Implicazioni sulla gestione della RTN a seguito dello sviluppo degli impianti a Fonti di Energia Rinnovabile

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1 Implicazioni sulla gestione della RTN a seguito dello sviluppo degli impianti a Fonti di Energia Rinnovabile Napoli, 29 Novembre 2012 Ing. Giorgio Giannuzzi - Terna Rete Italia Dispatching and Energy Operation

2 Evoluzione del rinnovabile Renewable generation installed Installed(2011) Wind Eolico MW MW 1 Fotovoltaico PV MW MW Short-Medium term forecast(2016) Wind Eolico MW Fotovoltaico PV MW MW Installed Capacity long term forecast (2020): PV: MW Wind: MW Direzione Dispacciamento e Conduzione 2

3 Il Fotovoltaico Installed PV generation Circa 900 MW su AT Installed PV generation Tot Italy Plants Power [MW] Tot Plants ,1 P < 20 kw kw < P < 50 kw ,7 P > 50 kw , Installed PV generation per Region Dispatching and Energy Operation 3

4 L Eolico Installed wind generation Tot 6800 MW Mainly concentrated in the South 92% connected to the 150/132kV grid The intensity of colour in the map Indicates the concentration of Wind generation Dispatching and Energy Operation 4

5 Contributo del rinnovabile alla copertura del fabbisogno Dispatching and Energy Operation 5

6 Effetto del rinnovabile Esempio in un giorno festivo Generation Surplus MW 6

7 Qualche considerazione L incremento è esponenziale Le previsioni per il 2015 vedono circa MW di fotovoltaico e 9600 MW di eolico Il fotovoltaico si aggiunge alla generazione distribuita da altre fonti Il rinnovabile BT- MT è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno nelle ore basso carico Non è monitorato in tempo reale La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione diretta Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un generatore equivalente ; pertanto il distributore deve fornire al TSO le seguenti informazioni in tempo reale: carico generazione differenziata per fonte totale di cabina 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 = P m s T P 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 Rinnovabile su reti Distribuzione Funzionamento stabile tra 47.5 Hz and 51.5 Hz 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 Le prime avvisaglie Nel 2011 in Sicilia, durante un periodo di esercizio in isola elettrica, si manifesta l effetto di un parco GD ormai cospicuo scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita Frequenza [Hz] distacco EAC :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34:

12 Le prime avvisaglie scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: :34: Frequenza [Hz] distaccoeac P [MW] Squilibrio carico/generazione Gruppi convenzionali Alleggerimento Deficit Perdita GD t [s] Perché le norme CEI consentivano il distacco in un range ristretto? Perché concepite in un sistema di distribuzione a carico prevalentemente PASSIVO 12

13 Impatto sull esercizio Le regolazioni tradizionali sono insufficienti a contrastare la rapidità del fenomeno La previsione del fabbisogno ha notevoli incertezze (non osservabilità della GD) Il controllo in tempo reale non acquisisce le informazioni necessarie 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 I Piani di Difesa non sono progettati per una generazione coesistente al carico sulla MT BT Non esistono procedure che consentano di gestire riduzioni in tempo reale o a preventivo del fotovoltaico per esigenze di sicurezza I Gruppi convenzionali sono costretti a lavorare in punti di funzionamento incompatibili con i limiti tecnici La GD influenza in modo difficilmente controllabile gli scarti con l Estero La diminuzione dei gruppi convenzionali in esercizio, insieme al decremento di fabbisogno, causa una carenza di mezzi di regolazione del reattivo Il fotovoltaico ed Eolico interfacciato con inverter, diminuiscono l inerzia del sistema elettrico I PV connessi alla rete AT (circa 1000 MW) e i WG (circa 7000 MW) sono controllabili e stabili nei confronti del sistema 13

14 Evoluzione del rinnovabile: sino a febbraio 2012 Le norme che fungono da Grid Code dei distributori sono CEI 0-16 (MT) e CEI 0-21 (BT) Non sono norme di prodotto (ossia definiscono l interfaccia e non garantiscono che l impianto possa avere comportamenti non corretti) Non definiscono né tengono conto dei requisiti di sistema Terna, coinvolta dall estate 2011 nei comitati CEI ha introdotto alcuni requisiti fondamentali di sistema nel CEI 0-21; nella pubblicazione di dicembre 2011 CEI subordina l obbligatorietà dei requisiti alle direttive della delibera AEEG. A valle della direttiva devono essere quindi modificate CEI 0-21 e CEI Direzione Dispacciamento e Conduzione

15 A. 70 delibera AEEG 8 marzo 2012 NUOVI IMPIANTI Rete (BT-MT) Data entrata in esercizio dell impianto Applicabilità delle prescrizioni MT 1 aprile 30 giugno 2012 Si applicano i paragrafi 5 e 8 (campo di funzionamento e protezioni) MT 1 luglio - 31 dicembre 2012 Si applica l intero allegato A.70 MT Dopo 31 dicembre 2012 Impianti e dispositivi devono essere conformi all Allegato A.70 e certificati ai sensi della Norma CEI 0-16 modificata BT 1 aprile 30 giugno 2012 Si applica il paragrafo 5 (49 Hz-51 Hz) BT 1 luglio -31 dicembre 2012 Si applica l intero allegato A.70 e la norma CEI 0-21 modificata ad eccezione del paragrafo sulla regolazione di tensione (7.2.1) BT Dopo 31 dicembre 2012 Impianti e dispositivi conformi all Allegato A.70 e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21 modificata Impianti esistenti Gli impianti > 50 kw in MT e solo per paragrafi 5 ed 8, devono adeguarsi entro il 31 marzo

16 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 16

17 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. 17

18 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 18

19 A. 70 concetti base di sistema (capitolo 8) Regolazione comportamento in sovrafrequenza riconnessione automatica degli impianti immissione graduale della potenza in fase di startup 19

20 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 & 20

21 Dove siamo arrivati? Ad oggi è stato recuperato circa un quarto della generazione distribuita Circa ulteriori 3000 MW di fotovoltaico sono stati installati da Aprile ad oggi in conformità ad A70 A fine 2012 saranno 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 stati rivisti e potenziati i piani di difesa, con particolare attenzione alle Isole Ad agosto 2012 è stato pubblicato A72 per la gestione della GD in emergenza 21

22 E un problema solo italiano? 22

23 E un problema solo italiano? 51.5 PERDITA GENERAZIONE CONVENZIONALE PIANO DI ALLEGGERIMENTO 47.5 PERDITA GENERAZIONE CONVENZIONALE 23

24 04 novembre Area 3 Area 2 Area 1 Dispatching Engineering Department 24

25 Attività in ENTSOE 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 25