Seminario LA NUOVA NORMA CONNESSIONI IN BASSA TENSIONE La nuova … · tensione di rete nonostante...

Seminario LA NUOVA NORMA CONNESSIONI IN BASSA

TENSIONE

La nuova Norma CEI 0-21: novità per la connessione di utenti attivi alle reti di

distribuzione BT (prog. C1058)

A.Cerretti

Enel Distribuzione S.p.A.Mezzocorona (TRENTO), 28 ottobre 2011

Mezzocorona, 28 ottobre 2011

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

Nel caso di Utenti attivi, oltre alle prescrizioni generali relativi agli utenti passivi si devono rispettare ulteriori prescrizioni (come per 0-16).•E’ scomparsa la distinzione fra generatori “in grado di sostenere la tensione di rete” e “non in grado di sostenere la tensione di rete”. Questa non è aderente alla realtà in quanto gli inverters (a cominciare da quelli per impianti PhV), sono perfettamente in grado di sostenere la tensione di rete nonostante l’asserzione della Guida CEI 82-25•E’ stata, invece, introdotta, la classificazione:

1. generatori rotanti sincroni direttamente connessi alla rete (senza interposizione di sistemi di raddrizzamento/inversione);

2. generatori rotanti asincroni direttamente connessi alla rete (senza interposizione di sistemi di raddrizzamento/inversione);

3. generatori di qualsivoglia tipologia connessi alla rete medianteinterposizione di sistemi di raddrizzamento/inversione (inverterlato rete di distribuzione).

I generatori di cui alle tipologie 1) e 2) sono anche citati nel seguito come “generatori direttamente connessi”; i generatori di cui alla tipologia 3) sono anche citati nel seguito come “generatori indirettamente connessi”.

TIPOLOGIA DEI GENERATORI


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CAPACITA’ DEI GENERATORI INDIRETTAMENTE CONNESSI DI SOSTENERE L’ISOLA

Isola indesiderata verificatisi in

Spagna e determinata da

invertersfotovoltaici.

Guida CEI 82-25 da

aggiornare in concomitanza

all’ufficializzazione della CEI 0-

21 e del rifacimento della 0-16


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Conseguenze dell’isola indesiderata:

•Condizioni di lavoro pericolose

•Limitazioni e maggiore attenzionerelativamente alle azioni di manutenzione e/o esercizio della rete

•Perdita di efficacia dell’automazione di rete

L’isola indesiderata implica un certoequilibrio fra le potenze generate edassorbite (attive e reattive).

Si ipotizzava che questo equilibrio fosse una condizione poco probabile, in quanto gli inverters non dovrebberoprodurre protenza reattiva.

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Tuttavia, le prove effettuate da Iberdrola a seguito danni subiti a seguitodi fenomeni di isola indesiderata hanno dimostrato che:

•partendo da un approssimativo equilibrio fra potenza attiva generata edassorbita, l’equilibrio esatto viene raggiunto grazie alla modifica dellapotenza realmente richiesta dai carichi, conseguente alla variazione dellatensione erogata dagli inverters. Un caso estremo possibile è che, qualorala generazione sia estremamente superiore al carico, la tensione erogatadagli inverters sale ben oltre il limite di tenuta delle apparecchaiture BT distruggendole.

•Per quanto riguarda la potenza reattiva, le prove in campo hannomostrato che gli inverters attuali non riescono a mantenere un fattore dipotenza stabile durante l’esercizio in isola. L’effetto combinato diinverters di diverse caratteristiche (diversi costruttori) fanno sì che, in condizioni di isola indesiderata, si raggiunga l’equilibrio ancherelativamente alla potenza reattiva.

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FUNZIONAMENTO IN ISOLA

E’ la possibilità di alimentare una rete (o parte di rete) in isola

(separata dal retsto della rete di distribuzione pubblica) da

parte di un impianto di produzione.

Il funzionamento in isola si distingue in:

a) su rete interna dell’Utente (sempre ammessa), ovvero

quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta

l’intera propria rete, o parte di essa, ma con

separazione intenzionale dalla rete del Distributore;

b) su rete del Distributore (mai ammessa), ovvero quando

l’impianto di produzione dell’Utente alimenta l’intera

rete o parte dalla rete del Distributore.


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FUNZIONAMENTO IN ISOLA

Nel caso a) l’utente attivo è completamente responsabile dell’esercizio della propria isola intenzionale (coordinamento protezioni, regolazioni di frequenza e potenza, etc). Si noti che il passaggio da funzionamento in parallelo a funzionamento in isola, se lìimpianto non è progettato allo scopo, raramente consente di evitare il fermo impianto anche dei carichi provilegiati (che dovrebbero rimanere attivi sull’isola interna).

Il caso b) non dovrebbe mai avvenire, accade quando vi èuno squilibrio non eccessivo ( ∼ 20%) fra potenza generata e carichi assorbiti sulla parte di rete che rimane in isola e la causa del distacco dalla rete di distribuzione accade per cause tali da non garantire l’intervento delle Protezioni di Interfaccia basate su segnali locali per scarse variazioni sui valori di tensione (ad es. apertura manuale di un sezionamento per lavori, guasto monofase a terra, etc.).


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Dispositivo Di Generatore (DDG):apparecchiatura di manovra la cui apertura (comandata da un apposito sistema) determina la separazione del generatore.

Dispositivo Di Interfaccia (DDI): apparecchiature di manovra la cui apertura (comandata da un apposito sistema di protezione) separal’impianto di produzione dalla rete.

Dispositivi Limitatori di Potenza (DLP): dispositivo atto a limitare il prelievo/immissione di potenza.

Dispositivo Generale di Linea (DGL): apparecchiatura di manovra e sezionamento al termine del cavo di collegamento, la cui apertura separa la rete da una linea dell’utente.

Dispositivo Generale (DG): apparecchiatura di manovra e sezionamento la cui apertura separa l’intero impianto dell’Utente dalla rete.(Se c’è un’unica linea di alimentazione, all’estremità del cavo di collegamento, il DG è unico, e coincide con il DGL; in caso di più linee di alimentazione il DG può consistere nell’insieme dei DGL.

SCHEMA DI CONNESSIONE DI UN UTENTE ATTIVO: DISPOSITIVI PREVISTI


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Sbarra BT diCabina secondaria

Dispositivo della Rete

del Distributore

Rete del Distributore

Impi

anto

del P

rodu

ttore

Parte di impianto non abilitata

al funzionamento in isola

Eventuale parte di impanto

abilitata al funzionamentoin isola (carichi privilegiati)

Dispositivodi Generatore

Eventuale sistema diconversione

GENERATORE

DispositivoGenerale

Dispositivodi Interfaccia



del Distributore


Impi

anto

del P

rodu

ttore

Parte di impianto non abilitata

al funzionamento in isola

Eventuale parte di impanto

abilitata al funzionamentoin isola (carichi privilegiati)

Dispositivodi Generatore

Eventuale sistema diconversione

GENERATORE

DispositivoGenerale




del Distributore


Impi

anto

del P

rodu

ttore

EventualeDispositivo

di Generatore

GENERATORE

DispositiviDGL


PdCPdC

SCHEMA DI CONNESSIONE DI UN UTENTE ATTIVO: DISPOSITIVI PREVISTI


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Dispositivo Generale (DG): separa l’intero impianto di produzione dalla rete BT del Distributore in caso di guasto a valle del punto di connessione. Non deve aprire per guasti esterni all’impianto, deve aprire per guastiinterni che superino il valore di Icc minima comunicata.

In alternativa ad un unico DG è’ consentito installare fino al massimo di 3 (tre) DGL per la protezione dell’impianto dell’Utente.

Dispositivo di interfaccia (DDI): ha lo scopo di evitare che:

• in caso di mancanza dell'alimentazione sulla rete, l’Utente possa alimentare la rete stessa;

• in caso di guasto o di valori anomali di tensione e frequenza sulla rete BT cui è connesso l’Utente attivo, l’Utente stesso possa continuare ad alimentare il guasto o la rete;

• in caso di richiusure automatiche/manuali di interruttori sulla rete del Distributore , il generatore possa trovarsi in discordanza di fase con la rete con possibilità di danneggiamento;

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DG e DDI


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Il potenziale danneggiamento dipende dalle caratteristiche del generatore elettrico e dell’eventuale relativo motore primo; l’intervento del DDI non èin grado assicurare totalmente l’assenza di richiusure con generatore in discordanza di fase, pertanto:

• nel caso di generatori direttamente connessi, è possibile agire tramite opportune protezioni di generatore in funzione delle caratteristiche specifiche del generatore stesso e del tempo di attesa alla richiusurarapida, che verrà comunicato dal Distributore (indipendentemente dalle regolazioni in frequenza e tensione della Protezione di Interfaccia); in questi casi è ammesso, quindi, un possibile intervento non coordinato tra SPI e protezioni del generatore;

• nel caso di generatori indirettamente connessi, invece, l’assenza di danneggiamenti derivanti da richiusure in discordanza di fase deve essere assicurata dalle caratteristiche proprie (HW e/o sistema di controllo) dell’inverter, indipendentemente dal tempo di attesa alla eventuale richiusura da parte del Distributore; in questi casi non è ammesso un intervento non coordinato tra SPI e protezioni del generatore. I nuovi inverters dovranno superare prove di tipo che ne garantiscano la tenuta nei confronti della richiusura in controfase.

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DG e DDI


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Dispositivo di Generatore (DDG): separa il generatore dall’impianto, assicurando: • l’avviamento, l’esercizio e l’arresto dell’impianto di produzione in

condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti o di funzionamenti anomali del sistema di produzione;

• la protezione dell’impianto di produzione, quando si manifesti un guasto o un funzionamento anomalo dell’impianto di produzione;

• qualora presenti carichi privilegiati, l’intervento coordinato dei dispositivi del generatore e dei dispositivi di protezione dei carichi privilegiati per guasti interni all’impianto di utente durante il funzionamento in isola;

•l’intervento coordinato del DDG, del DDI e del DG in caso di guasti sulla rete del distributore. In questi casi, il dispositivo di generatore può intervenire • solo come rincalzo del dispositivo di interfaccia per generatori di qualsivoglia

tipologia connessi alla rete mediante interposizione di sistemi di raddrizzamento/inversione (generatori indirettamente connessi);

• per salvaguardare l’integrità del generatore sincrono/asincrono direttamente connesso alla rete (generatori direttamente connessi).

12DDG


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Il DDI può coincidere con il DDG se non ci sono carichi privilegiati. Per impianti con più generatori, il dispositivo di interfaccia deve essere di norma unico e tale da escludere contemporaneamente tutti i generatori.

E’ ammesso l’impiego di più DDI comandati da un unico SPI.

L’impiego di più SPI è ammesso, purché essi agiscano in logica OR (l’anomalia rilevata da ciascun SPI provoca lo sgancio di tutti i DDI).

In deroga a questo, per impianti di potenza complessiva fino a 20 kW èammesso che siano presenti fino a tre dispositivi di interfaccia distinti sprovvisti di funzionamento in OR.Se i dispositivi presenti sono superiori a tre, si deve prevedere il loro funzionamento in OR.

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UNICITA’ DEL DDI


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Per P> 20 kW (di impianto) deve essere previsto un dispositivo di rincalzo al DDI (che può essere il DG/DGL).

Per impianti indirettamente connessi, qualora l’inverter sia già dotato di un DDI interno di tipo elettromeccanico idoneo, è ammesso che questo assolva la funzione rincalzo al DDI purché in grado di ricevere il segnale di apertura ritardata proveniente dal SPI esterno.

Per impianti di produzione con potenza unitaria o complessiva superiore a 20 kW, devono sempre essere presenti almeno due dispositivi tra il generatore e la rete, asserviti alla protezione di interfaccia di cui:

•uno assolva la funzione di DDI,

•l’altro assolva la funzione di rincalzo al DDI.

L’azione combinata dei due dispositivi separa pertanto in maniera affidabile i generatori dalla rete del Distributore.

DISPOSITIVO DI RINCALZO AL DDI


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LIMITI DI POTENZA PER CONNESSIONE MONOFASE/TRIFASE E SQUILIBRIO AMMISSIBILE

Connessione monofase/trifase alla rete di Distribuzione

Gli impianti di produzione collegati alla rete mediante un sistema elettrico di distribuzione monofase possono avere una potenza complessiva fino a 6 kW (elevabile dal Distributore a 10 kW). Il valore di potenza complessiva ammesso per impianti di produzione con connessione monofase alla rete di distribuzione è assunto nel seguito quale Limite allo Squilibrio Permanente (LSP).

Gli impianti di produzione collegati alla rete mediante un sistema elettrico trifase possono essere realizzati anche con generatorimonofase purché la potenza dei generatori sia equamente ripartita sulle singole fasi.

Squilibrio permanente

Per impianti trifase realizzati con più unità monofasi, si ammette una installazione tale da avere un possibile squilibrio di potenza generata tra le fasi fino al limite sopra specificato (Limite di Squilibrio di Potenza, LSP) inteso come differenza tra fase con potenza maggiore e fase con potenza minore.

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LIMITI DI POTENZA PER CONNESSIONE MONOFASE/TRIFASE E SQUILIBRIO AMMISSIBILE

Squilibrio transitorio

Qualora l’installazione preveda, in qualsiasi condizione di esercizio, un possibile squilibrio superiore al valore di LSP, deve essere previsto un automatismo che riporti lo squilibrio di potenza ad un valore inferiore allo stesso LSP. L’automatismo deve inoltre provvedere a scollegare l’impianto dalla rete qualora la condizione di squilibrio persista:

•per un massimo di 30 minuti nel caso lo squilibrio sia compreso tra 6 kW e 10 kW. Qualora il Distributore abbia elevato il limite di potenza per la connessione monofase a 10 kW, questa condizione non deve essere attuata;

•per un massimo di 1 minuto nel caso lo squilibrio superi i 10 kW.

Il suddetto automatismo deve soddisfare i requisiti di prova riportati in A.4.9.

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L’avviamento e la sincronizzazione del generatore asincrono non possono essere effettuati tramite la rete anche se indirettamente.Prima di azionare la chiusura del dispositivo di generatore, è necessario verificare che la velocità di rotazione sia prossima a quella di sincronismo con una tolleranza del ± 2 %.Per i generatori di potenza superiore a 20 kW devono essere previsti opportuni sistemi di limitazione della corrente in modo da non superare due volte la corrente nominale del generatore.Fra l’avviamento di un generatore ed il successivo deve intercorrere un intervallo di almeno 30 s.Inoltre, quando a seguito dell’intervento delle protezioni SPI viene aperto il DDI o il DDG, deve essere previsto un tempo di attesa di almeno 180 s, prima di azionare nuovamente il DDI o il DDG.

AVVIAMENTO GENERATORI ROTANTI ASINCRONI


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L’avviamento e la sincronizzazione del generatore sincrono si deve effettuare con il motore primo.Il DDI o il DDG può essere azionato in chiusura alle seguenti condizioni:

la tensione generata dall’impianto di produzione ha valore prossimo a quello della rete nel punto di parallelo con una tolleranza del ± 10%;

la frequenza dell’impianto di produzione ha valore prossimo a quello della rete del Distributore, con una tolleranza del ± 0,5%;

la differenza di fase tra la tensione dell’impianto di produzione e quella della rete del Distributore, è inferiore o uguale a ±15%.

Quando a seguito dell’intervento delle protezioni SPI viene aperto il DDI e/o il DDG, deve essere previsto un tempo di attesa di almeno 180 s decorrenti dall’istante in cui i parametri elettrici controllati dalle suddette protezioni hanno ripreso i valori nominali, prima di azionare nuovamente in chiusura

AVVIAMENTO GENERATORI ROTANTI SINCRONI


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In impianti di produzione con generatori indirettamente connessi il collegamento alla rete e la riconnessione a seguito d’intervento del SPI, può avvenire esclusivamente qualora la tensione sia compresa tra l’85% ed il 110 % del valore nominale e la frequenza di rete si trovi entro un rangeprefissato (ad esempio tra 49,90 Hz e 50,1) Hz per una durata minima di 300 secondi.

L’impianto deve effettuare il parallelo con la rete automaticamente aumentando l’erogazione di potenza da vuoto alla massima potenza erogabile in modo graduale con un gradiente positivo massimo non superiore al 20 % al minuto della potenza massima. In caso di comandi manuali in loco (ad esempio, per motivi di manutenzione ordinaria o straordinaria) è possibile derogare alle disposizioni di ricollegamento descritte nel presente paragrafo relativamente al tempo di attesa di 300 s.

AVVIAMENTO GENERATORI INDIRETTAMENTE CONNESSI


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FUNZIONAMENTO DI BREVE DURATA IN PARALLELO

Il funzionamento breve in parallelo è consentito per qualsiasi impianto di produzione, purché la durata non ecceda, tramite relètemporizzatore, i 30 s (trifase) e i 10 s (monofase); questo relèdeve quindi:

avviarsi al momento di inizio del parallelo;separare l’impianto dalla rete alla fine del ritardo.

Qualora il generatore preveda la necessità di funzionamento in parallelo alla rete superiore ai 30 s ma inferiore ai 30 minuti (ad esempio per prove periodiche di generatori di emergenza), deve essere prevista una protezione di interfaccia che agisce sull’interruttore del generatore secondo quanto indicato in Tabella):


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FUNZIONAMENTO IN ISOLA SU CARICHI PRIVILEGIATI

Negli impianti di produzione destinati al servizio di riserva (emergenza) o di sicurezza, potendo il carico essere alimentato sia dalla rete pubblica, sia dall’impianto di produzione, si devono prevedere apparecchi di commutazione adeguatamente interbloccati tra il DDG ed un qualsiasi interruttore in grado di separare la parte di impianto, costituita dal generatore ed i carichi privilegiati, dalla rete di Distribuzione.

CONSEGNAE

MISURA

RETE BT DEL DISTRIBUTORE

RETE BT DELL'UTENTE

DGDISPOSITIVOGENERALE

DISPOSITIVODEL

GENERATORE

DISPOSITIVODI INTERFACCIA

(2) (3)

(2) (3)

DDIDISPOSITIVO

DI INTERFACCIA

RETE IN ISOLA

DDGDISPOSITIVO

DEL GENERATORE

UTENZEPRIVILEGIATE

ALTREUTENZE

SISTEMADI PRODUZIONE

Protezione

(1)

INTERBLOCCO ELETTRICODI TIPO RIDONDANTE

(2)


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FUNZIONAMENTO IN ISOLA SU CARICHI PRIVILEGIATIPer evitare interruzioni del servizio durante il cambio di assetto della rete, previo accordo tra il Distributore e l’Utente, è ammesso il parallelo transitorio fra l’alimentazione di riserva (ad es. gruppi elettrogeni) e la rete, realizzabile unicamente con un sistema automatico che verifichi che la durata del funzionamento in parallelo rispetti quelle previste dal funzionamento di breve durata in paralleloNel caso in cui l’Utente sia dotato di gruppi statici di continuità per servizi non interrompibili di un certo rilievo (trifase di potenza complessiva superiore a 10 kW), si deve evitare che tali apparecchiature possano, anche transitoriamente, mantenere in tensione la rete.

Protezione Soglia di intervento Tempo di intervento

Massima tensione (59) 1,1 Vn Senza ritardo intenzionale – 0,1 s

Minima tensione (27) 0,8 Vn 5 s

Massima frequenza (81 >) 52 Hz 1 s

Minima frequenza (81 <) 48 Hz 5 s

Funzioni di protezione

consigliate sul dispositivo del

generatore


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Gli impianti indirettamente connessi devono prevedere un sistema per limitare, a regime l’immissione in rete di correnti con componenti continue che può essere realizzato con:

un trasformatoreuna funzione di protezione sensibile alla componente

continua della corrente immesse in rete.

La funzione di protezione deve intervenire sul DDG separando l’inverter dalla rete:

•in 200 ms se la componente continua supera 1 A;

•in 1 s se la componente continua supera lo 0,5% della corrente nominale dell’inverter.

Non vi è un limite di potenza di impianto di produzione che imponga la scelta fra le 2 soluzioni

LIMITI DI IMMISSIONE COMPONENTE CONTINUA PER GENERATORI INDIRETTAMENTE CONNESSI


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Il funzionamento in parallelo alla rete BT del Distributore èconsentito agli impianti di produzione, trifase e/o monofase, realizzati secondo una o più delle seguenti tipologie:1.Impianto con macchine rotanti asincrone non autoeccitate, fino a 6 kW, macchine rotanti sincrone fino a 6 kW, inverter in impianti di potenza complessiva fino a 3 kW, purché in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cosϕ = 0,98 in assorbimento di reattivo e cosϕ = 0,98 in erogazione di reattivo;

2.Impianto con macchine rotanti sincrone di potenza superiore a 6 kW, purché in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cosϕ = 0,98 in assorbimento di reattivo e cosϕ= 0,9 in erogazione di reattivo;

3.Impianto con macchine rotanti asincrone non autoeccitate di potenza superiore a 6 kW, purché in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cosϕ = 0,98 in assorbimento di reattivo e cosϕ = 0,98 in erogazione di reattivo;

IMMISSIONE DI POTENZA REATTIVA


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4. inverter in impianti di potenza complessiva superiore a 3 kW e fino a 6 kW, purché in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cosϕ = 0,95 in assorbimento di reattivo e cosϕ = 0,95 in erogazione di reattivo.

5. inverter in impianto di potenza complessiva superiore a 6 kW, purché in grado di funzionare con fattore di potenza istantaneo regolabile compreso tra cosϕ = 0,90 in assorbimento di reattivo e cosϕ = 0,90 in erogazione di reattivo.

I limiti di potenza di cui sopra sono da intendersi riferiti al complesso dei generatori presenti

nell’impianto.

Per gli inverter in impianti di cui in 5, il requisito èesplicitato nella figura successiva in cui sono rappresentate una capability triangolare ed una capability rettangolare.



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Nei punti di funzionamento compresi tra la capability triangolare e quella rettangolare (zona a sfondo grigio), si assume convenzionalmente che l’impianto eroghi/assorba potenza reattiva con lo scopo di fornire un servizio di rete

Condizioni oggetto di regolamentazione da parte dell’AEEG ?


P/Pn [%]

100

cosϕ = 0,9

(erogazione/capacitivo)

cosϕ = 0,9(assorbimento/induttivo)

Capability “rettangolare”

Per ogni P = Pn, |Q| =0,4843*Pn Capability “triangolare”

Per ogni P = Pn, |Q| =0,4843*P

‐ 48,43 0 + 48,43 Q/Pn [%]

Nei punti di funzionamento compresi entro la capabilitytriangolare (zona tratteggiata), si assume convenzionalmente che l’impianto eroghi/assorba potenza reattiva con lo scopo di limitare le sovratensioni/sottotensioni causate dalla propria immissione di potenza attiva.


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Per gli inverter in impianti di cui in 4 e 5, la capabilitydell’inverter deve essere in grado di scambiare potenza reattiva secondo modalità definite in Allegato E della Norma.

I limiti di potenza indicati possono essere ottenuti anche con dispositivi aggiuntivi esterni ai generatori realizzati con modalità da concordare con il Distributore.

Le suddette tipologie possono essere integrate in un unico sistema di produzione (ad es. macchina rotante collegata direttamente o tramite inverter alla rete).

La normale condizione di funzionamento delle macchine prevede la sola iniezione di potenza attiva (cosϕ = 1); il funzionamento ad un fattore di potenza diverso da 1 può essere richiesto dal Distributore qualora esigenze di esercizio della rete di distribuzione lo richiedano.



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Il funzionamento a fattore di potenza diverso da 1 deve essere possibile, sia con logiche e leggi di controllo locali, sia con logiche e leggi di controllo che prevedano segnali di controllo da remoto (queste ultime previste solo per impianti di potenza complessiva superiore a 6 kW).

Sia le logiche di controllo locale che le logiche di controllo da remoto sono definite nell’Allegato E.

Le funzioni del sistema di comunicazione/regolazione sono descritte nell’Allegato D della 0-21.



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SERVIZI DI RETE

LVFRT (Low Voltage Fault Ride Through): insensibilitàagli abbassamenti di tensioneLa bozza di Norma recepisce, in prospettiva, le prescrizioni finalizzate al rispetto del disposto del DM 5 maggio 2011 (art. 11 comma 3).

Fra queste l’insensibilità dei generatori agli abbassamenti di tensione.


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LVFRT (LOW VOLTAGE FAULT RIDE THROUGH) PER GENERARATORI INDIRETTAMENTE CONNESSI (PER DIRETTAMENTE CONNESSI ALLO STUDIO) DM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettera a

•nella zona sottostante (grigio) il generatore può scollegarsi dalla rete;•entro 100 ms dal ripristino di un livello di tensione di rete compreso entro + 10% e – 15% della tensione nominale, il generatore deve riprendere l’erogazione della potenza attiva e reattiva immessa in rete prima della insorgenza del guasto, con una tolleranza massima del ±10% (qualora la tensione si ripristini ma rimanga nella fascia tra 85% e 90%, è ammessa una riduzione della potenza erogata in base ai limiti della corrente massima erogabile dal generatore).

•nella zona tratteggiata il generatore non deve disconnettersi dalla rete. E’consentita l’ interruzione temporanea dell’erogazione della potenza attiva e reattiva presente prima del del guasto;


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PARTECIPAZIONE AL CONTROLLO DELLA TENSIONEDM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettera d

Le prescrizioni si applicano AI GENERATORI INDIRETTAMENTE CONNESSI E AI GENERATORI SINCRONI DIRETTAMENTE CONNESSI, DI POTENZA NOMINALE SUPERIORE A 3 KW.

La presenza dei generatori lungo le linee (MT e BT) è in grado di innalzare la tensione nel punto di connessione, in alcuni casi oltre i valori consentiti dalla Norma CEI EN 50160, che prescrive che la media del valore efficace della tensione calcolata su 10 min non possa superare il 110% di Un.

Al fine di rispettare i limiti suesposti in presenza di molteplici unità di generazione, è necessario che:

•per valori di tensione superiori a 115% Un per più di 0,2 s, le unità di GD siano distaccate dalla rete (compito assolto dalla regolazione 59.S2 del SPI);

•quando il valore medio della tensione misurato su una finestra temporale di 10 min in modalità a media mobile supera il 110% di Un, le unità di GD siano distaccate dalla rete entro 3 s (compito assolto dalla regolazione 59.S1 del SPI);

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PARTECIPAZIONE AL CONTROLLO DELLA TENSIONEDM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettera d

• oltre alle funzioni di distacco assolte dal SPI e previa richiesta del Distributore(formalizzata nel Regolamento di Esercizio), le unità GD per valori della tensione di rete prossimi al 110% di Un dovranno contribuire alla limitazione della tensione misurata ai morsetti di uscita tramite assorbimento di potenza reattiva (comportamento induttivo), secondo opportune logiche di controllo locale contenute nell’Allegato E di CEI 0-21.

Le sopraccitate prescrizioni sono riferite alla tensione come misurata ai morsetti di macchina; esse consentono di realizzare una logica locale di regolazione della tensione.

In presenza di un opportuno sistema di comunicazione, le unità di GD utilizzate in impianti di taglia complessiva superiore a 6 kW, potranno essere asservite a una regolazione centralizzata che richieda loro di assorbire potenza reattiva (comportamento induttivo) in prossimità del 110% di Un e di erogare potenza reattiva (comportamento capacitivo) in prossimità del 90% di Un.

Tali prescrizioni valgono per generatori indirettamente connessi, mentre vanno attuate se compatibili con le caratteristiche delle macchine per i sincroni. 32


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La limitazione di potenza attiva iniettata in rete, DA ATTUARE DA PARTE DI TUTTI I GRUPPI DI GENERAZIONE, può essere attuata:

•in maniera automatica, per valori di tensione prossimi a 110% Un. Tale limitazione in logica locale, essendo alternativa alla disconnessionedalla rete e, quindi, in grado di intervenire quando il solo controllo della potenza reattiva non risulti più sufficiente, deve essere attivabile dall’utente attivo su sua scelta e, qualora attiva, può operare secondo una funzione scelta dal costruttore, pur di non prevedere gradini (regolazione continua). E’ UN ESTREMA MISURA CHE CONSENTE DI EVITARE IL DISTACCO DEL GENERATORE DALLA RETE QUANDO LE ALTRE TECNICHE DI CONTROLLO DELL’INCREMENTO I TENSIONE DETERMINATO DALLA GD STESSA SONO FALLITE.

•in maniera automatica in caso di transitori di frequenza originatisi sulla rete di Trasmissione (SICUREZZA DEL SISTEMA ELETTRICO, A CURA E RESPONSABILITÀ TSO); In presenza di transitori di frequenza sulla rete di trasmissione, è necessario che le unità GD attuino una opportuna regolazione locale della potenza attiva, secondo quanto specificato nell’Allegato F. Le presenti prescrizioni si applicano ai generatori indirettamente connessi.

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LIMITAZIONE DELLA POTENZA ATTIVA GENERATADM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettera e


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• su comando esterno proveniente dal Distributore (SERVIZIO DI RETE PER IL DISTRIBUTORE). In presenza di un opportuno sistema di comunicazione, le unità di GD di potenza nominale installata superiore a 6 kW potranno essere asservite a una logica centralizzata del Distributore di riduzione della potenza attiva, e dovranno operare secondo i segnali specificati nell’Allegato F della futura 0-21.

I segnali, trasmessi alle unità GD dal Distributore, potranno anche essere legati a richieste da parte di TERNA (SSE).

34

LIMITAZIONE DELLA POTENZA ATTIVA GENERATADM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettera e


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La 0-21 prevede che, qualora il sistema di protezione di interfaccia sia installato sul lato BT di un’utenza connessa alla rete MT, si debba, comunque, applicare la Norma CEI 0-16. Il sistema di protezione di interfaccia (SPI), agendo sul DDI, dispone delle seguenti macro-funzionalità: • protezione di massima/minima frequenza; • protezione di massima/minima tensione; • capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN 6185046 finalizzati a • presenza rete dati (per abilitazione soglie di frequenza); • comando di telescatto.

Per i sistemi trifase, le protezioni di massima/minima tensione devono avere in ingresso grandezze proporzionali alle tre tensioni BT concatenate.

La definizione dei segnali su protocollo standard serie CEI EN 61850 è allo studio, e sarà oggetto dell’Allegato D. Questi segnali, trasmessi dal Distributore ed uguali per tutti gli utenti attivi, potranno essere utilizzati direttamente dalla PI oppure “convertiti” in contatti puliti purché siano rispettati i tempi di intervento indicati nella Norma.

SISTEMA DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA DM 5/5/2011, art. 11, comma 3, lettere b, c ed f


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Le funzioni di protezione di massima/minima frequenza devono avere in ingresso grandezze proporzionali almeno ad una tensione concatenata BT (o tutte le 3 tensioni di fase). L’attivazione di qualsiasi funzione di protezione, l’intervento dell’autodiagnostica del SPI o l’assenza di alimentazione ausiliaria devono determinare l’apertura del dispositivo di interfaccia DDI. Le regolazioni delle protezioni avvengono sotto la responsabilità dell’Utente secondo le indicazioni della presente Norma o le indicazioni inserite nel Regolamento di Esercizio. Tenendo conto dei valori di regolazione e dei tempi di intervento normalmente indicati, per tutti i tipi di guasto sulla rete del Distributore, si ha generalmente l’intervento del relè di frequenza, mentre i relè di tensione assolvono una funzione prevalentemente di rincalzo.

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Uso: Pubblico


Il sistema di protezione di interfaccia deve essere realizzato tramite:

•un dispositivo dedicato (relè di protezione) per impianti di produzione con potenza complessiva superiore a 6 kW;

•un dispositivo integrato nell’apparato di conversione statica oppure un dispositivo dedicato (relè di protezione) per impianti di produzione con potenza fino a 6 kW.

Il sistema di protezione di interfaccia deve essere verificabile durante il suo funzionamento secondo quanto indicato nella Norma (modalità differenti per protezione integrata e non integrata). Le prove di attivazione e periodiche sono un sottoinsieme delle prove di tipo (da effettuare in laboratorio), con apparecchaiture (cassette di prova) di caratteritiche (e costo) inferiori.

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Uso: Pubblico


Protezione Soglia di intervento

Tempo di intervento (tempo intercorrente tra l’istante di

inizio della condizione anomala rilevata dalla protezione e l’emissione del

comando di scatto)

Massima tensione (59.S1, misura a media mobile su 10 min, in accordo a CEI EN 61000-4-30)

1,10 Vn 3 s

Massima tensione (59.S2) 1,15 Vn 0,2 s

Minima tensione (27.S1) 0,4 Vn÷0,85 Vn 0,4 s

Minima tensione (27.S2) @ 0,2 Vn÷0,4 Vn 0,2 s

Massima frequenza (81>.S1)* ◊ 50,5 Hz 0,1 s ÷ 5 s

Minima frequenza (81<.S1)* ◊ 49,5 Hz 0,1 s ÷ 5 s

Massima frequenza (81>.S2) ◊ 51,5 Hz 0,1 s ÷ 5 s

Minima frequenza (81<.S2) ◊ 47,5 Hz 0,1 s ÷ 5 s ∗ soglia inibita in presenza del segnale di comunicazione (tele scatto attivo) oppure

in presenza di segnale locale/regolazione locale di inibizione. @ Soglia 27.S2 non obbligatoria per impianti con P < 6 kW (non è richiesta LVFRT)

◊ per valori di tensione al di sotto di 0,2 Vn, la protezione di frequenza si deve inibire. Lo scatto eventuale del SPI, se necessario, verrà emesso dalla soglia 27 S2, che sarà regolata con tempo di ritardo intenzionale pari a:

• 0,2 s per generatori indirettamente connessi (come da tabella)

• 0 s (senza ritardo intenzionale) per i generatori direttamente connessi

Rappresenta una evoluzione dei concetti adottati per gli SPI previsti da CEI 0-16 e tiene conto di nuove esigenze di sicurezza del sistema elettrico europeo, esplicitate in documenti in bozza di EnTSOe(delegato da ACER a sua volta incaricato dalla Commissione Europea).



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Presenza segnale comunicazione

(telescatto attivo)

0 T

T = 0,4 s

OR

ScattoDDI

0 T

T = 0,2 s

Teledistacco

Misura V 0,20 Vn ÷ 0,4 Vn

1,15 Vn

47,5 - 51,5 Hz

49,5 - 50,5 Hz

0 T

T = 3 s1,10 Vn

Segnale locale inibizione soglie strette

81> e 81< OR

AN

D

0,40 Vn ÷ 0,85 Vn

0 T

T = 0,1 s ÷ 5 s

0 T

T = 0,1 s ÷ 5 s

Regolazione locale (protetta) inibizione

soglie strette 81> e 81 <

SISTEMA DI PROTEZIONE DI INTERFACCIALa funzione di massima tensione 59.S1 deve calcolare il valore medio su 10 minuti (Norma EN 61000-4-30), con aggiornamento al più tardi ogni 3 s.

Il SPI deve prevedere la possibilità di disabilitare, su comando locale protetto da usi impropri o su segnale esterno, anche in assenza di segnale di comunicazione (e di telescatto), le soglie 81>S1 ed 81<S1 per particolari condizioni di rete e limitatamente ai soli generatori indirettamente connessi (inverter).

Gli ingressi della porta “OR” non devono, necessariamente, essere fisicamente tutti distinti


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Non Detective Zone della SPI.

Ogni tipo di SPI basato su segnali locali ha una zona di insensibilità.

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Oscillazioni di tensione e frequenza durante l’esercizio in isola(con regolazioni min/max f 49,7 Hz-50,3 Hz)



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Per la sicurezza del sistema elettrico EnTSOe (TERNA in Italia) propone di allargare le soglie di frequenza, al fine di evitare di perdere ingenti quantità di GD in caso di perturbazioni sulla rete di trasmissione (nazionale e/o europea) e di avere una robusta LVFRT.

Aumenta la possibilità di isola indesiderata.


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Per quanto riguarda la desensibilizzazione delle soglie di min/max f, la disabilitazione delle soglie 81>S1 ed 81<S1 è prevista ai fini della sicurezza del sistema elettrico in caso di transitori di frequenza sulla rete di trasmissione.

Questo può avvenire:

•a regime, in presenza di segnale di comunicazione (che veicola un telescatto, protezione principale);

•oppure, in assenza di rete di comunicazione, in base ad un segnale esterno che possa discriminare fra guasto locale (sulla rete di distribuzione, con necessità di distacco della GD) e fra perturbazione del sistema di trasmissione (nessun distacco fino a 47,5 Hz÷51,5 Hz);

•oppure, limitatamente ai soli generatori indirettamente connessi, su predisposizione locale indicata nel regolamento di esercizio.

La suddetta disabilitazione può avere un impatto sulla qualità del servizio fornita dalla rete del Distributore poiché può comportare il fallimento delle procedure di richiusura automatica nonché di selezione automatica del tronco guasto nei casi di significativa presenza di Utenti attivi connessi alla rete.

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Le eventuali protezioni (integrate oppure esterne) del generatore indirettamente connesso alla rete devono essere coordinate con le protezioni di interfaccia e quindi devono consentire il funzionamento del generatore nei campi di tensione e frequenza impostati nella protezione di interfaccia, come specificati nel regolamento di esercizio.

Per i generatori direttamente connessi, le eventuali protezioni del generatore che interferiscono con i campi di regolazione della protezione di interfaccia, devono essere riportate nel regolamento di esercizio (èammesso distacco su azione di protezione di macchina a tutela del generatore direttamente connesso).

Lo stato logico del “segnale locale” di cui in Figura 15 è definito, prima della connessione, nel regolamento di esercizio stabilito tra il Distributore e l’Utente attivo.

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200 ms 400 ms 0 ms

40%

85%

110%

Area di normale funzionamento generatore

115%

1

2

2 3

5

3

4

100%

10 m tempo base di misura, con campionamento non superiore a 3 s



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Per quanto riguarda il coordinamento fra LVFRT e regolazioni SPI, i buchi di tensione di durata fino a 200 ms (intervento protezioni distanziometriche AT in primo gradino, cortocircuito su altra linea di distribuzione alimentata dal medesimo TR AT/MT) vengono superati dai generatori indirettamente connessi, guasti AT eliminati in secondo gradino possono venire superati o meno in funzione della profondità del buco di tensione che generano.

Si tratta, comunque, di perturbazioni a carattere locale (qualche cabina primaria)

1 = area di normale funzionamento dei generatori

2 = area in cui il generatore non deve distaccarsi, ma può rimanere connesso, anche senza produrre potenza attiva e reattiva, pronto a riprendere l’erogazione una volta che la tensione torni al di sopra del 90% di Vn

3 = area in cui il generatore può disconnettersi dalla rete per azione delle proprie protezioni interne (di generatore) e/o del proprio SW di controllo (di generatore)

4 = area in cui il generatore non deve disconnettersi, ma deve rimanere connesso assorbendo/erogando potenza reattiva fino al limite previsto per il cos ϕ, eventualmente anche riducendo la potenza attiva, se richiesto o predisposto dall’Utente

5 = area in cui il generatore deve disconnettersi dalla rete per azione delle proprie protezioni interne e/o del proprio SW di controllo


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PI per la connessione alla rete elettrica di Enel

Grazie per l’attenzione

Ing. Alberto CerrettiEnel Distribuzione S.p.A.

Ingegneria e Unificazione

[email protected]

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