Sviluppo delle Smart Grids a Terna.

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1 Sviluppo delle Smart Grids a Terna. 1 Smart Grid International Forum Roma, 1 dicembre 2010

2 Accezioni Rete che sviluppa una comunicazione bidirezionale Rete che utilizza tecnologia numerica per abilitare le funzionalità di tutti gli utenti: dal Demand side management al self healing Rete che integra le azioni degli utenti della rete in modo sostenibile, efficiente e sicuro Modernizzazione delle reti a tutti I livelli in termini di monitoraggio, automazione e controllo Generazione Dispacciamento Il Power System del futuro : tre sfide in una Decarbonizzazione (penetrazione rinnovabili) Mercato Interconnessione e sicurezza Il ruolo di Terna Trasmissione Costruzione e Manutenzione Distribuzione Trading Sviluppo Rete Sviluppo e Rinnovo della Rete Flessibilizzazione delle Rete di Trasmissione Nazionale Adeguamento Tecnologico degli impianti e della manutenzione Ottimazione ed Uso avanzato del Sistema Elettrico Nazionale Presidio della Sicurezza dell esercizio

3 LINEE GUIDA / PRINCIPI La rete di trasmissione è fattore essenziale: Supporto fisico, luogo del Mercato, Il Controllo del Sistema Elettrico Nazionale interconnesso è requisito fondamentale a garanzia della sicurezza. Smart Grid concept Visione innovativa di una RETE ELETTRICA EUROPEA GLOBALE, in cui opereranno insiemei sistemi i di generazione centralizzati ti e distribuiti. ib iti Attese e obiettivi. Le reti elettriche saranno trasformate in un sistema articolato ed interconnesso le cui caratteristiche principali della gestione sono volte a: Garantire affidabilità rete di trasmissione Ottimizzare sfruttamento rete esistente Aumentare flessibilità sistema elettrico Facilitare accessibilità alla rete elettrica Migliorare economicità del sistema

4 Caratteristiche della rete intelligente No limiti collegamento generazione/consumo Indifferente alla tipologia di generazione e utenza FLESSIBILITA (costante, variabile, intermittente) Plug & play model per le connessioni (nessuna modifica a sistemi di controllo e di protezione) Architettura tt di connessione globale, l rete magliata di intelligenza distribuita e flussi di potenza bi-direzionali Interconnessione con altre reti SICUREZZA EFFICIENZA OTTIMIZZAZIONE ECONOMICITA Bi-DIREZIONALITA Sicurezza intrinseca di ogni componente Peer-to-peer concept: nessun componente è critico per il corretto esercizio del sistema elettrico Buon cittadino della rete: connessione e isolamento applicando la regola del non far danno Ottimizzazione istante per istante Capacità autoanalisi per evitare congestioni, garantire maggiore affidabilità, sicurezza e qualità del servizio, ottimizzando i costi per manutenzione e operatività Informazioni in tempo reale sia per produttori, sia per utenti finali Per le Reti di Trasmissione Il futuro delle Smart Grids è già iniziato

5 RIFERIMENTO: la SDA della Piattaforma Europea SmartGrids Priority #1: Optimizing Grid Operation and Use Priority # 2 Optimizing Grid Infrastructure Priority # 3 Integrating Large Scale Intermittent Generation Pi Priority it #4I Information and Communication Technology Priority #5 Active Distribution Networks Priority #6 New Market Places, Users and Energy Efficiency

6 Priority #1 /+ Aumentare il livello d automazione del controllo per aumentare la capacità di reazione in sicurezza e assicurare economia e tracciabilità Rete di PMU introdotta ed in rapida espansione ed Applicativi sperimentali in sala controllo. 32 siti in Italia equipaggiati ed acquisizioni da altri TSO europei Training operatori sistematico su OTS avanzato. Modellazione dinamica componenti completa, simulazione sistemi difesa, interfaccia con SCADA di Sala Controllo Esercizio coordinato dei PST 6 alla frontiera nord (3 IT-FR; 2 IT-CH; 1 IT-SI) + prossime espansioni tra sud e centro sud (2 unità da 1800 MVA)

7 Priority #1 / + Funzione obiettivo: minimo scostamento da MA Vincolo sulle correnti in N Vincolo sulle correnti in N-1 Regolazione terziaria (bilanciamento e congestioni) a 15 automatizzata Ottimazione ogni 15 del dispacciamento in tempo reale a minimi costi e in sicurezza N-1 2 ' 2 L = ci ( PS, i Pi) + αi Ψ i + αi Φi i= 1... Ngd i= 1... Nl i= 1... Ncl μ ( log( yi) log( zi) ) + i= 1... Nvar + λ g ϑ... ϑ Pn + i= 1... Nl ( ( ) ) ( f ( 1... ) I ) i i i Nn i + ρ ϑ ϑ +Ψ + i= 1... N l i= 1... Nl i i Nl i i ( f ( 1... ' ) K g ( 1... ' ) I ) ' ' ' + ρ ϑ ϑ + ϑ ϑ +Φ i= 1... Nvar i i Nl i Nn i i ( ) ( ) + r i Xi Yi Ui si Xi Zi Di Barriera logaritmica o funzione di penalty + Moltiplicatori di Langrange per le eguaglianze Bilancio del vettore X delle variabili limitate superioremente (U) e Inferiormente (D) e relativi vettori slack Y e Z CSOUTH LAI MCO LAI MCO FOG BN2 MRA SSO GSS VLL TUS ROT SOUTH ReteR t di sistemi i telescatti tti per incrementare I limiti di sicurezza in n-1 Rossano (Virtual)

8 Priority #1 * Allargamento SCADA Osservabilità della rete all estero. Più di 200 nodi delle reti di F, CH, A e SI rappresentati in tempo reale al CNC DSA per l ottimazione dei piani di difesa in linea. Verifica in tempo reale a 15 della sicurezza e setting adattativo dei piani di difesa Nuovi Piani di Riaccensione Aumentata la probabilità di riaccensione rapida delle centrali del sud dall estero Contingen cy UPD M trip Acquisitio n Central Arming system UPD M MMI UPDC UPDC Load sheddi ng Interruptible custormers, civil loads UPD M Genera tion/pu mps Producti sheddi on ng Pumps

9 Priority #2 / + Sviluppare la Rete per la massima penetrazione delle fonti rinnovabili, la riduzione i di costi dele congestioni i e l interconnessione i Programmazione delle manutenzioni a minimo i costo del servizio i di dispacciamento i Supporto decisionale per l allocazione ottimale delle indisponibilità (annuale e on demand) 99,26 99,21 99,28 99,12 99,15 99,15 Incremento della disponibilità degli asset. Sistema integrato monitoraggi o Asset management. 98,73 98,75 99, Eolico 2011/ MW Recuperatio circa 0,5% dal MW di eolico* oltre MW di fotovoltaico al 2014* *In fase di aggiornamento per il PdS Eolico 2014/ MW Nuova stazione 380 / 150 kv Area di produzione: Produzione oltre 200 MW Linea 150 kv Linea 380 kv Linea 150 kv

10 Priority #2 / + Nuovo collegamento in cc 1000 MW Sardegna Continente (SAPEI) MW di capacità già disponibile 436 km di cavo sottomarino a 1600 m di profondità Collegamento Sicilia Continente in ca 2000 MW (in esercizio nel ) Villafranca Scilla Italia Hub elettrico europeo Connessioni con I Balcani 2 Connessioni con il Nord Africa PST HVDC 400 kv link 220 kv link 8 7

11 Priority #2 /* Capacitors on the HV network Piano di compensazione potenza reattiva (circa 3000 MVAR di nuovi dispositivi) Reactors on the EHV network Piano d installazione nuovi PST Sud Centro sud (+ 500 MW scambio S-CS) Piano di sviluppo rete (circa 7 MLD euro di investimento con oltre 4800 Km di nuove linee) Riassetto Valcamonica-Valtellina RazionalizzazioneVal d Ossola Razionalizzazione i Milano Trino Lacchiarella La Casella Caorso Colunga Calenzano S.Barbara Casellina Isola d Elba Continente S. Teresa Buddusò Codrongianos links Riassetto Roma Chiaramonte Gulfi - Ciminna Udine Ovest Okroglo Redipuglia Udine Ovest Trasversale in Veneto Razionalizzazione Bussolengo Dolo Camin -Fusina S.E. Vesuvio Fano Teramo e S.E. Macerata HVDC Italia -Montenegro Foggia - Villanova Foggia Benevento Raccordi di Candela Montecorvino Benevento Riassetto rete Nord Calabria TrasversaleCalabria Sorgente Rizziconi Paternò Priolo

12 Priority #3 /* Integrare la generazione intermittente minimizzando le riduzioni forzate Sviluppo rete e rinnovo della rete di subtrasmissione Impiego di conduttori ad alta capacità su Larino tratte critiche Montesano sulla Marcellana Sorgente 2 Feroleto (ampliamento) (ampliamento) Rotello Spinazzola Foggia (ampliamento) Aliano Castellaneta Brindisi (ampliamento) Galatina (ampliamento) Scandale (ampliamento) Belcastro Sviluppo di Connessioni di nuova concezione (stazioni di raccolta per rinnovabile) Miglioramento dell interfacia funzionale con il distributore e della disponibilità degli impianti di raccolta delle rinnovabili Cattolica Eraclea Mineo Processi di previsione della produzione eolica. Ieri 19 GWH su 49 coperti con eolico in Sicilia Previsione MGP Consuntivo Previsione MSD KPI MGP KPI MSD 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% Contributo, dietro direttiva AEEG, su adeguamento eolico esistente. Esame tecnico di 5000 MW installati per requisito: Regolazione, buchi tensione, ecc ,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0%

13 Priority #4 /* Supportare i processi critici ed ottimizzare il load management Scambio dati fuori linea con TSO esteri (DACF) Aumentate le capacità predittive dell assetto dei flussi in Europa Banco Manovra interrompibili (BMI) 3500 MW disponibili in meno di 1 s. Nel disservizi evitati in Sardegna Banco Manovra Emergenza (BME) Controllo in tempo reale del carico distaccabile. Interfaccia con SCADA distributori Substation Automation Sistems IEC e Monitoraggio avanzato Integrazione Grid e Sustation Automation 70 Stazioni Elettriche adeguate a 100 a fine 2011

14 Priority #5 Supportare le iniziative di ricerca e sviluppo in ambito Nazionale e Internazionale Affidabilità me Sicurezza del Sistema Elettrico Interconnesso Revisione dei criteri di sicurezza N-1 Analisi dei Tool dei sistemi di controllo Coordinamento dell iniziativa EEGI Partecipazione ENTS E Sistemi d Accumulo Realisegrid (ERSE) Diagnostica Trasformatori Terna e Membro Coreso

15 Conclusioni e Aree di sviluppo futuro Conclusioni Road Map in linea con la missione di un TSO Continua evoluzione Aree di interesse Esercizio Coordinato DSO TSO Controllo coordinato di sistemi di distribuzione attivi Dynamic loading Sperimentazione estesa di sensori Revisone dei criteri di controllo del sovraccarico Storage Aspetti di sistema Dislocazione ottimale dei mezzi d accumulo Impatto sui servizi di rete

16 GRAZIE