Impatti trascurabili Profili di tensione. direzionali) Assenza di fenomeni di isola indesiderata Integrazione informativa GD non necessaria

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1 Confronto Generazione - Carico Scenari attuali e futuri Carico Equilibrio Generazione technology focus DAGLI INVERTER INTELLIGENTI ALLA SMART GRID Progetti ed esigenze dei per la gestione della rete in presenza di smart grids Alberto Cerretti, Enel Distribuzione S.p.A. Fiera di Verona, 6 Maggio 2011 Status quo Difficoltà Problemi Flussi unidirezionali Inversione di flusso Saturazione in risalita: Impatti trascurabili Profili di tensione adeguamento della sulla tensione influenzati dalla GD gestione del variatore sotto carico Funzionamento Necessità di logiche di regolare delle protezione ed Profili di tensione protezioni (protezioni determinati dalla GD localizzazione guasto contro le evolute (direzionali di Necessità di sovracorrenti non massima corrente) dispacciamento direzionali) Assenza di fenomeni di isola indesiderata Integrazione informativa GD non necessaria Problemi con automazione di rete Rischio di isola indesiderata Necessità di monitoraggio degli utenti di rete Necessità di gestione in isola: integrazione delle normali protezioni con logiche di scatto Necessità di gestione integrata degli utenti 2 Problemi per incremento correnti di corto circuito Adozione di protezioni di massima corrente direzionali (67) Revisione delle regolazioni delle protezioni Valutazione opportunità generalizzazione inverters lato rete? Problemi di incompatibilità con automazione rete MT Adozione di rilevatori di guasto direzionali di massima corrente (67) Adozione della selettività logica fra rilevatori di guasto e protezioni di linea, estesa all impianto dell Utente ( e DI secondo CEI 0-16) Teledistacco della GD a valle degli organi di manovra che effettuano cicli di richiusura automatica Regolazione di tensione sulle reti MT e BT e variazioni lenteditensionesulleretimtebt Problematiche con legge di regolazione sul variatore sotto carico dei TR AT/MT e con compound Problematiche per variazioni lente di tensione in caso di connessione di GD lungo linee MT di media lunghezza. Limitazione principale alla hosting! Problematiche conseguenti alle richieste del TSO di avere un power factor 0,9 in ritardo in corrispondenza della connessione alla rete AT Adozione generalizzata di inverters lato rete con possibilità di regolare il cos ϕ da 0,9 in anticipo a 0,9 in ritardo in modo continuo (eventualmente ampliabile a cos ϕ = 0,8conriduzionediPaQcostante) Adozione di DMS da parte dei Distributori che facciano uso di misure real time di V prelevate da vari punti della rete MT per calcolo continuo load flows e set points ottimali per P e Q da parte della GD lungo le linee MT 3 4 Soluzioni in via di definizione od auspicabili (segue): Adozione di inverters capaci di ricevere segnali di set point per P e Q da parte del DMS dei Distributori Adozione di inverters con possibilità di regolazione locale di Q (V) in caso di assenza di segnali di set point per Q e P da parte dei Distributori Regolazione normativa ed economica dei servizi di rete da parte della GD Coinvolgimento dei TSO nelle caratteristiche degli inverters e nella definizione delle regole tecniche di allacciamento che forniscano criteri e requisiti omogenei per i generatori indipendentemente dal livello di tensione di connessione Analisi globale delle problematiche legate alla regolazione della tensione che tenga conto del sistema elettrico nella sua interezza (non solo assetti proprietari!), delle esigenze del rispetto dei limiti di EN sulle reti MT e BT, della presenza della GD su tali reti, dell effetto rifasante dei cavi MT (di notte scambio reattivo da parte GD anche in assenza di P!), etc 5, etc) Soluzioni in via di definizione od auspicabili (segue): Rivisitazione normativa ed economica per: il servizio di trasmissione che tenga conto delle mutate esigenze delle reti di distribuzione in presenza di GD (ad es. abbandono del cos ϕ = 0,9 al punto di connessione e retribuzione anche del reattivo a TSO) e/o Il servizio di distribuzione che preveda la eventuale realizzazione retribuita di sistemi di compensazione continui, con possibilità sia di produrre che di assorbire reattivo, tramite inverters (non fattibile con banchi di condensatori), su sbarre MT di Cabine Primarie da parte Distributori qualora la regolazione da parte della GD non sia sufficiente 6, etc) 1

2 Es1: = 7 km, GD a cosϕ = 1, carico Hosting = 4,95 MW Es2: = 7 km, GD a cosϕ = 0,95 in assorbimento reattivo, carico Hosting = 7,38 MW 7 8 Es3: = 7 km, GD a cosϕ = 0,95 in produzione reattivo, carico Hosting = 3,73 MW 9 Es4: = 7 km, GD con 0,9 cosϕ 0,95 in assorbimento reattivo, carico Hosting = 7,74 MW, limite termico del conduttore! Es5: = 7 km, GD con cos ϕ tale da garantire un cos ϕ compreso fra 1 e 0,9 in ritardo alle sbarre MT di CP (produzione reattivo), carico =0,9 Con 7,74 MW, Es. 4, tensione oltre113%! Hosting : 3,34 MW! 12 Es6: = 7 km, GD con cos ϕ tale da garantire un cos ϕ compreso fra 1 e 0,9 in ritardo alle sbarre MT di CP (produzione reattivo), carico 2

3 Esercizio in isola indesiderata della generazione distribuita In presenza di equilibrio fra generazione e carico può sussistere il problema dell isola indesiderata, particolarmente se si apre un OdM del Distributore in assenza di guasti in rete (manovre di esercizio). Attualmente viene utilizzata una protezione di interfaccia basata su rilievo locale di V (min/max V) ed f (min/max f), con le seguenti funzioni: In mancanza dell'alimentazione sulla rete, impedire che l Utente possa alimentare la rete stessa; In caso di guasto sulla linea MT o BT cui è connesso l Utente attivo, impedire che l Utente stesso possa continuare ad alimentare il guasto; In caso di richiusure automatiche o manuali di interruttori della rete di distribuzione, evitare che il generatore possa trovarsi in discordanza di fase con la rete con possibilità di danneggiamento del generatore stesso. La protezione ha una zona di insensibilità ed interviene per squilibri fra Pcar e Pgen superiori al 20%. 13 osservazioni su inverter Non ci sono, ad oggi, dati univoci e standardizzati sugli inverter PhV relativamente a: Capacità di sostenere la tensione di rete; Capacità di resistere ad una richiusura in controfase; 14 Validità degli algoritmi di gestione di funzioni PI sulla perdita di rete, coerenti con il sistema di protezione, automazione e controllo adottato dallo specifico Distributore; Effetti sulla tensione di rete in assenza della rete stessa. Tali comportamenti non sono solo legati al singolo inverter, ma dipendono anche dall influenza di altri inverters connessi alla rete e dalle modalità di esercizio della rete di distribuzione, (ad es. presenza di eventuale ciclo di richiusura automatica, tempo di attesa alla richiusura rapida, regolazione delle soglie di mini/max f sulla PI, ecc) Isola indesiderata verificatisi in Spagna e determinata da inverters fotovoltaici Generalizzazione del telescatto/comunicazione con sistema di protezione/automazione/controllo del Distributore sulle PI (esterne e/ eventualmente embedded negli inverters), con rilassamento delle regolazioni della PI in presenza della rete di comunicazione, irrigidimento in assenza (funzionamento su misure locali) Adozione funzioni di PI (in locale, senza telescatto/comunicazione) idonee al ciclo di richiusura automatica/ciclo di automazione adottato dallo specifico Distributore Definizione univoca delle modalità di prova e dei risultati di funzioni di PI eventualmente integrate negli inverters, con modalità analoghe a quelle di protezioni tradizionali Definizione caratteristiche e comportamento dei generatori (inverters, in particolare) relativamente alla Fault Voltage RideThrough capability ed in presenza di tensioni ai morsetti superiori a 1 p.u., tenendo conto dello specifico ciclo di richiusura/ciclo di automazione del Distributore cui è connesso il generatore stesso Definizione caratteristiche degli inverters in relazione alla possibile richiusura in controfase Coordinamento regolazioni PI con Fault Voltage RideThrough capability dei generatori (inverters, in particolare) e con ciclo di richiusura automatica/ciclo di automazione adottato del Distributore cui è connesso il generatore Coordinamento regolazioni PI con caratteristiche dei generatori (inverters, in particolare) per tensioni ai morsetti superiori a 1 p.u., con adozione generalizzata Non è possibile risolvere i problemi a livello di sola norma di prodotto inverters in quanto non esiste, a livello normativo europeo, tranne rare eccezioni, una normativa impianti condivisa. Anche all interno della medesima nazione ciascun Distributore può avere un proprio peculiare sistema

4 Telescatto e variazione regolazioni SPI Nella futura Norma sulle connessioni BT, CEI 0-21, è stata messa a punto una soluzione più evoluta rispetto a CEI 0-16 per variazione delle regolazioni e telescatto in presenza/assenza di rete di comunicazione Teledistacco Insensibilità agli abbassamenti di tensione e funzionamento con tensioni superiori a 1 p.u. Le regolazioni proposte per PI sono coerenti con le caratteristiche di insensibilità agli abbassamenti di tensione ed al comportamento in presenza di tensioni superiori a 1 p.u. dei generatori (inverters in particolare). Misura V 0,15 Vn 0 T T = 0,2 s 1,13 Vn 0,7 Vn 0 T T = 0,4 s 1 Scatto DDI Fault Voltage RideThrought dei generatori 81.S Hz Segnale comunicazione 81.S1 49,5-50,5 Hz & Regolazioni in tensione di PI e relativa area di intervento Le regolazioni sono coerenti con il ciclo di richiusura automatico (variato allo scopo), riducono drasticamente possibilità di isola indesiderata e di chiusure in controfase, migliorano la sicurezza del sistema elettrico (assenza di distacchi intempestivi) Coordinamento FVRT generatori, telescattoe variazione regolazioni SPI Coordinamento FVRT generatori, telescattoe variazione regolazioni SPI 1 = area di normale funzionamento dei generatori 2 = area in cui il generatore non deve distaccarsi, ma può rimanere connesso, anche senza produrre potenza attiva e reattiva, pronto a riprendere l erogazione una volta che la tensione torni al di sopra del 90% di Vn 3 = area in cui il generatore può disconnettersi dalla rete per azione delle proprie protezioni interne (di generatore) e/o del proprio SW di controllo (di generatore) 4 = area in cui il generatore non deve disconnettersi, ma deve rimanere connesso assorbendo potenza reattiva fino al limite previsto per il cos ϕ, eventualmente anche riducendo la potenza attiva, se richiesto 5 = area in cui il generatore deve disconnettersi dalla rete per azione delle proprie protezioni interne e/o del proprio SW di controllo In generale la problematica deve essere analizzata dai TSO. Tuttavia, alcuni punti sono chiari ed hanno ripercussioni sui Distributori: 1. Possibilità di realizzare il dispacciamento, su indicazione/comando dei TSO, agendo sulla GD connessa a reti di Distribuzione, equilibrando generazione e carico. 2. Evitare distacchi intempestivi della GD per transitori/perturbazioni di rete i cui effetti possono venire amplificati dal distacco di rilevanti quote di produzione. ENTSOe ha prodotto un documento in bozza sui requisiti generali dei generatori, attualmente in inchiesta 6 = area in cui il generatore deve venire disconnesso dalla rete per intervento della Protezione di Interfaccia (esterna od integrata); in quest ultimo caso l azione della PI è del tutto indipendente da quella delle protezioni interne di generatore o del SW di controllo del generatore 24 4

5 25 Nel documento sono dati i requisiti per tutti i generatori, da 400 W in su ed indipendentemente dal livello di tensione di connessione alla rete. Pur condivisibile in molte parti, il documento, attualmente, non tiene debitamente in conto tutte le esigenze dei Distributori Incrementare l affidabilità della connessione adottando schemi di rete magliati o ad anello chiuso in luogo dell attuale schema radiale. Rispetto ad un tradizionale schema radiale con rete telecontrollata/automatizzata, uno schema magliato trasforma una interruzione, breve o transitoria (in funzione del fatto che ci siano interruttori od IMS, automazione o telecontrollo) in un buco di tensione. Riduce, inoltre, l escursione di tensione. Le contropartite sono, però, notevoli: In caso di rete effettivamente magliata, l immissione di corrente di cortocircuito da più TR AT/MT costringerebbe a ricostruire gran parte della rete di distribuzione esistente, attualmente dimensionata per 12,5 ka; Gran parte delle LMT dovrebbero venire ricostruita in parte o totalmente, in quanto attualmente con struttura ad albero e sezione non costante; Il sistema di protezione della rete MT attuale e le sue evoluzioni e la messa a terra del neutro MT tramite bobina di Petersen dovrebbero venire abbandonati 27 Generalizzazione del telescatto/comunicazione con sistema di protezione/automazione/controllo del Distributore sulle PI (esterne e/ eventualmente embedded negli inverters), con rilassamento delle regolazioni della PI in presenza della rete di comunicazione, irrigidimento in assenza (funzionamento su misure locali) Definizione condivisa fra TSO e DSO delle reciproche necessità e delle modalità di soddisfacimento delle necessità stesse Adeguamento normativo e regolatorio, valutazione degli oneri a carico dei diversi soggetti coinvolti e definizione eventuale retribuzione degli oneri stessi Il panorama normativo In Italia: Grid Code ed allegati CEI 0-16 Futura CEI 0-21 In Europa ed a livello internazionale(bozze): EnTSOe e ACER: Draft Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators VDE: bassa tensione 28 CENELEC TS (CLC TC8X WG03) bassa e media tensione Da rivedere pesantemente e non idonee ad applicazione in Italia nello stato attuale. Le norme impianti non possono essere generalizzate! Il panorama normativo Messa a punto della normativa necessaria in sede CEI tenendo conto delle peculiarità e delle preformances elevate delle reti di distribuzione in Italia nonchè dei progetti Grids in essere Eventuali azioni a livello europeo per ufficializzare i risultati dell azione Definizione degli oneri e dei corrispettivi conseguenti per tutti i soggetti coinvolti Progetti dei per la gestione della Key components Sensors Storage Protections Distribution Management System Meters Communications Components GIS Advanced SCADA Security

6 Progetti dei per la gestione della Progetti dei per la gestione della DL DL P2 project (finanziato da MISE attraverso POI) Concordatocon TERNA per la sicurezza del sistema elettrico P4 project (finanziato damise attraverso POI) Progetto SCHEMA (finanziato dalla Cassa Conguaglio) Progetti dei per la gestione della Regolazione della tensione Progetti dei per la gestione della Isola indesiderata e sicurezza del sistema elettrico P3 project (finanziato da MISE attraverso POI) AEEG act 39/10 project (promosso e finanziato in parte da AEEG) AEEG act 39/10 project (promosso e finanziato in parte da AEEG) 34 Ultime novita! Il Decreto sul IV Conto Energia. ci sono domande? Allalucedi quantosopracisonole possibilitàrealidi definire, testareed adottare le migliori opportune soluzioni che coniughino le esigenze dei con quelle della GD da connettere alle reti di distribuzione! C è anche piena copertura per sviluppare e definire regole a livello italiano che coniughino le esigenze della rete di distribuzione e quelle della libera circolazione dei prodotti 35 Grazie per l attenzione! 36 6