Seminario LA NUOVA NORMA CONNESSIONI IN BASSA TENSIONE. Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia; tendenze a livello europeo

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1 Seminario LA NUOVA NORMA CONNESSIONI IN BASSA TENSIONE Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia; tendenze a livello europeo Ing. Alberto Cerretti, Enel Distribuzione Prof. Maurizio Delfanti, Politecnico Milano Mezzocorona (TN) 28 ottobre 2011

2 SITUAZIONE ATTUALE E PROSPETTIVE DI EVOLUZIONE Sviluppo iniziale dei sistemi elettrici basato su forme di generazione centralizzata: energia elettrica prodotta in impianti di grande potenza unitaria (centrali elettriche, reti di trasmissione) Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio reso necessario dalla crescente attenzione per le problematiche ambientali La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT) Le attuali modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione MT/BT 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

3 IL CONTESTO EUROPEO E QUELLO ITALIANO: T&D In Europa: reti di T&D sviluppate (mediamente) meglio che nel resto del mondo, compresi gli USA In Italia: reti di T&D sviluppate (mediamente) meglio che nel resto d Europa (come in Francia, meglio che in ) La rete AT italiana è già SMART (ENEL, poi GRTN/TERNA) La rete MT italiana è tra le più SMART d Europa! Smart metering: altrove (EU) si sperimenta, in Italia 33 milioni di contatori intelligenti in campo Automazione (con ICT, pur ridotto): in IT nodi MT automatizzati E importante valutare quali sono però le barriere tecnologiche e regolatorie

4 INVERSIONE DI FLUSSO: CRITICITA LEGATE ALLE PROTEZIONI Inversione di flusso: la potenza attiva fluisce dalla rete MT verso la rete AT Criticità legate alle protezioni e all automazione di rete hanno crescente incidenza sulle reti (e sulle linee) in cui il flusso di potenza, per almeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, si inverta. A livello di interfaccia AT/MT (CP): A livello di singola linea MT: possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi all intera CP possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi alla specifica linea MT

5 COME SI COMPORTA OGGI LA GD: FIT&FORGET, SISTEMA DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA, NORMA CEI 0-16 I generatori connessi alla rete MT sono dotati di un dispositivo che assicura la disconnessione dell impianto in caso di problemi sulla rete (DDI). Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI): è un relé che dispone esclusivamente di informazioni di tipo locale. diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi del SPI per guasti esterni per quanto sensibili siano le regolazioni, il SPI non può distaccare la GD se Pc~Pg in emergenza RTN la GD viene distaccata, aggravando il fenomeno: blackout 2006: persi 2000 MW di GD in rete quanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere?

6 SMART GRID: A BASKET WITH MANY BALLS (CANERGIE MELLON UNIVERSITY) The 'smart grid' is commonly presented as an indispensable part of the future power system. It is claimed that a true liberalized electricity market with a high penetration of distributed generation will only be able to supply a high degree of power reliability if grids are made smart But what exactly is a 'smart grid'? 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

7 GENERAZIONE DIFFUSA: L IMPATTO PROSPETTICO SULLE RETI Data Power Power ICT Data Power Data New protections Negligible impact DG penetration [%]

8 LE NUOVE REGOLE TECNICHE DI CONNESSIONE ALLE RETI: LA GD RICEVE SEGNALI DAL DNO Le Regole Tecniche di Connessione (RTC) sono elaborate dal CEI su impulso dell Autorità per l energia elettrica e il gas 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 DSO e GD La Norma BT in corso di elaborazione (CEI 0-21) e in vigore dal 2011 prevede: novità per il SPI e il DDI protezione massima/minima frequenza e tensione comando di telescatto capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN finalizzati a presenza rete dati (cambio taratura) richieste alla GD di servizi di regolazione per la rete regolazione locale di tensione limitazione di potenza attiva erogata

9 UN ESPERIMENTO IN CORSO: IL PROGETTO MILANO WI-POWER RETI DI ENERGIA E RETI DI COMUNICAZIONE 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 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 e CONTROLLABILE

10 IL PROGETTO MILANO WI-POWER: SISTEMI DI COMUNICAZIONE E SEGNALI DA SCAMBIARE 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)

11 ESITI DEL PROGETTO: QUALE EVOLUZIONE DELLE RETI? Per aumentare la quantità di FER serve un maggiore apporto di GD la GD come nuovo driver dello sviluppo delle reti eolico reti AT (in parte MT); fotovoltaico 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 avvicinare carico e generazione maggiore coinvolgimento dell utente superare l approccio fit&forget, i generatori DEVONO fornire servizi alla rete

12 INVERSIONE DI FLUSSO: CRITICITA LEGATE ALLE PROTEZIONI Inversione di flusso: la potenza attiva fluisce dalla rete MT verso la rete AT Criticità legate alle protezioni e all automazione di rete hanno crescente incidenza sulle reti (e sulle linee) in cui il flusso di potenza, per almeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, si inverta. A livello di interfaccia AT/MT (CP): A livello di singola linea MT: possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi all intera CP possibile degrado delle prestazioni per gli utenti sottesi alla specifica linea MT

13 TENDENZE A LIVELLO EUROPEO Relativamente alle tematiche delle smart grids ci sono numerose iniziative in corso, in generale non coordinate fra loro. Citiamo, fra le altre: Iniziative CENELEC: CLC/FprTS /2011 Requirements for the connection of generators above 16 A per phase - Part 1:Connection to the LV distribution system CLC/FprTS /2011 Requirements for the connection of generators above 16 A per phase - Part 2: Connection to the MV distribution system Entrambe bocciate in fase di voto. Attualmente, si stanno valutando opzioni alternative Project: IEC/PAS Ed. 1.0, approvato, derivato da IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems

14 TENDENZE A LIVELLO EUROPEO Iniziative EU: Smart Grid Mandate M/490 EN, Brussels 1st March 2011 Standardization Mandate to European Standardisation Organisations (ESOs) to supporteuropean Smart Grid deployment che ha prodotto SGCG Report Standardisation Gaps Prioritisation for the Smart Grid, v2.1, Altre iniziative EU commissionate ad ACER (ASSOCIAZIONE REGOLATORI europei) e, da questa affidata ad EnTSOE (ASSOCOAZIONE TSO europei). Al momento sono in corso di elaborazione 2 documenti: EnTSO-E Draft Requirements for Grid Connection Applicable to All Generators; Draft EnTSO-E Network Code for Operational Security according to art. 6 of REGULATION (EC) n 714/2009 of the European Parliament and of the Council of on conditions for access to the network for cross border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) n 1228/2003

15 TENDENZE A LIVELLO EUROPEO Iniziative singole nazioni, fra le quali, di particolare rilevanza: E VDE-AR-N 4105Generators connected to the low-voltage distribution network - Technical requirements for the connection to and parallel operation with low-voltage distribution networks, Germania, bozza del 30 settembre 2010 Norma CEI 0-16, II a ed., Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica, emessa il 06 agosto 2008; Progetto CEI C Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica, attualmente in fase finale di discussione.

16 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Incremento correnti di cortocircuito Il problema esiste in caso di presenza di generatori sincroni. Il problema è drasticamente ridotto in presenza di generatori che presentano inverter verso la rete di distribuzione (anche con sincroni lato Utente), in quanto la Icc3Φ massima è circa 1,2 In. Soluzioni: Generalizzazione inverter lato rete; Adozione di protezioni di massima corrente direzionali (67) Revisione delle regolazioni delle protezioni di linea MT con adozione di un minimo ritardo intenzionale ( 200 ms, previa verifica rete ed utenza) per passare da reattanza subtransitoria a transitoria/sincrona 16

17 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Incompatibilità nei confronti del sistema di automazione della rete MT Errata localizzazione del guasto a causa contributo alla corrente di cortocircuito da parte della GD Fallimento automazione a causa del sostentamento guasto/mancato distacco GD entro tempo di attesa alle richiusure Soluzioni: Generalizzazione inverter lato rete Protezioni e rilevatori di guasto con funzione direzionale (67) Revisione delle regolazioni delle protezioni/rilevatori con adozione di un minimo ritardo intenzionale Selettività logica fra rilevatori di guasto e protezioni di linea, estesa all impianto dell Utente (DG secondo CEI 0-16) Teledistacco della GD a valle degli organi di richiusura automatica 17

18 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Regolazione di tensione sulle reti MT e BT e variazioni lente di tensione sulle reti MT e BT Problematiche con legge di regolazione sul variatore sotto carico dei TR AT/MT e con compound Problematiche per variazioni lente di tensione in caso di connessione di GD lungo linee MT: limitazione principale alla hosting capacity! Problematiche conseguenti all inversione del flusso di potenza reattiva verso la rete dei TSO. Soluzioni: Adozione generalizzata di inverter lato rete con possibilità di regolare il cos ϕ da 0,9 in anticipo a 0,9 in ritardo in modo continuo (eventualmente anche con riduzione di P a Q costante), sia con leggi locali, che a seguito invio comandi/set point da DSO/TSO. Rifasamento anche di notte, per compensare capacità cavi MT! 18

19 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Soluzioni (segue): Rivisitazione normativa ed economica complessiva per: il servizio di trasmissione che tenga conto delle mutate esigenze delle reti di distribuzione in presenza di GD? il servizio di distribuzione che preveda la eventuale realizzazione retribuita di sistemi di compensazione continui, con possibilità sia di produrre che di assorbire reattivo, tramite inverter (non fattibile con banchi di condensatori), su sbarre MT di Cabine Primarie da parte Distributori qualora la regolazione da parte della GD non sia sufficiente? I servizi di rete erogati dalla GD? 19, etc)

20 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Effetto della reg. Q sulla hosting capacity Es 1: Linea aerea Cu 50 mm 2, I th =230 A, R km =0,4 Ω/km, X km =0,4 Ω/km, L = 7 km, GD a cosϕ = 1, carico preesistente max 2,41 MW a cos ϕ = 0,9, max V a Pcc= 1,05% Hosting capacity= 4,95 MW 20

21 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Effetto della regolazione del reattivo sulla hosting capacity Es 2: Linea aerea Cu 50 mm 2, I th =230 A, R km =0,4 Ω/km, X km =0,4 Ω/km, L = 7 km, GD a cosϕ = 0,95 in assorbimento reattivo, carico preesistente max 2,41 MW a cos ϕ = 0,9, max V a Pcc= 1,05% Hosting capacity= 7,38 MW 21

22 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Effetto della reg. Q sulla hosting capacity Es 3: Linea aerea Cu 50 mm 2, I th =230 A, R km =0,4 Ω/km, X km =0,4 Ω/km, L = 7 km, GD a cosϕ = 0,95 in produzione reattivo, carico preesistente max 2,41 MW a cos ϕ = 0,9, max V a Pcc= 1,05% Hosting capacity= 3,73 MW 22

23 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Effetto della reg. Q sulla hosting capacity Es 4: Linea aerea Cu 50 mm 2, I th =230 A, R km =0,4 Ω/km, X km =0,4 Ω/km, L = 7 km, GD con 0,9 cosϕ 0,95 in assorbimento reattivo, carico preesistente max 2,41 MW a cos ϕ = 0,9, max V a Pcc= 1,05% Hosting capacity= 7,74 MW, limite termico del conduttore! 23

24 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Problemi di isola indesiderata In presenza di un approssimativo equilibrio fra generazione e carico può sussistere il problema dell isola indesiderata, particolarmente se si apre un OdM del Distributore in assenza di guasti in rete (manovre di esercizio). Il fenomeno dell isola indesiderata può verificarsi a livello di singola linea MT o BT od a livello di sbarra MT. Al crescere della GD, in funzione della stagionalità, delle curve di carico, del diagramma di produzione complessive della GD e del posizionamento degli OdM (automatici, in prima battuta, ma anche manuali) l isola può verificarsi ovunque sulla rete di distribuzione. Solo nel caso di linea dedicata, l isola indesiderata sulla singola linea non può sussistere Determinanti sono le caratteristiche del generatore, del regolatore di tensione, del regolatore di velocità e le caratteristiche del motore primo. Nel caso di inverter è fondamentale la logica di controllo degli stessi:, gli inverter per il PhV sono in grado di sostenere la tensione di rete. 24

25 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Problemi di isola indesiderata: effetti della richiusura su inverter non disconnessi ed effetti sulla tensione in assenza della rete di distribuzione 25

26 V [p.u.] 2,5 1,5 0,5 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Effetti della regolazione della soglia di frequenza e del tempo di attesa alla richiusura rapida sulla tensione ai capi del generatore in caso di mancato intervento della PI (per non superamento della soglia) V ed angolo α in funzione della regolazione di f e di T RR TRR [ms] α [ ] V[ 0,2 hz] V [0,3 Hz] V [0,5 Hz] V [1 Hz] V [0,8 Hz] a [0,2 Hz] a [0,3 Hz] a [0,5 Hz] a [0,8 Hz] a [1 Hz] Problemi di isola indesiderata - effetti delle regolazioni impostate su PI L effetto delle regolazioni delle soglie di min/max f è legato al tempo di attesa alla richiusura rapida da parte del Distributore. A priori l effetto di variazioni delle regolazioni non è predeterminabile, per generatori rotanti si riteneva accettabile uno sfasamento massimo di 30. Stringere le regolazioni, inoltre, determina distacchi intempestivi e può mettere a rischio la sicurezza del sistema elettrico.

27 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Problemi di isola indesiderata Soluzioni: Generalizzazione del telescatto/comunicazione con sistema di protezione/automazione/controllo del Distributore sulle PI (esterne e/ eventualmente embedded negli inverter), con rilassamento delle regolazioni della PI in presenza della rete di comunicazione, irrigidimento in assenza (funzionamento su misure locali) Adozione funzioni di PI (in locale, senza telescatto/comunicazione) idonee al ciclo di richiusura automatica/ciclo di automazione adottato dallo specifico Distributore (ad esempio in grado di variare le regolazioni in funzione di guasto su rete di trasmissione o di perturbazione SEN, di potere regolare soglie larghe dove non possa mai esistere possibilità di isola indesiderata, etc.) 27

28 Principali problematiche ed esigenze per i distributori Problemi di isola indesiderata Soluzioni: Definizione caratteristiche e comportamento dei generatori (inverters, in particolare) relativamente alla Low Voltage Fault Ride Through capability coordinata con regolazioni PI (modalità di esercizio del singolo DSO). Richiedere agli inverterter la capacità di resistere alla possibile richiusura in controfase Non è possibile risolvere i problemi a livello di sola norma di prodotto inverters in quanto non esiste, a livello normativo europeo, tranne rare eccezioni, una normativa impianti condivisa. Anche all interno della medesima nazione ciascun Distributore può avere un proprio peculiare sistema. 28

29 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia Key components Smart Sensors Smart Protections Smart Meters Smart Components Advanced SCADA Storage Distribution Management System Communications GIS Security 29

30 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia Sicurezza del sistema elettrico P2 project (finanziato da MISE attraverso POI) Concordato con TERNA per la sicurezza del sistema elettrico

31 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia Qualità del servizio elettrico DL DL DG DCS DCS DCS DCS DG DG DCS DCS DCS DCS DG DG DCS DCS DCS DG P4 project (finanziato da MISE attraverso POI) DCS Progetto SCHEMA (finanziato dalla CCSE)

32 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia Regolazione della tensione P3 project (finanziato da MISE attraverso POI) AEEG act 39/10 project (promosso e finanziato in parte da AEEG)

33 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia Isola indesiderata e sicurezza del sistema elettrico AEEG act 39/10 project (promosso e finanziato in parte da AEEG) 33

34 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia: ADDRESS ADDRESS si basa sul concetto che, in un futuro di smart grids, ci sarà una maggiore necessità di partecipazione attiva degli utenti alla gestione del sistema di potenza (Active Demand AD) ed una crescente attenzione degli stessi verso i temi ambientali e di efficienza energetica ADDRESS ha l ambizione di sviluppare un architettura che favorisca e permetta una facile gestione dell ACTIVE DEMAND per gli utenti commerciali e residenziali basata su; Intelligenza distribuita ed ottimizzazione locale, al fine di ottimizzare e prevedere correttamente le richieste di potenza (rela time); una flessibilità di sistema che permetta un esercizio più affidabile e sicuro della rete rimuovendo le barriere commerciali e regolatorie che ancora ostacolano la completa integrazione delle RER ADDRESS è nato nell ambito di FP7 (

35 Progetti ed iniziative sperimentali di smart grids in Italia: ADDRESS Consumer providing AD: utenti domestici e del piccolo terziario con fornitura in bassa tensione monofase o trifase inferiore a 100 kw (assorbimento e/o generazione) Energy Box: serve per l ottimizzazione ed il controllo degli apparecchi utilizzatori e funge da interfaccia con l Aggregator. Aggregator: mediatore fra gli utenti ed il mercato, raccoglie le richieste dei primi ed i segnali del secondo; raggruppa e considera le esigenze e la flessibilità degli utenti consentendo di creare un reale servizio di ACTIVE DEMAND che tenga conto delle offerte del mercato DSO: gioca un ruolo fondamentale in quanto gli utenti sono connessi alla sua rete della quale ha la responsabilità dell esercizio migliore, efficiente e sicuro. MARKETS and CONTRACTS: forniscono l energia, smussano i picchi di domanda, riducono le situazioni di congestione di rete forniscono servizi di rete, etc. 35

36 Grazie per l attenzione Ing. Alberto Cerretti Enel Distribuzione S.p.A. Ingegneria e Unificazione alberto.cerretti@enel.com Prof. Maurizio Delfanti Politecnico di Milano Dipartimento di Energia maurizio.delfanti@polimi.it 36