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Del Fanti

  1. 1. Dai progetti pilota al deployment esteso: a che punto sono le reti elettriche?Maurizio DelfantiPolitecnico di MilanoDipartimento di EnergiaMartedì 26 Giugno 2012
  2. 2. Perché la GD complica la 2 gestione delle reti elettriche?• La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD (energia ‘dal basso verso l’alto’: BT  MT  AT)• Questa condizione può verificarsi per poche ore dell’anno:  fino a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come prima• Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta inversione di flusso:  a livello di trasformazione AT/MT (CP)  problemi per SPI  a livello di singola linea MT  problemi per SPI e profilo di tensione• La GD altera l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione  non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime della frequenza nella rete AAT e AT Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  3. 3. L’unica soluzione possibile… 3 …il passaggio alle smart grid• Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione non sono quindi adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE• Smart grid  strutture e procedure operative innovative in grado di:  mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;  migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;  promuovere l’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento degli utenti finali (anche VE) nel mercato elettrico.• Il caso Italia  a livello nazionale, i progetti pilota (ARG elt 39/10) servono per provare nella realtà le soluzioni sinora studiate  “field test” su scala ridotta (8 esemplari di una nuova specie)… …monitorare i risultati delle sperimentazioni darà la possibilità di acquisire conoscenze e esperienze per avviare un “deployment esteso” nazionale …nel frattempo però… Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  4. 4. …la velocità con cui i sistemi elettrici evolvono 4 è impressionante…• Italia, Germania, Francia e Spagna al momento hanno i maggiori quantitativi di fotovoltaico installato• Report ENTSO-E: Italia e Germania sono i paesi a maggior impatto che non garantiscono la tenuta della GD per transitori di frequenza• L’incremento è esponenziale, con +45% rispetto target gradiente medio, per PAN FV 2020 il fotovoltaico, di circa 50 MW/giorno (ITA)• Previsioni per il 2015:  circa 23000 MW di fotovoltaico;  circa 9600 MW di eolico Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  5. 5. …e queste grandi quantità di FER creano 5 nuovi problemi…• Ridotta la capacità regolante del sistema elettrico• Modificato l’effetto dell’alleggerimento (EAC) tra notte e giorno (difficilmente quantificabile la quota sottoposta ad alleggerimento)• GD non monitorata in tempo reale (DSOTerna)• Assente/difficile la previsione sul breve-medio termine (DSOTerna)• Non prevista la regolazione di P attiva in sovra (-sotto?) frequenza• Non previsti criteri di riconnessione automatica• Non prevista l’insensibilità a transitori di tensione• Sistemi di protezione non compatibili con le esigenze di sistema  DSO  anti-islanding  TSO  stabilità del sistema Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  6. 6. …che hanno portato allo sviluppo di alcuni 6 nuovi scenari1. Levoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale (codice europeo, ENTSO-E)  dimensione internazionale2. Levoluzione delle regole di connessione a livello nazionale: Del. 84/2012/R/eel; A.70 di TERNA ; nuova CEI 0-21 (luglio 2012); nuova edizione CEI 0-16 (gennaio 2013)  dimensione nazionale3. Necessità di sistemi di accumulo: sperimentazioni in campo (Delibera ARG/elt 199/11):  sulle reti di trasmissione ( TERNA)  sulle reti di distribuzione ( DSO) …ma attenzione all’avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato!!!) Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  7. 7. 1. Levoluzione delle reti di trasmissione a 7 livello continentale• Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU:  la Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in MT e AT (BDEW 2008), seguito da linee guida per la BT (VDE-AR-N 4105);  l’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21);  la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le installazioni eoliche (P.O. 12.3);  altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso...• Intanto, ENTSO-E ha messo in consultazione (marzo 2012) un nuovo codice di rete europeo (RFG) “Requisiti per la connessione alla rete applicabili a tutti i generatori” (in vigore a giorni). Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  8. 8. La stabilità della Rete di Trasmissione 8 Nazionale (RTN)• Per prevenire l’islanding sulle reti di Hz 50 49 51 distribuzione, i sistemi di protezione di interfaccia (SPI) sono regolati con 47 53 soglie restrittive (f;V)• Rispetto al normale funzionamento (50 Hz) si possono talvolta presentare dei disturbi (anche per guasti in centro Europa…)• In caso di separazione dalla rete continentale (scatto delle linee di interconnessione), la frequenza del sistema italiano potrebbe scendere (ad es. a 49 Hz) Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  9. 9. La stabilità della Rete di Trasmissione 9 Nazionale (RTN) Hz• Il SPI della GD (che ha superato 50 49 51 10.000 MW) scatta non appena 47 53 la frequenza scende sotto a 49,7 Hz• Tutta la GD rischia di staccarsi istantaneamente, facendo mancare il suo apporto al sistema elettrico… …aumenta il rischio black-out• Servono soglie più larghe: TERNA (A.70), come ENTSO-E richiede (47,5 ÷ 51,5) Hz Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  10. 10. Smart Grid e utenti attivi: 10il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia) REQUISITI SMART !!! Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12 10
  11. 11. Smart Grid e utenti attivi: 11 l’allegato di TERNA, la norma CEI 0-21• Le prestazioni richieste dal IV Conto Energia agli impianti FV sono state incluse nella CEI 0-21, in corso di elaborazione per conto dell’AEEG• Nel frattempo, TERNA ha pubblicato un Allegato del Codice di Rete (A.70) che riguarda la Generazione Distribuita: TERNA pone vincoli agli Utenti Attivi (sia MT sia BT) …e ai Distributori• La Delibera 84/2012/R/eel ha approvato l’Allegato A.70, e ha messo in vigore, con un periodo transitorio, i requisiti smart sinora sospesi per i generatori sia sulle reti BT sia sulle reti MT• I Distributori sono responsabili nel rendere tali requisiti obbligatori per gli utenti MT e BT Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12 11
  12. 12. Delibera 84/2012/R/EEL dell’8 Marzo 2012: 12 nuovi impianti connessi alla rete BT e MTIn base alla data in cui sono connessi alla rete (MT; BT),valgono le seguenti prescrizioni:• dal 1°aprile 2012 al 30 giugno 2012  si applica A.70 (campi f e V; SPI), con soglie f ampie (49 Hz - 51 Hz per la BT);• dal 1°luglio 2012 al 31 dicembre 2012  si applica A.70 (esclusa LVFRT) e la norma CEI 0-21 per la BT;• dal 1°gennaio 2013  impianti e dispositivi dovranno essere conformi all’A.70 nella sua interezza e certificati secondo le norme CEILa norma CEI 0-21 è già stata aggiornata La norma CEI 0-16 sarà aggiornata rispetto ai requisiti dell’A.70 rispetto ai requisiti dell’A.70 entro fine anno Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12 12
  13. 13. Delibera 84/2012/R/EEL dell’8 Marzo 2012 AEEG: 13 adeguamento degli impianti esistenti (retrofit)• Impianti in esercizio alla data del 31 marzo 2012 connessi in MT e di potenza > 50 kW devono essere adeguati entro il 31 marzo 2013.• I Distributori devono gestire questo processo di adeguamento (informare i produttori dell’obbligo; inviare nuovo RdE;..)• Il retrofit è fondamentale per diminuire il rischio di instabilità. 12000 10000 8000 Potenza impianti [MW] Per i soli 6000 impianti 4000fotovoltaici 2000 0 110000 220000 100000 120000 130000 140000 150000 160000 170000 180000 190000 200000 210000 230000 240000 250000 260000 270000 280000 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 0 Numero impianti su cui intervenire Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  14. 14. Stabilità del SEN: 14 campi di funzionamento in tensione 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 i TSO europei… Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  15. 15. Soglie permissive (47,5 ÷ 51,5) Hz 15 e telescatto per la GD 0 MW HzPC PG 50 49 51 RICH. OK 51,5 Hz DDI 47 53 SPI CP 47,5 Hz UT.1 PC = 2 MW PGD = 2 MW 0 MW HzPC PG 50 49 51 RICH. OK V0> 50,3 Hz DDI 47 53 Vi> SPI Vd < 49,7 Hz UT.1 PC = 2 MW PGD = 2 MW Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  16. 16. Esercizio in presenza di FER: 16 dati necessari ai fini del controllo del SEN• Per il controllo del SEN sia in fase predittiva che in tempo reale, servono per ogni CP, sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale della potenza attiva e reattiva, differenziate per aggregato:  carico; Capitolo 6  generazione differenziata per fonte; Allegato A.70  totale di CP. (implementazione in corso)• Sono esigenze già riportate dal 2009 nei RdE relative alle CP di raccolta (servono per il controllo delle FER); sono inoltre coerenti con la regolamentazione ENTSO-E attualmente in fase d’inchiesta.• Sono in linea con le prospettive di dispacciamento delle FER (DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD. Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  17. 17. Ulteriori criticità di sistema… 17 …e nuove esigenze di sviluppo• Ma esistono anche altre criticità che richiedono ulteriori esigenze di sviluppo sulla RTN (…e anche sulle reti dei DSO):  connessione e riduzione vincoli rete per FER;  regolazione tensione;  incremento qualità e sicurezza localeSVILUPPO E INSTALLAZIONE DI SISTEMI DI ACCUMULO DIFFUSO SULLE RETI DI TRASMISSIONE & DISTRIBUZIONE Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  18. 18. 3. Sperimentazioni in campo di sistemi di accumulo 18(Delibera ARG/elt 199/11): requisiti minimiRete di trasmissione:a) siano inseriti nel Piano di sviluppo;b) abbiano la caratteristica di amovibilità;c) siano necessari a garantire l’immissione in rete di energia prodotta da FRNP, nelle more dei necessari potenziamenti di rete;d) siano complementari a un sistema di controllo dinamico delle reti;e) siano dimensionati per l’accumulo di energia prodotta e non altrimenti assorbibile e per la regolazione istantanea della frequenza…Rete di distribuzionea) garantiscano l’immissione in rete di energia da FER non programmabili;b) siano inclusi in progetti di trasformazione delle reti di distribuzione esistenti in reti smart grid;c) garantiscano la regolazione dei profili di scambio di energia elettrica con la rete di trasmissione. Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  19. 19. Quali prospettive per i Distributori e 19 per le reti di distribuzione?• La possibilità di disporre di sistemi di accumulo sulla rete di distribuzione aumenta le variabili di controllo nelle mani del DSO• I sistemi di accumulo consentono di passare dalla previsione dei profili di scambio a livello di Cabina Primaria… … ad una reale capacità di controllo dei flussi medesimi• La diffusione dei VE (ormai sul mercato), abbinata ad un sistema di controllo centrale delle infrastrutture di ricarica, può rappresentare una reale applicazione su larga scala di SdA diffusi  i VE possono fornire servizi di rete (V2G)… …già partiti 5 progetti pilota (Delibera ARG/elt 242/10) Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  20. 20. Qualche spunto di riflessione: 20 prospettive per le reti di distribuzione• 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 questo periodo storico è decisamente elevata («unprecedented»)  ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG) dimensione  avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato…) internazionale  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): dimensione  sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11) nazionale  nuove prospettive per il dispacciamento delle FER• La capacità di reazione mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempesta in atto ha condotto a una situazione di assoluta avanguardia• Verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella gestione delle reti con massiccia presenza di GD  nuove responsabilità? Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12
  21. 21. 21 GRAZIE PER L’ATTENZIONE!(comments are welcome) maurizio.delfanti@polimi.it http://www.energia.polimi.it Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12

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