Distribution System Operators (DSO): nuovi ruoli e prospettive

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1 Distribution System Operators (DSO): nuovi ruoli e prospettive Note dal telecontrollo di AcegasAps per la scuola estiva: Energia elettrica per il futuro dal 2013 al 2020, Sesto, 27/06/2013 Paolo Manià Divisione Energia pmania@acegas-aps.it

2 Sommario della presentazione Introduzione; Utenti attivi; Piano di difesa: il contributo della GD; Conclusioni.

3 Introduzione (da Power System Analysis, J.J. Grainger, W.D.Stevenson JR) The waveform of voltage at the buses of a power system can be assumed to be purely sinusoidal and of constant frequency. In developing most of the theory in this book, we are concerned with the phasor representations of sinusoidal voltages and currents and use the capital letters V and I to indicate these phasors. [ ] If a voltage and a current are expressed as functions of time, such as: v=565,6cos(ωt+30 ) and i=141,4cosωt their maximum values are obviously V max =565,6 V and I max =141,4 A. [ ] The term magnitude refers to root mean square values, which equal the maximum value divided by 2. Thus for the above espressions for v and i: V =400 V and I =5 A These are the values read by the ordinary types of voltmeters and ammeters. Another name for the rms value is the effective value. The average power expended in a resistor by a current of magnitude I is R I 2.

4 Introduzione (GD) L innovazione introdotta dalla generazione distribuita (GD), oltre ad innumerevoli benefici, porta con sé un rischio per la sicurezza del sistema elettrico nazionale: la garanzia di frequenza costante, tensione costante e forme d onda sinusoidali va ri-assicurata. l idea per minimizzare il rischio: la GD, così come i sistemi di generazione tradizionali, deve contribuire alla sicurezza e alla stabilità del sistema elettrico nazionale prestando servizi e protezioni di proporzionata efficacia.

5 Il Rischio associato all innovazione. Attesi per il 2015, in Italia, circa MW di fotovoltaico e 9600 MW di eolico, in aggiunta a generazione distribuita da altre fonti La GD sta raggiungendo il fabbisogno della rete nelle fasce orarie di basso carico; Riduce la capacità regolante del sistema elettrico, originariamente garantita da 100 generatori ; Non è attualmente monitorata in tempo reale; La previsione sul breve-medio è in fase di affinamento ma non ancora affidabile; Interferisce in maniera non pienamente definita con i sistemi di alleggerimento del carico (relé di frequenza)

6 Sistema di telecontrollo AT (132 kv) MT (27,5 kv) MT MT (10 kv) Alcuni numeri per AcegasAps e la città di Trieste: 4 cabine ricevitrici (132 kv); 7 cabine satellite (27,5 kv in prevalenza); 1000 cabine MT/BT; utenti con contratto attivo; Picco di carico in prelievo: 150 MW; Produzione da fotovoltaico su rete MT: 12 MWp; Produzione da fonti termiche su rete MT: 19 MW; Produzione da fotovoltaico su rete BT: 2 MWp 6

7 L idea per minimizzare il rischio Il quadro normativo assimila questa idea di fondo per minimizzare il rischio introducendo, per la prima volta, nel IV Conto Energia (2011) alcuni obblighi per gli inverter usati nel fotovoltaico: Art 11, comma 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 sulla cabina della rete.

8 Panoramica normativa AEEG e CEI danno attuazione a tutto ciò definendo apposite delibere e norme tecniche. In sintesi: 1. Del. ARG/elt 84/2012 e s.m.i. Interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale Allegato A70 Codice di Rete di TERNA; Introduzione A70 in CEI 0-16 e CEI Del. ARG/elt 344/12 Approvazione della modifica all allegato A70 e A72 al Codice di rete di TERNA Allegato A72 al codice di rete di TERNA; (Allegato M a CEI 0-16)

9 Introduzione (GD) 3. Del. 243/2013/R/eel Ulteriori interventi relativi agli impianti di generazione distribuita per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale [ ]

10 Utente attivo Utente attivo: utente che utilizza qualsiasi macchinario (rotante o statico) che converta ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata previsto per funzionare in parallelo (anche transitorio) con la rete.

11 Cabina primaria Cabina primaria: stazione elettrica alimentata in AT, provvista di un trasformatore AT/MT dedicato alla rete di distribuzione.

12 Cabina primaria All. diff. Sb. All terra sb. Dist. I> Diff. Buch. Temp. Alla diff. Sb. AT I> I>> Diff. I> I>> F< Dir ez. terr a I> I>>

13 Cabina secondaria Cabina secondaria: cabina elettrica in MT, provvista di almeno un trasformatore MT/BT dedicato alla rete di distribuzione. Cabina del Distributore presso l utenza: cabina elettrica alimentata in MT dedicata alla connessione diunoopiùutentimt.

14 Cabina del distributore presso l utenza 14

15 Schema utente attivo 15

16 Mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione (all. A70 Grid Code, CEI 0-16 e CEI 0-21)

17 Consentire la disconnessione degli utenti attivi (>100 kw) dalla rete a seguito di un comando da remoto (allegato M alla CEI 0-16 e All. A72 Grid Code)

18 Sistema di telecontrollo Sistemi di telecontrollo: la funzione principale dei sistemi di telecontrollo è la sorveglianza ed il controllo a distanza (nel futuro si integreranno con processi di automazione), in maniera sicura e affidabile, dei processi di produzione, trasformazione e distribuzione dell energia elettrica. Misure e stati RIGEDI

19 Aumentare la selettività delle protezioni, al fine di evitare fenomeni di disconnessione intempestiva dell impianto fotovoltaico; f f < 47,5 Hz f > 51,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7* Hz f > 50,3* Hz or V V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia or Vd< Soglia Abilitazione soglie restrittive da segnale esterno & TELESCATTO * La nuova Norma CEI 0-16 prevede: f<49,8 Hz, f>50,2 Hz, t=0,15 s * La nuova Norma CEI 0-21 prevede: f<49,5 Hz, f>50,5 Hz, t=0,1 s

20 evitare la possibilità che gli inverter possano alimentare i carichi elettrici della rete in assenza di tensione sulla cabina della rete f f < 47,5 Hz f > 51,5 Hz Scatto ritardato 4,0 s Scatto ritardato 1,0 s f < 49,7* Hz f > 50,3* Hz or V V0> Soglia Scatto ritardato 0,1 s Vi > Soglia or Vd< Soglia Abilitazione soglie restrittive da segnale esterno & TELESCATTO * La nuova Norma CEI 0-16 prevede: f<49,8 Hz, f>50,2 Hz, t=0,15 s * La nuova Norma CEI 0-21 prevede: f<49,5 Hz, f>50,5 Hz, t=0,1 s

21 Consentire l erogazione o l assorbimento di energia reattiva;

22 Regolazione della potenza attiva in condizioni di sovra frequenza (All. 70 al Grid Code e CEI 0-16) Regolazione comportamento in sovrafrequenza riconnessione automatica degli impianti immissione graduale della potenza al riavvio 22 Direzione Dispacciamento e Conduzione

23 Riavviamento degli impianti L avviamento degli impianti statici deve essere condizionato ad una frequenza di rete stabilizzata e quindi non inferiore a 49.9 Hz e non superiore a 50,1 Hz per almeno 30 s; In tali condizioni la riconnessione deve avvenire aumentando gradualmente la potenza immessa rispettando un gradiente positivo massimo non superiore al 20% al minuto di potenza erogabile. 23

24 Possibili sviluppi e considerazioni conclusive Trasmissione dei dati necessari ai fini del controllo del SEN (art. 6 allegato A70) Ai fini del controllo del SEN, che presuppone la fedele conoscenza della GD in MT e BT sia in fase predittiva sia in tempo reale, risultano necessari al Gestore, per ogni cabina primaria sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale della potenza attiva e reattiva, differenziata per aggregato: carico; Generazione differenziata per fonte; Totale di cabina. 24