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.

 

125 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.

          • Belga 29 giugno 2017 at 11:47 -

            Si alla fine penso sia proprio così, se si usa un solo inverter non serve teleruttore esterno.

            Grazie!!

  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

    • Stefano Caproni 11 luglio 2017 at 12:55 - Reply

      Generalmente i valori sono quelli.
      Ma non sei tu che devi preoccuparti dei valori di taratura, il cliente ti deve dare il regolamento di esercizio con i valori ditaratura, se tu sei il verificatore……..appunto, verifichi. Non sei responsabile del settaggio dei valori sulla protezione.
      La norma CEI si applica agli impianti nuovi e non agli esistenti, quindi io attenderei che esca la delibera (in programma) che dia informazioni sulle verifiche periodiche degli impianti esistenti.
      Per la verifica degli impianti esistenti vale quanto scritto nelle precedenti edizioni della norma e nel regolamento di esercizio, ma essendo in programma una delibera io attenderei un attimo.
      ——————-
      Per il resto non capisco perchè dici che la prova di una SPG è più complessa di una prova SPI, per me è il contrario (a parte il fatto di dover sganciare l’impianto).
      A meno che non si parli di protezioni con direzionale di terra.

  36. Alessandro 27 giugno 2017 at 12:04 - Reply

    Ciao Stefano!
    Avrei un dubbio su impianti al di sotto dei 6kW che devono ancora essere allacciati
    Situazione tipo: Inverter in cantiere da marzo non è adeguato alla nuova CEI 0-21 ma alla vecchia edizione attualmente ancora in vigore. L’assegnazione del contatore avverrà sicuramente dopo il 1 Luglio 2017 per cui non si può far partire la domanda di connessione in tempo entro il 30 Giugno.. E’ necessario cambiare l’inverter o aggiornare il firmware (se il costruttore lo rende disponibile) alla nuova CEI 0-21? o va bene lo stesso anche se adeguato alla vecchia CEI 0-21?
    L’ulteriore domanda è questa: in cosa cambia la nuova CEI 0-21 rispetto alla vecchia, per inverter monofase sotto i 6kW? Cambiano dei parametri dell’autotest? non mi sembra.. per cui non potrebbero andar bene lo stesso i vecchi certificati?

  37. vic 28 giugno 2017 at 11:15 - Reply

    Per Alessandro.
    Spero Stefano non si secchi delle mie scorribande sul suo “territorio”..
    :-0
    Comunque ritengo che la cosa più semplice sia caricare velocemente la domanda connessione sul portale.
    Per quanto riguarda gli inverter, se si legge bene la nuova edizione della Cei 0-21 di luglio 2016 (8.2.2.3), rispetto a quelli vecchi devono avere il doppio DDI interno e con certe caratteristiche.
    Non è quindi una questione di solo firmware e per tale motivo i costruttori hanno dovuto modificare l’hardware e portare quindi gli inverter presso un laboratorio autorizzato per ottenere nuove certificazioni complete (compatibilità elettromagnetica ecc.).
    A dire il vero la norma concederebbe il DDI unico, a patto che in caso di anomalia l’inverter non tenti di riconnettersi alla rete.

  38. DB 3 luglio 2017 at 17:01 - Reply

    Provo a chiedere in questo blog perch’e mi sembra il piu’ accurato e competente in materia. Ho un impianto di 3 kw nominali con micro-inverter Enphase, soluzione adottata nel 2012 per via della difficolta’ di reperire un locale adatto ad un inverter centralizzato e anche per via della fastidiosa presenza di un campanile a sud ovest che avrebbe completamente spento l’impianto in continua nelle stagioni di mezzo per un ora circa nel medio pomeriggio.
    Il dispositivo di interfaccia e’ un Lovato PMVF 10. I microinverter Enphase hanno il FW aggiornato a conformita della CEI-0-21 2012.
    Mi sapreste dire che tipo di verifiche dovrei fare ?

  39. vic 5 luglio 2017 at 22:18 - Reply

    Per DB,
    la delib. 786/16 rende obbligatoria la verifica periodica ogni 5 anni del SPI esterno dell’impianto, con invio apposita documentazione al Gestore di rete, SOLO se tale impianto ha potenza superiore a 11,08 kW; quindi il tuo impianto di 3 kW non rientra in tale categoria.
    Qualche mese fa il Cei ha stabilito, con pubblicazione sul suo sito di una Faq denominata “1A”, che:
    “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.”
    Per quanto ho capito la Faq ha valore di riferimento ufficiale.
    Dovresti quindi eseguire una prova autotest annuale della tua Spi Lovato conservando la documentazione, ..ma non so se essa dispone di tale funzionalità che mi risulta sia raccomandata dalla Cei 0-21 (paragrafo A.4.4) ma non resa obbligatoria.

  40. Mauro Bellezza 12 luglio 2017 at 10:18 - Reply

    Buongiorno, dovrei effettuare una sostituzione di un SPI su un impianto di 19 kW esistente.
    Ho in magazzino una protezione LOVATO PMVF50 che ho verificato non essere più conforme all’attuale CEI 0-21. Secondo voi posso utilizzarla impostando correttamente i parametri e verificando con cassetta prova relè?

    • Stefano Caproni 12 luglio 2017 at 11:20 - Reply

      No
      I parametri sono gli stessi dal 2012
      Il problema è la certificazione, se non è conforme alle CEI 0-21 attuali non si può usare

  41. Mauro Bellezza 12 luglio 2017 at 15:39 - Reply

    Anche se l’impianto è esistente e vado a sostituire un’interfaccia non conforme all’attuale 0-21?

    • Stefano Caproni 12 luglio 2017 at 22:15 - Reply

      Se l’impianto è esistente forse puoi…….in effetti anche Thytronic quando ho sostituito una protezione guasta in un impianto allegato adeguato all’ A70 del 2011, mi dice che posso usare una protezione conforme allegato A70
      ———
      Io non ho tempo, leggi l’articolo sotto della delibera 344 e poi l’articolo che richiama della delibera 84/2012
      ———–
      6.3 Nei casi in cui venga sostituito l’inverter e/o il sistema di protezione d’interfaccia si applicano le disposizioni di cui all’articolo 4. A tal fine, le tempistiche di cui al comma 4.1 si applicano con riferimento alla data
      di sostituzione dell’inverter e/o del sistema di protezione d’interfaccia.

    • Stefano Caproni 12 luglio 2017 at 22:17 - Reply

      Ti copio anche articolo Delibera 84/2012
      Dice conformi alla CEI 0-21, io direi che la CEI è quella vigente al momento della sostituzione, ma è la mia interpretazione
      ——–
      f) impianti di produzione connessi alla rete BT che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012: gli impianti e i dispositivi installati dovranno essere conformi all’Allegato A70 al Codice di rete e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21, come modificata dal CEI a seguito del
      recepimento del predetto Allegato.
      ————-

  42. vic 13 luglio 2017 at 00:44 - Reply

    Penso che valga la pena chiedere al costruttore se è soĺo la Dichiarazione di conformità che cambia e se è disponibile quella nuova; anch’io penso che il Spi sia identico al precedente.
    E’ quindi più che probabile che il costruttore abbia redatto una nuova dichiarazione lasciando inalterato il Spi; probabilmente la 786/16 ha incluso la conformità alla Cei 0-21-7/16 anche per i Spi solo per una questione di omogeneità con gli inverter.
    Non mi risulta infatti che da luglio 2012 siano stati chiesti nuovi requisiti tecnici agli Spi.

    • Stefano Caproni 13 luglio 2017 at 08:11 - Reply

      Ciao Vic
      Il discorso è che la PMVF50 credo sia fuori produzione da un po’ di tempo, quindi dubito che Lovato abbia speso o spenda soldi per certificare un prodotto fuori produzione.
      Però tentar non nuoce

  43. Mauro Bellezza 13 luglio 2017 at 15:34 - Reply

    Grazie mille.

  44. vic 14 luglio 2017 at 21:13 - Reply

    Ahi, che fosse già fuori produzione non lo sapevo.
    Però per i Spi esterni penso non servano ri-certificazioni di laboratorio come per gli inverter, per i quali potevano anche essere necessarie modifiche hardware per adattarli alla Cei 0-21;7/16. Per gli Spi invece, non essendo necessaria alcuna modifica hardware e conseguenti ri-certificazioni di laboratorio, dovrebbe bastare che il costruttore prepari la solita dichiarazione sostitutiva (come quando aggiornano il solo fw).
    Se è fuori produzione però dubito che abbia interesse a farla.

  45. Walter Vallome 15 luglio 2017 at 11:29 - Reply

    Gentile collega,
    ciao e grazie per la condivisione…
    Pur in assenza di info certe su cosa produrre a livello di report (solita “latitanza” del portale ENEL), siamo partiti con le verifiche sulle SPI, non senza qualche difficoltà.
    Operiamo con la cassetta prova relè della Eldes (mod. PRTF-2116N) ed andiamo a verificare sia protezioni in MT (tipicamente Thytronic, SEB, Microelettrica) che protezioni in BT (Abb, Gavazzi, Lovato, ecc.).
    Premesso che ci atteniamo scrupolosamente alla metodologia di prova descritta in CEI 016 e CEI 021, sulle SPI in MT abbiamo qualche difficoltà con le prove 59Vd 27Vd (rimando l’approfondimento per non dilungarmi…); sulle SPI in BT abbiamo invece grosse difficoltà a “portare a casa” un report completamente positivo: le “vecchie” Gavazzi DPC02 (quella senza display) e peggio ancora le Abb CM-UFS.2 restituiscono valori di soglia e tempi di intervento fuori tolleranza massima… Il che non stupisce: ad es. la Gavazzi dichiarava per la DPC02 tolleranze in tensione del 5% e tolleranze in frequenza di 50 mHz. Se le andiamo a veificare con precisioni in tensione dell’1% ed in frequenza di 20 mHz (CEI 0-21:2016-07 art. A.4), è probabile che non superino il test…
    Cosa ne pensi?
    Ciao.

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 12:22 - Reply

      Buongiorno.
      Non so come eseguite le prove quindi fatico a dare un’opinione.
      Per quanto riguarda le protezioni DK5940 a dire il vero non ho alcun problema, la Gavazzi DPC02 è molto precisa, sia per quanto riguarda i tempi che per quanto riguarda le soglie. Le tolleranze e gli errori non son oquelli della CEI 0-21, ma quelli indicati nella DK5940 appunto (le protezioni si verificano con gli errori della norma vigente all’atto dell’installazione, non posso testare una protezione conforme alla DK5940 con le procedure e gli errori della CEI 0-21) ma direi che la maggior parte delle volte i valori riscontrati passerebbero anche il test CEI 0-21.
      Ribadisco il 90% delle Gavazzi intervengono a 276V e 184V con tempi di 100ms per massima tensione e frequenze e 200ms per minima tensione (i tempi sono anche estremamente precisi).
      Probabilmente si tratta del modo in cui viene eseguita la prova
      Per quanto riguarda i test 59Vi e 27Vd sono verifiche che riguardano tensioni e angoli, con tutti gli errori che si sommano e che a volte generano risultati fuori dai limiti di errore previsti. Alcune protezioni con firmware specifici poi, non sono molto precise (non faccio nomi, ma una in particolare è abbastanza disastrosa).

  46. Walter Vallome 20 luglio 2017 at 18:13 - Reply

    Buongiorno e grazie per la risposta.
    Mi consenta di avere ancora qualche dubbio circa i valori di precisione (voltmetrica, perchè su tempi e frequenze mi pare nulla sia cambiato) da applicarsi alle protezioni DK5940. Sul piano del buon senso (tecnico) mi trova assolutamente d’accordo: le DK sono protezioni nate per operare entro certe tolleranze e non si può pretendere da esse prestazioni superiori. Se però – come pare – lo spirito della direttiva va nella direzione dell’efficientamento della rete distributiva, l’applicazione di più severi parametri potrebbe trovare giustificazione… Questa mia opinione deriva dalla lettura della deliberazione 22/12/2016 786/2016/R/EEL che all’articolo 2.1 così recita: “Le verifiche con cassetta prova relè, previste (…) dall’Allegato G alla nuova edizione della Norma CEI 0-21, sono effettuate…(…).
    Il citato allegato G della CEI 0-21:2016-07 al punto G5 recita:
    “(…) L’utente attivo si impegna a mantenere efficiente il sistema di protezione generale e d’interfaccia (…) con un controllo preliminare alla connessione e, successivamente, con un controllo ogni 5 anni verificando mediante cassetta prova relè tutte le funzionalità delle protezioni (…). Tali verifiche rientrano nella categoria Prove di verifica in campo, così come definite dalla Norma CEI 0-21, par. A.1 e vanno effettuate, quando necessario, con le cassette prova relè di cui in H.1.2.”
    Come vede viene espressamente richiamata la più recente normativa, come spesso capita quando è in ballo la sicurezza dei servizi essenziali…
    Troppo sperare in un chiarimento dell’Autorità o dal CEI?…
    Un’ultima domanda e chiudo: le è già capitato di verificare le CM-UFS.2 della ABB? Io non ne ho ancora trovata una perfettamente rispondente. Il protocollo di prova che applico è esattamente quello della CEI 0-21 e con la ns cassetta possiamo vedere in tempo reale la rampa di prova..
    Grazie per la condivisione, cordiali saluti.

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 18:43 - Reply

      Buonasera Walter
      Le protezioni DK5940 sono state costruite nel rispetto delle indicazioni della direttiva di cui sopra, direttiva che indicava le impostazioni, l’errore limite, la variazione dell’errore limite.
      La delibera non può chiedere di verificare una protezione costruita come da indicazioni di tale direttiva (DK5940) secondo le indicazioni della CEI 0-21 che richiedeva caratteristiche completamente dioverse e molto più restrittive. La delibera fa riferimento all’allegato della CEI 0-21 relativamente all’obbligo di periodicità della verifica stessa.
      In ogni caso l’ultima Gavazzi che ho provato ha restituito i seguenti valori:
      – protezione 59 276V t=92ms
      – protezione 27 184V t=194ms
      – 81> 51Hz t= 95ms
      – 81< 49Hz t= 98ms Ovviamente testata con rampe costruite secondo le indicazioni della DK, perchè l'errore è superiore all' 1% Ed in ogni caso la DK parlava di "minore o uguale" sia per le soglie che per i tempi. E' evidente che provare una protezione DK con le regole della CEI 0-21 non ha senso ed è tecnicamente sbagliato, perchè la protezione non è costruita secondo le indicazioni di tale norma. Oltretutto non vedo problemi di sicurezza, anzi se vogliamo parlare di sicurezza sarebbe meglio che venisse provato anche il tempo di apertura del DDI, cosa che molti non fanno, è inutile stare qua a discutere di millisecondi sulle protezioni e poi non provare il tempo di apertura del DDI.

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 18:47 - Reply

      Sul secondo quesito ribadisco quanto già detto, non si provano le protezioni DK con le rampe e gli errori indicati dalla CEI 0-21
      Le fate cambiare tutte e chi l’ha provata prima di voi passa per stupido 😉
      Nella DK è indicata una tipologia di prova accettata da Enel ed è la stessa con la quale sono costruiti gli autotest degli inverter DK.
      Non vedo il motivo per testate queste povere protezioni nate negli anni 2000-2010 con le verifiche previste per delle protezioni a microprocessore.

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 18:47 - Reply

      Volendo fare altri esempi, ci sono protezioni CEI 0-16 Allegato A70 che non hanno la media mobile, e sono perfettamente a norma, cosa facciamo ? Le cambiamo tutte perchè la CEI 0-16 edizione 2016 dice di testare la media mobile ? Direi di no
      ————-
      Le prove previste dalle nuove CEI edizione 2016 si fanno sulle protezioni installate dalla data di entrata in vigore della norma, che sono costruite secondo le indicazioni di tale norma, e superano i test di lavoratorio previsti dal tale norma (con relativa certificazione) la delibera 786 impone la verifica periodica, da fare secondo le prescrizioni della norma valida per quella protezioni
      La gavazzi DPC02 (CM-UFS.2 e similari) è una protezione DK non CEI 0-21

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 18:49 - Reply

      Questa è la mia opinione, poi ognuno le prova come ritiene più giusto

  47. Matteo Marras 20 luglio 2017 at 19:45 - Reply

    Non posso che concordare con Stefano, la filosofia della norma è quella di verificare che l’esistente rimanga in efficienza.
    Quindi le prove occorre farle nel rispetto della norma vigente nel momento di prima installazione della PI.
    Purtroppo se ne vedono di tutti i colori !!!! Ci sono tantissimi che purtroppo hanno cambiato le PI DK 5940 per adeguare ad A70 sostituendole con PI CEI 0-21 quando invece bastava girare un selettore …….e verificare i tempi.
    Ho l’impressione che pochi leggano attentamente le norme e ragionino da tecnici ma c’è un approccio al problema del tipo ho sentito dire …..

    • Stefano Caproni 20 luglio 2017 at 19:55 - Reply

      Purtroppo è così….ogni volta che vado a verificare impianti allacciati nel periodo 2010-2012 trovo protezioni CEI 0-21 e le DK5940 appoggiate in una scatola a fare la muffa…….poveri produttori…..poi ci lamentiamo che non fanno più impianti, ormai hanno il posteriore infiammato…..
      P.S.: per fare le verifiche in campo delle protezioni di interfaccia (e poi le generali, e ci sarà da ridere) non basta comprare gli strumenti e spingere dei bottoni, bisogna leggere bene le norme, conoscere le protezioni e come lavorano.
      Se provate una protezione e non funzionano delle soglie, e chi l’ha provata prima ha consegnato un report positivo, prima di buttarla nel cesso, chiedetevi se non state sbagliando qualcosa nella verifica, io lo faccio sempre e mi metto in discussione ogni volta, anche se ho un po’ di eseprienza.
      Poi ci sono anche report in PDF fatti dalla scrivania, ma questo è un altro problema (bastava rendere obbligatorio un modulo GPS nelle cassette relè, così chi spara 200 euro per una verifica a 150 chilometri, o si adegua ad un costo professionalmente corretto, oppure evita di farla, chi offre quelle cifre, lavora in perdita, quindi vuol dire che fa finta di farle).
      ——–
      Walter sto usando questo post per le mie esternazioni, non mi riferisco a te, non ti conosco nemmeno 😉

  48. Walter Vallome 21 luglio 2017 at 10:17 - Reply

    Ciao Stefano,
    Grazie per il chiarimento finale “non mi riferisco a te”… da trent’anni (di professione) ce la metto tutta per meritare titolo e fiducia dei clienti… …e nonostante i tanti improvvisati, piuttosto che polemizzare cerco di concentrare le energie con chi si sforza di migliorare, anche con lo schietto confronto…
    ———————-
    Scrivi di testare le SPI DK5940 (e CEI021-2012, suppongo) “con rampe costruite secondo le indicazioni della DK, perchè l’errore è superiore all’ 1%”… a quali rampe ti riferisci? Non mi risultano indicazioni sull’uso della cassetta nella DK. Ti riferisci all’autotest?
    Scrivi anche che “in ogni caso la DK parlava di minore o uguale sia per le soglie che per i tempi”… a me pare che quando ci si riferisce agli errori la sostanza non cambia… o sbaglio?
    ———————-
    Quanto scrivete tu e Marras sul piano tecnico mi trova assolutamente d’accordo… speriamo che Autorità/CEI/Enel la pensino anche così… sennò ci tocca rifare alcune verifiche.
    Resta il fatto che sulle soglie in frequenza le tolleranze non sono cambiate nel tempo e per la mia esperienza diretta le DK non rispondono sempre positivamente.
    Le DPC02 B003, che pure rispondono meglio delle CM-UFS.2 ai test hanno una tolleranza dichiarata di 50 mHz (doc ufficiale Gavazzi nel quale è pure dichiarato “In accordo con i requisiti della prescrizione ENEL DK5940 (Aprile 2007, ed. 2.2)”, contro i 20mHz delle varie DK/CEI…
    ———————-
    Relativamentre al tempo di intervento del DDI io mi regolo così:
    Ove presente il TDS misuro prima il tempo totale SPI+DDI e poi solo SPI, reportando entrambi i dati; ove non presente il TDS eseguo la 59.S1 e misuro prima il tempo totale SPI+DDI e poi solo SPI, reportando entrambi i dati. Dopodichè eseguo le restanti prove rilevando il solo scatto dell’SPI. Tu come ti regoli?
    Grazie, ciao, w.

    • Stefano Caproni 21 luglio 2017 at 14:56 - Reply

      Ciao Walter.
      Onestamente non capisco questo tuo irrefrenabile desiderio di testare le protezioni DK5940 secondo le prescrizioni della CEI 0-21 🙂
      ———————–
      Quando una delibera chiede di verificare una protezione, si cerca di capire con quali modalità di prova poterla testare, cercando un aggancio normativo, un appiglio, un cenno della norma per la quale la protezione è certificata, cui fare riferimento.
      Nella DK non si parla mai di modalità di prova con cassetta relè, ma si trova un metodo approvato da enel per l’autotest, che parla delle rampe di prova. Tale metodo ritengo possa essere adottato anche per la protezione di interfaccia. Ed è un metodo più che coerente in quanto ad esempio le rampe per la tensione hanno un gradino massimo del 5% che è il valore dell’errore massimo indicato.
      Per qaunto riguarda i tempi non mi pare proprio che la sostanza non sia cambiata, sia per le soglie che per i tempi la DK indica sempre < = mentre nella CEI 0-21 c'è solo = C'è una bella differenza.

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      In ogni caso lo riscrivo, la DK indica chiaramente nelle caratteristiche che deve avere l’interfaccia l’errore limite per le tensioni del 5%, testarle con l’errore limite della CEI 0-21 all’1% non ha alcun senso tecnico e non è un metodo di prova corretto. Tali protezioni hanno la certificazione DK eseguita da un laboratorio accreditato che le ha certificate per restare entro gli errori della DK (appunto 5% per la tensione)………mi sembra tutto così semplice….
      ————————–
      Le autorità (a parte che non gli frega nulla di come testiamo le protezioni di interfaccia) non devono pensarla in un modo o nell’altro, devono applicare le prescrizioni della norma.
      Ribadisco ancora, gli errori non sono cambiati molto, ma i tempi sono completamente diversi:
      59 < = 1,2Vn t<= 100ms

      27 >= 0,8Vn t< = 200ms

      81 51-49 senza ritardo intenzionale (da 0 a ? va bene tutto)
      Come fai a dire che non sono cambiati ?
      ——————————
      Sul discorso dei 50mHz dichiarati dalle protezioni DK rispetto ai 20mHz non ho mai trovato risposta, non so se si tratta di un refuso della norma, visto il metodo accettato da Enel per le verifiche/autotest, con rampe di ampiezza massima 50mHz, credo proprio che si tratti di un refuso, altrimenti i laboratori non l’avrebbero certificata.
      Ma lo scopo della verifica è quello di verificare che la protezione sia funzionante, correttamente collegata, che il DDI si apra in tempi degni (io tengo buoni i 100ms tanto se funziona i tempi non sono mai superiori al netto di eventuali malfunzionamenti) non vedo il motivo per fossilizzarsi su 50mHz o 20mHz……….
      ——————————
      Per il tempo del DDI lo misuro prelevando il contatto della protezione e il contatto del DDI, per differenza ho il tempo di apertura.
      Poi faccio una prova del tempo totale per provare tutta la “catena” di intervento

  49. Walter Vallome 21 luglio 2017 at 15:49 - Reply

    Nessun i irrefrenabile desiderio di testare le protezioni DK5940 secondo le prescrizioni della CEI 0-21. Tutto il contrario. Il desiderio semmai è di capire…
    ———————————–
    Ok, come pensavo ti riferisci all’autotest.
    ———————————–
    Ho capito male io…: tu parlavi di soglie ed io ho inteso gli errori (che sono in valore assoluto e quindi nulla cambia tra <= e =)
    ———————————–
    Non ho scritto che i tempi non sono cambiati: ho scritto "sulle soglie in frequenza le tolleranze non sono cambiate nel (corso del) tempo"… …forse mi sono espresso male…
    ———————————–
    Grazie per il confronto: sono sempre più persuaso della correttezza del metodo DK applicato alle DK (!); ci ragiono ancora un poco su e magari torno a scriverti…
    ———————————–
    Buon lavoro, ciao, w.

  50. Sandro 8 agosto 2017 at 14:45 - Reply

    Io dico (ma in modo ironico) perché fare tante tante valutazioni tecniche che poi la verifica ormai la fanno tutti, e per tutti intendo tutte quelle persone che operano anche parzialmente nel ramo elettrico. Giustamente e da veri professionisti avete dato indicazioni tecniche relative all’uso delle apparecchiature per il controllo degli apparati elettrici, la cosa più deludente è che secondo me molte persone che hanno visto questa attività come vera fonte di guadagno pensano solo fare profitto senza pensare che devono fare una verifica elettrica. Sono d’accordo con Stefano che ci sono operatori che le vendono a € 200,00 compreso la strada (magari con 200 Km di andata e ritorno), certo loro son installatori hanno dei costi orari che son minori di quelli dei professionisti. Un altro punto rimane sulla Delibera 786/16 di chi può farle tali verifiche, per i professionisti iscritti agli albi professionali non c’è nessun problema si può controllare la regolarità dell’iscrizione in tempo reale, per gli installatori ci vuole la visura camerale, non mi sembra corretto che loro le possano fare semplicemente dichiarando che sono in regola.

    • Stefano Caproni 9 agosto 2017 at 17:37 - Reply

      Cosa vuoi che ti dica Sandro……….la cosa che mi fa alterare è che vengono proposte competenze professionali a costi standard senza nemmeno sapere dove e cosa…………stanno facendo scendere la nostra professione a livello di offerte su Ebay……….

  51. Sabrina Torazzi 4 settembre 2017 at 12:04 - Reply

    Buongiorno,
    dobbiamo sostituire una SPI, ma non riusciamo a trovare una ditta che abbiamo materiali con certificazioni aggiornate alla nuova CEI 0-21 01.07.2017.
    Qualcuno mi sa dare indicazioni di quale marca che ha la certificazione aggiornata?
    Grazie

    • Stefano Caproni 5 settembre 2017 at 11:29 - Reply

      Credo che Lovato abbia già le SPI con nuova certificazione

  52. DARIO CABRI 4 settembre 2017 at 21:35 - Reply

    buonasera a tutti.
    forse mi è sfuggito qualcosa ma mi sembra proprio che il portale produttori non sia ancora stato adeguato alla AEEG 786. Nel sito ufficiale enel parlava di agosto senza specificare il giorno … è così ?

    • Stefano Caproni 5 settembre 2017 at 11:34 - Reply

      Al momento anche io non ho visto nulla.
      Enel come hai scritto aveva parlato di agosto

      • Marco 5 settembre 2017 at 23:14 - Reply

        Buonasera
        una domanda:
        qual’è l’esatta procedura per spedire il test report della verifica secondo delibera 789/2016 al portale produttori?
        Nell’adeguamento della vecchia delibera del 2013 vi era un’apposita pagina, ora non vedo nulla.
        Grazie mille
        Marco

  53. vic 6 settembre 2017 at 21:37 - Reply

    Qualcuno parla di metà settembre.
    🙁

  54. igru 21 settembre 2017 at 19:50 - Reply

    Salve, le prove sugli impianti con spi interno, sono da eseguire ogni anno per tutti gli impianti? o solo quelli connessi dal 01/07/2012 con la prima CEI 0-21?

    • Stefano Caproni 21 settembre 2017 at 20:27 - Reply

      Non mi risulta che alcuna norma e/o delibera imponga la verifica del SPI interno ogni anno
      La CEI 0-21 prescrive 5 anni, la delibera 786 è retroattiva per tutti gli impianti (CEI 0-21, CEI 0-16, DK5940)
      Gli impianti con interfaccia esterna di potenza superiore a 11,08kW vanno verificati ogni 5 anni.
      A mio avviso l’unico buco o lato oscuro delle norme sono le SPI interne degli inverter di potenza sino a 6kW e le SPI esterne da 6 sino a 11,08kW
      La delibera non tratta questi impianti, ma i regolamenti di esercizio ne parlano e impongono le verifiche.
      Però è anche vero che la delibera supera le norme e i regolamenti di esercizio che hanno fatto riferimento a tali norme.
      Quindi mi viene da scrivere che per le SPI di cui sopra (SPI interne degli inverter di potenza sino a 6kW e le SPI esterne da 6 sino a 11,08kW) non ci sia da fare nulla.
      Poi è saltata fuori (non so da dove) un FAQ sul sito del CEI che parla di verificare con autotest ogni anno le SPI interne degli inverter, non trovo riscontri normativi, quindi per me rimane una FAQ
      Si accettano opinioni

      • vic 25 settembre 2017 at 23:13 - Reply

        Ciao Stefano, la faq sulla periodicità delle verifiche Spi si trova all’indirizzo https://www.ceinorme.it/doc/norme/faq1A_.pdf insieme ad altre importanti faq.
        Testo:
        “1 Domanda: Chi è tenuto ad eseguire le prove sui sistemi di protezione di interfaccia tramite cassetta prova relè ogni 5 anni e le verifiche tramite autotest ogni anno?
        Risposta:
        – I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT (con impianti di produzione > 11,08 kW e SPI esterno) devono eseguire le prove su SPI con cassetta di prova ogni 5 anni ed inviare i risultati al Distributore.
        – 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.”

        Sul peso normativo di quel chiarimento si fa in effetti fatica ad esprimersi; noto che il Cei adotta questa modalità dal 2015, cito in proposito una delle Faq sui sistemi di accumulo, dove riportano:
        “…Il documento pubblicato dal CEI ha la forma editoriale di FAQ. …Le risposte sono valide, tenuto in conto del relativo campo di applicazione, sia per sistemi di accumulo previsti nella Norma CEI 0-16 che nella Norma CEI 0-21…”.
        C’è da dire che sia per l’approccio editoriale sia per il fatto che è pubblicato su carta intestata Cei, un suo valore quindi ce l’avrebbe; si ha pure la sensazione che alcune Faq siano state pubblicate ad uso dei costruttori di apparati.
        Ho notato però che nella recentissima variante V1 della Cei 0-21, pubblicata pochi giorni fa, non è stata recepita nell’allegato G (cioè il modello di regolamento, che pure non è stato ancora recepito da e-distribuzione) la tempistica per la verifica ogni anno per gli Spi interni agli inverter, mentre invece hanno ritoccato un refuso o errore sulle tolleranze delle soglie V.
        Penso ci sia di mezzo un qualche impedimento burocratico legato all’approvazione collettiva; mi ricordo per es. una variante alla Cei 0-21, la prima del 2012, codificata V1 ma denominata “Foglio di interpretazione” e non esplicitamente variante; il problema anche allora risiedeva nell’impossibilità di coinvolgere tutto il comitato per l’approvazione.
        Alla fine di questo lungo discorso penso che la verifica annuale, sugli Spi interni, debba essere fatta; un po’ come controllare le gomme dell’auto periodicamente, almeno per impianti dai 6 ai 20 kW; penso anche però che il Cei, quando pubblica una faq, debba poi prima possibile inserire i chiarimenti se sostanziali all’interno della norma stessa, magari con note a piè pagina.
        Mi viene ora in mente che già che c’erano, potevano far implementare un Autotest automatico temporizzato per gli inverter …con cadenza annuale.
        😉
        Sono ovviamente opinioni.

  55. Sandro 25 settembre 2017 at 10:28 - Reply

    L’ENEL mi scrive:
    Le prove vanno fatte per tutti gli impianti con Pn maggiore o uguale a 11,08kW, le prove dovranno poi essere caricate sul portale di e-distribuzione.
    Gli impianti con Pn inferiore sono tenuti a fare la prova e ad avere un registro in loco, non devono notificarlo ad e-distribuzione.Comunicazione fresca di sta mattina è stato aperto il portale ENEL produttori.
    Ciao Stefano volevo chiederti gentilmente una informazione, una amica ha un impianto FV di 3.00 KWp DK5940, ha fatto installare all’inizio 2017 un impianto in accumulo ora le dicono che l’impianto non è in regola con GSE e per certificarlo bisogna cambiare l’inverter. Inverter è Power-One (ABB), l’ABB mi aveva detto a giugno prima dell’entrata in vigore dell’ultima CEI 0-21 che si poteva adeguare l’inverter tramite il software da DK5940 a CEI 0-21. Pensi che si possa ancora fare? Grazie infinite.

    • Stefano Caproni 26 settembre 2017 at 11:15 - Reply

      L’unica norma che richiama il registro in loco è la CEI 0-16 relativamente alla verifica annuale delle protezioni in media tensione. Non so da dove salti fuori questa cosa della verifica annuale.
      Secondo me se ha aggiunto un accumulo non vedo perchè debba cambiare l’inverter.

    • vic 26 settembre 2017 at 22:58 - Reply

      Ciao Sandro, mi inserisco anch’io..
      La materia degli accumuli su impianti esistenti è piuttosto articolata. Presumo ti riferisca ad un accumulo installato sul lato cc dell’inverter esistente DK5940; in tale caso l’accumulo non è in grado di svolgere i servizi chiestigli dalla Cei 0-21 (par. 8.5). Se però aggiorni l’inverter alla 0-21, fai l’autotest e lo alleghi al regolamento insieme alla dichiarazione conformità ABB e alla dichiarazione dell’accumulo, dovrebbero accettarlo.
      Altra cosa è invece se l’accumulo è stato installato sul lato alternata dell’inverter, in tale caso non è previsto sostituire/aggiornare l’inverter esistente; al massimo potrebbero chiederti l’allargamento delle soglie f a 49-51 Hz se la potenza nominale risultante supera i 6 kW (come un adeg.243/13).

  56. Sandro 25 settembre 2017 at 14:33 - Reply

    Sul nostro sito è stata pubblicata la news relativa alla delibera 786/16 con la quale comunichiamo al produttore che il servizio per il caricamento della documentazione di avvenuta verifica (Verifica periodica protezione interfaccia) sarà disponibile entro il 27 Ottobre 2017

    https://www.e-distribuzione.it/it-IT/_layouts/15/Elenchi/DettaglioNews.aspx?ID=142

    Scusate questa è la comunicazione corretta arrivatami via email da ENEL.

  57. Claudio 26 settembre 2017 at 11:49 - Reply

    Buon Giorno,
    ma sulle tempistiche di effettuazione delle prove relè vi è una frase che mi pone dei dubbi….
    a 5 anni dalle ultime prove documentate…. quindi la A70 vale come precedente prova documentata??
    Grazie

    • Stefano Caproni 26 settembre 2017 at 12:38 - Reply

      Se è stata fata una verifica con cassetta relè e c’è il test report si, è valida ai fini della determinazione della data di scadenza, se sono state solo consegnate le tarature con il regolamento di esercizio non è da intendersi come verifica.
      AEEG aveva scritto che la verifica con cassetta relè non era obbligatoria, e in pochi l’hanno fatta.

  58. Luca Pescio 28 settembre 2017 at 11:48 - Reply

    buongiorno la prova deve essere effettuata sia per la protezione di tensione e frequenza che per la protezione in corrente?
    Grazie

    • Stefano Caproni 29 settembre 2017 at 13:00 - Reply

      Ciao Luca, scusa la domanda.
      Ma tu sei un produttore o un addetto del settore ? Perchè nel secondo caso la tua domanda mi preoccupa…….

    • Stefano Caproni 29 settembre 2017 at 13:11 - Reply

      Stiamo parlando di Protezioni di Interfaccia…..

  59. Alessandro 1 ottobre 2017 at 18:25 - Reply

    Scusate, ma io ho un cliente privato con FVT da 8kw con SPI esterno del maggio del 2013, adesso con la nuova delibera come si deve comportare?

    Grazie

    • Stefano Caproni 2 ottobre 2017 at 14:35 - Reply

      La potenza è inferiore a 11,08kW quindi non è soggetto a Delibera 786

  60. isacco 4 ottobre 2017 at 10:55 - Reply

    Buongiorno, ho un impianto 98 kw BT, connessione nov. 2011, protezione interfaccia aggiornata nel 2013 con ABB CMUFDM32 a norma CEI-021. Ho una domanda sulla periodicità delle verifiche imposte dalla delibera 786/16. La prima verifica strumentale dovrebbe essere entro il 31/12/2017 e la successiva dopo 5 anni. Tra le due verifiche strumentali, sono obbligatorie anche verifiche annuali non strumentali con relativa certificazione? Mi scuso in anticipo se l’argomento fosse già trattato nei precedenti post, non credo di averlo trovato. Grazie in anticipo per la risposta.

    • Stefano Caproni 4 ottobre 2017 at 11:01 - Reply

      Verifica in campo OGNI 5 anni
      La verifica avrebbe dovuto farla quando ha cambiato la protezione, quindi nel 2013, se così fosse la prossima dovrebbe farla nel 2018
      Se invece quando ha cambiato la protezione non l’ha fatta, allora deve farla entro il 31/12/2017

  61. isacco 4 ottobre 2017 at 11:30 - Reply

    Caro Stefano, la ringrazio molto per la sua gentilissima e chiara risposta. Verificherò con il professionista che ha seguito l’aggiornamento SPI del 2013 se è stata fatta anche una prova strumentale certificata. Buona giornata e buon lavoro

    • Stefano Caproni 4 ottobre 2017 at 11:38 - Reply

      Esatto, anche perchè la verifica andava fatta, oltre alla comunicazione ad Enel e GSE del cambio di SPI

  62. luca pescio 9 ottobre 2017 at 11:51 - Reply

    ciao stefano sono un produttore mi chiedevo questo per sapere se i miei manutentori fanno il giusto lavoro grazie

    • Stefano Caproni 11 ottobre 2017 at 18:44 - Reply

      OK. Perchè dalla mail mi sembrava invece che fossi proprio un addetto del settore 😉

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