Delibera 84/12/R/eel e A.70:

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1 Delibera 84/12/R/eel e A.70: cambiano le norme CEI 0-16 e CEI 0-21 per la connessione di utenze attive oltre i 50 kw SMART GRID LE NORME CEI 0-16 E CEI 0-21 Maurizio Delfanti Politecnico di Milano Dipartimento di Energia Venerdì 18 Maggio 2012

2 Indice 2 La generazione diffusa: perché evolvere le reti Norma CEI 0-21: nuove funzionalità (smart grid) L allegato A70 e la delibera 84/2012/R/eel I progetti smart (delibera ARG/elt 39/10)

3 Verso le smart grid: perché? 3 Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio reso necessario dalla crescente attenzione ambientale ( ) La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT) GD oggi connessa in Italia oltre 10 GW Le attuali modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione non sono in prospettiva adeguate: serve una vera e propria RIVOLUZIONE CONCETTUALE Far evolvere le reti di distribuzione è l unica via per lo sfruttamento reale delle FER SMART GRID Il caso Italia.

4 Perché la GD complica la gestione delle reti di distribuzione? 4 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 Le protezioni di interfaccia (SPI) e l automazione di rete diventano critiche se il flusso di potenza si inverte (5% delle ore annue CEI 0-16) a livello di trasformazione AT/MT (CP) problemi per SPI a livello di singola linea MT problemi per SPI e profilo di tensione L inversione, in prospettiva, avverrà anche dalla rete BT verso la MT

5 Come si comporta oggi la GD: Dispositivo Di Interfaccia 5 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 blackout 2006: persi 2000 MW di GD in rete 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

6 L isola indesiderata 6 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: un guasto (apertura dell interruttore a inizio linea o di un IMS lungo linea); una apertura intenzionale (manutenzione). AT/MT Cabina Primaria Il fenomeno dell islanding comporta problemi: sulla qualità dell alimentazione; sulla sicurezza di funzionamento della rete; sulle procedure di ricerca selezione guasti; Pc = 2 MW 50,3 Hz 47,5 49, ,3 51,5 Hz sulla ripresa del parallelo. SPI 49,7 Hz PG = 2 MW

7 La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) 7 Nel normale funzionamento, la frequenza della rete Europea vale 50 Hz; in alcuni casi, si possono presentare dei disturbi Hz Spesso, l Italia importa energia dall estero (centro Europa) attraverso alcune linee a 380 kv e 220 kv In caso di separazione dalla rete continentale (scatto delle linee di interconnessione), la frequenza del sistema italiano potrebbe scendere (ad es. a 49 Hz)

8 La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) Il SPI della GD (che ha ormai superato MW complessivi) scatta non appena la frequenza sotto a 49,7 Hz scende 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 (A70) impone (47,5 51,5) Hz In tutta Europa, ENTSO-e 8 Hz

9 Le smart grid 9 Per sfruttare la Generazione Diffusa (Fonti rinnovabili) bisogna cambiare la rete di distribuzione La rete di distribuzione deve controllare e comandare a distanza gli impianti di produzione diffusi sul territorio SMART GRID La nuova norma CEI 0-21 ha aperto la strada (è la più avanzata in Europa) La norma CEI 0-16 sarà aggiornata in tal senso 9

11 Prescrizioni ulteriori della CEI 0-21 per gli utenti attivi (sospese, vedi Premessa Nazionale) 11 Schema di connessione per utente attivo Dispositivi presenti Dispositivo generale DG (o 3DGL) Dispositivo di interfaccia DDI Dispositivo di generatore DDG Tipologie di connessione alla rete di distribuzione Funzionamento dell impianto di produzione Avviamento e sincronizzazione Funzionamento di breve durata in parallelo Funzionamento continuativo in parallelo Funzionamento in isola su carichi privilegiati Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) Regolamento di esercizio e documentazione tecnica

12 Gli utenti attivi: schema di connessione 12 Dispositivo Generale DG (=3 x DGL) Dispositivo di interfaccia DDI Dispositivo di generatore DDG

13 Impiegare i sistemi ICT per migliorare la protezione di interfaccia 13 È necessario esplorare ed implementare i sistemi di comunicazione tra: RELÈ di protezione in CP (relè MASTER) SPI della GD (relè SLAVE) COMUNICAZIONE Nuova logica di comando e regolazione SPI Sistema di comunicazione integro: soglie a minor sensibilità (es. 47,5-51,5 Hz) In mancanza di comunicazione: commutazione soglie con attuale sensibilità Il sistema di comunicazione garantisce la gestione e l affidabilità nel distacco o nel mantenimento in linea della GD: migliora le prestazioni dell intero sistema (non come nei recenti blackout ) SPI AFFIDABILE

14 SPI secondo la norma CEI 0-21: schema logico e funzionale 14 Telescatto Il telescatto rende affidabile l apertura SPI 1,1 Vn (10 min) 0,2 Vn 0,4 Vn 1,15 Vn 0,4 Vn 0,85 Vn OR Scatto SPI L inverter viene disconnesso se la V (media mobile su 10 min) supera1,1vn(en50160) 47,5 51,5 Hz T=0,1 s 5 s 49,5 50,5 Hz T=0,1 s 5 s Comunicazione non disponibile AND Impostazione locale

15 Regolazione di tensione: Limiti violati quando la GD supera il carico 15 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)

16 Iniezione di reattivo della GD: la curva di capability 16 Curve di capability triangolare e rettangolare, valide per inverter in impianti di potenza complessiva > 6 kw

17 Consentire l erogazione o l assorbimento di Q: controllo innovativo della tensione 17 Locale: al raggiungimento di una determinata soglia di tensione in un punto di generazione (es. 1,08 Vn), la GD viene comandata a funzionare in assorbimento di reattivo, ad un prefissato cosφ Centralizzato: se non basta la regolazione locale, l evento viene segnalato al centro di controllo che potrebbe fare ulteriori azioni

18 Curva di capability dell inverter FV, iniezione di potenza reattiva Q in funzione di P 18 L inverter FV opera a cosfi variabile, a seconda dell iniezione di P cosϕ 0,9 (0,95*) Standard characteristic curve 1 Inductive Capacitive 0,2 0,5 1 P/Pn No regulation (cosϕ ±0,98) 0,9 (0,95*) Il fattore di potenza richiesto al limite di capability dipende dalla totale potenza installata: 0,95 fino a 6 kw; 0,9 per impianti più grandi.

19 GD e servizi di rete: limitazione della potenza attiva generata 19 L impianto deve essere in grado almeno di non ridurre la potenza immessa in caso di sottofrequenza nei limiti previsti e di ridurla tempestivamente ed automaticamente in caso di sovrafrequenza, senza disconnettersi dalla rete. L impianto è dotato di un sistema di regolazione automatica della potenza immessa in rete, compatibilmente con le potenzialità del generatore, in funzione del valore della frequenza. La limitazione di potenza attiva iniettata in rete può essere attuata: in maniera automatica per transitori di frequenza sulla RTN; su comando esterno proveniente dal DSO; in maniera automatica, per valori di tensione prossimi a 110% Un;

20 GD e servizi di rete: insensibilità agli abbassamenti di tensione 20 Per evitare l indebita separazione dalla rete in occasione di buchi di tensione, un impianto di produzione con potenza complessiva superiore a 6 kw deve rispettare la curva LVFRT (Low Voltage Fault Ride Through) RETE di DISTRIBUZIONE: CEI 0-21 (BT); poi esteso a MT RETE di TRASMISSIONE: Allegato 17 Codice di Rete

22 Smart Grid e utenti attivi: l allegato di TERNA, la norma CEI Le prestazioni richieste dal IV Conto Energia agli impianti FV sono state incluse nella CEI 0-21 (23/12/2011), già in corso di elaborazione per conto dell AEEG: dato il contenuto innovativo, è stata sospesa l applicazione (requisiti smart) Nel frattempo, TERNA ha appena pubblicato un Allegato del Codice di Rete (A70) che riguarda la Generazione Distribuita: TERNA pone vincoli agli Utenti Attivi (sia BT sia MT) e ai Distributori Una Delibera AEEG ha approvato l Allegato A70; la Delibera 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 renderanno tali requisiti obbligatori per gli utenti MT e BT

23 Delibera 84/2012/R/EEL dell 8 Marzo 2012: impianti connessi alla rete BT 23 In base alla data in cui sono connessi alla rete BT ed entrano in esercizio, valgono le seguenti prescrizioni: Dal 1 aprile 2012 al 30 giugno 2012 si applica l allegato A70 al codice di rete (limitatamente al capitolo 5, soglie f), con soglie di frequenza 49 Hz-51 Hz; Dal 1 luglio 2012 al 31 dicembre 2012 si applicano l allegato A70 al codice di rete e la norma CEI 0-21 nella loro interezza escluso l art dell allegato A70 e l art della CEI 0-21; Dal 1 gennaio 2013: impianti e dispositivi dovranno essere conformi all allegato A70 nella sua interezza e certificati secondo la norma CEI 0-21

24 Delibera 84/2012/R/EEL dell 8 Marzo 2012 AEEG: impianti connessi alla rete MT 24 In base alla data in cui sono connessi alla rete MT ed entrano in esercizio, valgono le seguenti prescrizioni: Dal 1 aprile 2012 al 30 giugno 2012 si applica l allegato A70 al codice di rete limitatamente ai paragrafi 5 (soglie di frequenza) e 8 (SPI innovativo); Dal 1 luglio 2012 al 31 dicembre 2012 si applica l allegato A70 nella sua interezza; Dal 1 gennaio 2013: impianti e dispositivi dovranno essere conformi all allegato A70 nella sua interezza e certificati secondo la norma CEI 0-16, la quale dovrà essere allineata all allegato A70 prima di tale data.

25 Delibera 84/2012/R/EEL dell 8 Marzo 2012 AEEG: il SPI innovativo 25

26 Il SPI innovativo: abilitazione soglie restrittive da segnale esterno 26 Il SPI deve funzionare sia in modalità (transitoria) stand alone, sia in modalità definitiva con connessione ad una rete di comunicazione. In modalità definitiva questo ingresso digitale del SPI deve assumere stato basso (0) con rete di comunicazione effettivamente presente e operativa, secondo modalità da stabilire. valore alto (1) se, pur in modalità definitiva (rete di comunicazione implementata), il canale comunicativo sia temporaneamente interrotto. In modalità transitoria (funzionamento stand alone), lo stato di questo ingresso logico non dipende dalla rete di comunicazione regolazione fissa (setting): stato basso (0), con il quale si ottiene il funzionamento permanente in soglie permissive, con l'attivazione delle soglie restrittive soltanto per azione dello sblocco voltmetrico; stato alto (1), con il quale si ottiene il funzionamento permanente in soglie restrittive (legato a possibili particolari esigenze del Distributore). L impostazione locale del relè può essere eseguita mediante diverse modalità, purché protette da usi impropri (p. e., password, ecc).

27 Il SPI innovativo: sblocco voltmetrico 27 Soglia 1: sblocco voltmetrico di massima tensione omopolare Valore della soglia: 5-10% di Vres_max (Vres=3 V0). Attivazione istantanea deve permanere per 10 s anche al cessare del superamento della soglia. Vres rilevata sul lato MT dell impianto, come somma delle 3 tensioni di fase. Soglia 2: sblocco voltmetrico di massima tensione inversa Valore della soglia: 10-15%Vn. Attivazione istantanea deve permanere per 10 s anche al cessare del superamento della soglia. Tensione inversa rilevata sia sul lato MT sia sul lato BT dell impianto. Il valore impostato per la soglia dovrà essere compatibile con gli errori della complessiva catena di misura. Soglia 3: sblocco voltmetrico di minima tensione diretta Valore della soglia: 70-80%Vn. L'attivazione è istantanea, e deve permanere per 180 s anche al cessare del superamento della soglia. Tensione diretta rilevata sia sul lato MT sia sul lato BT dell impianto.

29 Delibera ARG/elt 39/10 : requisiti dei progetti pilota 29 L AEEG ha avviato un processo di selezione di progetti pilota che: rappresentino una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT; interessino una porzione di rete MT attiva: linee MT con inversione dei flussi per almeno l 1% dell anno; prevedano un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema di registrazione automatica degli indicatori rilevanti; utilizzino protocolli di comunicazione non proprietari; I progetti selezionati hanno diritto all incentivo -WACC (2% per 12 anni sui cespiti entrati in esercizio) Percorso avviato nel Marzo 2010 (Del. ARG/elt 39/10); concluso a Febbraio 2011 con la selezione dei Progetti ammessi al regime incentivante (Del. ARG/elt 12/11)

30 I progetti pilota selezionati Febbraio 2011: pubblicata la Delibera ARG/elt 12/11, ammissione al trattamento incentivante di otto progetti pilota smart grids. Pos.ne in classifica Rete interessata (CP) Impresa di distribuzione Punteggio tecnico 1 A2A CP Lambrate (MI) A2A Reti Elettriche S.p.A ASM Terni (TR) ASM Terni S.p.A A2A CP Gavardo (BS) A2A Reti Elettriche S.p.A ACEA Distr. (Roma) Acea Distribuzione S.p.A 73 5 ASSM Tolentino (MC) Assm S.p.A ENEL Distr. CP Carpinone (IS) ENEL Distribuzione S.p.A Deval CP Villeneuve (AO) Deval S.p.A A.S.SE.M. S. Severino Marche (MC) A.S.SE.M. S.p.A 64 In rosso i progetti per cui Il Politecnico di Milano (DE + DEI) ha operato come advisor

31 Conclusioni (if there is any ) 31 The level of uncertainty about the future role and direction of networks is unprecedented, at least since privatisation. we think it is important to keep options open wherever possible, to encourage networks to innovate and to ensure the policy and the regulatory frameworks are sufficiently flexible to adapt to changes over time Ofgem, LENS Report, 2008

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