Implicazioni sulla gestione della RTN a seguito del lo sviluppo

degli impianti a Fonti di Energia Rinnovabile

Napoli, 29 Novembre 2012

Ing. Giorgio Giannuzzi - Terna Rete Italia

Dispatching and Energy Operation

22 50

2.130218

440

850

2305 0

760

46

530

20

1.220

3295

1

1.130Eolico

6.628 MW

Fotovoltaico

12.460 MW15

1.040

0 15 0

1.285

0290

25100

2.4004.200220

8001.400

5

550 35

1.400

80

900

40

2.150

5

600

5

2.050

Eolico

9.600 MW

Fotovoltaico

23.000 MW

15

1.850

0 50 0

2.450

0

550

• Installed (2011)

• Short-Medium term forecast (2016)

Wind6.628 MW

PV12.460 MW

Wind9.600 MW

PV23.0000 MW

Evoluzione del rinnovabileRenewable generation installed

Direzione Dispacciamento e Conduzione 2

Installed Capacity long term forecast (2020):

• PV: 30.000 MW

• Wind: 13.000 MW

1.381

2.130

297 215

986

360

787230

367110

218

1.625

835

9

850

849370

2.4004.200

300 450

1.450

550

1.400

450

500250

220

1.950

1.400

20

1.150850

Il Fotovoltaico

Installed PV generation

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

3Dispatching and Energy Operation

L’Eolico

Installed wind generation

Tot 6800 MW

Mainly concentrated in

the South

92% connected to the

150/132kV grid

The intensity of colour in the map

Indicates the concentration of

Wind generation

4Dispatching and Energy Operation

Contributo del rinnovabile alla copertura del fabbisogno

5Dispatching and Energy Operation

Generation Surplus

Effetto del rinnovabileEsempio in un giorno festivo

MW

6

Qualche considerazione

• L’incremento è esponenziale

• Le previsioni per il 2015 vedono circa 23000 MW di fotovoltaico e 9600 MW di

eolico

• Il fotovoltaico si aggiunge alla generazione distribuita da altre fonti

• Il rinnovabile BT- MT è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno nelle ore • Il rinnovabile BT- MT è quantificabile tra 1/3 e 1/4 del fabbisogno nelle ore

basso carico

• Non è monitorato in tempo reale

• La previsione sul breve-medio termine non si basa su misurazione diretta

Ogni cabina primaria che sottende rinnovabile è un “generatore equivalente”;

pertanto il distributore deve fornire al TSO le seguenti informazioni in tempo reale:

•carico•generazione differenziata per fonte•totale di cabina

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

m

s

P Pf

s T∆ − ∆∆ =

⋅ 50s

df ddt T

= ⋅ Ts

T DER

PT

P P∝

+

8

Effetto del Fotovoltaico sulla stabilità del sistema

8.6

8.7

8.8

8.9

9.0

9.1

9.2

9.3

9.4

220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440

Sta

rtin

g t

ime

[s]

0 5 10 15 20 25 30 35 4049.92

49.93

49.94

49.95

49.96

49.97

49.98

49.99

50

time [s]

freq

uenc

y [H

z]

PV increase

Total system load [GW]

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

49.4

49.6

49.8

50

Fre

qu

en

za [

Hz]

scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita

Le prime avvisaglie

Nel 2011 in Sicilia, durante un periodo di esercizio in isola elettrica, si manifesta l’effetto di

un parco GD ormai cospicuo.

48.8

49

49.2

10

:34

:40

.00

0

10

:34

:40

.38

0

10

:34

:40

.76

0

10

:34

:41

.14

0

10

:34

:41

.52

0

10

:34

:41

.90

0

10

:34

:42

.28

0

10

:34

:42

.66

0

10

:34

:43

.04

0

10

:34

:43

.42

0

10

:34

:43

.80

0

10

:34

:44

.18

0

10

:34

:44

.56

0

10

:34

:44

.94

0

10

:34

:45

.32

0

10

:34

:45

.70

0

10

:34

:46

.08

0

10

:34

:46

.46

0

10

:34

:46

.84

0

10

:34

:47

.22

0

10

:34

:47

.60

0

10

:34

:47

.98

0

10

:34

:48

.36

0

10

:34

:48

.74

0

10

:34

:49

.12

0

10

:34

:49

.50

0

10

:34

:49

.88

0

10

:34

:50

.26

0

10

:34

:50

.64

0

10

:34

:51

.02

0

10

:34

:51

.40

0

10

:34

:51

.78

0

10

:34

:52

.16

0

10

:34

:52

.54

0

10

:34

:52

.92

0

10

:34

:53

.30

0

10

:34

:53

.68

0

10

:34

:54

.06

0

10

:34

:54

.44

0

10

:34

:54

.82

0

10

:34

:55

.20

0

10

:34

:55

.58

0

10

:34

:55

.96

0

10

:34

:56

.34

0

10

:34

:56

.72

0

10

:34

:57

.10

0

10

:34

:57

.48

0

10

:34

:57

.86

0

10

:34

:58

.24

0

10

:34

:58

.62

0

10

:34

:59

.00

0

10

:34

:59

.38

0

10

:34

:59

.76

0

Fre

qu

en

za [

Hz]

distacco EAC

11

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

10

:34

:40

.00

0

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:34

:40

.38

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:34

:40

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:34

:41

.14

0

10

:34

:41

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0

10

:34

:41

.90

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10

:34

:42

.28

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10

:34

:42

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:34

:43

.04

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:34

:43

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10

:34

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.18

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10

:34

:44

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:34

:44

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:34

:45

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.70

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10

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.08

0

10

:34

:46

.46

0

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:34

:46

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:34

:47

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10

:34

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10

:34

:47

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:34

:48

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10

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10

:34

:49

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:50

.26

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.68

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10

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.06

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:54

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:57

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:34

:59

.38

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10

:34

:59

.76

0

Fre

qu

en

za [

Hz]

scatto di un gruppo termico distacco generazione distribuita

distacco EAC

Le prime avvisaglie

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 ristretto ? Perché concepitein un sistema di distribuzione a carico prevalentemente PASSIVO

12

•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 DSO hanno continuato ad applicare norme non allineate ai requisiti di sistema

•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

Impatto sull’esercizio

•Non esistono procedure che consentano di gestire riduzioni in tempo reale o a preventivo del fotovoltaico per esigenze di sicurezza

•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 PV connessi alla rete AT (circa 1000 MW) e i WG (circa 7000 MW) sono controllabili e stabili nei confronti del sistema

13

Evoluzione del rinnovabile: sino a febbraio 2012

Le norme che fungono da Grid Code dei distributori sono CEI 0-16 (MT) e CEI 0-21 (BT)

• Non sono norme di prodotto (ossia definiscono l’interfaccia e non

garantiscono che l’impianto possa avere comportamenti non corretti)

• Non definiscono né tengono conto dei requisiti di sistema

Direzione Dispacciamento e Conduzione

• Terna, coinvolta dall’estate 2011 nei comitati CEI ha introdotto alcuni requisiti

fondamentali di sistema nel CEI 0-21; nella pubblicazione di dicembre 2011

CEI subordina l’obbligatorietà dei requisiti alle direttive della delibera AEEG. A

valle della direttiva devono essere quindi modificate CEI 0-21 e CEI 0-16

14

A. 70 – delibera AEEG 8 marzo 2012

NUOVI IMPIANTI

Rete (BT-MT) Data entrata in esercizio

dell’impianto

Applicabilità delle prescrizioni

MT 1° aprile – 30 giugno 2012 Si applicano i paragrafi 5 e 8 (campo di

funzionamento e protezioni)

MT 1° luglio - 31 dicembre 2012 Si applica l’intero allegato A.70

MT Dopo 31 dicembre 2012 Impianti e dispositivi devono essere conformi

all’Allegato A.70 e certificati ai sensi della

Norma CEI 0-16 modificataNorma CEI 0-16 modificata

BT 1° aprile – 30 giugno 2012 Si applica il paragrafo 5 (49 Hz-51 Hz)

BT 1° luglio -31 dicembre 2012 Si applica l’intero allegato A.70 e la norma CEI

0-21 modificata ad eccezione del paragrafo

sulla regolazione di tensione (7.2.1)

BT Dopo 31 dicembre 2012 Impianti e dispositivi conformi all’Allegato A.70

e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21

modificata

Impianti esistentiGli impianti > 50 kW in MT e solo per paragrafi 5 ed 8, devono adeguarsi entro il 31

marzo 2013

15

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 Hz85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn

In questo modo gli impianti danno contributo e sostengono il piano di difesa

16

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

A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 6)

•totale di cabina

Tali informazioni possono essere direttamente misurate o in una prima fase,

stimate.

17

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

18

A. 70 – concetti base di sistema (capitolo 8)

Regolazione

comportamento in sovrafrequenza

riconnessione automatica degli impianti

immissione graduale della potenza in fase di startup

19

Scatto ritardato 4,0 s

Scatto ritardato 1,0 s f < 47,5 Hz f

f > 51,5 Hz

f < 49,7 Hz

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.

Scatto ritardato 0,1 s V0> Soglia

Vi > Soglia

Vd< Soglia

f > 50,3 Hz

or

&

V

or

20

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 A70

A fine 2012 saranno 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 stati rivisti e potenziati i piani di difesa, con particolare attenzione alle Isole

Ad agosto 2012 è stato pubblicato A72

per la gestione della GD in emergenza

21

E’ un problema solo italiano ?

22

50

49.7

49.5

50.250.3

50.5

51.5

PERDITA GENERAZIONE CONVENZIONALE

E’ un problema solo italiano ?

49.5

49

47.5

PERDITA GENERAZIONE CONVENZIONALE

PIANO DI ALLEGGERIMENTO

23

04 novembre 2006

51.3

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

Dispatching | Engineering Department24

Attività in ENTSOE

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

25