L evoluzione delle norme di connessione

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1 L evoluzione delle norme di connessione Maurizio Delfanti Politecnico di Milano Dipartimento di Energia Venerdì 21 Dicembre 2012

2 La generazione diffusa 2 Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio reso necessario dalla crescente attenzione ambientale ( ) Ciascuno stato membro dell Unione Europea ha istituito incentivi in Italia, i Certificati Verdi per tutte le FER, e il Conto Energia per il fotovoltaico. Le FER non sono concentrate, ma diffuse sul territorio: servono impianti di taglia media e piccola, raramente connessi in AT (eolico). Più spesso connessi in MT o in BT: Generazione Diffusa (GD) La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT), < 10 MW

3 la velocità con cui i sistemi elettrici evolvono è impressionante 3 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 gradiente medio, per il fotovoltaico, di circa 50 MW/giorno (ITA) +45% rispetto target PAN FV 2020 Previsioni per il 2015: circa MW di fotovoltaico; circa 9600 MW di eolico

4 e del tutto imprevedibile 4 Regione MARCHE Potenza di trasformazione AT/MT [MW] (fonte TERNA) 550 MW di FV installato in questa regione in un anno (fonte GSE)

5 Saturazione di rete: dati TICA e Enel Distribuzione 5 In Italia ci sono aree critiche, dove l accesso alla rete è difficile. In bordeaux sono indicate le aree per cui Pimm Pcmin > 0,9*Pn; In arancione sono indicate le aree per cui Pimm > Pcmin; In giallo sono indicate le aree per cui Pimm > 0,5*Pcmin; In bianco sono indicate le aree non critiche. Pcmin: potenza di carico dell area nel quarto d ora in corrispondenza del picco minimo regionale Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l area è sottesa Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)

6 Inversione di flusso: dati Enel Distribuzione 6 9% 7% Trafo AT/MT Inversione di flusso > 1% delle ore di funzionamento annue Fonte: Enel Distribuzione Inversione di flusso > 5% delle ore di funzionamento annue L inversione di flusso si ha in una percentuale significativa di trasformatori AT/MT (ogni Cabina Primaria - CP - ha mediamente due trasformatori ) La situazione sta peggiorando anche in BT; Presto, molte Cabine Secondarie (CS) funzioneranno in inversione di flusso

7 Perché la GD complica la gestione delle reti elettriche? 7 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

8 Come si comporta oggi la GD: Dispositivo Di Interfaccia 8 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

9 La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) 9 Per prevenire l islanding sulle reti di distribuzione, i sistemi di protezione di interfaccia (SPI) sono regolati con soglie restrittive (f;v) Hz 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)

10 La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) Il SPI della GD (che ha superato MW) scatta non appena la frequenza scende sotto a 49,7 Hz 10 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) impone 47,5 51,5 Hz In tutta Europa, ENTSO-e

11 L isola indesiderata 11 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 49, ,3 Il fenomeno dell islanding comporta problemi: sulla qualità dell alimentazione; Pc = 2 MW 50,3 Hz 47,5 Hz 51,5 sulla sicurezza di funzionamento della rete; SPI sulle procedure di ricerca selezione guasti; sulla ripresa del parallelo. 49,7 Hz PG = 2 MW

12 La GD che funziona in isola: un problema per il DSO 12 Il funzionamento in isola si distingue in: Isola su rete dell Utente (sempre ammessa): quando l impianto di produzione dell Utente alimenta l intera propria rete, o parte di essa, quando è separata dalla rete del Distributore Isola su rete del Distributore (mai ammessa): quando l impianto di produzione dell Utente alimenta l intera rete o parte dalla rete del Distributore

13 a cui si aggiungono altri nuovi problemi 13 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

14 L unica soluzione possibile il passaggio alle smart grid 14 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.

15 attraverso un percorso a livello europeo e nazionale L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale (codice europeo, ENTSO-E) dimensione internazionale 2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale (Technical Specification, CENELEC) dimensione internazionale 3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale Allegato A.70 e A.72 di TERNA dimensione nazionale; nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 dimensione nazionale

16 1. L'evoluzione delle regole a livello continentale: 16 Grid Code ENTSO-E voluto dalla Commissione Europea 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 il 13 Luglio ha sottoposto ad ACER un nuovo codice di rete europeo (RFG) Requisiti per la connessione alla dei generatori ACER, pur avendone riconosciuto l importanza (sicurezza del sistema, mercato interno dell energia e cross-border), il 14 Ottobre lo ha bloccato richiedendo maggiori approfondimenti (requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.)

17 2. L'evoluzione delle regole a livello continentale: TS del CENELEC 17 TC8X WG3 Organization TC8X/WG3 Requirements for connection of generators to distribution networks TF 1 Frequency related/active energy TF 3 Power quality TF 2 Voltage related reactive energy / active Energy TF 4 Protection including LOM and Reconnection Una prima versione della Technical Specification (non vincolante a livello nazionale) sarà a breve al voto dei vari Comitati Tecnici 17

18 3. L'evoluzione delle regole in Italia: il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia) 18 REQUISITI SMART!!!

19 3. L'evoluzione delle regole in Italia: le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011) 19 Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD: Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel 8 Marzo 2012); estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla GD (fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT; nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di sistema ed eventi locali (relè a sblocco voltmetrico); prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kw) Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel 2 Agosto 2012); disconnessione, per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed eolico MT, P>50 kw, solo immissione) su comando del TSO DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da remoto dal DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min; DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta qualche novità nella CEI 0-16:2013

20 3. L'evoluzione delle regole in Italia: le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012) 20 Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21) sono in corso di revisione (su mandato AEEG) per includere le prestazioni richieste dall A.70, dall A.72 e dal IV e V Conto Energia. La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative basate anche su comunicazione tra DSO e GD: SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto; regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica locale o comando del DSO (logica centralizzata, set-point di Q); regolazione frequenza/potenza LFSM-O; LVRT & OVRT; limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem GSM/GPRS che apre il DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)

21 Le modalità di applicazione dell'a.70: la Delibera 84/2012/R/eel 21 (Fonte: Casi Tensione della rete Periodo di entrata in esercizio dell impianto connesso alla rete* Prescrizioni da rispettare a) MT b) MT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012 Dal 01/07/2012 al 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente) c) MT Dopo il 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente) e certificato ai sensi della norma CEI 0-16 modificata d) BT e) BT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012 Dal 01/07/2012 al 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (par. 5 come derogato dall art. 4.1.d della delibera 84/2012/R/EEL taratura della protezione di frequenza Hz) Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente ad eccezione del par ) e norma CEI 0-21 modificata (interamente ad eccezione del par ) f) BT Dopo il 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 e certificato ai sensi della norma CEI 0-21 modificata (entrambi applicati interamente) g) MT (con potenza nominale > 50 kw) Entro il 31/3/2012 Impianto da adeguare all Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) entro il

22 Stabilità del SEN: campi di funzionamento in tensione e frequenza 22 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

23 Compatibilità delle protezioni con le esigenze di sistema: criteri di selettività delle protezioni 23 OBIETTIVO: prevenire che la regolazione ed il funzionamento delle protezioni di interfaccia interferiscano negativamente con il bilanciamento del sistema elettrico nazionale. Per minimizzare tali effetti le predette protezioni devono essere in grado di garantire: il distacco selettivo della GD soltanto per guasti sulle reti MT, quando il guasto insiste sulla stessa linea su cui sono collegati i generatori; il mantenimento in servizio della GD per perturbazioni di sistema con variazione transitoria della frequenza; limitare la probabilita di creazione di isole di carico in caso di apertura del tronco in MT.

24 Protezione 81V (relè di frequenza a sblocco voltmetrico) 24

25 Soglie permissive (47,5 51,5) Hz e telescatto per la GD 25 P C P G RICH. OK 0 MW V0> Vi> 50,3 Hz SPI DDI Hz CP UT.1 P C = 2 MW Vd < 49,7 Hz P GD = 2 MW P C P G RICH. OK 0 MW 51,5 Hz SPI DDI Hz UT.1 P C = 2 MW 47,5 Hz P GD = 2 MW 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 )

26 Regolazione di tensione: limiti violati quando la GD supera il carico 26 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)

27 Immettere potenza reattiva per ridurre la tensione 27 R L X L I inv V = R L I inv cosϕ X L I inv sinϕ V rete V inv P, Q V X I inv V X φ=0 V inv φ V inv V R ϕ I inv V R V rete Cosϕ = 1 (solo P) V rete Cosϕ = 0,90 (P e Q)

28 1. Servizi di rete: partecipazione della GD al controllo della tensione 28 Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica cos φ =f(p) L assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in questi casi, è finalizzato alla limitazione delle sovratensioni/sottotensioni causate dal generatore stesso a seguito della immissione di potenza attiva Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica Q = f(v) La GD deve consentire anche l erogazione/assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita secondo curve caratteristiche Q = f(v) Regolazione centralizzata Sarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte della GD nei limiti della proprie capability.

29 2. Servizi di rete: regolazione della potenza attiva 29 Limitazione di P per valori di tensione prossimi al 110 % di Un Al fine di evitare il distacco del generatore dalla rete per valori di tensione prossimi al 110%, deve essere possibile prevedere la limitazione automatica della potenza attiva immessa in funzione della tensione Limitazione di P per transitori di sovra-frequenza originatisi sulla rete È richiesto che la GD attui una opportuna regolazione locale in diminuzione della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza nominale

30 2. Servizi di rete: regolazione della potenza attiva 30 Aumento di P per transitori di sottofrequenza originatisi sulla rete (prescrizione allo studio) Al fine di contribuire al ristabilimento della frequenza nominale in presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete, ai i gruppi di generazione potrebbe essere richiesta una regolazione locale in aumento della potenza attiva Limitazione di P su comando esterno proveniente dal Distributore Sarà inviato un opportuno segnale di livello di potenza attiva da limitare da parte dell unità GD.

31 3. Servizi di rete: 31 sostegno alla tensione durante un ctocto (allo studio) Al fine di sostenere la tensione durante un cortocircuito in rete, alle unità di produzione potrebbe essere richiesto di immettere corrente reattiva induttiva durante il buco di tensione provocato dal cortocircuito Gli impianti di generazione non solo dovranno rimanere connessi alla rete in caso di cortocircuiti ma dovranno anche: sostenere la tensione erogando corrente reattiva induttiva; a guasto rimosso, non assorbire dalla rete potenza reattiva superiore a quella prelevata prima del guasto. Il servizio è richiesto in relazione a tutti i guasti che, per posizione o per tipo, sono in grado di provocare un abbassamento della tensione di sequenza diretta sulla rete MT ovvero: cortocircuiti sulla reti AAT ed AT di tipo trifase, bifase netto, bifase con terra e monofase; cortocircuiti sulla rete MT di tipo trifase, bifase netto e bifase con terra. Nessuna iniezione di corrente reattiva deve essere prevista in caso di guasto monofase a terra sulla rete MT.

32 4. Servizi di rete: partecipazione ai piani di difesa 32 La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o uguale a 100 kw. Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi di teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di telesegnali inviati da un centro remoto. Nella prospettiva delle smart grid le modalità di invio del segnale saranno effettuate tramite un sistema di comunicazione always on. Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso un sistema GSM/GPRS. Il servizio mira a risolvere sia criticità di rete insorte nel livello di tensione MT, individuate e governate dal DSO, sia criticità riferibili alle reti di livello superiore (AT ed AAT) gestite dal TSO. Le modalità di teledistacco possono essere di tipo: pianificato (modalità lenta) situazioni di sovratensione; congestioni sulla rete primaria; insufficiente capacità regolante del SEN; manovra del DSO con intervento immediato (modalità rapida) eventi di rete a dinamica rapida.

33 4. Servizi di rete: partecipazione ai piani di difesa 33

34 5. Servizi di rete: insensibilità agli abbassamenti di tensione 34 Per evitare che si verifichi l indebita separazione dalla rete in occasione di buchi di tensione conseguenti a guasti, l impianto di produzione deve soddisfare opportuni requisiti funzionali, che in letteratura internazionale sono indicati con l acronimo FRT (Fault Ride Through). Tensione (% Vn) 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,0 0,9 0,85 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 Zona di distacco non ammesso Zona di distacco ammesso Caratteristica OVRT Caratteristica OVRT Caratteristica LVRT Caratteristica LVRT Zona di distacco ammesso Zona di distacco ammesso 1,15 0,3 0,2 0, ,85 Impianti statici Tempo (ms)

35 Esercizio in presenza di FER: dati necessari ai fini del controllo del SEN 35 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. Capitolo 6 Allegato A.70 (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 in materia di dispacciamento (DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD.

36 Qualche spunto di riflessione: prospettive per le reti di distribuzione 36 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) avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato ) 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): sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11) nuove prospettive per il dispacciamento delle FER dimensione internazionale dimension e nazionale 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

37 37 GRAZIE PER L ATTENZIONE! (comments are welcome) maurizio.delfanti@polimi.it