L’impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico -...

L’impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico

Trento, 21 Dicembre 2012

Leandro Caciolli – Terna Rete Italia

1

22 50

2.130218

440

850

2305 0

760

46

530

20

1.220

3

295

1

1.130Eolico

6.628 MW

Fotovoltaico

12.460 MW15

1.040

0 15 0

1.285

0

290

25100

2.4004.200220

8001.400

5

55035

1.400

80

900

40

2.150

5

600

5

2.050

Eolico

9.600 MW

Fotovoltaico

23.000 MW

15

1.850

050

0

2.450

0

550

• Installato (2011)

• Previsione di medio periodo (2016)

Eolico6.628 MW

FV12.460 MW

Eolico9.600 MW

FV23.0000 MW

Evoluzione del rinnovabileGenerazione rinnovabile installata

Direzione Dispacciamento e Conduzione 2

Previsione di lungo periodo (2020):• FV: 30.000 MW• Eolico: 13.000 MW

1.381

2.130

297 215

986

360

787230

367110

218

1.625

835

9

850

849

370

2.4004.200

300450

1.450

550

1.400

450

500250

220

1.950

1.400

20

1.150850

Il Fotovoltaico

Generazione FV installata

Installed PV generationTot Italy Plants Power [MW]Tot Plants 350.334 13.205,1P < 20 kW 308.219 1.840 20 kW < P < 50 kW 12.203 485,7P > 50 kW 29.912 10.879,4

479 55

1.306

308

1.375

807

129

1.103

301

14

1.200 Installed PVgeneration per Region

Circa 900 MW su AT

232

251 384

903

129

2.238

416

887

487

328

3

L’Eolico

Generazione installata

Totale 6800 MW

PrincipalmenteConcentrati nel Sud

92% connessi alle reti92% connessi alle reti150/132kV

Lintensità del colore nella mappaIndica la concentrazionedella generazione eolica

4

Effetto del rinnovabileDiagramma di carico del 10/07/2012

5

Effetto del rinnovabileDiagramma di carico del 19/12/2012

6

Effetto del rinnovabileEsempio nel giorno di Pasquetta 2012: Caso Marche

MW

7

Evoluzione delle reti MT e BT: ieri

8

Evoluzione delle reti MT e BT: oggi

9

Qualche considerazione

� L’incremento è esponenziale

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

� Il rinnovabile BT- MT è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno nelle ore basso carico

� Il fotovoltaico si aggiunge alla generazione distrib uita da altre fonti

� Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “mini-sistema attivo” interconnesso alla RTN

� Il rinnovabile non è monitorato in tempo reale. La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione d iretta

10

Stabilità del sistema

11

Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema

Inerzia

� L’inerzia può essere vista come la “resistenza al camb iamento”

� Contrasta i cambiamenti improvvisi della frequenza e d è fornita da macchine sincrone aventi grandi e pesanti genera tori rotanti

12

� Converte l’energia cinetica delle masse rotanti in energia elettrica quando la frequenza diminuisce

tH

Pf ⋅

⋅∆−=∆

••

2

� Generatori eolici full-converter e generatori FV son o sistemi di generazione senza inerzia

� La misura utilizzata per confrontare l'inerzia di diff erenti generatori differenti è la costante d’inerzia H


Tipi di impianto H [s]

Impianto idroelettrico 2 … 5 s

Ciclo combinato 5 … 10 s

Termico convenzionale 3 … 8 s

Impianto fotovoltaico 0 s

An

JH

221 ω=

13

Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità de l sistema

� Se l’inerzia (dell’Europa ) diminuisce �� Le escursioni in frequenza aumentano

Potenza istantanea fornita dall’inerziadelle macchine sincrone

Potenza in uscita dai generatoristatici ed eolici full -converter

14

Risposta fornita dalle macchinecon riserva rotante

statici ed eolici full -converter


15

Perché l’inerzia sintetica?

� Mantiene basso il tasso di variazione della frequenza in caso di squilibri della potenza attiva

� E’ una riserva di potenza istantanea

� Incorpora una funzione di sicurezza passiva

Transitori di frequenza

16

50

49.7

49.5

50.3

50.5

51.5

DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE

DISTACCO GD in MT e BT

DISTACCO GD in MT e BT

49.5

49

47.5

DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE

PIANO DI ALLEGGERIMENTO

17

Generalità

Area in importazione

Area in esportazione

Carichi Carichi

SEPARAZIONE SQUILIBRIO PRODUZIONE / CARICHI

OBIETTIVO PRIMARIO: Evitare il raggiungimento di 47 ,5 Hz !!

18

• In caso di separazione dalla rete

continentale (scatto delle linee di

interconnessione), la frequenza

del sistema italiano potrebbe

scendere (ad es. a 49 Hz)

504951

5347

Hz

scendere (ad es. a 49 Hz)

• Rispetto al normale

funzionamento (50 Hz) si

possono talvolta presentare dei

disturbi (anche per guasti in

centro Europa… )

19

• Il SPI della GD (che ha

superato 10.000 MW) scatta

non appena la frequenza

scende sotto a 49,7 Hz

• Tutta la GD rischia di

staccarsi istantaneamente,

504951

5347

Hz5049

5347

Hz

facendo mancare il suo

apporto al sistema elettrico…

…aumenta il rischio black-out

• Servono soglie più larghe …..

allineate a quelle delle reti AT

dell’Italia e dell’Europa

20

Generatori su reti AT ed AAT

Funzionamento stabile tra 47.5 Hz e 51.5 Hz

Generatori su reti MT e BT

Sino a marzo 2012: funzionamento stabile tra 49.7 Hz e 50.3 Hz

Gli intervalli di funzionamento della GD sono incompatibili con la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico

21

Dopo marzo 2012: MT: 49.7 Hz e 50.3 Hz + retrofitting

BT: 49 Hz e 51 Hz

49.6

49.8

50

scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita

Le prime avvisaglie in Italia Nel 2011 in Sicilia, durante un periodo di esercizio in isola e lettrica, simanifesta l’effetto di un parco GD ormai cospicuo.

48.8

49

49.2

49.4

49.6

10

:34

:40

.00

0

10

:34

:40

.38

0

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:34

:40

.76

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:34

:41

.14

0

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:34

:41

.52

0

10

:34

:41

.90

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:34

:42

.28

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:34

:42

.66

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:34

:43

.04

0

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:34

:43

.42

0

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:34

:43

.80

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:34

:44

.56

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:34

:44

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:34

:45

.32

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:34

:45

.70

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:34

:46

.46

0

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:46

.84

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:34

:47

.22

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:34

:47

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:47

.98

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:34

:48

.36

0

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:48

.74

0

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0

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:34

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0

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:34

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.88

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:50

.26

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:34

:50

.64

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:34

:51

.02

0

10

:34

:51

.40

0

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:51

.78

0

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:34

:52

.16

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:34

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0

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:34

:52

.92

0

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:53

.30

0

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:34

:53

.68

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:34

:54

.06

0

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:34

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.44

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:34

:54

.82

0

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:34

:55

.20

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.96

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.34

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:34

:56

.72

0

10

:34

:57

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0

10

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.48

0

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:34

:57

.86

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:58

.24

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:58

.62

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.00

0

10

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:59

.38

0

10

:34

:59

.76

0

Fre

qu

en

za [

Hz]

distacco EAC

22

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

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10

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:40

.00

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:40

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:34

:40

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:34

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.66

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:46

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:34

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:47

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:34

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:49

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:53

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.58

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.96

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10

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10

:34

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.76

0

Freq

uen

za [H

z]

scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita

distacco EAC

Le prime avvisaglieIn Italia

AlleggerimentoP [MW]

Deficit

Perdita GD

Alleggerimento

Gruppi convenzionali

P [MW]

t [s]

Squilibrio carico/generazione

Perché le norme CEI consentivano il distacco in un range rist retto ? Perchéconcepite in un sistema di distribuzione a carico prevalente mente PASSIVO

23

04 novembre 2006

51.3

E’ un problema europeo

48.9

49.1

49.3

49.5

49.7

49.9

50.1

50.3

50.5

50.7

50.9

51.1

22.08.00 22.09.00 22.10.00 22.11.00 22.12.00 22.13.00

Area 3 Area 2 Area 1

24

Stabilità del SEN: campi di funzionamento in tension e e frequenza

• Definiti, per tutti i livelli di tensione, i limiti di funzionamento

85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn

47,5 Hz ≤ f ≤ 51,5 Hz � I limiti sono inderogabili per

garantire la sicurezza del SEN

� Processo in corso in maniera

analoga in altri paesi (Germania,

Spagna…)

� Il retrofit è un punto critico per tutti

25

Transitori di tensione

26

Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kV

80% Vnpost FV

tensione

80% Vnante FV

post FV

27

distanza

Ipotesi: GD uniformemente distribuita

Eventi di rete : cortocircuito trifase 380 kV

CEI 0-21

1 2 3 54

CEI 0-16

28

Potenza FV distaccata

Cortocircuito 380 kV CEI 0-21 CEI 0-16Guadagno

%

100 ms 0% 0% 0%

350 ms 33,3% 44,4% 11%

450 ms 94,4% 39,9% 54,5%

1

2

3

900 ms 94,4 % 58% 36,4%

1500 m 100% 100% 0%

4

5

29

Potenza FV distaccata 1

CEI 0-21 = CEI 0-16

Situazione ante A70: FVpotenzialmente distaccataa V < 80% di Vn.Es. C.to c.to SSE Centro a400 kV �� FV out = 3.2 GW

30

FV out = 0 GW


CEI 0-21 �� FV out = 4.4 GW CEI 0-16 �� FV out = 0.5 GW

Differenza = 4 GW

31


CEI 0-21 �� FV out = 4.4 GW CEI 0-16 �� FV out = 0.8 GW

32

Differenza = 3.2 GW

Impatto sull’esercizio

34

� Le regolazioni tradizionali sono insufficienti a cont rastare la rapidità del fenomeno

� La previsione del fabbisogno ha notevoli incertezze ( non osservabilità della GD)

� Il controllo in tempo reale non acquisisce le infor mazioni necessarie

� Gli intervalli di funzionamento della GD sono incomp atibili con il


� Gli intervalli di funzionamento della GD sono incomp atibili con il sistema elettrico

� I Piani di Difesa non sono progettati per una gener azione coesistente al carico sulla MT/ BT

� Non esistono procedure che consentano di gestire ri duzioni in tempo reale o a preventivo del fotovoltaico per esigenze d i sicurezza

35

� I Gruppi convenzionali sono costretti a lavorare in punti di funzionamento incompatibili con i limiti tecnici

� La GD influenza in modo difficilmente controllabile gli scarti con l’Estero

� La diminuzione dei gruppi convenzionali in esercizio, insieme al decremento di fabbisogno, causa una carenza di mezzi d i


decremento di fabbisogno, causa una carenza di mezzi d i regolazione del reattivo

� Il Fotovoltaico ed Eolico interfacciato con inverte r, diminuiscono l’inerzia del sistema elettrico

� I FV connessi alla rete AT (circa 900 MW) e gli eol ici (oltre 7500 MW) sono controllabili e stabili nei confronti del sistema

36

Evoluzione delle norme sulla GD e sul rinnovabile

Le norme che tradizionalmente fungono da Grid Code de i distributori sono la CEI 0-16 (MT) e la CEI 0-21 (BT)

• Non sono norme di prodotto (ossia definiscono l’int erfaccia ma non garantiscono che l’impianto possa avere comportamen ti non corretti)

• Non definiscono né tengono conto dei requisiti di s istema

• Nel corso del 2012 sia nella CEI 0-21 che nella CE I 0-16 vengono introdotti requisiti fondamentali di sistema

37

Concetti base di sistema

Per il funzionamento di un impianto, gli intervalli garantiti in frequenza sono indipendenti dal livello di tensione cui l’impianto è connesso

49.7 Hz ≤ f ≤ 50.3 Hz

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

In questo modo gli impianti di produzione danno cont ributo e sostengono i piani di difesa

38

Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “mini sist ema attivo”.Per il controllo del SEN sia in fase predittiva che in tempo reale servono perogni CP sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale:

� Carico� Generazione differenziata per fonte� Totale di cabina

Concetti base di sistema

Tali informazioni possono essere direttamente misura te o in una prima fase, stimate.

39

� Sono esigenze già riportate dal 2009 nei RdE relative alle CP di raccolta(servono come impianti collettrici delle FER); sono inoltr e coerenti con laregolamentazione ENTSO-E attualmente in fase d’inchiesta.

� Sono in linea con le prospettive in materia di dispacciament o(DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD.

1. Superamento dei transitori di frequenza

Distacco differenziato della Generazione Distribuita delle reti MT e BT per variazioni di frequenza su guasto locale e per variazi oni di frequenza su transitori di rete

40

Soglie di intervento della frequenza in presenza di guasto: 49,7 ÷÷÷÷ 50,3 HzSoglie di intervento della frequenza su disturbo di sistema: 47,5 ÷÷÷÷ 51,5 Hz

� Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della rete

di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistem a in seguito di:

� una apertura intenzionale (manutenzione);

� un guasto con apertura dell’interruttore a inizio

linea (meno probabile).

L’isola indesiderata

Cabina

Primaria

AT/MT

� Il fenomeno dell’islanding richiede di essere

esaminato per i riflessi:

� sulla qualità dell’alimentazione;

� sulla sicurezza di funzionamento della rete;

� sulle procedure di ricerca selezione guasti;

� sulla ripresa del parallelo.SPI

49,7 Hz

Pc = 2 MW47,5

PG = 2 MW

49,7

51,5

50

Hz

50,3 Hz

50,3

41

2. Superamento dei buchi di tensione

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

42

Capability FER della rete BT Capability FER della rete MT

Il distacco anticipato sottrae al sistema risorse produtti ve con pregiudizio per lastabilità e la sicurezza

3. Regolazione della potenza attiva in funzione della frequenza

Caratteristica P/f per impianti FER

� Diminuzione lineare della potenza in sovrafrequenza

� Discesa con gradiente dell’83,3% Pe/Hz

� Utilizzazione di tutta la capacità di regolazione dispo nibile

� Tempi di risposta ridotti (FV ≤ 2s; Eolici ≤ 10 s)

43

4. Ingresso in rete della GD a frequenza stabile ed aumento graduale della potenza immessa degli impianti FER

�Riconnessione automatica degli impianti

� Immissione graduale della potenza in fase di start-up

Impianti statici: ciclo di ritorno alla potenza pre -transitorio

44

Finestra di frequenza stabile

Tempo di riconoscimento

frequenza stabile

Rampa di aumento della potenza

Avviamento 49,9 Hz ÷ 50,1 Hz 30 s ≤ 20% PN/minRiconnessione dopo intervento protezioni 49,9 Hz ÷ 50,1 Hz 300 s ≤ 20% PN/min

Rientro da transitorio di sovra-frequenza 49,9 Hz ÷ 50,1 Hz 300 s ≤ 20% ∆P/min

Nota: ∆P = P erogata prima del transitorio – P minima raggiunta durante il transitorio

5. Regolazione della tensione e della potenza reattiv a

Rete con carico ohmico induttivo + connessione gene razione

Vn ±∆V

P, Q

PG +QG -QG

45

Vn ±∆V

cos φG ≠ 1+ QG = Erogazione reattivo, innalzamento tensione (compo rtamento capacitivo)- QG = Assorbimento reattivo, abbassamento tensione (co mportamento induttivo)


Campo di funzionamento dei generatori

eolici nel piano P/Q

P

Q

φ

Sn

- Qmax = - 0,329 Sn

Pn

Campo di funzionamento senza

prescrizioni

cos φ =0,95

+ Qmax = + 0,329 Sn

Capability generatori sincroniCapability generatori eolici

46

cos φ =0,90

φ

1

P

Q

Sn

0,9

+ Qmax = + 0,436 Sn- Qmax = - 0,436 Sn 1

1

1

P

Q

n

Sn

P a cosφ

-

Capability generatori statici 1 Capability generatori statici 2


Erogo reattivo per sollevarela tensione ai morsetti(comportamento capacitivo)

V

V2s

V1s

Qmax

V2s=1,1Vn

V1s=1,08Vn

Carattreristica Q = f(V)

47

Q

V1i

V2i

- Qmax

V1i=0,92Vn

V2i=0,9Vn

Assorbo reattivo per abbassare la tensione ai morsetti(comportamento induttivo)

• Vmin ≥ 27.S1 (default per Vmin = 0,9 Vn)• Vmax ≤ 59.S1 (default per Vmax = 1,1 Vn)• -Qmin e +Qmax = limiti di capability

• Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva sec ondo una

curva caratteristica Q = f(V)

� La GD deve consentire anche l’erogazione/assorbimento di po tenzareattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale bas ate sulvalore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita sec ondo curvecaratteristiche Q = f(V)

• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica


• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica

cos φ =f(P)

� L’assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in ques ti casi, èfinalizzato alla limitazione delle sovratensioni/sottotens ioni causate dalgeneratore stesso a seguito della immissione di potenza atti va

• Regolazione centralizzata

� Sarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte del la GD neilimiti della proprie capability.

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6. Partecipazione ai piani di difesa

� La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore ouguale a 100 kW.

� Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi diteledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo ditelesegnali inviati da un centro remoto.� Nella prospettiva delle smart grid le modalità di invio del segnale saranno

effettuate tramite un sistema di comunicazione “always on”.� Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso� Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso

un sistema GSM/GPRS.� Il servizio mira a risolvere sia criticità di rete insorte nel livello di tensione MT,

individuate e governate dal DSO, sia criticità riferibili alle reti di livello superiore(AT ed AAT) gestite dal TSO.

� Le modalità di teledistacco possono essere di tipo:� pianificato (modalità lenta) � situazioni di sovratensione; congestioni sulla

rete primaria; insufficiente capacità regolante del SEN; manovra del DSO� con intervento immediato (modalità rapida) � eventi di rete a dinamica rapida.

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6. Partecipazione ai piani di difesa

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Dove siamo arrivati ?

� Ad oggi è stato recuperato circa un quarto della ge nerazione distribuita

� Circa ulteriori 3000 MW di fotovoltaico sono stati installati da Aprile ad oggi in conformità ad A.70

� A giugno 2012 è stata pubblicata la nuova CEI 0-21

� Ad agosto 2012 è stato pubblicato A.72 per la gesti one della GD in emergenza

� Sono stati potenziati i tool di stima della produzione diffusa in tempo � Sono stati potenziati i tool di stima della produzione diffusa in tempo reale

� Sono stati rivisti e potenziati i piani di difesa, c on particolare attenzione alle Isole

� Ad inizio 2013 sarà in vigore la nuova CEI 0-16

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� Le reti di distribuzione mutano profondamente, verso le smart grid:i progetti pilota servono per indirizzare lo sviluppo estensivo

� La velocità di evoluzione dei sistemi elettrici in q uesto periodo storico è decisamente elevata («unprecedented»)

� ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG)� avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato… )

dimensione

Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione

� avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato… )

� regole di gestione delle reti e di connessione (Del. 84; allegato A.70; CEI 0-21 da luglio; futura CEI 0-16 a fine anno):

� sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11)� nuove prospettive per il dispacciamento delle FER

dimensioneinternazionale

dimensione nazionale

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� La capacità di reazione mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempestain atto ha condotto a una situazione di assoluta avanguardia

� Verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella ges tione dellereti con massiccia presenza di GD

Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione

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GRAZIE PER L’ATTENZIONE!

[email protected]@terna.it

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L’impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico -...

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