Le regole tecniche per la connessione alla rete

LE REGOLE TECNICHE PER LA CONNESSIONE ALLA RETE ELETTRICA

La nuova RTC BT

Alessandro Fatica

Ingegneria e Unificazione

Enel Distribuzione S.p.A.Roma, 11 Novembre 2010Roma, 11 Novembre 2010

Uso: Pubblico

Copyright Enel Distribuzione S.p.A. Tutti i diritti riservati 2

• Connessioni alla rete di Enel Distribuzione;

• Attuale schema normativo;

• Possibili modifiche contenute nella nuova RTC BT del CEI

• Nuove strategie di Enel per la gestione della GD;

• Iter di certificazione previsto da Enel;

• Risultati raggiunti con le certificazione dei dispositivi BT.

Connessione alla rete elettrica di Enel Distribuzione

Indice

Uso: Pubblico


600Clienti AT

100.000Clienti MT

1.630 Cabine Primarie

Linee MT334.000 km

408.000Cabine secondarie

Linee BT 756.000 km

33.000.000Clienti BT

Gli ImpiantiLa rete di Enel Distribuzione

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Connessioni di impianti di produzioneRichieste di connessione MT

Trimestre

2010

N° richieste totali pervenute in ciascun trimestre, con soluzione di connessione su rete Enel Distribuzione

2006 2007 2008 2009

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Trimestre

Connessioni di impianti di produzioneRichieste di connessione BT

N° richieste totali pervenute in ciascun trimestre, con soluzione di connessione su rete Enel Distribuzione

20102007 2008 2009

Uso: Pubblico


Connessioni di impianti di produzioneRichieste in corso

Fotovoltaico

26.353 MW

Eolica

14.253 MW

Gas di discarica e biomasse

4.775 MW

Biogas

536 MW

Idraulica

719 MW

Nonrinnovabili

1.508 MW

NUMERO 52.179 2.346 848 557 523 324

Dati aggiornati al 31.08.2010

Dettaglio per fonte energetica

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Fotovoltaico

875 MW

Eolica

2.298 MW

Gas di discarica e biomasse

656 MW

Biogas

281 MW

Idraulica

602 MW

Nonrinnovabili

1.649 MW

NUMERO 56.988 222 180 311 577 556

Impianti connessi

Dettaglio per fonte energetica

Connessioni di impianti di produzione


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Gestione Produttori: Rete MT/BTConfronto Potenza Richiesta / Carico massimo

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

PIL LOM TRI ERM TOU LAM CMP PUB CAL SIC SAR

Potenza richiesta (in corso) su rete MT-BT [MW]Assorbimento massimo MT-BT 2007 [MW]

Totale nazionale

33.900 MW

39.545 MW


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Ad esempio 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 sia per i Distributori che gli Utenti.

Le RTC

Le RTC (Regole Tecniche di Connessione) per la connessione alle reti di distribuzione sono sancite dall’AEEG www.autorita.energia.it per contemperare le esigenze degli Utenti con le necessità dei Distributori

http://www.autorita.energia.it/

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Attuale schema normativo

Impianti in MT o AT Impianti in BT

Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione ed. 1.1

CEI 0-16 ed. 2

(Prossimamente in revisione)

Comitato Elettrotecnico Italiano

Documenti di riferimento RTC

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Nova RTC-BT

Su impulso dell’AEEG sono in corso i lavori ormai da oltre un anno per definire le Regole Tecniche di Connessione alle reti di bassa tensione (RTC-BT).

I lavori hanno visto la partecipazione di esperti provenienti dal mondo della distribuzione, della produzione, componentistica industriale (inverter, protezioni, ecc) e da quello accademico.

La futura norma (C1058) è stata in inchiesta pubblica per circa 6 mesi (fino al 15 settembre 2010).

E’ attesa l’emissione di una nuova norma CEI (0-18)?E’ attesa l’emissione di una nuova norma CEI (0-18)?

Anche questa norma verrà allegata ad una delibera dell’AEEG, sarà pertanto vincolante per Distributori e Utenti così come lo è già la CEI 0-16.

Comitato Elettrotecnico Italiano

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Nuova RTC-BT

La parte relativa agli Utenti attivi (produttori) contiene le novità più importanti!

Sarà cura dell’Autorità definire successivamente come la Norma BT verrà utilizzata nella regolazione del servizio di connessione

La norma definitiva potrebbe subire modifiche anche sostanziali rispetto a quanto di seguito descritto.

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Nuova RTC-BT

• Immissione della componente continua per impianti con convertitori statici;

• Squilibri di potenza transitori superiori a 6 kW;

• Per impianti oltre 10 kWp insensibilità degli inverter agli abbassamenti di tensione LVRT (Low Voltage Ride Through);

• Nuovi limiti sulla taglia dell’impianto per la PI “integrata” nell’inverter;

• Nuove caratteristiche della PI

» Fissati i tempi di intervento in maniera univoca

» Protocollo IEC 61850

» Doppio banco di taratura

» Telescatto

Novità

Le principali novità rispetto ad oggi riguarderanno le seguenti tematiche:

La norma definitiva potrebbe subire modifiche

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Nuova RTC-BT

Immissione DC

Il parallelo con la rete del distributore avviene per la quasi totalità dei casi tramite un inverter.

Questo può iniettare in rete una certa quantità di componete continua.

Fino ad oggi era consentito utilizzare un controllo elettronico della DC solo per impianti con taglia fino a 20 kWp. Supertata tale taglia dell’impianto era sempre necessaria l’installazione di un TR di isolamento esterno.

BT

BT

alla rete

La nuova RTC-BT prevede di poter sempre eliminare il TR di isolamento, qualora l’inverter sia dotato di protezione sensibile alla DC

Tale protezione può anche essere integrata nella PI o essere un elemento a se stante

Rimane il limite di massima DC pari a 0,5% di In


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Nuova RTC-BT

Squilibri di potenza

In condizioni di funzionamento normale dell’impianto resta valido il limite di 6 kW per il massimo squilibrio tra le fasi.

La nuova RTC-BT prevede però di poter superare tale limite in maniera transitoria con i seguenti valori e tempi:

permanente ≤ 6 kW

temporaneo per 30 min ≤ 10 kW

temporaneo per 1 min > 10 kW

Il controllo del massimo squilibrio potrà essere effettuato direttamente dagli inverter se dotati di un opportuno controllo e bus di comunicazione (oggi molti lo implementano già) oppure con un dispositivo esterno.


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Nuova RTC-BT

Insensibilità agli abbassamenti di tensione

Per impianti con potenza complessiva superiore a 10 kW l’inverter deve essere in grado di superare un certo buco di tensione senza staccarsi dalla rete.

Quello che si richiede è che il generatore nell’area in verde resti collegato alla rete seppure erogando P=0. L’area in arancio potrebbe essere un limite tecnico.

10 – 30%

70%

100%-10%

+10%

0 200 400 500

Vac %

Funzionamento normale

Con tensione di rete nuovamente a ±10% il generatore deve erogare la stessa potenza precedente il buco entro 100 ms

Distacco del generatore

Non deve distaccarsi ma può erogare P=0


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Nuova RTC-BT

Limite PI integrata

La RTC fissa un nuovo limite per il quale è possibile utilizzare le funzioni di PI integrate nell’inverter:

Per PI integrata nell’inverter si intende una PI realizzata nella stessa scheda elettronica dell’inverter e per la quale non è possibile definire una separazione fisica dei due componenti.

Impianti con potenza complessiva ≤ 6 kW la PI può essere integrata nell’inverter

Impianti con potenza complessiva > 6 kW la PI deve essere esterna


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DOPPIO BANCO DI TARATURA:

• protezione di massima/minima frequenza

• protezione di massima/minima tensione

• comando di telescatto

• capacità di ricevere segnali su protocollo serie IEC 61850 finalizzati a presenza rete dati (al cambio taratura)

La definizione dei segnali su protocollo serie CEI EN 61850 è in corso.

Questi segnali, trasmessi dal Distributore ed uguali per tutti gli utenti attivi,saranno utilizzati direttamente dalla PI oppure “trasformati” in contatti puliti.

Nuova RTC-BT

Caratteristiche PI


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DOPPIO BANCO DI TARATURA:

Il primo set di regolazioni, sostanzialmente le attuali, privilegia il distacco del gruppo di generazione al fine di evitare l’isola indesiderata.

Il secondo set, meno restrittivo, da utilizzare in presenza di opportuna rete di comunicazione, privilegia la continuità della generazione e l’assenza di distacchi intempestivi, lasciando l’onere del distacco del gruppo al sistema di telescatto, a sua volta non più legato all’ intervento delle protezioni, ma all’interruzione della continuità elettrica fra il generatore stesso e la rete di distribuzione (MT ed AT).

Tale strategia è estremamente efficace; tuttavia, è necessaria una rete di comunicazione che, al momento, è in via di definizione (anche combinazioni di diverse tecnologie).

Il requisito principale della rete è quello di trasmettere un opportuno segnale di tele distacco in tempi coerenti con le esigenze di esercizio della rete (sostanzialmente non superiore al tempo di attesa alla richiusura rapida impostato sulla protezione di linea del Distributore diminuito di 200 ms÷250 ms).

Caratteristiche PI

Nuova RTC-BT

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In condizioni di rete sana la GD è considerata preziosa per eventuali perturbazioni di rete, si accetta che essa possa restare in produzione in un range di frequenza molto esteso.

Caratteristiche PI

Nuova RTC-BT

Protezione Soglia di intervento

Tempo di intervento

59 1.13 Vn 0.1 s

27.S1 0.7 Vn 0.4 s

27.S2 0.15 Vn 0.2 s

81>S1* 50.5 Hz 0.1 s

81<S1* 49.5 Hz 0.1 s

81>S2 51 Hz 0.1 s

81<S2 48 Hz 0.1 s

* Soglia inibita in presenza di segnale di rete sana


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Schema logico-funzionale del SPI

Nuova RTC-BT

Caratteristiche PI


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L

e 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

N

ella RTC-BT i relè della GD ricevono segnali inviati dal DNO per teledistacco e presenza

rete ICT

I

n futuro, i generatori riceveranno segnali per operare:

•u

na regolazione locale di tensione

•u

na limitazione di potenza attiva erogata

COMUNICAZIONE

Nuova RTC-BT

Importanza della rete di comunicazione

Enel sta sviluppando sia gli algoritmi che i segnali da trasmettere su protocollo IEC 61850 al fine di gestire la GD

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RGDM-I

•Funzioni di protezione avanzate

•Misure P,Q e cosφ

•DRA

•Selettività logica

•Gestione GD (regolazione di tensione, tedistacco)

•Comunicazione evoluta con IEC 61850

Il progetto prevede l’uso di intelligenza distribuita e del protocollo IEC61850 in Cabina Primaria, un’ adeguata rete di comunicazione a banda larga verso le cabine/generatori/carichi allacciati alla rete MT, la modifica dei sistemi centrali di telecontrollo, degli apparati di campo (Remote Terminal Unit, protezioni e rilevatori di guasto) e degli apparati del Cliente/Produttore MT.

Connessione alla rete elettrica di Enel Distribuzione

Sviluppo nuovi componenti

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PI per la connessione alla rete elettrica di Enel

Effettuazione di prove di tipo

Iter di certificazione previsto da Enel

Documenti di riferimento:

- Sezione F.14 della “guida per le connessione alla rete elettrica di Enel Distribuzione”

- Norme IEC

Chi può eseguire le prove:

Laboratori di prova in possesso di ISO/IEC 17025 e accreditati per eseguire le prove richieste dalla guida.

In Italia i laboratori in possesso della ISO/IEC 17025 sono consultabili sul sito www.accredia.it

Fase 1

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Verifica e validazione dei risultati delle prove



- Sezione F.14 della “guida per le connessione alla rete elettrica di Enel Distribuzione”

-Norme IEC

-Test report

Chi può eseguire la verifica:

-Organismi di ispezione ISO/IEC 17020;

-Organismi di certificazione di prodotto UNI EN 45011

In Italia gli organismi accreditati sul sito www.accredia.it

Quelli europei sono consultabili sul sito www.european-accreditation.org

Fase 2

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Dichiarazione di conformità



-Sezione F.14 della “guida per le connessione alla rete elettrica di Enel Distribuzione”

-ISO 9001 del costruttore dell’apparato

-Verifica marchiatura CE

Chi può emettere la dichiarazione di conformità:

-Organismi di ispezione ISO/IEC 17020;

-Organismi di certificazione di prodotto UNI EN 45011

Fase 3

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Lo scopo della certificazione è quello di garantire un livello adeguato minimo di qualità ai prodotti installati sulla rete elettrica di Enel e destinati ad interagire con essa sia in caso di normale funzionamento che in caso di guasto.

Risultati raggiunti con la certificazione

Le garanzie offerte ai Costruttori con la certificazione di prodotto sono la possibilità di competere sul mercato con prodotti aventi una base tecnologica minima uguale per tutti, la procedura permette di scegliere liberamente sia dove effettuare le prove, sia da chi far emettere la dichiarazione di conformità. Ad Enel rimane un ruolo di arbitro, il quale effettua controlli a campione sui dispositivi certificati richiedendo test report o effettuando prove di conformità al tipo a proprie spese presso laboratori di fiducia.

Inoltre, il soggetto più debole fra quelli coinvolti, cioè l’Utente finale, ottiene egli pure una adeguata garanzia relativamente al prodotto che acquista.

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Grazie per l’attenzione

Ing. Alessandro FaticaEnel Distribuzione S.p.A.

Ingegneria e Unificazione

[email protected]

Le regole tecniche per la connessione alla rete

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