Energie rinnovabili e sistema di trasmissione

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1 GIORNATA DI STUDIO AEIT La rete elettrica di trasmissione nazionale e la sfida delle energie rinnovabili Energie rinnovabili e sistema di trasmissione Il contributo della ricerca Firenze, 12 aprile 2013 E. Ciapessoni, D. Cirio, E. Gaglioti, A. Gatti, A. Iaria, A. Pitto M. Benini, A. Gelmini Dip. Sviluppo del Sistema Energetico RSE S.p.A.

2 Sommario FER NP e sistema elettrico Problematiche di frequenza Casi di studio: Continente, Sardegna, Sicilia Situazione corrente e scenari Contromisure 2

3 FER-NP e sistema elettrico Aspetti locali Problematiche di tensione Congestioni rete subtrasmissione Problematiche gestione reti di distribuzione attive Aspetti di sistema Minore inerzia e riserva («spiazzamento» impianti regolanti) impatto su stabilità oscillatoria e alle grandi perturbazioni Maggiori requisiti di regolazione di frequenza (errori di previsione) Maggiori requisiti di rampa per impianti convenzionali Taratura protezioni di frequenza FV (in corso di risoluzione) Adeguatezza piani di difesa Adeguatezza generazione convenzionale (lungo termine) Volatilità e variabilità flussi di potenza Scarsa controllabilità impianti GD rispetto esigenze di sistema Impatto su NTC 3

4 Problematiche di frequenza Bilancio istantaneo di potenza nel sistema < > stabilità della frequenza Regolazioni di frequenza Primaria: automatica Secondaria: automatica Terziaria: manuale 30 s 30 s 15 min min Adattato da ENTSO E 4

5 Caso di studio (1): Sicilia 18/05/11, h10 Ricostruzione evento Sicilia gestita in isola elettrica Carico 2250 MW Eolico 260 MW (inst MW al 15% ca.) FV 200 MW (400 MWp al 50%) Perdita di generazione Transitorio di frequenza sotto 49.7 Hz Distacco FV Perdita di carico Analisi varianti Solo convenzionali Contromisure «Impiantistiche» Nuovi dispositivi Strategie di esercizio 5

6 Frequenza [Hz] Ricostruzione RSE 50,100 50,050 50,000 49,950 49,900 49,850 49,800 49,750 49,700 49,650 49,600 49,550 49,500 49,450 49,400 49,350 49,300 49,250 49,200 49,150 49,100 49,050 49,000 48,950 48,900 48,850 48,800 CASO BASE LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE SOGLIA PROTEZIONE FV SOGLIA DISPOSITIVO EAC SICILIA GESTITA IN ISOLA ELETTRICA STACCO FV PERDITA 200 MW Sicilia 18/05/11 STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW STACCO CARICO (EAC) 180 MW Tempo [s] 6

7 Varianti Sicilia (0) Solo gen. convenzionale 50, , ,8000 CASO BASE STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW SENZA RINN. Senza le FER NP sono dispacciati più gruppi convenzionali più inerzia ed energia regolante Transitorio di frequenza e valore di regime meno severi > 49.8 Hz Frequenza [Hz] 49, ,4000 STACCO FV PERDITA 200 MW 49, ,0000 STACCO CARICO (EAC) 180 MW 48, Tempo [s] 7

8 Varianti Sicilia (1) - Retrofitting FV Frequenza [Hz] 50,100 50,050 50,000 49,950 49,900 49,850 49,800 49,750 49,700 49,650 49,600 49,550 49,500 49,450 49,400 49,350 49,300 49,250 49,200 49,150 49,100 49,050 49,000 48,950 48,900 48,850 48,800 CASO BASE LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE SOGLIA PROTEZIONE FV SOGLIA DISPOSITIVO EAC 20% FV 50% FV 100% FV STACCO FV PERDITA 200 MW 100% STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW 50% 20% Caso base 0% Tempo [s] % di FV con retrofitting secondo A70 STACCO CARICO (EAC) 180 MW < 49.8 Hz 8

9 Varianti Sicilia (2) Retrofitting eolici con inerzia Frequenza [Hz] 50,100 50,050 50,000 49,950 49,900 49,850 49,800 49,750 49,700 49,650 49,600 49,550 49,500 49,450 49,400 49,350 49,300 49,250 49,200 49,150 49,100 49,050 49,000 48,950 48,900 48,850 48,800 CASO BASE LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE SOGLIA PROTEZIONE FV SOGLIA DISPOSITIVO EAC 30% EOLICI 60% EOLICI 60% 30% STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW STACCO FV PERDITA 200 MW Caso base No inerzia eolici Tempo [s] % di eolici equipaggiati con inerzia Modello semplificato (Pmec costante) STACCO CARICO (EAC) 180 MW 9

10 Varianti Sicilia (3) Batteria 50 MW CASO BASE LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE SOGLIA PROTEZIONE FV SOGLIA DISPOSITIVO EAC BATTERIA 50 MW Frequenza [Hz] 50,100 50,050 50,000 49,950 49,900 49,850 49,800 49,750 49,700 49,650 49,600 49,550 49,500 49,450 49,400 49,350 49,300 49,250 49,200 49,150 49,100 49,050 49,000 48,950 48,900 48,850 48,800 STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW Batteria STACCO FV PERDITA 200 MW Caso base No batteria Tempo [s] Scambio iniziale nullo con la rete Reazione quasi «a gradino» STACCO CARICO (EAC) 180 MW 10

11 Varianti Sicilia (4) Esercizio pompaggi Frequenza [Hz] 50,100 50,050 50,000 49,950 49,900 49,850 49,800 49,750 49,700 49,650 49,600 49,550 49,500 49,450 49,400 49,350 49,300 49,250 49,200 49,150 49,100 49,050 49,000 48,950 48,900 48,850 48,800 CASO BASE LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE SOGLIA PROTEZIONE FV SOGLIA DISPOSITIVO EAC POMPAGGIO 25 MW POMPAGGIO 50 MW POMPAGGIO 100 MW STACCO UNITA' TRAD. PERDITA 150 MW STACCO FV PERDITA 200 MW 25 MW Tempo [s] I pompaggi si disconnettono a 49.8 Hz 100 MW 50 MW Caso base No pompaggi STACCO CARICO (EAC) 180 MW 11

12 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Qual è la max penetrazione FER NP rispetto alle problematiche di frequenza? Come garantire la sicurezza per la penetrazione prevista? Identificazione fenomeni ed eventi critici Identificazione «situazioni pessime» (carico, carico + FER NP) da simulazione scenari PAN 2020 (con aggiornamento FV) Rif. requisiti di sicurezza TERNA Analisi di sensitivity 12

13 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Fenomeno critico: sovrafrequenza per perdita collegamento in esportazione Massimo sbilancio plausibile di potenza Sovraccarichi interni e problemi di tensione «gestibili» mediante sviluppo rete e installazione dispositivi di compensazione locali Contingenza: perdita 1 polo SAPEI (2x500 MW nom.) Situazioni critiche: notturne con carico minimo, produzione eolica massima situazioni diurne, caratterizzate da elevata produzione fotovoltaica ed eolica e carico lontano dal picco 13

14 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Criterio di sicurezza Δf post contingenza <= 1.5 Hz in transitorio e <= 0.5 Hz al regime della regolazione primaria (ossia entro 30 secondi dalla perturbazione) requisiti di energia regolante/ riserva primaria + Requisiti di riserva secondaria e terziaria Problematiche 1. Più FER NP meno gruppi convenzionali 2. Requisiti di regolazione di frequenza generatori convenzionali in servizio minimo tecnico 14

15 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Dipendenza da molti fattori Variabili di esercizio (carico, giorno/notte, CIP6) Strategie di esercizio (scambio su HVDC, pompaggi) Sistemi di controllo (regolazione di frequenza e sovraccaricabilità HVDC, regolazione a scendere dei generatori eolici) Flessibilità degli impianti (min. tecnico generatori convenzionali) Nuovi sistemi di difesa (piano alleggerimento generatori eolici per sovrafrequenza) Nuovi componenti a supporto della frequenza (batterie) 16

16 Casi di riferimento Grandezza Caso di studio (2): Sardegna 2020 Scenario di carico basso diurno (99 perc.) Scenario di carico minimo notturno Giorno e ora di riferimento Domenica di ottobre, ora giugno, ora 4 Carico di rete, MW Potenza assorbita dai pompaggi, MW 0 0 Potenza nominale SACOI, MW 300 Potenza esportata iniziale SACOI, MW 300 Potenza di base SACOI per energia regolante permanente, MW 0 (no regolazione) Potenza nominale singolo polo SAPEI, MW 500 Sovraccaricabilità (T) e permanente (P) del SAPEI, % 0 (P), 10 (T) Potenza di base SAPEI (2 poli) per energia regolante permanente, MW 4500 (circa tre volte la potenza installata media sarda) Potenza fotovoltaica immessa, MW Potenza efficiente di impianti convenzionali non dispacciabili in esercizio (CIP6, biomasse, solare termodinamico), MW Fattore di carico dei convenzionali non dispacciabili, p.u. 0,9 Fattore di carico minimo dei convenzionali dispacciabili, p.u. 0,5 Quota di impianti eolici in regolazione di (sovra)frequenza, % 0 Statismo permanente eolici (se regolanti) 2,4% a scendere per una deviazione positiva di frequenza superiore a 0,3 Hz Potenza efficiente eolica staccata ad ogni blocco di alleggerimento, MW 10 17

17 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza meno Peff convenzionale richiesta in servizio incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni) Alleggerimento eolico max 0 MW Alleggerimento eolico max 50 MW Alleggerimento eolico max 100 MW Solo requisiti di primaria Scenario notturno in cui il 20% degli eolici regola la frequenza P SAPEI 2x500 2x450 2x400 18

18 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza meno Peff convenzionale richiesta in servizio incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni) Alleggerimento eolico max 0 MW Alleggerimento eolico max 50 MW Alleggerimento eolico max 100 MW Solo requisiti di primaria Bilancio potenza attiva limita l incremento Scenario diurno in cui il 20% degli eolici regola la frequenza P SAPEI 2x500 2x450 2x400 19

19 Caso di studio (2): Sardegna 2020 Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza meno Peff convenzionale richiesta in servizio incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni) Solo requisiti di primaria Caso notturno con SACOI ripotenziato a 600 MW e non in regolazione di frequenza P SAPEI 2x500 2x450 2x400 20

20 Caso di studio (2): Sardegna 2020 A parità di iniezione eolica, il fattore di contemporaneità incide sulla potenza installata e quindi sulla frazione di eolici regolanti un fattore più grande implica un minore installato eolico in rete e quindi un minore contributo eolico alla regolazione Solo requisiti di primaria Caso notturno con fattore contemporaneità eolici 80% (rispetto al 65% casi precedenti) e 20% di eolici regolanti P SAPEI 2x500 2x450 2x400 21

21 Iniezione eolica massima in Sardegna Requisiti reg. primaria, sec. e terziaria Scenario notturno SAPEI in export a 2 x 400 MW 2 x 480 MW 2 x 500MW 24

22 Iniezione eolica massima in Sardegna Requisiti reg. primaria, sec. e terziaria Scenario diurno 335 MW di termoelettrico a produzione imposta SAPEI in export a 2 x 400 MW 2 x 480 MW 2 x 500MW 26

23 Sistema italiano interconnesso ENTSO-E REQUISITI MINIMI DI STABILITÀ DI FREQUENZA > CONDIZIONE INIZIALE : REGIME IMPERTURBATO > INCIDENTE RILEVANTE: PERDITA DI 3000 MW DI GENERAZIONE > LIMITI DI DEVIAZIONE DELLA FREQUENZA: ±800 mhz (DEV. TRANSITORIA) ±200 mhz (DEV. PERMANENTE) ENERGIA REGOLANTE MINIMA > ATTITUDINE DEL SISTEMA AD EROGARE LA POTENZA REGOLANTE PER OGNI DEVIAZIONE UNITARIA (1 Hz) DI FREQUENZA 3000 MW/200 mhz = MW/Hz CONTRIBUTO AREA ITALIA > AREA PENINSULARE+ SICILIA > COEFFICIENTE DI PARTECIPAZIONE: 0,107 (per l anno 2009) > RISERVA MINIMA ITALIA: 3000 MW*0,107= 321 MW > ENERGIA REGOLANTE MINIMA ITALIA: MW/Hz*0,107=1605 MW/Hz 28

24 Sistema italiano interconnesso ENTSO-E POTENZA EFFICIENTE MINIMA IN SERVIZIO (con requisito Codice di rete 1,5% di margine sulla Peff) > CON RISERVA MINIMA ITALIA DI 321 MW 321 MW/(1,5%/100) = MW Peff > CON INCREMENTO DEL 30% SULLA RISERVA MINIMA (Ip. area periferica con limitata capacità di scambio) (PARI AL 3% AMMESSO SULLA RISERVA GLOBALE ENTSO-E) 417 MW/(1,5%/100) = MW ENERGIA REGOLANTE (con statismo permanente 5%) > CON RISERVA MINIMA 321 MW: MW/(5%/100*50 Hz) = 8560 MW/Hz (MINIMO DA ENTSO-E : 1605 MW/Hz) > CON RISERVA INCREMENTATA AL 30%: MW/(5%/100*50 Hz) = MW/Hz ENERGIA REGOLANTE GLOBALE (CE) > MARGINE RISPETTO AL REQ. MINIMO ENTSO-E (1605 MW/Hz): MW/Hz > ENERGIA REGOLANTE GLOBALE CE: MW/Hz

25 Sistema italiano interconnesso Scenario 2020 SCENARIO DOMANDA > ORIZZONTE 2020: MAX 59 GW (54,1 GW, 2012) SCENARIO FV > ORIZZONTE 2020: 25 GW (17 GW, 2012) SCENARIO WIND > ORIZZONTE 2020: 12,7 GW con 0,7 GW OFFSHORE (8 GW, 2012) SCENARIO TERMOELETTRICO DISPACCIABILE > ORIZZONTE 2020: 53,6 GW (53 GW PROD. EL. + 17,5 GW EL+VAP, TERNA 2011) Requisiti di regolazione di frequenza? 31

26 Sistema italiano interconnesso Scenario 2020 RISERVA PRIMARIA Curva di durata della banda di regolazione primaria disponibile nelle varie ore dello scenario annuale 2020, a confronto con il requisito minimo ENTSO E (321 MW linea gialla) e con il requisito minimo aumentato del 30% (417 MW linea rossa) 32

27 Sistema italiano interconnesso Scenario 2020 RISERVA SECONDARIA DI SOSTITUZIONE Curve di durata dei margini di riserva terziaria calcolati nello scenario 2020 per le diverse zone di mercato (Metodo RSE) 33

28 Conclusioni Significativo impatto FER NP su regolazione di frequenza e approvvigionamento risorse Criticità maggiori per sistemi debolmente interconnessi o isolati Criticità anche per sistemi interconnessi (scenario 2020) Esigenza di nuove risorse di flessibilità per il controllo della frequenza Retrofitting di FV ed eolici, nuovi dispositivi Strategie di esercizio «smart» della rete di trasmissione 34

29 Grazie! web.it 35

30 36

31 37

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