La gestione delle rinnovabili nel sistema elettrico italiano

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1 La gestione delle rinnovabili nel sistema elettrico italiano Giorgio Maria Giannuzzi Responsabile Analisi dell Esercizio Terna Rete Italia 1

2 Evoluzione della Generazione Distribuita 2

3 L impatto della Generazione Distribuita La Generazione Distribuita (GD) ha rivoluzionato in pochi anni il mondo della produzione. Da poche grandi centrali in alta tensione a tante piccole produzioni diffuse nelle reti MT e BT Da centrali rotanti in grado di rispettare un programma di produzione prestabilito, a unità di generazione in larga parte statiche con produzione a carattere discontinuo. Da impianti di generazione dotati di un ampia gamma di servizi di rete (regolazioni automatiche di frequenza e tensione, insensibilità agli abbassamenti di tensione, rifiuto del carico, ecc ) a produzioni prive di tali servizi o con servizi limitati. Il rinnovabile non è monitorato in tempo reale. La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione diretta 3

4 Sistema Elettrico Italiano Fabbisogno energetico 2012: Potenza massima richiesta 2012: Potenza installata: Import: 325 TWh 54,1 GW 120 GW 3 7 GW 0,7% 12,9% 1,0% 6,6% 15,6% 63,2% Copertura fabbisogno per fonte 10/07/2012 ore Termico Idrico Eolico Solare Geotermico Estero 4

5 L impatto della Generazione Distribuita Idrico Solare Termico Idrico Termico La produzione fotovoltaica in una giornata serena supera MW di picco Nella settimana considerata (giugno Import 2012) tale Estero produzione corrisponde a circa: il 16% della punta di carico il mercoledì il 25% della punta di carico la domenica 5

6 L inerzia di sistema 6

7 L impatto della Generazione Distribuita: l inerzia L inerzia delle masse rotanti negli impianti di generazione tradizionali permette di superare le brusche variazioni di carico e dunque riduce le variazioni di frequenza Dagli impianti rotanti con elevata inerzia si è passati a produzioni statiche ad inerzia zero 7

8 Effetto del Fotovoltaico sulla stabilità del sistema Un impianto fotovoltaico non ha inerzia, mentre: Ciclo combinato 5 10 s Impianto idroelettrico 2 5 s Termico convenzionale: 3 8 s Se l inerzia dell Europa diminuisce Le escursioni in frequenza aumentano f = Pm P s T s df dt d = 50 PT T Ts s P + P T DER 8

9 Effetto del Fotovoltaico sulla stabilità del sistema Starting time [s] frequency [Hz] PV increase Total system load [GW] time [s] 9

10 Generatori convenzionali Funzionamento stabile tra 47.5 Hz and 51.5 Hz Rinnovabile su reti Distribuzione In Italia, sino a marzo 2012 garantivano funzionamento stabile tra 49.7 Hz and 50.3 Hz? Gli intervalli di funzionamento della GD sono incompatibili con il sistema elettrico I DSO hanno continuato ad applicare norme non allineate ai requisiti di sistema 10

11 Frequenza: un delicato equilibrio 11

12 L impatto della Generazione Distribuita: la Frequenza DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE DISTACCO GD in MT e BT POTENZA FOTOVOLTAICA A RISCHIO A FINE MW 49.1 DISTACCO GD in MT e BT PIANO DI ALLEGGERIMENTO DEL CARICO 47.5 DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE 12

13 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 5) 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 Hz 85% Vn V 110% Vn In questo modo gli impianti danno contributo e sostengono il piano di difesa 13

14 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 8) Per recepire le esigenze di selettività tra guasto locale e di sistema, si propone uno schema basato su un consenso in tensione. f f < 47,5 Hz f > 51,5 Hz Scatto ritardato 1,0 s Scatto ritardato 4,0 s f < 49,7 Hz f > 50,3 Hz or V V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia Vd< Soglia or & 14

15 L impatto della Generazione Distribuita: Tarature dei relè di frequenza e tensione Linea MT Situazione pre Norme CEI Cabina Primaria Guasto o separazione di rete in AT V 59N Non basta adeguare le tarature della Protezione di Interfaccia alle nuove norme CEI 52 I 52G 52G 52G < 81> Se contemporaneamente non vengono allineate le tarature di frequenza e di tensione nelle protezioni delle unità di generazione, il beneficio per il sistema E NULLO! 15

16 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 6) Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un generatore equivalente ; pertanto il distributore deve fornire a TERNA le seguenti informazioni in tempo reale: carico generazione differenziata per fonte totale di cabina Tali informazioni possono essere direttamente misurate o in una prima fase, stimate. 16

17 L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kv Icc generatori FV 1,1 In Icc generatori sincroni 4 5 In La sostituzione di generatori rotanti con generatori FV diminuisce le correnti di cortocircuito (Icc ) ed allarga l area di disturbo in tensione V< 90% V n post FV tensione V< 90% V n ante FV distanza 17

18 L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Risposta di un gruppo convenzionale Tensione di eccitazione Tensione ai morsetti 18

19 L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kv tensione V< 90% V n post FV V distanza Contributo Icc ante FV V< 90% V n ante FV Icc Zrete V Icc Zrete Contributo Icc post FV 19

20 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 7) Gli impianti devono resistere a perturbazioni severe in tensione sulla RTN e dare il tempo, alle protezioni del sistema primario, di estinguere i guasti 20 20

21 L impatto della Generazione Distribuita: la tensione LVRT e OVRT per generatori statici MT ( CEI 0-16) 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 Zona di distacco ammesso Caratteristica OVRT 1,15 Tensione (%Vn) 1,0 0,9 0,85 0,8 0,7 Zona di distacco non ammesso Caratteristica LVRT Caratteristica LVRT 0,85 0,6 0,5 0,4 Zona di distacco ammesso Zona di distacco ammesso 0,3 0,2 0, Tempo (ms) 21

22 Il comportamento del PV in riaccensione Frequenza [Hz] PERDITA GD PERDITA GD :50:00 09:50:05 09:50:11 09:50:16 09:50:21 09:50:27 09:50:32 09:50:38 09:50:43 09:50:48 09:50:54 09:50:59 09:51:04 09:51:10 09:51:15 09:51:20 09:51:26 09:51:31 09:51:36 09:51:42 09:51:47 09:51:53 09:51:58 09:52:03 09:52:09 09:52:14 09:52:19 09:52:25 09:52:30 09:52:35 09:52:41 09:52:46 09:52:52 09:52:57 09:53:02 09:53:08 09:53:13 09:53:18 09:53:24 09:53:29 09:53:34 09:53:40 09:53:45 09:53:50 09:53:56 09:54:01 09:54:07 09:54:12 09:54:17 09:54:23 09:54:28 09:54:33 09:54:39 09:54:44 09:54:49 09:54:55 22

23 RISCHIO: bouncing incontrollato

24 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 8) Regolazione comportamento in sovrafrequenza riconnessione automatica degli impianti startup immissione graduale della potenza in fase di 24

25 Dove siamo arrivati? Ad oggi è stato recuperato circa metà della generazione distribuita Circa ulteriori 5000 MW di fotovoltaico sono stati installati da Aprile 2012 ad oggi in conformità ad A70 Dal 2013 sono in vigore le nuove CEI 0-21 e CEI 0-16 Sono stati potenziati i tool di stima della produzione diffusa in tempo reale Sono in continua revisione e potenziamento i piani di difesa, con particolare attenzione alle Isole Ad agosto 2012 è stato pubblicato A72 per la gestione della GD in emergenza 25

26 Attività in ENTSOE: SPD AD HOC TEAM Censimento del rinnovabile e valori di scatto Risk assessment del fotovoltaico (50.2 Hz problem) Valutazione dei programmi di retrofitting Adeguamento dei requisiti presenti nei codici di connessione europei Raccomandazioni per la difesa del sistema 26 26

27 Adeguatezza del sistema Deve essere rispettata per tutto il sistema Italia! Generation Surplus Produzione convenzionale -Regolazioni -Riserve -Vincoli Programmi di scambio tra aree Generazione distribuita Carico + Perdite 27

28 L impatto della Generazione Distribuita: ALLEGATO A 72 - RIGEDI Riduzione della generazione distribuita per esigenze di sicurezza (impianti eolici e fotovoltaici > 100 kw connessi in MT) Garantire sempre la riserva necessaria al sistema A preventivo, es. in caso di giornate ad alta insolazione e basso carico, assicurare il minimo di produzione convenzionale in esercizio per la sicurezza Con breve preavviso: gestire eventi imprevisti (ad es. perdita di più linee di trasmissione) Capacità controllabile in tempo reale GDTEL: MW (1.055 MW FV e 225 MW eolici) Capacità controllabile con preavviso GDPRO: MW 28

29 L impatto della Generazione Distribuita NORMATIVA SU RINNOVABILI Allegato A.17 Sistemi di controllo e protezione centrali eoliche Allegato A.68 Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l esercizio in parallelo con la rete AT Allegato A.70 Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita Allegato A.72 Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizione di emergenza del Sistema elettrico Nazionale (RIGEDI) CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia CEI 0-21 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti BT delle Imprese distributrici di energia 29

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