La gestione delle rinnovabili nel sistema
elettrico italiano
Giorgio Maria Giannuzzi – Responsabile Analisi dell’Esercizio
Terna Rete Italia
Terna Rete Italia spa – Dispacciamento e Conduzione
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Evoluzione della
Generazione
Distribuita
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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
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Sistema Elettrico Italiano
Fabbisogno energetico 2012:
325 TWh
Potenza massima richiesta 2012:
54,1 GW
Potenza installata:
120 GW
Import:
3÷
÷7 GW
1,0% 6,6%
Termico
15,6%
0,7%
12,9%
Idrico
63,2%
Eolico
Solare
Geotermico
Estero
Copertura fabbisogno per fonte
10/07/2012 ore 11.30
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L’impatto della Generazione Distribuita
Solare
Idrico
Termico
Idrico
Termico
La produzione fotovoltaica in una giornata serena supera 8.000 MW di picco
Estero
Nella settimana considerata (giugno Import
2012) tale
produzione corrisponde a circa:
il 16% della punta di carico il mercoledì
il 25% della punta di carico la domenica
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L’inerzia
di sistema
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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
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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 ⋅ Ts
df
d
= 50 ⋅
dt
Ts
PT
Ts ∝
PT + PDER
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Effetto del Fotovoltaico sulla stabilità del sistema
9.4
50
9.3
49.99
9.2
49.97
9.0
frequenc y [H z ]
Starting time [s]
49.98
9.1
PV increase
49.96
8.9
49.95
8.8
49.94
8.7
49.93
8.6
49.92
220
240
260
280
300
320
340
360
380
400
420
0
5
10
440
15
20
time [s]
25
30
35
40
Total system load [GW]
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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
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Frequenza:
un delicato equilibrio
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L’impatto della Generazione Distribuita: la Frequenza
51.5
DISTACCO
GENERAZIONE
CONVENZIONALE
DISTACCO GD
in MT e BT
50.3
50.2
POTENZA FOTOVOLTAICA
A RISCHIO A FINE 2011
50
49.7
11500 MW
49.5
DISTACCO GD
in MT e BT
49.1
PIANO DI ALLEGGERIMENTO
DEL CARICO
47.5
DISTACCO
GENERAZIONE
CONVENZIONALE
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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
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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 < 47,5 Hz
Scatto ritardato 1,0 s
f
f > 51,5 Hz
Scatto ritardato 4,0 s
f < 49,7 Hz
f > 50,3 Hz
V
or
V0> Soglia
Scatto ritardato 0,1 s
Vi > Soglia
Vd< Soglia
or
&
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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
Non basta adeguare le tarature
della Protezione di Interfaccia
alle nuove norme CEI
59N
52 I
27
59
52G
52G
52G
81<
81>
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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!
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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.
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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
tensione
La sostituzione di generatori rotanti
con generatori FV diminuisce le
correnti di cortocircuito (Icc ) ed allarga
l’area di disturbo in tensione
V< 90% Vn
post FV
V< 90% Vn
ante FV
distanza
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L’impatto della Generazione Distribuita: la Tensione
Risposta di un gruppo convenzionale
1.02
4.5
4
1
3.5
0.98
3
0.96
2.5
2
0.94
1.5
0.92
1
0.9
0.5
0
0.88
Tensione di eccitazione
Tensione ai morsetti
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L’impatto della Generazione Distribuita: la Tensione
tensione
Effetti di un cortocircuito nella rete a 380 kV
V< 90% Vn
post FV
distanza
V
Contributo
Icc ante FV
V< 90% Vn
ante FV
Icc
Zrete
Contributo
Icc post FV
V
Icc’
Zrete
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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
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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
Zona di distacco ammesso
Caratteristica OVRT
1,15
1,1
1,15
1,0
Caratteristica LVRT
0,85
Caratteristica LVRT
0,7
0,6
Zona di distacco ammesso
Zona di distacco ammesso
0,5
0,4
0,3
0,2
2300
2200
2100
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0,1
-100
Tensione (%Vn)
Zona di distacco non ammesso
0,9
0,85
0,8
Tempo (ms)
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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
Il comportamento del PV in riaccensione
50
Frequenza [Hz]
PERDITA GD
49.9
49.8
49.7
PERDITA GD
49.6
49.5
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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
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100
120
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A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 8)
Regolazione
comportamento in sovrafrequenza
riconnessione automatica degli impianti
immissione graduale della potenza in fase di
startup
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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
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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
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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
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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
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L’impatto della Generazione Distribuita
NORMATIVA SU RINNOVABILI
Allegato A.72
Allegato A.68
Allegato A.17
“Sistemi di
controllo e
protezione centrali
eoliche”
“Impianti di
produzione
fotovoltaica.
Requisiti minimi per
la connessione e
l’esercizio in
parallelo con la rete
AT”
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”
Allegato A.70
“Regolazione
tecnica dei requisiti
di sistema della
generazione
distribuita”
“Procedura per la
Riduzione della
Generazione
Distribuita in
condizione di
emergenza del
Sistema elettrico
Nazionale (RIGEDI)”
CEI 0-21
“Regola tecnica di
riferimento per la
connessione di
utenti attivi e passivi
alle reti BT delle
Imprese distributrici
di energia”
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