La gestione delle rinnovabili nel sistema elettrico italiano Giorgio Maria Giannuzzi Responsabile Analisi dell Esercizio Terna Rete Italia 1
Evoluzione della Generazione Distribuita 2
L impatto della Generazione Distribuita La Generazione Distribuita (GD) ha rivoluzionato in pochi anni il mondo della produzione. Da poche grandi centrali in alta tensione a tante piccole produzioni diffuse nelle reti MT e BT Da centrali rotanti in grado di rispettare un programma di produzione prestabilito, a unità di generazione in larga parte statiche con produzione a carattere discontinuo. Da impianti di generazione dotati di un ampia gamma di servizi di rete (regolazioni automatiche di frequenza e tensione, insensibilità agli abbassamenti di tensione, rifiuto del carico, ecc ) a produzioni prive di tali servizi o con servizi limitati. Il rinnovabile non è monitorato in tempo reale. La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione diretta 3
Sistema Elettrico Italiano Fabbisogno energetico 2012: Potenza massima richiesta 2012: Potenza installata: Import: 325 TWh 54,1 GW 120 GW 3 7 GW 0,7% 12,9% 1,0% 6,6% 15,6% 63,2% Copertura fabbisogno per fonte 10/07/2012 ore 11.30 Termico Idrico Eolico Solare Geotermico Estero 4
L impatto della Generazione Distribuita Idrico Solare Termico Idrico Termico La produzione fotovoltaica in una giornata serena supera 8.000 MW di picco Nella settimana considerata (giugno Import 2012) tale Estero produzione corrisponde a circa: il 16% della punta di carico il mercoledì il 25% della punta di carico la domenica 5
L inerzia di sistema 6
L impatto della Generazione Distribuita: l inerzia L inerzia delle masse rotanti negli impianti di generazione tradizionali permette di superare le brusche variazioni di carico e dunque riduce le variazioni di frequenza Dagli impianti rotanti con elevata inerzia si è passati a produzioni statiche ad inerzia zero 7
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 = Pm P s T s df dt d = 50 PT T Ts s P + P T DER 8
Effetto del Fotovoltaico sulla stabilità del sistema 9.4 9.3 50 49.99 9.2 49.98 Starting time [s] 9.1 9.0 8.9 frequency [Hz] 49.97 49.96 49.95 PV increase 8.8 49.94 8.7 49.93 8.6 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 Total system load [GW] 49.92 0 5 10 15 20 25 30 35 40 time [s] 9
Generatori convenzionali Funzionamento stabile tra 47.5 Hz and 51.5 Hz Rinnovabile su reti Distribuzione 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
Frequenza: un delicato equilibrio 11
L impatto della Generazione Distribuita: la Frequenza 51.5 50.3 50.2 50 DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE DISTACCO GD in MT e BT POTENZA FOTOVOLTAICA A RISCHIO A FINE 2011 49.7 49.5 11500 MW 49.1 DISTACCO GD in MT e BT PIANO DI ALLEGGERIMENTO DEL CARICO 47.5 DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE 12
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 13
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 & 14
L impatto della Generazione Distribuita: Tarature dei relè di frequenza e tensione Linea MT Situazione pre Norme CEI Cabina Primaria Guasto o separazione di rete in AT 27 59 81 81V 59N Non basta adeguare le tarature della Protezione di Interfaccia alle nuove norme CEI 52 I 52G 52G 52G 27 59 81< 81> Se contemporaneamente non vengono allineate le tarature di frequenza e di tensione nelle protezioni delle unità di generazione, il beneficio per il sistema E NULLO! 15
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. 16
L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kv Icc generatori FV 1,1 In Icc generatori sincroni 4 5 In La sostituzione di generatori rotanti con generatori FV diminuisce le correnti di cortocircuito (Icc ) ed allarga l area di disturbo in tensione V< 90% V n post FV tensione V< 90% V n ante FV distanza 17
L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Risposta di un gruppo convenzionale 4.5 1.02 4 1 3.5 0.98 3 2.5 0.96 2 0.94 1.5 0.92 1 0.5 0.9 0 0.88 Tensione di eccitazione Tensione ai morsetti 18
L impatto della Generazione Distribuita: la Tensione Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kv tensione V< 90% V n post FV V distanza Contributo Icc ante FV V< 90% V n ante FV Icc Zrete V Icc Zrete Contributo Icc post FV 19
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 20 20
L impatto della Generazione Distribuita: la tensione LVRT e OVRT per generatori statici MT ( CEI 0-16) 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 Zona di distacco ammesso Caratteristica OVRT 1,15 Tensione (%Vn) 1,0 0,9 0,85 0,8 0,7 Zona di distacco non ammesso Caratteristica LVRT Caratteristica LVRT 0,85 0,6 0,5 0,4 Zona di distacco ammesso Zona di distacco ammesso 0,3 0,2 0,1-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 Tempo (ms) 21
Il comportamento del PV in riaccensione Frequenza [Hz] PERDITA GD 50 49.9 49.8 49.7 PERDITA GD 49.6 49.5 49.4 09:50:00 09:50:05 09:50:11 09:50:16 09:50:21 09:50:27 09:50:32 09:50:38 09:50:43 09:50:48 09:50:54 09:50:59 09:51:04 09:51:10 09:51:15 09:51:20 09:51:26 09:51:31 09:51:36 09:51:42 09:51:47 09:51:53 09:51:58 09:52:03 09:52:09 09:52:14 09:52:19 09:52:25 09:52:30 09:52:35 09:52:41 09:52:46 09:52:52 09:52:57 09:53:02 09:53:08 09:53:13 09:53:18 09:53:24 09:53:29 09:53:34 09:53:40 09:53:45 09:53:50 09:53:56 09:54:01 09:54:07 09:54:12 09:54:17 09:54:23 09:54:28 09:54:33 09:54:39 09:54:44 09:54:49 09:54:55 22
RISCHIO: bouncing incontrollato 50.3 50.25 50.2 50.15 50.1 50.05 50 49.95 49.9 49.85 49.8 0 20 40 60 80 100 120 23
A. 70 concetti base di sistema (capitolo 8) Regolazione comportamento in sovrafrequenza riconnessione automatica degli impianti startup immissione graduale della potenza in fase di 24
Dove siamo arrivati? Ad oggi è stato recuperato circa metà della generazione distribuita Circa ulteriori 5000 MW di fotovoltaico sono stati installati da Aprile 2012 ad oggi in conformità ad A70 Dal 2013 sono 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 in continua revisione e potenziamento i piani di difesa, con particolare attenzione alle Isole Ad agosto 2012 è stato pubblicato A72 per la gestione della GD in emergenza 25
Attività in ENTSOE: SPD AD HOC TEAM 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 26 26
Adeguatezza del sistema Deve essere rispettata per tutto il sistema Italia! Generation Surplus Produzione convenzionale -Regolazioni -Riserve -Vincoli Programmi di scambio tra aree Generazione distribuita Carico + Perdite 27
L impatto della Generazione Distribuita: ALLEGATO A 72 - RIGEDI Riduzione della generazione distribuita per esigenze di sicurezza (impianti eolici e fotovoltaici > 100 kw connessi in MT) Garantire sempre la riserva necessaria al sistema A preventivo, es. in caso di giornate ad alta insolazione e basso carico, assicurare il minimo di produzione convenzionale in esercizio per la sicurezza Con breve preavviso: gestire eventi imprevisti (ad es. perdita di più linee di trasmissione) Capacità controllabile in tempo reale GDTEL: 1.280 MW (1.055 MW FV e 225 MW eolici) Capacità controllabile con preavviso GDPRO: 6.100 MW 28
L impatto della Generazione Distribuita NORMATIVA SU RINNOVABILI Allegato A.17 Sistemi di controllo e protezione centrali eoliche Allegato A.68 Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l esercizio in parallelo con la rete AT Allegato A.70 Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita Allegato A.72 Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizione di emergenza del Sistema elettrico Nazionale (RIGEDI) CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia CEI 0-21 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti BT delle Imprese distributrici di energia 29