GIORNATA DI STUDIO AEIT
La rete elettrica di trasmissione nazionale e la sfida delle energie rinnovabili
Energie rinnovabili e sistema di trasmissione
Il contributo della ricerca
Firenze, 12 aprile 2013
E. Ciapessoni, D. Cirio, E. Gaglioti, A. Gatti, A. Iaria, A. Pitto
Dip. Sviluppo del Sistema Energetico – RSE S.p.A.
M. Benini, A. Gelmini
Sommario
•
•
•
•
•
FER‐NP e sistema elettrico
Problematiche di frequenza Casi di studio: Continente, Sardegna, Sicilia Situazione corrente e scenari
Contromisure 2
FER-NP e sistema elettrico
Aspetti locali • Problematiche di tensione • Congestioni rete subtrasmissione • Problematiche gestione reti di distribuzione attive Aspetti di sistema
• Minore inerzia e riserva («spiazzamento» impianti regolanti) – impatto su stabilità oscillatoria e alle grandi perturbazioni
• Maggiori requisiti di regolazione di frequenza (errori di previsione)
• Maggiori requisiti di rampa per impianti convenzionali • Taratura protezioni di frequenza FV (in corso di risoluzione)
• Adeguatezza piani di difesa • Adeguatezza generazione convenzionale (lungo termine) • Volatilità e variabilità flussi di potenza • Scarsa controllabilità impianti GD rispetto esigenze di sistema
• Impatto su NTC 3
Problematiche di frequenza
• Bilancio istantaneo di potenza nel sistema <‐> stabilità della frequenza • Regolazioni di frequenza
– Primaria: automatica
– Secondaria: automatica
– Terziaria: manuale
30 s
30 s – 15 min
10 – 15+ min
Adattato da ENTSO‐E
4
Caso di studio (1): Sicilia 18/05/11, h10
• Ricostruzione evento – Sicilia gestita in isola elettrica
• Carico 2250 MW
• Eolico 260 MW (inst. 1700 MW al 15% ca.)
• FV 200 MW (400 MWp al 50%)
– Perdita di generazione Î Transitorio di frequenza sotto 49.7 Hz
Î Distacco FV Î Perdita di carico
• Analisi varianti
– Solo convenzionali – Contromisure • «Impiantistiche»
• Nuovi dispositivi
• Strategie di esercizio
5
Sicilia 18/05/11
Ricostruzione RSE CASO BASE
LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE
SOGLIA PROTEZIONE FV
SOGLIA DISPOSITIVO EAC
SICILIA GESTITA IN ISOLA ELETTRICA
50,100
50,050
50,000
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
49,950
49,900
49,850
49,800
49,750
49,700
49,650
STACCO FV
PERDITA 200 MW
Frequenza [Hz]
49,600
49,550
49,500
49,450
49,400
49,350
49,300
49,250
49,200
49,150
49,100
49,050
49,000
48,950
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
48,900
48,850
48,800
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
6
Varianti Sicilia (0) – Solo gen. convenzionale
CASO BASE
50,2000
50,0000
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
SENZA RINN.
Senza le FER‐NP sono dispacciati più gruppi convenzionali Î più inerzia ed energia regolante Î Transitorio di frequenza e valore di regime meno severi
> 49.8 Hz
Frequenza [Hz]
49,8000
STACCO FV
PERDITA 200 MW
49,6000
49,4000
49,2000
49,0000
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
48,8000
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
7
Frequenza [Hz]
Varianti Sicilia (1) - Retrofitting FV
50,100
50,050
50,000
49,950
49,900
49,850
49,800
49,750
49,700
49,650
49,600
49,550
49,500
49,450
49,400
49,350
49,300
49,250
49,200
49,150
49,100
49,050
49,000
48,950
48,900
48,850
48,800
CASO BASE
LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE
SOGLIA PROTEZIONE FV
20% FV
50% FV
100% FV
SOGLIA DISPOSITIVO EAC
% di FV con retrofitting secondo A70
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
< 49.8 Hz
100%
STACCO FV
PERDITA 200 MW
50%
20%
Caso base 0%
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
8
Varianti Sicilia (2) – Retrofitting eolici con inerzia
CASO BASE
LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE
SOGLIA PROTEZIONE FV
50,050
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
49,950
30% EOLICI
60% EOLICI
% di eolici equipaggiati con inerzia
Modello semplificato (Pmec costante)
50,100
50,000
SOGLIA DISPOSITIVO EAC
49,900
49,850
60%
49,800
49,750
30%
49,700
49,650
STACCO FV
PERDITA 200 MW
Frequenza [Hz]
49,600
49,550
49,500
49,450
49,400
49,350
49,300
49,250
Caso base No inerzia eolici
49,200
49,150
49,100
49,050
49,000
48,950
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
48,900
48,850
48,800
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
9
Varianti Sicilia (3) – Batteria 50 MW
CASO BASE
LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE
SOGLIA PROTEZIONE FV
SOGLIA DISPOSITIVO EAC
BATTERIA 50 MW
50,100
Scambio iniziale nullo con la rete Reazione quasi «a gradino»
50,050
50,000
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
49,950
49,900
49,850
Batteria
49,800
49,750
49,700
49,650
STACCO FV
PERDITA 200 MW
Frequenza [Hz]
49,600
49,550
49,500
49,450
49,400
49,350
49,300
49,250
Caso base No batteria
49,200
49,150
49,100
49,050
49,000
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
48,950
48,900
48,850
48,800
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
10
Frequenza [Hz]
Varianti Sicilia (4) – Esercizio pompaggi
CASO BASE
LIMITE DI ESERCIZIO NORMALE
SOGLIA PROTEZIONE FV
POMPAGGIO 25 MW
POMPAGGIO 50 MW
POMPAGGIO 100 MW
50,100
50,050
50,000
49,950
49,900
49,850
49,800
49,750
49,700
49,650
49,600
49,550
49,500
49,450
49,400
49,350
49,300
49,250
49,200
49,150
49,100
49,050
49,000
48,950
48,900
48,850
48,800
STACCO UNITA' TRAD.
PERDITA 150 MW
SOGLIA DISPOSITIVO EAC
I pompaggi si disconnettono a 49.8 Hz
100 MW
50 MW
25 MW
STACCO FV
PERDITA 200 MW
Caso base No pompaggi
STACCO CARICO (EAC)
180 MW
0
5
10
15
Tempo [s]
20
25
30
11
Caso di studio (2): Sardegna 2020
• Qual è la max penetrazione FER‐NP rispetto alle problematiche di frequenza?
• Come garantire la sicurezza per la penetrazione prevista? • Identificazione fenomeni ed eventi critici • Identificazione «situazioni pessime»
(carico, carico + FER‐NP) da simulazione scenari PAN 2020 (con aggiornamento FV) • Rif. requisiti di sicurezza TERNA • Analisi di sensitivity
12
Caso di studio (2): Sardegna 2020
• Fenomeno critico: sovrafrequenza per perdita collegamento in esportazione
– Massimo sbilancio plausibile di potenza
– Sovraccarichi interni e problemi di tensione «gestibili» mediante sviluppo rete e installazione dispositivi di compensazione locali
• Contingenza: perdita 1 polo SAPEI (2x500 MW nom.)
• Situazioni critiche: – notturne con carico minimo, produzione eolica massima
– situazioni diurne, caratterizzate da elevata produzione fotovoltaica ed eolica e carico lontano dal picco 13
Caso di studio (2): Sardegna 2020
• Criterio di sicurezza Δf post‐contingenza
<= 1.5 Hz in transitorio e <= 0.5 Hz al regime della regolazione primaria (ossia entro 30 secondi dalla perturbazione) Î requisiti di energia regolante/ riserva primaria + Requisiti di riserva secondaria e terziaria • Problematiche 1. Più FER‐NP Î meno gruppi convenzionali 2. Requisiti di regolazione di frequenza
Î generatori convenzionali in servizio Î minimo tecnico 14
Caso di studio (2): Sardegna 2020
• Dipendenza da molti fattori
– Variabili di esercizio (carico, giorno/notte, CIP6) – Strategie di esercizio (scambio su HVDC, pompaggi)
– Sistemi di controllo (regolazione di frequenza e sovraccaricabilità HVDC, regolazione a scendere dei generatori eolici) – Flessibilità degli impianti (min. tecnico generatori convenzionali)
– Nuovi sistemi di difesa (piano alleggerimento generatori eolici per sovrafrequenza) – Nuovi componenti a supporto della frequenza (batterie)
16
Casi di riferimento Caso di studio (2): Sardegna 2020
Grandezza
Giorno e ora di riferimento
Carico di rete, MW
Potenza assorbita dai pompaggi, MW
Potenza nominale SACOI, MW
Potenza esportata iniziale SACOI, MW
Potenza di base SACOI per energia regolante
permanente, MW
Potenza nominale singolo polo SAPEI, MW
Sovraccaricabilità (T) e permanente (P) del SAPEI, %
Potenza di base SAPEI (2 poli) per energia regolante
permanente, MW
Potenza fotovoltaica immessa, MW
Potenza efficiente di impianti convenzionali non
dispacciabili in esercizio (CIP6, biomasse, solare
termodinamico), MW
Fattore di carico dei convenzionali non dispacciabili, p.u.
Fattore di carico minimo dei convenzionali dispacciabili,
p.u.
Quota di impianti eolici in regolazione di (sovra)frequenza,
%
Statismo permanente eolici (se regolanti)
Potenza efficiente eolica staccata ad ogni blocco di
alleggerimento, MW
Scenario di carico basso
diurno
(99° perc.)
Scenario di carico minimo
notturno
Domenica di ottobre, ora 15
21 giugno,
ora 4
1210
0
1100
0
300
300
0 (no regolazione)
500
0 (P), 10 (T)
4500 (circa tre volte la potenza installata media sarda)
260.5
0
850
540
0,9
0,5
0
2,4% a scendere per una deviazione positiva di frequenza superiore a
0,3 Hz
10
17
Caso di studio (2): Sardegna 2020
•
Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza Î meno Peff convenzionale richiesta in servizio Î incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni)
Alleggerimento eolico max 0 MW
Alleggerimento eolico max 50 MW
Scenario notturno in cui il 20% degli eolici regola la frequenza
Alleggerimento eolico max 100 MW
Solo requisiti di primaria P SAPEI
2x500 2x450 2x400
18
Caso di studio (2): Sardegna 2020
•
Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza Î meno Peff convenzionale richiesta in servizio Î incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni)
Alleggerimento eolico max 0 MW
Solo requisiti di primaria Alleggerimento eolico max 50 MW
Alleggerimento eolico max 100 MW
Bilancio potenza attiva limita l’incremento
Scenario diurno in cui il 20% degli eolici regola la frequenza
P SAPEI
2x500 2x450 2x400
19
Caso di studio (2): Sardegna 2020
•
Margine sul SAPEI rende meno severa la contingenza Î meno Peff convenzionale richiesta in servizio Î incremento P eolica (entro certi limiti e a parità di altre condizioni)
Solo requisiti di primaria Caso notturno con SACOI ripotenziato a 600 MW e non in regolazione di frequenza
P SAPEI
2x500 2x450 2x400
20
Caso di studio (2): Sardegna 2020
•
A parità di iniezione eolica, il fattore di contemporaneità incide sulla potenza installata e quindi sulla frazione di eolici regolanti
Î un fattore più grande implica un minore installato eolico in rete e quindi un minore contributo eolico alla regolazione
Solo requisiti di primaria Caso notturno con fattore contemporaneità eolici 80% (rispetto al 65% casi precedenti) e 20% di eolici regolanti P SAPEI
2x500 2x450 2x400
21
Iniezione eolica massima in Sardegna
Requisiti reg. primaria, sec. e terziaria ‐ Scenario notturno SAPEI in export a 2 x 400 MW
2 x 480 MW 2 x 500MW
24
Iniezione eolica massima in Sardegna
Requisiti reg. primaria, sec. e terziaria ‐ Scenario diurno
335 MW di termoelettrico a produzione imposta
SAPEI in export a 2 x 400 MW
2 x 480 MW 2 x 500MW
26
Sistema italiano interconnesso – ENTSO-E
REQUISITI MINIMI DI STABILITÀ DI FREQUENZA
> CONDIZIONE INIZIALE : REGIME IMPERTURBATO
> INCIDENTE RILEVANTE: PERDITA DI 3000 MW DI GENERAZIONE
> LIMITI DI DEVIAZIONE DELLA FREQUENZA:
±800 mHz (DEV. TRANSITORIA)
±200 mHz (DEV. PERMANENTE)
ENERGIA REGOLANTE MINIMA
> ATTITUDINE DEL SISTEMA AD EROGARE LA POTENZA REGOLANTE PER OGNI
DEVIAZIONE UNITARIA (1 Hz) DI FREQUENZA
3000 MW/200 mHz = 15000 MW/Hz
CONTRIBUTO AREA ITALIA
>
>
>
>
AREA PENINSULARE+ SICILIA
COEFFICIENTE DI PARTECIPAZIONE: 0,107 (per l’anno 2009)
RISERVA MINIMA ITALIA: 3000 MW*0,107= 321 MW
ENERGIA REGOLANTE MINIMA ITALIA: 15000 MW/Hz*0,107=1605 MW/Hz
28
Sistema italiano interconnesso – ENTSO-E
POTENZA EFFICIENTE MINIMA IN SERVIZIO (con requisito Codice di
rete 1,5% di margine sulla Peff)
> CON RISERVA MINIMA ITALIA DI 321 MW
321 MW/(1,5%/100) = 21400 MW Peff
> CON INCREMENTO DEL 30% SULLA RISERVA MINIMA (Ip. area periferica con
limitata capacità di scambio)
(PARI AL 3% AMMESSO SULLA RISERVA GLOBALE ENTSO-E)
417 MW/(1,5%/100) = 27800 MW
ENERGIA REGOLANTE (con statismo permanente 5%)
> CON RISERVA MINIMA 321 MW: 21400 MW/(5%/100*50 Hz) = 8560 MW/Hz
(MINIMO DA ENTSO-E : 1605 MW/Hz)
> CON RISERVA INCREMENTATA AL 30%: 27800 MW/(5%/100*50 Hz) = 11120 MW/Hz
ENERGIA REGOLANTE GLOBALE (CE)
> MARGINE RISPETTO AL REQ. MINIMO ENTSO-E (1605 MW/Hz): 6955÷9515 MW/Hz
> ENERGIA REGOLANTE GLOBALE CE: 21955÷24515 MW/Hz
Sistema italiano interconnesso – Scenario 2020
SCENARIO DOMANDA
> ORIZZONTE 2020: MAX 59 GW (54,1 GW, 2012)
SCENARIO FV
> ORIZZONTE 2020: 25 GW (17 GW, 2012)
SCENARIO WIND
> ORIZZONTE 2020: 12,7 GW con 0,7 GW OFFSHORE (8 GW, 2012)
SCENARIO TERMOELETTRICO DISPACCIABILE
> ORIZZONTE 2020: 53,6 GW (53 GW PROD. EL. + 17,5 GW EL+VAP, TERNA
2011)
Requisiti di regolazione di frequenza?
31
Sistema italiano interconnesso – Scenario 2020
RISERVA PRIMARIA
Curva di durata della banda di regolazione primaria disponibile nelle varie ore dello scenario annuale 2020, a confronto con il requisito minimo ENTSO‐E (321 MW – linea gialla) e con il requisito minimo aumentato del 30% (417 MW – linea rossa)
32
Sistema italiano interconnesso – Scenario 2020
RISERVA SECONDARIA DI SOSTITUZIONE
Curve di durata dei margini di riserva terziaria calcolati nello scenario 2020 per le diverse zone di mercato (Metodo RSE)
33
Conclusioni
• Significativo impatto FER‐NP su regolazione di frequenza e approvvigionamento risorse • Criticità maggiori per sistemi debolmente interconnessi o isolati • Criticità anche per sistemi interconnessi (scenario 2020)
• Esigenza di nuove risorse di flessibilità per il controllo della frequenza – Retrofitting di FV ed eolici, nuovi dispositivi • Strategie di esercizio «smart» della rete di trasmissione 34
Grazie!
diego.cirio@rse‐web.it
35
36
37
