L`evoluzione delle norme di connessione - AEIT-TAA

L’evoluzione delle norme di connessione
Maurizio Delfanti
Politecnico di Milano
Dipartimento di Energia
Venerdì 21 Dicembre 2012
La generazione diffusa
2
• Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio
reso necessario dalla crescente attenzione ambientale (20-20-20)
• Ciascuno stato membro dell’Unione Europea ha istituito incentivi
Æ in Italia, i Certificati Verdi per tutte le FER, e il Conto Energia per il
fotovoltaico.
• Le FER non sono concentrate, ma diffuse sul territorio: servono impianti
di taglia media e piccola, raramente connessi in AT (eolico). Più spesso
connessi in MT o in BT: Generazione Diffusa (GD)
• La Generazione Diffusa (GD): si
interfaccia
con
la
rete
di
distribuzione, in media tensione
(MT) o in bassa tensione (BT),
< 10 MW
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…la velocità con cui i sistemi elettrici evolvono
è impressionante…
3
• 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
gradiente medio, per
il fotovoltaico, di circa
50 MW/giorno (ITA)
+45%
rispetto target PAN FV 2020
• Previsioni per il 2015:
¾ circa 23000 MW
di fotovoltaico;
¾ circa 9600 MW
di eolico
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…e del tutto imprevedibile
4
Regione MARCHE
Potenza di trasformazione AT/MT [MW]
(fonte TERNA)
550 MW
di FV installato in
questa regione in
un anno (fonte GSE)
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Saturazione di rete:
dati TICA e Enel Distribuzione
5
•
In Italia ci sono aree critiche, dove
l’accesso alla rete è difficile.
•
In bordeaux sono indicate le aree per
cui Pimm – Pcmin > 0,9*Pn;
•
In arancione sono indicate le aree
per cui Pimm > Pcmin;
•
In giallo sono indicate le aree per cui
Pimm > 0,5*Pcmin;
•
In bianco sono indicate le aree non
critiche.
¾ Pcmin: potenza di carico dell’area nel quarto d’ora in corrispondenza del picco minimo
regionale
¾ Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l’area è sottesa
¾ Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)
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Inversione di flusso:
dati Enel Distribuzione
6
9%
Trafo AT/MT
Fonte: Enel Distribuzione
•
Inversione di flusso > 1%
delle ore di funzionamento
annue
7%
Inversione di flusso > 5%
delle ore di
funzionamento annue
L’inversione di flusso si ha in una percentuale significativa di trasformatori
AT/MT (ogni Cabina Primaria - CP - ha mediamente due trasformatori )
•
La situazione sta peggiorando anche in BT;
•
Presto, molte Cabine Secondarie (CS) funzioneranno in inversione di
flusso
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Perché la GD complica la
gestione delle reti elettriche?
7
• La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD
(energia ‘dal basso verso l’alto’: BT Æ MT Æ AT)
• Questa
condizione
può
verificarsi
per
poche
ore
dell’anno:
Æ 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:
9
a livello di trasformazione AT/MT (CP) Æ problemi per SPI
9
a livello di singola linea MT Æ problemi per SPI e profilo di tensione
• La GD altera l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione Æ
non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime
della frequenza nella rete AAT e AT
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Come si comporta oggi la GD:
Dispositivo Di Interfaccia
8
La GD sulle reti di distribuzione è dotata di un dispositivo che la disconnette in
caso di perdita di rete, su comando del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI).
Tale sistema dispone esclusivamente di informazioni di tipo locale (V;f).
Regolazioni ad elevata sensibilità con problemi a livello locale e di sistema:
•diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi del SPI per guasti esterni;
•il SPI non può distaccare la GD se Pc~Pg (isola indesiderata)
•in emergenza RTN tutta la GD rischia di staccarsi istantaneamente, facendo
mancare il suo apporto al sistema elettrico…aumenta il rischio black-out
9 blackout 2006: persi 2000 MW di GD in rete
9 quanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere?
GD oggi a rischio in caso di perturbazioni RTN/UCTE: oltre 10 GW
ATTUALE SPI NON
AFFIDABILE
• Servono
soglie
più
larghe:
TERNA (A70) impone (47,5 ÷51,5) Hz
• In tutta Europa, ENTSO-e…
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La stabilità della Rete di Trasmissione
Nazionale (RTN)
9
• Per prevenire l’islanding sulle reti di
distribuzione, i sistemi di protezione
49
di interfaccia (SPI) sono regolati con
47
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)
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50
Hz
51
53
La stabilità della Rete di Trasmissione
Nazionale (RTN)
10
• Il SPI della GD (che ha superato
10.000 MW) scatta non appena
49
la frequenza scende sotto a
47
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) impone 47,5 ÷
51,5 Hz
• In tutta Europa, ENTSO-e…
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50
Hz
51
53
L’isola indesiderata
11
• Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della
rete di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistema in
seguito di:
9 un guasto (apertura dell’interruttore a inizio
AT/MT
linea o di un IMS lungo linea);
Cabina
Primaria
9 una apertura intenzionale (manutenzione).
49,7 50 50,3
Pc = 2 MW
• Il fenomeno dell’islanding comporta problemi:
9 sulla qualità dell’alimentazione;
9 sulla sicurezza di funzionamento della rete;
9 sulle procedure di ricerca selezione guasti;
9 sulla ripresa del parallelo.
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51,5
47,5
Hz
50,3 Hz
SPI
49,7 Hz
PG = 2 MW
La GD che funziona in isola:
un problema per il DSO
12
Il funzionamento in isola si distingue in:
9 Isola su rete dell’Utente (sempre ammessa):
quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta
l’intera propria rete, o parte di essa, quando è
separata dalla rete del Distributore
9 Isola su rete del Distributore (mai ammessa):
quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta
l’intera rete o parte dalla rete del Distributore
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…a cui si aggiungono altri nuovi problemi
13
• 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 (DSOÆTerna)
• Assente/difficile la previsione sul breve-medio termine (DSOÆTerna)
• 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
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L’unica soluzione possibile…
…il passaggio alle smart grid
14
• Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione
non sono quindi adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE
• Smart grid Æ strutture e procedure operative innovative in grado di:
¾ mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;
¾ migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;
¾ promuovere l’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento
degli utenti finali (anche VE) nel mercato elettrico.
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…attraverso un percorso a livello europeo e
nazionale
15
1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale
(codice europeo, ENTSO-E) Æ dimensione internazionale
2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale
(Technical Specification, CENELEC) Æ dimensione internazionale
3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale
¾
Allegato A.70 e A.72 di TERNA Æ dimensione nazionale;
¾
nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 Æ dimensione nazionale
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1. L'evoluzione delle regole a livello continentale:
16
Grid Code ENTSO-E voluto dalla Commissione Europea
• Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU:
¾ 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);
¾ l’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21);
¾ la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le
installazioni eoliche (P.O. 12.3);
¾ altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso...
• Intanto, ENTSO-E il 13 Luglio ha sottoposto ad
ACER un nuovo codice di rete europeo (RFG)
“Requisiti per la connessione alla dei generatori”
• ACER,
pur
avendone
riconosciuto
l’importanza
(sicurezza del sistema, mercato interno dell’energia e
cross-border),
richiedendo
il
14
Ottobre
maggiori
lo
ha
bloccato
approfondimenti
(requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.)
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2. L'evoluzione delle regole a livello continentale:
TS del CENELEC
17
TC8X WG3 Organization
TC8X/WG3
Requirements for connection of
generators to distribution networks
TF 1
TF 3
Frequency related/active
energy
TF 2
Voltage related reactive
energy / active Energy
Power quality
TF 4
Protection including LOM
and Reconnection
• Una prima versione della Technical Specification (non vincolante a livello
nazionale) sarà a breve al voto dei vari Comitati Tecnici
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17
3. L'evoluzione delle regole in Italia:
il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)
REQUISITI SMART !!!
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18
3. L'evoluzione delle regole in Italia:
le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)
19
Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD:
•Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel – 8 Marzo 2012);
¾
estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla
GD (fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT;
¾
nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di
sistema ed eventi locali (relè a sblocco voltmetrico);
¾
prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)
•Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel – 2 Agosto 2012);
¾
disconnessione, per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed
eolico MT, P>50 kW, solo immissione) su comando del TSO
¾
DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da
remoto dal DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min;
¾
DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta…
¾
…qualche novità nella CEI 0-16:2013…
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3. L'evoluzione delle regole in Italia:
le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012)
•
20
Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21)
sono in corso di revisione (su mandato AEEG) per includere le
prestazioni richieste dall’A.70, dall’A.72 e dal IV e V Conto Energia.
•
La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative
basate anche su comunicazione tra DSO e GD:
¾ SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto;
¾ regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica
locale o comando del DSO (logica centralizzata, set-point di Q);
¾ regolazione frequenza/potenza LFSM-O;
¾ LVRT & OVRT;
¾ limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem
GSM/GPRS che apre il DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)
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Le modalità di applicazione dell'A.70:
la Delibera 84/2012/R/eel
21
(Fonte: www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_delibera_84_2012/)
Casi
Tensione della rete
Periodo di entrata in
esercizio dell’impianto
connesso alla rete*
Prescrizioni da rispettare
a)
MT
Dal 01/04/2012 al
30/06/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 (solo
par. 5 e 8)
b)
MT
Dal 01/07/2012 al
31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70
(interamente)
c)
MT
Dopo il 31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70
(interamente) e certificato ai sensi della
norma CEI 0-16 modificata
BT
Dal 01/04/2012 al
30/06/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 (par. 5
come derogato dall’art. 4.1.d della delibera
84/2012/R/EEL – taratura della protezione
di frequenza 49-51 Hz)
BT
Dal 01/07/2012 al
31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70
(interamente ad eccezione del par. 7.2.1) e
norma CEI 0-21 modificata (interamente
ad eccezione del par. 8.5.1)
d)
e)
f)
BT
Dopo il 31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 e
certificato ai sensi della norma CEI 0-21
modificata (entrambi applicati
interamente)
g)
MT (con potenza
nominale > 50 kW)
Entro il 31/3/2012
Impianto da adeguare all’Allegato A.70
(solo par. 5 e 8) entro il 31.03.2013
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Stabilità del SEN:
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
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22
Compatibilità delle protezioni con le esigenze di
sistema: criteri di selettività delle protezioni
•
23
OBIETTIVO: prevenire che la regolazione ed il funzionamento delle
protezioni
di
interfaccia
interferiscano
negativamente
con
il
bilanciamento del sistema elettrico nazionale.
•
Per minimizzare tali effetti le predette protezioni devono essere in
grado di garantire:
¾
il distacco selettivo della GD soltanto per guasti sulle reti MT,
quando il guasto insiste sulla stessa linea su cui sono collegati i
generatori;
¾
il mantenimento in servizio della GD per perturbazioni di sistema
con variazione transitoria della frequenza;
¾
limitare la probabilita di creazione di isole di carico in caso di
apertura del tronco in MT.
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Protezione 81V
(relè di frequenza a sblocco voltmetrico)
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24
Soglie permissive (47,5 ÷ 51,5) Hz
e telescatto per la GD
25
0 MW
Hz
PC≅ PG
RICH. OK
CP
UT.1
PC = 2 MW
V0>
50,3 Hz
Vi>
SPI
Vd <
DDI
49
50
47
53
49,7 Hz
PGD= 2 MW
0 MW
PC≅ PG
51
Hz
51,5 Hz
RICH. OK
SPI
UT.1
PC = 2 MW
DDI
49
50
47
PGD = 2 MW
o nel mantenimento in linea della GD: migliora le prestazioni dell’intero
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53
47,5 Hz
• Il sistema di comunicazione garantisce la gestione e l’affidabilità nel distacco
sistema (non come nei recenti blackout…)
51
Regolazione di tensione:
limiti violati quando la GD supera il carico
26
Sulle reti attuali si sono già verificate condizioni di sovratensione:
•
uno o più impianti di GD portano la tensione a valori eccessivi nel punto di
connessione (sono distaccati dalla rete per effetto del SPI)
•
il fenomeno accade quando la GD supera il carico (inversione di flusso)
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Immettere potenza reattiva
per ridurre la tensione
Iinv
XL
RL
27
∆V = RL I’inv cosϕ – XL I’inv sinϕ
Vrete
Vinv
P, Q
VX
φ=0
I’inv
VX
Vinv
Vinv
φ
Iinv
V
ϕ R
VR
Vrete
Vrete
Cosϕ = 1 (solo P)
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Cosϕ = 0,90 (P e Q)
1. Servizi di rete:
partecipazione della GD al controllo della tensione
28
• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica
cos φ =f(P)
9 L’assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in questi casi, è finalizzato
alla limitazione delle sovratensioni/sottotensioni causate dal generatore stesso
a seguito della immissione di potenza attiva
• Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva
caratteristica Q = f(V)
9 La GD deve consentire anche l’erogazione/assorbimento di potenza reattiva
secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione
di rete letta ai morsetti di uscita secondo curve caratteristiche Q = f(V)
• Regolazione centralizzata
9 Sarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte della GD nei limiti
della proprie capability.
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2. Servizi di rete:
regolazione della potenza attiva
29
• Limitazione di P per valori di tensione prossimi al 110 % di Un
¾ Al fine di evitare il distacco del generatore dalla rete per valori di tensione
prossimi al 110%, deve essere possibile prevedere la limitazione automatica
della potenza attiva immessa in funzione della tensione
• Limitazione di P per transitori di sovra-frequenza originatisi sulla rete
¾ È richiesto che la GD attui una opportuna regolazione locale in diminuzione
della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza
nominale
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2. Servizi di rete:
regolazione della potenza attiva
30
• Aumento di P per transitori di sottofrequenza originatisi sulla rete (prescrizione
allo studio)
¾ Al fine di contribuire al ristabilimento della frequenza nominale in presenza di
transitori di sottofrequenza sulla rete, ai i gruppi di generazione potrebbe essere
richiesta una regolazione locale in aumento della potenza attiva
• Limitazione di P su
comando
esterno
proveniente
dal
Distributore
¾ Sarà
inviato
un
opportuno segnale di
livello di potenza attiva
da limitare da parte
dell’unità GD.
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3. Servizi di rete:
31
sostegno alla tensione durante un ctocto (allo studio)
• Al fine di sostenere la tensione durante un cortocircuito in rete, alle unità di
produzione potrebbe essere richiesto di immettere corrente reattiva induttiva
durante il buco di tensione provocato dal cortocircuito
• Gli impianti di generazione non solo dovranno rimanere connessi alla rete in caso
di cortocircuiti ma dovranno anche:
¾ sostenere la tensione erogando corrente reattiva induttiva;
¾ a guasto rimosso, non assorbire dalla rete potenza reattiva superiore a quella
prelevata prima del guasto.
• Il servizio è richiesto in relazione a tutti i guasti che, per posizione o per tipo, sono
in grado di provocare un abbassamento della tensione di sequenza diretta sulla
rete MT ovvero:
¾ cortocircuiti sulla reti AAT ed AT di tipo trifase, bifase netto, bifase con terra e
monofase;
¾ cortocircuiti sulla rete MT di tipo trifase, bifase netto e bifase con terra.
• Nessuna iniezione di corrente reattiva deve essere prevista in caso di guasto
monofase a terra sulla rete MT.
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4. Servizi di rete:
partecipazione ai piani di difesa
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• La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o
uguale a 100 kW.
• Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi di
teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di
telesegnali inviati da un centro remoto.
¾ Nella prospettiva delle smart grid le modalità di invio del segnale saranno
effettuate tramite un sistema di comunicazione “always on”.
¾ Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso
un sistema GSM/GPRS.
• Il servizio mira a risolvere sia criticità di rete insorte nel livello di tensione MT,
individuate e governate dal DSO, sia criticità riferibili alle reti di livello superiore
(AT ed AAT) gestite dal TSO.
• Le modalità di teledistacco possono essere di tipo:
¾ pianificato (modalità lenta) Æ situazioni di sovratensione; congestioni sulla
rete primaria; insufficiente capacità regolante del SEN; manovra del DSO
¾ con intervento immediato (modalità rapida) Æ eventi di rete a dinamica rapida.
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4. Servizi di rete:
partecipazione ai piani di difesa
AEIT-TAA, Trento - 21/12/12
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5. Servizi di rete:
insensibilità agli abbassamenti di tensione
34
• Per evitare che si verifichi l’indebita separazione dalla rete in occasione di
buchi di tensione conseguenti a guasti, l’impianto di produzione deve
soddisfare opportuni requisiti funzionali, che in letteratura internazionale sono
indicati con l’acronimo FRT (Fault Ride Through).
Zona di distacco ammesso
1,3
1,25
1,2
1,15
1,1
Caratteristica OVRT
Caratteristica OVRT
Zona di distacco non ammesso
0,9
0,85
0,8
0,85
Caratteristica LVRT
Caratteristica LVRT
0,7
0,6
0,5
Zona di distacco ammesso
Zona di distacco ammesso
0,4
0,3
0,2
Tempo (ms)
AEIT-TAA, Trento - 21/12/12
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)
1,0
1,15
Impianti
statici
Esercizio in presenza di FER:
dati necessari ai fini del controllo del SEN
•
35
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:
¾ carico;
¾ generazione differenziata per fonte;
¾ totale di CP.
•
Capitolo 6
Allegato A.70
(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 in materia di dispacciamento
(DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD.
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Qualche spunto di riflessione:
prospettive per le reti di distribuzione
36
•
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»)
¾ ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG)
dimensione
¾ avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato…)
internazionale
¾ regole di gestione delle reti e di connessione
(Del. 84; allegato A.70; CEI 0-21 da luglio;
dimension
futura CEI 0-16 a fine anno):
e
¾ sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11)
nazionale
¾ 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
AEIT-TAA, Trento - 21/12/12
37
GRAZIE PER
L’ATTENZIONE!
(comments are welcome)
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