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ADEGUAMENTO DELLA GENERAZIONE DISTRIBUITA

AI REQUISITI DI SISTEMA

Bolzano, 18 maggio 2012

Direzione Dispacciamento e Conduzione

Relatore: Poli Michele

Esigenze di sistema

Il crescente sviluppo della generazione distribuita connessa alle reti in media e bassa tensione comporta problematiche per l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico

Necessità di revisione delle regole tecniche per tali impianti, in particolare per garantire il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime della frequenza nella rete AAT e AT

Esigenza condivisa da AEEG che in audizioni e segnalazioni ha evidenziato l’opportunità di interventi sui requisiti tecnici della generazione distribuita



Evoluzione del rinnovabile

• L’incremento è esponenziale, con gradiente medio, per il fotovoltaico, di circa 50 MW/giorno

• Le previsioni per il 2015 vedono circa 23000 MW di fotovoltaico e 9600 MW di eolico

• Il fotovoltaico si aggiunge alla generazione distribuita da altre fonti

• Il rinnovabile BT- MT attualmente installato è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno diurno in condizioni di basso carico

• Riduce la capacità regolante del sistema elettrico• Modifica l’effetto dell’alleggerimento di carico da parte EAC tra notte e giorno • Rende difficilmente quantificabile la percentuale di carico sottoposta ad

alleggerimento• Non è monitorato in tempo reale• La previsione sul breve-medio termine non è fornita dai DSO a Terna• Il rinnovabile su AT (fotovoltaico compreso) viene connesso in base a

prescrizioni Terna (A.68) che garantiscono sia la regolazione che la tenuta a transitori severi (tensione, frequenza) sul SEN


Evoluzione del rinnovabile: sino a febbraio 2012

Le principali norme di riferimento sono CEI 0-16 (MT) e CEI 0-21 (BT)

• Prima del 2011 non erano mirate al prodotto• Non definivano, né tenevano conto dei requisiti di sistema

• Terna, coinvolta dall’estate 2011 nei comitati CEI ha proposto l’introduzione di alcuni requisiti fondamentali di sistema; a seguito della delibera AEEG le norme devono essere definitivamente modificate nell’ambito di CEI CT316

Evoluzione delle reti MT e BT: ieri


Evoluzione delle reti MT e BT: oggi


Effetti del FV: inversione dei flussi nelle reti MT giorno/notte


Il caso della regione Marche: fabbisogno per la rete AT nei giorni di Pasquetta degli anni 2010 e 2012



A. 70 – Concetti base di sistema (capitolo 5)

Tutti gli impianti di produzione e relativi macchinari ed apparecchiature devono rimanere permanentemente connessi alla rete BT e MT nei seguenti range di

frequenza e tensione (indipendente dal livello di tensione a cui sono connessi)

47.5 Hz ≤ f ≤ 51.5 Hz85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn

49.7 Hz ≤ f ≤ 50.3 Hz

In questo modo gli impianti danno il loro contributo a sostegno del piano di difesa

Evento di separazione della rete elettrica siciliana del 18 giugno 2011


Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “generatore equivalente”; pertanto il distributore deve fornire a TERNA le seguenti informazioni in tempo reale:

•carico•generazione differenziata per fonte•totale di cabina

Tali informazioni possono essere direttamente misurate o, secondo opportune valutazione acquisite secondo modalità differenti

A. 70 – Concetti base di sistema (capitolo 6)


A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 7.1.1)

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a) non variare la potenza immessa in rete dagli impianti statici nei limiti previsti, per frequenze comprese tra 47,5 Hz e 50,3 Hz, salvo che per motivi legati alla disponibilità della fonte primaria

b) ridurre la potenza immessa in rete dagli impianti statici in funzione dell’entità dello scarto di frequenza positivo rispetto a 50 Hz per frequenze comprese tra 50,3 Hz e 51,5 Hz, secondo uno statismo compreso tra il 2% e il 5%; di norma verrà impostato un valore pari al 2,4%;



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L’avviamento degli impianti statici deve essere condizionato ad una frequenza di rete stabilizzata e quindi non inferiore a 49,9 (49.95) Hz e non superiore a 50,1 (50.05) Hz per le isole (per il Continente) .

In tali condizioni la riconnessione deve avvenire aumentando gradualmente la potenza immessa rispettando un gradiente positivo massimo non superiore al 20% al minuto della potenza erogabile.


c) gli impianti statici non devono riconnettersi alla rete e non aumentare il livello di produzione minimo raggiunto in caso di ridiscesa della frequenza dopo un aumento della stessa oltre il valore di 50,3 Hz (a meno che la frequenza non si attesti per almeno 5 minuti primi ad un valore compreso tra 49.95 Hz e 50,05 Hz per il continente, e 49.9 e 50,1 per Sicilia e Sardegna), salvo diversa indicazione da parte del Gestore.


A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 7.2)

Gli impianti statici devono resistere a perturbazioni severe in tensione sulla RTN e dare il tempo, alle protezioni del sistema primario, di estinguere i guasti


A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 8)

Per recepire le esigenze di selettività tra guasto locale e di sistema, si propone uno schema basato su un consenso in tensione.

L’attivazione delle soglie di tensione di sequenza diretta, inversa ed omopolare èistantanea e deve permanere al massimo per 20 s anche al cessare del superamento della soglia



Per recepire le esigenze di selettività tra guasto locale e di sistema, si propone uno schema basato su un consenso in tensione con abilitazione da remoto e telescatto.


Principio di scomposizione

Va

Vc

Vb

α Vi

Vi

α2 Vi

1

3

2αVd

α2 Vd

Vi

Vd

V0123

1

2

3

Una terna dissimmetrica è univocamente scomponibile in una terna simmetrica diretta, una terna simmetrica inversa e una terna omopolare

+ +=

terna dissimmetricaterna simmetrica

direttaterna simmetrica

inversaterna simmetrica

omopolare

Vd = 1/3 (Va + αVb + α2Vc)

Vi = 1/3 (Va + α2Vb + αVc)

V0 = 1/3 (Va + Vb + Vc)

α = ‚ 120° = (-0,5 + j0,866) e α2 = ‚ 240° = (-0,5 - j0,866) sono operatori vettoriali che, applicati ad un qualunque vettore,

lo fanno ruotare di 120° e 240° in senso antiorario

Guasto trifase

Va

Vc Vb

c

α Vd α2 Vd

Vdterna simmetrica

diretta

terna simmetrica inversa

terna simmetrica omopolare

V’a

V’c V’b V’’a = V’’b = V’’c = 0

ba

V’’0= 0

α V’d α2 V’d

V’d

V’0= 0V0= 0

Vi= 0 V’i= 0 V’’i= 0

V’’d= 0

Guasto bifase

Va

Vc Vb

c

α Vd α2 Vd

Vdterna simmetrica

diretta



V’a

V’c V’b

V’’a

V’’c = V’’bV’’bc = 0

ba

V’’0= 0

α V’’d α2 V’’d

V’’d

α V’d α2 V’d

V’d

V’0= 0V0= 0

Vi= 0 α V’’i α2 V’’i

V’’i

α2 V’iα V’i

V’i

V’’d= V’’i

Guasto monofase

Va

Vc Vb

c

α Vd α2 Vd

Vdterna simmetrica

diretta



V’a

V’c V’b

V’’a = 0

V’’c

ba

V’’0

α V’’d α2 V’’d

V’’d

α V’d α2 V’d

V’d

V’0V0= 0

Vi= 0α V’’iα2 V’’i

V’’i

α2 V’i α V’iV’i

V’’b


59N

59

…..

27

81>

27Vd

81<

27Vi

…..

59N

59

…..

27

81>

27Vd

81<

27Vi

…..

Protezione d’interfaccia

Vd = 1/3 (Va + αVb + α2Vc)

Vi = 1/3 (Va + α2Vb + αVc)

V0 = 1/3 (Va + Vb + Vc)

Vab + Vbc + Vca = 0

Vd = 1/3 (Vab + αVbc + α2Vca)

Vi = 1/3 (Vab + α2Vbc + αVca)


Funzione del SPI CEI 0-16 A 70 Consigliata

Massima Tensione S1 (1,20 Vn 0,1 s) Nessuna prescrizione (1,1÷1,15 Vn 0,1 s)

Massima Tensione S2 No Nessuna prescrizione

Minima Tensione S1 (0,70 Vn 0,3 s) Nessuna prescrizione (0,85 Vn 0,5 s)

Minima Tensione S2 No Nessuna prescrizione

Massima Tensione Omopolare (15V 25 s) Nessuna prescrizione (5 ÷ 10% V res_max 25 s)

Massima Frequenza S1 (50,3 Hz 0,1 s) (50,3 Hz 0,1 s in & con Vd,Vi,Vo)

Massima Frequenza S2 No (51,5 Hz 1,0 s)

Minima Frequenza S1 (49,7 Hz 0,1 s) (49,7 Hz 0,1 s in & con Vd,Vi,Vo)

Minima Frequenza S2 No (47,5 Hz 4,0 s)

Minima Tensione Sequenza Diretta No (in & con Max. Freq. S1 e Min. Freq. S1 ) (85% Vn)

Massima Tensione Sequenza Inversa No (in & con Max. Freq. S1 e Min. Freq. S1 ) (10% Vn)

Massima Tensione Omopolare No (in & con Max. Freq. S1 e Min. Freq. S1 ) (5 ÷ 10% V res_max)


Se viene adottata la prima soluzione di misura delle tensioni: Vn indica la tensione nominale fase-fase

Se viene adottata la seconda soluzione di misura delle tensioni: Vn indica la tensione nominale fase-terra

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