L impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico

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1 L impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico Trento, 21 Dicembre 2012 Leandro Caciolli Terna Rete Italia 1

2 Evoluzione del rinnovabile Generazione rinnovabile installata Installato (2011) Eolico MW MW 1 Fotovoltaico FV MW MW Previsione di medio periodo (2016) Eolico MW Fotovoltaico FV MW MW Previsione di lungo periodo (2020): FV: MW Eolico: MW Direzione Dispacciamento e Conduzione 2

3 Il Fotovoltaico Generazione FV installata 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

4 L Eolico Generazione installata Totale 6800 MW Principalmente Concentrati nel Sud 92% connessi alle reti 150/132kV Lintensità del colore nella mappa Indica la concentrazione della generazione eolica 4

5 Effetto del rinnovabile Diagramma di carico del 10/07/2012 5

6 Effetto del rinnovabile Diagramma di carico del 19/12/2012 6

7 Effetto del rinnovabile Esempio nel giorno di Pasquetta 2012: Caso Marche MW 7

8 Evoluzione delle reti MT e BT: ieri 8

9 Evoluzione delle reti MT e BT: oggi 9

10 Qualche considerazione L incremento è esponenziale Le previsioni per il 2015 vedono circa MW di fotovoltaico e 9600 MW di eolico. Il rinnovabile BT- MT è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno nelle ore basso carico Il fotovoltaico si aggiunge alla generazione distribuita da altre fonti Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un minisistema attivo interconnesso alla RTN Il rinnovabile non è monitorato in tempo reale. La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione diretta 10

11 Stabilità del sistema 11

12 Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema Inerzia L inerzia può essere vista come la resistenza al cambiamento Contrasta i cambiamenti improvvisi della frequenza ed è fornita da macchine sincrone aventi grandi e pesanti generatori rotanti Converte l energia cinetica delle masse rotanti in energia elettrica quando la frequenza diminuisce f = P 2 H t 12

13 Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema Generatori eolici full-converter e generatori FV sono sistemi di generazione senza inerzia La misura utilizzata per confrontare l'inerzia di differenti generatori differenti è la costante d inerzia H Tipi di impianto H [s] H = Jω An Impianto idroelettrico Ciclo combinato Termico convenzionale 2 5 s 5 10 s 3 8 s Impianto fotovoltaico 0 s 13

14 Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema Se l inerzia (dell Europa ) diminuisce Le escursioni in frequenza aumentano Potenza istantanea fornita dall inerzia delle macchine sincrone Potenza in uscita dai generatori statici ed eolici full-converter Risposta fornita dalle macchine con riserva rotante 14

15 Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema Perché l inerzia sintetica? Mantiene basso il tasso di variazione della frequenza in caso di squilibri della potenza attiva E una riserva di potenza istantanea Incorpora una funzione di sicurezza passiva 15

16 Transitori di frequenza 16

17 51.5 DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE DISTACCO GD in MT e BT DISTACCO GD in MT e BT 49 PIANO DI ALLEGGERIMENTO 47.5 DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE 17

18 Generalità Area in importazione Area in esportazione Carichi Carichi SEPARAZIONE SQUILIBRIO PRODUZIONE / CARICHI OBIETTIVO PRIMARIO: Evitare il raggiungimento di 47,5 Hz!! 18

19 In caso di separazione dalla rete continentale (scatto delle linee di interconnessione), la frequenza del sistema italiano potrebbe scendere (ad es. a 49 Hz) Hz Rispetto al normale funzionamento (50 Hz) si possono talvolta presentare dei disturbi (anche per guasti in centro Europa ) 19

20 Il SPI della GD (che ha superato MW) scatta non appena la frequenza scende sotto a 49,7 Hz Hz Tutta la GD rischia di staccarsi istantaneamente, facendo mancare il suo apporto al sistema elettrico aumenta il rischio black-out Servono soglie più larghe.. allineate a quelle delle reti AT dell Italia e dell Europa 20

21 Generatori su reti AT ed AAT Funzionamento stabile tra 47.5 Hz e 51.5 Hz Generatori su reti MT e BT Sino a marzo 2012: funzionamento stabile tra 49.7 Hz e 50.3 Hz Gli intervalli di funzionamento della GD sono incompatibili con la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico Dopo marzo 2012: MT: 49.7 Hz e 50.3 Hz + retrofitting BT: 49 Hz e 51 Hz 21

22 Le prime avvisaglie in Italia 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 :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] distacco EAC 22

23 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] Le prime avvisaglie In Italia 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 23

24 E un problema europeo 04 novembre Area 3 Area 2 Area 1 24

25 Stabilità del SEN: campi di funzionamento in tensione e frequenza Definiti, per tutti i livelli di tensione, i limiti di funzionamento 85% Vn V 110% Vn 47,5 Hz f 51,5 Hz I limiti sono inderogabili per garantire la sicurezza del SEN Processo in corso in maniera analoga in altri paesi (Germania, Spagna ) Il retrofit è un punto critico per tutti 25

26 Transitori di tensione 26

27 Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kv tensione 80% V n post FV 80% V n ante FV distanza Ipotesi: GD uniformemente distribuita 27

28 Eventi di rete: cortocircuito trifase 380 kv CEI 0-21 CEI

29 Potenza FV distaccata Cortocircuito 380 kv CEI 0-21 CEI 0-16 Guadagno % 100 ms 0% 0% 0% 350 ms 33,3% 44,4% 11% 450 ms 94,4% 39,9% 54,5% 900 ms 94,4 % 58% 36,4% 1500 m 100% 100% 0% 29

30 Potenza FV distaccata 1 Situazione ante A70: FV potenzialmente distaccata a V < 80% di Vn. Es. C.to c.to SSE Centro a 400 kv FV out = 3.2 GW CEI 0-21 = CEI 0-16 FV out = 0 GW 30

31 Potenza FV distaccata 3 CEI 0-21 FV out = 4.4 GW CEI 0-16 FV out = 0.5 GW Differenza = 4 GW 31

32 Potenza FV distaccata 4 CEI 0-21 FV out = 4.4 GW CEI 0-16 FV out = 0.8 GW Differenza = 3.2 GW 32

33 33

34 Impatto sull esercizio 34

35 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 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 35

36 Impatto sull esercizio 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 FV connessi alla rete AT (circa 900 MW) e gli eolici (oltre 7500 MW) sono controllabili e stabili nei confronti del sistema 36

37 Evoluzione delle norme sulla GD e sul rinnovabile Le norme che tradizionalmente fungono da Grid Code dei distributori sono la CEI 0-16 (MT) e la CEI 0-21 (BT) Non sono norme di prodotto (ossia definiscono l interfaccia ma non garantiscono che l impianto possa avere comportamenti non corretti) Non definiscono né tengono conto dei requisiti di sistema Nel corso del 2012 sia nella CEI 0-21 che nella CEI 0-16 vengono introdotti requisiti fondamentali di sistema 37

38 Concetti base di sistema 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 di produzione danno contributo e sostengono i piani di difesa 38

39 Concetti base di sistema Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un mini sistema attivo. Per il controllo del SEN sia in fase predittiva che in tempo reale servono per ogni CP sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale: Carico Generazione differenziata per fonte Totale di cabina Tali informazioni possono essere direttamente misurate o in una prima fase, stimate. Sono esigenze già riportate dal 2009 nei RdE relative alle CP di raccolta (servono come impianti collettrici delle FER); sono inoltre coerenti con la regolamentazione ENTSO-E attualmente in fase d inchiesta. Sono in linea con le prospettive in materia di dispacciamento (DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD. 39

40 1. Superamento dei transitori di frequenza Distacco differenziato della Generazione Distribuita delle reti MT e BT per variazioni di frequenza su guasto locale e per variazioni di frequenza su transitori di rete Soglie di intervento della frequenza in presenza di guasto: 49,7 50,3 Hz Soglie di intervento della frequenza su disturbo di sistema: 47,5 51,5 Hz 40

41 L isola indesiderata Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della rete di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistema in seguito di: una apertura intenzionale (manutenzione); un guasto con apertura dell interruttore a inizio linea (meno probabile). AT/MT Cabina Primaria Il fenomeno dell islanding richiede di essere esaminato per i riflessi: 49, ,3 sulla qualità dell alimentazione; Pc=2MW 47,5 51,5 sulla sicurezza di funzionamento della rete; Hz sulle procedure di ricerca selezione guasti; 50,3 Hz sulla ripresa del parallelo. SPI 49,7 Hz PG=2MW 41

42 2. Superamento dei buchi di tensione Gli impianti devono resistere a perturbazioni severe in tensione sulla RTN e dare il tempo alle protezioni del sistema primario di estinguere i guasti Capability FER della rete BT Capability FER della rete MT Il distacco anticipato sottrae al sistema risorse produttive con pregiudizio per la stabilità e la sicurezza 42

43 3. Regolazione della potenza attiva in funzione della frequenza Caratteristica P/f per impianti FER Diminuzione lineare della potenza in sovrafrequenza Discesa con gradiente dell 83,3% Pe/Hz Utilizzazione di tutta la capacità di regolazione disponibile Tempi di risposta ridotti (FV 2s; Eolici 10 s) 43

44 4. Ingresso in rete della GD a frequenza stabile ed aumento graduale della potenza immessa degli impianti FER Riconnessione automatica degli impianti Immissione graduale della potenza in fase di start-up Finestra di frequenza stabile Impianti statici: ciclo di ritorno alla potenza pre-transitorio Tempo di riconoscimento frequenza stabile Rampa di aumento della potenza Avviamento 49,9 Hz 50,1 Hz 30 s 20% P N /min Riconnessione dopo intervento protezioni 49,9 Hz 50,1 Hz 300 s 20% P N /min Rientro da transitorio di sovra-frequenza 49,9 Hz 50,1 Hz 300 s 20% P/min Nota: P = P erogata prima del transitorio P minima raggiunta durante il transitorio 44

45 5. Regolazione della tensione e della potenza reattiva Rete con carico ohmico induttivo + connessione generazione P, Q PG +QG -QG Vn ± VV cos φ G 1 + Q G = Erogazione reattivo, innalzamento tensione (comportamento capacitivo) - Q G = Assorbimento reattivo, abbassamento tensione (comportamento induttivo) 45

46 5. Regolazione della tensione e della potenza reattiva P n P cos φ=0,95 S n φ Q Campo di funzionamento dei generatori eolici nel piano P/Q Campo di funzionamento senza prescrizioni Capability generatori sincroni -Q max =-0,329 S n + Q max = + 0,329 S n Capability generatori eolici P 1 cos φ=0,90 P 1 0,9 S n S n - φ Q sφ n 1 Q -Q max =-0,436 S n +Q max =+0,436 S n 1 Capability generatori statici 1 Capability generatori statici 2 46

47 5. Regolazione della tensione e della potenza reattiva Carattreristica Q = f(v) V Erogo reattivo per sollevare la tensione ai morsetti (comportamento capacitivo) V 2s V 1s Qmax V 2s =1,1Vn V 1s =1,08Vn -Qmax Q Assorbo reattivo per abbassare la tensione ai morsetti (comportamento induttivo) Vmin 27.S1 (default per Vmin = 0,9 Vn) Vmax 59.S1 (default per Vmax = 1,1 Vn) -Qmin e +Qmax = limiti di capability V 1i V 2i V 1i =0,92Vn V 2i =0,9Vn 47

48 5. Regolazione della tensione e della potenza reattiva Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica Q = f(v) La GD deve consentire anche l erogazione/assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita secondo curve caratteristiche Q = f(v) Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica cos φ =f(p) L assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in questi casi, è finalizzato alla limitazione delle sovratensioni/sottotensioni causate dal generatore stesso a seguito della immissione di potenza attiva Regolazione centralizzata Sarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte della GD nei limiti della proprie capability. 48

49 6. Partecipazione ai piani di difesa La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o uguale a 100 kw. Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi di teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di telesegnali inviati da un centro remoto. Nella prospettiva delle smart grid le modalità di invio del segnale saranno effettuate tramite un sistema di comunicazione always on. Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso un sistema GSM/GPRS. Il servizio mira a risolvere sia criticità di rete insorte nel livello di tensione MT, individuate e governate dal DSO, sia criticità riferibili alle reti di livello superiore (AT ed AAT) gestite dal TSO. Le modalità di teledistacco possono essere di tipo: pianificato (modalità lenta) situazioni di sovratensione; congestioni sulla rete primaria; insufficiente capacità regolante del SEN; manovra del DSO con intervento immediato (modalità rapida) eventi di rete a dinamica rapida. 49

50 6. Partecipazione ai piani di difesa 50

51 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 A.70 A giugno 2012 è stata pubblicata la nuova CEI 0-21 Ad agosto 2012 è stato pubblicato A.72 per la gestione della GD in emergenza 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 inizio 2013 sarà in vigore la nuova CEI

52 Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione Le reti di distribuzione mutano profondamente, verso le smart grid: i progetti pilota servono per indirizzare lo sviluppo estensivo La velocità di evoluzione dei sistemi elettrici in questo periodo storico è decisamente elevata («unprecedented») ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG) avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato ) dimensione internazionale regole di gestione delle reti e di connessione (Del. 84; allegato A.70; CEI 0-21 da luglio; futura CEI 0-16 a fine anno): sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11) nuove prospettive per il dispacciamento delle FER dimensione nazionale 52

53 Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione La capacità di reazione mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempesta in atto ha condotto a una situazione di assoluta avanguardia Verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella gestione delle reti con massiccia presenza di GD 53

54 GRAZIE PER L ATTENZIONE! leandro.caciolli@terna.it it 54