Le modifiche alle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 per ...€¦ · • dei sistemi di distribuzione, compresi i sistemi di distribuzione chiusi (SDC); • delle unità di consumo, utilizzate

Le modifiche alle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 per armonizzarle alle nuove regole europee

M. Delfanti; E. De Berardinis; F. IannelloCEI CT 316 Trento, 25 gennaio 2019

Trento, 25 gennaio 20192

Cosa fa il Comitato Tecnico 316 del CEI

Il Comitato Tecnico 316 si occupa delle regole tecniche di connessione: prescrizioni che devono essere rispettate nel processo di connessione alle reti di distribuzione, sia dagli utenti (richiedenti la connessione), sia dai distributori.

Le norme elaborate dal CT 316 valgono per le reti di distribuzione di media e di bassa tensione; in maniera marginale, anche della connessione alle reti di distribuzione di alta tensione.

La connessione alle reti elettriche è regolata da ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente);‐ ARERA regola direttamente (con proprie delibere) il processo di connessione dal punto di vista economico e procedurale,‐ per la regolazione tecnica della connessione, l'Autorità ha delegato l’elaborazione delle Regole al CEI.

Questo spiega anche una specificità del CT 316: sia la Norma CEI 0‐16 (che regola la connessione alle reti di media tensione) che la Norma CEI 0‐21 (che regola le connessioni alle reti BT) sono disponibili e scaricabili gratuitamente dal sito web del CEI.

L'Autorità ha ritenuto che questi documenti fondamentali, complementari al Codice di Rete (per la rete di trasmissione), debbano essere disponibili gratuitamente a tutti (progettisti, installatori, funzionari dei DSO, costruttori, ecc.).

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Le peculiarità delle regole tecnichedi connessione alle reti di distribuzione

Le norme preparate dal CT316 ai fini della regolazione tecnica delle connessioni degli utenti sono norme assai particolari.

Mentre le norme CEI costituiscono un riferimento assunto a regola d’arte in virtù della legge n. 186 del 1968, le Regole tecniche di connessione assumono il connotato di obbligatorietà, in quanto richiamate da provvedimenti di ARERA, che ne rendono necessaria l'applicazione durante il processo di connessione.

Le norme tecniche di connessione CEI 0‐16 e CEI 0‐21 rappresentano il miglior compromesso tra:• le esigenze di qualità di servizio ed elevate prestazioni delle reti, tipicamente espresse dalle imprese di distribuzione, e• le esigenze di semplificazione e di contenimento dei costi, particolarmente sentite dagli utenti.

Queste esigenze diverse trovano il loro luogo naturale di composizione nel Comitato Tecnico 316, dove il CEI ha reso disponibili, sia direttamente sia tramite opportune relazioni con altri comitati tecnici, tutte le competenze necessarie, compresa quella della stessa Autorità, presente con propri delegati presso il CT 316.

Una volta che il testo, dopo discussione in Comitato ed inchiesta pubblica da parte del CEI, è pubblicato come Norma, è necessario che tutti gli attori del processo di connessione conformino i propri comportamenti.

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Un po’ di storia della regolazione tecnicadella connessione alle reti di distribuzione

Inizialmente, con la Delibera 136/04, l'Autorità ha avviato il procedimento di formazione delle regole tecniche di connessione, chiedendo al CEI di istituire un Gruppo di Lavoro (GdL 136/04);

Questo assetto è stato utilizzato per il periodo intercorrente tra l'anno 2004 e l'anno 2011; di quel periodo è la prima edizione della Norma CEI 0‐16 (2008), che ha ripreso e razionalizzato le regole previgenti, emanate su base volontaria dai Distributori (una su tutte, la DK 5600 di Enel “Criteri di allacciamento di clienti alla rete MT della distribuzione”).

Successivamente, nell'anno 2011, il CEI ha ritenuto opportuno costituire un Comitato Tecnico ad hoc che si occupasse delle regole tecniche di connessione, l’attuale CT 316.

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I prodotti della regolazione tecnica della connessione:CEI 0-16

Il lavoro del CT 316 consiste nella pubblicazione e aggiornamento delle norme di connessione, la CEI 0‐16 e la CEI 0‐21 .

Le attività di normazione sulla materia delle connessioni sono iniziate con la prima edizione della CEI 0‐16,il cui scopo principale è stato superare le norme tecniche previgenti (emesse dai singoli distributori) in modo da conseguire un quadro di prescrizioni tecniche univoco e coerente a livello nazionale.

Questo obiettivo (non banale) è stato conseguito con la prima edizione della norma, datata febbraio 2008.

Le prescrizioni di tale norma sono state importanti, per esempio, per la selettività tra protezioni del distributore e dell’utente, in un tempo in cui la qualità del servizio era di fortissimo interesse per l’Autorità.

A questa prima edizione, è subito succeduta la seconda (luglio 2008), che ha visto poi due varianti. Con la terza edizione (dicembre 2012), si sono introdotte novità importanti in tema di Generazione Distribuita (GD), anche alla luce del tumultuoso sviluppo degli impianti di GD (soprattutto fotovoltaici) indotto dagli incentivi.

La quarta edizione, edita nel settembre del 2014, conteneva come novità importante la connessione dei sistemi di accumulo. La quarta edizione, attualmente in vigore, ha subito tre varianti.


I prodotti della regolazione tecnica della connessione:CEI 0-21

A partire dal 2011, alla Norma MT (la CEI 0‐16) abbiamo affiancato l’analoga Norma BT: la CEI 0‐21.

La necessità di una regolazione omogenea nazionale è data dall’affermazione degli impianti di GD di potenza ridotta (dal domestico fino a decine di kilowatt), che vengono connessi alle reti di BT.

Del dicembre 2011 è la prima edizione della Norma CEI 0‐21;

La stessa norma ha visto una seconda edizione nel giugno del 2012, segnata dal recepimento di importanti novità date dalla Delibera 84/12 in materia di sicurezza della rete di trasmissione in presenza di un massiccio apporto di GD.

La terza edizione, edita nel settembre del 2014, conteneva (come per la MT) la connessione dei sistemi di accumulo.

La quarta edizione, in vigore, è del luglio 2016, e ha subito una variante (V1, 8/2017).

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Regole tecniche di connessione:l’assetto italiano

• ARERA regola l'accesso alle reti di tutti i livelli di tensione:• 380/220/150/150/132 kV Rete di trasmissione AAT/AT gestita da TERNA• 23/20/15/10 kV Reti di distribuzione MT, gestite dai DSO• 400/230 V Reti di distribuzione in BT, gestite dai DSO

• La connessione degli utenti alle Reti di Trasmissione è soggetta alle prescrizioni del Codice di Rete.• Il Codice di rete è emesso da TERNA, con l'approvazione di ARERA.

• La connessione degli utenti alle Reti di distribuzione MT (e BT) è soggetta alle prescrizioni delle norme CEI:• Norma CEI 0-16 Reti di distribuzione MT• Norma CEI 0-21 Reti di distribuzione BT

• La CEI 0-16 e la CEI 0-21 sono emesse dal CEI, mediante il CT 316, un CT speciale partecipato da:• DSO; TERNA; utenti; ARERA; ANIE;….

• La CEI 0-16 e la CEI 0-21 sono poi sussunte in delibera da ARERA


La regolazione e la normazione tecnica: dimensione nazionale ed europea

EU

ITALIA

ACERENTSO-E

CODES

CENELEC

EuroNorm (EN)

ARERATERNA

CODICE di RETE

CEI

Norma CEI 0-16

Norma CEI 0-21


Il processo in corso:recepimento dei regolamenti europei

• RfG (Requirements for Generators) Regolamento (UE) 2016/631Codice di rete che stabilisce i requisiti per la connessione degli impianti di generazione di energia elettrica:gruppi di generazione sincroni, parchi di generazione, parchi di generazione offshore.

• DCC (Demand Connection Code) Regolamento (UE) 2016/1388Codice di rete che stabilisce i requisiti per la connessione alla rete:

• degli impianti di consumo connessi al sistema di trasmissione;• degli impianti di distribuzione connessi al sistema di trasmissione;• dei sistemi di distribuzione, compresi i sistemi di distribuzione chiusi (SDC);• delle unità di consumo, utilizzate da un impianto di consumo o da un sistema di distribuzione chiuso

per fornire servizi di gestione della domanda ai DSO e al TSO

• HVDC (High Voltage Direct Current Connections) Regolamento (UE) 2016/1447Codice di rete che stabilisce i requisiti per la connessione alla rete dei sistemi in corrente continua (cc) ad alta tensione (HVDC) e dei parchi di generazione connessi in cc.


Recepimento dei Codici di Connessione


RFG: Soglie di potenza definite e ambito di applicazione delle norme CEI

TIPO C

TIPO B

TIPO A

CEI 0-21Impianti di

taglia ≤ 11,08 kW

Impianti di taglia > 11,08

kW

NO

CEI 0-16

NO

Impianti di taglia ≤ 6 MW

Impianti tra 6 MW e 10 MW connessi alla rete MT o AT del distributore

Per i gruppi di tipo C connessi alla rete di distribuzione saranno indicati requisiti addizionali in Allegato Xdella norma CEI 0-16


Recepimento dei Codici di Connessione


Inchiesta pubblica del CEI:progetto C. 1226


Inchiesta pubblica del CEI:progetto C. 1227


Prefazione CEI 0-16


Prefazione CEI 0-16


Recepimento RfG :interfaccia logica e teledistacco (art. 13.6 del RfG)

Dal Regolamento RfG:«Il gruppo di generazione è dotato di un'interfaccia logica (porta d'ingresso) al fine di interrompere la produzione di potenza attiva entro cinque secondi a seguito di un'istruzione ricevuta alla porta d'ingresso. Il pertinente gestore di sistema ha la facoltà di specificare i requisiti per le apparecchiature affinché l'impianto possa essere controllato a distanza.»

La proposta di applicazione:

• Attualmente è esplicitato nelle norme CEI 0‐16 e 0‐21 che per i test (rispettivamente All. E e All. A) è richiesto che lo scatto avvenga entro 50 ms; tale requisito quindi è conforme ai 5s richiesti dall’RfG e non deve essere modificato.

• Nell’Allegato M per la partecipazione al piano di difesa è stato esplicitato che l’attuazione del distacco deve avvenire entro 5 s dalla ricezione del segnale.


CEI 0-16: Allegato M


Recepimento RfG:funzionamento in isola (art.15.5.b dell’RfG)

Secondo il documento di recepimento dell’RfG consultato e inviato ad ARERA:

« Per i gruppi di generazione di tipo C connessi alle reti di distribuzione, come disciplinato nella norma CEI 0‐16 il funzionamento in isolaè normalmente ammesso sulla rete del Titolare dell’impianto di generazione; il funzionamento in isola sulla rete del gestore di sistemanon è ammesso, salvo casi regolamentati su specifica richiesta e secondo accordi con il pertinente gestore di sistema e/o Terna.»

Nella versione in consultazione è stata proposta la seguente modifica:

«Il Distributore può temporaneamente (per esempio per motivi di manutenzione, o per il rapido ripristino del servizio elettrico)mantenere in esercizio in isola intenzionale porzioni di rete MT di sua pertinenza.[…]In alcuni casi, tipicamente qualora l’assetto provvisorio di rete si prolunghi nel tempo, l’alimentazione temporanea può avvenirestipulando accordi tra titolari di impianti di produzione, distributori connessi, Gestore della RTN ed eventuali Utenti passivi(per esempio carichi disturbanti o di potenza rilevante) connessi alla porzione di rete MT interessata.»

Tale punto è stato lungamente discusso nel GdL al fine di raggiungere una formulazione che comprenda casi specificidel quadro italiano e che tenga in considerazione il diffondersi dello storage nelle reti di distribuzione.


Funzionamento di porzioni di rete MT di distribuzione in isola intenzionale


Funzionamento di porzioni di rete MT di distribuzione in isola intenzionale


Aumento della potenza attiva per il transitorio di sottofrequenza(art. 15.2.c dell’RfG)


Aumento della potenza attiva per il transitorio di sottofrequenza(art. 15.2.c dell’RfG)


Valori di potenza per la connessione ai differenti livelli di tensione

E’ stata modificata per chiarezza la tabella della norma CEI 0‐16 relativa alla potenza che è possibile connettere in funzione del livello di tensione, in modo tale da rendere evidente che per gli impianti di produzione e utilizzazione dipotenza superiore a 10 MW è prevista la connessione in alta tensione:


Valori di potenza per la connessione ai differenti livelli di tensione


«per quanto riguarda lo scambio di informazioni: i. gli impianti di generazione di energia sono in grado di scambiare informazioni

con il pertinente gestore di sistema o con il pertinente TSO in tempo reale o periodicamente…, secondo quanto specificato dal pertinente gestore di sistema o dal pertinente TSO;

ii. il pertinente gestore di sistema, in coordinamento con il pertinente TSO,specifica il contenuto degli scambi di informazioni, precisando l'elenco esatto dei datiche l'impianto di generazione deve fornire.»

Recepimento RfG:scambio dati (gruppi di generazione nuovi di tipo B)

Testo RfG:

• Il tema dello scambio dati all’interno della normativa CEI è trattato Par. 8.10 della CEI 0‐16

• L’infrastruttura Utente per rendere disponibili le misure è definita nel Allegato O«Controllore Centrale di Impianto» che prevede l’obbligatorietà del CCI per impianti di potenza pari ad almeno 1 MW o che forniscono servizi di rete


Disponibilità delle grandezze elettricheal punto di connessione (8.10)


Disponibilità delle grandezze elettricheal punto di connessione (8.10)


Architettura generale di sistemaTSO DSO DG, ma anche TSO Aggregatore DG

TSO Center

Local Center

Local Center

DSO Center

Local Center

Local Center

Gatew.conc.

Gatew.conc.

Transmission network

Distribution network

RTU

RTU

RTU

RTU

Plant connectedto TN

RTU

Plant connectedto TN

RES‐NP plant connected to TN interconnected to Aggregator

CCI CCI CCIDG plant connected to MV or LV network

AS directacquisition

AS directacquisition

AggregatorControl Center

TSO Control Infrastructure

DSO Control Infrastructure

DSO control Center

Gatew.conc.

Gatew.conc.

CCI CCI CCIDG plant connected to MV or LV network coordinated by Aggregator

AggregatorControl Center


SERVIZI DI RETE, AGGREGATORI E FLUSSI DI DATI(slide cortesia di ARERA)

G

GD

C

TSO

DSO

Direct communication link between the TSO

and the distribution network users

Unclear responsibilities!

TSO can require action in direct contact with the

distribution network user, without asking the DSO

Putting at risking local network security!

L’ Aggregatore (BSP), sulla base di richieste del SO, impartisce gli ordini alle risorse attive.

Tratto da: EDSO paper “Data Management: The role of Distribution System Operators

in managing data” (2014)

G

GD

CDR

TSO

DSO

BSPUna soluzione cloud-based garantisce che tutti i diversi soggetti

(TSO, DSO, BSP) abbiano le informazioni pertinenti al proprio ruolo.


Schema generale CCI

La figura non indica la possibilità di inter‐comunicazione non regolata

fra gli attori interconnessi

ELEMENTI D’IMPIANTO CONTROLLABILI

CCI PI MODEM(ALL. M)

V PdC

segnali e misure singoli

apparati

comandi

IMPIA

NTO

RETE

GPS

orario

info sgancio

info stato

sgancio

stato

Conn

essio

neuten

te lo

cale

SMS

TERMINALE LOCALE

DSOTSO

IEC 61850Data M

odel Protezioni

IEC 61850Data M

odel CCI

CONTATORE

chain 2 (opz.)

TELELETTURA

connessione utenteremoto

TERMINALE UTENTE REMOTO

SERVIZI PER LA COMUNICAZIONE

PG

info stato

Aggr. n

Aggr. 2

Aggr. 1

La figura rappresentai servizi funzionali

per la comunicazione del CCI


Monitoraggio: flussi di potenza e stato

• Il CCI è predisposto per acquisire e trasmettere: misure delle principali grandezze elettriche dell’impianto (P,Q,V) al PdC; misure di P e Q delle diverse unità di generazione, aggregate per fonte primaria (solare, eolico, accumulo, ecc.).

• Le misure di P, Q e V relative al PdC devono essere aggregate secondo quanto previsto dalla EN 61000-4-30 paragrafo4.5.3 classe S (tempo aggregazione 10 min).

• Il CCI è predisposto per acquisire e trasmettere le informazioni relative allo stato dell’impianto, e alla modalità operativanella quale si trova il CCI: stato operativo complessivo dell’impianto (On/Off) stato operativo delle unità di generazione (On/Off) stato operativo delle unità di accumulo (On/Off) modalità operativa di funzionamento dell’impianto (funzioni di regolazione)

• Ogni variazione significativa dello stato degli elementi d’impianto dovrà essere acquisita dal CCIe resa disponibile all’interfaccia esterna per la notifica in un tempo massimo di 3 s dall’evento.


Partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento

• I servizi sottesi ai meccanismi del Mercato per il Servizio di Dispacciamento sono: Servizi di Bilanciamento; Regolazione terziaria di potenza Regolazione secondaria di potenza

• Ciascuno dei tre servizi ha requisiti specifici, descritti nel Codice di Rete;la validazione dell'idoneità dell'impianto a fornire determinati servizi deve avvenire attraverso appropriati test, nonoggetto dell’ allegato.

• Per la partecipazione dell’impianto, tramite soggetto Aggregatore, il CCI deve implementare: una funzione in grado di ricevere un comando esterno per il “Set-Point della Potenza Attiva” i servizi logici per la comunicazione (diretta o indiretta) con l’Aggregatore secondo standard IEC61850 le misure al PdC per il monitoraggio dell’impianto con frequenza prescritta


Monitoraggio e funzione per la partecipazione al MSD

• Al fine della partecipazione dell’impianto ai meccanismi di mercato, il CCI deve essere predisposto per acquisire e

trasmettere la misura “istantanea” della potenza attiva dell’impianto (P) al punto di consegna,

• ottenuta dai campioni di misura con tempo di aggregazione pari a 3 s,

• complete di marca temporale ed indicazione di qualità.

• La modalità di trasmissione di queste misure prevede di rendere disponibili le stesse con la stessa periodicità

dell’aggregazione, ovvero ogni 3 s.

• La scadenza di ogni periodo è sincrona con gli istanti a 00, 03, 06 ecc. s di ogni minuto

• La funzione Set-Point della potenza attiva su comando esterno obbliga l’impianto,

nei limiti della capability dei suoi elementi, ad immettere al PdC il valore di potenza attiva richiesta.


In estrema sintesi


Allo studio: deroghe alle norme di connessionein caso di attività sperimentali sulla rete del DSO.

Si definisce attività sperimentale finalizzata alla ricerca pertinente la rete di distribuzione una qualsiasi attività che il DSO consenta ai fini di potenziali migliorie/innovazioni nella gestione:

• della propria rete, e/o • della rete di trasmissione nazionale, e/o• degli utenti connessi

nel rispetto dei vincoli di sicurezza e qualità del servizio, e che veda almeno la partecipazione di un ente/istituto di ricerca, italiano o internazionale, nonché il coinvolgimento continuativo del DSO competente.

In caso di attività sperimentali finalizzate alla ricerca, il DSO ha facoltà di concedere deroghe dalle Norme di Connessione.

I tratti fondamentali delle deroghe sono:• la limitazione temporale (al termine dell’attività, i dispositivi impiegati ai fini dell’attività dovranno funzionare

in maniera compatibile con i requisiti delle Norme di Connessione vigenti all’atto della richiesta di connessione);• la limitazione spaziale (la numerosità/complessiva potenza dei dispositivi impiegati ai fini dell’attività

non dovrà costituire pregiudizio per la sicurezza del sistema elettrico interconnesso.


Allo studio: deroghe alle norme di connessionein caso di attività sperimentali sulla rete del DSO.

Il giudizio sull’ammissibilità delle deroghe spetta al Distributore competente;All’atto della concessione della deroga, il DSO ne dà opportuna comunicazione ai seguenti soggetti:

• CEI• ARERA;• TERNA;• GSE (qualora siano coinvolti aspetti relativi all’incentivazione degli impianti di produzione).

Su base semestrale, un’apposita Commissione Tecnica costituita in seno al CT 316 provvederà a valutare l’andamento delle deroghe concesse, con particolare attenzione

• alla numerosità/complessiva potenza dei dispositivi impiegati ai fini dell’attività • ai requisiti oggetto di deroga

Se del caso, saranno fornite eventuali indicazioni circa possibili limitazioni alle successive deroghe concesse dai Distributori.


Le microgrid al Politecnico:Campus Leonardo; Campus La Masa

SEDE Milano CITTA’ STUDI – campus LEONARDO SEDE Milano BOVISA – campus LA MASA

• Simulazione accurata da parte dellaCommissione Energia

• Progetto di massima già completato

• Potenza nominale da 2MWel a copertura di tutto il campus

• Rete TLR a bassa temperatura

• Assetto microgrid• Partecipazione a MSD

Progettazione impianto di trigenerazione:• Energia Elettrica e Riscaldamento per tutti gli edifici Raffrescamento per gli edifici 19, 20 e 21

→ L’impianto soddisfa oltre il 75% del fabbisogno el. annuo


Microgrid e servizi di flessibilità per il campus Leonardo:supporto al sistema elettrico nazionale (chiamata di TERNA)

Trigeneratore + Gen. Emergenza→ copertura totale utenze→ aumento qualità e affidabilità del servizio

•Alimentazione di emergenza•Continuità del servizio elettrico•Servizi energetici e di flessibilità

I 2 GE vengono attivati su comando di TERNA

In questo modo, il carico di Leonardo è alleggerito

Si forniscono 1,6 MW di flessibilità alla rete

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Le modifiche alle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 per ...€¦ · • dei sistemi di distribuzione, compresi i sistemi di distribuzione chiusi (SDC); • delle unità di consumo, utilizzate