La gestione delle reti elettriche in presenza di cogeneratori di piccole dimensioni

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1 L ATTUALITÀ DELLA COGENERAZIONE Milano 30 giugno 2011 La gestione delle reti elettriche in presenza di cogeneratori di piccole dimensioni prof. Maurizio Delfanti Politecnico di Milano Dipartimento di Energia

2 Generazione diffusa (GD): definizioni e statistiche 2 Generazione diffusa: l insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MW e connessi, di norma, alla rete di distribuzione (Direttiva 2003/54/CE). Delibera ARG/elt 99/08 e s.m.i. Il servizio di connessione alle reti di distribuzione deve essere erogato: a livello BT nel caso di richieste di connessione per PIR fino a 100 kw; a livello MT nel caso di richieste di connessione per PIR fra 100 kw e 6 MW. Monitoraggio GD per il 2009 (ARG/elt 223/10) Totale GD installata in Italia: MW Totale GD installata sulle reti MT e BT: MW ( 74% dell energia) Impianti di cogenerazione riconosciuti dal GSE nel 2008: 9900 MW In circa l 85% dei casi la potenza installata è < 20 MW La piccola cogenerazione rappresenta un terzo degli impianti La microcogenerazione rappresenta l 1% del totale

3 Il processo di connessione alla rete: TICA Del. ARG/elt 125/10 3 Regole tecniche Richiesta di connessione Procedure di connessione Corrispettivo di connessione BT MT AT/AAT Per ora: DK Enel Da fine 2011: Norma CEI 0-21 Norma CEI 0-16 Grid Code Unico iter per le RICHIESTE DI CONNESSI ONE Procedure comuni e dettagliate Come la precedente Delibera 281/05 Convenzionale per FER e CAR Proporzionalità alla potenza per FER FER = Fonti Energetiche Rinnovabili; CAR = Cogenerazione ad Alto Rendime nto

4 Impatto della generazione diffusa sulle attuali reti di distribuzione 4 La rete è dimensionata secondo il caso peggiore e la GD viene collegata secondo l approccio fit & forget: una volta connessi i generatori producono quando e come vogliono Esiste una notevole Hosting Capacity per le reti italiane 3 MW per l 85% dei nodi (Del. ARG/elt 25/09) Ma è davvero sfruttabile senza rischi per la rete e per il sistema? Criticità legate alle protezioni e all automazione di rete hanno crescente incidenza se il flusso di potenza, per almeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, si inverta a livello di interfaccia AT/MT (CP); a livello di singola linea MT Con un possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi all intera CP o alla linea MT

5 Come si comporta oggi la GD: approccio fit&forget e regolazione di tensione 5 Limiti violati quando c è inversione di flusso Sulle reti attuali si sono già verificate condizioni di sovratensione: la GD innalza la tensione a valori eccessivi nel punto di connessione il fenomeno accade quando la GD supera il carico (inversione di flusso)

6 Come si comporta oggi la GD: approccio fit&forget e Dispositivo Di Interfaccia 6 I generatori connessi alla rete MT sono dotati di un dispositivo che assicura la disconnessione dell impianto in caso di perdita della rete (DDI). Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI): è un relé che dispone esclusivamente di informazioni di tipo locale. Regolazioni ad elevata sensibilità: diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi del SPI per guasti esterni il SPI non può distaccare la GD se Pc~Pg in emergenza RTN la GD viene distaccata aggravando il fenomeno blackout 2006: persi 2000 MW di GD in rete quanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere? GD oggi a rischio in caso di perturbazioni RTN/UCTE: MW ATTUALE SPI NON AFFIDABILE

7 Evoluzione / rivoluzione delle reti: perché? 7 Sviluppo iniziale dei sistemi elettrici basato su forme di generazione centralizzata: energia elettrica prodotta in impianti di grande potenza unitaria (centrali elettriche, reti di trasmissione) Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio reso necessario dalla crescente attenzione per le problematiche ambientali La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT) Le attuali modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione MT/BT non sono in prospettiva adeguate: serve una vera e propria RIVOLUZIONE CONCETTUALE Far evolvere le reti di distribuzione è l unica via per lo sfruttamento reale delle FER SMART GRID

8 Generazione Diffusa: l impatto prospettico sulle reti 8 Data Power Power Data Power Data ICT New protections Negligible impact DG penetration [%]

9 Sicurezza del sistema: RTC e servizi di rete 9 Per garantire la sicurezza del sistema, i generatori devono rispettare specifiche prescrizioni tecniche per la connessione fornire servizi di rete I servizi di rete che dovranno essere forniti dalla GD sono: riduzione della potenza immessa in rete o distacco di generazione; regolazione della potenza attiva regolazione della potenza reattiva insensibilità agli abbassamenti di tensione Il DSO deve poter effettuare il monitoraggio delle iniezioni da GD per: comunicare dati di dettaglio (GD e carico) al TSO; effettuare un dispacciamento locale

10 Smart grid e utenti attivi: il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia) 10

11 Le nuove regole tecniche di connessione alle reti: la GD e l approccio smart grid 11 Le Regole Tecniche di Connessione (RTC) sono elaborate dal CEI su impulso dell Autorità per l energia elettrica e il gas La Norma MT (Norma CEI 0-16; Del. ARG/elt 119/08) ha introdotto per la prima volta lo scambio di segnali tra DSO e GD Il SPI deve essere in grado di ricevere segnali esterni finalizzati alla abilitazione/disabilitazione di una o più soglie protettive La Norma BT in elaborazione (Norma CEI 0-21) e in vigore da fine 2011 prevede: novità per il SPI telescatto come alternativa a massima/minima frequenza (e tensione) capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN finalizzati a presenza rete dati (cambio taratura) richieste alla GD di servizi di regolazione per la rete regolazione locale/centralizzata di tensione limitazione di potenza attiva erogata (automatica/su comando) Low Voltage Fault Ride Through capability (LVFRT)

12 Novità per il sistema di protezione di Interfaccia: SPI (esterno oppure integrato nell inverter) 12 Protezione Soglia intervento Tempo di intervento Massima tensione 1,10 Vn 10 min (59.S1, media mobile su 10 min) Massima tensione (59.S2) 1,15 Vn 0,2 s Minima tensione (27.S1) 0,4 Vn 0,4 s Minima tensione (27.S2) 0,2 Vn 0,2 s Massima frequenza (81>.S1>)* 50,5 Hz 0,1 s Minima frequenza (81<.S1)* 49,5 Hz 0,1 s Massima frequenza (81>.S2)** 51,5 Hz 0,1 s Minima frequenza (81<.S2)** 47,5 Hz 0,1 s * soglia abilitata solo in assenza del segnale di comunicazione. ** soglia normalmente inibita in assenza del segnale di comunicazione per valori di tensione al di sotto di 0,2 Vn, la protezione di frequenza è inibita. Lo scatto eventuale del SPI, se necessario, verrà emesso dalla soglia 27 S2: - regolata a 0,2 s per generatori indirettamente connessi - senza ritardo intenzionale per i generatori direttamente connessi

13 GD e servizi di rete: SPI BT schema logico e funzionale 13 Telediscatto 1,10 Vn 0 T T = 600 s Misura V 0,20 Vn 0 T T = 0,2 s 1,15 Vn 0,4 Vn 0 T T = 0,4 s 1 Scatto DDI 47,5-51,5 Hz Segnale comunicazione 49,5-50,5 Hz &

14 Requisiti costruttivi dei generatori: immissione di potenza reattiva 14 Connessione alla BT possibile con impianti trifase e/o monofase: macchina asincrona non autoeccitata 6 kw, macchina sincrona 6 kw, inverter fino a 3 kw tra cos = 0,98 in assorbimento e cos = 0,98 in erogazione; macchina sincrona > 6 kw con fattore di potenza tra cos = 0,98 in assorbimento di reattivo e cos = 0,9 in erogazione di reattivo; macchina rotante asincrona non autoeccitata > 6 kw fattore di potenza tra cos = 0,98 in assorbimento e cos = 0,98 in erogazione; inverter (potenza complessiva tra 3 e 6 kw) fattore di potenza tra cos = 0,95 in assorbimento e cos = 0,95 in erogazione. inverter in impianto di potenza complessiva > 6 kw fattore di potenza tra cos = 0,90 in assorbimento e cos = 0,90 in erogazione. Limiti di potenza riferiti al complesso dei generatori di dell impianto.

15 GD e servizi di rete: 15 partecipazione delle unità GD al controllo della tensione Regolazione in logica locale Qmin, Qmax sono relativi al campo di funzionamento dei generatori sincroni direttamente connessi alla rete; connessi alla rete tramite inverter. I valori di V1 e V2 sono definiti dal Distributore. Regolazione centralizzata Inviato un opportuno segnale di livello di potenza reattiva da erogare da parte dell unità GD

16 GD e servizi di rete: limitazione della potenza attiva generata 16 L impianto deve essere in grado almeno di non ridurre la potenza immessa in caso di sottofrequenza nei limiti previsti e di ridurla tempestivamente ed automaticamente in caso di sovrafrequenza, senza disconnettersi dalla rete. L impianto è dotato di un sistema di regolazione automatica della potenza immessa in rete, compatibilmente con le potenzialità del generatore, in funzione del valore della frequenza. La limitazione di potenza attiva iniettata in rete può essere attuata: in maniera automatica per transitori di frequenza sulla RTN; su comando esterno del DSO; in maniera automatica, per valori di tensione prossimi a 110% Un;

17 GD e servizi di rete: insensibilità agli abbassamenti di tensione (LVFRT) 17 Per evitare che si verifichi l indebita separazione dalla rete in occasione di buchi di tensione, un impianto di produzione con potenza complessiva superiore a 6 kw deve rispettare la curva LVFRT (Low Voltage Fault Ride Through) RETE di TRASMISSIONE Allegato 17 Codice di Rete Tensione (% di Vn) 110% 100% 90% 85% RETE di DISTRIBUZIONE CEI 0-21 (BT); poi esteso a MT 40% 0% Funzionamento normale. Ripristino P/Q entro 100 ms dall istante in cui il generatore rientra in questa banda di tensione Tempo [ms] Il generatore NON DEVE disconnettersi dalla rete Possibile disconnessione dalla rete

18 Delibera ARG/elt 39/10 : requisiti dei progetti pilota 18 L AEEG ha avviato un processo di selezione di progetti pilota che: rappresentino una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT in esercizio; interessino una porzione di rete MT attiva: linee MT con inversione dei flussi per almeno l 1% dell anno; prevedano un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema di registrazione automatica degli indicatori rilevanti; utilizzino protocolli di comunicazione non proprietari; garantiscano il rispetto delle normative vigenti, in particolare circa la qualità del servizio. I progetti selezionati avranno diritto all incentivo -WACC (2% per 12 anni sui cespiti entrati in esercizio)

19 Il percorso di attuazione della Delibera ARG/elt 39/ Marzo: delibera ARG/elt 39/10 avvio del processo (norme generali e tempistica) 2010 Luglio: determinazione DTRF n. 4/10 selezione degli esperti per a valutazione 2010 Settembre: determinazione DTRF n. 7/10 criteri e indici per la selezione dei progetti dimostrativi KPI - key performance indicator 2010 Novembre scadenza per la presentazione dei progetti delle impr.distr Dicembre delibera ARG/elt 191/10, determinaz. DTRF n. 9/10 nomina dei valutatori per ciascun progetto ricevuto 2011 Gennaio raccolta dei report dei valutatori 2011 Febbraio: delibera ARG/elt 12/11 decisione finale di selezione dei progetti che, una volta realizzati, avranno accesso al regime incentivante

20 I progetti pilota selezionati Febbraio 2011: pubblicata la Delibera ARG/elt 12/11, ammissione al trattamento incentivante di otto progetti pilota di smart grids. Pos.ne in Rete interessata Impresa di classifica (CP) distribuzione 1 A2A CP Lambrate (MI) A2A Reti Elettriche S.p.A. 2 ASM Terni (TR) ASM Terni S.p.A. 3 A2A CP Gavardo (BS) A2A Reti Elettriche S.p.A. 4 ACEA Distr. (Roma) Acea Distribuzione S.p.A 5 ASSM Tolentino (MC) Assm S.p.A. 6 ENEL Distr. CP Carpinone (IS) ENEL Distribuzione S.p.A. 7 Deval CP Villeneuve (AO) Deval S.p.A. 8 A.S.SE.M. S. Severino Marche (MC) A.S.SE.M. S.p.A Alcune funzioni sono comuni a tutti i progetti; in rosso quelli per cui Il Politecnico di Milano (DE + DEI) ha operato come advisor

21 Finalità: funzioni da implementare 21 Funzioni presenti in tutti i progetti: incremento affidabilità SPI mediante telescatto; controllo innovativo della tensione MT; limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva da GD; monitoraggio delle iniezioni da GD per dispacciamento locale e info verso TSO. Funzioni specifiche di alcuni progetti: gestione guasti mediante selettività logica; gestione ottimizzata infrastruttura di ricarica, impianto PV e sistema di storage; abilitazione di strategie demand response mediante l impiego dello Smart Info.

22 Benefici attesi dai progetti pilota: modalità innovative di gestione della rete a regime 22 Rete a regime Aumento GD connessa alla rete Selettività logica e richiusura automatica lungo linea SPI gestito tramite telescatto evitare aperture intempestive e islanding per disturbi di rete o problemi su RTN Regolazione di tensione avanzata tramite GD Dispacciamento locale (GD e carico) da parte del DSO Ottimizzazione nella previsione e nella gestione dei flussi di potenza tramite il sistema di storage Nuovi criteri di pianificazione della rete considerando l aleatorietà delle fonti rinnovabili Maggiore coinvolgimento dei consumatori Miglioramento della qualità del servizio Riduzione delle perdite di rete Attuale gestione Vincoli di hosting capacity Ciclo di richiusura con apertura interruttore in CP SPI basato su soglie f/v GD a cosφ1 (CEI 11-20) DSO non conosce la GD sottesa e carico, TSO effettua bilanciamento GD non fornisce servizi di rete e ha priorità di dispacciamento (Del. 111/06 e Codice di Rete)

23 In conclusione: quale evoluzione delle reti? 23 Nuove modalità di gestione delle reti di distribuzione sono necessarie per garantire una migliore integrazione di crescenti quantità di GD: la GD come nuovo driver dello sviluppo delle reti; FV reti MT e BT (ad oggi circa GW installati). Affinché il funzionamento della GD risulti compatibile con le esigenze di sicurezza della rete, i generatori DEVONO: rispettare specifiche prescrizioni tecniche per la connessione; superare approccio fit&forget e fornire servizi per il dispacciamento. Rendere più intelligenti le reti investimenti mirati in infrastrutture più ICT modifica dell attuale quadro regolatorio rispetto: al ruolo assegnato al DSO; condizioni tecniche di accesso ed uso del sistema (utenti attivi).

24 GRAZIE PER L ATTENZIONE! maurizio.delfanti@polimi.it