Smart Grids, passaggio obbligato per l’integrazione obbligato per l integrazione
delle rinnovabili in rete
Massimo Gallanti
Il problema energetico: stato e prospettive
Pavia 16 novembre 2011
prospettive
Pavia, 16 novembre 2011
Il ruolo delle reti nel futuro scenario Il ruolo delle reti nel futuro scenario energeticoenergetico
• La corretta prospettiva per comprendere il ruolo delle reti elettriche nel futuro è quella della politica energetica europea al 2020:
energeticoenergetico
Sostenibilità ambientale
Competitività
Sicurezza degli approvvigionamenti
Obiettivi al 2020: 20% consumo energia finale da FER; -20% riduzione di CO2 rispetto al 1990; -20% riduzione dei consumi (rispetto allo scenario p ; ( ptendenziale)
• EffettiDiffusione della generazione distribuita
Incremento della generazione non programmabile (FV, eolico)
Opportunità offerte dal mercato dell’energiaOpportunità offerte dal mercato dell energia
Incremento degli scambi energetici tra Paesi
Nuovi impieghi dell’energia elettrica
M. Gallanti – Pavia 16/11/2011
Il ruolo delle reti nel futuro scenario Il ruolo delle reti nel futuro scenario energeticoenergetico
• Un insufficiente sviluppo delle reti elettriche rischia di
energeticoenergetico
compromettere il conseguimento degli obiettivi della politica energetica europea
• L’attuale modello di rete elettrica è inadeguato alle nuove• L attuale modello di rete elettrica è inadeguato alle nuove esigenze del sistema elettrico
Generazione distribuita
Generazione non programmabile (FV, eolico)
Opportunità offerte dal mercato elettrico
• L’evoluzione del sistema energetico richiede un nuovo ruolo per le reti elettriche
M. Gallanti – Pavia 16/11/2011
Il paradigma dell’attuale sistema elettricoIl paradigma dell’attuale sistema elettrico• Concepito ipotizzando un flusso di potenza mono-direzionale dalla
rete di alta tensione (a cui sono collegati i generatori progrmmabili) alla bassa tensione dove sono collegati i carichiprogrmmabili), alla bassa tensione dove sono collegati i carichi (che hanno un comportamento stocastico)
Flusso di potenzamonodirezionale
Controllo di tipo centralizzato, operato sui generatori connessi alla rete ad lt t i ( bil i t i i hi)alta tensione (es. bilanciamento generazione carichi)
I carichi (clienti) sono “passivi”, cioè non sono normalmente soggetti ad interventi “di controllo” per variarne il livello di prelievo
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Gli effetti della produzione rinnovabile non Gli effetti della produzione rinnovabile non programmabile sul sistema elettricoprogrammabile sul sistema elettricop gp g
• Incremento della variabilità e dell’aleatorietàAl 30/09/2011 erano connessi alla rete 17.500 MW di rinnovabili intermittenti, di cui 11.000 MW di FV e 6.500 MWeolici. Oltre 10.000 MW sono collegati alla rete a media/bassa tensione
La fluttuazione della produzione delle FER non programmabili devono essere compensate dalla produzione convenzionale
• Connessione di generazione di piccola taglia, - detta anche g p g ,Generazione Distribuita o Diffusa (GD) - sulla rete di distribuzione
Reti di distribuzione progettate per la connessione del solo carico => oggi la GD non è controllata e non fornisce servizi al sistemanon è controllata e non fornisce servizi al sistema
• Sviluppo della rete, per connettere e smaltire la potenza immessa dagli impianti a fonti rinnovabili che sorgono dove è disponibile la risorsa
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Il comportamento del sistema elettrico per Il comportamento del sistema elettrico per garantire la sicurezzagarantire la sicurezzagarantire la sicurezza garantire la sicurezza
P i l
Banda di regolazione per far fronte a variazione della
domanda e a indisponibilità della produzione e delle linee
di trasmissione
Parco con grande quantità di generazione
Banda di regolazione incrementata, per far fronte anche alla non programmabilità di FV
e eolicoParco convenzionale
Bilanciamento generazione/domanda
di trasmissione quantità di generazione non programmabile
i di ge e a o e/do a da
margine di riserva
margine di riserva
generazione domanda generazione domandadomanda g domanda
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Come cambia la gestione della rete Come cambia la gestione della rete elettricaelettricaelettricaelettrica
Supply follows load Load follows supplySupply follows load Load follows supply
Source: The European Electricity Grid Initiative (EEGI): a joint TSO-DSO contribution to the European Industrial Initiative (EII) on Electricity Networks
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Come affrontare la nuova sfida
• Tramite un approccio “muscolare”?Concentrare lo sviluppo sulla struttura fisica della rete (linee e stazioni – “hardware”) per renderla idonea a far fronte a tutte le condizioni operative di generazione e carico. Nessuna responsabilità p g pdi esercizio ricade su generatori/carichi diffusi
Risultato:Risultato:sistema elettrico sovradimensionato
con costi elevatissimicon costi elevatissimi….
…. che non verrebbe mai realizzato per problemi autorizzativi
• Supplire alla “forza bruta” con l’intelligenza: le SmartSupplire alla forza bruta con l intelligenza: le Smart Grids
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La risposta alla sfida: le La risposta alla sfida: le Smart GridsSmart Grids“Rete elettrica che integra le azioni di tutti gli utenti collegati alla rete: collegati alla rete: generatori, consumatori (prosumers), per fornire un servizio economico sicuro e
bi t l t t ibil ”
• Facilitare la connessione e l’esercizio dei generatori di
ambientalmente sostenibile”
gtutte le taglie e di tutte le tecnologie
• Consumatori coinvolti nella gestione del sistema gestione del sistema
• Facilitare l’accesso al mercato anche alla clientela diffusa
Impegno di lungo termine (30 anni), che deve partire immediatamente e fornire risultati in
• Più informazioni ai consumatori
• Elevati livelli di affidabilità e sicurezza della fornitura
partire immediatamente e fornire risultati in modo progressivo
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e sicurezza della fornitura
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N i d i d l i t l tt i
Perché le smart gridsPerché le smart grids
• Incrementare lo sfruttamento delle fonti rinnovabili (in particolare sfruttando la Generazione Distribuita (GD))
Nuovi drivers del sistema elettrico
• Nuovi impieghi del vettore elettrico (es., auto elettrica)• Coinvolgimento dei consumatori nel mercato dell’energia (cfr. 3° Pacchetto energia
necessita di
fattore abilitante Supporto normativo e regolatorio
necessita di
Gestore di di rete
garantisce gli obiettivi di
Nuovo modello delle reti elettriche
“smart grids”
• Revisione del quadro regolatorio (la rete è un settore regolato)
• Efficienza economica
• Sicurezza del sistema• Salvaguardia
investimenti
Gestore di di rete
fattori abilitanti
smart grids • Efficienza economica del sistema elettrico (garantire il vantaggio per l’utente)
investimenti
I fattori abilitanti delle Smart Grids
• Le nuove tecnologie
p )
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• Gli standard tecnici
L’evoluzione della rete elettricaL’evoluzione della rete elettrica
La rete elettrica odierna La nuova rete elettrica
Generazione centralizzata; fl di t
Rete che integra e gestisce in d ffi i t il flusso di potenza mono-
direzionale dall’alta alla bassa tensione, dove sono collegati i carichi Il sistema è controllato
modo efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi (generatori punti di prelievo e carichi. Il sistema è controllato
tramite i grossi generatori(generatori, punti di prelievo, e punti con presenza di generazione e prelievo)
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La trasformazione della rete di distribuzioneLa trasformazione della rete di distribuzione
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La trasformazione della rete di distribuzioneLa trasformazione della rete di distribuzione
• Le spinte verso il cambiamento dell’attuale rete di distribuzione:Penetrazione crescente della GD sospinta dalle politiche di sostegno alle fonti rinnovabili
Già nel 2009 più di 7 500 MW in esercizio per una produzione di 23 TWh– Già nel 2009, più di 7.500 MW in esercizio, per una produzione di 23 TWh
– Oggi in esercizio più di 10.000 MW di soli impianti FV < 10 MW
Partecipazione dei consumatori nel mercato dell’energia Fornire aiPartecipazione dei consumatori nel mercato dell energia. Fornire ai clienti segnali di prezzo, grazie all’impiego dei misuratori elettronici
– Misura multioraria dell’energia
Nuovi impieghi dell’energia, che potrebbero modificare i profili di prelievo
Climatizzazione (raffrescamento e riscaldamento) mediante pompe di– Climatizzazione (raffrescamento e riscaldamento) mediante pompe di calore elettriche
– Mobilità elettrica (auto elettrica)
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La rete di distribuzione odiernaLa rete di distribuzione odierna• L’attuale rete di
distribuzione è di tipo p“passivo”
La rete di distribuzione alimenta i i lconsumatori con la potenza
prelevata dalla rete di trasmissione: nessuna gestione dei generatori e carichi connessi alla retee carichi connessi alla rete.
La presenza di generatori sulla rete di distribuzione è considerata un’eccezioneun eccezione.
Una volta connessi, oggi i generatori producono quando e
li Si tcome vogliono. Si comportano allo stesso modo dei carichi.
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I problemi della GD alla rete di distribuzione:I problemi della GD alla rete di distribuzione:inversione di flussoinversione di flussoinversione di flussoinversione di flusso
• Inversione di flusso, a livello di feeder e di cabina primaria
Fenomeno che si verifica quando laFenomeno che si verifica quando la generazione supera il consumo
Violazione dei limiti di tensioneSovratensioni dovute alla– Sovratensioni dovute alla connessione lungo linea dei generatori
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Come è stato affrontato fino ad oggi il problemaCome è stato affrontato fino ad oggi il problemadell’inversione di flussodell’inversione di flusso
Il di t ib t l t l ibilità di tt t
dell’inversione di flusso dell’inversione di flusso
• Il distributore valuta la possibilità di connettere un generatore alla rete, applicando l’approccio “fit&forget”.
• La logica dell’approccio è che, in presenza del nuovo generatore, la rete deve garantire a priori il rispetto dei parametri di esercizio in tutte le possibili situazioni, senza p p ,intervenire sul generatore
• Non si prevede di poter cambiare il funzionamento del generatore in fase di esercizio: tutto deve essere gestito all’atto della connessione
l’approccio “fit & forget” limita eccessivamente l’hosting capacity della rete, pp g g p y ,cioè il numero di generatori che possono essere connessi alla rete attuale
L’approccio “fit & forget” richiederebbe la costruzione di nuove linee/cabine: alti costi e tempi lunghi
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I problemi della GD alla rete di distribuzione: I problemi della GD alla rete di distribuzione: protezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderataprotezioni di linea e isola indesiderata
• Criticità per le protezioni di linea e p pl’automazione di rete
MVHV
MVHVHVHV
generators
• Evitare il rischio di f
MVMV
funzionamento della rete in “isola indesiderata”
Garantire la disconnessione della GD
MV
HV
quando la linea non è più alimentata dalla rete pubblica
generators
MV
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Come è stata affrontata fino ad oggiCome è stata affrontata fino ad oggil’isola indesideratal’isola indesideratal’isola indesideratal’isola indesiderata
• La GD si disconnette dalla rete in presenza di piccole variazioni dei parametri elettrici misurati nel punto di connessione (es. intervallo di frequenza: 49 7 – 50 3 Hz)di frequenza: 49,7 50,3 Hz)
Approccio cautelativo
per evitare il funzionamento in isola indesiderata (sicurezza degli operatori eper evitare il funzionamento in isola indesiderata (sicurezza degli operatori e qualità del servizio agli utenti connessi)
per non compromettere le odierne funzioni di automazione della rete di distribuzione (es. richiusura a seguito di un guasto)
Pensato quando la connessione di GD alla rete di distribuzione era un’eccezione
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I limiti dell’attuale gestione per prevenireI limiti dell’attuale gestione per prevenirel’isola indesideratal’isola indesiderata
• Ma i generatori sulla rete di distribuzione si disconnettono anche quando
l’isola indesideratal’isola indesiderata
non è necessario (ad esempio a seguito di disturbi sulla rete di trasmissione)
MVHV
distacchi i i i
generators
HV intempestivi della GD
MV
Nel black-out tedesco del 2006 sono stati persi in Italia quasi 2000 MW di generazione sulla rete di distribuzione
Il 18 maggio scorso in Sicilia la perdita di un’unità di produzione da 150 MW ha indottoIl 18 maggio scorso, in Sicilia la perdita di un unità di produzione da 150 MW ha indotto la perdita di 80 MW di FV, rendendo necessario l’intervento degli alleggeritori di carico per evitare il black-out
Questa situazione rischia seriamente di compromettere la sicurezza dell’intero
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psistema elettrico, se la quantità di GD è rilevante
L’impatto della generazione non programmabile L’impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico:sulla sicurezza del sistema elettrico:
i problemii problemi
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L’impatto della generazione non programmabile L’impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettricosulla sicurezza del sistema elettrico
Limitata quantità di generazione non
Grande quantità di generazione non programmabile
Riserva a salire
Riserva a salire
generazione non programmabile
programmabile
Riserva a scendere Riserva a
scendere
Domanda da servire
Una minor quantità di d i i l
Generazione programmabile
bilit t iG i
produzione convenzionale deve garantire una maggior
quantità di riserva !abilitata ai
servizi di rete Generazione
programmabile abilitata ai
servizi di rete
Incremento di FV
Generazione non programmabile
abilitata ai servizi
Generazione non programmabile
abilitata ai servizi
Incremento di generazione
aleaotoria e che non contribuisce
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di rete di rete alla riserva 21
L’impatto della non programmabile sulla L’impatto della non programmabile sulla i d l i t l tt i ii d l i t l tt i i
Riserva a
sicurezza del sistema elettrico generazione sicurezza del sistema elettrico generazione
• La situazione è resa ancor più critica Riserva a
salire
d d i
pdall’immediato distacco del FV in occasione di disturbi sul sistema elettrico
Domanda da servire
• Con 11.000 MW di FV connesso alla rete, in alcuni situazioni la rete
Generazione programmabile
bilit t i
odierna è già criticaIn Italia la domanda italiana nelle ore centrali della giornata nel mese di agosto è di i 30 000 MWabilitata ai
servizi di rete è di circa 30.000 MW.
In prospettiva, nelle domeniche di agosto si invertirà il rapporto del carico “giorno/notte” (ma solo quando c’è il
FV
Generazione non programmabile
abilitata ai servizi
giorno/notte (ma solo quando c è il sole)
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abilitata ai servizi di rete
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Nuove sfide per la sicurezza del sistema Nuove sfide per la sicurezza del sistema elettrico nazionaleelettrico nazionaleelettrico nazionaleelettrico nazionale
• La sindrome della Summer Sunny Sunday
Il sistema deve ora far fronte al “Piccofar fronte al Picco
illuminazione”
Fonte: AEEG, su dati Terna
Forte riduzione delle fonti
M. Gallanti – Pavia 16/11/2011 convenzionali durante il giorno
23
Impatto delle fonti rinnovabili non Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico: programmabili sul sistema elettrico:
le grida di allarmele grida di allarmeLettera di ENTSO-E a EC.
“….. già con l’attuale capacità di potenza FV installata, c’è il rischio di una perdita istantanea di produzione superiore alla soglia di 3000 MW, oltre la quale la sicurezza del sistema elettrico europeo sarebbe in serio pericolo
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quale la sicurezza del sistema elettrico europeo sarebbe in serio pericolo.
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Impatto delle fonti rinnovabili non Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico: programmabili sul sistema elettrico:
le grida di allarmele grida di allarme
“ P t t li i i ti di i di t ib it i ti l i f t lt i i
Segnalazione dell’AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS 21/11, ottobre 2011): taratura dei sistemi di protezione della DG
“…Pertanto, gli impianti di generazione distribuita, in particolare i fotovoltaici, presentano ancora sistemi di protezione tarati in modo da prevederne la disconnessione ogniqualvolta la frequenza fuoriesca dall’intervallo 49,7 Hz - 50,3 Hz.
Ciò comporta che, in caso di grave incidente di rete con variazione di frequenza significativa, si verificherebbe una perdita di generazione pari all’intera generazione distribuita (tra cui i soli impianti fotovoltaici presentano una potenza i t ll t di 11 000 MW) d d di f tt i l’ tti i d l i di installata di 11.000 MW), rendendo di fatto necessaria l’attivazione del piano di difesa del SE e, in particolare, del piano di alleggerimento del carico.
L’eventuale venir meno della generazione distribuita non è compensabile con laL eventuale venir meno della generazione distribuita non è compensabile con laregolazione primaria di frequenza: ciò implica un significativo aumento dellaprobabilità di distacco di carico civile tramite gli alleggeritori. Simulazioni recentieffettuate da Terna mostrano che le situazioni potenzialmente più critiche si
t i i di di i d i i i di b i ( li l f ti ità) “
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possono presentare nei periodi diurni dei giorni di basso carico (quali le festività). “25
Impatto delle fonti rinnovabili non Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico: programmabili sul sistema elettrico:
le grida di allarmele grida di allarmeSegnalazione dell’AEEG sullo stato dei mercati e le relative criticità (PAS
21/11, ottobre 2011): pianificazione dell’esercizio del Sistema Elettrico
“N di t l i d l i t h i di “Ne mese di agosto u.s. per preservare la sicurezza del sistema, anche in caso di separazione di rete con l’estero, in una situazione di bassi livelli di consumo e di elevata produzione fotovoltaica, Terna ha proceduto a ridurre la capacità di trasmissione in importazione (NTC) sulla frontiera Nord di circa 2000 MW al fine di:trasmissione in importazione (NTC) sulla frontiera Nord di circa 2000 MW al fine di:
a. limitare lo sbilancio di potenza a seguito dell’eventuale separazione;
b i l i i i di i i di i i ti t l tt i ib. assicurare la presenza in servizio di un numero minimo di impianti termoelettriciabilitati ai servizi di dispacciamento per avere più capacità di regolazione e piùinerzia a controllo del transitorio successivo all’eventuale separazione.
Al medesimo fine di cui al punto b), Terna ha altresì richiesto agli Utenti diDispacciamento di impianti rilevanti non abilitati ai servizi di dispacciamento di poter ridurre o spegnere tali impianti in caso di necessità.
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Impatto delle fonti rinnovabili non Impatto delle fonti rinnovabili non programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico:programmabili sul sistema elettrico: programmabili sul sistema elettrico:
le contromisurele contromisure
• Le azioni
Previsione della produzione da FER e rispetto del programma diPrevisione della produzione da FER e rispetto del programma di produzione
Fornitura di servizi alla rete anche da parte del FV di grossa taglia
Comportamento responsabile dei generatori connessi alla rete di distribuzione
Garantire e estendere le funzioni degli impianti convenzionali
Nuovo strumenti di flessibilità
Potenziamento della rete
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Sistemi di previsione della produzione e Sistemi di previsione della produzione e p pp prispetto del programma di produzione rispetto del programma di produzione
• Sviluppare sofisticati sistemi di previsione della produzione eolica e FV, per ridurre il margine di errore del profilo di produzione previstoproduzione previsto.
• Responsabilizzare gli impianti non programmabili al rispetto della previsione della produzionedella previsione della produzione
penalizzazione per gli sbilanciamenti (differenza tra programma di immissione e immissione misurata) anche agli impianti non
biliprogrammabili
Promuovere la previsione della produzione di aggregati di impianti di piccola tagliap cco a ag a
– applicando il metodo della penalizzazione e non quello dell’incremento dell’incentivo – come invece si fece per il “profilo di scambio prevedibile” del Terzo Conto energia
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Terzo Conto energia
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I grandi impianti FV devono contribuire alla I grandi impianti FV devono contribuire alla f it d i i i di tf it d i i i di tfornitura dei servizi di retefornitura dei servizi di rete
• Come per gli impianti eolici, anche per il grande FV occorre rendere p g p , p gobbligatoria la fornitura di servizi di rete quali:
Regolazione di potenza attiva e reattiva
Riduzione di potenza
Insensibilità agli abbassamenti di tensione
Proposta insensibilità agli abbassamenti di tensione
Proposta di regolazione automatica potenza immessa in rete
Fonte: Terna (2011) - Proposta Allegato A68 a Codice di rete: Impianti di produzione fotovoltaica – Requisiti Minimi per la
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Fonte: Terna (2011) - Proposta Allegato A68 a Codice di rete: Impianti di produzione fotovoltaica – Requisiti Minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete AT
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Anche la Generazione Distribuita deve fornire Anche la Generazione Distribuita deve fornire t ll tt ll tsupporto alla retesupporto alla rete
• La gestione della protezione per prevenire “l’isola indesiderata” mediante telecontrollo
Obiettivo: evitare distacchi intempestivi dei generatori dalla rete comandando da remoto l’apertura della protezione direte, comandando da remoto l apertura della protezione di interfaccia solo quando ciò è necessario
Distacco MV
Distacco intempestivo
della GDgenerators
HV
MV
Possibile soluzione: apertura della protezione di interfaccia del generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore
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generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore
Anche la Generazione Distribuita deve fornire Anche la Generazione Distribuita deve fornire supporto alla retesupporto alla retesupporto alla retesupporto alla rete
• La gestione della protezione “anti islanding” mediante t l t ll d ll GD
3
telecontrollo della GD
3 Messaggio di apertura ai generatori connessi alla
linea 2 Comando apertura
protezione i/f generatori
1 Rilevazione corto circuito lungo la linea
Le protezioni dei generatori vengono aperte da un comando remoto solo se si rileva un guasto lungo la linea a cui sono connessi i generatori
Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione dal CEI prevedono già lo scambio di segnali tra Distributore e Generatori
g
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Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ cons mi s lla rete di distrib ionecons mi s lla rete di distrib ioneconsumi sulla rete di distribuzioneconsumi sulla rete di distribuzione
• Oggi la rete di trasmissione non conosce il valore della potenza immessa sulla rete di distribuzione
Difficoltà nel controllo del sistema elettrico
• Necessaria una buona stima della produzione aggregata a livello di Cabina Primariadi Cabina Primaria
• La rete di distribuzione deve fornire servizi alla rete di trasmissione
Previsione del profilo di scambio di potenza con la rete di trasmissione
Servizio di potenza reattiva
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Il ruolo degli impianti di produzione Il ruolo degli impianti di produzione con en ionalicon en ionali (programmabili(programmabili))convenzionali convenzionali (programmabili(programmabili))
• Svolgono un ruolo fondamentale per l’adeguatezza e la sicurezzadel sistema elettrico con forte presenza di FER non programmabiliprogrammabili
• Adeguatezza (soddisfare la domanda di energia)
Remunerare la disponibilità di capacità garantita per sopperire aiRemunerare la disponibilità di capacità garantita, per sopperire ai periodi di “impossibilità a produrre” della produzione non programmabile:
– riconoscere un equo capacity payment
• Sicurezza (fare fronte a disturbi improvvisi)
Disporre della necessaria quantità di riserva, per far fronte alle ripide “rampe” mattutine e serali, accentuate rispettivamente, dalla produzione eolica notturna e da quella del FV diurna.
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p q
Come far fronte alle maggiori necessità di Come far fronte alle maggiori necessità di riser a del sistema elettricoriser a del sistema elettricoriserva del sistema elettricoriserva del sistema elettrico
• Flessibilizzazione degli impianti termoelettrici convenzionali (cicli combinati)
• Favorire lo sviluppo degli impianti di punta (turbogas a ciclo aperto)
• Un rinnovato impiego degli impianti di pompaggio• Un rinnovato impiego degli impianti di pompaggio
• Modulazione dell’importazione
P l fl ibili i d ll d d• Promuovere la flessibilizzazione della domanda
• Nuovi sistemi di accumulo (batterie, CAES) anche distribuiti
Previa valutazione costi/benefici
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U t di di t ib i “ tti ” f ilit lU t di di t ib i “ tti ” f ilit lUna rete di distribuzione “attiva” per facilitare la Una rete di distribuzione “attiva” per facilitare la diffusione della GDdiffusione della GD
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Superare l’approccio Superare l’approccio fit & forgetfit & forget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi
• C’è la necessità di incrementare l’hosting capacity (capacità di connettere Genera ione distrib ita) dell’att ale rete di
controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
connettere Generazione distribuita) dell’attuale rete di distribuzione, garantendo la qualità del servizio agli utenti connessi
Analisi di Hosting Capacity condotta sull’8% delle reti g p yMT italiane
In circa l’85% dei nodi In circa l 85% dei nodi delle reti di distribuzione
MT si può connettere fino a 3MW di generazione gdistribuita senza violare
vincoli di rete
Fonte: Allegato 2 Delibera Aeeg 25/09 “Impatto della generazione diffusa sulle reti di distribuzione”
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Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
• La GD, in caso di necessità, può modificare il proprio funzionamento in funzione delle condizioni della rete
V i l’i i i / bi t d ll t ttiVariare l’iniezione/assorbimento della potenza reattiva
Ridurre l’immissione di potenza attiva
• Il distributore garantisce il corretto funzionamento della rete pur in presenza di rilevante quantità GD, modificandone lo stato di funzionamento (dispacciamento della GD)
• I generatori collaborano alla gestione della rete
• Il distributore può trarre vantaggio anche dalla domanda gginterrompibile e dai sistemi di accumulo
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Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi
Controllo locale di tensione su rete di distribuzione
controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
Controllo locale di tensione su rete di distribuzione
• Variazione della potenza reattiva da parte del generatore
BT
cosϕ=0.9
cosϕ=1
incremento di HC conseguente all’introduzione della regolazione di tensione (cosϕ=0.9)
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Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in eserci io di generatori e carichicontrollo in eserci io di generatori e carichi
Controllo distribuito di tensione su rete di
controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
distribuzione
State EstimatorCentro
Gen 1 STORAGE Gen n
DDIcomm localDDIcomm local
DDIcomm localOLTC
VoltageController
Protocolli e descrizioni standard• IEC 61850• CIM
SCADA
CabinaPrimaria
DDIcomm localDDIcomm local
DDIcomm local
misure/informazionidi/ i • CIM
…comandi/setpoint
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Superare l’approccio Superare l’approccio fitfit & & forgetforget tramite il tramite il controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
Sperimentazione RSE: risultato dell’azione del
controllo in esercizio di generatori e carichicontrollo in esercizio di generatori e carichi
sistema di controllo distribuitoRete test (Vn=20 kV) Caso test
1 ‐ AT18 23
Feeder 1: Carico>>Generazione ➔ sottotensioni
Feeder 2: Generazione>>Carico ➔ sovratensioni
2 ‐MT14
29 21
22
F2 ante-ottimizzazioneF2 OLTCF2 OLTC+ QgenF1 ante ottimizzazione
Feeder 2
-5 MVar
21
4
Storage 11
23
18
19
20
V [k
V]
F1 ante ottimizzazioneF1 OLTCF1 OLTC+QgenOLTC
8Gen. SincronoEolicoFotovoltaico
16
17
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
N mero nodo
Feeder 1+1.25 MVar
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Numero nodo
Il ricorso a nuove tecnologie Il ricorso a nuove tecnologie • Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo:
ICTICT– Infrastrutture di telecomunicazione e protocolli per scambio informazioni
Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT:Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT:
• sui singoli componenti (es. protezioni intelligenti, sensori)
• Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra gli utenti connessi e il sistema di controllo centrale
• Logiche di controllo a livello centrale (cabina primaria)
– Sistemi informatici (simulatori, sistemi di controllo, sistemi di gestione delle informazioni, sistemi di previsione)
ICT è la principale tecnologia abilitante delle Smart Grids
)
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Il ricorso a nuove tecnologie Il ricorso a nuove tecnologie • Quali tecnologie? Un elenco non esaustivo:
Sistemi di Misura (Smart Metering)Sistemi di Misura (Smart Metering)
Inverters e altri dispositivi di elettonica di potenza
Sistemi di protezione e controlloSistemi di protezione e controllo
Sistemi di supporto operatore (es. gestione dei rischio, previsioni)
Sistemi per l’immagazzinamento dell’energiaSistemi per l immagazzinamento dell energia
Nuovi materiali (es. superconduttori)
ecc eccecc., ecc.
• Attenzione: Le tecnologie sono il mezzo (e non il fine) per giungere alla Smart Gridsper giungere alla Smart Grids
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Le azioni legislative, di normazione tecnica e Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorieregolatorie
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Le azioni legislative, di normazione tecnica e Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorieregolatorie
Prescrizioni legislative per i nuovi inverters (Decreto MiSE)
regolatorieregolatorie
Quarto Conto Energia
Art. 11, commi 3 e 4
3. Gli inverter utilizzati in impianti fotovoltaici che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012 devono tener conto delle esigenze della rete elettrica, prestando i seguenti servizi e protezioni:
a) mantenere insensibilità a rapidi abbassamenti di tensione;
b) consentire la disconnessione dalla rete a seguito di un comando da remoto;
c) aumentare la selettività delle protezioni, al fine di evitare fenomeni di disconnessione intempestiva dell’impianto fotovoltaico;
d) consentire l’erogazione o l’assorbimento di energia reattiva;
e) limitare la potenza immessa in rete (per ridurre le variazioni di tensione della rete);
f) evitare la possibilità che gli inverter possano alimentare i carichi elettrici della rete in assenza di tensione ) p g psulla cabina della rete.
4. Ai fini dell’attuazione di quanto previsto al comma 3, il CEI ‐ Comitato Elettrotecnico Italiano, sentita
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q p , ,l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, definisce apposite norme tecniche.
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Le azioni legislative, di Le azioni legislative, di normazionenormazione tecnica e tecnica e regolatorieregolatorieregolatorieregolatorie
Norme tecniche per le connessioni attive alle reti di distribuzione (Norme CEI)( )
• Le Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione daLe Regole Tecniche di Connessione in fase di elaborazione da parte del CEI
Per le reti BT: Norma CEI 0-21, in fase di approvazione
Per le reti MT: Norma CEI 0-16, già in vigore, ma che è necessario rivedere per recepire le prescrizioni dell’art. 11, commi 3 e 4 del Quarto Conto Energiag
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Il supporto della regolazioneIl supporto della regolazionepp gpp g
• Stimolo da parte dei regolatori: revisione dei meccanismi di regolazione dei distributori per promuovere le Smart Gridsregolazione dei distributori, per promuovere le Smart Grids
Favorire investimenti in nuovi sistemi di gestione della rete
E’ ibil l’ i “ t t b d l ti ”• E’ ancora possibile l’approccio “output based regulation” seguito dalla regolazione nel settore della distribuzione?
Occorre una nuova definizione degli output: key performanceOccorre una nuova definizione degli output: key performance indicators
• Responsabilizzazione della GDp
• Nuovo modello di gestione della rete di distribuzione (Active Network Management)
• Ruolo attivo dell’AEEG, che ha promosso progetti dimostrativi di Smart Grids (delibera 39/10), ai quali viene garantita una sovra remunerazione
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sovra remunerazione
Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart GridsGridsGridsGrids
• Progetto Telegestore di ENEL e degli altri distributori italiani: più di 30 M i di t t i l tt i i ià f i tidi 30 Mni di contatori elettronici già funzionanti
• Progetti dimostrativi su smart grids finanziati da:POI E i d t t MT ll i i idi liPOI Energia: ammodernamento rete MT nelle regioni meridionali –Accordo di programma con Enel DistribuzioneTariffe incentivanti (8 progetti pilota, ex Delibera 39/10)7° Programma Quadro: es: progetto GRID4EU (Enel, RSE e altri)
• Ricerca e sviluppo di tecnologiaRicerca per il sistema elettrico: Accordo di programma con RSE, ENEA, CNR sul progetto su “Reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo”Industria 2015: finanziamento a progetti su Generazione DistribuitaIncentivi per il distributori previsti dal D.M. 28/2011 del 3 marzo 2011 (art. 18 comma1)
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18, comma1)
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Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart Il ruolo di primo piano dell’Italia nelle Smart GridsGridsGridsGrids
• Leadership in iniziative internazionalieade s p at e te a o aProgetto ISGAN (International Smart Grids Action Network), avviato come Implementing Agreement IEA, con leadership Italiana (con RSE)EEGI (E El t i it id I iti ti ) i bit UE t d lEEGI (European Electricity grid Initiative), in ambito UE a supporto del SET-Plan: importante ruolo svolto a EnelEERA (European Energy Research Alliance) – Joint Program “Smart Grids” a guida italiana (ENEA/RSE)
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Il fattore abilitante “immateriale” delleIl fattore abilitante “immateriale” dellesmartsmart gridsgridssmartsmart gridsgrids
• Le funzionalità della smart grid dipendono in modo decisivo dalla flessibilità e interattività degli utenti connessidegli utenti connessi
• La rete di distribuzione è “smart” se gli utenti connessi (generazione e prelievo) sono “smart” (g p )(flessibili e consapevoli)
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Grazie per l’attenzioneGrazie per l’attenzioneGrazie per l attenzione Grazie per l attenzione
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