Fabrizio Pilo (Università di Cagliari, Presidente CEI CT 316)
Salvatore Pugliese (Technical Officer CEI CT 316)
Il Comitato Tecnico CEI CT 316 “Connessione alle reti elettriche di distribuzione Alta, Media e Bassa Tensione” su mandato dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) definisce regole tecniche di connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica non discriminatorie e omogenee nel territorio nazionale e per le diverse società di distribuzione dell’energia perseguendo l’interesse generale di salvaguardia del servizio erogato a tutti gli utenti del sistema elettrico. Il raggiungimento di tali obiettivi è garantito dalla presenza e dalla proficua collaborazione di esperti che rappresentano le istanze di tutti gli stakeholder nella filiera della distribuzione dell’energia elettrica.
L’attività normativa si estrinseca attraverso la redazione delle Norme CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica” e CEI 0-21 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”.
Sebbene concentrata su due sole Norme, l’attività del CT 316 per seguire un quadro legislativo e regolatorio caratterizzato dalla profonda trasformazione del settore energetico in generale e di quello elettrico in particolare a causa della transizione energetica in atto (lotta ai cambiamenti climatici, sviluppo delle fonti rinnovabili e degli accumuli, elettrificazione dei consumi, ecc.) è molto intensa. Per queste ragioni, entrambe le Norme negli anni sono state oggetto di continui arricchimenti e ampliamenti.
Fra questi, vale la pena di citare le recenti Varianti V1 della CEI 0-16 e della CEI 0-21, pubblicate a novembre 2022, che si sono aggiunte alle versioni consolidate del marzo 2022 che portavano significativi aggiornamenti relativi alla conformità dei gruppi di generazione rotanti (Allegati Nter della CEI 0-16 e Bter per la CEI 0-21) e l’introduzione del Controllore Centrale di Impianto (CCI) di cui agli Allegati O e T della CEI 0-16. Il CCI, del quale la CEI 0-16 stabilisce i requisiti funzionali, è il dispositivo che permetterà di aumentare l’osservabilità del sistema di distribuzione fino ai livelli necessari per operare in modo efficiente e sicuro un sistema di elettrico caratterizzato da livelli di produzione distribuita sempre più elevati. Inoltre, il CCI con le sue funzioni opzionali e facoltative che abilitano la fornitura di servizi ancillari globali e locali, sarà il dispositivo fondamentale per consentire lo sfruttamento del potenziale di flessibilità che le risorse energetiche distribuite possono offrire.
Le V1 delle CEI 0-16 e CEI-21, proseguono nella direzione specificando le condizioni in base alle quali le risorse energetiche distribuite presenti nelle reti di distribuzione di media e bassa tensione possono ulteriormente contribuire alla gestione del sistema elettrico o alla continuità del servizio elettrico. In questo contesto le Norme CEI 0-16;V1 e CEI 0-21;V1 per la prima volta disciplinano il funzionamento in isola intenzionale di porzioni della rete di distribuzione e definiscono i requisiti tecnici e funzionali che le risorse distribuite di generazione devono avere per garantire queste funzionalità. Con riferimento alla possibilità di aumentare la gamma di servizi di sistema che le risorse distribuite possono offrire, la CEI 0-21;V1, definisce inoltre le specifiche tecniche funzionali del Controllore dell’Infrastruttura di Ricarica (CIR) il dispositivo che permette di offrire servizi ancillari globali basati sulla modulazione della carica dei veicoli elettrici.
L’articolo si concentra in particolare su queste due novità introdotte dalle V1 ma, per completezza, si richiamano in premessa le altre novità di rilievo introdotte dalle due Varianti che potranno essere oggetto di approfondimenti successivi.
Con riferimento alla CEI 0-16;V1 vale la pena di segnalare le modifiche apportate all’Allegato O “Controllore Centrale di Impianto, CCI” riguardanti la caratteristica poligonale di impianto, e all’Allegato T sullo scambio informativo basato sullo standard IEC 61850. Inoltre, è stato modificato l’Allegato U “Regolamento di esercizio per il funzionamento dell’impianto di produzione dell’energia elettrica di proprietà dell’utente attivo in parallelo con la rete MT del Gestore di Rete di Distribuzione” per tenere in considerazione la presenza del CCI e dar corso alle richieste di ARERA.
Con riferimento alla CEI 0-21;V1 di grande rilievo sono le modifiche introdotte nell’Allegato B “Prove sui generatori connessi alla rete tramite convertitori statici” finalizzate alla certificazione dei generatori in merito alla capacità di riconoscere correttamente gli innalzamenti transitori della tensione di rete e di superarli mantenendo la connessione senza subire danni, riprendendo poi l’erogazione della potenza attiva e reattiva precedente al transitorio (Prove OVRT).
Le Norme CEI 0-16 e CEI 0-21, a seguito delle Varianti pubblicate a novembre 2022, ammettono il funzionamento di porzioni della rete di distribuzione in isola intenzionale, ovvero il frazionamento del sistema in isole autonome alimentate da sorgenti di distribuzione connesse alla rete e non di proprietà dei gestori del sistema di distribuzione (DSO). Il DSO può temporaneamente (per esempio per motivi di manutenzione o per riconfigurazioni dovute al manifestarsi di guasti di rete) mantenere in esercizio in isola intenzionale alcune porzioni della rete. Qualora l’isola intenzionale sia dovuta a condizioni di emergenza, i parametri di tensione e frequenza devono essere mantenuti entro i seguenti limiti: per le variazioni di frequenza 50 Hz ± 5%; per le variazioni di tensione Un +10% e Un -15%.
L’esercizio in isola intenzionale può avvenire anche stipulando accordi con titolari di impianti di produzione e/o eventuali utenti passivi (per esempio carichi disturbanti o di potenza rilevante) connessi alla porzione di rete BT interessata, o comunque con qualsiasi generatore disponibile presso gli impianti degli utenti, opportunamente adeguato come specificato nella Norma stessa e previo accordo con il DSO. A tal fine sono importanti le seguenti definizioni presenti che definiscono il:
È previsto che gli utenti attivi o passivi che installino nuovi gruppi di emergenza statici o rotanti con potenza complessiva superiore a 11,08 kW diano comunicazione al DSO inviando alcune informazioni minime (schema, potenza del/i GE, caratteristiche, predisposizione del GE al funzionamento in parallelo prolungato, predisposizione del GE al funzionamento in isola intenzionale).
Le Figure 1 e 2 illustrano gli schemi di inserimento di un GRI sulla rete di bassa e media tensione come definiti dalle CEI 0-21 e CEI 0-16 al fine di garantire il servizio di parallelo prolungato.
Le Norme CEI 0-21 e CEI 0-16 definiscono gli schemi di inserimento e i requisiti funzionali dei gruppi di generazione per il funzionamento in isola intenzionale su richiesta del DSO. Per i GE impiegati nel funzionamento in isola intenzionale è necessario riferirsi agli schemi di inserimento in Figura 3 e 4, che prevedono l’uso di un by-pass derivato a monte o a valle dell’interruttore generale (CEI 0-21). Analoghi schemi sono forniti nella CEI 0-16.
Figura 3 – Schema di inserimento di un GE per funzionamento in parallelo prolungato con by-pass a monte del DG
I generatori selezionati per il funzionamento in parallelo prolungato della rete BT e MT devono essere in grado di:
La potenza erogata dal GRI sarà quella misurata al punto di connessione. I requisiti tecnici necessari per l’adeguamento del gruppo di generazione al funzionamento in isola intenzionale sono, con riferimento alla BT:
Tali protezioni possono essere realizzate sia modificando le tarature delle corrispondenti protezioni del gruppo di generazione sia aggiungendo un sistema di protezione dedicato. Le eventuali protezioni di massima e minima tensione e di frequenza (ed anche quelle derivate, come, ad esempio, la protezione di sotto eccitazione) già presenti sulle singole unità di generazione devono essere escluse durante il funzionamento in isola intenzionale. Esse devono comandare l’interruttore, individuato nel Regolamento di Esercizio, al fine di separare il gruppo di generazione dalla rete.
Le protezioni del generatore devono consentire l’alimentazione in assenza di tensione sulla rete pubblica, consentendo la chiusura dell’interruttore che permette l’erogazione di energia in rete. A tal fine, in caso di generatore, deve essere possibile chiudere il Dispositivo di Interfaccia (DDI) anche in assenza di tensione sulla rete pubblica. In caso di generatore di emergenza deve essere possibile chiudere il dispositivo di by-pass per erogazione in rete anche in assenza di tensione lato rete pubblica (Figure 3 e 4). L’esercizio in parallelo prolungato richiede la stesura di un regolamento di esercizio, che sarà un documento ex-novo in caso di GRI installati presso impianti di utenti passivi, mentre sarà un Addendum al regolamento di esercizio esistente in caso di GRI installati presso impianti di utenza attivi (Allegato Gter della CEI 0-21).
L’Utente dotato di GE abilitata al funzionamento in modalità di parallelo prolungato si considera utente attivo e deve fornire informazioni aggiuntive al DSO sul GE notificato.
Il GE, una volta chiamato a funzionare in modalità di parallelo prolungato, sarà in grado, a seguito di opportuno comando esterno, di portarsi a funzionare in parallelo con la rete secondo quanto già prescritto dalla norma attuale, superando gli interblocchi di sicurezza. Durante questo funzionamento sul GE sarà attivo un Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), con le tarature indicate nel paragrafo 8.6.2.1 della CEI 0-21. Ai fini degli schemi di misura, l’Utente che utilizza il generatore di emergenza per il funzionamento di parallelo prolungato non deve installare un contatore M2. La rilevazione dell’energia erogata dal generatore di emergenza potrà essere effettuata mediante apposite apparecchiature dedicate.
L’Allegato Gter (normativo) disciplina l’esercizio dei generatori eroganti il servizio di rialimentazione in isola intenzionale e regola gli aspetti tecnici inerenti alle modalità di gestione e manutenzione dell’impianto per l’erogazione del servizio di rialimentazione in isola intenzionale di porzioni di rete BT del DSO, stabilendo altresì i rapporti tra DSO e Utente, precisando le rispettive competenze. Il regolamento tratta i seguenti aspetti:
La CEI 0-16;V1 introduce definizioni e prescrizioni analoghe a quelle della CEI 0-21 relative alle modalità di funzionamento di parallelo prolungato e isola intenzionale relative a gruppi di generazione o gruppi di emergenza degli utenti connessi alla rete MT. L’Allegato Ubis (normativo) relativo a “Disciplina di esercizio dei generatori eroganti servizio di rialimentazione in isola intenzionale”, costituisce il regolamento di esercizio per il funzionamento di generatori di impianti di produzione o destinati alla funzione di alimentazione di riserva di proprietà dell’Utente che erogano il servizio di rialimentazione di porzioni di rete MT in isola intenzionale su richiesta del DSO. Il regolamento, declinato per le connessioni MT, riprende i contenuti del regolamento equivalente di cui all’Allegato Gter della Norma CEI 0-21.
L’Allegato X della CEI 0-21;V1 fornisce le prescrizioni per le infrastrutture di ricarica operanti in modalità V2G (ricarica di tipo monodirezionale in modo 3 e in modo 4 come da serie CEI EN 61851) installate in utenze passive o attive allacciate a reti BT con obbligo di connessione di terzi che partecipano ai mercati di servizi di flessibilità nel quadro di provvedimenti di ARERA. Per permettere l’erogazione di tali servizi, la Norma CEI 0-21;V1 definisce le specifiche tecniche e funzionali del Controllore di Infrastruttura di Ricarica (CIR), un nuovo apparato i cui compiti sono:
Il CIR consente di:
I requisiti funzionali tengono conto delle prescrizioni della Norma CEI 0-21 (2019) per gli utenti attivi e passivi. Dal momento che sono escluse le infrastrutture di ricarica operanti in modalità V2G[1] tramite le quali il veicolo elettrico può immettere energia in rete, gli utenti passivi che operino la ricarica in modalità V1G agendo mediante il CIR rimangono passivi e quindi non necessitano della installazione della protezione di interfaccia (SPI).
Le limitazioni tecnologiche degli standard attualmente in uso (infrastrutture di ricarica e autoveicoli) per quanto relativo alla modulazione della potenza di carica e della sospensione della carica stessa hanno contribuito alla definizione delle specifiche funzionali del CIR. Il CIR si interfaccia con una o più infrastrutture di ricarica CSI che possono a loro volta gestire una o più stazioni di ricarica EVSE.È previsto un solo CIR per ciascun punto di interconnessione con la rete (POD) (Figura 5).
Il CIR può essere una apparecchiatura indipendente o integrata nella infrastruttura di ricarica (CSI) o in altre apparecchiature, quali il sistema di gestione dell’energia elettrica (CEM) o il Controllore Centrale di Impianto (CCI), qualora presente. Le funzioni del CIR possono essere realizzate anche in altre modalità, purché rispettino i requisiti funzionali indicati.
Il CIR è predisposto per assolvere le funzionalità di scambio dati e le funzionalità di controllo, regolazione e comando in modalità autonoma e in modalità asservita (alternative tra loro).
Nella modalità di controllo autonoma, il CIR modula la potenza dell’infrastruttura di ricarica sulla base dei soli dati di potenza prelevata e immessa rilevati dal misuratore intelligente 2G al punto di consegna e sulla base di parametri impostati in precedenza dal gestore dell’impianto o dal progettista, tramite interfaccia locale o remota. Scopo delle funzioni è evitare il superamento della potenza disponibile con il conseguente intervento del limitatore di potenza del misuratore M1. Al fine di evitare l’intervento del sistema di protezione degli accumulatori dell’autoveicolo, deve essere possibile definire la tempistica per l’invio di comandi consecutivi al veicolo secondo un intervallo di tempo (Tatt) parametrizzabile tra 1 e 60 secondi con valore di default pari a 30 secondi. Il CIR deve pertanto calcolare in tempo reale il margine di potenza a disposizione per l’infrastruttura di ricarica, calcolato sulla base della potenza disponibile e della potenza scambiata al punto di consegna. Per attuare tale funzione è necessario che il CIR conosca:
La logica di controllo carica prevede che venga modulata la potenza dell’infrastruttura di ricarica in modo che l’assorbimento complessivo rilevato dal misuratore intelligente 2G (M1) rimanga inferiore alla soglia di intervento del limitatore posto nel misuratore intelligente 2G stesso. Nel caso di contratto domestico tradizionale da 3 kW, il livello di “potenza soglia” è pari alla potenza contrattuale +10% (3,3 kW, corrispondente alla “Potenza disponibile”) livello al di sotto del quale l’utente è autorizzato a prelevare per un tempo indefinito. Nel misuratore intelligente 2G, inoltre, è presente un sistema che prevede, all’attraversamento di specifiche soglie di potenza (S1, S2, S3, …) scelte in fase di configurazione del misuratore intelligente 2G, l’invio ai dispositivi utente della potenza attiva istantanea prelevata o immessa (campionata dal misuratore intelligente 2G ogni secondo) (come meglio definito nella CEI TS 13-82 Parte 7.2).
Nella modalità di controllo asservita, la potenza dell’infrastruttura di ricarica in V1G è modulata sulla base di comandi ricevuti dal RO. La modalità asservita ha priorità sul controllo autonomo, rispettando il vincolo della potenza disponibile rilevata dal misuratore intelligente 2G di scambio; nel caso di fallimento della comunicazione il CIR ritorna in modalità di funzionamento autonoma. Il CIR oltre ad abilitare le funzioni di regolazione in modalità autonoma o asservita è in grado di contribuire alla sicurezza del sistema elettrico interrompendo l’eventuale ciclo di carica in atto inviando alla stazione di ricarica il comando di sospensione della ricarica del veicolo elettrico in condizioni di sotto-frequenza. Il comando di sospensione della ricarica deve essere attuato per superamento di valori di soglia in sotto-frequenza regolabile tra 47,5 e 50 Hz (di default pari a 49,5 Hz) oppure per superamento di una soglia di frequenza determinato in modo casuale nell’intervallo tra 47,5 e 49,5 Hz. Tale comando è prioritario rispetto alla esecuzione di comandi per la fornitura di servizi ancillari. Al ritorno della frequenza nella banda 50 ± 0,05 Hz per un tempo minimo continuativo di 300 secondi (regolazione di default, tempo tarabile tra 1 e 900 secondi con risoluzione di 1 secondo), il CIR deve interrompere la richiesta di sospensione della ricarica ripristinando il normale funzionamento della funzionalità precedentemente interrotta con due passi di modulazione della potenza. Il primo gradino rende disponibile, per un tempo di 5 minuti, il 50% del valore massimo tra la potenza dell’infrastruttura di ricarica assorbita prima del comando di stand-by e la potenza minima di ricarica del veicolo elettrico. Il secondo gradino rende disponibile il 100% della potenza dell’infrastruttura di ricarica assorbita prima del comando di stand-by. Vale la pena di segnalare la definizione dei casi d’uso associati all’utilizzo del CIR che ha l’obiettivo di facilitare la realizzazione del dispositivo in grado di rispettare le specifiche funzionali normative. A tal fine il CT 57 ha prodotto il documento CEI PAS 57-127 per i casi d’uso relativi al protocollo di comunicazione fra RO e CIR.
In conclusione, è importante segnalare che il CIR deve ottenere una certificazione sulla base di prove tecniche di conformità indicate nell’Allegato X. In particolare, sono richieste:
Per la definizione completa delle procedure di prova di cui alle lettere a, c, si veda il documento CEI PAS 57-127.
L’articolo si è focalizzato, in base alle novità più rilevanti introdotte con le ultime Varianti 2022 delle Norme CEI 0-16 e CEI 0-21, su due aspetti innovativi molto specifici e concreti da considerare esemplificativi dell’ampio ventaglio delle soluzioni che consentiranno lo sviluppo delle “Smart Grid” e, tramite queste, il più ampio obiettivo di realizzare la Transizione Energetica per contrastare i cambiamenti climatici e superare i tradizionali problemi di dipendenza del nostro Paese dalle fonti energetiche fossili. In questo senso il contributo del CT 316 e di tutti gli stakeholder che contribuiscono alle sue attività normative, risulterà fondamentale anche nell’ottica di favorire lo sviluppo del mercato dei servizi energetici e partecipazione degli utenti della rete.
[1] Le prescrizioni normative per la ricarica V2G sono allo studio del CT 316.