie per
associare ad ogni zona (quadrato o area di CP) i
Figura 8: Previsione domanda di potenza alla punta seguenti dati:
[GW] • potenza massima richiesta dalla rete di
distribuzione BT, ottenuta come somma
6.2 Analisi del fabbisogno di potenza sul delle punte di potenza rilevate nelle singole
territorio e proiezione per il futuro cabine MT/BT(ove disponibile);
Il metodo utilizzato prevede: • potenza disponibile per gli utenti alimentati
per la zona di Milano la scomposizione in MT;
preliminare dell’intera area metropolitana • potenza prevista per l’alimentazione di aree
in aree elementari, definite da quadrati di 1 in stato di riqualificazione (PRU).
km di lato e la determinazione per ciascuna
area dell’incremento di potenza distribuita A partire dai dati relativi alla punta di potenza
prevista per i prossimi anni (Allegato 5); assorbita dalla rete di distribuzione, si ripartisce il
carico di ogni cavo MT tra le cabine MT/BT da esso
per la zona di Brescia, vista la differenza e alimentate.
non omogeneità del territorio, la
determinazione per ciascuna area sottesa aLa scomposizione dell’area metropolitana in aree 6.2.2 Area Brescia
elementari di piccole dimensioni consente di 8
valutare con buona approssimazione la Dai sistemi di gestione della rete si estraggono i
collocazione topografica della densità di richiesta valori di massima potenza prelevata sulla rete MT
di potenza sul territorio. L’Allegato 3 mostra, da ogni Cabina Primaria.
come risultato dell’elaborazione per l’area di
A tale valore viene aggiunto il valore di carico
Milano, la distribuzione della densità di carico per
previsto per ognuna delle nuove utenze rilevanti
l’anno 2018.
e/o interventi di lottizzazione significativi
La previsione di sviluppo dei carichi, tiene conto (dell’ordine di qualche MW).
essenzialmente di due fattori:
Si stima la potenza prevista per gli anni successivi
• il trend di incremento della punta di carico valorizzando un tasso di incremento annuo
sulla base di dati storici di UNR (Allegato 4); del 2% (per il biennio 2019-2020 è stato previsto
un tasso ridotto allo 0,8 % a causa di una ripresa
• la richiesta di potenza localizzata per
economica ancora in corso).
l’alimentazione di aree in stato di
riqualificazione o grossi utenti (potenze Se dalla verifica si riscontrano situazioni critiche
richieste o presunte maggiori di 3 MW). vengono definiti gli interventi necessari per
riportare tutti i parametri nella norma; ciò può
Risulta mediamente una percentuale di
comportare la realizzazione di nuove Cabine
incremento annuo di carico alla punta pari a circa
Primarie, nuove trasformazioni AT/MT o
il 2%. Tale valore, può ritenersi corretto, in quanto
potenziamento delle esistenti, nuove linee MT o
in linea con i dati previsionali di Terna nel periodo
potenziamento di tratti di linee esistenti.
di interesse anche se Unareti prevede
un’accelerazione più marcata a partire dall’anno Nell’Allegato 6 è illustrato il trend di crescita del
2023 a causa dello sviluppo della mobilità carico della rete di Brescia, negli ultimi anni si
elettrica. A partire da tale periodo si prevede un osserva una sensibile riduzione del picco massimo,
aumento di carico alla punta nell’ordine del 2,5- mentre si conferma che tale potenza viene
3%. In Figura 9 viene rappresentato l’andamento registrata nei mesi estivi; si può ritenere questo
della curva di durata nel triennio 2016 – 2018. fenomeno legato all’impatto della elevata
generazione distribuita connessa alla rete ed agli
effetti di una ripresa economica ancora in corso.
L’Allegato 7 illustra la crescita prevista del carico
all’anno 2030 e la relativa percentuale di utilizzo
della trasformazione.
6.3 Analisi delle correlazione tra le punte di
potenza e le condizioni climatiche
La crescita delle esigenze di benessere e della
Figura 9: Curva di durata 2016-2018
qualità della vita, sia in ambito domestico sia
La previsione sull’evoluzione dei carichi viene lavorativo, ha portato ad un aumento della
annualmente verificata ed aggiornata sia in domanda di energia elettrica, in particolare a
relazione alle effettive punte di potenza registrate Milano, nei periodi estivi particolarmente torridi,
sia in riferimento alle migliori informazioni per l’utilizzo di condizionatori e apparecchiature
disponibili sullo sviluppo di aree in stato di refrigeranti in genere.
riqualificazione (PRU).
In un contesto urbano ad alta concentrazione di
L’Allegato 5 illustra la crescita prevista della utenza, il contributo alla punta di carico delle
densità di carico per km2 all’anno 2030 con il suddette applicazioni risulta determinante. Nella
relativo dato di massima potenza richiesta città di Milano il valore di potenza massimo
dall’utenza. richiesto dalla rete di distribuzione si verifica da
più di un decennio nel periodo estivo e non più
invernale. Il valore massimo storico diassorbimento di potenza per l’area di Milano si è riscontrabili in passato quando tale tecnologia
verificato il 7 Luglio 2015 con 1.625 MW. non era così diffusa. 9
Il Grafico 1 riporta gli andamenti delle punte di Il
carico registrate a Milano tra il 2003 ed il 2018
Grafico 3 rappresenta la correlazione lineare tra
dal 10 giugno al 31 luglio.
indice di calore e il corrispondente carico
massimo giornaliero per gli anni dal 2008 al 2018.
Le linee di tendenza del
Grafico 3 evidenziano un incremento medio della
Grafico 1: Carico massimo giornaliero tra il 10
Giugno e il 31 Luglio
Il Grafico 2 “Indice di calore” riporta gli andamenti
dell’indice Humidex della temperatura apparente
(misurato in °C) ricavato dai valori di temperatura
massima e corrispondente umidità % registrate
a Linate (MI) tra il 2003 ed il 2018 dal 10 giugno al
potenza assorbita di anno in anno a parità di indice
31 luglio.
di calore, in particolare con indici di calore a valori
elevati.
Grafico 3: Correlazione indice di calore con il carico
massimo nel periodo 10 Giugno - 15 Luglio per gli anni
dal 2008 al 2018
L’incremento del 5% annuo, osservato con questo
metodo, sconta tutte le possibili cause considerate
tradizionalmente nella pianificazione della rete
(aumento “fisiologico” e nuovi carichi).
Grafico 2: Indice di calore tra il 10 Giugno e il 31 Inoltre occorre considerare che si riferisce ad un
Luglio incremento potenziale determinato solo dal fatto
Ai nostri scopi tale indice ha consentito di che si raggiungano determinati elevati Indici di
correlare in modo univoco e significativo Calore in giorni infrasettimanali del periodo che va
l’andamento del carico della rete di distribuzione tra la metà di giugno e la metà di luglio.
in funzione non della sola temperatura assoluta
massima ma all’insieme delle coppie di variabili Nel grafico nel quale viene indicata la previsione di
temperatura massima e umidità. incremento del carico nei prossimi anni viene
quindi evidenziata una fascia di incertezza
In sostanza tale indice si ritiene significativo del
disagio percepito dagli utenti e quindi delimitata superiormente da valori corrispondenti
del corrispondente grado di ricorso all’uso degli all’incremento del 5% annuo (si veda l’Allegato 8).
apparecchi di condizionamento. In particolare,
l’indice è significativo del grado di
contemporaneità di utilizzo degli stessi che può
determinare incrementi di carico elevati e non7 GENERAZIONE DISTRIBUITA
Nel corso degli ultimi anni, la gestione tradizionale
Numero dei trasformatori AT/MT 10
con numero di ore annue
della rete elettrica di UNR sta modificandosi per il Anno in inversione di flusso
sopravvento sempre più marcato di utenti della hNumero dei trasformatori AT/MT 7.1.2 Area Brescia
con numero di ore annue
Anno in inversione di flusso 11
h8 PIANIFICAZIONE DELLE NUOVE l’effettuazione delle manutenzioni
programmate; 12
CABINE PRIMARIE
d) riduzione del numero e della durata delle
8.1 Criteri generali di pianificazione interruzioni, di tempi di ripresa del
Il monitoraggio della domanda di potenza alla servizio, anche con riferimento alla
punta è essenziale per una corretta pianificazione regolazione della qualità imposta.
di rete, in quanto un valore di utilizzo complessivo
8.2 Definizione delle nuove Cabine
dei trasformatori AT/MT troppo elevato in
ciascuna Cabina Primaria, rivela una possibile Primarie e potenziamento delle
criticità nella struttura di rete e, di conseguenza, la esistenti per l’area Milano
necessità di avviare studi di pianificazione per la
Una analisi sullo sviluppo della distribuzione
realizzazione di nuove Cabine Primarie nelle aree
geografica della densità di carico connesso alle
interessate.
criticità evidenziatesi nell’esercizio della rete,
Pertanto, considerando il fatto che gli iter permettono di fornire una più opportuna
autorizzativi per la costruzione di un impianto in collocazione geografica e temporale ai nuovi
alta tensione non sono mai brevi, risulta un impianti primari da realizzare.
aspetto di fondamentale importanza quello di
La dislocazione dei nuovi impianti in pratica deve
individuare le aree più critiche e le tempistiche di necessariamente tener conto di effettive
intervento, al fine di riuscire a soddisfare sempre disponibilità di aree per la costruzione di impianti
la richiesta dei carichi anche in condizioni di in Alta Tensione in un contesto urbano quale è
indisponibilità di elementi di rete.
quello di Milano.
Gli standard che la rete primaria è chiamata a Gli obiettivi che Unareti si è data nella
soddisfare sono:
pianificazione di nuove Cabine Primarie sono
a) esercizio della rete nella condizione di principalmente:
“sicurezza N-1”, cioè nessuna criticità si
• riduzione del numero di utenti bt alimentati
manifesta nel caso di perdita di un
da ciascuna Cabina Primaria;
elemento di rete, attraverso un adeguato
grado minimo di magliatura. Per • riduzione del numero di utenti MT
situazione “N” si intende la normale alimentati da ciascuna Cabina Primaria;
configurazione della rete in cui tutti gli
• riduzione del carico sotteso a ciascuna
elementi della stessa sono in servizio, “N-
Cabina Primaria.
1” è la situazione che si viene a creare a
seguito della perdita, per guasto o I grafici seguenti illustrano la situazione attuale e
manutenzione, di uno degli elementi che quella prevista a fine piano
costituiscono la rete e quindi: linea, sbarra
o trasformatore;
b) rispetto dei limiti di portata dei conduttori
previsti nelle condizioni di normale
funzionamento e di regime transitorio o
perturbato;
c) installazione di un’adeguata potenza di
trasformazione AT/MT, opportunamente
distribuita nelle diverse CP sul territorio, in
modo da permettere l’alimentazione in
media tensione del carico attuale sotteso Grafico 4: Numero attuale di utenti BT per CP
e della crescita prevista, garantendo il
dovuto livello di contro-alimentazione
richiesto in caso di guasti, permettendoL’Allegato 9 mostra la collocazione delle nuove
previste Cabine Primarie (Cristoforo, Rozzano, 13
Comasina, Mugello, Caracciolo, Suzzani, Savona e
Baggio con Piazza Po allo studio).
La cronologia degli interventi che consentono di
disporre di una maggior potenza installata sono
esposti nell’Allegato 10. Si ipotizza che tutti i nuovi
nodi in AT siano sul sistema a 220 kV (come da
richieste di connessione già avanzate a Terna o
come da accordi presi).
In relazione agli investimenti proposti e agli
Grafico 5: Numero di utenti BT per CP a fine piano interventi che dovranno essere effettuati sulla
rete di distribuzione nei tempi previsti dal
presente documento, il carico sotteso ad ogni
Cabina Primaria si prospetta modificarsi come si
espone nell’Allegato 11.
Nell’Allegato 12 si indica la potenza installata per
Cabina Primaria prevista all’anno 2030.
Si riportano invece nel seguito i grossi progetti di
ampliamento delle Cabine Primarie esistenti:
• CP Gadio
Grafico 6: Numero attuale utenti MT per CP È in corso la sostituzione e il potenziamento dei
trasformatori AT/MT ed il rifacimento della
sezione AT dell’impianto blindato ( quest’ultimo a
cura di Terna).
• CP Musocco
Entro il 2020 verrà riammodernata ed ampliata la
sezione di media tensione 23kV passando da
impianti di tipo “a giorno” a quadri blindati isolati
in aria, contestualmente verranno sostituiti i
dispositivi di protezione e controllo MT ed AT.
• SS Trento
Grafico 7: Numero di utenti MT per CP a fine piano
Entro il 2020 verrà riammodernata ed ampliata la
sezione di media tensione 9kV predisponendola
per il livello di tensione 23kV, contestualmente
verranno sostituiti i dispositivi di protezione e
controllo MT ed AT.8.3 Definizione delle nuove Cabine anche a Terna in modo da poter coordinare gli
Primarie e potenziamento delle interventi sulla rete di alta tensione. 14
esistenti per l’area Brescia
9 PIANIFICAZIONE DELLA RETE DI
Si riportano nel seguito i progetti di ampliamento DISTRIBUZIONE IN MEDIA
delle Cabine Primarie esistenti:
TENSIONE
• Rifacimento CP di Tremosine 9.1 Criteri generali di pianificazione per la
Attualmente la rete di distribuzione nel comune di rete di distribuzione
Tremosine e nella zona dell’alto Garda bresciano I criteri da considerare nella fase di pianificazione
presenta delle criticità che rendono necessaria la sono sinteticamente di seguito riportati:
realizzazione di una nuova Cabina Primaria
connessa alla rete nazionale a 132 kV. • In condizione di esercizio normale, i cavi MT
sono utilizzati in configurazione radiale,
sezionati in una cabina di trasformazione
• Realizzazione nuova CP nella zona Violino MT/BT, in un punto intermedio rispetto alla
La realizzazione di una nuova Cabina Primaria loro estensione. In condizioni di emergenza,
nell’area della Violino permetterà di alimentare la mediante azioni appropriate, eseguite su
zona industriale ad ovest della città, il nuovo carico organi di sezionamento delle
previsto per la riconversione delle aree ex-Pietra e apparecchiature ubicate nelle cabine di
Magazzini Generali e di eliminare le stazioni 23/15 trasformazione MT/BT (tramite telecomando
kV Chiesanuova e Violino. o mediante l’utilizzo di squadre operative), è
possibile “isolare” il tratto di cavo MT guasto
e, nel contempo, rialimentare tutte le cabine
• Rifacimento della CP di Bagolino di distribuzione MT/BT interessate al
L’intervento si rende necessario per ovviare agli disservizio. Se si verificasse un guasto su un
attuali problemi di contro-alimentazione e cavo di distribuzione MT, questa soluzione
continuità del servizio. Attualmente infatti, permette di minimizzare gli effetti sugli
l’alimentazione è garantita da un solo indicatori di continuità del servizio, in quanto
trasformatore collegato a “T” sulla linea RTN le utenze disalimentate sono soltanto quelle
n.711. connesse al cavo stesso. Invece, adottando
una struttura di rete a “cavi di
interconnessione”, nel caso di un disservizio
• Ampliamento della stazione elettrica AT su un cavo di trasporto, si potrebbero
presso la Centrale di Vobarno verificare condizioni particolari tali da
L’intervento si rende necessario per rendere più comportare la perdita di parte di una
affidabile la fornitura ai clienti MT/BT mediante sottostazione, con conseguente
l’installazione di un secondo trasformatore AT/MT coinvolgimento di un numero maggiore di
e per connettere le nuove utenze energivore della utenti, per tutto il tempo necessario ad
zona. eseguire manovre di rialimentazione della
parte di sottostazione coinvolta.
L’Allegato 13 mostra la collocazione degli
interventi di sviluppo previsti. • La pianificazione del percorso cavi deve
essere realizzata in modo da diminuire, per
L’Allegato 14 mostra gli spostamenti di carico quanto possibile, la lunghezza del cavo, così
derivanti dalla realizzazione degli interventi da ridurre la probabilità di guasto,
previsti. permettendo inoltre una più agevole ricerca
dei guasti. Il carico totale di ciascun cavo
8.4 Definizione delle priorità di intervento dovrà essere pari a circa il 50% della
L’Allegato 15 e l’Allegato 16 contengono la capacità di trasporto nominale (salvo i casi
definizione delle priorità di intervento per le aree di cui alla Figura 10). Inoltre, in caso di
di Milano e Brescia che sono state comunicate indisponibilità di una Cabina Primaria (perguasto o per interventi programmati di tipo HV/MV substation 1 HV/MV substation 1
Legend:
manutentivo), è possibile alimentare tutte T1
75% 75%
HV/MV T2 Closed switch T1
0% 100%
HV/MV T2
15
Open switch
le utenze, sezionando i cavi MT nella cabina Bus-bar2 MV
MV/LV sub.
Bus-bar2 MV
interessata e “contro-alimentandoli” dalle Bus-bar1 MV Bus-bar1 MV
SS SS SS SS
Cabine Primarie circostanti. Feeder1 MV SS SS SS SS Feeder2 MV SS SS SS SS Feeder2 MV
SS SS SS SS
• Per una corretta pianificazione della rete SS SS SS SS
occorre omogeneizzare il più possibile il SS SS SS SS
numero di cabine di trasformazione MT/BT SS SS SS SS
per cavo MT e quindi il numero di utenti per SS
SS SS SS SS
SS SS
SS SS SS SS
SS
linea, e più in generale per isola di SS
Feeder3 MV
SS
Feeder4 MV
SS
Feeder3 MV
SS
Feeder4 MV
trasformazione AT/MT. Tale prescrizione, SS
Bus-bar1 MV
SS SS
Bus-bar1 MV
SS
che rispetta il principio di “non Bus-bar2 MV Bus-bar2 MV
discriminatorietà” tra gli utenti, va nella T1 HV/MV T2 T1 HV/MV T2
direzione di rendere uniforme il numero e la 75% 75% 100% 100%
HV/MV substation 2 HV/MV substation 2
durata di interruzioni per l’utente, nonché il
numero e la durata di disturbi sulla tensione Figura 10: Criterio di ottimizzazione economica nella
per utenti della stessa rete di distribuzione. pianificazione della rete di distribuzione
• Rendere omogeneo il numero di cabine per 9.2 Rete di distribuzione per l’area Milano
linee MT e trasformatori AT/MT, consente
quindi di: Il piano di sviluppo e razionalizzazione
prevede al suo compimento l’eliminazione
minimizzare il numero di utenti coinvolti della rete
in ogni guasto;
di distribuzione primaria in MT (cavi di
minimizzare i tempi di ripristino del
interconnessione), struttura di rete adottata
servizio in caso di guasto;
minimizzare per ogni utente i possibili storicamente da Aem Milano, che permette
disturbi presenti sulla rete (per esempio i ad oggi di alimentare a partire dalle Cabine
buchi di tensione). Primarie senza l’interposizione di cabine
MT/BT, sottostazioni di
• Il numero di cavi di distribuzione da posare
smistamento/trasformazione MT/MT dalle
per realizzare la nuova rete nasce
dall’esigenza di mediare due posizioni tra
quali si distribuiscono potenze dell’ordine di
loro contrastanti: da una parte posare un qualche decina di MW.
numero significativo di cavi permette di Una struttura di questo tipo presenta alcuni
ridurre il numero di utenti per cavo e svantaggi, tra i quali:
mantenere gli indici della qualità al di sotto
dei parametri imposti da ARERA, senza • maggiori perdite di energia in rete;
quindi incorrere nelle penali previste; • difficoltoso coordinamento tra le protezioni
dall’altra parte tale soluzione implica costi della rete;
di investimento e costi di gestione della rete
• scarso sfruttamento di alcuni cavi di
più onerosi.
interconnessione usati come alimentazione
Nella figura che segue si riporta uno schema di riserva delle sottostazioni.
tipico di rete di distribuzione realizzata a
Il passaggio alla struttura di rete a “congiungenti1”
congiungenti ove si pone in rilievo una
non potrà che avvenire in modo graduale,
situazione di massimo sfruttamento di cavi e
pertanto, per quelle sottostazioni la cui
trasformatori AT/MT
dismissione è prevista a fine Piano, occorre
. predisporre, nei casi in cui certe criticità della rete
di distribuzione si manifestano, degli interventi di
1
Schema di rete in media tensione in cui ogni linea è normalmente aperto, che congiungono due diverse
formata da due tronchi, con un punto comune Cabine Primarie.sostituzione e/o potenziamento di cavi di
distribuzione primaria. 16
Lo sviluppo razionale della rete di distribuzione MT
comporta l’adozione di un unico valore di tensione
che UNR ha stabilito pari a 23 kV. Pertanto gli
investimenti saranno finalizzati allo
smantellamento delle reti 9 kV, 6,4 kV e 15 kV, con
conseguente passaggio degli attuali carichi sulla
rete 23 kV, previo opportuni adeguamenti delle
cabine di trasformazione secondarie.
Inoltre, questi investimenti permetteranno di: Figura 12: Aree di influenza future della rete di
Milano
• incrementare l’efficienza della potenza
distribuita, minimizzando le perdite nella Nella Tabella 8 sono sintetizzati i risultati che si
rete di distribuzione; stima vengano conseguiti al termine
• di ridurre i costi di manutenzione e di della realizzazione degli interventi previsti a piano.
esercizio;
Parametro AS IS TO BE
• di migliorare il livello di continuità del Numero CP 11 18
servizio, in quanto le reti MT con tensione Numero di feeder 527 618
inferiore a 23 kV sono più obsolete; Indice di Rischio2 6.809.115 2.943.263
Estensione rete MT [km] 3.272 2.073
• dismettere impianti di trasformazione e
smistamento obsoleti recuperando aree da Tabella 8: Evoluzione della consistenza rete nel corso
adibire ad altri utilizzi. del piano
9.2.1 Stato del neutro della rete MT
La rete in media tensione di UNR-MI è esercita
ancora in buona parte con il neutro isolato da
terra.
Alcune porzioni di rete MT sono invece gestite a
terra tramite impedenza (“Bobina di Petersen”) e
precisamente sono le linee in cavo delle cabine
primarie di Seguro, Sesto, Assago, Opera e
Brusuglio di proprietà di e-distribuzione e le linee
MT delle Cabine Primarie di Lambrate, Vigentina,
Figura 11: Aree di influenza attuali della rete di Volta, Nord, Ovest e Sud di UNR.
Milano
Unareti ha in programma nel prossimo futuro la
modifica dello stato di esercizio del neutro per
tutta la rete di distribuzione MT a 23 kV.
Si espone in Tabella 9 un programma indicativo
dell'installazione della bobina di Petersen
sugli impianti UNR-MI.
2
Per indice di rischio si intende il prodotto tra il numero
di utenti e la lunghezza di ognuno dei feeder della rete.trasformazione AT/MT e per gli interventi
2019 2020 2021 2022 2023 strutturali sulla rete MT. 17
Musocco Musocco Marcello Gadio Venezia 9.2.3 Principali interventi pianificati sulla
Rogoredo rete di distribuzione MT
Tabella 9: Programma di installazione della bobina di Gli interventi sulla rete di distribuzione MT sono
Petersen per Cabina Primaria per l’area Milano
originati essenzialmente da due fattori:
Tutte le nuove Cabine Primarie in programma di • sviluppo della rete per nuove richieste di
realizzazione entreranno già in servizio con neutro potenza provenienti dagli utenti (si veda
compensato tramite Trasformatore Formatore di la Tabella 10 per le richieste più significative
Neutro e Bobina di Petersen. in termini di riqualificazione urbane);
• manutenzione e migliorie della rete per
9.2.2 Sviluppo della rete per
mantenere elevati i parametri di affidabilità
riqualificazione urbanistiche
in relazione alla sicurezza e alla continuità
Le grosse aree di sviluppo urbanistico oggi del servizio elettrico.
considerate da UNR, per le quali sono previsti Nell’Allegato 17 si fornisce una collocazione sul
interventi sulla rete MT, vengono riportate nella territorio di tutti gli interventi più importanti
seguente tabella. relativi alle linee in media tensione.
Anni previsti per la
realizzazione Si precisa che gli interventi di cui sopra vengono
ID Ubicazione fornitura Cabina Primaria
realizzati unicamente su rete a 23 kV utilizzando
esclusivamente cavi MT interrati.
2018
2019
2020
2021
13
AREA SANTA GIULIA NORD
(ROGOREDO)
ROGOREDO 9.3 Rete di distribuzione per l’area Brescia
Il piano di sviluppo e razionalizzazione prevede che
AREA FIERA CAMPIONARIA
28 OVEST
(CITY LIFE)
62 CASCINA MERLATA MUSOCCO
nel tempo si giunga all’eliminazione dell’attuale
68 AREA CALDERA OVEST rete di distribuzione in MT a 23 kV e delle
trasformazioni 23/15 kV.
Tabella 10: Aree in stato di riqualificazione urbana
L’attuale struttura della rete di distribuzione MT a
Nell’Allegato 17 si fornisce una collocazione sul due livelli di tensione presenta alcuni svantaggi,
territorio delle aree indicate nella Tabella 10. tra i quali:
ATM e l'Amministrazione Comunale di Milano • maggiori perdite di energia in rete;
stanno predisponendo un piano per lo sviluppo • difficoltoso coordinamento tra le vetuste
dell'elettrificazione dei trasporti urbani mediante protezioni della rete con conseguente
l'utilizzo di autobus a trazione elettrica (Piano Full diminuzione della selettività;
Electric) che prevede l'allestimento nei depositi
• maggiori problemi nella contro-
degli autobus di un sistema di ricarica elettrica
alimentazione in caso di disservizi.
delle batterie con significative forniture di energia
elettrica (ipotizzati 90 MW circa per l’intero Il passaggio alla struttura di rete a 15 kV a
territorio milanese). Sono stati aperti con UNR “congiungente” non potrà che avvenire in modo
tavoli tecnici di confronto. graduale; nel frattempo è necessario provvedere:
Questo comporterà in prospettiva una revisione • al potenziamento della trasformazione
del presente documento per l'identificazione di 132/15 kV;
aree idonee, per la realizzazione degli impianti di • al potenziamento dei cavi di distribuzione a
15 kV.9.3.1 Stato del neutro della rete MT n° 3 presso la Ricevitrice Est;
n°1 presso la Ricevitrice Ovest; 18
La rete in media tensione di UNR-BS è esercita per
la maggior parte con il neutro isolato da terra, n°1 presso la CP Odolo;
tranne la rete MT alimentata dalle Cabine Primarie n°1 presso la Stazione Ziziola;
di S. Eufemia, Salò, Nuvolento, Mazzano,
• eliminazione delle trasformazioni 23/15 kV
Polpenazze, dove il neutro è posto a terra tramite
nelle sottostazioni: Chiusure, Violino,
impedenza (“Bobina di Petersen”).
Chiesanuova, S. Polo, Pile.
Si espone nella Tabella 11 il programma indicativo
di installazione della bobina di Petersen sugli
impianti UNR nella zona di Brescia.
2019 2020 2021
CP Gavardo CP Nozza CP Odolo
CP Toscolano
Tabella 11: Programma di installazione della bobina
di Petersen per Cabina Primaria a Brescia
Le Cabine Primarie Tremosine e Bagolino
entreranno già in servizio con neutro compensato
tramite Bobina di Petersen.
9.3.2 Principali interventi pianificati sulla
rete di distribuzione MT
Gli interventi pianificati sulla rete MT, illustrati
nell’Allegato 18 e nell’Allegato 19, sono i seguenti:
• realizzazione nuova trasformazione 132/15
kV con relativa rete a 15 kV, nella prevista
nuova CP Tremosine;
• realizzazione nuova trasformazione 132/15
kV con relativa rete a 15 kV, nella prevista
nuova CP Violino;
• realizzazione nuova trasformazione 132/15
kV con relativa rete a 15 kV, nella CP
Vobarno;
• realizzazione nuova trasformazione 132/15
kV con relativa rete a 15 kV, nella CP
Bagolino;
• potenziamento della rete 15 kV nella zona
dell’alto Garda;
• interventi di incremento della resilienza
della rete 15 kV nella zona di Salò;
• sostituzione trasformatori AT/MT:10 PROGETTI SPECIALI 2. Aumentare l’efficienza energetica:
Le reti elettriche nell’ultimo decennio hanno • minimizzando le perdite gestendo al meglio 19
dovuto affrontare sempre di più nuove e più i flussi energetici;
complesse sfide che per essere superate • abilitando in modo intelligente l’utilizzo
necessitano di una progressiva ma sostanziale delle DERs e rendere gli utenti “prosumer”
innovazione tecnologica. del sistema elettrico anche attraverso
l’utilizzo di nuove logiche di gestione attiva
Le sfide sono legate alle richieste degli enti (Demand Response Management System);
Regolatori (ARERA), Normatori (CEI), piuttosto che
ad evoluzioni avvenute all’intero sistema • aumentando e gestendo un maggiore flusso
di informazioni tra i diversi sistemi OT e IT
energetico e riguardano:
aziendali;
• il continuo miglioramento degli obiettivi 3. Integrare fonti energetiche rinnovabili a
legati alla qualità del servizio; basso impatto di CO2:
• la gestione della generazione distribuita (FV, • rendendo affidabile la connessione e il
Storage, auto elettriche, etc..); dispacciamento di impianti DER (solare,
• il raggiungimento degli obiettivi 20-20-20 vento, biomassa..), permettere la loro
nella direzione della maggiore efficienza previsione;
energetica; • abilitando e sviluppando sistemi di backup
• la riduzione delle inefficienze e degli (storage) per aumentare la flessibilità della
sprechi; rete:
• la razionalizzazione ed ottimizzazione dei • abilitando e sviluppando una infrastruttura
sistemi e dei processi. per l’utilizzo delle auto elettriche.
L’unico modo per soddisfare tali esigenze è quello La sfida in termini generali ha l’obiettivo di
di istituire un piano a lungo termine per una realizzare una Smart Grid ed UNR la sta
innovazione tecnologica sostenibile, identificando affrontando attraverso progetti di realizzazione,
caso per caso il miglior compromesso tra benefici progetti pilota e di ricerca, affrontando ogni
ed investimenti, salvaguardando gli investimenti tassello del puzzle nei diversi ambiti di interesse:
già effettuati in passato. È necessario introdurre
nuove tecnologie oltre a quelle tradizionali del
mondo elettrico, come le tecnologie informatiche,
elettroniche, di automazione e di
telecomunicazione a tutti i livelli della rete del
distributore.
UNR ha avviato una serie di progetti speciali per
testare e realizzare soluzioni tecnologiche
innovative in vari campi focalizzandosi su: Figura 13: Progetti speciali
1. Garantire l’affidabilità e la stabilità della rete
Per UNR realizzare una Smart Grid significa:
elettrica:
• aumentando il supporto agli operatori delle 1. innestare tecnologia ad ogni livello della
sala controllo per prendere delle decisioni; rete: Centro di Controllo, Cabine Primarie
e rete in Media Tensione, Cabine
• mitigando l’effetto dei disservizi e dei Secondarie e rete in bassa tensione, utenti
blackout sviluppando nuovi sistemi finali;
automatici per la localizzazione e
2. Aggiornare e migliorare i processi di
l’isolamento del guasto e il rispristino della
gestione dei sistemi;
fornitura energetica;3. Abilitare nuove funzionalità. 11 INCREMENTO DELLA RESILIENZA
DELLA RETE ELETTRICA 20
10.1 Piano Telecontrollo e Automazione
Unareti ha sviluppato un piano di evoluzione della L’articolo 77 dell’allegato A della Delibera ARERA
propria rete che prevede un significativo aumento 646/2015/R/eel (Testo integrato della regolazione
del numero di cabine dotate di sistemi di output-based dei servizi di distribuzione e misura
monitoraggio e controllo, affiancate dell’energia elettrica - periodo di regolazione
dall’introduzione di nuovi sistemi di automazione. 2016-2023), chiede ad ogni Distributore con più di
300.000 utenti, la presentazione all’Autorità di
Tutti questi sistemi si basano su infrastrutture di settore di un piano con orizzonte almeno
comunicazione che permettono di veicolare in triennale, finalizzato all’incremento della
modo più o meno efficiente le informazione come resilienza del sistema di distribuzione dell’energia
allarmi, misure o comandi. Per tale motivo, elettrica (Piano resilienza).
accanto a queste tecnologie di automazione, è
stato poi previsto un piano di connessione in fibra Il Piano resilienza di UNR è dettagliato
ottica di circa 4.800 cabine secondarie nell’Allegato 20.
(principalmente in area Milano) tra il 2016 e il
2022, al fine di abilitare
i principali sopra descritti.
I suddetti interventi sono stati programmati per il
miglioramento del servizio offerto all’utente. In
particolare nel quadro normativo nazionale il
distributore elettrico è il soggetto incaricato di
garantire che la rete di distribuzione fornisca un
adeguato livello di servizio all’utente finale. La
qualità del servizio implica sia la continuità del
servizio (legata al numero e alla durata di
interruzioni di fornitura di energia elettrica verso
gli utenti) sia la qualità della tensione (ovvero il
controllo che le caratteristiche della tensione
distribuita siano conformi a quanto previsto dalle
normative vigenti).
Figura 14: Piano Investimenti Smart Grid UNR12 ALLEGATI Allegato 16 Priorità degli interventi
area Brescia 21
Allegato 1 Ubicazione degli impianti AT/MT
area Milano Allegato 17 Localizzazione degli interventi
previsti sulla rete MT
Allegato 2 Ubicazione degli impianti AT/MT
area Milano
area Brescia
Allegato 18 Localizzazione degli interventi
Allegato 3 Densità di potenza per l’anno 2018
previsti sulla rete MT
area Milano
della città di Brescia
Allegato 4 Trend della punta di carico area Brescia
area Milano
Allegato 19 Localizzazione degli interventi
Allegato 5 Densità di potenza per l’anno 2030 previsti sulla rete MT
area Milano dell’area di Salò
area Brescia
Allegato 6 Trend della punta di carico
area Brescia Allegato 20 Piano di Interventi per l’incremento
della resilienza della rete elettrica
Allegato 7 Evoluzione del carico di distribuzione di UNARETI
delle trasformazioni AT/MT al 2030 (2019-2021)
area Brescia
Allegato 8 Previsione dei margini di potenza
nelle Cabine Primarie
area Milano
Allegato 9 Ubicazione delle future Cabine
Primarie
area Milano
Allegato 10 Potenza disponibile dopo la
realizzazione delle nuove Cabine
Primarie
area Milano
Allegato 11 Carico previsto nelle Cabine
Primarie al 2030 con gli interventi
previsti
area Milano
Allegato 12 Potenze installate previste al 2030
area Milano
Allegato 13 Ubicazione degli interventi previsti
area Brescia
Allegato 14 Carico previsto nelle Cabine
Primarie al 2030 con gli interventi
previsti
area Brescia
Allegato 15 Priorità degli interventi
area MilanoBRUSUGLIO (Enel)
S.S. COMASINA
COMASINA SESTO (Enel)
COOG.
TECNOCITY
NORD
MUSOCCO
SUZZANI
S.S. SUZZANI
TERMINALE AEREO
CERTOSA
S.S. BASSI S.S. PERGOLESI
S.S. CARACCIOLO
S.S. LORETO
VOLTA MARCELLO
S.S. PONZIO
LAMBRATE
OVEST GADIO VENEZIA
BAGGIO (Terna)
SEGURO (Enel)
COOGENERAZIONE
CANAVESE
MUGELLO
S.S. PO
S.S. MUGELLO
BAGGIO (UNR)
SAVONA
COOGENERAZIONE
S.S. SAVONA LINATE
S.S. BRUNELLESCHI S.S. TRENTO
VIGENTINA
ROGOREDO
COOGENERAZIONE
S.S.
CESANO (Enel) FAMAGOSTA S. DIONIGI
SUD
S. CRISTOFORO
Bolgiano
VAIANO VALLE
(Enel)
ALLEGATO 1
UNR/PAD/ASM/PIA/PEL
LINEE AT MILANO
LINEA 220KV LINEA 130KV
LINEA AEREA 220KV LINEA AEREA 130KV
Linea Edison LINEA 220KV IN PROGET. LINEA 130KV IN PROGET.
CAB. PRIM.
IMP. NON UNR
CAB. PRIM.
FUTURE
ASSAGO (Enel) C.P. ROZZANO OPERA (Enel) SOTTOSTAZIONI
IMP. DI
COOGENERAZ.
Giugno 2019DA
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VAL
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NUV UNR/PAD/ASM/PIA/PEL
T O
O LEN via Lamarmora, 230 - Brescia area Brescia
NUV - Pianificazione Reti -
INO
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BOT OLE
NUV
RD
Allegato 02: Ubicazione impianti primari
. NO
RIC
Legenda:
sure
Chiu Pile
NO
Ricevitrice - Cabina Primaria AT-MT
CIA ZZA
ANI BRES MA
NEG FEM
IA CP
DO
ILE S. E
U
APR CP
XXV ZAT
O NO Trasformazione AT- 23 kV
REZ ZZA
no MA
Violi T
. ES
RIC
a A
uov IOL Polo
san ZIZ San
Chie RIC
. Trasformazione 23/15 kV
ST
RIC
. OVE
SUD
Smistamento 23 kV
DO
. NO
RIC
Confine rete Unareti
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