Generazione distribuita: RIGEDI, UPDC e UPDM

[Gianni90]

Buongiorno a tutti,
sono Gianni, sono nuovo su questo forum e sono un laureando in ingegneria elettrica (triennale) iscritto al Politecnico di Bari. Il mio lavoro di tesi ha come argomento le modalità di riduzione della generazione distribuita in situazioni di emergenza, per le reti elettriche connesse in media tensione (MT).
Ho scritto questo post per sottoporvi qualche domanda ed avere, magari, qualche informazione in più utile al lavoro di tesi, in quanto, riguardo l'argomento in giro c'è davvero tanto, ma talvolta ho trovato informazioni contrastanti.
Come già detto sopra l'argomento principale riguarda, com'è facile intuire, l'Allegato A72 al Codice di rete Terna, in particolare la procedura di RIGEDI e il concetto di Generazione Distribuita. Nella mia tesi ho trattato gran parte del problema, innanzitutto partendo dalle delibere 084/12 e 344/12 dell'AEEG, e poi facendo la distinzione tra GDTEL e GDPRO, sottolineando come quest'ultimi impianti sono svantaggiati nei confronti dei GDTEL in quanto vengono disconnessi dalla rete spesso.
Leggendo gli Allegati pubblicati da Terna e le altre pubblicazioni, tra cui quelle del GRTN (Gestore Rete Trasmissione Nazionale) ho riscontrato alcune cose poco chiare.
Il documento N° DRRPX02038 del GRTN, dal titolo: "UNITA’ PERIFERICA DISTACCO CARICHI
GUIDA ALLA REALIZZAZIONE" offre le linee guida per le realizzazione delle Unità Periferiche Distacco Carichi (UPDC), nell'ambito del sistema di distacco carichi. Con il termine UPDC si intende una particolare architettura elettrica formata da Remote Terminal Unit (RTU), apparati di comunicazione, trasduttori, ecc. ecc., utili a teledistaccare i carichi nel caso sia necessario. Tale documento ha data di revisione: 30-12-2003.
L'Allegato A69 al Codice di rete di Terna, dal titolo: "CRITERI DI CONNESSIONE DEGLI IMPIANTI DI
PRODUZIONE AL SISTEMA DI DIFESA DI TERNA", prevede sistemi di difesa opportuni e compatibili con il piano di difesa nazionale, con la funzione di teledistaccare e/o attuare azioni correttive al fine di rendere l'intera rete nazionale stabile. "A tal fine, presso gli impianti di produzione asserviti ai suddetti sistemi di difesa deve essere predisposto un apparato periferico di difesa e monitoraggio (di seguito anche apparato periferico di telescatto o UPDM), avente la funzione di acquisire misure ed altre informazioni ausiliarie e di attuare comandi di distacco o di modulazione della produzione, a seguito della ricezione di un messaggio proveniente da altri apparati periferici di telescatto o dal sistema centrale di difesa di Terna." (come scritto sull'allegato).
Questo documento ha data di pubblicazione 13/03/2012.
Confrontando i due documenti nessuno dei due cita l'apparato descritto nell'altro documento, per esempio l'Allegato A69 non cita mai l'UPDC, così come vale il viceversa per il documento del GRTN.
La domanda quindi è: i due apparati sono due cose diverse o è sempre lo stesso apparato a cui è stato cambiato il nome a seguito della pubblicazione del Piano di difesa di Terna, e quindi con l'introduzione del concetto di monitoraggio continuo e difesa della rete è stato cambiato l'acronimo in "unità periferica di difesa e monitoraggio"?
Inoltre, mi sapete per caso dire come comunica l'ente distributore (nella mia regione principalmente l'Enel) tra una cabina a l'altra? Intendo chiedervi se qualcuno sa che sistema utilizzano (GSM, onde convogliate, filo pilota, controllo digitale, ecc. ecc.).
In attesa di un cortese riscontro, Vi porgo cordiali saluti.
Gianni

[Marco62]

Gianni
preciso che le attività del GRTN sono oggi svolte da Terna S.p.A. pertanto unico riferimento attuale per gli impianti AAT e AT è il codice di rete di TERNA oltre alla regola generale per le connessioni a tensione superiore a 1 kV che come è noto è la norma CEI 0-16( attualmente in revisione e sottoposta ad inchiesta pubblica).
Le connessioni attive sia a livello AT, sia a livello MT, gli apparati di telecontrollo e i relativi standard di comunicazione, oltre che dalla suddetta norma in corso di revisione, sono normati dagli allegati al codice di rete di Terna, in parte popolati da documenti e specifiche dell'ex GRTN.
Fatta questa doverosa premessa rispondo di seguito alle tue domande:
1) Procedura RIGEDI' - allegato A72 al CDRT - prevede il distacco degli impianti di produzione aventi potenza di generazione > a 100 kW in regime di cessione totale dell'enegia.
Tra questi vengono definiti:
- GDTEL gli impianti produzione connessi sia in AT sia in MT teledistaccabili direttamente da Terna se in AT o dal Distributore locale se in MT.
- GDPRO - impianti di produzione connessi in MT non teledistaccabili da remoto.
La procedura prevede delle notifiche preventive da parte di Terna inoltre la classificazione in 5 gruppi di distacco con 5 livelli di severità.
Si richiede il distacco sia della GDTEL sia della GDPRO soltanto nei casi in cui si prevede una criticità del Sistema Elettrico nazionale (SEN); pertanto la GDPRO non risulta penalizzata rispetto la GDTEL, fermo la diversa procedura di notifica del programma di distacco;
2) UPDC - UNITA’ PERIFERICA DISTACCO CARICHI - DRRPX02038 - DRRPX02039, utilizza il protocollo di comunicazione TCP/IP - IEC 870-5-104; si applica al sistema di distacco carichi connessi al SEN in particolare alle utenze con contratto di interrompibilità. l'architettura del sistema, la struttura del protocollo, degli indirizzi, la codifica dei segnali, dei comandi e delle misure è dettagliato in modo esaustivo negli allegati A41 e A42 al CDRT.
3) UPDM - UNITA' PERIFERICA DEI SISTEMI DI DIFESA E DI MONITORAGIO - utilizza il protocollo di comunicazione TCP/IP - IEC 870-5-104; sono destinate al distacco automatico, al telescatto, al monitoraggio segnali e misure di quegli impianti che permettono il controllo in emergenza del sistema elettrico nazionale.
Riguarda in particolare gli impianti costituenti la Rete elettrica Nazionale (RTN), le stazioni di consegna alla RTN, gli impianti di produzione direttamente connessi e non, gli impianti delle reti di distribuzione connesse con la RTN a tensione > 120 kV e con essa interoperabili, ogni impianto incluso nel sistema di difesa nazionale. Devono avere una elevata capacità di elaborazione poiché si devono interfacciare con più impianti contemporaneamente. Tali apparati sono definiti nell'allegato A52 al CDRT;
4) nell'allegato A69 al CDRT si definiscono i criteri di connessione degli UPDM asserviti agli impianti di produzione che fanno parte del sistema di difesa di Terna. Tali apparati devono acquisire le misure ed altre informazioni utili alla modulazione e/o al distacco degli impianti di produzione inclusi in tale sistema di difesa.L'allegato A9 al CDRT definisce la tipologia degli impianti atti al piano di difesa del sistema elettrico.
5) I mezzi di comunicazione maggiormente utilizzati in AAT, AT sono le onde convogliate (O.C.) o fibra ottica (F.O.), mentre in MT si utilizzano nella maggioranaza dei casi sistemi GSM, GPRS, in alcuni casi O.C., F.O.; ti informo che nella norma CEI 0-16 attualmente in inchiesta pubblica tale argomento è trattato nell'allegato M;
6) La Del. AEEG 84/12 recepisce l'allegato A70 al CDRT e definisce gli standard realizzativi degli apparati costituenti gli impianti di produzione connessi in MT e BT.
In particolare gli inverter e le protezioni di interfaccia devono avere un grado di insensibilità ai transitori di frequenza e di tensione permettendo che gli impianti di produzione rimangano connessi con bande di frequenza comprese tra 47,5 Hz e 51,5 Hz.
La protezione di interfaccia deve essere in grado di recepire il segnale di teledistacco e comunicazione impartito dal Distributore elettrico, in particolare le protezioni degli impianti connessi in MT attraverso l'attivazione del relè di frequenza a sblocco voltmetrico devono essere in grado di discriminare i guati locali dai guasti di sistema. Infine si stabilisce che gli impianti di produzione connessi dal 01/07/2012 partecipino alla regolazione della tensione di rete mediante l'assorbimento o l'erogazione della potenza reattiva.Tali regolamentazione entro i limiti di funzionamento delle macchine è richiesta anche agli impianti di generazione rotante vedasi in merito deroga pubblicata con la Del. AEEG 165/2012 .
saluti
Marco62

[Gianni90]

Ciao Marco62,
ti ringrazio innanzitutto per avermi risposto, vedo che sei parecchio informato, per cui approfitto per porti qualche altra domanda se per te non ci sono problemi.
Ha scritto che la norma CEI 0-16 è attualmente in revisione e sottoposta ad inchiesta pubblica. Sapevo già che fosse in fase di modifica, ma mi sai dire cosa vogliono modificare di preciso e che tipo di inchiesta stanno conducendo?
Tornando alle due unità periferiche, mi sai dire un esempio pratico di queste?
Magari mi sai dire qualche casa produttrice di questi apparecchi in modo tale che mi posso cercare le caratteristiche tecniche? Io ci ho provato, ma ho trovato solo indicazioni riguardo il dispositivo di protezione di interfaccia e generale (DPI e DPG).
Inoltre, leggendo ciò che hai postato, le unità periferiche sono entrambe collocate nei pressi dell'impianto di produzione, ma hanno funzioni diverse, giusto? Mi sai dire se esistono anche apparecchi che racchiudono entrambe le unità in un unico dispositivo? Inoltre, questi due dispositivi sono sempre accoppiati, oppure, per esempio in cabina primaria, ci può essere solo l'UPDM, in quanto in caso di teledistacco agiscono direttamente le UPDC in cabina secondaria o direttamente sull'impianto, e quindi l'UPDM ha solo funzione di monitoraggio e misura?
Mi permetto di controbattere la tua affermazione riguardo gli svantaggi degli impianti GDPRO, in quanto, a quanto ho capito leggendo vari articoli sui forum e leggendo i vari documenti, comunque questi impianti vengono distaccati in prima istanza, a differenza degli impianti GDTEL che verranno staccati solo in ultima istanza.
È esplicitamente scritto a pagina 4 di 7 dell'Allegato A72 al Codice di rete Terna, paragrafo 6, punto 2: "Gli impianti di tipo GDTEL, avendo la caratteristica di poter essere disconnessi dall’impresa distributrice da remoto, sono considerati ai fini della difesa del SEN, di norma, come risorsa di ultima istanza."
A mio parare questo significa che il numero di disconnessioni dei primi sarà sicuramente maggiore rispetto ai GDTEL, quindi sono nettamente svantaggiati, inoltre da un punto di vista, in primis economico, ma soprattutto legale le due tipologie di impianto godono degli stessi diritti (a quanto pare, visto che non viene fatta alcuna distinzione se non per la tipologia di connessione alla rete), per cui entrambi sono impianti di generazione distribuita da fonte rinnovabile e devono essere distaccati se non in egual modo, almeno con un adeguato rapporto potenza impianto/numero impianti!
In attesa di un cortese riscontro, porgo cordiali saluti.
Gianni

[Marco62]

Gianni90 ciao
fornisco le ulteriori informazioni richieste:
1) Il CEI ha avuto incarico da parte dell'AEEG di rivedere la norma CEI 0-16 per
allinearla all'allegato A70 al CDRT, quindi le variazioni riguardano le utenze attive.
2) Una norma viene sottoposta a preventiva inchiesta pubblica per recepire eventuali
osservazioni da parte degli operatori e fruitori della stessa, per migliorarla e
correggere eventuali imprecisioni prima della pubblicazione ufficiale;
3) Le UPDM sono molto più potenti delle UPDC, poiché oltre al controllo dell'impianto
locale effettuato dalla UPDC(funzione della UPDC - rilevare misure e segnalazioni dei
carichi e inviarle al sistema centrale, ricezione dei comandi di armamento,ricevere
comandi multicast e attuare i comandi di distacco) sono in grado di acquisire misure e
segnalazioni dalle varie sezioni critiche della rete Nazionale ed inviarle al sistema
centrale, inoltre possono inviare messaggi multicast, possono inviare al sistema
centrale dati, misure e scatti degli impianti critici della rete AAT, AT;
per i prodotti guarda questi link http://www.itacosystems.com/?page_id=118
http://www.selta.it
4) GDTEL ... risorsa di ultima istanza;
La GDPRO non essendo telegestita necessita di un preavviso di qualche giorno, inoltre il distacco è subordinato all'azione del proprietario dell'impianto, il quale, potrebbe anche non adempiere(ovviamente andrebbe incontro a delle penali), nell'incertenza, alla GDTEL si affida il compito di colmare gli ammanchi della GDPRO, poiché il preavviso in questo caso è di soltanto 60 minuti.
l'AEEG sta valutando dei provvedimenti per poter trasformare la GDPRO in GDTEL mediante delle implementazioni ai sistemi come da allegato M della norma CEI 0-16.
Saluti
Marco62

[Gianni90]

Ciao Marco62,
grazie ancora per la risposta, mi hai dato chiarimenti davvero utili, soprattutto riguardo il sito che mi hai indicato!
Riguardo la revisione della CEI 0-16 e la relativa inchiesta pubblica, ho capito di cosa stai parlando, cioè delle criticità evidenziate dagli operatori proprietari di impianti di generazione da fonte eolica.
Non so se sono stato chiaro in precedenza, ma l'obiettivo della mia tesi è proprio cercare di capire come gli enti vogliono ridefinire gli impianti di GD, e quindi cerca di capire e/o sapere in qualche modo come stanno agendo o come vorrebbero agire, per esempio come hai detto tu, si dice che vorrebbero trasformare alcuni GDPRO in GDTEL, ma vorrebbero attuare anche il viceversa. Sai come vorrebbero attuare questo processo di conversione degli impianti? Sai anche se è possibile reperire l'allegato M alla norma CEI 0-16 in rete? Io devo andare a controllare se è disponibile nella biblioteca del mio dipartimento di afferenza al Politecnico di Bari, ma potrò farlo solo venerdì 30.
In attesa di un cortese riscontro, porgo cordiali saluti.
Gianni

[Marco62]

Gianni90 Ciao
i documenti in inchiesta pubblica sono accessibili a tutti.
Al sito del CEI puoi reperire quanto cerchi cercando il progetto C1109.

saluti
Marco62

[mario_maggi]

Gianni90,
io non sono abbastanza informato in merito, ma ho la sensazione che l'argomento della IEC61850 e dei messaggi GOOSE possa essere interessante: [url]
http://en.wikipedia.org/wiki/Generic_Substation_Events
[/url]
Ciao
Mario

[Gianni90]

Grazie delle risposte Marco62 e Mario_Maggi,
io ho terminato il mio lavoro di tesi, sono stato fortunato e sono riuscito a prendere contatti diretti con un ingegnere Terna, uno tra i redattori di alcuni allegati riguardanti proprio gli apparecchi UPDC e UPDM.
Insomma mi ha dato le risposte necessarie alle domande che avevo posto in questo post; come avrò un po' di tempo posto un commento per informarvi delle risposte, giusto a titolo informativo.
Gianni90

[Gianni90]

Ciao a tutti,
come promesso dopo aver finito la tesi, torno a darvi alcune info riguardo l'argomento in oggetto.
Parto dal principio in modo da dare un quadro generale della questione.
Il mio lavoro di tesi l'ho intitolato: “Telecontrollo e telemisure per la riduzione della generazione distribuita connessa alle reti elettriche di media tensione (MT)”, in quanto tratta essenzialmente i problemi legati alla produzione di energia derivante da fonti rinnovabili, cioè tutte quelle forme di energia che sfruttano le fonti “non esauribili” presenti in quantità illimitata sul pianeta, e si basa sulle “Smart Grid”, che rappresentano le reti elettriche del futuro, cioè reti che riescono ad adattarsi alle esigenze degli utenti.
Secondo i dati rilevati dal GSE, nel 2011 in Italia c’è stato un incremento della produzione di energia derivante da fonti rinnovabili, in particolare c’è stato un incremento di oltre il 450% di energia fotovoltaica; attualmente sono installati quasi 460 000 impianti per una potenza totale di oltre 16 000 GW. Lo svantaggio di queste fonti sta nella loro incapacità di produrre energia in modo costante perché, per esempio, dipendono dalle condizioni ambientali e meteorologiche.
È importante monitorare i flussi di energia transitanti sulla rete in modo da mantenere l’intero sistema “stabile”, poiché la produzione della cosiddetta “energia verde” ne influisce il comportamento. Si parla quindi di monitoraggio della “rete rilevante (RR)” cioè quella parte di rete elettrica influenzata dalla “generazione distribuita GD” che è rappresentata dagli impianti produttori di energia rinnovabile, che sono connessi alla rete elettrica mediante un collegamento galvanico, che è perfezionato da sistemi coordinati ed opportuni tali da permettere il telecontrollo, il monitoraggio da remoto, la teleconduzione (cioè il teledistacco) e la teleregolazione.
In Italia, Terna gestisce l’intero sistema elettrico nazionale, attraverso l’acquisizione e l’analisi dei dati in tempo reale direttamente sugli impianti con il supporto dei centri di controllo Terna, rendendo la rete completamente e costantemente monitorata, anche in situazioni di emergenza.
Per questo motivo Terna ha previsto un “Piano di Riaccensione (PdR)”, che prevede la riconnessione dei carichi attraverso opportune manovre a seguito di un black-out.
Per far sì che la rete resti nei range di tensione e frequenza definiti, vengono attuate delle regolazioni in modo da bilanciare e stabilizzare il sistema, a fronte di situazioni potenzialmente critiche: infatti al variare della potenza prodotta dagli impianti varia il valore della frequenza in rete.
L’aumento della GD ha condizionato la rete, complicando la sua gestione e imponendo un processo di conversione da “reti passive” a “reti attive”. Ecco perché negli ultimi tempi è stata modificata buona parte della normativa di riferimento.
In Italia, l’ente gestore del mercato energetico cioè l’Autorità dell’energia elettrica e del gas, l’AEEG, a seguito dei problemi riscontrati sulla rete ha disposto interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di energia elettrica in particolare per la generazione distribuita (GD), al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale (SEN). Questi provvedimenti sono stati raccolti nella delibera 84/2012/R/EEL, che ha dato parere favorevole: alle proposte di Allegato A.68, A.69 e A.70 al Codice di rete; alla variazione dei range funzionamento degli impianti di produzione; all’adozione di un “sistema di protezione di interfaccia con relè di frequenza a sblocco voltmetrico”. L’Allegato A.70 è stato redatto da Terna per gestire, con urgenza, la situazione di criticità attuale dell’intero sistema elettrico a causa dei motivi già citati, restando concorde con gli sviluppi futuri delle “Smart Grid”, infatti la sua applicazione integrale richiede la disponibilità diffusa di sensori integrati nei sistemi di conduzione delle reti di distribuzione e dei relativi sistemi di telecomunicazione. Fondamentale è stata anche la delibera 344/2012/R/EEL che ha approvato le modifiche all’Allegato A.70 e ha dato pieno potere all’Allegato A.72 del Codice di rete. Sono state apportate modifiche anche alle norme CEI 0-16 e CEI 0-21, che regolano rispettivamente le connessioni in MT e BT.
Scopo dell’Allegato A.72, è quello di definire le modalità di attuazione della riduzione della generazione distribuita (procedura RIGEDI) per gli impianti connessi alle reti di media tensione. Tale procedura è attuata mediante la disconnessione di alcuni carichi dalla rete elettrica, che sono stati suddivisi da Terna in due categorie: GDPRO che sono impianti di potenza non molto elevata, connessi direttamente alla rete ad anello urbana e per essere disconnessi necessitano di un intervento in loco, quindi manuale; GDTEL sono solitamente impianti di potenza elevata connessi alla rete nazionale mediante una linea dedicata e quindi possono essere teledistaccati direttamente dai centri di controllo.
L’Allegato A.72 prevede che vengano disconnessi gli impianti aventi potenza maggiore a 100 kW e se l’impianto disconnesso è un GDPRO, il titolare viene avvisato almeno 7 giorni prima, mentre se è un GDTEL, il preavviso è di un ora.
Le telemisure e le azioni di teledistacco vengono attuate mediante appositi dispositivi che interagiscono con gli impianti e con i centri di controllo.
L’Allegato A.68 è una guida tecnica che sintetizza i requisiti minimi che gli impianti fotovoltaici devono rispettare al fine di garantire gli obiettivi di stabilità . Tutti gli impianti sono equipaggiati di Unità Periferiche di Difesa e Monitoraggio (UPDM), cioè dispositivi in grado di teledistaccare l’impianto, che sono affiancati da relè di vario tipo, costituenti una logica di difesa locale dell’impianto. Le connessioni e le comunicazioni di questi apparati sono regolate dall’Allegato A.69.
Quindi le nuove reti elettriche di distribuzione di energia rinnovabile, sono progettate per gestire un flusso bidirezionale di energia elettrica, ma anche di dati, cioè di bit destinati allo scambio di informazioni, quali misure o dati di impianto, tra i sistemi.
Su questo è basata l’idea delle “Smart Cities” e delle “Smart Grids”, composte in sostanza da un numero grande di sensori e da reti di telecomunicazione.
Quindi su ogni impianto di GD troviamo apparati che assolvono alle seguenti funzioni:
UPDM: attuano azioni di teledistacco ed effettuano telemisure, sono collegati su grandi impianti, centrali e punti di snodo;
UPDC: teledistaccano il carico, sono collegati su impianti più piccoli dei precedenti, perché sono meno potenti degli UPDM;
RTU: sono proprio gli attuatori del distacco del carico, attraverso l’azionamento di relè e di altri sistemi di disconnessione e sono direttamente collegati con una delle due unità periferiche prima citate.
Questi apparati sono in grado di interagire anche direttamente con il centro di controllo.
La comunicazione tra questi apparati avviene grazie a delle reti di comunicazione apposite che utilizzano il protocollo definito dall’IEEE, lo IEC 60-870-5-104, che si basa su una struttura a pila formata da 7 livelli ognuno avente un funzione diversa. La versione originale di questo protocollo utilizza messaggi di tipo “unicast” per comunicare, cioè il messaggio viene emesso da una sorgente e giunge ai ricevitori uno per volta, quindi che introduce ritardi puri sulla rete che la destabilizzano. Per questo motivo Terna ha modificato questo protocollo e ha usato messaggi di tipo “multicast”, cioè messaggi emessi sempre da un’unica sorgente che giungono ai ricevitori tutti nello stesso istante che permettono la gestione in tempo reale della rete. La comunicazione tra impianto e centro di controllo è affidata ai “Punti di accesso PA” che sono dislocati su tutto il territorio nazionale e nelle sedi Terna ed hanno la funzione di acquisire misure e dati di impianto e di impartire comandi e segnalazioni alle Unità Periferiche.
Quindi l’attuale situazione elettrica ed energetica nazionale ci pone davanti 4 problemi: equilibrio tra consumi e produzione, aumento del numero di impianti e della loro potenza unitaria, flussi bidirezionali di energia e dati, delocalizzazione dei baricentri elettrici dovuti alla diversa collocazione degli impianti. Gli UPDM e gli UPDC comunicano con i Listener o gli UPDM-L che sono apparecchi in grado di inviare informazioni al centro di controllo anche riguardo le reti circostanti; ciò avviene solo dopo che si sono sincronizzati con il centro di controllo.
Il sistema di acquisizione dati è un semplice sistema di controllo industriale di tipo SCADA, gli impianti e il centro di controllo che comunicano grazie ad appositi collegamenti di scambio dati quali per esempio linee CDN o linee in fibra ottica.
L’Allegato A.72 regolamenta la situazione elettrica ed energetica nazionale, per quanto riguarda la produzione di energia fotovoltaica, ed ha distinto gli impianti nelle due categorie già citate, che sono da un verso favorevoli in quanto rendono la gestione della rete semplice e rapida, anche in situazioni critiche di emergenza, ma dall'altro verso sono sfavorevoli in quanto vanno a penalizzare i GDPRO esponendoli a frequenti disconnessioni rispetto ai GDTEL, inducendo talvolta anche perdite economiche.
Una soluzione a questi problemi potrebbe essere quella di attuare la riduzione di potenza attraverso un controllo diretto degli impianti, per esempio telecontrollare gli inverter connessi agli impianti, oppure quella di attuare la riduzione di potenza transitante sulla rete in modo graduale, per esempio sconnettendo solo alcuni sottocampi fotovoltaici degli impianti GDTEL.
Il problema sostanziale è rappresentato dagli elevati costi di installazione e di gestione degli impianti, ma anche da una difficile installazione di questi sistemi innovativi.

Spero di essere stato di aiuto a chi interessato.
Saluti! ;)

Gianni90