Del Fanti

Dai progetti pilota al deployment esteso:
a che punto sono le reti elettriche?
Maurizio Delfanti
Politecnico di Milano
Dipartimento di Energia

Martedì 26 Giugno 2012

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

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…

…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

…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


…che hanno portato allo sviluppo di alcuni 6
nuovi scenari

1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale
(codice europeo, ENTSO-E)  dimensione internazionale

2. L'evoluzione 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 nazionale

3. 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!!!)


1. L'evoluzione 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).

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)

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


Smart Grid e utenti attivi: 10
il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)

REQUISITI SMART !!!

Maurizio Delfanti, Roma - 26/06/12 10

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


Delibera 84/2012/R/EEL dell’8 Marzo 2012: 12
nuovi impianti connessi alla rete BT e MT

In 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 CEI

La 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


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 4000

fotovoltaici 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


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…

Soglie permissive (47,5 ÷ 51,5) Hz 15
e telescatto per la GD

0 MW Hz
PC 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 Hz
PC 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


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.


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 locale

SVILUPPO E INSTALLAZIONE DI SISTEMI DI ACCUMULO DIFFUSO
SULLE RETI DI TRASMISSIONE & DISTRIBUZIONE


3. Sperimentazioni in campo di sistemi di accumulo 18
(Delibera ARG/elt 199/11): requisiti minimi

Rete 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 distribuzione
a) 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.


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)


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?


21

GRAZIE PER
L’ATTENZIONE!
(comments are welcome)
maurizio.delfanti@polimi.it

http://www.energia.polimi.it


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