Interventi urgenti con la delibera AEEG 84/2012/R/EEL, cambieranno anche CEI 0-21e le CEI 0-16

Il gestore della rete nazionale Terna e l’AEEG si stanno muovendo velocemenete verso la definizione degli interventi urgenti rivolti agli impianti di produzione di energia elettrica. Avevamo già parlato della norma CEI 0-21 e di come si stesse andando verso una ridefinizione dei parametri di connessione alle reti di distribuzione, con interventi massicci che avrebbero coinvolto sia i distributori di energia, che gli utenti attivi (i produttori). Si era creata un po’ di confusione dettata appunto dalle invasive prescrizioni della norma CEI 0-21, e dal poco tempo a disposizione sia per intervenire sia per capire come intervenire, visto che alla data odierna nessun inverter è stato ad esempio definito conforme da Enel.

La deliberazione dell’8 marzo 2012 dell’AEEG (consulta la pagina dedicata), ha un titolo che dice tutto:  “Interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale“. L’Aeeg nella delibera ha recepito (con opportune modifiche e precisazioni) l’allegato A70 alla regola tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita di Terna.

Con la delibera 84/2012 in buona sostanza vengono indicate le tempistiche per l’introduzione dei requisiti che dovranno avere le apparecchiature al fine di potersi ritenere adeguate alla connessione in rete, e viene inoltre definita l’entità di questi requisiti. Da parte nostra possiamo dire che finalmente almeno qualcosa ci è più chiaro, ovvero le scadenze per gli interventi, e l’entità degli stessi, dall’altra parte non possiamo che far notare che le tempistiche sono davvero molto ristrette, nonostante i requisiti che dovranno avere le apparecchiature di conversione e generazione, saranno introdotti gradualmente (ed in alcuni casi sono già soddisfatte o implementabili con interventi sul software, come avevamo ipotizzato in un recente articolo).

Gli interventi sono stati previsti in modo graduale in quanto gli operatori e i distributori di rete hanno evidenziato all’Autorità delle criticità e avanzato richieste che sintetizziamo in questi punti chiave:

– richiesta di interventi graduali in base alla tipologia e taglia dell’impianto
– richiesta di poter erogare un corrispettivo/premio per gli impianti esistenti che si debbano adeguare
– difficoltà o impossibilità dei distributori di realizzare un sistema di misura in tempo reale della potenza prodotta dalla generazione distribuita e assorbita dai carichi secondo le condizioni proposte da Terna

L’Aeeg con la delibera ha analizzato gli interventi più urgenti (tenendo conto delle osservazioni ricevute), definendo le tempistiche e l’entità degli stessi, oltre a stabilire una forma di indennizzo per gli interventi di retrofit su impianti esistenti che debbano essere modificati anche a livello di Hardware (ad esempio la sostituzione del relè conforme alle CEI 0-16 al fine di implementare il sistema di protezione di interfaccia a sblocco voltmetrico come previsto dal paragrafo 8.1 dell’allegato A70).

Le norme CEI 0-21 e le norme CEI 0-16 saranno modificate in base a quanto previsto dalla delibera 84/2012 e dall’allegato A70 del codice di Terna, ma in ogni caso dopo il 31/12/2012 tutti gli impianti dovranno essere integralmente conformi ad eccezione di quelli oltre i 50kW connessi in MT entro la data del 31 marzo 2012, per i quali ci sarà tempo sino al 31 marzo 2013.

Questa è solo una breve sintesi di una delibera alquanto complessa e da seguire attentamente, vi consigliamo di cominciare a leggerla perchè si aggiungono ulteriori scadenze e tempistiche da rispettare per la connessione degli impianti di produzione e per la modifica di quelli già in esercizio. Per fare un esempio per gli inverter e le protezioni di interfaccia esterne collegate in Bassa Tensione dopo il 01/04/2001 e sino al 30 giugno 2012, sarà sufficiente regolare la frequenza di lavoro da 49 a 51 Hz cosa che alcuni produttori ci hanno confermato potrà essere eseguita con la sola modifica dei parametri agendo sui firmware dei dispositivi, e di fatto con questa delibera i produttori si dovranno adeguare, vendendo inverter già conformi alle suddette tarature, oppure modificando o fornendo gli strumenti per farlo per quelli già venduti ma che saranno allacciati dopo il 01/04/2012.

Dopo questa prima panoramica (che tale vuole essere, visto che la delibera è appena uscita ed è ancora molto fresca) analizzaremo in un prossimo articolo le farie fasi di intervento, la loro entità e le scadenze. La delibera 84/2012 entra in scena di prepotenza nel panorama delle rinnovabili e della generazione distribuita. Ci chiediamo solo perchè si siano lasciati proliferare gli allacciamenti degli impianti di produzione senza cercare di anticipare queste problematiche che ora a causa della sofferenza della rete di distribuzione dovranno essere risolte in breve tempo, e come capita spesso dovremo correre tutti.

(clicca qua per scaricare l’allegato A70 e qua per scaricare la delibera 84/2012)

Intervenite per segnalare situazioni, idee e  problemi in quanto in tanti possiamo sicuramemte aiutarci a districarci tra le centinaia di date, articoli, prescrizioni. Allacciare un impianto di produzione non è mai stato così difficile.

18 Commenti

  1. Damiano 22 marzo 2012 at 15:24 - Reply

    Volevo chiedere una precisazione riguardo la situazione più urgente analizzata dalla deliberazione (impianti >50 kW MT) il produttore di energia deve modificare i parametri dei relè integrati negli inverter con il range di frequenze permissive 47.5-51.5 ma per quanto riguarda il sistema di protezione di interfaccia che deve poter commutare da range di frequenze permissive al range di frequenze restrittive (49.7-50.3) l’abilitazione deve essere data da un segnale esterno. A questo punto mi domando: è il distributore (Enel) che deve adeguare la cabina al funzionamento di questo sistema da remoto?

  2. Damiano 22 marzo 2012 at 15:53 - Reply

    Ho un altro dubbio: la deliberazione 8/3/12 Parla di urgenza per impianti >50 kW in MT e definisce gli interventi, scadenze e premi. Definisce inoltre gli obblighi per gli impianti che entreranno in funzione dal 1 Aprile al 31 Dicembre (dopodichè si applicheranno le Norme CEI 0-16/CEI 0-21). E per quanto riguarda gli altri impianti ovvero MT già in servizio < 50 kW e tutti quelli in BT già attivi, che adeguamenti bisogna intraprendere dato che le scadenze sono comunque fissate?

  3. Stefano Caproni 22 marzo 2012 at 16:10 - Reply

    Ciao Damiano, rispondendo al primo quesito, da quanto ho capito, la commutazione delle due soglie deve avvenire tramite un segnale logico remoto inviato dal distributore (poi come questo segnale dialoghi con la protezione di interfaccia non ne ho la minima idea, in ogni caso al limite si potrebbe inserire un dispositivo conforme ai segnali del distributore e dialogare con l’interfaccia condei segnali digitali on-off). Oppure in caso di impossibilità del distributore si devono commutare le soglie in base alla discriminazione degli eventi in loco.
     
    L’allegato A70 dice infatti: “In assenza di disponibilità dei segnali di commutazione da remoto, è necessario che gli Utenti Attivi si dotino di un sistema di protezione, sempre basato su informazioni locali, in grado di discriminare tra eventi di sistema ed eventi localizzati nella della rete di distribuzione”.
     
    Quindi da quello che ho capito, il distributore deve inviare i segnali di commutazione, e il produttore devere impostare le due soglie di frequenza. In mancanza di segnali vengono date le indicazioni al produttore di come operare per discriminare i guasti, ovvero è necessario che gli Utenti Attivi si dotino di un sistema di protezione, sempre basato su informazioni locali, in grado di discriminare tra eventi di sistema ed eventi localizzati nella della rete di distribuzione (sistema con relè di frequenza a sblocco voltmetrico, che richiede modifiche hardware per le quali infatti sono state previsti indennizzi).
     
    In ogni caso le apparecchiature dovranno essere conformi, e a mio avviso tra poco tutti i produttori cominceranno a mettere sul mercato le soluzioni idonee e già certificate, non può essere altrimenti. L’unica cosa che penso, ma è una mia opinione è che laddove Enel invierà segnali remoti, questi a mio avviso dovranno essere convertiti con qualche dispositivo, non credo che i produttori di protezioni di interfaccia implementino un sistema in grado di recepire i segnali di Enel.

  4. Stefano Caproni 22 marzo 2012 at 16:13 - Reply

    Per quanto riguarda la seconda domanda, non ho risposte, in quanto è una domanda che mi sono fatto anche io 😉 Però non mi pare di avere letto nulla riguardo gli impianti minori di 50kW in MT e gli impianti già allacciati in BT, quindi mi preoccuperò quando mi diranno qualcosa.
     
    Anzi Damiano se hai delle news faccele sapere.
     
    Credo comunque che ci vorrà ancora un po di tempo per la situazione vada a regime, troppe cose in poco tempo, tanto per cambiare 🙁

  5. Damiano 22 marzo 2012 at 16:53 - Reply

    Ok grazie per la disponibilità e la rapidità !!! Quando avrò scoperto qualcosa (e se lo saprò prima di te) ti farò sapere qualcosa. Grazie 1000

  6. Matteo 20 luglio 2012 at 10:32 - Reply

    Salve ragazzi, io avrei delle domande:
    per quale motivo sono state cambiate le regole riguardanti l’inverter? quali erano gli svantaggi degli inverter precedenti? Quali saranno i vantaggi di questi inverter? Grazie mille

    • Stefano Caproni 20 luglio 2012 at 10:55 - Reply

      Matteo è una cosa un po lunga da spiegare in un blog in quattro righe, c’è un articolo interessante che ne parla su Tuttonormel, ma ovviamente la riproduzione è riservata e non posso pubbicarlo. In ogni caso ci stiamo preparando a quella che dovrebbe diventare la smart grid, rete intelligente. I problemi principali che si cerca di risolvere (scusa la sintesi, ma primo è tanta roba, secondo anche io non è che sia ferratissimo) è la creazione di isole indesiderate, in quanto si era visto che spesso i carichi riuscivano ad essere in simbiosi con gli impianti di produzione e quindi anche se mancava la tensione di rete si creavano isole separate dalla rete, in tensione. Si cerca di risolvere i problemi dei buchi di tensione, in quanto il simultaneo scollegamento di impianti di produzione crea problemi a causa dell’innalzamnto rapido della tensione stessa, si devono poter regolare la potenza immessa in rete e il campo di funzionamaneto del cosfi degli inverter tramite comandi remoti. Si devono poter sganciare impianti nelle reti MT. Così a grandi linee, mi perdoni la pochezza di quello che ho scritto un eventuale espoerto in materia 😉

    • Stefano Caproni 20 luglio 2012 at 10:57 - Reply

      P.S.: i vantaggi di questi inverter saranno solo per il gestore di rete, che potra avere una rete più performante ed esente da problemi. Per i produttori invece ci saranno solo problemi, pensa solo se Enel per motivi legati ai parametri di rete, per 50 giorni all’anno fa lavorare il tuo impianto a potenza ridotta tramite la regolazione remota 😉 E potrà farlo credo 😉

  7. Alessandro 25 luglio 2012 at 11:48 - Reply

    Buongiorno,

    mi sono imbattuto nel forum alla ricerca di informazioni circa l’erogazione del premio.
    La mia azienda ha già adeguato le protezioni entro il 30 giugno e abbiamo fatto le comunicazione ad ENEL. Fin’ora non abbiamo avuto risposte se non in un caso in cui ci vengono richieste integrazioni circa il funzionamento del generatore come da delibera 165/2012/R/ELL. Ora mi chiedo se in questo e negli altri casi se verrà rispettata o meno l’erogazione del premio maggiore (so solo che ciò deve avvenire entro 2 mesi). In quale forma avverrà? Chi può darmi la certezza di ottenerlo se ENEL non comunica nulla o richiede integrazioni con un certo ritardo (tra l’altro se abbiamo già rispettato inviando quanto da loro comunicazione del 18/05)?

    • Stefano Caproni 25 luglio 2012 at 14:48 - Reply

      Ciao Alessandro, non so in che forma avverrà, la delibera al proposito dice poco. In ogni caso io sarei tranquillo nel senso che se hai inviato tutto tramite spedizione tracciabile, raccomandata o PEC, fa fede la data di spedizione (ai fini della quantificazione dell’importo del rimborso, sempre ovviamente se è stato fatto tutto come da normative), mentre la garanzia che il rimborso avverrà te lo da la delibera, che lo prescrive.

  8. Moreno 31 luglio 2012 at 18:26 - Reply

    Innanzitutto un saluto ed un grazie a tutti per il servizio che svolgete, avrei un quesito a proposito dell’adeguamento all 84/12, dove inviare i documenti necessari per l’adeguamento?
    Abbiamo effettuato l’adeguamento ieri ed oggi abbiamo compilato i documenti necessari, ma la raccomandata possiamo farla solamente domani 1° agosto. Visto che l’erogazione del finanziamento prevede una decurtazione per adeguamenti posteriori al 31 luglio, ho spedito i documenti a eneldistribuzione@pec.enel.it e produttori-eneldistribuzione@pec.enel.it , secondo voi è sufficiente a prendere il contributo previsto per adeguamenti anteriori al 31 luglio? Grazie a tutti.

  9. Moreno 31 luglio 2012 at 19:00 - Reply

    Sulla lettera l’unico indirizzo disponibile per inviare la documentazione è quello postale.
    Sul sito che mi indichi, ho già guardato e dicono che i documenti possono essere inviati per PEC (ma non specificano l’indirizzo) e per posta A/R.
    Ciao, grazie.

  10. Moreno 31 luglio 2012 at 19:21 - Reply

    Grazie tante, ormai è andata, speriamo bene!

  11. Andrea 22 giugno 2014 at 23:33 - Reply

    Ciao Stefano. Per un impianto da 48 Kw da aggiornare alla 84/2012 come devo procedere? Devo interpellare il produttore dell’interfaccia per sapere come aggiornarla alle soglio 49 -51?
    Una volta aggiornata c’è bisogno del test con cassetta prova prova relè?

    Enel però non vuole prova dell’aggiornamento come fa con gli inverter giusto?

    Grazie in anticipo come sempre!!
    Andrea

    • Stefano Caproni 26 giugno 2014 at 20:01 - Reply

      Le interfacce si regolano con interruttorini vari o rotelline magiche. Basta avere un po di iniziativa e scaricare la scheda tecnica, sopra c’è scritto tutto. Enel non vuola alcun documento relativamente alle verifiche, ma la prova a mio avviso va fatta, c’è scritto nel regolamento di esercizio, ed in ogni caso stiamo parlando di impianti del 2011 o antecedenti, quindi siamo già in periodo di scadenza triennale per la verifica dell’interfaccia, quindi tanto vale farla, sia come verifica periodica che come verifica per la 243

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