Le novità delle ultime edizioni delle Norme CEI 0-21 e CEI 0-16

Prof. Maurizio DelfantiA.D. RSE

Ing. Fabio ZanelliniPresidente Commissione Tecnica - ANIE Energia

Trento, 20 Settembre 2019

Contenuti

Norme di connessione CEI 0-16 e CEI 0-21Regole tecniche di connessione

CEI CT316

Edizioni aprile 2019 – principali novità

• Funzionamento continuativo in parallelo con la rete

• Funzionamento in isola su carichi privilegiati

• Servizi di rete: nuova curva di FRT

• Sistema di protezione di interfaccia – derivata di frequenza

• Disponibilità delle grandezze elettriche al punto di connessione (solo CEI 0-16)

• Regolazione della potenza attiva per transitori di frequenza

• Impianti Plug & Play (solo CEI 0-21)

• Fac-simile dichiarazione di conformità per sistemi di accumulo

Delibera ARERA 149/2019 con tempistiche di applicazione

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Regole Tecniche di Connessione – Assetto italiano

ARERA regola l'accesso alle reti di tutti i livelli di tensione:• 380/220/150/132 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

Le Norme CEI 0-16 e CEI 0-21 sono emesse dal CEI, mediante il CT 316, un CT speciale partecipato da:• DSO; TERNA; utenti; ARERA; ANIE;….Le Norme CEI 0-16 e CEI 0-21 sono poi sussunte in delibera da ARERA, che ne dispone anchele tempistiche di applicazione e l’eventuale retroattività.

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CEI – CT316

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

Le norme elaborate dal CT316 valgono per le reti di distribuzione di media e di bassa tensione;in maniera marginale, si occupa anche di 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 con proprie delibere il processo di connessione dal punto di vista economico e procedurale;per la regolazione tecnica, ARERA ha delegato l’elaborazione delle Regole al CEI, compente in materia.

Questo spiega anche una specificità del CT316: sia la Norma CEI 0-16 (che regola la connessione alle reti di MT)che la Norma CEI 0-21 (che regola le connessioni alle reti BT) sono scaricabili gratuitamente dal sito web del CEI.

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ENTSOE & UE – I «Network Code» europei• RfG (Requirements for Generators) Regolamento (UE) 2016/631 (in vigore il 17/5/2016 e in applicazione nei Paesi membri dal

27/4/2019)Codice di rete che stabilisce i requisiti per la connessione degli impianti di generazione di energia elettrica (con P ≥ 800 W): gruppi digenerazione sincroni, parchi di generazione, parchi di generazione offshore.

• DCC (Demand Connection Code) Regolamento (UE) 2016/1388 (in vigore il 7/9/2016 e applicabile ai Paesi membri dal 18/8/2019)

Codice 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 fornireservizi di gestione della domanda ai DSO e al TSO.

• HVDC (High Voltage Direct Current Connections) Regolamento (UE) 2016/1447 (in vigore il 28/9/2016 e applicabile nei Paesi membri dal 8/9/2019)

Codice 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.

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Arera – Terna - CEI – Il recepimento di RfG DCC e HVDC

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• Il recepimento dei «Network Code» europei coinvolge Arera (anche per l’aggiornamento delle condizioni tecnicheper la connessione stabilite dal Testo Integrato Connessioni Attive o TICA, all. A alla delibera Arg/elt 99/08 e s.m.i.),Terna (per l’aggiornamento del Codice di Rete) e il CEI (per l’aggiornamento delle norme 0-16 e 0-21)

• Arera ha avviato il processo di recepimento dei Regolamenti con delibera 67/2017/R/eel del 16/2/2017(solo per RFG e DCC)

• Successivamente Arera, con delibere 273/2017/R/eel e 554/2017/R/eel (quest’ultima integrata dalla delibere845/2017/R/eel e 349/2018/R/eel) ha definito i criteri per la concessione di deroghe puntuali ai regolamenti stessie classificato come «tecnologia emergente» i gruppi per i quali sono state presentate richieste di deroga

• Dopo due consultazioni promosse da Terna e terminate il 27/2/2018 e il 12/5/2018 Arera ha approvato,con le delibere 384/2018/R/eel (13/7/2018) e 592/2018/R/eel (21/11/2018) le modifiche al Codice di Rete,chiarendo tra l’altro l’ambito di applicazione delle prescrizioni introdotte dal Regolamento RfG per i gruppi digenerazione nuovi ed esistenti oggetto di modifiche significative e rifacimenti parziali o totali(maggiori chiarimenti al seguente link https://www.arera.it/it/comunicati/19/190213.htm).

• Successivamente, con del. 82/2019/R/eel del 5/3/2019, Arera ha approvato il recepimento nel Codice di Rete Ternadei Regolamenti RfG e DCC

Arera – Terna - CEI – L’aggiornamento delle norme CEI 0-16 e 021

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• La revisione delle norme CEI 0-16 e 0-21ha seguito un percorso analogo, perfezionatocon la pubblicazione delle nuove edizioni il17/4/2019 (fascicolo 16796 per la 0-16 efascicolo 16797 per la 0-21, trasmesse adArera il 15/4/2019), dopo una fase diconsultazione pubblica avviata il 19/12/2018 eterminata il 25/2/2019

• Le novità principali riguardano l’allineamentocon quanto previsto dai Regolamenti RfGe DCC, in particolare l’aggiornamento dialcune caratteristiche funzionali dei generatori

• La delibera 149/2019/R/eel del 16/4/2019approva le varianti e ne definisce i tempidi applicazione (maggiori dettagli più avanti)

Prefazione CEI 0-16 (e 0-21)

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NOTARfG esplicitamente non si applica ai sistemi di accumulo, ma sono state fatte delle modifiche anche alle prescrizioni degli storageper analogia a quanto prescritto per i generatori statici.

Funzionamento continuativo in parallelo con la reteIl funzionamento continuativo in parallelo con la rete era precedentemente richiesto nell’intervallo di tensione85% Un ≤ Un ≤ 110% Un senza alcun’altra indicazione.

La nuova norma prevede che, nell’intervallo 90% Un ≤ Un ≤ 110% Un, i generatori debbano rimanereconnessi alla rete MT mantenendo costante in modo continuativo la potenza.Se, in condizioni particolari, la tensione scende nell’intervallo 85% ÷ 90%, i generatori devono rimanere connessie possono diminuire la potenza prodotta di qualche punto percentuale come previsto dalla norma stessa (art. 8.5.1).

Per quanto riguarda l’intervallo di frequenza, i generatori sincroni e asincroni devono essere in grado di rimanereconnessi alla rete negli intervalli e per i tempi indicati nella tabella. Per tutti gli altri tipi di generatori è richiestodi rimanere connessi alla rete illimitatamente per tutto il campo di frequenza tra 47,5 Hz e 51,5 Hz.

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Per i regimi di sottofrequenza,è ammessa una riduzione della massimapotenza producibile di qualchepercento, anche se è precisato che per igeneratori statici non è generalmentenecessaria alcuna riduzione dellamassima potenza producibile.

Requisiti costruttivi dei generatori e servizi di rete (1)Le curve di prestazione dei generatori (curve di capability) non sono state modificate. È stato richiesto, per impiantidi potenza superiore a 6 MW, di avere la capacità di aumentare la potenza attiva nei transitori in sottofrequenzae di regolare la potenza attiva per transitori di frequenza in condizioni di normale funzionamento, secondo quantospecificato nell’All. X «Requisiti addizionali per i gruppi di generazione di impianti con potenza massima oltre i 6 MW»

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Requisiti costruttivi dei generatori e servizi di rete (2)

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Profilo di LVFRT per i generatori sincroni in impianti oltre 11,08 kW

Profilo di LVFRT dei parchi di generatori in impianti oltre 11,08 kW

I servizi di rete sono stati modificati richiedendo ai generatori sincroni e asincroni le seguenti nuove prestazioni:• l’insensibilità ai buchi di tensione (nuovo profilo di Fault Ride Through o FRT, con adeguamento prot. Min. V di SPI)• La partecipazione al controllo della tensione per i generatori asincroni con P ≥ 6 MW• La regolazione della potenza attiva in caso di transitori di sovrafrequenza• La partecipazione ai piani di difesa per i generatori ≥ 100 kW

Regolazione della potenza attiva per transitori di frequenzaSono stati modificati i valori di partenza della regolazione della potenza attiva per transitori di sovra frequenza(per i sistemi di accumulo anche di sotto frequenza) che passano rispettivamente da 50,3 Hz a 50,2 Hze da 49,7 Hz a 49,8 Hz (modifiche valide per CEI 0-16 e 0-21)

12Regolazione P(f) per i sistemi di accumulo

Funzionamento in isola su carichi privilegiatiLa nuova CEI 0-16 definisce il caso, non contemplato esplicitamente prima, degli inverter FV e dei sistemi di accumulocon porta «grid» e porta frequentemente chiamata «EPS» (Emergency Power System) o «Backup» o «Emergenza».L’abilitazione di quest’ultima deve essere determinata dall’intervento del SPI (deve esserci un opportuno interblocco).

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SPI: derivata di frequenza

La soglia di regolazione della protezione di minima tensione (27.S2) è stata modificata da 0,3 Un a 0,15in accordo con il nuovo profilo FRT, mentre non sono state modificate le soglie di frequenza.

È stata richiesta inoltre una insensibilità della protezione di interfaccia a transitori rapidi di frequenza (df/dt)con valori fino a 2,5 Hz/s.

Conseguentemente, nell’Allegato E “Caratteristiche e prove del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI)”,è stata aggiunta la corrispondente verifica di insensibilità alla derivata di frequenza (art.4.2.18).

In pratica, non è stata aggiunta una nuova funzione alla protezione di interfaccia, ma solo un requisito di insensibilitàai transitori rapidi di frequenza che permette di rispettare la richiesta dell’RfG di non disconnettere i generatoriin caso di transitori di frequenza fino al suddetto valore.

È stato infine esplicitato che, ai fini della verifica periodica dell’SPI con cassetta prova relè, occorre verificare il tempo diintervento del DDI (par. E.5.2, nota 149), che non deve superare 70 ms per interruttori MT e 100 ms per interruttori BT.

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Disponibilità delle grandezze elettriche al punto di connessione(solo 0-16)

La nuova CEI 0-16 (paragrafo 8.10) introduce alcune indicazioni sulla frequenza di scambio e le modalità di trasmissionedelle grandezze al punto di connessione. In particolare, richiede una frequenza di aggiornamento pari a

• 10 minuti per le grandezze elettriche calcolate conformemente alla Norma EN 61000-4-30, e quindi tensione,corrente, potenza attiva e reattiva;

• 20 secondi per impianti di potenza superiore o uguale a 1 MW a cui è richiesta l’osservabilità dal Distributoree/o dal Gestore;

• 4 secondi per impianti a cui è richiesta dal Gestore la visibilità in tempo reale, nell’ambito di servizi apartecipazione volontaria.

La nuova norma indica infine la modalità di scambio dei dati: per Terna sono trasmessi tramite protocollo dicomunicazione IEC 870-5-104 mentre per il Distributore con protocollo IEC 61850.

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Impianti plug and play solo 0-21

Impianti di potenza nominale non superiore a 350 W completi e pronti alla connessione all’impianto elettricotramite una spina ad una presa. La norma prescrive che il generatore P&P possa essere collegato solo ad una presadedicata e visivamente identificabile rispetto alle altre prese all’interno dell’impianto elettrico dell’utente(ove l’installatore qualificato ha previsto un circuito dedicato in partenza dal quadro di distribuzione)

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Per ogni POD è ammessa la connessione di un solo impianto P&P.

Non è possibile installare un P&P nel POD dove è già installatoun impianto incentivato.

Il funzionamento in isola per gli impianti plug & play non è consentito.

Un utente che collega un impianto P&P deve inviare al DSO il «Modellounico semplificato di notifica di impianto P&P» definito da Arerae deve sottoscrivere il regolamento di esercizio semplificato previstoper impianti di potenza fino a 800 W (nuovo Allegato Gbis)

Sistemi di accumulo – Revisione normativa (non da RfG!)

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Anche se le RfG non si occupano dei sistemi di accumulo (SdA), si è colta l’occasione della revisione normativaper intervenire sulle parti relative ai SdA, come di seguito specificato. Nell’Allegato Bbis, relativo alle prove sui SdA,sono state introdotte semplificazioni (numerosità e ripetitività delle prove), con riferimento a SdA scalari e modulari.E’ stata introdotta in entrambe le norme di connessione la nuova definizione di “famiglia di generatori”: un insieme digeneratori dimensionati su differenti taglie di potenza del convertitore (o “sottosistema di conversione di potenza”)e/o su diverse taglie di capacità di energia degli elementi accumulatori (o “sottosistema di accumulo”) che condividano:

• la medesima tecnologia/tipologia del convertitore;

• lo stesso numero di fasi;

• la medesima tecnologia/tipologia degli accumulatori;

• un identico sistema elettronico di controllo (o “sottosistema di controllo”) nelle sue componenti HW e SW,con i trasduttori dimensionati in funzione delle diverse taglie di potenza e capacità.

Nell’allegato Nbis, è stato inserito un fac-simile per la dichiarazione di conformità che i costruttori devono redigereper dichiarare la conformità del sistema di accumulo alla norma, con l’indicazione di tutti i parametri necessariper l’identificazione dello storage.

Sistemi di accumulo – Fac-simile dichiarazione di conformità (1)

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a) Dati da riportare nel caso di un’apparecchiatura unica:

Sistemi di accumulo – Fac-simile dichiarazione di conformità (2)

b) Dati da riportare nel caso in cui il sistema di accumulo sia una combinazione di componenti (inserire tutte le combinazioni provate):

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Delibera ARERA 149/2019

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«Tempistiche per l’applicazione delle nuove edizioni della Norma CEI 0-16 e della norma CEI 0-21 ai finidell’implementazione del Regolamento (UE) 2016/631 e del Regolamento (UE) 2016/1388» - 16/4/2019

La precedente edizione della norma CEI 0-16:2014-09 e relative Varianti e la norma CEI 0-21 – Edizione 2016si continuano ad applicare:• Nel caso di impianti classificabili come esistenti ai sensi dei Regolamenti RfG e DCC, oppure;• Per impianti entrati in esercizio entro il 21 dicembre 2019.

Le nuove edizioni 2019 si applicano per le connessioni di nuovi impianti successive al 21 dicembre 2019.

Per le richieste di connessione presentate fino al 31 marzo 2020, per attestare la conformità è sufficienteuna dichiarazione sostitutiva di atto notorio del costruttore, redatta ai sensi del D.P.R. 445/00.Dopo tale data è necessaria la dichiarazione di conformità del costruttore con i riferimenti ai test report.

Circa le prove sui generatori rotanti (sincroni e asincroni), Arera ha stabilito che definirà le tempistichea seguito della pubblicazione, da parte del CEI, dell’Allegato Nter alla norma CEI 0-16 e Bter alla norma CEI 0-21.

Delibera ARERA 149/2019 – Impianti «esistenti» e «nuovi»

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(art. 4, paragrafo 2) «Ai fini del presente regolamento, un gruppo di generazione è considerato esistente se:

• è già connesso alla rete alla data di entrata in vigore del presente regolamento (17/5/2016); oppure

• Il titolare di impianto di generazione ha concluso un contratto finale e vincolante per l’acquisto di macchinaridi generazione principali entro due anni (17/5/2018) dall’entrata in vigore del regolamento.Il titolare dell’impianto di generazione è tenuto a comunicare la conclusione del contratto al pertinente gestoredi sistema e al pertinente TSO entro 30 mesi (17/11/2018) dall’entrata in vigore del regolamento

La notifica trasmessa dal titolare dell’impianto di generazione al pertinente gestore di sistema e al pertinente TSOindica almeno il titolo del contratto, la data della firma, la data dell’entrata in vigore e le specifiche dei macchinaridi generazione principali da costruire, assemblare o acquistare».

Arera ha inoltre previsto che gli impianti di produzione di energia elettrica già in esercizio alla data di entratain vigore della delibera 384/2018 (13/7/2018) siano classificati come impianti esistenti.

Per analogia, le scadenze sugli impianti di consumo sono: 7/9/2016, 7/9/2018, 7/3/2019 (impianti già in esercizioalla data di entrata in vigore della delibera 82/2019 ossia 6/3/2019 sono esistenti).

Attività in corso presso il CT316

• Allegati T e O su Controllore Centrale d’Impianto

• Allegati Nter CEI 0-16 e Bter CEI 0-21 su prove per generatori rotanti

• Capitolo 7 della CEI 0-16: regole di connessione AT. Mantenere o spostare in CdR Terna?

• TF UVAM per gruppi elettrogeni e UPS

• TF recepimento Norme Cenelec EN 50549-1 e -2

• TF Sistema Limitazione Potenza Immessa in rete

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Grazie per l’attenzione

anienergia.anie.it