Disposizioni previste dalle norme CEI 0-21 e CEI 0-16. Pubblicata la Delibera 786/2016

VerificaE’ stata pubblicata dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, la Delibera 786/2016/R/EEL del 22 dicembre 2016.

La Delibera è relativa alle tempistiche per l’applicazione delle nuove disposizioni previste dalla norma cei 0-16 e dalla nuova edizione della norma cei 0-21 relative agli inverter, ai sistemi di protezione di interfaccia e alle prove per i sistemi di accumulo e ricalca il documento per la consultazione 614/2016/R/EEL e recepisce (per il momento in parte) le eventuali segnalazioni giunte all’autorità.

Vediamo in sintesi cosa prevede la delibera relativamente all’applicazione delle prescrizioni relative alla CEI EN 50438 e alle prescrizioni relative alle verifiche delle protezioni di interfaccia degli impianti di produzione.

ENTRATA IN VIGORE DELLA NUOVA NORMA CEI 0-21 PER GLI IMPIANTI DI PRODUZIONE

1) Le disposizioni previste per gli utenti attivi dalla nuova edizione della Norma CEI 0-21 trovano applicazione anche agli impianti di produzione di potenza nominale inferiore a 1 kW solo nel caso di richieste di connessione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017.
2) Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017 gli inverter e i sistemi di protezione di interfaccia e le relative dichiarazioni di conformità devono essere conformi alla nuova edizione della CEI 0-21;
3) Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, fino al 30 giugno 2017, è comunque possibile connettere impianti di produzione applicando, su istanza del richiedente, tutte le disposizioni previste dalla nuova edizione della Norma CEI 0-21
In definitiva quando vi sarà disponibilità sul mercato di inverter di potenza superiore a 6kW con interfaccia interna certificata secondo le nuove norme, si potranno connettere impianti con interfaccia integrata anche di potenza superiore a 6kW e sino a 11,08kW. Per domande di connessione presentate fino al 1 luglio 2017 si potranno utilizzare inverter conformi alla vecchia norma CEI  0-21 (quindi inverter sino a 6kW e interfaccia esterna).

VERIFICHE PERIODICHE DEI SISTEMI DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA

Le verifiche periodiche previste per le protezioni di interfaccia di impianti connessi alle reti BT e MT e regolate dalle norme CEI 0-21 e CEI 0-16 si applicano agli impianti di potenza superiore a 11,08kW

Le prime verifiche di cui al comma 2.1 successive all’entrata in vigore della presente deliberazione sono effettuate:
a) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 agosto 2016, entro 5 anni dalla data di entrata in esercizio;
b) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 luglio 2012 fino al 31 luglio 2016, entro l’ultima data tra:
i. il 31 marzo 2018;
ii. 5 anni dalla data di entrata in esercizio;
iii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione;
c) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 gennaio 2010 fino al 30 giugno 2012, entro l’ultima data tra:
i. il 31 dicembre 2017;
ii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione;
d) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2009, entro l’ultima data tra:
i. il 30 settembre 2017;
ii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione.

 

67 Commenti

  1. Roberto Carta 7 febbraio 2017 at 11:21 - Reply

    Buongiorno, nel caso di impianti sopra i 11,08 kW con protezione di interfaccia esterna tipo ABB o GAVAZZI che non possiedono tutte le soglie di taratura indicate dalla 0-21 e 0-16, vanno sostituite a seguito della verifica con cassetta prova relé?Grazie

    • Stefano Caproni 7 febbraio 2017 at 15:16 - Reply

      No. Le interfacce conformi ad altre norme (DK5940 nel caso da te citato) vanno provate con la configurazione conforme a tale norma (DK5940 con frequenze modificate come da delibera 243) e non vanno sostituite

  2. Alessandro Simoni 17 febbraio 2017 at 16:32 - Reply

    Buonasera Stefano, c’è una questione che non mi torna: la delibera dice di fare le verifiche ogni 5 anni, mentre ENEL sui regolamenti di esercizio dice 3 anni….Che ne pensi?Grazie

    • Stefano Caproni 17 febbraio 2017 at 18:14 - Reply

      Ciao Alessandro.
      Credo che Enel sia rimasta indietro e non abbia aggiornato il regolamento di esercizio.
      Nella nuova norma CEI 0-21 c’è il fac simile del regolamento di esercizio con periodicità a 5 anni descritta nel capitolo manutenzione

  3. Matteo 27 febbraio 2017 at 12:50 - Reply

    Buongiorno Stefano,
    riassumendo, nel caso di impianti conformi DK5940, non è necessaria alcuna modifica e si mantengono gli intervalli temporali indicati nel regolamento di esercizio per la verifica degli SPI, è corretto?
    Per gli impianti con P<20 kW dove non vi è un spi esterno, ma ad esempio tre spi integrate negli inverter, come è più opportuno comportarsi? Inviando l'autotest di ogni inverter (se possibile)?
    Grazie, un saluto.

  4. vic 28 febbraio 2017 at 12:03 - Reply

    Per Matteo, (mi permetto di risponderti io..)
    La 786/16 prevede che le verifiche periodiche del Spi siano inviate all’impresa distributrice ogni 5 anni solo se tale Spi è esterno agli inverter e solo per impianti maggiori di 11,08 kW.
    Se invece il Spi è interno oppure l’impianto ha meno di 11,08 kW il produttore deve comunque eseguire periodicamente l’autotest o la prova con cassetta (il Cei ha scritto da poco che va fatto ogni anno), conservando la relativa documentazione.
    Per quanto riguarda l’autotest dovrebbe essere possibile anche per i vecchi inverter non Cei 0-21, perché era già contemplato anche dalla vecchia DK5940.

  5. Gabriel 14 marzo 2017 at 11:05 - Reply

    Buongiorno a tutti,

    in caso di installazione di un FV di 40 kW in MT, la protezione generale esistente (pre 0-16) va sostituita con una a norma cei 0-16 oppure è sufficiente che sia conforme il SPI?

    Nel nuovo regolamento di esercizio presente nella norme CEI 0-16, nel campo relativo alla PG è possibile spuntare la seguente casella:

    “presente e conforme alla prescrizioni emanate dal distributore precedentemente alla entrata in vigore della norma CEI 0-16”

    Secondo voi posso concludere quindi che la PG non va sostituita?

    • Stefano Caproni 14 marzo 2017 at 11:18 - Reply

      Secondo me nessuna norma chiede di sostituire la PG di un impianto, ai fini della connessione di un generatore. Vedi anche Tuttonormel, numero di Febbraio, pagina 8

  6. Gabriel 14 marzo 2017 at 11:54 - Reply

    Perfetto, grazie mille Stefano

  7. francesco 18 marzo 2017 at 12:12 - Reply

    Salve a tutti,

    Vorrei porre una domanda.

    Per tutti gli impianto sotto i 6 kw (spi interna inverter ) che non hanno mai fatto alcun tipo di verifica sono obbligati per legge a fare il controllo oppure no?
    se non fanno il controllo il GSE bloccherà l’incentivo??
    Grazie in anticipo
    Buon fine settimana a tutti.

    • Stefano Caproni 18 marzo 2017 at 12:14 - Reply

      Tratto dalle FAQ del CEI sulle 0-21
      —————————————
      I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT di potenza fino a 11,08 kW, o con
      SPI integrato, devono eseguire le prove sul SPI tramite autotest ogni anno e riportarle su apposito registro, senza
      inviare i risultati al Distributore

  8. Alberto Turci 21 marzo 2017 at 11:15 - Reply

    Buongiorno,
    volevo chiedere se vi erano delle tabelle standardizzate dove in base alla date di allaccio si possa capire semplicemente quali siano le tarature da impostare e da verificare.
    credo mi sfugga qualcosa….
    grazie

    • Stefano Caproni 21 marzo 2017 at 15:03 - Reply

      Ciao Alberto. Dipende da una infinità di parametri, sintetizzo in breve.
      ———————————
      Per la bassa tensione in impianti ante CEI 0-21 le frequenze almeno a 49-51 e le tensioni non inferiori a 1,15Vn e 0,85Vn, se hai interfaccia esterna i valori degli inverter devono essere almeno uguali ma anche superiori
      Per la bassa tensione dopo la CEI 0-21 i parametri sono univoci e sono quelli della norma stessa
      ———————————–
      Per quanto riguarda la CEI 0-16 hai le tarature della tabella della CEI 0-16 da metà 2012, mentre per gli impianti allacciati prima, e adeguati all’allegato A70 e delibera 243, variano in base alle interfacce che avevi, potresti avere le 4 soglie di tensione ma anche solo due a 1,2Vn e 0,7Vn, le frequenze con due banchi di taratura a 49,7-50,3 e 47,5 – 51,5
      L’unica cosa sicura da fare è guardare i regolamenti di esercizio degli impianti ante marzo 2012, ovvero regolamenti delibera 243 o regolamenti adeguamento delibera 243 e allegato A70 per la MT

  9. Daniele 31 marzo 2017 at 09:20 - Reply

    Buongiorno,
    vorrei porre una domanda.
    Nella delibera 786 tutte le indicazioni sono riferite a “sistemi di protezione di interfaccia”. Poi leggendo la CEI 0-16;V2 la regolamentazione è estesa sia su SPI che su SPG..
    Quindi la domanda è (mi riferisco ad impianti in cui coesistono SPG + SPI ad es. Thytronic NV + Thytronic NA), nella delibera con “sistemi di protezione di interfaccia” si intende l’insieme dei due sistemi? Per cui le verifiche vanno fatte su entrabme le protezioni SPI+SPG?
    Grazie

    • Stefano Caproni 31 marzo 2017 at 09:37 - Reply

      Ciao Daniele
      Per quanto riguarda gli impianti nuovi, ovvero allacciati secondo le ultime CEI 0-16, la verifica riguarda la SPI e la SPG (prima installazione ed ogni 5 anni per entrambe)
      La delibera tratta solo le protezioni di interfaccia, dovrebbe uscire a breve una dleibera che regolamenta le verifiche periodiche per le protezioni generali, anche di utenti passivi.
      Rimane comunque il fatto che i regolamenti di esercizio antecedenti la nuova CEI 0-16, prescrivevano già 2 anni di periodicità per le verifiche SPI e SPG, ma se ne sono dimenticati tutti, si pensa solo alle SPI

  10. Daniele 31 marzo 2017 at 09:52 - Reply

    Ok, quindi per i classici impianti FV da 1MW dal II al IV C.E. conviene fare entrambe le protezioni.
    Ultimo commento.. è la solita incongruenza all’Italiana. Delibera chiara su un punto, ma che richiama in toto una CEI che regolamenta anche altri punti. Quindi a beneficio del dubbio si necessita di ulteriore delibera 😉
    Grazie Stefano e complimenti, seguo i tuoi articoli da tempo!

    • Stefano Caproni 31 marzo 2017 at 10:58 - Reply

      Non saprei, potresti fare le verifiche con le scadenze del regolamento di esercizio, o magari attendere la delibera per le verifiche degli SPG che potrebbe essere una sorta di deroga come la 786. Per il resto regna sovrana la confusione, come sempre. Grazie a te 😉

  11. Dario 4 aprile 2017 at 08:05 - Reply

    ciao Stefano,
    relativamente all’ultimo post di Daniele, convengo anch’io che in presenza di entrambi i dispositivi tipo le NA e NV di tanti impianti in MT dei vari Conti Energia del passato, è più che opportuno verificarle entrambe.
    L’unico problema, forse è quello di rendere cosciente il Soggetto Responsabile che deve pagare la prestazione in funzione del numero di dispositivi interessati. Come già successo in passato con la 243, mi aspetto comunque dal punto di vista commerciale la solita giungla dei prezzi stracciati stile Groupon e/o la speculazione in prossimità delle scadenze oltre ovviamente alla solita confusione interpretativa delle Norme.
    Complimenti per le tue risposte

    • Stefano Caproni 4 aprile 2017 at 09:22 - Reply

      Ciao Dario.
      Il mercatino delle verifiche è già iniziato.
      Io non vi parteciperò e pratico i prezzi che ritengo congrui per una trasferta e una verifica, e l’emissione di una certificazione.
      Per quanto riguarda le verifiche su due dispositivi, come per tutte le altre cose (caffè al bar, il giornale, un panino con la mortadella) se le cose sono due, ne paghi due, che poi si possa scontare il viaggio perchè è uno solo, e magari si perde meno tempo, ci sta.
      Il vero problema, è che non sempre le cose vanno bene, anzi al 90% trovi in cantiere situazioni grottesche, dove non ci sono schemi, ci sono connessioni fatte alla carlona, e spesso i dispositivi non sono nemmeno configurati, non funzionano, etc
      Però sai………..mi sono sentito dire che il 99% della verifica la fa la cassetta relè………..
      Grazie a te per aver contribuito alla discussione

  12. Rosario 6 aprile 2017 at 16:33 - Reply

    Salve Stefano
    Ti chiedo una cortesia
    Ho comprato casa nuova e io costruttore mi ha istallato i pannelli fotovoltaici e l’inverter ma ancora lì devo attivare perché mi deve ancora consegnare là conformità dei pannelli ma se non riesco attivarli entro luglio 2017 l’inverter che ho non è più utilizzabile per le nuove normative??
    Grazie

    • Stefano Caproni 6 aprile 2017 at 17:23 - Reply

      Non credo sia conforme alle nuove CEI 0-21, magari potrebbe diventarlo aggiornando il firmware, occorre che senti dal costruttore.
      In ogni caso vale la data della presentazione della domanda di connessione, quindi basta che fai domanda di connessione entro il 30 giugno 2017 e puoi usare inverter conformi alla vecchia edizione della CEI 0-21
      Comunque se l’impianto è stato installato, il costruttore ti può fare la Dichiarazione di Conformità per l’impianto fotovoltaico (non fa molta fatica, anche perchè non credo che la casa te l’abbia regalata) 😉

  13. Massimo 10 aprile 2017 at 14:32 - Reply

    e’ vero, le realtà che si trovano in giro sono allucinanti e sono convinto che Stefano è in grado di sanare le situazioni più precarie che per forza di cose si troverà ad affrontare. Volevo solo segnalare che talvolta succede l’opposto. Ovvero che prima è tutto a posto , arriva il verificatore e dopo che se ne è andato non funziona più nulla e risultano tutte le apparecchiature sprogrammate o configurate in modo bizzarro. Non è il caso di Stefano ovviamente ma posso assicurare che è più frequente (molto più frequente) di quello che si immagini

    • Stefano Caproni 11 aprile 2017 at 08:31 - Reply

      Ciao Massimo.
      Ti ringrazio, cerco dei fare del mio meglio, spesso sbaglio anche io sia chiaro
      Però se c’è qualcosa che non va ne parlo con il cliente, idem se sbaglio qualcosa
      L’anno scorso ho cotto per errore una protezione CEI 0-21, potevo dire al cliente non funziona, l’ho pagata e dormo tranquillo 🙂

  14. vic 11 aprile 2017 at 22:14 - Reply

    chapeau Stefano

  15. Giovanni Conti 12 aprile 2017 at 19:02 - Reply

    Stefano, grazie in anticipo. Sei sempre un riferimento nel settore. Volevo chiedere a te a chi segue il Forum se per una verifica SPI 786/2016 da fare su un impianto da 50kWp, più il lavoro da fare “a casa” per inserire e completare il tutto sul portale produttori, non sbaglio considerando la giornata di trasferta per la verifica in loco, ed un altro paio di giorni di lavoro per il completamento. E’ la prima che faccio e vorrei stabilire una tariffa corretta per il mio cliente. Grazie a chiunque vorrà darmi riscontro e buon lavoro a tutti.

    • Stefano Caproni 12 aprile 2017 at 19:15 - Reply

      Ciao Giovanni.
      Per quanto riguarda il caricamento sul portale produttori non sappiamo ancora cosa voglia che sia caricato Enel. Test report ? Foto ? Altro ?
      Ma credo che si accontentino del test report. per il resto l’unica variabile cui farei molta ma molta attenzione, è che la maggior parte delle pratiche è stata fatta con il mandato.
      Quindi se Enel chiede di caricare i documenti nella pratica anche entrando con le credenziali del mandatario, allora si tratta di 10 minuti, se ti chiede di caricare con le credenziali del cliente (come con la delibera 243, allora zono cavoli amari, perchè devi mettere in conto l’iscrizione a portale del cliente, e i tempi lievitano.
      Per la verifica in loco non ho capito cosa intendi, essendoci da fare la prova con cassetta relè, se la fai tu le tempistiche lo sai, se invece la fai fare ad un tecnico esterno, allora tu non ci devi nemmeno andare in cantiere, se Enel ti chiede “solo” il test report o qualche foto (te le fai fare da chi fa la prova con cassetta relè).
      In questo caso si tratta solo di eseguire una prova in campo, non è come con la delibera 243 dove dovevi raccogliere documenti e dati di apparecchiature varie.
      Spero di essermi spiegato in modo semplice

  16. Giovanni Conti 13 aprile 2017 at 08:10 - Reply

    Stefano grazie mille. Penso al 99% che si dovrà procedere come per la 243… ne ho fatte diverse e in effetti si perde abbastanza tempo, soprattutto se, come mi è capitato, l’utente era già stato registrato (ossia il CF risultava già attivo nel portale produttori) ma nessuno aveva user e pw per l’accesso… Per far annullare a e-Distribuzione questa falsa iscrizione e metterci in grado di ripartire da zero, ho dovuto “litigare” con e-dist. per quasi tre mesi… comunque alla fine sono riusciti nella “titanica” impresa di cancellare un codice fiscale dal loro database! Un saluto a tutti e buon lavoro.

  17. Salvatore 19 aprile 2017 at 18:59 - Reply

    Salve Stefano,
    Ti ringrazio anticipatamente, volevo chiederti se la taratura eseguita sulla protezione interfaccia per impianto MT per come richiesto da adeguamento delibera 84/12 eseguita su un impianto connesso nel 2009 rientra nei casi di taratura effettuata nei 5 anni prima dell’entrata in vigore delle delibera 786/16 ? essendo stata fatta nel 2012 potrebbe far slittare la data del 30 settembre 2017?

    • Stefano Caproni 19 aprile 2017 at 19:13 - Reply

      Ciao. La verifica periodica eseguita nel 2012 vale eccome (non hai scritto il mese in cui è stata eseguita)
      La prossima va fatta:
      – entro il 30 settembre 2017 se la verifica era stata fatta prima del 30 settembre 2012
      – 5 anni dalla data dell’ultima verifica se la precedente era stata fatta dopo il 30 settembre 2012
      Se per esempio l’altra era stata fatta a dicembre 2012 allora vai a dicembre 2017
      Vale sempre l’ultima data tra le opzioni elencate in delibera

  18. Dario 21 aprile 2017 at 16:35 - Reply

    buongiorno stefano,
    ho un cliente con un impiantino da 20 Kw in SSP con una fantastico incentivo da 0,46 €/Kwh a supo tempo allaccito in MT in quanto asservito ad un’azienda che utilizzava un’utenza da 260 kw in MT appunto.
    L’azienda che ha praticamente dismesso le attività produttive ha chiuso il contratto MT “dimenticandosi” che c’era attaccato il FV, fra l’altro mai adeguato alla 243 e pertanto gli incentivi attualmente sono sospesi.
    ora mi sono preso la briga di fargli resuscitare l’impianto ed ho visto nelle regole del GSe che il cambio tensione da MT a BT con conseguente cambio del POD è una opzione prevista ed ammessa dal GSE senza preventiva approvazione. al di la del percorso ad ostacoli che prevedo fra Enel, Tica, 243, Gaudì, GSE, volevo sapere se hai avuto occasione di espletare un cambio POD per sapere quali insidie burocratiche / tecniche mi aspettano.
    grazie per l’attenzione

  19. vic 22 aprile 2017 at 10:34 - Reply

    Per Dario,
    mi permetto di elencarti alcuni aspetti.
    – Gaudi: sarà necessario entrare nella modalità “modifica” per cambiare il Pod.
    – bisogna chiarire se da SSP in MT diventa SSP oppure Cessione totale in BT; il Gse ammette il cambio regime, però la tariffa incentivante potrebbe cambiare.
    – con e-distribuzione va presentata la domanda ai sensi del Tica su un Pod esistente BT oppure chiedendo contestualmente una nuova fornitura BT, nella domanda, nel campo a testo libero (punto C15 mi sembra..), va specificato che trattasi di passaggio impianto fotov. esistente su una nuova fornitura.
    Da sapere che se si chiedesse preventivamente un passaggio fornitura da MT a BT passiva il cliente deve sapere che perde tutta la potenza disponibile (detta anche franchigia); cioè i corrispettivi potenza (corrispettivo TIC per prelievo e comunque anche il corrispettivo TICA per immissione) a suo tempo versati vanno ri-pagati.
    I problemi maggiori però penso siano quelli tecnici; innanzitutto andrebbe installata una SPI esterna conforme alla Cei 0-21, ma è il problema minore nel senso che gli inverter installati potrebbero avere una (vecchia) certificazione per sola MT (funzionamento previsto per sola rete industriale – non pubblica); gli inverter pertanto dovrebbero avere requisiti (dichiarazione conformità per BT, firmware e taratura permissiva) previsti almeno per la delib. 243. Quindi ti consiglio di sentire l’unità operativa locale di e-distribuzione se consente la stipula del regolamento di esercizio con gli inverter con soli requisiti 243 oppure se pretendono requisiti Cei 0-21; in tale secondo caso potrebbe rendersi necessario aggiornarli (se possibile) alla Cei 0-21 o sostituirli con modelli attuali.
    Ti consiglio di provare a contattare il loro numero verde 800 085577 e sentire cosa dicono; sicuramente è un caso raro e non so se sono in grado di fornire subito chiarimenti.
    Ciao

  20. vic 22 aprile 2017 at 16:24 - Reply

    Grazie Stefano.
    Per la questione di cui sopra, volendo fare un “esercizio interpretativo”, se il/gli inverter era/erano compreso/i nei vecchi elenchi Enel dei dispositivi collegabili alla rete BT ed è possibile aggiornarlo/i almeno alla 243 (soglie permissive 49-51 o meglio a 47-52 Hz perchè c’è il Spi esterno) e non alla Cei 0-21 dovrebbe essere possibile allacciarlo/i sulla base del recente chiarimento Cei faq1B_ del febbraio scorso leggendolo in chiave “adeguamento”:
    .
    Secondo tale interpretazione che si basa pure sulla delib. 84/12 si potrebbe collegare il vecchio inverter se compatibile BT con le sole soglie frequenza allargate (..campo di sovra/sotto frequenza e tensione..), anche se tale inverter non è in grado di svolgere gli altri servizi di rete richiesti dalla Cei 0-21.
    Sarebbe un’interpretazioneun po’ tirata perchè la faq è orientata ai potenziamenti ma cita espressamente anche “adeguamenti”.
    😉

  21. vic 22 aprile 2017 at 17:29 - Reply

    Boh scusate, sopra è scomparso l’estratto della faq1B, la inserisco qui:
    [Domanda: Come si applicano le norme di connessione (0-16 e 0-21) nel caso di adeguamenti o potenziamenti di impianti esistenti richiesti ai sensi del TICA? Risposta:
    …omissis…
    le disposizioni previste dalla Norma CEI 0-16 ovvero dalla Norma CEI 0-21 che impattano direttamente sulla sicurezza del sistema elettrico e sull’isola indesiderata (campo di sovra/sotto frequenza e tensione e sistema di protezione di interfaccia, nell’ambito di quanto previsto dalla delibera AEEGSI 84/12) devono essere applicate a tutto l’impianto, compresa la sezione esistente;]

    • Dario 24 aprile 2017 at 13:34 - Reply

      buongiorno VIC. leggo solo ora il tuo intervento per il quale ti ringrazio.
      Per quanto riguarda :
      – Gaudì, OK. ho già avuto qualche esperienza in passato di censimp incasinati da sistemare e grazie al loro efficiente call center è andato tutto bene.
      – per la SSP, che è tuttora attiva sul POD del contratto MT, effettivamente avrebbe più senso trasformarlo in RID totale in BT visto che questo cliente non ha praticamente più carichi elettrici significativi. l’importante per il cliente è mantenere l’incentivo del FTV-SR (0,46 € !).
      – la perdita della franchigia. non ho capito cosa deve ripagare il cliente. lui non vuole più la MT.Il trafo e la cabina sono totalmente dismessi.
      la potenza installata era 280 kW . ora se chiede ad un’impresa di vendita una nuova connessione per un modesto 20 kW in BT, cosa dovrebbe accadere al preventivo del TICA ? il lavoro credo rimarrebbe configurato come “semplice” e non complesso e quindi credo non dovrebbe superare i 1800-2000 €.
      – l’inverter è un Solarmax 20S trifase che, pur con qualche difficoltà operativa (comunicazione ethernet vs. windows 10, sw,) ho già verificato che è aggiornabile nel range di frequenze 49/51 prescritto dalla AEEG 243 anche se ho potuto accenderlo solo dal lato DC visto che “manca la rete”. quindi per l’inverter dovrebbe essere recuperabile almeno finchè non si rompe per vecchiaia.
      – non esiste alcuna SPI esterna essendo un vecchio II° C.E. con un solo inverter. ho recentemente avuto occasione di fare adeguamenti alla 243 “postumi” ed i tecnici di e-distribuzione che escono obbligatoriamente a verificare l’effettivo adeguamento, controllano il solo range di frequenza 49/51 sui dispositivi esistenti.
      – non conoscendo a memoria le CEI 021 sono ancora nel dubbio se devo prevedere l’installazione di un quadretto AC precablato completo di SPI esterna già munita di certificato prova cassetta relè.
      – sentirò nuovamente e-distribuzione nei prossimi giorni in quanto al momento mi hanno dato solo alcune delucidazioni che francamente non ho del tutto compreso.

      grazie ancora, vi tengo aggiornati

      • vic 2 maggio 2017 at 14:00 - Reply

        Ciao Dario,
        per il discorso della franchigia (potenza disponibile in prelievo/immissione) intendevo che, con la nuova domanda, cambiando il Pod il cliente deve pagare di nuovo il corrispettivo di connessione previsto dal Tica, tutto qui.
        Se la fornitura BT è già esistente e la rete non necessità di rinforzo, l’attivazione verrà eseguita dopo il loro ricevimento della Fine impianto e la sottoscrizione del regolamento esercizio; in caso contrario, se serve un lavoro sulla rete oppure realizzare una nuova fornitura, il lavoro potrà essere di tipo semplice oppure complesso e i tempi si allungheranno.
        Vista l’anzianità impianto, era prevedibile che non ci fosse il Spi esterno e per quanto riguarda l’inverter Solarmax, ho visto che è presente in una delle ultime edizioni 2012 dell’elenco Enel dei “Dispositivi collegabili alla rete BT” (mi ero salvato una copia..), è quindi compatibile per BT ed è adeguabile alle delibere Aeeg 84 e 243.
        Penso che, visto che si tratta comunque di una nuova domanda (con cambio della tensione da MT a BT di consegna a cui l’impianto è collegato), e-distribuzione chiederà molto probabilmente il SPI esterno (da ricordare che tale configurazione non ha il solo scopo di proteggere ma anche di predisporre l’impianto al futuro – non si sa quando – distacco da remoto, come vuole la Cei 0-21.
        Per quanto riguarda l’inverter e il regolamento di esercizio, la cosa purtroppo diventa interpretativa e potresti trovare in e-distribuzione chi pretende l’adeguamento completo (probabilmente non possibile) alla Cei 0-21, oppure trovare invece chi si accontenta del solo allargamento soglie frequenza; nella prima ipotesi potresti portare avanti la tesi della recente faq1B del Cei (vedi post precedenti).
        Per quanto riguarda la prova del SPI esterno, ricorda che la norma prescrive che sia fatta “sul campo” e non nel laboratorio di chi te la vende; come ribadisce spesso il buon Stefano. In effetti, dopo le peripezie del viaggio di consegna potrebbe, potrebbe anche essersi rotta.
        Ricorda infine che, cambiando il Pod, e-distribuzione installerà un nuovo M2 obbligatoriamente a sua cura visto che l’impianto è connesso in BT.

  22. luca 28 aprile 2017 at 09:54 - Reply

    salve ho un impianto del 2011 di potenza 19,80 kw senza SPI mi bastera fare autotest degli inverter e comunicare quello al gestore ho devo installare una SPI
    vorrei delle info

    • Stefano Caproni 28 aprile 2017 at 14:24 - Reply

      Buongiorno Luca
      La delibera 786 ha definito le tempistiche per le prove con cassetta relè negli impianti con protezione di interfaccia esterna.
      Gli impianti senza protezione di interfaccia non sono trattati dalla delibera stessa, le norme CEI 0-21 non sono retroattive, quindi a mio avviso non deve fare nulla.
      Nelle FAQ il CEI ha parlato di prove annuali con autotest degli inverter, ma non ho capito a quale norma o delibera facciano riferimento, non mi risulta che qualche norma o delibera richieda prova annuale per gli inverter, le prove previste dalle CEI 0-21 sono da eseguire ogni 5 anni (anche della SPI integrata negli inverter).
      Ma la norma appunto, vale per gli impianti nuovi.
      C’è un po’ di confusione, o forse sfugge qualcosa a me………..se qualcuno vuole ampliare il dibattito…………
      In ogni caso NON DEVE INSTALLARE ALCUN SPI ESTERNO

  23. stefano 29 maggio 2017 at 08:02 - Reply

    Buongiorno,
    la mia domanda è semplice, vorrei capire quando parliamo di data ultima 30 giugno si intende la domanda di connessione o la reale connessione fisica che viene fatta dall’enel inserendo il secondo misuratore.
    Ho scritto in maniera elementare proprio per capire bene la differenza.

  24. Alessandro Simoni 29 maggio 2017 at 10:48 - Reply

    Buongiorno a tutti, ho un dubbio sulla data di applicazione della norma. Sulla delibera 786 leggiamo che la V2 della norma entra in vigore , in maniera integrale, dal 01/07/2017. Ma la parte che riguarda la necessità di SPI esterna per potenze superiori a 11,08 kW, è praticamente in vigore dalla data di pubblicazione della delibera , cioè 22/12/2016. Confermate? grazie

    • vic 30 maggio 2017 at 22:58 - Reply

      Per Alessandro, stai facendo troppa confusione!
      La Spi esterna oltre gli 11,08 kW è sempre stata obbligatoria dal 1/7/12 e precedentemente era obbligatoria oltre i 20 kW; in tale data entrò in vigore la Cei 0-21 che la prescriveva oltre 6 kW. La novità della ultima ed. 7/2016 della Cei 0-21 è che se può fare a meno nel range oltre 6 e fino a 11,08 kW.

      • Alessandro Simoni 21 giugno 2017 at 11:58 - Reply

        grazie Vic per la risposta, intendevo dire da quale data si può dire che la SPI esterna non è necessaria per impianti di potenza compresa tra 6 e 11,08 kW?

  25. Gianfranco Imbrogno 29 maggio 2017 at 13:03 - Reply

    Buongiorno.
    Mi trovo nella situazione di installare un impianto da 10 kwp (per il quale non ho ancora fatto la richiesta di connessione) questo impianto per problemi di ombreggiamento, deve utilizzare due inverter ciascuno con due MPPT. Posso beneficiare del limite di 11 kWp per evitare il dispositivo di interfaccia esterno oppure la norma vale solo per inverter singolo?

    • vic 30 maggio 2017 at 22:36 - Reply

      Per Gianfranco; se la potenza è minore di 11,08 kW non serve il Spi esterno ma devi installare inverter (fino a 3) conformi alla Cei 0-21 ed. 7/2016.

  26. Dario 30 maggio 2017 at 17:01 - Reply

    buongiorno a tutti,
    mi ricollego agli ultimi 3 post riguardo alle date di entrata in vigore della CEI 021 V2 rispetto alla data di pubblicazione.
    ho assunto un incarico per progetto di impianto FV da 7,54 kwp trifase completo di inverter solaredge SE7K. Ho già ricevuto il TICA per allaccio. Ho comunque previsto l’unifilare comprensivo di SPI esterna visto che, dovendo prossimamente installare un retrofit per accumulo, ritenevo che inserire nel quadro AC la SPI esterna potesse essere (forse) “più conveniente” di doverla mettere in seguito magari per chissà quale cavillo nascosto fra le oltre 200 pagine della CEI 021. C’è qualcuno che mi può confermare che prevedere la SPI esterna non è solamente uno spreco di qualche centinaio di € ? grazie per l’attenzione

    • Stefano Caproni 30 maggio 2017 at 17:50 - Reply

      Ciao Dario.
      Ti ho risposto anche nell’altro post che hai pubblicato
      Ricopio qua la risposta
      —————————–
      Ciao Dario
      Per me il discorso è molto semplice.
      ————–
      Per domande di connessione inoltrate sino al 30 giugno 2017, puoi usare inverter conformi alla VECCHIA norma, quindi sino a 6kW con interfaccia integrata, oltre i 6kW con interfaccia esterna.
      Puoi però anche usare inverter conformi alla nuova norma con interfaccia integrata sino a 11,08kW e interfaccia esterna oltre gli 11,08kW
      ————–
      Per domande di connessione inoltrate dal 1 luglio 2017, puoi usare SOLO inverter conformi alla nuova norma, quindi con interfaccia integrata sino a 11,08kW e interfaccia esterna oltre gli 11,08kW
      —————
      Nel tuo caso, impianto da 7,54kW, se l’inverter è conforme alla nuova norma CEI 0-21 edizione 2016 e ha interfaccia interna allora va bene l’impianto senza interfaccia esterna (deve fare autotest ovviamente)
      Se è conforme alla vecchia norma, allora serve interfaccia esterna

  27. Dario 30 maggio 2017 at 21:42 - Reply

    ciao Stefano,
    grazie mille per la tua tempestiva risposta.
    ora sono in attesa di sapere dal produttore dell’inverter se è effettivamente conforme. In ogni caso, sto aspettando anche da E-distribuzione di zona che mi confermi che la SPI esterna possa essere risparmiata nonostante io abbia ricevuto da loro il TICA emesso a valle della mia domanda di allaccio corredata dai vari allegati previsti compreso l’unifilare con la SPI esterna appunto. loro non mi hanno detto che è superflua.
    buona serata

    • Stefano Caproni 31 maggio 2017 at 17:11 - Reply

      Mi chiedo come faccia Enel a dirti che secondo loro è superflua se non sanno che firmware ha l’inverter.
      A volte ti tritano le palle per delle boiate e a volte tralasciano su questioni di vitale importanza……..
      Mah……..

  28. vic 30 maggio 2017 at 22:43 - Reply

    Ciao Dario, non spetta a e-distribuzione dirti che la Spi esterna è superflua; se tu non la metti nello schema e nel regolamento e alleghi le dichiarazioni conformità inverter alla Cei 0-21 ed. 7/2016 non possono bloccare il regolamento.

  29. Carmelo 8 giugno 2017 at 09:03 - Reply

    Salve vorrei farvi la seguente domanda che esula dalla CEI 0-21…. Ipotizziamo di avere un impianto fotovoltaico di 5 kW con inverter della ABB trifase. Fornitura cliente 10 kW Trifase. Se in questo istante il mio impianto produce l1 1 kW l2 1 kW l3 1 KW mentre consumo 1 kW su l1, 2 kW sul2 e zero su l3 i contatori di produzione e scambio fanno una somma algebrica ovvero consumo 3kw produzione 3 kW quindi non trovo nulla ne in immissione che in prelievo? Oppure somme algebriche fase per fase.. Grazie

    • Stefano Caproni 8 giugno 2017 at 20:05 - Reply

      Secondo me a livello di energia, la stessa viene contabilizzata tutta, mentre l’autoconsumo avviene solo sulla fase 1 e 2
      Ma non sono mica sicuro sai………….:-)

      • vic 12 giugno 2017 at 22:12 - Reply

        Ciao,
        anch’io la pensavo così, ma da quanto ho recepito recentemente i contatori Enel (e-distribuzione) farebbero la somma algebrica senza contabilizzare separatamente l’immessa su una fase e la prelevata da altra fase; in sostanza si comportano come i vecchi contatori elettromeccanici che ovviamente avevano un disco unico e non uno per ciascuna fase. Però non ho trovato info ufficiali o prove certe; a dire il vero una guida Sma dice che avviene la somma algebrica però non si riferisce esplicitamente a e-distribuzione. Se riesco a trovare info certe lo scrivo qui.
        Da ricordare anche che Enel è partita con la sostituzione massiva dei contatori elettronici con modelli di nuova generazione (2G).

  30. Alessandro 8 giugno 2017 at 14:46 - Reply

    Buongiorno Stefano,
    mi confermi che nella 786/16 è esplicitamente indicato “richiesta di connessione” e non “connessione” o “allaccio” quindi per gli impianti la cui richiesta di connessione avviene fino al 30 giugno 2017 è consentito l’utilizzo di inverter, protezioni di interfaccia e sistemi di accumulo conformi all’edizione precedente della norma (CEI 0-21 2014-09 + CEI 0-21; V1 2014-12) anche se collegati successivamente? TNE sostiente il contrario ovvero cito la risposta “Gentile abbonato,
    tra la richiesta di connessione alla rete di un impianto FV precede (a volte di molto) la data di connessione alla rete.
    Fino al 30 giugno 2017 si possono utilizzare inverter con SPI interno di vecchio tipo, TNE 1/17, pag. 21”.
    Attendo un Tuo parere, grazie.

    • Stefano Caproni 8 giugno 2017 at 20:12 - Reply

      Esatto, richiesta di connessione antecedente il 01/07/2017 puoi allacciare con inverter conforme a vecchia CEI 0-21
      ———————————
      1.2 Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017:
      a) gli inverter e i sistemi di protezione di interfaccia e le relative dichiarazioni di conformità devono essere conformi alla nuova edizione della Norma CEI 0-21;
      Quindi mi pare di capire che per le domande di connessione inviate prima del 1 luglio si possa usare la vecchia norma.

  31. Belga 20 giugno 2017 at 17:42 - Reply

    Ciao Stefano,
    vorrei chiederti un parere. Devo realizzare un impianto FV al di sotto dei 6kW, non avendo ancora fatto praticamente nulla il sistema sarà conforme alla nuova CEI 0-21, quindi l’inverter dovrà avere il sistema di protezione di interfaccia integrato.
    La mia domanda è questa: il dispositivo di protezione di interfaccia (teleruttore) deve essere inserito oppure è accettato dall’ENEL l’interruzione (separazione) mediante l’inverter?
    Controllando la norma mi sembra di capire che il teleruttore vada inserito, quindi l’inverter dovrà avere un relè di uscita per il controllo della bobina. Però dai vari schemi che ho visto non mi risulta.
    Grazie.

    • Stefano Caproni 22 giugno 2017 at 16:44 - Reply

      Ciao
      Il DDI è all’interno dell’inverter, non devi inserire alcun teleruttore esterno
      Però si impara sempre qualcosa, quindi mi diresti dove c’è l’indicazione relativa al teleruttore esterno nella norma ?
      Grazie

      • Belga 26 giugno 2017 at 19:11 - Reply

        Ciao Stefano,

        la parte della norma che mi ha fatto pensare è questa:
        _________________________
        8.2.2.3 Dispositivi ammessi in funzione di DDI
        Il dispositivo di interfaccia deve essere costituito da:
        – interruttore di manovra-sezionatore o interruttore automatico idoneo al sezionamento,
        oppure
        – contattore onnipolare di categoria AC3;
        – per generatori con inverter di potenza nominale fino a 11,08 kW, con DDI interno, si
        devono utilizzare due dispositivi, di cui almeno un contattore di categoria AC1, che
        dovrà garantire una distanza minima in aria tra i contatti aperti secondo quanto
        previsto nella norma IEC 62109-1 (§.7.3.7) e IEC 62109-2 (§.4.4.4.15.2.1Per
        connessioni monofase, il contattore deve interrompere sia la fase che il neutro. Per
        connessioni polifase il contattore deve interrompere tutte e tre le fasi ed il neutro.la
        funzione di interruzione del secondo dispositivo potrà essere assolta dall’inverter a
        condizione che che in caso di guasto sul controllo dell’inverter, l’inverter stesso sia
        spento e sia impossibilitata qualsiasi funzione di connessione alla rete fino alla
        risoluzione della anomalia..
        – per generatori con inverter di potenza nominale fino a 11,08 kW senza trasformatore
        per la connessione alla rete di distribuzione, i due dispositivi DDI devono essere
        entrambi di categoria AC1.
        _________________________

        Nella parte in cui viene menzionato il DDI interno, nella norma c’è scritto che servono due dispositivi, ma ora mi viene da pensare che faccia riferimento al caso in cui ci siano almeno due inverter, anche se non mi sembra molto chiaro come è scritto.

        Controllando nelle schede tecniche e nelle certificazioni degli inverter ho poi riscontrato la certificazione del DDI interno alla CEI 0-21, quindi direi che come dici tu il DDI esterno non serve.

        Grazie per la risposta.

        • Stefano Caproni 26 giugno 2017 at 21:15 - Reply

          Ciao. Credo che gli inverter siamo già conformi a tali prescrizioni. Ad esempio nelle specifiche tecniche ABB per gli inverter con SPI integrato sono indicati 2 relè AC1 in serie per ogni polo.

  32. Luca Terralavoro 21 giugno 2017 at 12:39 - Reply

    Buongiorno Stefano,
    per quanto riguarda le soglie ed i tempi di intervento della protezione di interfaccia specificati nell’allegato 2 della var.2 della CEI 0-16, gli stessi sono differenti in parte da quelli prescritti dall’A70.
    Quando si farà la verifica quinquennale, è necessario impostare tali nuove soglie o bisogna verificare solo quelli già impostai e confermi all’A70?
    Nel caso in cui si proceda con la sostituzione di una protezione di interfaccia guasta, si devono impostare le nuove regolazioni o quelle dell’A70.
    Grazie in anticipo per la risposta!

    • Stefano Caproni 22 giugno 2017 at 16:42 - Reply

      Ciao Luca
      Puoi impostare quelle dell’allegato A70

  33. Matteo 22 giugno 2017 at 17:02 - Reply

    Buongiorno Stefano,
    la Delibera AEEG786 si applica anche ad inverter con SPI interna non software, ma bensì hardware (es. Inverter Elettronica Santerno serie TG o Ingeteam serie Ingecon che hanno SPI interno Marca Gavazzi su barra DIN) a cui ovviamente non si può fare Autotest?
    Impianti FV oltre i 20kWp installazione 2010/2011.
    Grazie in anticipo.
    Saluti

    • Stefano Caproni 22 giugno 2017 at 17:29 - Reply

      Per interfaccia interna si intende che le funzioni di protezione sono svolte dal software dell’inverter.
      Il tuo caso è di interfaccia esterna, ovvero dispositivo dedicato, anche se è interna all’inverter, ma solo a livello installativo.
      E’ di fatto un dispositivo esterno

  34. Sandro 23 giugno 2017 at 16:31 - Reply

    Ciao Stefano, sono un collega di Venezia che segue sempre con piacere ed interesse le tue pubblicazioni.
    Volevo porre una domanda senza polemizzare sul proposito di chi e come può fare le verifiche con cassetta prova relè, visto che (tutti o quasi tutti) possono fare verifiche sulle protezioni (SPIe SPG). La delibera 786/16 da la possibilità di eseguire tali verifiche basta avere determinati requisiti, imprese con requisiti (DM 37/08/) cioè installatori con 5 anni di esperienza, o responsabile tecnico di impresa con esperienza quinquennale, infine noi liberi professionisti con competenza sugli impianti elettrici ha esercitato almeno 5 anni tale attività. Fin qua abbiamo capito tutti che tutti possono far tutto, ma io dico e chiedo se è possibile che un progettista sia equiparato ad un installatore? Senza mancare di rispetto agli installatori, allora cosa servono i progettisti se questa categoria è paragonata a chi fa un’altra attività che quella dell’installazione degli impianti elettrici e chi di progettarli. Ripeto non voglio mancare di rispetto agli installatori, ma ogni uno per le proprie competenze. Io per mia fortuna ho avuto la possibilità di imparare una attività professionale molto bella presso l’ENEL quella delle verifiche! Spaziando dalle verifiche degli impianti di terra, verifica dei contatori, prove e collaudo dei cavi MT alle verifiche delle protezioni in MT. Ora nella posizione come la mia si trovano molti colleghi e amici che hanno acquisito tale esperienza e sicuramente sono pronti per effettuare tali verifiche, ma ribadisco non tutti sono in grado di farle in modo corretto, diciamo è come fare un bel progetto senza essere certi di aver fatto con certezza i calcoli necessari per stilare tale progetto con la sicurezza di averlo fatto giusto. Ripeto ancora non voglio fare polemica con nessuno ma vorrei sollevare tale perplessità ai legislatori, come un verificatore di contatori di misura deve fare l’esame con ACCREDIA per effettuare tali verifiche è giusto che anche questa categoria venga salvaguardata, e posso dire con certezza che fare le verifiche sulle protezioni e ben più complesso che farlo in un contatore di energia. Grazie e scusate ancora

    • Stefano Caproni 24 giugno 2017 at 11:29 - Reply

      Ciao Sandro
      Sono d’accordo con te. Non è questione di mancanza di rispetto nei confronti degli installatori, è solo questione di esprimere un’opinione.
      Io come ho più volte scritto, penso che le verifiche strumentali su un impianto dove vige l’obbligo del progetto da parte di un professionista iscritto all’albo, le debba fare il professionista iscritto all’albo. Altrimenti non mi spiego (o meglio lo ritengo un controsenso) il perchè per tale progetto occorra la competenza del professionista, ma poi lo può collaudare il responsabile tecnico di azienda.
      Il fatto poi di essere competenti o meno indipendentemente dal titolo di studio o dalla qualifica professionale è un altro discorso.
      Ma sai……..in Italia le competenze professionali e i titoli di studio sono carta straccia.
      Nel 2010 quando c’è stato il boom del fotovoltaico i Geometri e gli architetti sono diventati tutti progettisti di impianti fotovoltaici, con tanto di timbri su quadri elettrici e documenti tecnici.
      Per il discorso protezioni basta che guardi certi preventivi, quando un collega offre la verifica di una protezione MT a 250,00 euro, o si droga o non ha capito di cosa si tratti. Dopo l’uscita della delibera 786 so per certo che sono state vendute centinaia di cassette relè, e ho visto preventivi di gente che ancora non l’aveva, chissà, forse chi vende la verifica MT a 250 euro è tra quelli che pensano basti spingere il bottone, ne vedremo delle belle.
      P.S.: intanto qualche telefonata di qualcuno che mi chiede come si fa l’ho già ricevuta, quasi quasi organizzo dei corsi 🙂

  35. Sandro 25 giugno 2017 at 11:23 - Reply

    Ciao Stefano volevo una precisazione e è possibile, la Delibera 786/16 impone di fare la verifica SPI e caricarla sul portale (ho avuto comunicazione da amici ENEL del settore che il portale sarà attivo da Agosto),la CEI 0-16 impone che vengano provate anche le SPG degli impianti MT con cadenza quinquennale, ovviamente le aziende e gli studi propongono ai clienti di fare solo la verifica della SPI (ovvio fare le prove della protezione SPG su un quadro MT vuol dire effettuare una prova sicuramente più difficoltosa, sicuramente l’impianti va fuori servizio se SPG con relè di minima e bisogna fare una prova del tempo di apertura dell’interruttore DG). Quindi per molte persone che non hanno esperienza del settore diventa una prova difficoltosa e con perdita di tempo, visto i prezzi che fanno!
    Volevo chiederti una cortesia, non ho mai lavorato come professionista in Emilia Romagna e Lombardia, dovrei fare le prove e le tarature di una SPG che va installata in Zona Piacenza, so per certo che la rete MT è esercita a 15 KV, volevo sapere se i valori della I>> I>>> sono 250A e 600A per la Io sono 2A e 70A. Grazie

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