Situazione del SEN e difesa della stabilità · Situazione del SEN e difesa della Stabilità...

STRATEGIE, SVILUPPO E DISPACCIAMENTO

Situazione del SEN e difesa della stabilità

Enrico Maria Carlini – Giorgio Maria Giannuzzi Terna Rete Italia S.p.A.

TRENTO – 25 GENNAIO 2019

Seminario tecnico AEIT, sezione Trentino-Alto Adige/ Südtirol

Situazione del SEN e difesa della Stabilità Seminario tecnico AEIT | Università di Trento | 25 gennaio 2019

Situazione del Sistema Elettrico Nazionale1


Global warmingCOP Parigi 2015: per contrastare il riscaldamento globale, gli accordi internazionali su clima ed

energia fissano un target di emissioni dei gas climalteranti per contenere l’aumento di temperatura entro 2° C rispetto al livello pre-industriale, e preferibilmente entro 1,5° C

1. Fonte: IPGCC - Global warming - sr15_spm_final | 2. Programma di osservazione della Terra gestito dall’Ue

VARIAZIONE DELLA TEMPERATURA GLOBALE E SCENARI DI RISPOSTA A DIVERSI LIVELLI DI EMISSIONE DI GAS SERRA1

Scenario base (a): • le emissioni globali di CO2 raggiungono valore

netto nullo nel 2055• le emissioni di gas serra diversi dalla CO2 si

riducono a partire dal 2030

Scenario (b) Ipotesi migliorativa: le emissioni globali di CO2 raggiungono valore netto nullo nel 2040 → maggiore probabilità di limitare l’aumento di temperatura a 1,5 °C

Scenario (c)Ipotesi peggiorativa: le emissioni di gas serra diversi dalla CO2 non vengono ridotte a partire dal 2030 → minore probabilità di limitare l’aumento di T a 1,5 °C

a

b

c

I dati Copernicus2, pubblicati a gennaio 2019, evidenziano che negli ultimi cinque anni la temperatura media dell’aria superficiale è stata superiore di 1,1 °C in confronto ai valori dell’età preindustriale


Decarbonizzazione

Obiettivo efficienza energetica� Riduzione consumi energetici vs. Business

as Usual

Obiettivo fonti rinnovabili1

� Quota sui consumi complessivi

2020EU 20-20-20

2030The energy bridge

20% 32%

-20%

17%

-20%

30%

-32%(indicativo)

TARGET PENETRAZIONE RES

1 Contributo energia rinnovabile sui consumi energetici finali lordi, di cui:55.4% nell'elettrico, 21.6% nei trasporti e 33% nel termico (usi per riscaldamento e raffrescamento)

Clean Energy Package

• A livello europeo (EU27), fissato target vincolante del 32% al 2030

• I contributi degli Stati Membri sono stati notificati alla Commissione nei «Piani nazionali integrati su energie clima» in base a quanto stabilito nel Regolamento sulla «Governancedell’Energy Union»

Benefici delle innovabili

Un target ambizioso per le RES porta benefici in termini di:

• Contributo alla decarbonizzazione

• Stimolo a innovazione e tecnologia

• Crescita economica e occupazionale

• Sicurezza degli approvvigionamenti e riduzione gap prezzo dell’energia

-43%(indicativo)


% sui consumielettrici

% sui consumi totali

Cap

acità

inst

alla

ta

foto

volta

ico

e eo

lico

(GW

)C

oper

tura

dei

con

sum

i da

FE

R(%

)

Target sviluppo rinnovabili• A livello europeo è stato fissato il

nuovo target relativo alla quota di

rinnovabili sui consumi energetici

finali pari al 32% al 2030

• A livello nazionale, il nuovo Piano

nazionale energia e clima definisce

con una quota target di rinnovabile sui

consumi energetici finali pari al 30%

(55,4% sui consumi elettrici finali)

{ Ulteriori target correlati alle FER*:

•+58* TWh di produzione da rinnovabili rispetto all’inerziale 2030 (60% del mix produttivo, incluso hydro)

•+39.4 GW di capacità installata di eolico e fotovoltaico al 2030 rispetto a oggi

Il nuovo sistema sarà caratterizzato da una forte crescita delle rinnovabili non programmabili e di piccola taglia, con una crescente complessità gestionale per la rete e una altrettanto crescente richiesta di flessibilità per

bilanciare la rete, regolazione primaria veloce e inerzia sintetica per garantirne la stabilità

17.5% 22% 30%

33.5% 38%55.4%

2015Inerziale

2030Clima-energia

2030

+8%

+17%

2015Inerziale

20302030

2012 20302005 2018

Eolico

Fotovoltaico

2 8 1018.4

0 17 20

51

+23 GW

+5 GW

+39 GW

(*) Valore preliminari relativi allo scenario HGP30 a supporto del Piano Nazionale Energia e Clima


Phase-out carbone

BastardoBrescia

Brindisi Sud

TorrevaldaligaNord

Sulcis

Fusina

Monfalcone

La Spezia

Fiumesanto

EnelA2A

Enel Produzione

Brescia

Brindisi Sud

TorrevaldaligaNord

Sulcis

Fusina

Monfalcone

La Spezia

Fiumesanto

EnelA2A

Enel Produzione

8 GWinstallato

Situazione ’as is’

0 GWcapacità a carbone

Target 2025T.Valdaliga N.

Brindisi S.

Sulcis

Fusina

La Spezia

Bastardo

Plant Year MW

Monfalcone

Brescia

Fiumesanto

2010 1.980

1993 2.640

2005 590

2000 600

1974 976

2003 150

1970 336

1972 70

1993 640

TOT 7.982 MW

In base alla determina DVA/2018/430 del Minambiente del 22 novembre scorso, i gestori degli 8GW attualmente in servizio devono inviare un cronoprogramma del Piano di dismissione entro il 31.01.19

Per permettere la chiusura delle centrali a carbone in condizioni di sicurezza sono essenziali nuovi investimenti sulla rete di trasmissione: collegamento Continente-Sardegna-Sicilia, dorsale adriatica, 3GW di accumuli nell’area Sud e Sicilia e 1,9GW di nuovi impianti a gas (di cui 400MW in Sardegna)…


I trend del settore 1/ 3Evoluzione numero e potenza PV1 Evoluzione numero e potenza Wind1

0

5

10

15

20

25

0100200300400500600700800900

2009 2011 2016 2017 2018

Mig

liaia

Potenza GW Numero Impianti

0

2

4

6

8

10

12

0

1

2

3

4

5

6

2009 2011 2016 2017 2018

Mig

liaia

Potenza GW Numero Impianti

In Italia, il n° di impianti è cresciuto vertiginosamente con lo sviluppo del solare (da 75k nel 2009 a 827k nel 2018)

LCOE fotovoltaioco (2010 - 2030) – Italia2 LCOE eolico (2010 - 2025) – Italia2

La graduale riduzione del costo della tecnologia, insieme alle policy sulla decarbonizzazione hanno favorito un aumento della penetrazione delle rinnovabili

0

50

100

150

200

250

300

LCO

E (

€/M

Wh)

1. Fonte: GAUDÌ, estrazione ottobre 2018 | 2. Elaborazione Terna su dati BNEF

LCO

E (

€/M

Wh)

30

40

50

60

70

80

90

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025


I trend del settore 2/ 3Max copertura* fabbisogno da RES - 2017 Evoluzione del parco di generazione (GW)

Crescente copertura del fabbisogno da parte dalle RES, che nelle ore soleggiate e di basso carico supera l’80%

Margine di riserva alla punta (GW) Energia movimentata sul MSD (TWh)

Progressiva riduzione margine di riserva alla punta;capacità di riserva equivalente all’import

Cresce l’acquisto di servizi di dispacciamento per la risoluzioni delle congestioni, l’approvvigionamento

della riserva e il bilanciamento in tempo reale

22,0

26,2 25,428,1

31,333,0

0

5

10

15

20

25

30

35

2012 2013 2014 2015 2016 2017

2012

22

2013 2014 2015 2016

18 256

25

2018-2,8

+11,6

5

18

25

6

25

5 7

2017

* Incluso idroelettrico

Dismessi di capacità termoelettrica regolante a causa del ‘missing money’ problem o vincoli ambientali

114,5


330 337 340 339320 330 335 328 318 311 317 314 321

0

50

100

150

200

250

300

350

400

I trend del settore 3/ 3Trend capacità installata per fonte (GW) Copertura fabbisogno energetico Italia (TWh)

Focus aumento capacità rinnovabile (GW) Focus riduzione termico convenzionale (GW)

0

20

40

60

80

100

120

140

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

TERMICO IDRICO FOTOVOLTAICO EOLICOIdro Soar Biomass Pump National load demand

Wind Geothermal Thermal Import+pump

0.4

20,1

3.5

10,1

0

5

10

15

20

25

2008 2018

PV

WIND

+26 GW

7767

61

52

2012 2015 2018 2020

ulteriore riduzione attesa

da segnali mercati spot

capacità disponibile


Adeguatezza del SEN

1. Differenza tra la capacità di generazione disponibile e il consumo (comprensivo della riserva) nel momento di massimo carico2. Loss of Load Expectation ed Expected Energy Not Served

Il sistema elettrico è adeguato se dotato di risorse di produzione, stoccaggio, controllo della domanda attesa e capacità di trasporto sufficienti a soddisfare la domanda attesa, con un margine di riserva1 in ogni dato periodo

Punta di fabbisogno

Hyd

ro

56

Capacità installata

22Capacità Indisponibile9,8

12,24,5Pompaggio7,7Altro

Win

d an

d so

lar

Capacità Indisponibile

3027,5

The

rmal

3,1 1,4Riserva Primaria

16

Accidentalità(4,5GW) e Limitazioni

(ad es. ATS) (11,5GW)

0,8

Manutenzioni61

113

22

30

[GW]

39,7

12,2

39,7

2,5

Capacità di generazione disponibile

12,2

2,5 54,4

Capacità Indisponibil

e

2,5

UVAC (contratti a termine)

Saldo ImportSaldo import

Contributo atteso dalla generazione disponibile nell’ora

più critica (es. ondata di caldo e basso livello FRNP)

CONTRIBUTO ALL’ADEGUATEZZA PER FONTE

Centro di carico

Sezionie critica

FLUSSI DI ENERGIA INTER ZONALI

1. In un contesto di progressiva contrazione del parco termico convenzionale, il contributo delle FRNP nelle situazioni di stress è modesto e poco prevedibile

2. Il surplus delle zone meridionali non può essere interamente trasferito al settentrione per le strozzature di rete tra Sud-Centro Sud-Centro Nord; le zone Nord e Centro Nord devono perciò ricorrere strutturalmente all’import

3. In uno scenario inerziale, certamente al 2025 le soglie degli indici LOLE ed ENS2 non sarebbero rispettate (cfr.MAF)


Qualità del servizio e stabilità

1. Fonte: International Conference AEIT 2018

Capacità di garantire la continuità del servizio (mancanza di interruzioni nella fornitura di energia elettrica) e la qualità dello stesso (livello di tensione e forma d’onda, stabilità della frequenza di rete)

QUALITA’ DELLA TENSIONE1 ALIMENTAZIONI IN ANTENNA

1. In un’economia industriale sempre più automatizzata, cresce l’importanza della qualità del servizio; necessità di incrementare la magliatura della rete e adottare moderne tecnologiche (es. Static Var Compensator)

2. La generazione inverter-based fornisce una corrente di corto circuito che vale appena 1,1 volte la corrente nominale, compromettendo il corretto funzionamento del sistema di protezione (tempestività e selettività)

3. Bassi valori di inerzia del sistema e l’elevata prodizione rinnovabile comportano una dinamica più rapida e non smorzata della derivata di frequenza (RoCoF) e una maggior ampiezza dell’oscillazione di frequenza durante il transitorio

Aree di intervento

(400 MW rischio)


Localizzazione delle FER

1. Fonte: Rapporto statistico Terna 2017 | Potenza efficiente lorda

North

Center South

Center North

South

Sicily

Sardinia

Wind/PV

16%

Wind/PV

33%

Wind/PV

39%

Wind/PV

31%

Wind/PV

26%Wind/PV

37%

55 GW

8 GW

17 GW

23 GW

10 GW

5 GW

TOTALE ITALIA: 117 GW

Wind/PV

25%

Mix parco produttivo italiano (GW, 2017)*

• L’incremento del solare e dell’eolico è avvenuto in maniera disomogenea, concentrandosi nelle aree a maggior vocazione della fonte primaria (Sud e Isole) lontane dai centri di consumo (Lombardia, Toscana ed Emilia Romagna)

• La produzione da impianti eolici è molto più concentrata, in termini spaziali, rispetto alla produzione da impianti fotovoltaici. Viceversa, in termini temporali, la produzione fotovoltaica è concentrata nelle sole ore diurne, mentre quella eolica è maggiormente distribuito nelle ore del giorno e della notte.

• E’ quindi importante una localizzazione ex ante degli impianti, differenziando per fonte e area geografica per indirizzare gli operatori a sviluppare iniziative ove esse possono essere completate in tempi coerenti con le nuove infrastrutture di rete, minimizzando gli impatti e i costi sul sistema

In futuro, l’introduzione graduale dei sistemi di stoccaggio dell’energia e delle tecnologie smart gridsarà la chiave per rendere dispacciabile d’energia rinnovabile


Evoluzione del sistema elettricoANDAMENTO TIPICO DELLA CURVA DI CARICO RESIDUO SULLE 24 ORE [MW]

Progressiva riduzione della domanda residua soddisfatta da impianti tradizionali dispacciabili, cui sono richieste prestazioni sempre più spinte (velocità di variazione della potenza prodotta, basso minimo tecnico, disponibilità ad accendersi e spegnersi

frequentemente). Le ore diurne saranno coperte unicamente dalle fonti rinnovabili.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demand Residual load

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0 0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demand Residual load Renewables

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

-10,000

0,000

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demand Residual Load Renewables

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

-10.000

2010 Today 20301 2 3

RinnovabiliCarico residuoDomanda

LOAD SHIFT[pompaggi, V2G, DR]

Riduzione MARGINI DI RISERVA ALLA PUNTA, principalmente per

la dismissione dei termoelettrici

Aumento CONGESTIONI DI RETE per la distribuzione disomogenea

delle RES nel Paese

Esigenza di risorse in grado di fornire servizi di REGOLAZIONE

(V, F) in tempi rapidi

Adeguamento REGOLE DI CONNESSIONE (RfG e DCC), e

PIANO DI DIFESA

Riduzione INERZIA del sistema per il calo delle masse rotanti dei

generatori sincroni

Esigenza di nuove forme di flessibilità (es. DEMAND

RESPONSE, V2G e ACCUMULI)

Inseguimento RAMPA SERALE di carico per rapida massiccia

riduzione del fotovoltaico

OVERGENERATION (eccesso di produzione rispetto al fabbisogno) e

CURTAILMENT dell’eolico

Riduzione POTENZA DI CORTO CIRCUITO per il calo delle masse

rotanti dei generatori sincroni

PR

INC

IPA

LI I

MPA

TT

IP

ER

IL T

SO


Fattori abilitanti della transizione

Market design• Strumenti che forniscono segnali

di prezzo di lungo termine per promuovere gli investimenti sia in impianti rinnovabili (PPA) che tradizionali (capacity market)

• Partecipazione di nuove risorse (domanda, DG, storage) al MSD

Investimenti di rete

• Potenziamento delle infrastrutture di rete e interconnessioni con l’esterox

Digitalizzazione

• Disponibilità dei dati per la partecipazione di nuove risorse al mercato dei servizi ancillari

• Investimenti in tecnologie che potenziano osservabilità e controllabilità della rete e delle risorse distribuite

• x

Storage

• Nuovi sistemi di storageidroelettrico ed elettrochimico per garantire adeguatezza, sicurezza e rapidità di risposta, assorbendo energia nelle ore di maggiore produzione rinnovabile

La decarbonizzazioneè un obiettivo tecnicamente

raggiungibile ma occorre agire su piani

paralleli

… che richiede una Cabina di Regia istituzionale

1 3

2 4


Piano di Sviluppo della rete di trasmissioneLINE D’AZIONE PRINCIPALI 15 INTERVENTI PREVISTI A PIANO

1

2

3

4

5

6

7

8

9 11

10

12

13

14

15

Decarbonisation

Security of Supply

Market Efficiency

1 El. 380 kV Trino-Lacchiarella

2 HVDC Italia-Francia

3 El. 380 kV Colunga-Calenzano

4 Ripotenziamento HVDC SA.CO.I

5 El. 380 kV Montec.-Avellino-Benev.

6 HVDC Continente-Sardegna-Sicilia

7 Nuova interconnessione Tunisia

8 Riassetto metropolitano Roma

9 El. 380 kV Chiaramonte Gulfi-Ciminna

10 El. 380 kV Assoro-Sorgente-Villafranca

11 El. 380 kV Paternò-Pantano-Priolo

12 El. 380 kV Foggia-Villanova

13 HVDC Italia-Montenegro

15 Razionalizzazione 380 kV tra VE e PD

14 HVDC Centro Sud-Centro Nord

Sviluppo interconnessioni con l’estero (pubbliche e linee merchant)

Investimenti per la regolazione tensione (compensatori) e aumento stabilità del sistema (es. inerzia sintetica batterie)

Gestione attiva della rete (es. Dynamic Thermal Rating) e utilizzo tecnologie innovative (es. conduttori alta capacità)

Dorsale adriatica Nord-Sud

Triterminale Continente-Sardegna-Sicilia; rinforzi di rete nella zona Sud e Isole

Resilienza e sicurezza

Previsti investimenti per oltre 12 mld€

1


Sistemi di Accumulo2

• Terna ha inserito nel PdS 2018 la necessità di ulteriori 5 GW di accumulo idroelettrico

• Impianti di pompaggio da localizzare al Sud e Centro-Sud, ove è più intenso lo sviluppo delle rinnovabili ed è minore la capacita di accumulo

• Il Piano clima-energia prevede nuovi sistemi di accumulo per 1 GW al 2023 e 6 GW al 2030 (di cui 3 GW di pompaggi)

Consistenza Italia1

• Nel quadriennio 2015-2018, stimati 26.0002 i sistemi di accumulo residenziali in esercizio, grazie alla misura della detrazione fiscale e di due bandi promossi dalla Regione Lombardia

• Progetti di grandi taglie realizzati da Terna: Storage Lab di tipo Power intensive (12,5 MW di potenza e 18,5 MWh di capacità) e Large Scale Energy Storage di tipo Energy intensive (35 MW e 232 MWh)

Partecipazione SdAelettrochimico al MSDProgetti pilota avviati da Terna:• UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste),

consente l’aggregazione di produzione, consumo e sistemi di accumulo per la fornitura dei servizi nel MSD

• UPI (Unità di produzione integrata con i sistemi di accumulo), consente alle UP rilevanti integrate con sistemi di storage di fornire al sistema il servizio di regolazione primaria della frequenza

03 04

Modello di sviluppoGli accumuli dovranno essere realizzati a mercato. Il nuovo modello di sviluppo deve:

• Facilitare l’iter di rilascio dell’autorizzazione e della concessione idroelettrica

• Favorire segnali di prezzo di lungo termine per investitori e operatori di mercato

• Garantire la gestione di tali impianti per esigenze di sicurezza del sistema, riducendo il più possibile l’impatto sul mercato

Benefici del pompaggioI pompaggi possono assorbire energia durante le ore centrali della giornata (con carico residuo negativo) e produrre nelle restanti ore contribuendo a:• Coprire il fabbisogno nelle ore di alto

carico e scarso apporto di solare/ eolico (�adequacy)

• Ridurre le congestioni di rete e l’overgeneration (�security)

• Fornire servizi di rete, in virtù della loro elevata rapidità di modulazione (�flexibility)

01 02

1. Dati di Anie Rinnovabili elaborati partendo da quelli di Gaudì-Terna | 2. Di cui, 10.000 SdA abbinati a impianti fotovoltaici residenziali)


Riforma del MSD3

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) è sede di negoziazione delle offerte di vendita e di acquisto di servizi di dispacciamento, utilizzata da Terna per le risoluzioni delle congestioni intrazonali, per l’approvvigionamento della riservae per il bilanciamento in tempo reale tra immissioni e prelievi; sul MSD Terna oggi agisce come controparte centrale e le offerte accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay-as-bid)

Balancing Responsible Party (BRP) : è l’utente del dispacciamento delle unità di produzione e/o unità di consumo incluse all’interno dell’UVA

Balance Service Provider (BSP): è il soggetto

titolare della UVA e responsabile della prestazione

dei servizi negoziati sul MSD

Definizioni:

UdD1

UdD2

UCAC

UoD3

UdD4

UVAP

UdD6

UVAM

UoD5

MSDSoggetti abilitati a partecipare ai progetti pilota:• Utente del Dispacciamento (UdD)• Soggetto Aggregatore, diverso da Gestore dei Servizi

Energetici e Acquirente Unico

• Le UVA rilevano solo ai fini della partecipazione al MSD e non ai Mercati dell’energia

• Le unità di produzione e consumo possono partecipare solo singolarmente ai Mercati dell’energia

Con la Delibera 05 maggio 2017 300/2017/R/eel l’Autorità di Regolazione per l’Energia, reti e Ambiente (ARERA) ha definito i criteri per l’apertura del MSD alla domanda elettrica e alle unità di produzione anche da fonti rinnovabili non già abilitate (quali quelle alimentate da fonti rinnovabili non programmabili e la generazione distribuita) nonché ai sistemi di accumulo anche in abbinamento a unità di produzione abilitate o funzionali alla mobilità elettrica

La sperimentazione prepara il terreno al futuro testo integrato dispacciamento elettrico (TIDE) che, coerentemente con quanto stabilito nel regolamento europeo Eelectricity Balancing, opererà una riforma organica dell’MSD


Le azioni di Terna3

Risorse abilitate Progetto pilota* Timeline

1

• Unità Virtuali Abilitate di Consumo (UVAC) che includono unità di consumo per una potenza modulabile di almeno 1 MW per fornire riserva terziaria e di bilanciamento nella modalità «a salire»

2

• Unità Virtuali Abilitate di Produzione (UVAP) che includono unità di produzione non rilevanti per una potenza modulabile di almeno 1 MW per la risoluzione delle congestioni e per fornire riserva terziaria e di bilanciamento nelle modalità «a salire» e/o «a scendere»

3

• Unità di Produzione Rilevante (UPR) non abilitate che includono una UPR alimentata da fonti rinnovabili non programmabili o una UPR che non rispetti i requisiti tecnici minimi di abilitazione al MSD di cui al Capitolo 4 del Codice di Rete di TERNA per la risoluzione delle congestioni e per fornire riserva terziaria nelle modalità «a salire» e/o «a scendere»

4• Unità di Produzione Integrate (UPI), UPR a cui viene integrato

il sistema di accumulo per la fornitura del servizio di regolazione primaria della frequenza

5• Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) che includono unità di

consumo, unità di produzione e sistemi di accumulo) per una potenza modulabile di almeno 1 MW per la risoluzione delle congestioni e per fornire riserva terziaria e di bilanciamento nelle modalità «a salire» e/o «a scendere»

dal 30.05.2017

dal 25.09.2017

dal 01.09.2018

Regolamento del 21.12.2018

dal 01.11.2018

* In cantiere: Unità virtuali focalizzate sugli accumuli (UVAS) e possibile coinvolgimento della GD nella regolazione di tensione


Osservabilità e controllabilità

Perimetro BT/MT Perimetro AT/AAT

Num [x1000] Pinst [GW]

789,05 7,23

1,32 0,09

4,74 0,23

1,7 0,1

0,03 0,001

796,84 7,65


0,121 1,11

0,426 19,35

0,314 8,85

0,3 56,7

0,03 0,96

1,19 86,97


811,6 20,05

4,3 22,8

5,7 10,03

6,0 61,5

0,08 0,96

827,68 114,38

Fonte

Solare

Idrico

Eolico

Termico

Altro

Totale

BT MT AT / AAT Totale

(0,1%)

(3,6%)

(96,3%)Qtà impianti BT

Qtà impianti MT

Qtà impianti AT/AAT

DISTRIBUZIONE NUMEROSITÀ IMPIANTI

Potenza totale BT

Potenza totale MT

Potenza totale AT/AAT (76,0%)

(17,6%)

(6,4%)

DISTRIBUZIONE POTENZA IMPIANTI

826 k impianti 28,37 GW


22,44 11,71

2,58 3,36

0,61 0,95

4,0 4,7

0,02 0,002

29,65 20,72

Suddivisione, in termini di numero e di potenza nominale2, della totalità degli impianti di produzionedistribuiti sul territorio nazionale, suddivisi per fonte e per livello di tensione:

In Italia, circa 1/4 della potenza è installata su reti MT/BT (≈28 GW). In futuro, l’introduzione dei sistemi di stoccaggio e delle tecnologie smart grid sarà la chiave per consentire la dispacciabilità della generazione distribuita

4


Difesa della Stabilità: il quadro attuale2


21

Come cambia la rete europea

• Incremento generazione «inverted based»• Diminuzione dell’osservabilità della produzione• Continua espansione della rete• Aumento collegamenti HVDC• Grandi flussi di potenza dalla periferia verso il centro e viceversa• Elevate fluttuazioni di potenza durante i cambi d’orario• Cambiamento della tipologia di carico• Fenomeni meteo sempre più severi (es. MEDICANE)


22

L’inerzia: cosa influenza ?

� ��

�

2�

Inerzia di una macchina sincrona

�� ∑ �� ,��

∑ �,��

Inerzia degli alternatoridi rete

�� + ��

Inerzia di sistema

RoCoF �Δ��

��· "�

∝1

��Aumento ampiezza transitori f e P

Aumento RoCoF

Probabilità intervento indesideratosistemi di difesa o Perdita GD

Riduzione Inerzia


23

Effetto combinato di Inerzia e mancanza di osservabilità

2016: Black out in Australia

In Europa con 6.25 Hz/s in 250 ms si raggiungerebbero 48.4 Hz !!!

6.25 Hz/s


24

Il margine di produzione per allocare le RES diminuisce la generazione dotata di inerzia

In caso di basso carico, l’energia regolante diminuisce

La spinta delle RES aumenta l’angolo di trasmissione

Increase of flow

Legame angolo / Potenze

Effetto combinato di Inerzia e RES


Il problema delle oscillazioni

La rete europea è attraversata da onde oscillatorieinfluenzate da:

- Inerzia- Potenza scambiata tra le aree- Angoli di trasmissione- Potenza di cortocircuito- Margini di reattivo


26

Detroit Edison (DE-Ontario Hydro (OH)-Hydro Quebec (HQ) (1960s, 1985)Finland-Sweden-Norway-Denmark (1960s)Saskatchewan-Manitoba Hydro-Western Ontario (1966)Italy-Yugoslavia-Austria (1971-1974)Western Electric Coordinating Council (WECC) (1964,1996)Mid-continent area power pool (MAPP) (197 1,1972)South East Australia (1975)Scotland-England (1978)Western Australia (1982,1983)Taiwan (1985)Ghana-Ivory Coast (1985)ENTSOE:

- anni 2006 … 2009 (Spagna/Grecia)- Sardegna Corsica 2008- 2011 Italia/Turchia/Spagna- 2015 Turchia- 2016 Spagna/Portogallo- 2017 Entsoe Sud/Nord- 2018 Spagna/Portogallo (oscillazioni lievi)

I modi interarea sono i più insidiosi poiché possono innescarsi con o senza un eventoscatenante e sono visibili dai sistemi di controllo solo quando è ormai tardi per intervenire

Potenza Fiumesanto-Codrongianos

-390

-385

-380

-375

-370

-365

-360

-355

-350

-345

-340

30/0

8/20

06 1

9.01

30/0

8/20

06 1

9.01

30/0

8/20

06 1

9.01

30/0

8/20

06 1

9.01

30/0

8/20

06 1

9.01

30/0

8/20

06 1

9.02

30/0

8/20

06 1

9.02

30/0

8/20

06 1

9.02

30/0

8/20

06 1

9.02

30/0

8/20

06 1

9.03

30/0

8/20

06 1

9.03

30/0

8/20

06 1

9.03

30/0

8/20

06 1

9.03

30/0

8/20

06 1

9.04

30/0

8/20

06 1

9.04

30/0

8/20

06 1

9.04

30/0

8/20

06 1

9.04

30/0

8/20

06 1

9.05

30/0

8/20

06 1

9.05

30/0

8/20

06 1

9.05

30/0

8/20

06 1

9.05

30/0

8/20

06 1

9.06

30/0

8/20

06 1

9.06

30/0

8/20

06 1

9.06

30/0

8/20

06 1

9.06

30/0

8/20

06 1

9.07

30/0

8/20

06 1

9.07

30/0

8/20

06 1

9.07

30/0

8/20

06 1

9.07

30/0

8/20

06 1

9.08

30/0

8/20

06 1

9.08

30/0

8/20

06 1

9.08

30/0

8/20

06 1

9.08

30/0

8/20

06 1

9.09

30/0

8/20

06 1

9.09

30/0

8/20

06 1

9.09

30/0

8/20

06 1

9.09

30/0

8/20

06 1

9.10

30/0

8/20

06 1

9.10

30/0

8/20

06 1

9.10

30/0

8/20

06 1

9.10

30/0

8/20

06 1

9.10

[MW

[

Il problema delle oscillazioni


27

Penisola iberica 2016


28

DECEMBER 2016 � 0.16 Hz east west modeDuration ≈ 5’Max amplitude: 120 mHz peak to peakInitial trigger: opening of a tie lineStop oscillations contermeasure: reduction of flows

Penisola iberica 2016


29

Dicembre 2017

DECEMBER 2017 � 0.29 Hz north south modeDuration ≈ 9’Max amplitude: 300 mHz peak to peakInitial trigger: change of operating point of some generators (market program)Stop oscillations contermeasure: switch off shunt reactor


30

Diminuzione della potenza di cortocircuito

Condizioni non ottimali per l’intervento delle protezioniAumenta l’Impedenza di rete vista dai generatoriProblematiche di commutation failure (collegamenti LCC)Aumento buchi tensione: profondità, propagazione

Diminuzione della capacità regolante in reattivo

Rialzo tensioniPerdita di stabilitàDiminuzione efficacia sistemi di difesa

Influenza del reattivo


Difesa della Stabilità: le sfide3


32

Inerzia del sistema

Qual è il valore di riferimento per inerzia minima di un sistema ?

�� Δ�� · "�

2 · RoCoF��%Design reference value

Fattori determinanti

• Tipologia di generazione• Livello scambio tra aree• Contributo dei carichi• Carico di riferimento (basso/alto)• Deficit ipotizzato• Struttura dei sistemi di difesa (es. EAC)• Presenza di generazione distribuita non adeguata• Robustezza delle regolazioni (tenuta allo stress)• Tempestività e selettività protezioni

• Stabilità V, δ del Sistema• Traiettorie di system splitting


33

Strumenti di Regolazione

AZIONI PREVENTIVESistema di Difesa

AZIONI CORRETTIVE

WAMS

STATCOMCOMPENSATORI

RESISTORIREATTORI

HVDCIMPIANTI PRODUZIONE

CARICO

SCADA/EMS

OSSERVABILITA’

RISERVA

INERZIA

DSA

La transizione dei sistemi


34

Inerzia del sistema

Monitoraggio in real time in ambiente simulato

La verifica o il progetto di un sistema ad inerzia minima non può essere eseguita solo fuori lineaL’inerzia influenza i risultati di una simulazione in dinamica con forti non linearità

DSA: Dynamic Security Assessment:

• Simulazione automatica o guidata di contingenze• Verifica stabilità• Verifica efficacia piani di difesa• HMI intuitiva• Verifica quartodoraria


35

Inerzia del sistema

… ma non basta

La verifica dinamica in real time è comunque basata su un modello di rete. Serve una stima dell’inerzia attuale e la distanza dall’inerzia critica

Calcolo real time dell’inerzia

L’inerziometro

SCADASONDE

DEDICATEWAMS

EMS

ALGORITMO STIMA


36

La riserva primaria del sistemaIl processo di decarbonizzazione e la transizione energetica modificheranno drasticamente in tempo reale la riserva di regolazione primaria disponibile

Il valore attuale di riserva dovrà essere disponibile alle sale in real time ed ai sistemi di verifica della sicurezza

SCADA

SISTEMI DI MERCATO

EMS

CALCOLO RISERVA

VERIFICA SICUREZZA


37

La regolazione della tensione e la stabilità

La nuova filosofia di regolazione per il sistema

• Adattativo («sceglie» i nodi su cui agisce)

• «veloce» (frazioni di secondo)

• Indipendente dallo SCADA (Approccio modulare)

• HMI allo stato dell’arte (reportistica, visualizzazione, configurabilità)

• In grado di ottimizzare l’utilizzo degli elementi regolanti di sistema:

• Reattori

• Compensatori

• STATCOM

• PSS

• Resistori

• HVDC


38

CS attualmente istallati:

• CS Favara (x1), taglia 160 MVA

• CS Partinico (x1), taglia 250 MVA

• CS Codrongianus (x2), taglia 250 MVA

I compensatori sincroni

Aumentano la Pcc

Incrementano l’inerzia

«Serbatoio di reattivo» del sistema


Resistori stabilizzanti � misura correttiva Dispositivi taglia orientativa 40 MW

Power System Stabilizers adattativi

Si appostano automaticamente suvalori ottimali in base al punto difunzionamento della centrale

Intervento resistori

Nuovi compensatori pianficati neiprossimi anni


39

STATCOM (STATIC SYNCHRONOUS COMPENSATOR)

dispositivi sulla RTN ognuno da 100/150 MVAr:


Contrastano i buchi di tensione

Eseguono una regolazione fine della tensione

Smorzano le oscillazioni

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