Le Norme CEI e le possibili soluzioni alle problematiche ...€¦ · L'evoluzione delle regole: 8 principali requisiti introdotti • UPS: solo le apparecchiature rispondenti alle

Le Norme CEI e le possibilisoluzioni alle problematiche connessealla diffusione delle FRNP

Maurizio Delfanti (Politecnico di Milano), Comitato Elettrotecnico Italiano – CT 316

Trento, venerdì 22 maggio 2015

SezioneTrentino - Alto Adige

Südtirol

M. Delfanti, Trento - 22/05/15

Il ruolo del CEIle attività in tema di connessione alle reti

2

• Il CEI è responsabile nazionale della normazione tecnica (elettrotecnica, elettronica e delle

telecomunicazioni) tramite Norme che sono il riferimento per la presunzione di conformità

alla “regola dell’arte” di prodotti, processi, sistemi e impianti elettrici (Legge 186/68)

• CT 316 - Connessione alle reti elettriche di distribuzione Alta, Media e Bassa Tensione

punto di riferimento normativo in ambito nazionale per le specifiche di connessione di

utenti attivi e passivi alle reti di distribuzione e interfaccia in ambito IEC e CENELEC

ha in carico le norme CEI 0-16 e CEI 0-21

la CEI 0-16 e CEI 0-21 sono recepite

da delibere AEEGSI

la CEI 0-16 e CEI 0-21 hanno valore

vincolante nella connessione di

impianti MT e BT alle reti di

distribuzione…

…una pesante responsabilità


Il ruolo del CEI: cosa è stato fatto sinora?Allegato A.70

3

• Per garantire la sicurezza del SEN, su impulso di TERNA è stato introdotto unnuovo allegato al CDR A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel Marzo 2012)

1. Definiti, per tutti i livelli di tensione, i limiti di funzionamento (paragrafo 5)85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn47,5 Hz ≤ f ≤ 51,5 Hz

2. Nuove regolazioni per gli impianti di GD (paragrafo 7) LVRT & OVRT; limitazione della potenza attiva per transitori di sovra-frequenza LFSM-O

3. SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto (paragrafo 8) garantisce la gestione e l’affidabilità nel distacco o nel mantenimento in linea

della GD migliora le prestazioni del sistema risolve il problema dell’isola indesiderata MT nella maggior parte dei casi Prevede un allargamento delle soglie anche a livello BT

• Il retrofit è un punto critico per tutti, in Italia è già partito: impianti MT > 50 kW (≈ 16 GW) quasi completato impianti MT fino a 50 kW e impianti BT > 6 kW (≈ 2 GW) in corso


• 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;

generazione differenziata per fonte;

totale di CP.

• Esigenze già dal 2009 nei RdE delle 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.

• I distributori non dispongono in rete di sensori integrati nel sistema di telecontrollo e dei

relativi sistemi di telecomunicazione misurare in tempo reale la potenza prodotta (GD)

e assorbita (carichi) è difficile

Momentaneamente sospeso verranno definite le modalità transitorie di

attuazione in attesa delle smart grid


4

Capitolo 6

Allegato A.70

(implementazione in corso)


Cabina Primaria

TSO

Gateway

TSO DSO

Centro Operativo DSO 1

ModemGSM/GPRS

GD 1

ModemGSM/GPRS

GD 2

Rete MT

Centro Operativo DSO 2

In situazioni di criticità (basso carico

e elevata produzione da FRNP):

• il centro di controllo di Terna

(tramite operatore o automatismo

del Sistema di Difesa) invia un

comando di distacco al sistema

del DSO

• il DSO smista tale ordine ai

produttori GRDM tramite modem

GSM/GPRS

• il modem elabora il segnale ed

emette un comando al SPI in

modo da consentire il distacco

(apertura DDI) e l’inibizione dei

gruppi di generazione


5

Il numero degli impianti in retrofit (richiesta di

connessione ante 1/1/ 2013) è pari a:

FV circa 15.000 impianti (≈10 GW);

Eolico centinaio di impianti (≈500 MW)

Nell’immediato: è un rimedio a un problema di

sicurezza nazionale eclissi

Domani: utile alla partecipazione delle

FER/GD a MGP (miglior previsione) e a MSD

(servizi di rete)


6Le regole per i sistemi di accumulo:un lavoro congiunto CT 120 / CT 316

• Costituzione di un GdL congiunto CT 316 / CT 120 per l’aggiornamento della Norma CEI 0-16 e CEI 0-21 per definire • Schema di connessione alla rete con relativo sistema di misura e

protezione (tratto da indicazioni GSE)• Servizi di Rete• Capability dello Storage per soddisfare i Servizi di Rete• Prove

• GdL congiunto, con componenti del CT 316 / CT 120 e condotto dai segretari dei due CT

• Inizio attività: Dicembre 2013• Preparazione

• variante V1 della Norma CEI 0-16 completa di prove (allegato Nbis)• variante V1 della Norma CEI 0-21 da completare per la parte prove

(futuro allegato Bbis)


7L'evoluzione delle regole per i sistemi di accumulo

Coordinatori• Roberto Nicolini e Ettore De Berardinis (CESI)Componenti• Alessio Clerici (ABB)• Francesco Iannello (ANIE)• Alessandro Zuccato (CREIVEN)• Christian Noce, Cristiano Pezzato (ENEL)• Gabriele Marchegiani (ELVI)• Marco Todeschini (FIAMM)• Davide Falabretti (Politecnico di Milano)• Marco Trova (POWER-ONE)• Salvatore Guastella (RSE) • Fabio Zanellini (SIEMENS)• Emanuele Forte (SMA)• Leandro Caciolli, Luca Ortolano (TERNA)


8L'evoluzione delle regole:principali requisiti introdotti

• UPS: solo le apparecchiature rispondenti alle Norma EN 62040-1 ed EN 62040-3 o alla Norma EN 50171

• Storage simil-UPS sono assoggettati al TICA e alle varie delibere, in corso di preparazione prescrizioni specifiche della CEI 0-21

• Sistema di accumulo (non riferibile ad un UPS) considerato come un generatore

• Schema di collegamento per utenti attivi

• Nessun requisito per funzionamento normale carica/scarica

• Individuati requisiti per la fornitura di servizi alla rete• la potenza nominale dell’impianto pari alla somma dei generatori

e/o sistemi di accumulo installati• se l’accumulo è collegato sul bus DC di un inverter, è considerato

come un unico generatore di potenza pari a quella dell’inverter


• Sistema di accumulo è un insieme di dispositivi, apparecchiature e logiche digestione e controllo, funzionale ad assorbire e rilasciare energia elettrica,previsto per funzionare in maniera continuativa in parallelo con la rete conobbligo di connessione di terzi o in grado di comportare un’alterazione deiprofili di scambio con la rete elettrica (immissione e/o prelievo).

• Non rientrano i sistemi utilizzati in condizioni di emergenza, che entranoin funzione solo in caso di interruzione dell’alimentazione dalla rete elettricaper cause indipendenti dalla volontà dell’Utente.

• Parallelo con la rete: funzionamento da generatore e non da carico.Essere connesso alla rete mentre eroga è essenziale perché si tratti di un SdA(gli UPS quando prelevano sono connessi alla rete, ma, ai fini della normativa,non sono assimilati a SdA).

• Tutti i Sistemi di Accumulo che alterano i profili di scambio con la retesono soggetti alle prescrizioni generali AEEGSI e CEI 0-16/CEI 0-21.

9Sistemi di Accumulo nelle norme di connessione: CEI 0-16 e CEI 0-21


SdA nella parte di impianto in CC

• Stesso inverter e trasf. MT/BT per GD e SdA

• Migliore efficienza di conversione

• Perdite nel SdAnon incentivate

10Sistemi di Accumulo presso l’Utente MT/BTModalità di connessione


SdA nella parte di impianto in CA a valle del contatore di produzione

• Perdite nel SdAnon incentivate

• Perdite maggiori rispetto al caso precedenteper via della doppia conversione CA/CC)

SdAcomprende il sistema di gestione e l’eventuale inverter



SdA nella parte di impianto in CA a monte del contatore di produzione

• Perdite nel SdA incentivate• Minore efficienza, causa

doppia conversione• Possibilità di utilizzare

l’accumulo per alimentare eventuali carichi privilegiati.

• Necessario il misuratore M3



SdA presso Utenti Passivi

• Se un Utente Passivo collega un SdA diventa a tutti gli effetti un Utente Attivo!!!



Servizi di reteper GD (e sistemi di accumulo)

• La GD deve fornire servizi di rete per:

evitare un possibile degrado nella qualità del servizio

garantire la sicurezza in ogni condizione di esercizio

14

Sincroni Asincroni Eolici FC Eolici DFIG Statici

1 Insensibilità alle variazioni di tensione NO NO SI SI SI

2Partecipazione al controllo della

tensioneSI NO SI SI SI

3Regolazione della potenza attiva in

condizioni di variazione della frequenza

SI

(per P≥

1MW)

SI

(per P≥

1MW)

SI SI SI

4Sostegno alla tensione durante un

cortocircuitoNO NO SI SI SI

5 Partecipazione ai piani di difesa NO NO SI SI SI


• Gli obblighi derivanti dalla fornitura dei servizi di rete (la cui capacitazione è sempre

prescritta, salvo che per le funzioni allo studio) sono:

insensibilità alle variazioni di tensione obbligazione tecnica partecipazione al controllo della tensione

obbligazione tecnica (regolazione locale subordinata al RdE;

servizio di rete se centralizzata (subordinata al Regolamento di Esercizio);

limitazione della potenza attiva per valori di tensione prossimi a 110% Un

obbligazione tecnica, alternativa al distacco da SPI per sovratensione

limitazione della potenza attiva per f> obbligazione tecnica aumento della potenza attiva per f<

obbligazione tecnica per SdA; allo studio per altri generatori

limitazione della potenza attiva su comando esterno servizio di rete;

sostegno alla tensione durante un cto cto obbligazione tecnica, allo studio;

partecipazione ai piani di difesa obbligazione tecnica(solo per impianti eolici e fotovoltaici MT con P ≥ 100 kW RIGEDI).

15Sistemi di accumulo e servizi di rete:alcuni commenti


Sistemi di Accumulo in impianti FER:Come cambiano le capability?

16

Qualora integrati con la generazione, i SdA possono modificare (estendere) le caratteristiche di capability delle unità di GD.

Un generatore dotato di SdApuò anche prelevare energiadalla rete.

La GD di taglia minore(<400 kW) ha una capabilitypiù limitata

La simmetria in P della curvadipende dalla taglia del SdA:quanta potenza può assorbire?


17Sistemi di Accumulo presso l’Utente MT/BTEvoluzione delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21: servizi di rete

Regolazione della potenza attiva di un SdA per transitori di sovra e sottofrequenza originatisi sulla rete.

EESS


18Sistemi di Accumulo presso l’Utente MT/BTEvoluzione delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21: servizi di rete

Regolazione della potenza attiva di un SdA collegato sul lato in corrente continua di un impianto di generazione per transitori di sovra e sottofrequenza sulla rete

EESS

PV


• Le prove per i SdA MT sono definite nell’Allegato N bis

protocolli di test direttamente applicabili ai sistemi di accumulo

indicazioni per l’esecuzione di prove analoghe in campo o su banco di prova in

laboratorio (o simulazione con modello digitale validato)

• Le misure devono essere effettuate ai terminali in c.a. del SdA (accumulatori elettrochimici

+ convertitore di accoppiamento alla rete) le prove eseguite su un EESS sono ritenute

valide in caso di varianti nella composizione dei componenti interni (se eqv verso la rete)

• Le prove si riferiscono a:

Nbis.3 Misure per la qualità della tensione;

Nbis.4 Verifica del campo di funzionamento in tensione e frequenza;

Nbis.5 Verifica delle condizioni di sincronizzazione e presa di carico;

Nbis.6 Verifica dei requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reattiva;

Nbis.7 Verifica dei requisiti costruttivi circa la regolazione di potenza attiva;

Nbis.8 Verifica della insensibilità alle variazioni di tensione (VFRT capability);

Nbis.9 Verifica della insensibilità alle richiusure automatiche in discordanza di fase.

19Allegato NbisProve sui sistemi di accumulo MT


• È in corso la definizione delle modalità di prova per i SdA BT

• I requisiti tecnici CEI 0-16 e CEI 0-21 devono essere obbligatoriamente

rispettati da tutti i SdA MT e BT che presentano richiesta di connessione dal

21 novembre 2014

• Le modalità di prova e le conseguenti certificazioni sono obbligatorie per i

SdA MT che presentano richiesta di connessione dal 1 settembre 2015.

• Nelle more dell’obbligatorietà (SdA MT) o dell’inclusione, nella CEI 0-21,

delle modalità di prova (SdA BT), il richiedente è tenuto ad allegare al RdE

una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà redatta dal costruttore

ai sensi del D.P.R. 445/00.

20Prove sui sistemi di accumulocertificazione


• Gli obiettivi della riforma riguardano:1. superamento dell'attuale struttura progressiva rispetto ai consumi;2. adeguamento delle componenti tariffarie al costo dei servizi;3. forme di gradualità di impatto per i clienti domestici interessati dalla riforma;4. introduzione di proposte per l'adeguamento del bonus sociale elettrico.

1. Struttura dei corrispettivi unitari della tariffa la totalità dell'ammontarenecessario alla copertura degli oneri viene caricata: opzione T0: sulla componente variabile proporzionale ai consumi

(applicazione della tariffa D1 a tutti i clienti, uguale per tutti i clienti). opzione T1: al 50% sulla componente fissa correlata alla potenza impegnata e

al 50% sulla componente variabile proporzionale ai consumi (uguale per tutti); opzione T2: come T1 (50% potenza e 50% prelievi) differenziando tra

residenti e non residenti il corrispettivo per potenza impegnata; opzione T3: al 75% sulla componente variabile proporzionale ai consumi e al

25% sulla componente fissa quest'ultima differenziata tra residenti e non.

21Riforma delle tariffe di rete e degli oneri generali:DCO 34/2015/R/eel


Risorse per il dispacciamento e servizi di rete:partecipazione delle FRNP alla gestione del sistema

• Le risorse di dispacciamento, oltre che dalle unità convenzionali, possono essere date da:

FRNP connesse alla RTN;

GD (FRNP e non) connessa alle reti di distribuzione;

(in prospettiva) dal carico MT e BT;

(in prospettiva^2) sistemi di accumulo dell’utente, del TSO o del DSO.

• Possono essere utilizzate dal TSO o dal DSO gestire correttamente la rete e far fronte a

problemi di natura globale risorse di sistema

problemi di natura locale risorse locali

• Le risorse per il dispacciamento possono essere rese disponibili tramite:

requisiti/obblighi di natura tecnica servizi per un funzionamento del complessivo

sistema sicuro ed affidabile da garantire per connettersi alla rete alcune prescrizioni

già fornite (Grid Code; CEI 0-16; CEI 0-21);

servizi di mercato servizi per gestire le congestioni, predisporre adeguata capacità

di riserva, garantire equilibrio immissioni/prelievi …anche in tempo reale!

22

Abilitare gli impianti con P ≥ 1 MW DCO 557/2013/R/eelDispacciamento locale DCO 354/2013/R/eel

Possibili evoluzioni


Il ruolo del CEI: cosa si sta facendo?Controllore Centrale di Impianto (Allegato O)

23

TF 8 – coordinatore ing. P.F. Lionetto

• A. Rossi (ABB);

• F. Zanellini (Siemens);

• A. Curioni (Sices);

• C. Francescon (ABB)

• A. Vaiani (Senvion);

• D. Moneta (RSE);

• F. Roveggio (Eurotest);

• A. Zampieri (Creiven);

• G. Bianco (Enel D);

• P. Cavallanti (Omron);

• R. Turri (UniPD);

• F. Baccino (ABB);

• V. Olivieri (PoliMI)

• Il CCI acquisisce e processa dati per la gestione

dell'impianto, interfacciandosi con il DSO (nel

PdC) e con l'impianto (unità di generazione; unità

di conversione asservite ai sistemi di accumulo;

eventuali carichi modulabili e dispositivi di

rifasamento).

• È l’unico punto di interfaccia con il DSO riceve

comandi e parametri dal DSO e rende disponibili

verso il DSO caratteristiche, segnali e misure di

impianto (escluse funzioni di protezione).


• Sarà definito un insieme di segnali (scambi

informativi) finalizzati al governo della rete in

presenza di GD basati sul protocollo IEC 61850.

• Tali segnali dovranno consentire di:

erogare i servizi di rete attraverso una

modulazione di potenza attiva e reattiva come

richiesto dal DSO;

distaccare i generatori a seguito di telescatto

(SPI);

fornire le misure di tensione, potenza attiva e

reattiva nel punto di misura;

…e molto altro...

Il ruolo del CEI: cosa si sta facendo?segnali su protocollo CEI EN 61850 (Allegato T)

24

Sarà garantita l’interoperabilità tra gli apparati del DSO e quelli dell’utente attivo

TF 4 – coordinatore ing. F. Cesena

• R. Calone (Enel D)

• P. Tumino (Enel D)

• I. Milesi (ABB)

• D. Pagnoncelli (ABB)

• E. Tognon (SMA)

• V. Olivieri (PoliMI)

• D. Moneta (RSE)

• G. Proserpio (RSE)

• D. Pala (RSE)

• C. Tornelli (RSE)

• E. Brambilla (Siemens)

• R. Seresini (CESI)

• A. Battu (Schneider)

• P. Archetto (Microelettrica)


GRAZIE PER L’ATTENZIONE!

(comments are welcome)[email protected]

http://www.energia.polimi.it

25

Documents

Le Norme CEI e le possibili soluzioni alle problematiche ...€¦ · L'evoluzione delle regole: 8 principali requisiti introdotti • UPS: solo le apparecchiature rispondenti alle