Smart Grids, passaggio obbligato per lobbligato per l ... · • L’evoluzione del sistema...

Smart Grids, passaggio obbligato per l’integrazione obbligato per l integrazione

delle rinnovabili in rete

Massimo Gallanti

Il problema energetico: stato e prospettive

Pavia 16 novembre 2011

prospettive

Pavia, 16 novembre 2011

Il ruolo delle reti nel futuro scenario Il ruolo delle reti nel futuro scenario energeticoenergetico

• La corretta prospettiva per comprendere il ruolo delle reti elettriche nel futuro è quella della politica energetica europea al 2020:

energeticoenergetico

Sostenibilità ambientale

Competitività

Sicurezza degli approvvigionamenti

Obiettivi al 2020: 20% consumo energia finale da FER; -20% riduzione di CO2 rispetto al 1990; -20% riduzione dei consumi (rispetto allo scenario p ; ( ptendenziale)

• EffettiDiffusione della generazione distribuita

Incremento della generazione non programmabile (FV, eolico)

Opportunità offerte dal mercato dell’energiaOpportunità offerte dal mercato dell energia

Incremento degli scambi energetici tra Paesi

Nuovi impieghi dell’energia elettrica

M. Gallanti – Pavia 16/11/2011

Il ruolo delle reti nel futuro scenario Il ruolo delle reti nel futuro scenario energeticoenergetico

• Un insufficiente sviluppo delle reti elettriche rischia di

energeticoenergetico

compromettere il conseguimento degli obiettivi della politica energetica europea

• L’attuale modello di rete elettrica è inadeguato alle nuove• L attuale modello di rete elettrica è inadeguato alle nuove esigenze del sistema elettrico

Generazione distribuita

Generazione non programmabile (FV, eolico)

Opportunità offerte dal mercato elettrico

• L’evoluzione del sistema energetico richiede un nuovo ruolo per le reti elettriche


Il paradigma dell’attuale sistema elettricoIl paradigma dell’attuale sistema elettrico• Concepito ipotizzando un flusso di potenza mono-direzionale dalla

rete di alta tensione (a cui sono collegati i generatori progrmmabili) alla bassa tensione dove sono collegati i carichiprogrmmabili), alla bassa tensione dove sono collegati i carichi (che hanno un comportamento stocastico)

Flusso di potenzamonodirezionale

Controllo di tipo centralizzato, operato sui generatori connessi alla rete ad lt t i ( bil i t i i hi)alta tensione (es. bilanciamento generazione carichi)

I carichi (clienti) sono “passivi”, cioè non sono normalmente soggetti ad interventi “di controllo” per variarne il livello di prelievo


Gli effetti della produzione rinnovabile non Gli effetti della produzione rinnovabile non programmabile sul sistema elettricoprogrammabile sul sistema elettricop gp g

• Incremento della variabilità e dell’aleatorietàAl 30/09/2011 erano connessi alla rete 17.500 MW di rinnovabili intermittenti, di cui 11.000 MW di FV e 6.500 MWeolici. Oltre 10.000 MW sono collegati alla rete a media/bassa tensione

La fluttuazione della produzione delle FER non programmabili devono essere compensate dalla produzione convenzionale

• Connessione di generazione di piccola taglia, - detta anche g p g ,Generazione Distribuita o Diffusa (GD) - sulla rete di distribuzione

Reti di distribuzione progettate per la connessione del solo carico => oggi la GD non è controllata e non fornisce servizi al sistemanon è controllata e non fornisce servizi al sistema

• Sviluppo della rete, per connettere e smaltire la potenza immessa dagli impianti a fonti rinnovabili che sorgono dove è disponibile la risorsa

M. Gallanti – Pavia 16/11/2011 5

Il comportamento del sistema elettrico per Il comportamento del sistema elettrico per garantire la sicurezzagarantire la sicurezzagarantire la sicurezza garantire la sicurezza

P i l

Banda di regolazione per far fronte a variazione della

domanda e a indisponibilità della produzione e delle linee

di trasmissione

Parco con grande quantità di generazione

Banda di regolazione incrementata, per far fronte anche alla non programmabilità di FV

e eolicoParco convenzionale

Bilanciamento generazione/domanda

di trasmissione quantità di generazione non programmabile

i di ge e a o e/do a da

margine di riserva

margine di riserva

generazione domanda generazione domandadomanda g domanda


Come cambia la gestione della rete Come cambia la gestione della rete elettricaelettricaelettricaelettrica

Supply follows load Load follows supplySupply follows load Load follows supply

Source: The European Electricity Grid Initiative (EEGI): a joint TSO-DSO contribution to the European Industrial Initiative (EII) on Electricity Networks


Come affrontare la nuova sfida

• Tramite un approccio “muscolare”?Concentrare lo sviluppo sulla struttura fisica della rete (linee e stazioni – “hardware”) per renderla idonea a far fronte a tutte le condizioni operative di generazione e carico. Nessuna responsabilità p g pdi esercizio ricade su generatori/carichi diffusi

Risultato:Risultato:sistema elettrico sovradimensionato

con costi elevatissimicon costi elevatissimi….

…. che non verrebbe mai realizzato per problemi autorizzativi

• Supplire alla “forza bruta” con l’intelligenza: le SmartSupplire alla forza bruta con l intelligenza: le Smart Grids


La risposta alla sfida: le La risposta alla sfida: le Smart GridsSmart Grids“Rete elettrica che integra le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete: collegati alla rete: generatori, consumatori (prosumers), per fornire un servizio economico sicuro e

bi t l t t ibil ”

• Facilitare la connessione e l’esercizio dei generatori di

ambientalmente sostenibile”

gtutte le taglie e di tutte le tecnologie

• Consumatori coinvolti nella gestione del sistema gestione del sistema

• Facilitare l’accesso al mercato anche alla clientela diffusa

Impegno di lungo termine (30 anni), che deve partire immediatamente e fornire risultati in

• Più informazioni ai consumatori

• Elevati livelli di affidabilità e sicurezza della fornitura

partire immediatamente e fornire risultati in modo progressivo


e sicurezza della fornitura

9

N i d i d l i t l tt i

Perché le smart gridsPerché le smart grids

• Incrementare lo sfruttamento delle fonti rinnovabili (in particolare sfruttando la Generazione Distribuita (GD))

Nuovi drivers del sistema elettrico

• Nuovi impieghi del vettore elettrico (es., auto elettrica)• Coinvolgimento dei consumatori nel mercato dell’energia (cfr. 3° Pacchetto energia

necessita di

fattore abilitante Supporto normativo e regolatorio

necessita di

Gestore di di rete

garantisce gli obiettivi di

Nuovo modello delle reti elettriche

“smart grids”

• Revisione del quadro regolatorio (la rete è un settore regolato)

• Efficienza economica

• Sicurezza del sistema• Salvaguardia

investimenti

Gestore di di rete

fattori abilitanti

smart grids • Efficienza economica del sistema elettrico (garantire il vantaggio per l’utente)

investimenti

I fattori abilitanti delle Smart Grids

• Le nuove tecnologie

p )


• Gli standard tecnici

L’evoluzione della rete elettricaL’evoluzione della rete elettrica

La rete elettrica odierna La nuova rete elettrica

Generazione centralizzata; fl di t

Rete che integra e gestisce in d ffi i t il flusso di potenza mono-

direzionale dall’alta alla bassa tensione, dove sono collegati i carichi Il sistema è controllato

modo efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi (generatori punti di prelievo e carichi. Il sistema è controllato

tramite i grossi generatori(generatori, punti di prelievo, e punti con presenza di generazione e prelievo)


La trasformazione della rete di distribuzioneLa trasformazione della rete di distribuzione


La trasformazione della rete di distribuzioneLa trasformazione della rete di distribuzione

• Le spinte verso il cambiamento dell’attuale rete di distribuzione:Penetrazione crescente della GD sospinta dalle politiche di sostegno alle fonti rinnovabili

Già nel 2009 più di 7 500 MW in esercizio per una produzione di 23 TWh– Già nel 2009, più di 7.500 MW in esercizio, per una produzione di 23 TWh

– Oggi in esercizio più di 10.000 MW di soli impianti FV < 10 MW

Partecipazione dei consumatori nel mercato dell’energia Fornire aiPartecipazione dei consumatori nel mercato dell energia. Fornire ai clienti segnali di prezzo, grazie all’impiego dei misuratori elettronici

– Misura multioraria dell’energia

Nuovi impieghi dell’energia, che potrebbero modificare i profili di prelievo

Climatizzazione (raffrescamento e riscaldamento) mediante pompe di– Climatizzazione (raffrescamento e riscaldamento) mediante pompe di calore elettriche

– Mobilità elettrica (auto elettrica)


La rete di distribuzione odiernaLa rete di distribuzione odierna• L’attuale rete di

distribuzione è di tipo p“passivo”

La rete di distribuzione alimenta i i lconsumatori con la potenza

prelevata dalla rete di trasmissione: nessuna gestione dei generatori e carichi connessi alla retee carichi connessi alla rete.

La presenza di generatori sulla rete di distribuzione è considerata un’eccezioneun eccezione.

Una volta connessi, oggi i generatori producono quando e

li Si tcome vogliono. Si comportano allo stesso modo dei carichi.


I problemi della GD alla rete di distribuzione:I problemi della GD alla rete di distribuzione:inversione di flussoinversione di flussoinversione di flussoinversione di flusso

• Inversione di flusso, a livello di feeder e di cabina primaria

Fenomeno che si verifica quando laFenomeno che si verifica quando la generazione supera il consumo

Violazione dei limiti di tensioneSovratensioni dovute alla– Sovratensioni dovute alla connessione lungo linea dei generatori


Come è stato affrontato fino ad oggi il problemaCome è stato affrontato fino ad oggi il problemadell’inversione di flussodell’inversione di flusso

Il di t ib t l t l ibilità di tt t

dell’inversione di flusso dell’inversione di flusso

• Il distributore valuta la possibilità di connettere un generatore alla rete, applicando l’approccio “fit&forget”.

• La logica dell’approccio è che, in presenza del nuovo generatore, la rete deve garantire a priori il rispetto dei parametri di esercizio in tutte le possibili situazioni, senza p p ,intervenire sul generatore

• Non si prevede di poter cambiare il funzionamento del generatore in fase di esercizio: tutto deve essere gestito all’atto della connessione

l’approccio “fit & forget” limita eccessivamente l’hosting capacity della rete, pp g g p y ,cioè il numero di generatori che possono essere connessi alla rete attuale

L’approccio “fit & forget” richiederebbe la costruzione di nuove linee/cabine: alti costi e tempi lunghi


I problemi della GD alla rete di distribuzione: I problemi della GD alla rete di distribuzione: protezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderata

• Criticità per le protezioni di linea e p pl’automazione di rete

MVHV

MVHVHVHV

generators

• Evitare il rischio di f

MVMV

funzionamento della rete in “isola indesiderata”

Garantire la disconnessione della GD

MV

HV

quando la linea non è più alimentata dalla rete pubblica

generators

MV


Come è stata affrontata fino ad oggiCome è stata affrontata fino ad oggil’isola indesideratal’isola indesideratal’isola indesideratal’isola indesiderata

• La GD si disconnette dalla rete in presenza di piccole variazioni dei parametri elettrici misurati nel punto di connessione (es. intervallo di frequenza: 49 7 – 50 3 Hz)di frequenza: 49,7 50,3 Hz)

Approccio cautelativo

per evitare il funzionamento in isola indesiderata (sicurezza degli operatori eper evitare il funzionamento in isola indesiderata (sicurezza degli operatori e qualità del servizio agli utenti connessi)

per non compromettere le odierne funzioni di automazione della rete di distribuzione (es. richiusura a seguito di un guasto)

Pensato quando la connessione di GD alla rete di distribuzione era un’eccezione


I limiti dell’attuale gestione per prevenireI limiti dell’attuale gestione per prevenirel’isola indesideratal’isola indesiderata

• Ma i generatori sulla rete di distribuzione si disconnettono anche quando

l’isola indesideratal’isola indesiderata

non è necessario (ad esempio a seguito di disturbi sulla rete di trasmissione)

MVHV

distacchi i i i

generators

HV intempestivi della GD

MV

Nel black-out tedesco del 2006 sono stati persi in Italia quasi 2000 MW di generazione sulla rete di distribuzione

Il 18 maggio scorso in Sicilia la perdita di un’unità di produzione da 150 MW ha indottoIl 18 maggio scorso, in Sicilia la perdita di un unità di produzione da 150 MW ha indotto la perdita di 80 MW di FV, rendendo necessario l’intervento degli alleggeritori di carico per evitare il black-out

Questa situazione rischia seriamente di compromettere la sicurezza dell’intero


psistema elettrico, se la quantità di GD è rilevante

L’impatto della generazione non programmabile L’impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico:sulla sicurezza del sistema elettrico:

i problemii problemi


L’impatto della generazione non programmabile L’impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettrico

Limitata quantità di generazione non

Grande quantità di generazione non programmabile

Riserva a salire

Riserva a salire

generazione non programmabile

programmabile

Riserva a scendere Riserva a

scendere

Domanda da servire

Una minor quantità di d i i l

Generazione programmabile

bilit t iG i

produzione convenzionale deve garantire una maggior

quantità di riserva !abilitata ai

servizi di rete Generazione

programmabile abilitata ai

servizi di rete

Incremento di FV

Generazione non programmabile

abilitata ai servizi



Incremento di generazione

aleaotoria e che non contribuisce


di rete di rete alla riserva 21

L’impatto della non programmabile sulla L’impatto della non programmabile sulla i d l i t l tt i ii d l i t l tt i i

Riserva a

sicurezza del sistema elettrico generazione sicurezza del sistema elettrico generazione

• La situazione è resa ancor più critica Riserva a

salire

d d i

pdall’immediato distacco del FV in occasione di disturbi sul sistema elettrico

Domanda da servire

• Con 11.000 MW di FV connesso alla rete, in alcuni situazioni la rete

Generazione programmabile

bilit t i

odierna è già criticaIn Italia la domanda italiana nelle ore centrali della giornata nel mese di agosto è di i 30 000 MWabilitata ai

servizi di rete è di circa 30.000 MW.

In prospettiva, nelle domeniche di agosto si invertirà il rapporto del carico “giorno/notte” (ma solo quando c’è il

FV



giorno/notte (ma solo quando c è il sole)


abilitata ai servizi di rete

22

Nuove sfide per la sicurezza del sistema Nuove sfide per la sicurezza del sistema elettrico nazionaleelettrico nazionaleelettrico nazionaleelettrico nazionale

• La sindrome della Summer Sunny Sunday

Il sistema deve ora far fronte al “Piccofar fronte al Picco

illuminazione”

Fonte: AEEG, su dati Terna

Forte riduzione delle fonti

M. Gallanti – Pavia 16/11/2011 convenzionali durante il giorno

23

Impatto delle fonti rinnovabili non Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico: programmabili sul sistema elettrico:

le grida di allarmele grida di allarmeLettera di ENTSO-E a EC.

“….. già con l’attuale capacità di potenza FV installata, c’è il rischio di una perdita istantanea di produzione superiore alla soglia di 3000 MW, oltre la quale la sicurezza del sistema elettrico europeo sarebbe in serio pericolo


quale la sicurezza del sistema elettrico europeo sarebbe in serio pericolo.

24


le grida di allarmele grida di allarme

“ P t t li i i ti di i di t ib it i ti l i f t lt i i

Segnalazione dell’AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS 21/11, ottobre 2011): taratura dei sistemi di protezione della DG

“…Pertanto, gli impianti di generazione distribuita, in particolare i fotovoltaici, presentano ancora sistemi di protezione tarati in modo da prevederne la disconnessione ogniqualvolta la frequenza fuoriesca dall’intervallo 49,7 Hz - 50,3 Hz.

Ciò comporta che, in caso di grave incidente di rete con variazione di frequenza significativa, si verificherebbe una perdita di generazione pari all’intera generazione distribuita (tra cui i soli impianti fotovoltaici presentano una potenza i t ll t di 11 000 MW) d d di f tt i l’ tti i d l i di installata di 11.000 MW), rendendo di fatto necessaria l’attivazione del piano di difesa del SE e, in particolare, del piano di alleggerimento del carico.

L’eventuale venir meno della generazione distribuita non è compensabile con laL eventuale venir meno della generazione distribuita non è compensabile con laregolazione primaria di frequenza: ciò implica un significativo aumento dellaprobabilità di distacco di carico civile tramite gli alleggeritori. Simulazioni recentieffettuate da Terna mostrano che le situazioni potenzialmente più critiche si

t i i di di i d i i i di b i ( li l f ti ità) “


possono presentare nei periodi diurni dei giorni di basso carico (quali le festività). “25


le grida di allarmele grida di allarmeSegnalazione dell’AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS

21/11, ottobre 2011): pianificazione dell’esercizio del Sistema Elettrico

“N di t l i d l i t h i di “Ne mese di agosto u.s. per preservare la sicurezza del sistema, anche in caso di separazione di rete con l’estero, in una situazione di bassi livelli di consumo e di elevata produzione fotovoltaica, Terna ha proceduto a ridurre la capacità di trasmissione in importazione (NTC) sulla frontiera Nord di circa 2000 MW al fine di:trasmissione in importazione (NTC) sulla frontiera Nord di circa 2000 MW al fine di:

a. limitare lo sbilancio di potenza a seguito dell’eventuale separazione;

b i l i i i di i i di i i ti t l tt i ib. assicurare la presenza in servizio di un numero minimo di impianti termoelettriciabilitati ai servizi di dispacciamento per avere più capacità di regolazione e piùinerzia a controllo del transitorio successivo all’eventuale separazione.

Al medesimo fine di cui al punto b), Terna ha altresì richiesto agli Utenti diDispacciamento di impianti rilevanti non abilitati ai servizi di dispacciamento di poter ridurre o spegnere tali impianti in caso di necessità.



le contromisurele contromisure

• Le azioni

Previsione della produzione da FER e rispetto del programma diPrevisione della produzione da FER e rispetto del programma di produzione

Fornitura di servizi alla rete anche da parte del FV di grossa taglia

Comportamento responsabile dei generatori connessi alla rete di distribuzione

Garantire e estendere le funzioni degli impianti convenzionali

Nuovo strumenti di flessibilità

Potenziamento della rete


Sistemi di previsione della produzione e Sistemi di previsione della produzione e p pp prispetto del programma di produzione rispetto del programma di produzione

• Sviluppare sofisticati sistemi di previsione della produzione eolica e FV, per ridurre il margine di errore del profilo di produzione previstoproduzione previsto.

• Responsabilizzare gli impianti non programmabili al rispetto della previsione della produzionedella previsione della produzione

penalizzazione per gli sbilanciamenti (differenza tra programma di immissione e immissione misurata) anche agli impianti non

biliprogrammabili

Promuovere la previsione della produzione di aggregati di impianti di piccola tagliap cco a ag a

– applicando il metodo della penalizzazione e non quello dell’incremento dell’incentivo – come invece si fece per il “profilo di scambio prevedibile” del Terzo Conto energia


Terzo Conto energia

28

I grandi impianti FV devono contribuire alla I grandi impianti FV devono contribuire alla f it d i i i di tf it d i i i di tfornitura dei servizi di retefornitura dei servizi di rete

• Come per gli impianti eolici, anche per il grande FV occorre rendere p g p , p gobbligatoria la fornitura di servizi di rete quali:

Regolazione di potenza attiva e reattiva

Riduzione di potenza

Insensibilità agli abbassamenti di tensione

Proposta insensibilità agli abbassamenti di tensione

Proposta di regolazione automatica potenza immessa in rete

Fonte: Terna (2011) - Proposta Allegato A68 a Codice di rete: Impianti di produzione fotovoltaica – Requisiti Minimi per la


Fonte: Terna (2011) - Proposta Allegato A68 a Codice di rete: Impianti di produzione fotovoltaica – Requisiti Minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete AT

29

Anche la Generazione Distribuita deve fornire Anche la Generazione Distribuita deve fornire t ll tt ll tsupporto alla retesupporto alla rete

• La gestione della protezione per prevenire “l’isola indesiderata” mediante telecontrollo

Obiettivo: evitare distacchi intempestivi dei generatori dalla rete comandando da remoto l’apertura della protezione direte, comandando da remoto l apertura della protezione di interfaccia solo quando ciò è necessario

Distacco MV

Distacco intempestivo

della GDgenerators

HV

MV

Possibile soluzione: apertura della protezione di interfaccia del generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore


generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore

Anche la Generazione Distribuita deve fornire Anche la Generazione Distribuita deve fornire supporto alla retesupporto alla retesupporto alla retesupporto alla rete

• La gestione della protezione “anti islanding” mediante t l t ll d ll GD

3

telecontrollo della GD

3 Messaggio di apertura ai generatori connessi alla

linea 2 Comando apertura

protezione i/f generatori

1 Rilevazione corto circuito lungo la linea

Le protezioni dei generatori vengono aperte da un comando remoto solo se si rileva un guasto lungo la linea a cui sono connessi i generatori

Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione dal CEI prevedono già lo scambio di segnali tra Distributore e Generatori

g


Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ cons mi s lla rete di distrib ionecons mi s lla rete di distrib ioneconsumi sulla rete di distribuzioneconsumi sulla rete di distribuzione

• Oggi la rete di trasmissione non conosce il valore della potenza immessa sulla rete di distribuzione

Difficoltà nel controllo del sistema elettrico

• Necessaria una buona stima della produzione aggregata a livello di Cabina Primariadi Cabina Primaria

• La rete di distribuzione deve fornire servizi alla rete di trasmissione

Previsione del profilo di scambio di potenza con la rete di trasmissione

Servizio di potenza reattiva


Il ruolo degli impianti di produzione Il ruolo degli impianti di produzione con en ionalicon en ionali (programmabili(programmabili))convenzionali convenzionali (programmabili(programmabili))

• Svolgono un ruolo fondamentale per l’adeguatezza e la sicurezzadel sistema elettrico con forte presenza di FER non programmabiliprogrammabili

• Adeguatezza (soddisfare la domanda di energia)

Remunerare la disponibilità di capacità garantita per sopperire aiRemunerare la disponibilità di capacità garantita, per sopperire ai periodi di “impossibilità a produrre” della produzione non programmabile:

– riconoscere un equo capacity payment

• Sicurezza (fare fronte a disturbi improvvisi)

Disporre della necessaria quantità di riserva, per far fronte alle ripide “rampe” mattutine e serali, accentuate rispettivamente, dalla produzione eolica notturna e da quella del FV diurna.


p q

Come far fronte alle maggiori necessità di Come far fronte alle maggiori necessità di riser a del sistema elettricoriser a del sistema elettricoriserva del sistema elettricoriserva del sistema elettrico

• Flessibilizzazione degli impianti termoelettrici convenzionali (cicli combinati)

• Favorire lo sviluppo degli impianti di punta (turbogas a ciclo aperto)

• Un rinnovato impiego degli impianti di pompaggio• Un rinnovato impiego degli impianti di pompaggio

• Modulazione dell’importazione

P l fl ibili i d ll d d• Promuovere la flessibilizzazione della domanda

• Nuovi sistemi di accumulo (batterie, CAES) anche distribuiti

Previa valutazione costi/benefici


U t di di t ib i “ tti ” f ilit lU t di di t ib i “ tti ” f ilit lUna rete di distribuzione “attiva” per facilitare la Una rete di distribuzione “attiva” per facilitare la diffusione della GDdiffusione della GD


Superare l’approccio Superare l’approccio fit & forgetfit & forget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi

• C’è la necessità di incrementare l’hosting capacity (capacità di connettere Genera ione distrib ita) dell’att ale rete di

controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi

connettere Generazione distribuita) dell’attuale rete di distribuzione, garantendo la qualità del servizio agli utenti connessi

Analisi di Hosting Capacity condotta sull’8% delle reti g p yMT italiane

In circa l’85% dei nodi In circa l 85% dei nodi delle reti di distribuzione

MT si può connettere fino a 3MW di generazione gdistribuita senza violare

vincoli di rete

Fonte: Allegato 2 Delibera Aeeg 25/09 “Impatto della generazione diffusa sulle reti di distribuzione”


Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi

• La GD, in caso di necessità, può modificare il proprio funzionamento in funzione delle condizioni della rete

V i l’i i i / bi t d ll t ttiVariare l’iniezione/assorbimento della potenza reattiva

Ridurre l’immissione di potenza attiva

• Il distributore garantisce il corretto funzionamento della rete pur in presenza di rilevante quantità GD, modificandone lo stato di funzionamento (dispacciamento della GD)

• I generatori collaborano alla gestione della rete

• Il distributore può trarre vantaggio anche dalla domanda gginterrompibile e dai sistemi di accumulo


Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi

Controllo locale di tensione su rete di distribuzione


Controllo locale di tensione su rete di distribuzione

• Variazione della potenza reattiva da parte del generatore

BT

cosϕ=0.9

cosϕ=1

incremento di HC conseguente all’introduzione della regolazione di tensione (cosϕ=0.9)


Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi

Controllo distribuito di tensione su rete di


distribuzione

State EstimatorCentro

Gen 1 STORAGE Gen n

DDIcomm localDDIcomm local

DDIcomm localOLTC

VoltageController

Protocolli e descrizioni standard• IEC 61850• CIM

SCADA

CabinaPrimaria

DDIcomm localDDIcomm local

DDIcomm local

misure/informazionidi/ i • CIM

…comandi/setpoint


Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi

Sperimentazione RSE: risultato dell’azione del


sistema di controllo distribuitoRete test (Vn=20 kV) Caso test

1 ‐ AT18 23

Feeder 1: Carico>>Generazione ➔ sottotensioni

Feeder 2: Generazione>>Carico ➔ sovratensioni

2 ‐MT14

29 21

22

F2 ante-ottimizzazioneF2 OLTCF2 OLTC+ QgenF1 ante ottimizzazione

Feeder 2

-5 MVar

21

4

Storage 11

23

18

19

20

V [k

V]

F1 ante ottimizzazioneF1 OLTCF1 OLTC+QgenOLTC

8Gen. SincronoEolicoFotovoltaico

16

17

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

N mero nodo

Feeder 1+1.25 MVar


Numero nodo

Il ricorso a nuove tecnologie Il ricorso a nuove tecnologie • Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo:

ICTICT– Infrastrutture di telecomunicazione e protocolli per scambio informazioni

Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT:Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT:

• sui singoli componenti (es. protezioni intelligenti, sensori)

• Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra gli utenti connessi e il sistema di controllo centrale

• Logiche di controllo a livello centrale (cabina primaria)

– Sistemi informatici (simulatori, sistemi di controllo, sistemi di gestione delle informazioni, sistemi di previsione)

ICT è la principale tecnologia abilitante delle Smart Grids

)

41

Il ricorso a nuove tecnologie Il ricorso a nuove tecnologie • Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo:

Sistemi di Misura (Smart Metering)Sistemi di Misura (Smart Metering)

Inverters e altri dispositivi di elettonica di potenza

Sistemi di protezione e controlloSistemi di protezione e controllo

Sistemi di supporto operatore (es. gestione dei rischio, previsioni)

Sistemi per l’immagazzinamento dell’energiaSistemi per l immagazzinamento dell energia

Nuovi materiali (es. superconduttori)

ecc eccecc., ecc.

• Attenzione: Le tecnologie sono il mezzo (e non il fine) per giungere alla Smart Gridsper giungere alla Smart Grids

42

Le azioni legislative, di normazione tecnica e Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorieregolatorie


Le azioni legislative, di normazione tecnica e Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorieregolatorie

Prescrizioni legislative per i nuovi inverters (Decreto MiSE)

regolatorieregolatorie

Quarto Conto Energia

Art. 11, commi 3 e 4

3. Gli inverter utilizzati in impianti fotovoltaici che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012 devono tener conto delle esigenze della rete elettrica, prestando i seguenti servizi e protezioni:

a) mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione;

b) consentire la disconnessione dalla rete a seguito di un comando da remoto;

c) aumentare la selettività delle protezioni, al fine di evitare fenomeni di disconnessione intempestiva dell’impianto fotovoltaico;

d) consentire l’erogazione o l’assorbimento di energia reattiva;

e) limitare la potenza immessa in rete (per ridurre le variazioni di tensione della rete);

f) evitare la possibilità che gli inverter possano alimentare i carichi elettrici della rete in assenza di tensione ) p g psulla cabina della rete.

4. Ai fini dell’attuazione di quanto previsto al comma 3, il CEI ‐ Comitato Elettrotecnico Italiano, sentita


q p , ,l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, definisce apposite norme tecniche.

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Le azioni legislative, di Le azioni legislative, di normazionenormazione tecnica e tecnica e regolatorieregolatorieregolatorieregolatorie

Norme tecniche per le connessioni attive alle reti di distribuzione (Norme CEI)( )

• Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione daLe Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione da parte del CEI

Per le reti BT: Norma CEI 0-21, in fase di approvazione

Per le reti MT: Norma CEI 0-16, già in vigore, ma che è necessario rivedere per recepire le prescrizioni dell’art. 11, commi 3 e 4 del Quarto Conto Energiag


Il supporto della regolazioneIl supporto della regolazionepp gpp g

• Stimolo da parte dei regolatori: revisione dei meccanismi di regolazione dei distributori per promuovere le Smart Gridsregolazione dei distributori, per promuovere le Smart Grids

Favorire investimenti in nuovi sistemi di gestione della rete

E’ ibil l’ i “ t t b d l ti ”• E’ ancora possibile l’approccio “output based regulation” seguito dalla regolazione nel settore della distribuzione?

Occorre una nuova definizione degli output: key performanceOccorre una nuova definizione degli output: key performance indicators

• Responsabilizzazione della GDp

• Nuovo modello di gestione della rete di distribuzione (Active Network Management)

• Ruolo attivo dell’AEEG, che ha promosso progetti dimostrativi di Smart Grids (delibera 39/10), ai quali viene garantita una sovra remunerazione


sovra remunerazione

Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart GridsGridsGridsGrids

• Progetto Telegestore di ENEL e degli altri distributori italiani: più di 30 M i di t t i l tt i i ià f i tidi 30 Mni di contatori elettronici già funzionanti

• Progetti dimostrativi su smart grids finanziati da:POI E i d t t MT ll i i idi liPOI Energia: ammodernamento rete MT nelle regioni meridionali –Accordo di programma con Enel DistribuzioneTariffe incentivanti (8 progetti pilota, ex Delibera 39/10)7° Programma Quadro: es: progetto GRID4EU (Enel, RSE e altri)

• Ricerca e sviluppo di tecnologiaRicerca per il sistema elettrico: Accordo di programma con RSE, ENEA, CNR sul progetto su “Reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo”Industria 2015: finanziamento a progetti su Generazione DistribuitaIncentivi per il distributori previsti dal D.M. 28/2011 del 3 marzo 2011 (art. 18 comma1)


18, comma1)

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Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart GridsGridsGridsGrids

• Leadership in iniziative internazionalieade s p at e te a o aProgetto ISGAN (International Smart Grids Action Network), avviato come Implementing Agreement IEA, con leadership Italiana (con RSE)EEGI (E El t i it id I iti ti ) i bit UE t d lEEGI (European Electricity grid Initiative), in ambito UE a supporto del SET-Plan: importante ruolo svolto a EnelEERA (European Energy Research Alliance) – Joint Program “Smart Grids” a guida italiana (ENEA/RSE)


Il fattore abilitante “immateriale” delleIl fattore abilitante “immateriale” dellesmartsmart gridsgridssmartsmart gridsgrids

• Le funzionalità della smart grid dipendono in modo decisivo dalla flessibilità e interattività degli utenti connessidegli utenti connessi

• La rete di distribuzione è “smart” se gli utenti connessi (generazione e prelievo) sono “smart” (g p )(flessibili e consapevoli)


Grazie per l’attenzioneGrazie per l’attenzioneGrazie per l attenzione Grazie per l attenzione

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Smart Grids, passaggio obbligato per lobbligato per l ... · • L’evoluzione del sistema...

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