SOMMARIO
Premessa: la proliferazione dei Grid Code
Progetto di Norma Europea: affrontare la sfida della diversificazione
Nuovi requisiti: impatto sul progetto degli inverter
Obiettivi, vantaggi e contenuti del nuovo progetto di Norma Europea
technology focus
Esempi
LA GESTIONE DELL’IMPATTO DEL FOTOVOLTAICO
E DELLE ALTRE RINNOVABILI NON PROGRAMMABILI SULLE RETI
Conclusioni
Progetto di norma europea per le prove su inverter connessi alla rete
MarcoTrova, Responsabile Gruppo di Lavoro Normative Tecnica e Prodotti, Anie - Gifi
2
Fiera di Verona, 11 maggio 2012
Progetto di Norma Europea
affrontare la sfida della diversificazione
Premessa:
Premessa: la proliferazione dei Grid Code
Criticità:
Proliferazione dei codici di rete su scala locale:
La maggior parte delle proprietà elettriche richieste dai nuovi codici
hanno un impatto significativo su:
Crescita esponenziale delle installazioni FV
Necessario introdurre nuovi standard per la interconnessione alla rete
1.Le caratteristiche ed il progetto degli inverter
Le iniziative nazionali hanno prevalso sino ad ora rispetto a quelle a livello EU o
internazionale, come soluzioni a breve termine per rispondere alla esigenza di
introdurre requisiti minimi di interconnessione della GD
2.La infrastruttura di test
Produttori di inverter FV
Laboratori di Prova Accreditati
... Ma scopi e requisiti sono molto simili: stessi inverter, che parlano lingue diverse!!!
Evoluzione delle normative nazionali:
La Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in
MT e AT (BDEW 2008), seguito dalla adozione di linee guida applicabili alle
installazioni BT (VDE-AR-N 4105).
PROPOSTA di un NUOVO STANDARD EN per INVERTER:
“Procedure di test per la conformità ai codici di rete degli inverter fotovoltaici”
SCOPO:
L’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21)
“Definire le procedure di test degli inverters che coprano lo scopo di TUTTI I codici di
rete nazionali in Europa, riducendo le certificazioni ripetute e ridondanti su requisiti
simili, come stabilito nei codici di rete locali”
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...
3
4
Proliferazione Grid Code: Impatto sul progetto degli inverter
Proliferazione Grid Code: Impatto sul progetto degli inverter
Stabilità
Stabilità di frequenza:
frequenza: supporto alla zona sincrona “Europa Continentale”
Continentale”
Stabilità
Stabilità di tensione:
tensione: preservare la qualità
qualità del servizio
P/P M [%]
120
PM = Potenza Attiva erogata al superamento dei 50,2Hz
Potenza Attiva
100
60
48
ΔP = - 40%*PM/Hz
(statismo = 5%)
47
48
P/PM [%]
49
50
51
52
50,2
51,5
Frequenza (Hz)
49,95
50,05
120
PM = Potenza Attiva erogata al superamento dei 50,3Hz
100
Italia
(CEI 0-21)
80
60
40
20
0
46
ΔP = - 83,3%*PM/Hz
(statismo = 2,4%)
47
48
(Imax)
2
4
1 min
3
5
ΔP/Δt < 20%*Pn/min
1min
46
Pmax
2min
3min
Tot: 10 min
4min
5min
Capacità di abilitazione locale o in telecontrollo delle soglie “interne”
per facilitare la detezione dei guasti locali rispetto ai transitori di sistema
40
20
Potenza Attiva
100%
80%
60%
40%
20%
Protezione sovra/sotto frequenza a 2 livelli con ampio range di
regolazione di soglia e tempo di intervento (ms –> min)
80
0
Controllo della potenza attiva in funzione della frequenza
in aggiunta al controllo MPPT da sorgente primaria
Germania
(VDE-AR-N 4105)
Riduzione della potenza in funzione della sovra-frequenza per smorzare
le oscillazioni a supporto e per il ripristino della stabilità
Limited Frequency Sensitive Mode – Overfrequency (LFSM-O)
in accordo a schemi di controllo e limiti regolabili:
• “P(f) con isteresi” (BDEW/TERNA A70/CEI 0-21)
• “regolazione lungo la curva P(f)” (VDE-AR-N 4105)
• statismo o droop factor regolabile (2%÷12%)
• finestra di frequenza di rientro e ripristino graduale della potenza
erogata prima del transitorio
•Riconnessione condizionata al permanere di frequenza
e
tensione entro limiti regolabili
49
50
51
52
50,3
51,5
Frequenza (Hz)
5
Q(U)
Q(U) Volt-Var mode VV11 according to draft IEC 61850-90-7
P(U)
P(U) Volt-Watt mode VW51 droop function according to draft
IEC 61850-90-7
Gestione della Potenza Reattiva e controllo della Potenza Attiva
in funzione della tensione di rete
Erogazione graduale della Potenza Attiva per minimizzare le
perturbazioni alla rete. Pendenza e tempo di attesa regolabili
Gestione Potenza Reattiva
Set-point da comando locale o remoto (Q oppure cosφ)
Controllo locale in funzione della potenza attiva erogata
secondo una curva caratteristica cosφ(P) definita dal gestore
Controllo locale in funzione della tensione, tramite controllore di
impianto o curva caratteristica Q(U) (spezzata poligonale)
Massima flessibilità per adattare la curva e ottimizzare il sistema
Controllo della Potenza Attiva
Controllo locale della potenza attiva in funzione della tensione
di rete per ridurre le escursioni di tensione.
Funzione configurabile tramite interpolazione lineare su 4 punti
[P1;V1] a [P4;V4])
Azione combinata con gestione della potenza reattiva
su linee ad alta impedenza e basso X/R
(da
6
Proliferazione Grid Code: Impatto sul progetto degli inverter
Progetto di un nuovo EN Standard
LVRT / Supporto dinamico alla rete
La conformità
conformità degli inverter ai codici europei
OBIETTIVO:
soluzione conveniente per rispondere alla proliferazione dei codici di rete
Progetto dell’inverter basato su “capabilities” a supporto della
integrazione nella rete elettrica
Reaction time <40ms
Impatto su Hardware, Controllo, Alimentazione
1. Unificare le proprietà elettriche e i requisiti su una piattaforma comune applicabile a tutti gli
inverter FV che siano connettibili alla rete europea
Riduzione del tempo di risposta del sistema di controllo per
identificare le situazioni di guasto sulla rete ai fini del LVRT
Iniezione di corrente reattiva in caso di guasti simmetrici,
accordo ad un fattore K regolabile (K= 2÷10)
Controllo sensibile alla sequenza inversa per
guasti asimmetrici (mono o bi-fase)
Voltage at the POI
Ripristino potenza attiva <0,5s
Protezione di tensione su 2 livelli con soglie e
di intervento regolabili ai fini del LVRT
Immunità alle richiusure di rete automatiche in
di fase (sfasamento fino a 180°)
2. Armonizzare i protocolli e procedure di test utilizzati dai laboratori accreditati
in
Supporto alla tensione tramite iniezione di corrente reattiva
U/Un
1,3
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
-0,5
rilevare
3. Creare un punto di riferimento unico per la definizione delle nuove proprietà elettriche di tipo
“grid-friendly” per prodotti che ambiscano ad ottenere una larga dffusione in ciascun paese
LVRT curves of the world...
FERC 661-A
Q/GDW617-2011
ENTSO-E: type D
CEI 0-21
tempi
4. Per ogni proprietà elettrica o “inverter capability”, creare una sequenza di test SINGOLA
(preferita) oppure una combinazione di sequenze differenti per soddisfare TUTTI i codici di rete
locali (qualora una singola sequenza non copra tutte le deviazioni nazionali)
UK Code
PRC-024
Hydro-Quebec
discordanza
P.O. 12.3
5. Recepire TUTTI i requisiti rilevanti di ciascun codice di rete nazionale ed INCLUDERE i nuovi
requisiti in fase di definizione e sviluppo a livello EU (CENELEC, TC8X/WG03) e da ENTSO-E
(associazione dei trasmettitori europei)
BDEW
0,0
0,5
1,0
0,625
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
Time (s)
7
Progetto di un nuovo EN Standard
8
Contenuti
La conformità
conformità degli inverter ai codici europei
“Procedure di test per la conformità ai codici di rete degli inverter fotovoltaici”
VANTAGGI:
Caratteristiche di supporto alla rete uniformi per tutti gli inverter, a PRESCINDERE dal “Country-Code”
Riduzione di tempi, costi e risorse (incluso infrastrutture) necessarie per il test e la certificazione di
Inverter FV che porti il nuovo “marchio internazionale”
ciascun
Ridurre gli ostacoli e il ricorso all’uso di “soluzioni ad interim” da parte delle autorità locali a causa della
capacità/disponibilità limitata dei laboratori e dei lunghi processi di accreditamento
Procedure di test CHIARE e ARMONIZZATE. I test effettuati secondo il nuovo standard devono essere accettati
“COSI’ COME” e “IN LUOGO DI” quelli effettuati in accordo ai codici di rete locali
Semplificare l’accesso alle nuove funzioni “grid-friendly” per quei paesi che si avvicinano ora al fotovoltaico e
che dovranno affrontare le problematiche di “hosting capacity” causate da una elevata penetrazione della
generazione distribuita nel mix energetico
Questo standard costituirà lo spazio ideale in cui recepire qualsiasi innovazione che sarà sviluppata dall’industria
degli inverter FV o i nuovi requisiti dei DSO/TSO
1. Condizioni di connessione, riconnessione ed erogazione graduale
2. Iniezione di componenti DC
3. Potenza reattiva (capability)
4. Stabilità della tensione: controllo locale e remoto della potenza reattiva
5. Gestione della potenza e tensione: controllo locale e remoto della potenza attiva
6. Supporto dinamico: immunita ai buchi di tensione – LVFRT
7. Stabilità di frequenza: LFSM-O, (LFSM-U)
8. Protezione di interfaccia (?)
9. Armoniche/Interarmoniche, flicker e commutazioni (?)
10. Comunicazione e capacità di controllo remoto (?)
Per ogni requisito si definisce e descrive in dettaglio una procedura “one fits all”,
con eventuali eccezioni per recepire le deviazioni nazionali o sviluppi normativi futuri
Requisiti minimi e criteri di Pass/Fail per ciascuna prova
9
10
Esempio - 1
Esempio - 2
Condizioni di connessione, riconnessione ed erogazione graduale
Controllo remoto della potenza attiva
OBIETTIVO:
Prevenire la connessione con frequenza e tensione al di fuori dei limiti stabiliti dal Distributore
Ridurre le perturbazioni alla rete in fase di connessione o ripristino dopo intervento PI
Esempio: IT
Verifica che frequenza e tensione siano nei limiti di “rete sana” per
85%Vn < V < 110%Vn
un tempo di attesa minimo impostabile PRIMA di abilitare il parallelo
Rete BT “sana”
(range tale da coprire tutte le deviazioni nazionali)
49,95Hz < f < 50,05Hz
Dopo la connessione erogazione graduale della potenza da vuoto fino
al massimo erogabile con gradiente programmabile non superiore al
XX%*Pn/min (range per coprire le deviazioni nazionali)
100%
Limitazione della potenza attiva su comando esterno
Set-point inviati dal gestore di rete espressi come
percentuale della potenza nominale degli inverter
Limitazione della potenza attiva su 10 gradini di
ampiezza massima pari al 10%*Pn
Nuovo livello di potenza richiesto dal set-point
dovrà essere raggiunto entro 1min
80%
1 min
2
3
4
5
60%
40%
20%
V
f
Tolleranza massima di ogni gradino pari al ±2,5%*Pn
Pmax
Per set-point pari al 10% è possibile anche la
disconnessione
(Imax)
Tutti questi requisiti possono essere parametrizzati
per recepire qualsiasi deviazione nazionale ...
ΔP/Δt < 20%*Pn/min
11
12
Esempio - 3
Esempio - 4
Capability:
Capability: iniezione di componenti DC
Stabilità
Stabilità della tensione: controllo locale e remoto della potenza reattiva
reattiva
OBIETTIVO: massimizzare la resa senza compromettere sicurezza e qualità del servizio
Gli inverter possono iniettare in rete una certa quantità di componente
continua...
BT
L’utilizzo di un controllo elettronico della componente Icc combinato ad
uno schema di protezione può prevenire qualsiasi disturbo alla rete e
rimpiazzare la funzione del trasformatore di isolamento alla frequenza di
rete.
Questo prova serve a verificare che le funzioni di controllo e
protezione integrate nell’inverter assicurano un funzionamento stabile
a componenti Idc <0,5%*In, con disconnessione in caso di guasto
Controllo locale: gestione della potenza reattiva integrata nel controllo dell’inverter
Curve di erogazione della potenza reattiva integrate nell’inverter con possibilità di
selezione sulla base delle indicazioni del distributore
Rete Pubblica
Idc<0,5%*In
Cosφ(P) – controllo in base alla potenza erogata
•Correlato al valore di tensione di rete (range lock-in/lock-out
di tensione per soddisfare funzionamento in accordo ad EN
50160)
BT
Q(U) – controllo in base alla tensione di rete
•Correlato al valore di potenza attiva immessa in rete (range
lock-in/lock-out di potenza attiva generata)
1.In funzionamento continuativo: Icc < 0,5% In
Q/Pn
0,48
capacitive
0,95
1
1,05
inductive
2.Protezione contro deriva a Icc ≥ 0,5% In, tempo di intervento 1 s
Possibilità di definire i parametri di regolazione delle curve
caratteristiche al fine di assicurare la massima flessibilità e
adeguare il sistema alle esigenze locali del gestore.
3.Protezione contro guasto a Icc > 1 A, tempo di intervento 200 ms
1,1
U/Un
- 0,48
13
Esempio - 5
14
CONCLUSIONI
Stabilità
Stabilità di frequenza: riduzione della potenza in regime di sovrafrequenza
E’ in atto una transizione profonda da regole “difensive” ad un approccio più “cooperativo”, in cui la
GD deve contribuire con nuove funzioni al mantenimento della stabilità della rete
L’integrazione dei nuovi requisiti “grid-friendly” influisce in modo significativo sul progetto degli
inverter, ma I costruttori devono anche far fronte alla proliferazione dei codici di rete locali,
inflessioni di una stessa lingua!!
Nel lungo cammino verso l’armonizzazione, processi di certificazione lunghi, ridondanti e costosi
ritardano l’introduzione delle nuove funzioni di supporto alla rete
ITIT-LV/MV guideline
DEDE-LV guideline
Uno standard unificato per prove di conformità degli inverter ai grid code ridurrà tempi, costi e
complessità, consentendo la implementazione delle nuove funzioni “grid-friendly”
Le logiche di controllo della potenza nei transitori di sovrafrequenza sono diverse a
seconda del paese e del relativo codice di rete
In attesa di una possibile e auspicabile armonizzazione gli inverter devono essere
progettati e testati al fine di rispondere a tutti i diversi requisiti in vigore nei vari paesi
Con opportune sequenze di test è possibile attestare la conformità ai diversi
codici tramite un processo di verifica unico.
Benefici tangibili si avranno solo attraverso una ampia adesione al nuovo standard da parte dei NC.
Questo richiede anche una collaborazione aperta e stretta con I DSO e TSO
Lo standard costituirà anche un contenitore ideale per recepire funzioni innovative ancora non
adottate a livello locale
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Grazie per l’
’attenzione
ll’attenzione
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Marco Trova
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