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L’impatto delle Rinnovabili sul sistema elettrico
Trento, 21 Dicembre 2012
Leandro Caciolli – Terna Rete Italia
1
22 50
2.130218
440
850
2305 0
760
46
530
20
1.220
3
295
1
1.130Eolico
6.628 MW
Fotovoltaico
12.460 MW15
1.040
0 15 0
1.285
0
290
25100
2.4004.200220
8001.400
5
55035
1.400
80
900
40
2.150
5
600
5
2.050
Eolico
9.600 MW
Fotovoltaico
23.000 MW
15
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050
0
2.450
0
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• Installato (2011)
• Previsione di medio periodo (2016)
Eolico6.628 MW
FV12.460 MW
Eolico9.600 MW
FV23.0000 MW
Evoluzione del rinnovabileGenerazione rinnovabile installata
Direzione Dispacciamento e Conduzione 2
Previsione di lungo periodo (2020):• FV: 30.000 MW• Eolico: 13.000 MW
1.381
2.130
297 215
986
360
787230
367110
218
1.625
835
9
850
849
370
2.4004.200
300450
1.450
550
1.400
450
500250
220
1.950
1.400
20
1.150850
Il Fotovoltaico
Generazione FV installata
Installed PV generationTot Italy Plants Power [MW]Tot Plants 350.334 13.205,1P < 20 kW 308.219 1.840 20 kW < P < 50 kW 12.203 485,7P > 50 kW 29.912 10.879,4
479 55
1.306
308
1.375
807
129
1.103
301
14
1.200 Installed PVgeneration per Region
Circa 900 MW su AT
232
251 384
903
129
2.238
416
887
487
328
3
L’Eolico
Generazione installata
Totale 6800 MW
PrincipalmenteConcentrati nel Sud
92% connessi alle reti92% connessi alle reti150/132kV
Lintensità del colore nella mappaIndica la concentrazionedella generazione eolica
4
Qualche considerazione
� L’incremento è esponenziale
� Le previsioni per il 2015 vedono circa 23000 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 distrib uita da altre fonti
� Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “mini-sistema attivo” interconnesso alla RTN
� Il rinnovabile non è monitorato in tempo reale. La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione d iretta
10
Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema
Inerzia
� L’inerzia può essere vista come la “resistenza al camb iamento”
� Contrasta i cambiamenti improvvisi della frequenza e d è fornita da macchine sincrone aventi grandi e pesanti genera tori rotanti
12
� Converte l’energia cinetica delle masse rotanti in energia elettrica quando la frequenza diminuisce
tH
Pf ⋅
⋅∆−=∆
••
2
� Generatori eolici full-converter e generatori FV son o sistemi di generazione senza inerzia
� La misura utilizzata per confrontare l'inerzia di diff erenti generatori differenti è la costante d’inerzia H
Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema
Tipi di impianto H [s]
Impianto idroelettrico 2 … 5 s
Ciclo combinato 5 … 10 s
Termico convenzionale 3 … 8 s
Impianto fotovoltaico 0 s
An
JH
221 ω=
13
Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità de l sistema
� Se l’inerzia (dell’Europa ) diminuisce ���� Le escursioni in frequenza aumentano
Potenza istantanea fornita dall’inerziadelle macchine sincrone
Potenza in uscita dai generatoristatici ed eolici full -converter
14
Risposta fornita dalle macchinecon riserva rotante
statici ed eolici full -converter
Effetto delle Fonti Rinnovabili sulla stabilità del sistema
15
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
50
49.7
49.5
50.3
50.5
51.5
DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE
DISTACCO GD in MT e BT
DISTACCO GD in MT e BT
49.5
49
47.5
DISTACCO GENERAZIONE CONVENZIONALE
PIANO DI ALLEGGERIMENTO
17
Generalità
Area in importazione
Area in esportazione
Carichi Carichi
SEPARAZIONE SQUILIBRIO PRODUZIONE / CARICHI
OBIETTIVO PRIMARIO: Evitare il raggiungimento di 47 ,5 Hz !!
18
• In caso di separazione dalla rete
continentale (scatto delle linee di
interconnessione), la frequenza
del sistema italiano potrebbe
scendere (ad es. a 49 Hz)
504951
5347
Hz
scendere (ad es. a 49 Hz)
• Rispetto al normale
funzionamento (50 Hz) si
possono talvolta presentare dei
disturbi (anche per guasti in
centro Europa… )
19
• Il SPI della GD (che ha
superato 10.000 MW) scatta
non appena la frequenza
scende sotto a 49,7 Hz
• Tutta la GD rischia di
staccarsi istantaneamente,
504951
5347
Hz5049
5347
Hz
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
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
21
Dopo marzo 2012: MT: 49.7 Hz e 50.3 Hz + retrofitting
BT: 49 Hz e 51 Hz
49.6
49.8
50
scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita
Le prime avvisaglie in Italia Nel 2011 in Sicilia, durante un periodo di esercizio in isola e lettrica, simanifesta l’effetto di un parco GD ormai cospicuo.
48.8
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49.4
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Fre
qu
en
za [
Hz]
distacco EAC
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Freq
uen
za [H
z]
scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita
distacco EAC
Le prime avvisaglieIn Italia
AlleggerimentoP [MW]
Deficit
Perdita GD
Alleggerimento
Gruppi convenzionali
P [MW]
t [s]
Squilibrio carico/generazione
Perché le norme CEI consentivano il distacco in un range rist retto ? Perchéconcepite in un sistema di distribuzione a carico prevalente mente PASSIVO
23
04 novembre 2006
51.3
E’ un problema europeo
48.9
49.1
49.3
49.5
49.7
49.9
50.1
50.3
50.5
50.7
50.9
51.1
22.08.00 22.09.00 22.10.00 22.11.00 22.12.00 22.13.00
Area 3 Area 2 Area 1
24
Stabilità del SEN: campi di funzionamento in tension e 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
Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kV
80% Vnpost FV
tensione
80% Vnante FV
post FV
27
distanza
Ipotesi: GD uniformemente distribuita
Potenza FV distaccata
Cortocircuito 380 kV CEI 0-21 CEI 0-16Guadagno
%
100 ms 0% 0% 0%
350 ms 33,3% 44,4% 11%
450 ms 94,4% 39,9% 54,5%
1
2
3
900 ms 94,4 % 58% 36,4%
1500 m 100% 100% 0%
4
5
29
Potenza FV distaccata 1
CEI 0-21 = CEI 0-16
Situazione ante A70: FVpotenzialmente distaccataa V < 80% di Vn.Es. C.to c.to SSE Centro a400 kV ���� FV out = 3.2 GW
30
FV out = 0 GW
Potenza FV distaccata 3
CEI 0-21 ���� FV out = 4.4 GW CEI 0-16 ���� FV out = 0.5 GW
Differenza = 4 GW
31
Potenza FV distaccata 4
CEI 0-21 ���� FV out = 4.4 GW CEI 0-16 ���� FV out = 0.8 GW
32
Differenza = 3.2 GW
� Le regolazioni tradizionali sono insufficienti a cont rastare la rapidità del fenomeno
� La previsione del fabbisogno ha notevoli incertezze ( non osservabilità della GD)
� Il controllo in tempo reale non acquisisce le infor mazioni necessarie
� Gli intervalli di funzionamento della GD sono incomp atibili con il
Impatto sull’esercizio
� Gli intervalli di funzionamento della GD sono incomp atibili con il sistema elettrico
� I Piani di Difesa non sono progettati per una gener azione coesistente al carico sulla MT/ BT
� Non esistono procedure che consentano di gestire ri duzioni in tempo reale o a preventivo del fotovoltaico per esigenze d i sicurezza
35
� 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 d i
Impatto sull’esercizio
decremento di fabbisogno, causa una carenza di mezzi d i regolazione del reattivo
� Il Fotovoltaico ed Eolico interfacciato con inverte r, diminuiscono l’inerzia del sistema elettrico
� I FV connessi alla rete AT (circa 900 MW) e gli eol ici (oltre 7500 MW) sono controllabili e stabili nei confronti del sistema
36
Evoluzione delle norme sulla GD e sul rinnovabile
Le norme che tradizionalmente fungono da Grid Code de i distributori sono la CEI 0-16 (MT) e la CEI 0-21 (BT)
• Non sono norme di prodotto (ossia definiscono l’int erfaccia ma non garantiscono che l’impianto possa avere comportamen ti non corretti)
• Non definiscono né tengono conto dei requisiti di s istema
• Nel corso del 2012 sia nella CEI 0-21 che nella CE I 0-16 vengono introdotti requisiti fondamentali di sistema
37
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 Hz85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn
In questo modo gli impianti di produzione danno cont ributo e sostengono i piani di difesa
38
Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “mini sist ema attivo”.Per il controllo del SEN sia in fase predittiva che in tempo reale servono perogni CP sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale:
� Carico� Generazione differenziata per fonte� Totale di cabina
Concetti base di sistema
Tali informazioni possono essere direttamente misura te o in una prima fase, stimate.
39
� Sono esigenze già riportate dal 2009 nei RdE relative alle CP di raccolta(servono come impianti collettrici delle FER); sono inoltr e coerenti con laregolamentazione ENTSO-E attualmente in fase d’inchiesta.
� Sono in linea con le prospettive in materia di dispacciament o(DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD.
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 variazi oni di frequenza su transitori di rete
40
Soglie di intervento della frequenza in presenza di guasto: 49,7 ÷÷÷÷ 50,3 HzSoglie di intervento della frequenza su disturbo di sistema: 47,5 ÷÷÷÷ 51,5 Hz
� Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della rete
di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistem a in seguito di:
� una apertura intenzionale (manutenzione);
� un guasto con apertura dell’interruttore a inizio
linea (meno probabile).
L’isola indesiderata
Cabina
Primaria
AT/MT
� Il fenomeno dell’islanding richiede di essere
esaminato per i riflessi:
� sulla qualità dell’alimentazione;
� sulla sicurezza di funzionamento della rete;
� sulle procedure di ricerca selezione guasti;
� sulla ripresa del parallelo.SPI
49,7 Hz
Pc = 2 MW47,5
PG = 2 MW
49,7
51,5
50
Hz
50,3 Hz
50,3
41
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 d i estinguere i guasti
42
Capability FER della rete BT Capability FER della rete MT
Il distacco anticipato sottrae al sistema risorse produtti ve con pregiudizio per lastabilità e la sicurezza
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 dispo nibile
� Tempi di risposta ridotti (FV ≤ 2s; Eolici ≤ 10 s)
43
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
Impianti statici: ciclo di ritorno alla potenza pre -transitorio
44
Finestra di frequenza stabile
Tempo di riconoscimento
frequenza stabile
Rampa di aumento della potenza
Avviamento 49,9 Hz ÷ 50,1 Hz 30 s ≤ 20% PN/minRiconnessione dopo intervento protezioni 49,9 Hz ÷ 50,1 Hz 300 s ≤ 20% PN/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
5. Regolazione della tensione e della potenza reattiv a
Rete con carico ohmico induttivo + connessione gene razione
Vn ±∆V
P, Q
PG +QG -QG
45
Vn ±∆V
cos φG ≠ 1+ QG = Erogazione reattivo, innalzamento tensione (compo rtamento capacitivo)- QG = Assorbimento reattivo, abbassamento tensione (co mportamento induttivo)
5. Regolazione della tensione e della potenza reattiv a
Campo di funzionamento dei generatori
eolici nel piano P/Q
P
Q
φ
Sn
- Qmax = - 0,329 Sn
Pn
Campo di funzionamento senza
prescrizioni
cos φ =0,95
+ Qmax = + 0,329 Sn
Capability generatori sincroniCapability generatori eolici
46
cos φ =0,90
φ
1
P
Q
Sn
0,9
+ Qmax = + 0,436 Sn- Qmax = - 0,436 Sn 1
1
1
P
Q
n
Sn
P a cosφ
-
Capability generatori statici 1 Capability generatori statici 2
5. Regolazione della tensione e della potenza reattiv a
Erogo reattivo per sollevarela tensione ai morsetti(comportamento capacitivo)
V
V2s
V1s
Qmax
V2s=1,1Vn
V1s=1,08Vn
Carattreristica Q = f(V)
47
Q
V1i
V2i
- Qmax
V1i=0,92Vn
V2i=0,9Vn
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
• Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva sec ondo una
curva caratteristica Q = f(V)
� La GD deve consentire anche l’erogazione/assorbimento di po tenzareattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale bas ate sulvalore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita sec ondo curvecaratteristiche Q = f(V)
• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica
5. Regolazione della tensione e della potenza reattiv a
• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica
cos φ =f(P)
� L’assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in ques ti casi, èfinalizzato alla limitazione delle sovratensioni/sottotens ioni causate dalgeneratore stesso a seguito della immissione di potenza atti va
• Regolazione centralizzata
� Sarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte del la GD neilimiti della proprie capability.
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6. Partecipazione ai piani di difesa
� La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore ouguale a 100 kW.
� Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi diteledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo ditelesegnali 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� 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.
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Dove siamo arrivati ?
� Ad oggi è stato recuperato circa un quarto della ge nerazione 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 gesti one della GD in emergenza
� Sono stati potenziati i tool di stima della produzione diffusa in tempo � Sono stati potenziati i tool di stima della produzione diffusa in tempo reale
� Sono stati rivisti e potenziati i piani di difesa, c on particolare attenzione alle Isole
� Ad inizio 2013 sarà in vigore la nuova CEI 0-16
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� 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 q uesto periodo storico è decisamente elevata («unprecedented»)
� ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG)� avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato… )
dimensione
Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione
� avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato… )
� 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
dimensioneinternazionale
dimensione nazionale
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� La capacità di reazione mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempestain atto ha condotto a una situazione di assoluta avanguardia
� Verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella ges tione dellereti con massiccia presenza di GD
Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione
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