Piccola cogenerazione >200 kw fino a 5 MW: connessione in Media Tensione

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1 APPLICAZIONI DI COGENERAZIONE Milano 29 giugno 2010 Piccola cogenerazione >200 kw fino a 5 MW: connessione in Media Tensione Maurizio Delfanti Politecnico di Milano Dipartimento di Energia Pier Franco Lionetto Vicepresidente SC CEI 311 A - Generazione

2 Il processo di connessione alla rete 2 Regole tecniche Richiesta di connessione Procedure di connessione Corrispettivo di connessione BT Per ora: MT DK Enel; in inchiesta pubblica il Progetto CEI 1058 Unico iter per le RICHIESTE DI CONNESSIONE Procedure comuni e dettagliate Convenzionale per FER e CAR AT/AAT Norma CEI 0-16/ Grid Code Come la precedente Delibera 281/05 Proporzionalità alla potenza per FER FER = Fonti Energetiche Rinnovabili; CAR = Cogenerazione ad Alto Rendimento

3 3 IL PROCESSO DI CONNESSIONE ALLA RETE ASPETTI PROCEDURALI

4 Procedure per l accesso alla rete 4 Connessione alla rete: punto chiave per sviluppo FER AEEG: del. 99/08, TESTO INTEGRATO DELLE CONDIZIONI TECNICHE ED ECONOMICHE PER LA CONNESSIONE ALLE RETI CON OBBLIGO DI CONNESSIONE DI TERZI DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE TICA Chiarezza della procedure, contenimento e rispetto delle tempistiche, semplicità del processo di connessione soluzione delle eventuali controversie: stabilita apposita procedura di soluzione è in corso la revisione del TICA: DCO 15/10 Aggiornamento delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica

5 Tempi e costi del preventivo 5 Potenza in Immissione Richiesta (PIR) [kw] Corrispettivo da versare [ ] PIR < PIR < PIR < PIR Tempo per il preventivo [giorni] < PIR E calcolato in base alla Potenza in Immissione Richiesta (PIR) = Potenza massima impianto Ha validità di 45 giorni lavorativi Riporta le opere strettamente necessarie alla realizzazione della connessione a cura del richiedente Indica il corrispettivo per la connessione, evidenziando la parte (30% del totale) da versare all accettazione

6 Realizzare in proprio le opere di rete per la connessione 6 Per impianti AT e MT alimentati da FER, la Delibera 281/05 prevedeva la possibilità di realizzare in proprio le opere relative all impianto di rete per la connessione Si tratta dei lavori sulla rete del Distributore, per esempio dalla linea MT esistente fino alla proprietà dell Utente Il TICA ha mantenuto questo principio: in particolare, per impianti FER connessi in MT è sempre possibile che l Utente realizzi in proprio l impianto di rete per la connessione In questo caso, l Utente deve seguire le prescrizioni tecniche fornite dal Distributore, che è tenuto a pubblicarle

7 Il livello di tensione della connessione 7 PIR 100 kw kw Oltre Livello di tensione BT MT AT/AAT E scelto in base alla Potenza in Immissione Richiesta (PIR) Il servizio di connessione è erogato al livello di tensione della connessione esistente nei limiti di potenza già disponibile all Utente: se un Utente BT ha disponibili 200 kw in prelievo, può immettere fino a 200 kw sempre in BT Oltre i valori indicati, è facoltà del Distributore connettere comunque l utente al livello di tensione inferiore: per una richiesta (PIR) di 120 kw, il Distributore può proporre la connessione in BT, se compatibile con la rete

8 Tempi certi per la realizzazione della connessione 8 Da quando il richiedente comunica l avvenuta realizzazione della cabina utente (oppure, la disponibilità alla connessione in BT) E pari a: 30 giorni lavorativi, nel caso di lavori semplici 90 giorni lavorativi nel caso di lavori complessi, aumentato di 15 gg per ogni km di linea MT dopo il primo Ultimato l impianto di connessione, il Distributore ne comunica il completamento e la disponibilità all entrata in esercizio

9 Costi di connessione: corrispettivo convenzionale 9 A = [35 P + 90 P D A + 100] B = [ 4 P +7,5 P D B ] D A e D B : distanza in linea d aria [km]tra il punto di consegna e la cabina MT/BT (D A ) o la stazione AT/MT (D B ) del Distributore, in servizio da almeno cinque anni Linea in cavo: i parametri 90 e 7,5 vanno moltiplicati per due Impianto non raggiungibile con strada percorribile da automezzi; impianto separato dalla rete da tratti di mare, lago o laguna: i parametri 35, 90, 4 e 7,5 vanno moltiplicati per tre

10 Tempi e responsabilità (realizza il Distributore) gg se PIR 100 kw 45 gg se 100 kw< PIR 1000 kw 60 gg se PIR >1000 kw max 30 gg per BT max 60 gg per MT max 30 gg (lavori semplici) max 90 gg (lavori complessi) + 15 gg/km se dist.> 1 km max 10 gg t0 t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 Richiesta di connessione Richiedente Preventivo Distributore Presentazione Accettazione richieste preventivo autorizzazioni (se gestite dal distributore) Fine lavori Completament produttore CompletamentAttivazione o connessione x o lavori connessione connessio impianto ne Distributore Distributore Distributore Richiedente Richiedente Richiedente Pagamento corrispettivo per ottenimento preventivo Pagamento del 30% del corrispettivo per la connessione Pagamento del 70% del corrispettivo per la connessione

11 La misura: punti di prelievo; punti di immissione 11 Un utente connesso alla rete di distribuzione soltanto per prelevare energia elettrica prende il nome di utente passivo L utente che ha un impianto di produzione in parallelo con la rete (p.e. un impianto PV) diventa un utente attivo. l utente cede solo una parte dell energia prodotta (consuma la restante parte): utente attivo-passivo (cessione parziale dell energia prodotta). l utente cede in rete tutta l energia prodotta (salvo i servizi ausiliari): utente attivo-attivo solo l Utente attivo attivo si occupa in proprio della misura nel punto di scambio con la rete (M1)

12 Impianti FER in media tensione: il problema della misura 12 Utente passivo (cliente finale) Utente attivo (cliente produttore con carico) UTENTE ATTIVO-PASSIVO Utente attivo (cliente produttore senza carico) UTENTE ATTIVO-ATTIVO M1: misura dell energia scambiata ; M2: misura dell energia prodotta

13 13 IL PROCESSO DI CONNESSIONE ALLA RETE ASPETTI TECNICI

14 Le RTC vigenti per AT e MT (CEI 0-16): una Norma CEI preparata su impulso dell Autorità 14 Le RTC per la connessione alle reti di distribuzione sono sancite dall Autorità per contemperare le esigenze degli Utenti con le necessità dei Distributori La norma CEI 0-16, recante la Regola tecnica di riferimento è allegata a una Delibera AEEG (ARG/elt 119/08) Si tratta di norme CEI particolari: non sono facoltative, ma vincolanti per i Distributori e gli Utenti Hanno stabilito, per le reti MT, le caratteristiche del DDI e del SPI (le cui prestazioni interagiscono con le macchine rotanti)

15 Le RTC per la rete BT: Il Progetto CEI 1058 del giugno Le RTC per la connessione alle reti di distribuzione BT sono in corso di preparazione presso il CEI Da pochi giorni è Progetto CEI 1058 in inchiesta pubblica il documento:

16 Le RTC per la rete BT: Il Progetto CEI 1058 del giugno Contiene importanti novità nella direzione delle reti attive Lo scopo generale è quello di consentire la connessione di utenti attivi e passivi alla rete BT con il miglior compromesso tra prestazioni del sistema e costi da sopportare Per quanto riguarda le utenze attive: novità per il SPI e per il DDI; novità per la presenza di alcune richieste di servizi di regolazione per la rete; novità per la presenza di sistemi di comunicazione tra Utente Attivo e Distributore

17 Novità per il sistema di protezione di Interfaccia: SPI esterno oppure integrato nell inverter? 17 Il sistema di protezione di interfaccia deve essere realizzato tramite: un dispositivo dedicato (relè di protezione) per impianti di produzione con potenza complessiva superiore a 6 kw; un dispositivo integrato nell apparato di conversione statica oppure un dispositivo dedicato (relè) per impianti con potenza fino a 6 kw.

18 Novità per il sistema di protezione di Interfaccia sulle connessioni BT 18 Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) associato al DDI prevede: protezione di massima/minima frequenza protezione di massima/minima tensione comando di telescatto capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN finalizzati a presenza rete dati (al cambio taratura) La definizione dei segnali su protocollo serie CEI EN è in corso. Questi segnali, trasmessi dal Distributore ed uguali per tutti gli utenti attivi, saranno utilizzati direttamente dal SPI oppure trasformati in contatti puliti.

19 Novità per il sistema di protezione di Interfaccia BT: il Distributore comunica con l Utente 19

20 Le nuove regole di connessione alle reti: il ruolo della comunicazione 20 Le RTC per reti MT (Norma CEI 0-16; Del. ARG/elt 119/08) hanno introdotto per la prima volta lo scambio di segnali tra DNO e GD Nella RTC BT (Norma in corso di elaborazione, in vigore dal 2011), i relè GD ricevono segnali inviati dal DNO per teledistacco e presenza rete ICT In futuro, i generatori riceveranno segnali COMUNICAZIONE per operare: una regolazione locale di tensione una limitazione di potenza attiva erogata

21 Sistemi di comunicazione e segnali da scambiare 21 SISTEMI DI COMUNICAZIONE Rete internet: non necessita di supporti dedicati ed è già diffusa sul territorio Reti Wi-Fi e Wi-Max: supporti dedicati, bande libere o proprietarie Sistema PLC: già utilizzato sulla trasmissione Fibra ottica: nuovi sviluppi rete, non utilizzabile nel breve su reti esistenti SEGNALI DA SCAMBIARE TRA CP E GD E TEMPISTICHE INTERTRIP: comando di scatto del SPI inviato dal relè in CP al SPI della GD a seguito di comando di apertura del relè in CP (centinaia di ms) KEEP ALIVE: senza rete ICT il SPI restringe le soglie di intervento (1 s) REG V: modulazione della potenza reattiva (decine di secondi) LIMITAZIONE P: modulazione della potenza attiva (minuti) Altre applicazioni smart (pricing, ecc)

22 La Generazione Diffusa rivoluziona le reti: verso le Smart Grid 22 Data Power Power Data Power Data ICT New protections Negligible impact DG penetration [%]

23 SMART GRID: A basket with many balls (Carnegie Mellon University) 23 A smart grid is neither a clearly defined single concept nor a single technology. It is like a basket containing various combinations of balls: the context and the interpretation depend upon the user Some of them represent innovations that are still in the development phase while others stand for technologies which have already been applied for years

24 Sviluppi recenti: Del. ARG/elt 39/10, incentivi per le Smart Grid 24 Focus sulle reti attive Inversione di flusso come indicatore chiave della criticità della GD (profili di tensione, scatti intempestivi e degrado della qualità del servizio, rischio isola indesiderata) Integrazione DG nei sistemi di regolazione della tensione Diretto coinvolgimento degli Utenti Attivi Estensione dei progetti dimostrativi a demand response, storage, interventi BT Procedura di selezione Istanze delle imprese distributrici (entro settembre 2010) Indicatore di benefici attesi (approccio KPI) Selezione in base al rapporto cost/benefit Approccio sperimentale: messa in comune dei risultati

25 In conclusione: quale evoluzione delle reti? 25 Per aumentare la quantità di FER serve un maggiore apporto di GD la GD come nuovo driver dello sviluppo delle reti FV, CAR reti MT (in prospettiva BT) Due diverse possibilità di sviluppo: Costruire nuove reti / potenziare reti esistenti più rame e ferro: più investimenti in infrastrutture costi/benefici: è realmente vantaggioso per l utente? Rendere più intelligenti le reti esistenti investimenti mirati in infrastrutture più ICT maggiore coinvolgimento dell utente attivo: superare l approccio fit&forget, i generatori DEVONO fornire servizi alla rete

26 Un iniziativa interdipartimentale: Smart DG lab 26 SmartDGlab è un laboratorio interdipartimentale del Politecnico (Dipartimento di Energia; Dipartimento di Elettronica e Informazione) nato sotto l egida della Fondazione Politecnico di Milano con la finalità di concretizzare la ricerca applicata in ambito di reti attive (Smart Grid) I progetti ad oggi attivi a cui lavora SmartDGlab sono: AlpEnergy, progetto europeo volto a sviluppare tecniche innovative di coordinamento fra generazione e carico Milano Wi-Power, ambizioso progetto per provare e validare, sia con simulazioni, sia soprattutto con prove in campo, sistemi di comunicazione per relazionare le cabine primarie con i generatori diffusi