6/21/2011
Integrazione di sistema per la generazione distribuita
technology focus
•
L’approccio convenzionale alla connessione
•
Limiti del metodo convenzionale
•
Il nuovo approccio: funzioni e teoria di base
•
Le sfide nello sviluppo della GD – inverter e sistema elettrico
•
Sviluppi futuri – i nuovi inverter al servizio del sistema elettrico
•
Conclusioni
DAGLI INVERTER INTELLIGENTI ALLA SMART GRID
Il ruolo decisivo degli inverter nello sviluppo della generazione distribuita
come supporto al sistema elettrico europeo
Marco Trova, Power-One Italy
Fiera di Verona, 6 Maggio 2011
1
Integrazione di sistema per la generazione distribuita
Integrazione: approccio convenzionale
L’integrazione ottimale della GD è una necessità primaria per:
Scenario:
Rete elettrica dominante
Consumi sempre eccedenti la generazione.
Implementazione:
Integrazione “passiva” a minimo impatto.
• La generazione distribuita vista come “sorgente di
disturbo”
• In caso di minime perturbazioni, disconnessione
immediata dalla rete.
1. Il Distributore
2. Il Produttore
2
3
Le esigenze primarie del produttore
Approccio convenzionale: il punto di vista del distributore
Massimizzare il Ritorno dell’Investimento (RoI)
1. Connessione alla rete stabile e affidabile
2. Massima produzione di energia
3. Riduzione del costo dell’energia grazie al “peak shaving”(Net metering).
4
•
Minimizzare gli effetti della connessione sulla qualità del servizio
(armoniche, flicker, limiti di tensione)
•
Garantire stabilità frequenza/tensione e prevenire qualsiasi altra
interferenza
•
Generatore FV trattato come un carico su una rete dominante. Connessione
e disconnessione del generatore definite sulla base di limiti di
tensione/frequenza [direttive VDEW, DK5740, CEI 0-16, RD1663 2000….]
5
1
6/21/2011
Limiti dell’approccio convenzionale
1.
2.
Quale contributo possono offrire gli inverter?
La rete può localmente perdere il carattere di rete dominante
Instabilità causate da disconnessioni inopportune ogni volta che i
parametri di uscita del generatore eccedono i limiti di taratura delle
protezioni.
Impianti di grossa taglia
Oppure
zone ad alta densità di GD
Rinforzo delle linee (investimento iniziale...)
Parzialmente risolvibile a livello di inverter:
• Generazione istantanea eccedente la domanda (ore di produzione di picco)
Aumenta il rischio di
INSTABILITA’
Limitazione della potenza attiva, oppure accumulo
Implicazioni
• Ridotta qualità del servizio (flicker, ...).
• Instabilità con rischio di blackout estesi.
Non risolvibile a livello di inverter:
• Raggiunto il limite termico della linea, infrastruttura carente
Risolvibile a livello di inverter:
• Flusso di potenza bidirezionale
• Escursione doppia di tensione per kW di potenza consumata/prodotta
• Non più distribuzione, ma “scambio” di servizi di rete
Funzioni di power management e Fault Ride Through Capability
• Perdita di produzione
• Affidabilità dell’investimento
6
7
Il flusso di potenza bidirezionale
Il contributo degli inverter
Limiti di tensione stazionari
Il ruolo decisivo degli inverter per lo sviluppo della generazione distribuita nel
rispetto della salvaguardia del sistema elettrico
Supporto statico alla rete:
Cabina MT
Stabilizzazione della tensione tramite consumo di potenza reattiva
Limitazione della potenza attiva per prevenire instabilità in caso di rete
congestionata
Stabilizzazione della frequenza con derating automatico della potenza in
caso di sovra-frequenza
20kV
0,4kV
Distribuzione BT
Utente 2
Utente 1
Trafo MT/BT
Distribuzione
MT
P1
ΔV
P = P1+ P2
P2
U/Un [%]
110%
Capacità di supporto dinamico alla rete:
100%
Linea (L)
90%
Low Voltage Ride Through
Contributo per il ripristino repentino in caso di guasti
ΔV
Approccio “top down” convenzionale:
Supporto ai carichi addizionali tramite regolazione della tensione su sbarra BT in cabina MT/BT
8
9
Il flusso di potenza bidirezionale
Doppia escursione di tensione
Superamento limiti contrattuali (ore di picco) – inversione del flusso di energia
Come rimanere entro i limiti contrattuali?
Problema:
Proliferazione esponenziale degli
impianti FV connessi alla rete BT
Difficile mantenere i limiti di tensione
attraverso metodi convenzionali di
regolazione, concepiti per un flusso
unidirezionale della potenza
Cabina MT
20kV
0,4kV
Distribuzione BT
Utente/Produttore 2
Utente 1
PPV
Cabina MT
20kV
0,4kV
Distribuzione BT
Utente/Produttore 2
Utente 1
PPV
Trafo MT/BT
Distribuzione MT
P1
P2
Inverter
P = P1 + P2 - PPV ΔV
U/Un [%]
110%
Impianto FV
Trafo MT/BT
Distribuzione
MT
P1
P = P1 + P2 - PPV ΔV
Inverter
P2
100%
Soluzioni:
110%
Impianto FV
100%
... Necessaria una soluzione economica che sia di facile e rapida implementazione per assicurare la
propagazione della generazione FV distribuita in BT
Linea (L)
90%
ΔV
Gestione della Potenza Attiva (limitazione) penalizza il produttore (...ultima spiaggia).
Gestione della Potenza Reattiva probabilmente l’approccio migliore!!!
Nelle ore centrali della giornata la tensione di linea eccede i limiti della EN50160 (Un ±10%)
10
ΔV
Rinforzo della linea approccio costoso e lento
Spostamento del PCC costoso e impraticabile, specie per le utenze BT
U/Un [%]
Inversione
del flusso di
energia
Linea (L)
90%
11
2
6/21/2011
Gestione della Potenza Reattiva
Gestione della Potenza Reattiva
Come rimanere entro i limiti contrattuali?
Come rimanere entro i limiti contrattuali?
Controllo Potenza Reattiva:
Controllo Potenza Reattiva:
RL
L’immissione di potenza attiva produce un
aumento della tensione al nodo di
connessione dell’impianto FV a causa della
resistività (RL) della linea di distribuzione
Iinv
XL
L’immissione di potenza attiva produce un
aumento della tensione al nodo di
connessione dell’impianto FV a causa della
resistività (RL) della linea di distribuzione
Una corrente di uscita in ritardo
(comportamento induttivo) riduce
l’aumento di tensione grazie
all’assorbimento di potenza reattiva.
PDC
PFV
Vrete
Sinv =
Vinv
P, Q
Parametri che regolano la tensione di linea:
Parametri di Rete
Ψ: angolo impedenza di rete = arctg(XL/RL)
SL: potenza di corto circuito della linea
ΔV α RL*Iinv
Cosφ = 1
Vinv
Iinv
θ
Vrete
Ψ
VR
Vrete
Iinv
XL
Vinv
φ
θ
Vgrid
12
P
Vinv
P, Q
Q
Erogare potenza con un cos(φ) fino a 0,9
richiede di sovradimensionare l’inverter fino
al 111% rispetto al cos(φ) unitario
P
Cosφ = 0,95 (ind.)
Iinv
φ
PDC
PFV
Pmax = 100%
Smax = 1,11 Pmax
Parametri del sistema FV
Sinv: potenza apparente inverter
φ: angolo di fase tra corrente e tensione di
uscita dell’inverter FV
VX
VZ
ΔV α RL*Iinv*cosφ – XL*Iinv*sinφ
Q
RL
φ
VZ
Ψ
VX
φ
Smax
VR
Q
- Qmax
Qmax = 0,48Pmax (cos φ=0,9)
13
Gestione della Potenza Reattiva
Supporto dinamico – gestione dei guasti
Capacità di erogazione e controllo della potenza reattiva
Ripristino della rete a seguito di un guasto
Curva P-Q del generatore
Capability:
Target:
Evitare la disconnessione di grandi porzioni di produzione distribuita ed il conseguente
rischio di insorgenza di black-out!!
I codici di rete MT vigenti e le regole di
connessione BT in fase di revisione
impongono ai generatori la capacità di
erogare la potenza attiva nominale a cos(φ)
fino a 0,9, induttivo e capacitivo.
Questa capacità deve essere comprovata
tramite prove di tipo (BDEW, etc...)
Supporto dinamico alla rete in caso di buchi di tensione - “Fault Ride Through”
1. Mantenere il sistema connesso alla rete
• Prevenire lunghi tempi di ripristino
Controllo Remoto (Q o Cosφ):
2. Immettere potenza reattiva durante il buco di tensione (supporto alla tensione)
• Corrente capacitiva a sostegno della tensione in caso di guasti simmetrici
• Schema di regolazione in accordo con le esigenze del gestore
Ai fini della regolazione secondaria, per gestore di rete
Interfaccia analogica 4-20mA o via bus RS485
Migrazione verso protocollo IEC 61850 per assicurare il
controllo remoto della potenza reattiva funzioni “smart
grid”
La verifica comprende anche
Accuratezza del set-point e tempo di risposta dinamica
3. Ripristino immediato al termine del transitorio
• Riprendere l’erogazione della potenza attiva disponibile prima del transitorio
• NON iniettare corrente induttiva in eccesso di quella erogata in precedenza
• Facilitare il ripristino della tensione ai livelli normali dopo risoluzione del guasto
14
15
Supporto dinamico – gestione dei guasti
Cosa cambia per il produttore
Comportamento degli inverter in presenza di buchi di rete in accordo a BDEW-2008
Supporto dinamico:
100
90
Tensione (% di Vn)
80
70
60
50
40
30
20
10
0
- 0,25
0
0,25
0,5
0,75
1
Tempo (sec)
100
Corrente (% di In)
90
Iniezione di corrente
capacitiva durante il buco
Ampiezza corrente reattiva
proporzionale alla profondità
del buco di tensione
Ripristino immediato della
corrente attiva una volta
terminato il transitorio di
tensione
P
80
70
60
Requisito primario (inalterato): massimizzare il ritorno sull’investimento
• Massimizzare la produzione di energia
• Ridurre il costo dell’energia grazie al peak-shaving (Net metering)
Benefici offerti dal nuovo approccio
• Incremento della disponibilità (riduzione delle disconnessioni)
• Aumenta la possibilità di realizzare impianti senza dover sostenere
investimenti ingenti per adeguare le infrastrutture di rete
Pmax = 100%
50
40
30
20
10
0
- 0,25
0
0,25
0,5
0,75
Smax
1
Q
Tempo (sec)
LVRT test in accordo a BDEW 2008
Inverter PVI-330.0-TL
- Qmax
I attiva
Induttivo
Capacitivo + Qmax
I reattiva
17
3
6/21/2011
Le sfide del nuovo approccio
Produttori di Inverter
• Dimensionare in KVA anzichè in KW
• Estendere le architetture trifase ed il controllo a 4-quadranti per la gestione
del reattivo anche a macchine di piccola taglia (< 10kW)
• Perfezionare la capacità di gestire i transitori di rete senza disconnessioni
• Implementare una piattaforma di comunicazione standard (IEC 61850?)
Sviluppi futuri – inverter al servizio del sistema elettrico
Non appena l’infrastruttura di comunicazione sarà disponibile potremo
implementare il controllo dinamico da remoto del generatore.
Gestori di rete / Autorità
1. Telecontrollo dell’inverter
Regolazione delle soglie di scatto della protezione
Impostazione dei set-point di P e Q per la regolazione della tensione
Telescatto
• CREARE MODELLI E SIMULAZIONI atte a identificare ed armonizzare una
strategia di limitazione della tensione a minimo impatto per l’infrastruttura,
con priorità per applicazioni su reti BT [cos (φ) fisso, cosφ(P), Q(U)]
2. Controllo a distanza di tutti i parametri di esercizio del generatore:
P, Q, I, kWh
• Identificare ed implementare uno schema di compensazione appropriato per
le funzioni di supporto alla rete offerte dalle nuove funzionalità di “smart grid
management” degli inverter
18
19
Conclusioni
Paradigm shift:
•
•
Da un approccio gerarchico alla nuova era: la cooperazione
Partecipare alla generazione di potenza attiva e potenza reattiva al fine di:
1) Ridurre la capacità di picco richiesta ai generatori convenzionali
2) Produrre potenza reattiva localmente, per estendere il duty cycle dei
generatori (produzione notturna del reattivo)
20
4
