Era nell’aria e non si è fatta attendere la delibera che indica gli ulteriori interventi sugli impianti di generazione distribuita, al fine di garanetire la sicurezza del sistema elettrico nazionale.
Questa volta come aveva anticipato la deliberazione 562/2012, è il turno degli impianti allacciati alla rete BT di potenza superiore a 6kW, e gli impianti allacciati alla rete MT di potenza sino a 50kW, in entrambi i casi si parla degli impianti allacciati prima del 31 marzo 2012, in quanti gli altri già avevano “subito” le prescrizioni della delibera 84/2012.
L’adeguamento riguarda il paragrafo 5 dell’allegato A70, quindi possiamo subito dire che non si tratta di interventi invasivi, ma come ipotizzabile della regolazione della frequenza di lavoro degli inverter (sino a 20kW) o delle protezioni di interfaccia, per gli impianti di potenza superiore a 20kW (ricordiamo che nel periodo precedente l’entrata in vigore della CEI 0-21, le DK5940 prevedevano l’uso di dispositivo di interfaccia esterno per gli impianti di potenza superiore a 20kW, art. 8.3 tabella 1).
In particolare le prescrizioni della delibera sono le seguenti.
Impianti collegati alla rete BT alla data del 31 marzo 2012 di potenza superiore a 20kW
Si dovranno adeguare entro il 30 giugno 2014
Impianti collegati alla rete MT alla data del 31 marzo 2012 di potenza sino a 50kW
Si dovranno adeguare entro il 30 giugno 2014
Impianti collegati alla rete BT alla data del 31 marzo 2012 di potenza da 6kW a 20kW
Si dovranno adeguare entro il 30 aprile 2015
L’adeguamento riguarda il paragrafo 5 dell’allegato A70, ed in particolare, in deroga a quanto indicato nello stesso, gli impianti dovranno rimanere connessi entro il range di frequenza 49-51Hz. Per quanto riguarda le macchine rotanti in impianti “tradizionali” le frequenze dovranno essere regolate come sopra entro i limiti delle macchine stesse.
Interventi non invasivi, come dicevano, in quanto tutti gli inverter allaccaiti prima del 31 marzo 2012, dovevano essere conformi alla guida Enel DK5940, che al paragrafo 8.5 indicava tra le frequenze da impostare nel sistema di protezione di interfaccia, i valori 49,7-50,3 come valori di default, e che qualora le variazioni di frequenza di rete, in normali condizioni di esercizio, fossero tali da provocare interventi intempestivi della protezione di massima/minima frequenza potevano, su indicazione del personale ENEL, essere adottate le tarature 49 e 51 Hz. Infatti ricorderete che le vecchie protezioni di interfaccia, meno sofisticate e regolabili di quelle attuali (CEI 0-21) avevano la possibilità della doppia regolazione (49,7-50,3 oppure 49-51).
L’adeguamento quindi riguarderà l’impostazione della frequenza 49-51 sulle vecchie interfacce, oppure la modifica dei parametri all’interno degli inverter, cosa possibile proprio perchè tali apparecchiature dovevano essere conformi alla DK5940. Le imprese distributrici dovranno avvertire i titolari di impianti di produzione connessi prima del 31 marzo 2012, i quali dovranno provvedere, dopo l’adeguamento dei valori di frequenza, inviare il regolamento di esercizio aggiornato con la comunicazione sotto forma di dichiarazione sostitutiva, firmata dal tecnico di impresa abilitata o da u tecnico iscritto all’albo professionale per le rispettive competenze.
Il mancato adeguamento anche dopo il sollecito delle imprese distributrici, comporterà la sospensione di eventuali convenzioni di Scambio Sul Posto, Ritiro Dedicato, nonchè incentivi in Conto Energia.
sei sempre il migliore. punto 🙂
Ciao Claudio 😉
Grazie 😀
Complimenti per l’efficienza!!
😉
Grazie molte per la puntualità dell’informazione
Ciao Stefano,
secondo te sarà necessario il test con la cassetta prova relè per le vecchie interfacce, anche se al tempo non era previsto?
Ciao Emanuele, la delibera non lo chiede.
Ma Enel ha sempre chiesto la verifica con cassettà relè anche ben prima dell’Allegato A70. Prova a guardare un regolamento di esercizio di impianto maggiore di 20kW ante marzo 2012.
Non so come si comporteranno, non credo comunque che si metteranno in una situazione in cui i clienti debbano spendere soldi per adeguare, oltre alle varie spese per chiamare tecnici o installatori. Almeno è quello che penso, ma non mi stupirei di nulla.
Grazie,
sempre gentilissimo
Ciao Stefano,
l’adeguamento al paragrafo 5 della A70 non prevede anche che si debba rimanere connessi per valori di tensioni compresi tra 0.85 Vn e 1,10 Vn?
grazie in anticipo e buona giornata
Ciao Tomme, si l’articolo 5 lo prevede.
Perchè me lo chiedi ?
L’ho chiesto perchè leggendo vari articoli sull’argomento si fa riferimento solo alla variazione del range della frequenza, ma non si pone attenzione sulla tensione.
A mio giudizio con il 243/2013 si dovrebbe intervenire anche sul range di tensioni( e mentre quasi tutte le PI datate ammettono 49HZ-51HZ, alcune non ammettono il 0,85-1,1 Vn ( es Gavazzi DPC02) e ciò comporta la sostituzione della PI.
Quindi nuova certificazioni che tradotta in soldoni diventa un spesa importante.
o ho interpretato male il 243/2013?
Non credo tu abbia interpretato male, il discorso è che l’Allegato A70 dice che gli impianti devono rimanere connessi entro il range 85%-110% Vn, quindi visto che le tarature della DK 5940 erano più ampie, ritengo che non si debba interventire sulle tensioni.
Anche se quanto hai scritto mi fa pensare, nel senso che quanto dici non è sbagliato, ovvero oltre quei limiti l’impianto dovrebbe disconnettere, quindi il “devono rimanere connessi nel range 85%-110%” significa anche devono disconnettersi oltre quei limiti.
Sono dubbioso…….. 😉
Ciao Tomme, sempre per ragionare con te, credo che Enel lasci le tarature delle tensioni come da DK5940, in quanto con tali tarature si rispetta l’articolo 5 (l’impianto rimane connesso tra 0.85 e 1.1 VN).
In effetti se ci pensiamo, anche la CEI 0-21, che recepisce già l’allegato A70, ha una taratura più ampia di quanto prescritto nell’allegato A70. Io interpreto quindi l’articolo 5 come l’impianto deve rimanere connesso “almeno” nel range 85%-110% Vn.
Che ne dici ?
Ciao Stefano, ho riflettuto su quanto dici
effettivamente nel primo capoverso della paragrafo 5 dell’A70 cito
“Tutti gli impianti di produzione ed i relativi macchinari ed apparecchiature devono essere progettati, costruiti ed eserciti per restare in parallelo anche in condizioni di emergenza e di ripristino di rete.
In particolare gli impianti, in ogni condizione di carico, devono essere in grado di rimanere
permanentemente connessi alla rete MT e BT per valori di tensione nel punto di consegna,
compresi nell’intervallo 85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn o nell’intervallo 90% Vn ≤ V ≤ 105% Vn misurato ai
morsetti di macchina.”
Con quel “rimanere permanentemente connessi” Le soglie della vecchia Dk5940 dovrebbero andar bene.
concordo con la tua interpretazione.
Potevano comunque scrivere mezza riga sulle soglie di tensioni per far stare tutti tranquilli, sopratutto in modo da evitare possibili interpretazioni diverse da parte dei distributori
grazie per l’aiuto
Buona Gionata
Ah si Tomme, ti quoto. Sembra che facciano fatica a scrivere qualcosa di chiaro 😉
In ogni caso credo che quando arriveranno le prime comunicazioni Enel ne sapremo qualcosa di più 😉
Salve,
avete novità su cosa chiede l’Enel?
A Udine non sanno ancora niente.
Grazie
Simone
Ciao Simone, amcora no.
Al momento ancora non mi è arrivata alcuna richiesta, intendo ai clienti degli impianti che ho seguito.
Ciao Stefano, ti risulta che contestuale richiedano l’adeguamento alla CEI 0-21?
Non avendo ancora visto una lettera Enel non ti so dire. Ma direi di no, la delibera non parla di retroattività della CEI 0-21. E ci mancherebbe, si dovrebbe rifare gli impianti completamente (valle delle stringhe).
Salve, una domanda da profano: ho un impianto fotovoltaico < 20kw attualmente non in esercizio (ma connesso ante CEI 021) poichè si è guastato il relè di protezione interfaccia DPC72; per ripristinare il funzionamento posso (nell'eventualità che ancora riesca a reperirlo) sostituire il relè con uno identico e quindi a norma DK5940 o devo procedere con la sostituzione del relè con uno a norma CEI 021 con contestuale adeguamento di tutto l'impianto alla norma? se fosse valida la seconda ipotesi quali sono, gli interventi necessari all'adeguamento alla norma 021 per un impianto a norma DK5940
Grazie
Ciao Matteo, non devi adeguare tutto l’impianto, inoltre non serviva la protezione di interfaccia prima della CEI 0-21 al di sotto dei 20kW. E’ sufficiente quella degli inverter (fino a 3 inverter mi pare), se nel regolamento di esercizio non era indicata la protezione esterna secondo me puoi anche non metterla, e dovrai solo cambiare le frequenze dell’inverter da 49,5-50,5 a 49-51
Oppure puoi installare un’interfaccia CEI 0-21 e la storia finisce li (Enel potrebbe chiederti però in questo caso la verifica in campo dell’interfaccia stessa.
Buonasera , informo che stanno arrivando ai produttori le lettere , da parte del Gse , sugli adempimenti da fare sugli impianti BT>6kw e delle conseguenze a chi non adempie : ritiro incentivo , io ho uno da 19,78kw del 2011 , quindi ho tempo fino a aprile 2015 , pero’ sul sito enel si parla di rifare il regolamento di esercizio con tutte le dichiarazioni del caso , quindi anche l’adeguamento alla Cei 0-21 , quindi se confermata mi sembra un attivita’ vessatoria in contrasto con quanto scritto sulla delibera , che dice chiaramente che l’intervento si riduce a una semplice modifica delle soglie e dichiarazione dei nuovi valori…..
grazie
Scusate , ho scritto enel , invece e’ il Gse a scrivere sulla lettera di andare sul sito enel e di rifare il RE …….
Gino, non e’ scritto da nessuna parte che devi adeguare alla Cei 0-21, bisogna solo “allargare” le soglie di frequenza sui Spi e/o inverter esistenti. Bisogna eventualmente capire se sugli inverter si puo’ intervenire tramite regolazione sul pannello o display o con PC oppure con l’installazione di un diverso firmware; esattamente e’ gia’ stato fatto nel periodo aprile-giugno 2012.
Grazie vic della risposta , io ho tempo quindi sto’ a vedere , ma intanto non si devono allargare solo le frequenze come era stato scritto inizialmente , ma la delibera e’ chiara va adeguato l’impianto al par.5 , cioe’ modificare anche i valri di tensione , io ho i danfoss tlx , sono sia aggiornabili da soft , sia solo nelle soglie via pc , io cerchero’ di tenere i soft vecchi a cui manca la rampa lenta in caso di stacco o diminuizione di potenza , ho gia’ visto il nuovo (ne avevo sostituito uno in garanzia) che a 253V andava a 0 e ci metteva diversi minuti a ritornare al massimo.
Il problema e’ cosa c’e’ da scrivere nel RE , se e’ quello standard mi sa’ che dovra essere dichiarata una cosa non prevista dalla delibera , staremo a vedere…..
ciao
Ciao Gino, non fasciamoci la testa prima di rompercela. Gli impianti connessi con DK5940 e le relative interfacce installate (così come gli inverter che erano nella famosa lista Enel) hanno le tensioni già conformi all’allegato A70 al 99%. Le interfacce conformi e gli inverter erano tarati a 1,2Vn e 0,8Vn quindi sono in grado di rimanere connessi in un range 85% – 115% come chiede l’allegato A70 direi.
Per il resto, anche io ho le tue preoccupazioni, perchè se Enel ci ripropone lo stesso regolamento e gli stessi allegati che ci ha proposto per gli impianti CEI 0-21 dovremmo dichiarare una cosa che la delibera NON chiede (adeguare alla CEI 0-21) e che non è vera (gli inverter ante marzo 2012 non sono conformi a CEI 0-21).
Un altro aspetto interessante è che molte interfacce installate secondo DK5940 non hanno frequenza regolabile e vanno quindi sostituite.
A voi interessa perchè chi non ha interfaccia programmabile (quasi tutti gli impianti oltre i 20kW), dovrà cambiarla.
E se non mi sbaglio la delibera 344/2012 dice che se cambi l’interfaccia devi rispettare il paragrafo 4.1 della delibera 84/2012 che dice:
———————
Nel caso di impianti che vengono connessi alle reti di bassa e media tensione e che entrano in esercizio in data successiva al 31 marzo 2012, le prescrizioni dell’Allegato A70 e della Norma CEI 0-21 vengono applicate secondo le seguenti modalità e tempistiche……………etc……………..etc……….————————-
Quindi secondo me occorrerà installare l’interfaccia CEI 0-21 (poi staremo a vedere se con le regolazioni di tensione della DK (80%-120%) o già che ci siamo CEI 0-21
Anche se a dire il vero credo che l’unica strada sia proprio quella di installare l’interfaccia CEI 0-21, non credo ci siano tante interfacce DK5940 in giro.
😉
Buongiorno a tutti, la delibera dice che bisogna adeguarsi al paragrafo 5 ma con la possibilità di modificare almeno il range di frequenza. Alla fine dice che bisogna apportare le modifiche solo fino dove si riesce col tipo di inverter installato. Quindi se si riesce ad aggiornare gli inverter con tensione e frequenza (47.5 – 51.5) bene, altrimenti si modifica solo la frequenza nel range minimo (49-51).
Ieri ho provato a fare i primi regolamenti, unico dubbio mi dice di inserire il numero di SPI. Io avendo un inverter da 15 kW uso solo quella interna al convertitore ma il sistema non accetta “intera” ma solo “esterna”.(impianti dai 6 ai 20kw)
Ciao Simone, quindi per fare i nuovi regolamenti dobbiamo aprire una posizione sul portale per gli utenti interessati ?
Riesci a vedere se il regolamento fa riferimento alla CEI 0-21, ovvero se è simile a quelli che abbiamo compilato dopo l’avvento della CEI 0-21 ?
Perchè se è così non ci siamo, non dobbiamo adeguare gli impianti alla CEI 0-21
Buongiorno ragazzi,
per adeguamento impianti > 6 kWp, si considera la potenza complessiva installata o quella nominale in CA dell’inverter? Esempio: ho un 6,44 kWp con inverter SMA SMC 6000A potenza CA 6000W, chi mi dice se va adeguato?
Il Gse dice di chiedere a Enel, Enel passa la palla a Gse….
Grazie e buon lavoro a tutti
Ciao Angela, lascia perdere Enel e GSE.
La potenza è sempre quella nominale, ovvero la somma della potenza dei moduli in condizioni STC (potenza nominale dei moduli, 20 moduli da 250W = 5kW).
Grazie delle risposte , e del non fasciarsi la testa prima di romperla 😀 , ma sulle tensioni il paragrafo 5 scrive questo :
5.
CAMPO DI FUNZIONAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
……devono essere in grado di imanere
permanentemente connessi alla rete MT e BT per valori di tensione nel punto di consegna, compresi
nell’intervallo 85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn
…….
io per esempio allacciato a luglio 2011 ho il superiore a 1,15 cioe’ 264V quindi devo adeguare anche le tensioni , e a quel punto avro’ problemi di tensione alta , che fino ad ora non avevo , perche’ la tensione va su’ fino a 260V , perche’ la linea non e’ adeguata all’immissione …
ciao
Ciao Gino,
io la leggo in modo diverso, ma non è detto che abbia ragione.
L’A70 dice che devono rimanere connessi nell’intervallo 85% – 110%, quindi se la mia interfaccia o inverter ha taratura 80% – 120% per me va bene (rimangono connessi nell’intervallo 85% – 110%).
Altrimenti io avrei scritto, gli impianti di produzione devono disconnettersi oltre l’intervallo di tensione 85% – 110%.
Ma ribadisco, posso sbagliare io. Purtroppo vedo che in Italia si fa fatica a scrivere in modo chiaro, se ognuno di noi la vede in modo diverso o siamo tutti rincoglioniti o chi scrive questi codici di rete e queste delibere, dovrebbe essere più chiaro ed evitare frasi a “doppia visuale”
Per me sei in una botte “de fero” 😉
Hai ragione non viene mai fatta una regola che non sia interpretabile in due maniere, lo faranno apposta per gli avvocati ?!
Per il fatto degli impianti borderline sui 6kw , secondo me quando l’inverter e’ 6kw ,per ,esempio il PO 6.0 ha 6kw nominale e massima , se anche si mettono 6,3kw di pannelli e’ un impianto che rientra nei 6kw perche’ non potra’ mai immettere piu’ di 6kw , e infatti se non vado errato enel ha allacciato in monofase , prendendo a riferimento la PN inverter , mentre se avevo 3kw di inverter e 3,3 di pannelli entravo oltre 3kw , per il Gse , visto che gli incentivi avevano la soglia dei 3kw fino al IV° CE.
saluti
Fa fede la potenza nominale (Carrescia conferma su Tuttonormel) ovvero la somma della potenza dei moduli in condizioni STC
La P nom dei fotovoltaici riferita ai pannelli e’ l’unico riferimento davvero univoco; se cosi non fosse ognuno (nei casi borderline) userebbe i dati che vuole in base alle varie necessita (obblighi, maggiori incentivi ecc.). ciao
Il limite dei 6kw era nei confronti di enel come passaggio da mono a trifase , non c’ernao incentivi , so che in alcune zone l’Enel dava ok per 6kw anche per impianti con 7 di pannelli , a conferma di cio’ il 6.0kw come ho scritto , e’ l’unico dei PO PVI che ha la PN uguale alla max , tutti gli altri hanno il 10% in piu della nominale ….. puo’ essere proprio per quel fatto? altri inverter non lo so , anche se parecchi si definiscono 6 e poi sono da 5 😀
Ciao Stefano, dunque le acque iniziano ad agitarsi.
C’è qualcuno che può postare una lettere ricevuta da ENEL?
Gli impianti da adeguare probabilmente non erano ancora a portale ENEL, difatti se uno ricerca un POD nella sezione dedicata non si trova.
Vanno registrati gli utenti? se sì come si fa?
Anche io non ho capito bene. Io a portale ho solo ovviamente, e come tutti, impianti allacciati da quando è attivo il portale produttori.
Secondo me va registrato il nuovo utente, perchè anche io non trovo POD.
Io ho ricevuto la comunicazione dal GSE.
——————-
Gentile Produttore,
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas in data 6 Giugno 2013 ha pubblicato la deliberazione 243/2013/R/EEL – ” Ulteriori interventi relativi agli impianti di generazione distribuita per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. Modifiche alla deliberazione dell’autorità per l’energia elettrica e il gas 84/2012/R/EEL ” che definisce le modalità e le tempistiche per l’adeguamento alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’Allegato A70 al “Codice di rete” di TERNA degli impianti di produzione connessi alla rete di distribuzione aventi le seguenti caratteristiche:
potenza complessiva superiore a 6 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012;
potenza complessiva fino a 50 kW, connessi alla rete di Media Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
Tali impianti dovranno rispettare le prescrizioni del paragrafo 5 dell’Allegato A.70 al Codice di Rete di Terna, con la possibilità di derogare a tali prescrizioni solo per quanto riguarda le soglie di frequenza, ma garantendo di rimanere connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz.
Gli adeguamenti richiesti dovranno essere effettuati con le seguenti tempistiche:
Entro il 30 giugno 2014:
Impianti con potenza complessiva superiore ai 20 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012;
Impianti con potenza complessiva fino a 50 kW, connessi alla rete di Media Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
Entro il 30 aprile 2015:
Impianti con potenza complessiva superiore a 6 kW e fino a 20 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
Si specifica che:
– non è previsto alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70;
– gli impianti con potenza fino a 6 kW non rientrano nell’ambito di applicazione della deliberazione 243/2013/R/EEL.
A seguito dell’adeguamento degli impianti, i produttori sono tenuti a sottoscrivere il nuovo regolamento di esercizio trasmesso dall’impresa distributrice e a inoltrarlo alla stessa allegando una dichiarazione sostitutiva di atto notorio, redatta ai sensi del D.P.R. 445/00 da un responsabile tecnico di impresa installatrice abilitata o da un professionista iscritto all’albo professionale secondo le rispettive competenze, attestante che l’impianto è in grado di rimanere connesso alla rete all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz, oltre alla conformità al paragrafo 5 dell’Allegato A70.
Le imprese distributrici effettuano sopralluoghi a campione sugli impianti per verificare l’avvenuto adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70 e comunicano a Terna l’elenco dei singoli impianti adeguati.
Nei casi in cui gli impianti tenuti all’adeguamento risultino inadempienti, l’impresa distributrice ne dà comunicazione al produttore e al GSE. Per tali impianti il GSE provvede alla sospensione dell’erogazione di eventuali incentivi (Conto energia, Tariffa onnicomprensiva, Certificati Verdi, Cip 6/92), nonche dell’efficacia di eventuali convenzioni di ritiro dedicato o scambio sul posto, fino all’avvenuto adeguamento certificato dall’impresa distributrice.
Qualora il suo impianto non rientri tra quelli oggetto di adeguamento, cosi come sopra descritto, si invita a darcene evidenza.
La trasmissione della documentazione potrà avvenire esclusivamente mediante un apposito servizio online disponibile dal giorno 9 dicembre 2013, all’interno del Portale Produttori di Enel Distribuzione (indirizzo internet: https://produttori-eneldistribuzione.enel.it/ ) mediante il quale sarà possibile compilare e trasmettere il nuovo regolamento di esercizio ed i relativi allegati.
Ciao, ma la lettera dal GSe per impianto in BT da 70kWp quando doveva arrivare?
E’ arrivata cartacea, via PEC o mail ordinaria?
All’unico mio cliente soggetto non è arrivata.
Per 5 inverter da aggiornare via firmware + interfaccia da regolare 800euro son troppi?
GRAZIE!!
Anche a molti miei clienti non è arrivata.
Secondo me 800 ci può stare
Gli allacci monofase >6 kW sono assimilabili a scelte o sviste del distributore che comunque a sua scelta poteva optare per il monofase fino a 10 kW, se non erro. Per dire anche che c’era comunque la necessita’ di un riferimento P nom univoco per i casi borderline. Ciao
Ciao Vic, riesci ad informarti visto che sei abbastanza preparato, sul come si debba inoltrare la documentazione ? I produttori vanno registrati sul portale oppure io ad esempio con la mia posizione già aperta posso gestire l’invio ?
Ciao Stefano,
la procedura è questa:
1. Iscrivere il cliente al portale produttori;
2. Inserire i dati fiscali del produttore;
3. Andare sul TAB regolamento d’esercizio e cliccare su delibera 243/13;
4. Inserire codice POD da adeguare;
5. Compilare il regolamento d’esercizio in forma del tutto elettronica.
6. Stampare, firmare il regolamento (cliente e tecnico);
7. Allegare il regolamento e il modulo di adesione;
8. Inoltrare tutto;
ATTENZIONE: Non si può fare il mandato.
Chi mi da la mail gli mando un regolamento stampato dal portale, con dati messi a caso solo per poter vedere come veniva fuori.
Grazie Simone, mi interessa eccome, voglio vedere che cosa c’è scritto.
stefano.caproni[@]libero.it
Senza parentesi, le ho messe altrimenti poi arriva spam a nastro 😉
Grazie
Ciao Simone,
approfitto della tua disponibilità per avere anch’io un RdE, il mio indirizzo:angela.tassan@sole-soluzionenergia.com
grazie e…
Buon Natale
Angela
Ciao Gino,
vista la tua disponibilità ti invio la mia mail in modo che tu possa inoltrarmi il RE del portale.
Grazie e buon lavoro a tutti
Ops…eri Simone. 🙂 scusami
natalelombardo@libero.it
Ciao, potrei avere anch’io un RdE per vedere cosa c’è scritto?
tycho.re chiocciola gmail.com
Grazie
Ciao simone e grazie per il contributo,
però così facendo ovvero iscrivendo il singolo utente, bisogna inviare il modulo di adesione al portale in cartaceo via posta A/R?
Matteo,
devi per forza iscriverlo con i dati del cliente perché il sistema riconosce se tra codice fiscale e codice POD c’è un impianto da adeguare.
La lettera e’ mandata dal Gse , l’enel non fa’ neanche quello che c’e’ scritto nella delibera : che doveva essere il distributore a informare …..
a parte questo , io sono gia’ segnato sul sito myenel , posso accedere alla mia pratica del 2010-2011 e vedo tutto l’iter dell’impianto , pero’ non posso fare altro a parte le bollette , se vado nei servizi attivi non posso attivare niente del portale produttore , cosa devo fare ?
grazie
Devi fare l’iscrizio al portale produttori che è un’altra cosa rispetto al Myenel
Grazie Simone.
Allora, è fatto bene, semplice e senza altri riferimenti senon alla delibera 243.
Premessa, dati impianto, e un piccolo riassunto di cosa chiede la delibera (paragrafo 5 dell’allegato A70).
Tabellina con la descrizione dell’inverter, quella dell’alegato D che conosciamo bene.
Tabellina tarature con le due tensioni e le due frequenze.
Nella tabella abbiamo valori richiesti e valori impostati, mai valori misurati.
Quindi nessun autotest o prova con cassetta. E infatti non è richiesto.
Ciao Simone,
ma quando dici “nessuna prova con cassetta” ti riferisci solo al caso in cui può essere apportata una semplice modifica di settaggio alla PI? Se non è modificabile e devo sostituirla potrei sempre fare a meno del test?
Si bisogna Iscrivere il singolo utente e inviare via A/R.
Una cavolata assurda, in logica dovrei iscriverlo con la sua mail, chiamarlo e farmi inoltrare la mail di registrazione, accettare, inserire il suo numero di telefono, chiamare il cliente e farmi dare il codice, entrare nel portale, stampare i modulo di adesione, andare in campo ad aggiornare l’inverter, andare in studio, compilare online il regolamento, stamparlo, tornare dal cliente e far firmare tutto.
Ma si può nel 2013 ??
Che costo potete stimare per voi?
questo per impianti dai 6 ai 20 kw.
Dai 20 in su non ho avviato nessuna pratica per ora.
Ciao Simone, se posso darti un consiglio crea tu un altro account per l’utente e gestisci tu la cosa finchè non chiudi la pratica. Solo allora rendi noto all’utente il nuovo account con le relative credenziali e codici. Così facendo dovresti riuscire a potare alcuni passaggi.
Ciao Nat,
anche io darei il tuo stesso consiglio.
L’unico problema è che (se non sono cambiate le cose) per abilitare una nuova utenza sul portale occorre spedire la raccomandata con il modulo di accettazione del regolamento del portale.
Una rottura imperiale 🙁
Attenzione, quindi il reg. di esercizio cui fa riferimento Stefano riguarda gli impianti del limbo di potenza 6-20 kWp. Per questi era prevedibile che non fosse richiesta la cassetta di prova relé, poiché ai tempi della connessione ancora non era richiesta la PI esterna.
Puoi simulare invece una situazione superiore ai 20 kWp e verificare se ci sia tra gli allegati richiesti, o no (meglio), il report da cassetta di prova relé?
Aggiungo un suggerimento per ovviare all’onere dell’email, codice controllo via SMS, eccetera…domanda: si può registrare l’utente con una email ed un cellulare ‘nostro’, ovviamente spedire il cartaceo in originale (qui non si scappa) e alla fine dei giochi modificare l’anagrafica?
Scusate , voi siete tutti progettisti o installatori , e io sono un umile produttore , ma non mi riesce registrarmi al portale produttori , se entro come myenel , da li posso arrivare a i servizi attivi e da li’ dovrei (perche non te lo fa fare) attivare anche il servizio dei produttori, se mi sconnetto col mio myenel , quando vado a registrarmi al portale produttori mi chiede se sono gia’ my enel e di non rimettere i soliti dati ?!
Qualcuno puo’ verificare o mi puo’ dire esattamente cosa devo fare , grazie
Si ricomincia…… Mi mancava un po’ di casinooooo
😉
Buongiorno Stefano è possibile avere una copia del regolamento di esercizio da utilizzare per l’adeguamento degli impianti PV alla delibera 243/2013?
albasi[@]protecengineering.it
Vorrei capire l’impegno di tempo che comporta tale adempimento
Grazie
Ciao Antonio, puoi scaricare qua sotto un fac simile, ricordo che il documento va generato da portale Enel ed è personalizzato per ogni cliente con i dati relativi.
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Regolamento
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Il problema non è tanto il regolamento, la compilazione on-line richiederà mezz’ora non di più, il problema è sistemare le frequenze sugli inverter, spesso servono software e altro. E se gli inverter sono in garanzia, io eviterei di metterci lemani e chiamerei l’assistenza.
Buongiorno,
qualcuno di voi in questi giorni ha riscontrato problemi col portale produttori nel ricercare il RDE predisposto per nuovi impianti da allacciare?
Enel mi ha comunicato la predisposizione ma sul portale non si apre il RDE, ho chiesto assistenza alla mail del triveneto, ma siccome se son fortunata mi risponderanno a nuovo anno inoltrato, ho pensato, forse i miei amici di newsenergia mi danno una dritta?
Grazie
Confermo quanto dice VIC, prova con il solo codice pratica. Io ho perso una settimana pe rlo stesso motivo. Basterebbe che Enel mettesse nella pagina apposita una nota. Se con codice pratica e POD non funziona, ma funziona con il solo codice pratica, perchè non lasciare solo quella parte ? Mah…….. 😉
Ciao Angela, prova ad accedere con il solo cod rintracciabilita; oppure, con il POD, prova a modificarlo: dovrebbe avere 14 caratteri, ma sembra che i sistemi di Enel, talvolta ne hanno 15 e a volte 14 e potrebbe anche non coincidere con quello digitato nella richiesta; quindi tentare con 14 o 15 (vedere fatture energia). :-;
Ciao Stefano, scusami ma ho potuto risponderti solo ora. Mi pare comunque hai ricevuto ottime info. Se servisse mi scrivi e cerco di sfruttare gli agganci 😉
Grazie Vic, l’unica cosa che non mi è chiara è il discorso tensione richiamato dall’articolo 5 dell’allegato A70.
Ovvero se va bene la vecchia regolazione 0,8Vn – 1,2Vn che richiedeva la DK5940.
Con tale configurazione in effetti gli impianti SONO in grado di rimanere connessi nell’intervallo 0,85Vn – 1,15Vn richiesto dall’allegato A70.
Da quanto ho capito niente foto autotest e niente prove con cassetta relè.
Il problema sarà che ci sarà da mettere le mani agli inverter con siftyware e cavetti vari, e se gli stessi sono in garanzia ? Meglio chiamare l’assistenza.
E se la ditta è fallita o gli inverter non sono configurabili ? Mah……..ne vedremo delle belle 😉
Grazie Vic, grazie Stefano,
funziona!!
Ho provato con solo il codice pratica…e…fatto…
grazie ancora, e a presto, per preziosi consigli
Angela
Ma, no cassetta di prova relé, vale solo per gli impianti nel limbo 6-20 kWp?
Per quelli superiori ai 20 kWp?
Non so, appena ne faccio uno sopra i 20kW vi so dire. Ma se non chiedono autotest per gli inverter non vedo perchè dovrebbero chiedere prova con cassetta relè.
Sicuramente per aggiornare c’e’ da mettere le mani nell’inverter e in effetti chi lo fa’ per lavoro , non rischia di bloccarlo per niente…. io sui miei Danfoss TLX , l’assistenza mi ha mandato un file di testo dove ci sono i valori , da passare attraverso una connessione di rete , e’ piu’ il tempo ad attivare la connessione tra notebook e l’inverter per via degli indirizzi di rete che a passare il file in 1 secondo……
Sarà un bel casino 😉
Per voi e’ tutto lavoro 😀
Non sono entusiasta, purtroppo sono quei lavori per i quali non puoi chiedere chissà cosa a livello di costi (parcella chiamala come vuoi) ma c’è da perdere tanto tempo. Se non conosci l’impianto, se ti va bene devi andare a vedere che cosa è stato installato, tornarci per adeguare, iscrivere il produttore sul portale facendo girare documenti in continuazione, firme e controfirme…….col rischio di sbagliare qualcosa e inchiodare un inverter. E’ più materia per installatori che non progettisti, anche se a dire il vero credo che metà degli installatori non sappiano nemmeno di cosa stiamo parlando.
Grazie Stefano!
sto cercando di capire se serve il test relè con cassetta per gli impianti sopra i 20 kW (ho chiesto ad alcuni addetti ai lavori). Appena ho una risposta certa vi faccio sapere
Ciao
Grazie Antonio 😉
Grazie Antonio, aspettiamo tutti fiduciosi….
Per Stefano, effettivamente solo alla frequenza e’ concesso derogare all’A70 impostando 49-51 Hz.
Rimane pertanto”scoperto” il range da 1,15 – 1,2 Vn; l’opinione personale che mi sono fatto e’ che: 1,15×230=264,5 V, mentre 1,2×220=264 V (!!), quindi c’e di fondo una questione di Vn di riferimento (su norme, leggi, contratti di fornitura..), da poco appianata. Mi riservo di approfondire, ma forse la faccenda ha la risposta sopra. Ciao
Interessante, non ci avevo pensato.
Quindi le tensioni dovrebbero essere a posto 😉
Intendevo dire che il valore 1,15 Vn e’ stato scelto forse appositamente per ottemperare contemporaneamente a distinti obblighi.
😉
Scusate ma dove leggete 115% per la Vn ? io leggo 110% , per me l’enel si toglie una castagna dal fuoco bella grossa , adesso ha problemi con diversi impianti sulle linee , perche’ ha accettato di connettere impianti senza adeguare le linee e quindi gli inverter per produrre salgono di tensione e scaricano il problema sul produttore che deve adeguare la tensione a limiti piu’ stretti ?!?!
Ciao Gino, la Cei 0-21 in vigore da 1/7/12 prevede che i nuovi Spi “aprano” se la media della tensione e’ stata oltre 1,10 Vn per 10 minuti nonche’ subito se la tensione va a 1,15 Vn. I nuovi inverter, inoltre, devono aiutare la rete forzando la V ad alzarsi o abbassarsi perche rimanga entro il range previsto. Le nuove soglie di V appaiono quindi piu restrittive rispetto a ante luglio 2012.
Comunque in qualche modo enel interverra’ a risolvere le V alte. Spesso non e’ intervenuta subito altrimenti faceva perdere l’incentivo a qualcuno proponendo lavori di rifacimento da eseguirsi in qualche mese, magari con scavi sulle strade ecc.
Ciao Stefano, riguardo alla 243 e alle V, la faccenda sembra ampliarsi: ho notato che in un nuovo regolamento predisposto da Enel per il retrofit, viene indicata Vn 230 V e le regolazioni delle soglie di V (59.S1 e 27.S1) rimangono quelle vecchie dell’epoca attivazione (1,2 e 0,8 Vn); la novita’ importante sta nel fatto che, perlomeno sul regolamento che ho, viene prescritto un tempo di intervento raddoppiato a 0,4 secondi per la 27.S1 (diverso dal vecchio valore di 0,2 sec prescritto nella vecchia DK5940 e nella vecchia Guida connessioni enel) in linea con l’A70 per aumentare l’insensibilita’ ai buchi di V.
😉
Ciao Vic,
la delibera è chiara, bisogna adeguare in primis la frequenza e se si riesce anche la tensione. Se il tempo non è impostabile si lascia perdere.
Per quanto rigurada l’aggiornamento da pc è fattibile con sunpower, sma, power-one, fronius. Per i danfoss solo quelli dopo la 36 settimana di produzione del 2010. Per i modelli prima bisogna far intervenire direttamente la Danfoss, costo: 0,60 € al km (partenza da Padova + 60€ all’ora). Per inverter Aston tipo ES5000 ecc bisogna spedirli indietro.
Ciao Stefano,
e per quanto riguarda gli UPS?
Se intendi dire cosa bolle in pentola per l’accumulo siamo in attesa di delibere e regolamentazioni.
Per ora l’unica notizia l’ha data il GSE, niente accumuli se c’è il fotovoltaico.
In ogni caso io ribadisco che se accumuli e riutilizzi ad impianto scollegato dalla rete, non vedo chi possa rompere le scatole 😉
Non so se era questa la domanda 😉
Ciao Stefano,
scusami se non mi sono spiegato bene, ma intendevo questo:
“deve essere previsto un UPS (gruppo di continuità) che mantenga alimentata l’interfaccia e il circuito di comando del DDI per impianti > 6 Kwp o > di 20Kwp?”
Grazie
Ciao Vittorio, adesso ho capito.
Stiamo parlando di adeguamento alla delibera 243, la stessa non chiede adeguamenti di retrofit che non siano inerenti alla regolazione delle soglie di frequenza e tensione. Tutto quanto riguarda altri aspetti (add esempio prescrizioni della CEI 0-21) non va considerato.
Se io mi trovo un impianto con interfaccia non regolabile (impianto ante CEI 0-21 di potenza superiore a 20kW) inserisco una protezione CEI 0-21, regolata a 49-51Hz e 0,85Vn – 1,1Vn e dovrei essere a posto 😉
Ciao a tutti,
io ho trovato questa info per un distributore di Roma acea che chiede la prova cassetta relè:
http://www.energyexpert.it/attachments/article/296/comunicazione_ai_produttori_mt_bt_ai_sensi_della_del_243_2013.pdf
Non vorrei che Enel Facesse la stessa cosa.
perchè su vari siti già compaiono offerte di prove cassetta relè per adeguamenti alla delibera 243.
Attendo anche io informazioni su impianti >20 kW
Ciao Claudio,
ho letto la comunicazione ma non ho trovato riferimenti alla prova, nemmeno sugli allegati del caso.
Forse mi è sfuggita
Ciao Stefano,
ti ringrazio per la precisa risposta.
Queste prese di posizione dei distributori , mi sembrano in aperto contrasto con quanto scritto a pag.9 della delibera :
non prevedere alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’ Allegato A70 degli impianti di cui ai precedenti alinea
,
poiché le tempistiche non sono stringenti e poiché gli interventi da effettuare sono contenuti e possono
essere svolti tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore; tali interventi possono quindi essere effettuati congiuntamente ad altri eventuali
interventi di manutenzione programmati;
Ma chi ha letto l’RDE Enel non ha scritto che non viene chiesto niente oltre la dichiarazione ?
Ciao Gino, al momento non letto richieste particolari da parte dei distributori, nè di autotest ne di cassettà relè.
Io faccio verifiche con cassetta relè. Ma già ad alcuni clienti che me l’avevano chiesta, ho risposto che la delibera non la prevede e ho detto che potevano fare a meno di spendere soldi.
Se poi qualcuno la chiederà vedremo il da farsi
Neanche io ho letto qualcosa nel link messo da Clausio , pero’ ho trovato le soglie (di Acea) da mettere per adeguare alla delibera e mi hanno tranquillizato 0,80 < 1,15 % visto che avevo problemi di tensione alta a primavera mi va bene cosi'
grazie ciao
Ciao Stefano, ti quoto per la menata colossale del Regolamento. E meno male che con la firma digitale abremmo dovuto fare un passo avanti!!!
Mi sono imbattuto per caso su questo sito. Mi chiedevo se la chat è unica per qualciasi discussione su questi argomenti tecnici legati ad impianti fotovoltaici o ci sono diverse sezioni. Io vorrei sapere, operando in Torino e dintorni, chi può darmi dritte sul costo per un test su PI. Magari dopo il calo del fotovoltaico questi costi si sono un pò ridimensionati! Chi mi dice qualcosa?
Ciao Nat, diciamo che questo non è un forum ma un blog dove pubblico articoli etc, poi quasi senza che me ne accorgessi è diventato quasi un forum, anche se non lo è perchè servirebbe troppo tempo per gestirlo.
Quindi molti scrivono commenti negli articoli dove si parla dell’argomento che li interessa, altri non hanno capito questa sfumatura e scrivono dove capita, di solito nell’articolo dell’ultimo commento che appare nella home, nell’elenco commenti.
Per le prove PI puoi parlare con me, me ne occupo da tempo, sono un po lontano da Torino (non troppo comunque), ma potrei avere delle soluzioni. Ma occorre parlarne per capire le tue esigenze e fare un valutazione attenta e puntuale.
Scrivimi in privè, nella home page al link contatti ci sono i miei recapiti 😉
Buongiorno,
ho appena fatto un adeguamento > 20kWp e il regolamento per l’Enel è lo stesso, senza cassetta prova relè.
Ciao Simone.
Grazie per l’info 😉
Ciao Simone,
hai cambiato la PI o hai impostato le nuove frequenze sulla “vecchia”?
Ciao Nat,
Modificato le soglie sulla vecchia. Su ABB e Enerpoint puoi farlo.
Grazie Simone,
domani vado a fare un sopralluogo su un impianto non trattato dal mio studio.
Hanno montato una Gavazzi DPC02DM48B003 e dalla scheda tecnica che ho scaricato sembra sia modificabile anche questa.
per il dpc02 basta spostare uno switch, trovi le info a questo sito http://www.cgspa.info/cms25/index.php/faq-1?catid=1&start=10
ciao!
Ciao Claudio, grazie mille!
ATTENZIONE, per gli inverter sopra i 20 kWp bisogna ricordarsi, dove presente, di tarare la PI interna.
Esempio: Power-One 55 o 110 – Bisogna modificare le soglie da display e tarare la protezione d’interfaccia aggiuntiva. In più tarare la PI presente all’interno del QAC.
Salve a tutti, è quasi una settimana che mi sto imbattendo alla compilazione del nuovo Regolamento d’esercizio (Adeguamento Del. 243), premetto che ho già modificato i parametri degli inverter, allora ho un’impianto da 18Kw realizzato con 3 inverter sma smc 6000 A-IT, quando vado a compilare il regolamento di esercizio iniziano i dolori, allora alla voce SPI metto 3? 1 per ogni inverter? alla voce tipo di DDI cosa metto? il mio è relè ma nel menù a tendina non appare, qualcuno ha gia compilato un regolamento per un’impianto simile al mio e può darmi una mano? Grazie mille!!!
Ciao Antonio, io non ho ancora compilato un regolamento delibera 243, ma credo che siano identici a quelli pe runa normale domanda di connessione.
In ogni caso quando l’interfaccia è integrata negli inverter io di solito metto come SPI il modello dell’inverter, e come DDI quello indicato dal costruttore (ad esempio sul Power-One PVI 6000 è un Finder etc etc etc).
La voce relè non c’è, ma puoi inserire la voce contattore.
Ciao,
io faccio lo stesso, sotto i 20 kW metto 1 SPI per ogni inverter, sopra i 20 kW metto 1 SPI, quella esterna.
Spero di fare bene.
E’ evidente che meno si spende e meglio è. Ritengo però che l’impostazione, a regola d’arte, di nuove soglie su un SPI ne preveda poi anche la prova tramite cassetta. La prova periodica (ogni 2 o 3 anni) del SPI è tra l’altro prevista nei regolamenti enel. A mio avviso un adeguamento serio alla 243/13 dovrebbe pertanto prevedere la prova con cassetta per SPI esterno ef oto display se SPI integrato nell’inverter: anche se uil distributore non lo chiede espressamente.
Ciao
Ciao Vic,
Hai perfettamente ragione però non è facile spiegare al cliente che deve spendere 800-1000 euro per un adeguamento comprensivo di cassetta.
Altro dubbio, bisogna mettere le marche da bollo sui regolamenti d’esercizio?
Gia’, anche se nei regolamenti e’ scritto tutto: adeguamenti eventuali, prove periodiche ecc.
L’evoluzione dello scenario globale ha fatto si che si siano create le condizioni gia’ sulla carta..
Per le marche da bollo, sembra che enel abbia ormai abbandonato quella strada restituendo i Rde con sua firma digitale, perlomeno per le pratiche di connessione normali e non chiede comunque bolli per la 243/13.
Un’altra cosa che mi lascia un po basito, e scusate se ce l’ho sempre con Enel, è questa modalità di presentazione del regolamento.
Non capisco perchè chi ha solo modificato un parametro di un inverter, senza aver toccato null’altro, deve poi compilare un regolamento di esercizio completo dichiarando cos’è il DDI il DG e tutta un’altra serie di cose. Ma questo non l’aveva già dichiarato chi ha fatto il precedente regolamento di esercizio ? E se dichiaro che il DDI è un interruttore e nel vecchio regolamento era un contattore ? Ha dettouna cazzata quello di prima o l’hanno cambiato strada facendo ? A mio avviso nel regolamento io dovrei dichiarare solo quello che ho modificato, non tutto il resto. Ma come sempre chi costruisce queste procedure è sempre dietro la scrivania e mai “in campo”, quindi come sempre arrangiamoci, chiniamo il capo e procediamo……………. 🙁
Scusate a tutti,
lo so che non riguarda l’argomento ma sono 3 settimane che cerco disperatamente di contattare l’assistenza tecnica “YURAKU” o “SOLAR KING”. I numeri su internet sono chiusi e alle mail non rispondono.
Qualcuno di voi a qualche contatto?
Altrimenti mi tocca dire al cliente che non posso aggiornare il suo inverter.
Grazie
Ciao Simone, non li avevo mai sentiti.
Purtroppo credo che chi non ha installato inverter di case di un certo livello, potrà avere problemi di questo tipo 🙁
Simone, poi eri riuscito a trovare info sui LEF SOLAR KING?
No 🙁
Se volete vi do i contatti dell’azienda che se ne sta occupando. Sono riuscito a contattarli. Purtroppo l’intervento di regolazione della finestra della frequenza possono farlo solo loro. Io, per un cliente, sono riuscito a concordare un loro intervento qui in Sardegna in modo da riuscire a chiudere tutto per tempo entro il 30/04.
Se vi interessa fatemi sapere,
Max
Ciao Massimiliano, anche a me hanno chiesto di adeguare 3 Solar King, puoi darmi qualche riferimento (produttore, Assistenza o chi li riprogramma)?
grazie
Buongiorno. Avrei anch’io bisogno di aggiornare due solar king slk 600 montati sulla mia azienda. Mi potete dare qualche nominativo? Grazie
Buongiorno. Anch’io ho bisogno di aggiornare due solar king. Mi Può aiutare? Grazie
Arrivo in ritardo, ma un cliente mi ha contattato solo oggi. Devo adeguare degli inverte solar king, anche ripresi e ribrandizzati dalla yuraku, dalla siac. Qualcuno ha dei contatti o il software per aggiornarli? Grazie
Io non ne ho idea.
Senti da SIEL, magari ti danno qualche dritta
Ciao Stefano,
infatti nella prima pagina c’è scritto:
“Quanto segue annulla e sostituisce le parti del Regolamento di Esercizio relative alle capability dell’impianto di produzione ed
alle impostazioni del SPI.”
Mah..
Ciao Stefano,
infatti nella prima pagina c’è scritto:
“Quanto segue annulla e sostituisce le parti del Regolamento di Esercizio relative alle capability dell’impianto di produzione ed
alle impostazioni del SPI.”
Mah..
Allora mi devono fa compilare la tabella delle tarature e basta, o dico male ?
Se non cambio apparecchiature perchè devo ridichiarare tutto ?
E poi non ditemi che rivogliono lo schema elettrico, perchè sarebbe da delirio completo, voi sapete benissimo quanti clienti ne sono sprovvisti e quante ditte non esistono più……..
No non lo richiedono.
Se lo vogliono, l’unica soluzione è andare su GSE e scaricarlo dagli elaborati progettuali caricati in fase di richiesta convenzione.
Ah sono d’accordo, ma po occorre controllare che vada bene, che sia conforme, occorre chiedere le password GSE……….etc etc
I nuovi regolamenti 243/13 constano di 3 allegati che integrano il vecchio che pero’ non e’ necessario allegare:
-All.A addendum regolamento.
-All.B dich conformita alla 243 di funzioni e regolazioni.
All.C recapiti personale autorizzato
Sull’allegato A e’ scritto che verra’ restituito da Enel per accettazione.
Penso che richiedano di indicare di nuovo Spi, Ddi ecc. perche’ potrebbe essere stato necessario sostituirli e forse anche per evitare che qualcuno lo compili senza andare sull’impianto.
L’ inverter Yuraku era nei vecchi elenchi enel, ma il Solar king no, perlomeno in quello di apr 2012.
Chiedo un consiglio, voi come persona autorizzata mettete il Vostro nome o quello dell’installatore? Bisogna aver fatto il corso Pes giusto?
Ciao Simone, io non ho ancora fatto regolamenti delibera 243, in ogni caso in quel persona autorizzata io metterei chi ha effettivamente operato sulle apparecchiature. Tu sei hai fatto tu l’adeguamento, o l’installatore se lui ha sistemato e tu hai solo dichiarato.
In ogni caso nei documenti Enel leggo che la persona autorizzata è quella che può essere autorizzata ad accedere all’impianto, quindi a mio avviso va bene sia l’installatore che il tecnico, in quanto accedere all’impianto non significa fare modifiche allo stesso, intendo modifiche impiantistiche.
Ciao Stefano, sono Sandro ex ENEL, ma anche professionista dal 1994, avendo seguito per quanto riguarda il collaudo delle apparecchiature (RGDAT ENEL) perché fosero conformi non era sufficiente il “SI” ENEL ma collaudo del CESI di Milano, in questo caso della delibera 243 sembra che si sveglia la mattina abbia ragione! Ho mosso un po di vespaio in casa dei vari distributori di energia del Triveneto, con risposte quasi tutte uguali che comunque tutte le vecchie SPI vanno bene perché si può regolare i valori di frequenza 49-51 Hz, mentre per le tensioni vanno bene i valori 80%-120%, sostanzialmente questa delibera non serve a nulla, visto che la frequenza non ha grossi problemi se non legati ai generatori, ma rimane il problemi delle reti elettriche specialmente chi ha un impianto a volte anche consistente in coda alla linea di BT dove per effetto impedenza della linea non è in grado di smaltire l’energia prodotta pertanto tramite l’impianto di produzione alza la tensione: La normativa dice che il valore di tensione sulle reti elettriche deve avere valori compresi tra il 90% al 110%, gli strumenti ENEL misurano questo intervallo sulla media dei 10″, se il valore di tensione di riferimento è 400V, direi 120% di Vn è 480 V cioè 277 V, mi vien da pensare che fin ora parecchie apparecchiature elettroniche saranno/sono state sottoposte a questi valori, sempre inteso chi ha un pianto FV DK6940 o è nelle immediate vicinanze.Con il mio collega si sta valutando la situazione già da un po, sto tenendo sott’occhio sempre il tuo sito che è importantissimo per le notizie fornite. Comunque noi nel caso il cliente voglia spendere poco per adeguare l’impianto proporremo le prove con cassetta prova relè e dichiareremo quello verificato, nell’altro caso se possibile adeguamento CEI 0-21 e rimozione del TR isolamento (il tutto un po più costoso, però recupera i soldi del consumo del TR). Tanto con l’applicazione del protocollo EN61850, non sarà domani ma si dovrà cambiare tutto. Ci sono impianti fatti con inverter, come prima citato di ditte che non ci sono più, e comunque con garanzie scadute da 4/5 anni.
Grazie di avermi letto!
Ciao Sandro, sono d’accordo con te.
La mia sensazione è che Enel sappia benissimo che sino a marzo 2012 (quando si dichiarava senza dimostrare) si faceva un po tutto a caso (mi direte se mi sbaglio quando farete i primi sopraluoghi delibera 243) e quindi questo adeguamento alla delibera sembra quasi necessari a sistemare un po tutti gli impianti. Ho trovato di persona impianti di potenza superiore a 20kW senza interfaccia.
Sul discorso frequenze posso essere d’accordo che si stia tentando di aumentare il numero di impianti che possono rimanere connessi in un range di frequenza più ampio, poi quanto serva non sta a me dirlo, non ho le competenze e i dati per dare una risposta sul funzionamento del sistema elettrico nazionale.
Le vecchie interfacce come dicevi vanno bene, non tutte però, alcuni modello non erano modificabili e andavano ordinati prima a 49,7-50,3 o 49-51.
Sull’eliminazione del trafo o una risposta ufficiale del GSE, positiva, anche se come sempre secondo me va interpretata in quanto la risposta è tecnicamente vaga su un punto cruciale.
Penso di parlarne domani in un articoletto.
Per il resto come dicevo devo solo avere la certezza che installando una CEI 0-21 non vogliano una interfaccia impostata secondo CEI 0-21 (doppia soglia di tensione e doppia di frequenza).
Sul protocollo di comunicazione mi diceva una persona informata che sarà una cosa lunga, c’è di mezzo la sicurezza, è un protocollo di comunicazione che non permette solo la lettura, ma anche i comandi. Quindi prova ad immaginare se qualcuno lo violasse e si mettesse a staccare centrali e cabine 😉
Forse per staccare gli impianti con i distacchi programmati ad agosto meglio la telefonata come scriveva la delibera (che ora non ricordo) 😉
Penso che non ci siano problemi, tanto che il protocollo è già in atto come ENEL, se vediamo che le maggiori ditte produttrici di interfaccia (THYTRONIC) è già pronta ma pure SMA e anche LOVATO, mancano solo il protocollo di comunicazione, perché sostanzialmente l’ENEL deve solo eseguire il teledistacco e le variazioni di frequenza, quindi nessun problema per intromissioni sul sistema di comunicazione che è giustamente ben sicuro e blindato. Dobbiamo pensare che ci sono impianti anche di produzione in BT di circa 200 KW, in grado di tenere in piedi con l’isola indesiderata durante il periodo ben soleggiato una intera area industriale in assenza di carichi importanti per un tempo (t), sufficiente per fulminare qualcuno.
Credo che l’isola indesiderata sia fenomeno più unico che raro 😉
Anche per me l’isola indesiderata e’ una cosa che qualcuno ha letto in qualche libro di fantascienza 😀 , esiste un caso documentato? perche’ da quel poco che io l’inverter e’ un dispo in grado di non sostenere la frequenza , quindi non avendo riferimento interno si spegne istantaneamente o no ?
E anche sul fatto dell’allargamento frequenza, concordo con Sandro , mi da’ da pensare sulla capacita’ tecnica di enel e Aeeg , i problemi maggiori sono sulle tensioni , tanti impianti per produrre al massimo devono aumentare la tensione fino a 260-264V , poi sono intervenuti con la 0-21 e si sono abbassate queste soglie , anche se solo per quelli dopo il 2012 , mettendo pero’ in crisi diversi impianti allacciati con cei 0-21 , a me sembra che dovesse essere l’enel a garantire , nel momento in cui accetta una connessione , che quella linea regga la tensione e non scaricare sul cliente abbassando le soglie all’inverter…. e quindi facendolo spegnere in produzione…
saluti
Avevo letto di un caso in Spagna di isola indesiderata (non so se documentato o meno), ed in ogni caso credo sia molto difficile che gli impianti fotovoltaici abbiano un ruolo importante e/o decisivo in una eventuale isola indesiderata.
L’avevo letto anche io , ma c’era il dubbio che (a volte si dice da bravi italiani si cerca di fregare ma tutto il mondo e’ paese) ci fosse uno o piu’ generatori che ‘pompavano’ sul contatore facendosi pagare l’incentivo e che fosse quello che aveva mantenuto su’ la frequenza , da cui tutti i fv fossero rimasti attivi 😀 tutto da prendere con le pinze….
Non lo sapevo, in ogni caso mi pare che non sia un caso significativo considerando gli impianti di produzione che ci sono 🙂
Diciamo invece che la rete (e i gestori/distributori) non ce la fanno e non erano preparati, e stanno rimediando strada facendo, a spese nostre 🙂
Ciao Sandro, tiri in ballo un sacco di cose.., comunque in qualche anno il sistema elettrico e’ stato stravolto, centrali termiche ferme, picchi di carico scomparsi, semi-blackout su scala europea.. E’ naturale che qualcuno prenda delle contromisure (Spi telecomandabili, inverter con servizi rete, retrofit del parco esistente..) per tenere in piedi una rete nata 100 anni fa con flussi di energia unidirezionali da centrale a utente passivo.
Le isole indesiderate sono piu’ teoriche che reali (lo dice pure l’Aeeg nella 243) ma non escludibili con certezza; il caso islanding rilevato (e pure poi riprodotto) in Spagna e’ stato descritto anche ad un convegno europeo; proprio oggi inoltre ho sentito di un caso (~6 MW) con chiusura MT in controfase con danni agli impianti come per il caso spagnolo.
Per Gino: gli impianti alzano la V, non per produrre di piu’ ma semplicemente perche’ sono tanti, oppure le linee debolucce, oppure lontani dai carichi o dalle cabine; quindi la rete usata a rovescio non e’ in grado di “drenare” tutta l’energia prodotta. Gli Spi, in caso di equilibrio tra carico e produzione, nel caso di mancanza della rete potrebbero non aprire i DDI perche’ vedono la V generata dagli inverter stessi, sembra che il rischio maggiore ci sia in caso di aperture manuali, caratterizzate da minori fluttuazioni dei parametri, piu che da guasti.
Scusami vic ma non mi torna , va bene che l’Olivieri & Ravelli l’ho studiato 35 anni fa’ , ma il generatore per immettere in rete deve generare una tensione leggermente superiore nella linea dove e’ connesso perche’ scorra corrente , e’ un po’ come caricare una pila che e’ a 1,2V se metto un alimentatore da 1,2 non passa nessuna corrente e quindi nessuna potenza , lo stesso l’inverter in un impianto FV o eolico , come dici anche te se lontani da cabine o con linee piccole il problema e’ piu’ importante , se invece per esempio , accanto all’impianto da 10kw ho un carico di 20kw non ci sara’ bisogno di innalzare oltre i limiti la tensione perche in un tratto corto (bassa impedenza ) si prendera’ tutta la corrente che puo’ dare , per esempio io sono su una linea lunga e quando il mio 3kw produce al 75-80% mi si innalza la tensione a 255-258V (io sono allacciato dal 2010 e non ho problemi ho il limite superiore a 264V) , se accendo un carico elettrico da 1-1,5kw mi sia abbassa subito la tensione , ed e’ quello che cercano di fare chi ha problemi di tensione elevata per non far staccare la SPI interna all’inverter che nei CEI 0-21 e’ 253V , accendono qualcosa , a volte con un rele’ di corrente , in pratica per non perdere l’incentivo sono costretti a ‘buttare’ via energia….
Solo per precisare, gli inverter non sono generatori di tensione.
Concordo …. il discorso e’ che se ho una produzione P=VxI se la I non la Ciuccia nessuno abbastanza vicino l’inverter vede una impedenza di rete sempre maggiore ed allora ecco che V = Z ( variabile in funzione della distanza dell’ipotetico carico) X I aumenta verso i morsetti dell’inverter.
Quindi, se c’e l’ipotetico carico, o si e’ vicini alla cab, o se la linea e’ buona ecc., la V si mantiene a valori normali altrimenti no.
Sembra paradossale, ma a soffrire della V alta durante il giorno sono quei produttori che tendono ad averla bassa di sera.
E’ per questi motivi che gli inverter a norma Cei 0-21 hanno cosfi istantaneo regolabile per cui riescono, entro certi limiti, ad abbassare o alzare la V con comportamento induttivo o capacitivo.
Buona giornata
Per Gino: se qualcuno, con impianto incentivato, e’ costretto ad accendere qualcosa (carico), non e’ che ci perde.., perche la produzione viene incentivata.
Rispondo a tutti :
si l’inverter e’ un generatore di corrente , ma per immettere come ha scritto anche marras , deve aumentare la tensione per poter far scorrere la corrente e quindi immettere la potenza in rete…. gli inverter 0-21 o anche nel mio caso i Danfoss TLX se superano la nominale di 10kw o superano la V di 264V (per fortuna) , non producono piu’ a cosFi 1 ma traslano verso la P reattiva , pero’ anche questo per i produttori e’ una perdita economica perche’ viene remunerata la P attiva .
Lo stesso se devo ‘consumare’ sprecandola per tenere tensione bassa , come ga scritto Vic chi ha problemi di tensione alta ha anche tensione bassa quando non produce e/o assorbe la sera….. nel mio caso invece parto gia’ la mattina a impianto a produzione 0 con 235-240V …
Sicuramente molti si trovano tensioni in casa di 250V o piu’ senza saperlo….
ma forse siamo andati OT….
ciao
Ciao Gino, non siamo OT.
Nel mio portale parliamo di quello che ci pare e come ci pare, vai pure tranquillo 😉
E’ uno dei pochi posti dove si parla un po tecnicamente delle cose, e io che leggo le mail di chi scrive ti posso assicurare che molte volte sotto i Nick si nascondono persone molto preparate 😉
Mai come ora vi sono richieste di controlli di tensione Cliente/ENEL, ve lo dico per fonti certe, le linee elettriche ENEL sono nate per distribuire energia elettrica, i tecnici ENEL hanno sempre fatto i conti con due parametri di calcolo (Kc e Ku), Kc=coefficiente di contemporaneità=0,9. Ku=coefficiente di utilizzazione=0,9, se moltiplichiamo i due coefficienti il risultato è 0,8. vuol dire che la nostra fornitura potrà prelevare una potenza pari all’80% della potenza di contratto in modo continuativo! Il fatto non sussiste dove la cabina è vicina o dove il tratto di linea ENEL è consistente come sezione, ma ci sono i casi dove ci sono insediamenti in aree rurali o di campagna e le linee elettriche di BT sono lunghe, ecco il caso dove le tensioni sono notevolmente basse, e nel caso di installazione di impianti FV, la tensione si alza notevolmente quando la produzione di energia fotovoltaica è al massimo. La cosa è successa parecchie volte, soluzione ENEL: aumentare di una tacca il variatore di tensione del TR MT/BT diminuendo il valore della tensione in linea, nel periodo estivo, nel periodo invernale rimette tutto nelle condizioni normali. Ma il problema non è risolto, perchè in una giornata di pioggia anche nel periodo estivo avrò la tensione bassa, se c’è il sole l’avrò troppo alta. Eh allegria, diceva qualcuno!
Molto interessante. Grazie per il tuo contributo Sandro 😉
Beh, quasi sempre quando si stipula un contratto di fornitura per casa si considera un k di contemporaneita’, se accendessimo tutti gli elettrodomestici insieme scatterebbe l’allarme supero o interverrebbe subito la protezione di sovraccarico sul contatore. Ciao a tutti.
Siamo un po’ andati fuori tema 243/13 pero’
😉
Era per ricordarci che comunque i problemi ci sono per le reti elettriche, che le linee sono le stesse, vale anche per i prelievi ma non vanno bene per i sistemi di produzione, perché se non c’è nessuna apparecchiatura che controlla la tensione, visto l’esiguità delle sezioni delle linee, la tensione sicuramente si alza!
CIAO STEFANO.
MI PUOI CONFERMARE SE IL MIO CALCOLO E’ GIUSTO.
DOBBIAMO ISTALLARE UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 250 KW SOLO VENDITA ENERGIA.(RID)
COSA GUADAGNO SULLA VENDITA :
fino a 1.500.000 kwh: (CIRCA) 79,73 €/Mwh
(cioè: 38,5 x (1 + 107,1 / 100))
DAL 1 GENNAIO 2014
GRAZIE
Ciao William,
da quello che ho capito, impianti incentivati = prezzo zonale orario, i non incentivati possono scegliere il minimo garantito o il prezzo zonale orario.
Se scegli il minimo garantito, la formula è quella, anche a me risulta 79 € MWh o se preferiamo 0,079 € kWh
La certezza, come sempre quando si parla di queste cose, non ce l’ho mai. Ma la formula è quella 😉
Scrivi una mail all’AEEG, se si degnano di risponderti 😉
Ciao a tutti, restando in tema alla Delibera 243/2013, compilando il Regolamento di Esercizio che compare nel Portale di Enel, per la tensione 0.8Vn si richiede un tempo di intervento impostato di 0,4s. Quasi tutte le interfacce installate prima dell’entrata in vigore della CEI 0-21, erano impostate con tempi di intervento fissi, diciamo “di fabbrica”, come richiesto dalla “Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione” Ed. 2.2 del Dicembre 2011.
Tutti i valori di “Tensione” e “Tempi” non sono modificabili perché impostati di fabbrica dal produttore stesso dell’interfaccia, seguendo le indicazione della Guida succitata.
Tornando alla tensione 0.8Vn, ci troviamo in una situazione in cui Enel chiede di impostare un tempo di intervento di 0,4s ma le interfacce installate hanno un tempo di intervento che non è impostabile.
In questa situazione, ne il Professionista ne il Tecnico abilitato può dichiarare di avere impostato il tempo di intervento a 0,4s, perché è impossibile ma bisogna riportare il tempo di impostazione di fabbrica.
Per gli altri parametri (1,2Vn, 49Hz, 51Hz) il problema non sussiste, in quanto i tempi di intervento sono di 0,1s come richiesto da Enel.
La Delibera dell’AEEG 243/2013 del 6 Giugno 2013 parla solo di modificare i valori di frequenza lasciando inalterati gli altri.
Se non impostiamo il valore 0,4s la pratica automaticamente viene bocciata ma la Delibera non chiede di modificare i tempi.
In questa situazione come ci si deve comportare?
Chi ha ragione e chi no?
E’ lecito richiedere di impostare un tempo di 0,4s quando si sa che costruttivamente quelle interfacce non possono essere modificate se non per i valori di frequenza?
Grazie.
Ciao Nicola, una sola precisazione. La delibera dice di adeguarsi al paragrafo 5 dell’allegato A70, e in deroga di ampliare la frequenza a 49-51 in luogo di 47,5-51,5. Quindi vanno bene le impostazioni delle vecchie interfacce, come secondo me vanno bene eventuali regolazioni della tensione a 0,85Vn e 1,15Vn perchè è quanto chiede l’Allegato A70. Ma a parte le soglie, che come da DK5940 vanno bene sulle vecchie interfacce, per quanto riguarda i tempi invece la richiesta di Enel sembra obbligare tutti a sostituire le interfacce.
Per me va bene la taratura della vecchia DK5940, ed Enel non mi pare abbia diritto di chiedere un tempo che obbliga a sostituire tutte le interfacce, siamo alle solite…..non so perchè ma sembra che all’Enel ci provino gusto a tritarci le palle (l’ho scritto, non ho resistito).
Tra l’altro mi pare che nessuno parli di tolleranze o altro nell’adeguamento alla delibera, quindi ? Va bene 0,2 ? Se non perchè non andrebbe bene ?
P.S.: io non ho ancora compilato regolamenti delibera 243, voi avete provato ? Se si, inserendo il valore 0,2 nella casella della soglia di minima tensione cosa accade ? Si blocca ?
La Delibera la fa facile ma Enel no purtroppo. A parte che non sanno dare una risposta certa a questo problema. Compilando la Tabella di taratura dell’SPI Enel richiede per la 0,8Vn un tempo di intervento prescritto di 0,4s. Cosa impossibile per le interfacce installate conformi alla Delibera DK5940.
Ciao Nicola, il discorso che hai fatto è chiarissimo, volevo solo sapere se inserendo 0,2 si blocca tutto e il dato viene considerato errato o si può procedere ?
No no non si blocca nulla puoi procedere tranquillamente fino alla fine stampando il pdf timbrandolo e firmandolo. E’ quando manderai via il tutto e un tecnico verificherà che non sono le tarature richieste che forse la boccerà non lo so perchè ancora non ne ho mandata via nessuna per via che vogliono anche la prova con cassetta relè anche se non richiesta. Questo è quello che mi è stato fatto capire scritto nero su bianco.
Credo che se mandi ad Enel un regolamnto con 0,1 sec per la massima tensione e 0,2 sec per la minima non ti possono dire nulla, non vedo dove ci sia scritto che i tempi devono essere quelli.
A tritare forse e’ piu’ Aeeg/Terna.., se guardate un regolamento per 243/13 della Set (Trento), trovate i 0,4 sec anche li per la soglia 27.
Sono andato a spulciarmi le vecchie Cei 82/25 e Dk5940.
La 82/25-02/2007 prevedeva 0,1 sec !; le varianti successive e la Dk5940 prevedevano 0,2 sec e cosi anche la vecchia guida connessioni i cui allegati AIB prevedevano di poter regolare la soglia 27 fino a 1 secondo!
Bisognerebbe sentire i costruttori di tali Spi e chiedere loro come si fa a modificare il t della 27, poiche’ i laboratori accreditati ne hanno certificato le funzionalita’ e in virtu’ di tale certificato gli Spi e inverter venivano inseriti nei famosi elenchi enel dei dispositivi collegabili.
Varrebbe la pena di chiedere un parere ad Aeeg che, per esempio a riguardo della 84/12 ha pubblicato numerose faq anche recenti.
🙁
Ciao Vic, non mi tornano i conti.
Gli allacciamenti venivano fatti con apparecchiature conformi alla DK5940, che indicava 0,1 sec per la massima tensione e 0,2 sec per la minima tensione.
Ora l’Allegato A70 dice 0,85<=Vn<=1,15Vn. Con le vecchie interfacce DK5940 le soglie sono impostante abbondantemente al di sopra e quindi l'impianto rimane connesso eccome nei valori prescritti dall'allegato A70. Ora mi piacerebbe che qualcuno di Enel mi spiegasse che significato abbiano quei tempi, a maggior ragione riferiti ad interfacce che SAPPIAMO TUTTI sono regolate a 0,1 sec per la massima e 0,2 sec per la minima. Vorrei proprio sapere cosa li spinge a creare problemi per 100 millesimi di secondo. Vi prego spiegatemelo.
Tra l’altro nella DK5940 nellatabella tarature c’è scritto:
“…….in tabella 3 sono riportate le tarature che devono essere impostate sulle protezioni di interfaccia. Tali tarature non
devono poter essere modificate dal cliente produttore…….”
Mi pare quindi normale che i produttori di interfacce DK5940 non abbiano previsto di poter modificare i tempi di intervento delle soglie di massima e minima tensione.
Io spero che Enel mandi avanti le pratiche con l’indicaizone 0,2 sec per la massima tensione e 0,1 sec per la minima, altrimenti qua vale tutto 😉
penso che enel sappia ciò che sta facendo…..
no fraintendetemi….. con questa mossa adegua tutti gli impianti a CEI 0-21.
Una norma che hanno scritto loro
Non volevo dirlo, grazie per averlo detto tu.
In ogni caso io compilo con i tempi delle interfacce DK5940, se non mi fanno andare avanti la pratica, chiedo di mettermi per iscritto i motivi.
Poi vediamo 😉
Buongiorno, ho parlato questa mattina con il responsabile ENEL di Perugia, il quale mi dice di riferirmi alle sole sogli in frequenza e lasciare in bianco le soglie in tensione…..
DI verifiche con c.prova relè o fotografie, ecc. non è richiesto se non a discrezione di chi redige l’adeguamento.
Per Enel comunque non servono in quanto non esiste nemmeno il form per l’inserimento di un eventuale documento che attesti l’avvenuta taratura con prove strumentali.
Ciao Federico, grazie per il contributo.
Sul discorso prove concassetta o foto autotest non lo chiedono, siamo d’accordo.
Su quello che ti ha detto il responsabile Enel ho i miei dubbi, se ci dobbiamo adeguare al paragrafo 5 dell’Allegato A70 (che parla anche di tensione) non vedo come possano ritenere soddisfacente un regolamento senza indicazione delle soglie di tensione impostate.
Io lo ribadisco, se le soglie di tensione sono quelle della DK5940 e le frequenze vengono cambiate a 49-51 siamo più che a posto 😉
Riporto quanto descritto nella delibera 234/2013/R/eel pag. 9 dal rigo 17:
prevedere che i produttori debbano adeguare alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’allegato A70 : [omiss.] “date e taglie di impianti ”
e che in deroga a quanto previsto dal medesimo paragrafo 5 dell’allegato A70, i predetti impianti debbano rimanere connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz [omiss.]
Mi verrebbe da ragionare sulla frase “in deroga a quanto previsto nel medesimo paragrafo 5 dell’allegato A70 ” e ” connessi alla rete per almeno…. ”
come a dire :
è vero che l’A70 art. 5 ci parla di tensione e frequenza, ma in questo caso riferitevi solo alla frequenza e con questi valori. (49-51Hz) …..
Che nel portale produttori ENEL sia riportata una soglia in tensione tutto sommato potrebbe essere semplicemente un dire, “Se la sai inseriscila… altrimenti non fà niente”
e comunque se volessimo dirla tutta l’art.5 dell’A70 recita che le soglie in tensione siano pari al .85 Vn e 1.10 Vn… ENEL chiede .80 e 1.20 con tempi di intervento preoccupanti soprattutto per la minima tensione 0,4 s, dove i relè di interfaccia installati ad oggi, vedi ad esempio il diffusissimo CM-UFS.2, non riescono a raggiungere…..
ENEL Firenze mi lascia in attesa di informazioni telefoniche…
Ciao Federico, la deroga riguarda solo le frequenze:
“………in particolare, in relazione alle prescrizioni relative alla frequenza ivi contenute, in deroga a quanto previsto dal medesimo paragrafo 5 dell’Allegato A70…….etc….”
Quindi per le tensioni almneo 0,85Vn e 1,15Vn……quindi 0,8-1,2Vn delle vecchie interfacce va bene.
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In effetti è anche logico, e vado oltre. Nonostante lanciamo sempre improperi nei confronti di AEEG e compagnia, gli interventi per gli adeguamenti retroattivi, erano stati studiati di concerto con i produttori (di apparecchiature) i quali avevano confermato all’autorità che gli inverter e le interfacce erano modificabili in loco dagli installatori per quanto riguarda la frequenza, e quindi che si potevano aggiornare gli impianti senza interventi invasivi. Infatti se leggete le varie e noiose premesse della delibera 243 (pagina 5) troviamo scritto:
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…………i sistemi di protezione di interfaccia installati sugli impianti di produzione connessi alla rete di bassa tensione (impianti diversi da quelli di cui al punto precedente, dotati di sistema di protezione di interfaccia esterno) sono dotati di soglie di minima e di massima frequenza regolabili (nota mia, non parla di tensioni infatti); è possibile pertanto modificare le soglie attualmente impostate (soglie restrittive) inserendo le soglie 49 Hz – 51 Hz tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore;
—————-
Quindi AEEG ha detto chiaramente:
– l’allegato A70 vuole che gli impianti rimangano connessi tra 47,5-51,5 e tra 0,85Vn e 1,15Vn
– so che le vecchie interfacce hanno le tensioni che sono a posto e che non sono modificabili
– so che le frequenze si possono regolare a 49-51 (DK5940)
– allargatemi almeno le soglie di frequenza a 49-51
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La cosa è talmente semplice che non poteva mancare lo zampino di Enel con i suoi tempi tratti dalle CEI 0-21 a complicare tutto e farci perdere tempo.
E poi se decidono queste cose che almeno ci diano spiegazioni invece lasciarci a bocca asciutta ad ogni telefonata (io non telefono nemmeno più) 😉
Ciao Stefano, non e’ solo enel a chiedere i 0,4″ per la soglia 27 ma anche il distributore SET di Trento..
Il range V non richiedono di modificarlo perche’ e’ piu’ ampio di quanto richiede l’A70, il quale prevede pero’ t a 0,4 sec sulla 27 per l’insensibilita’ ai buchi di V (l’avevo gia’ scritto qui giorni fa da qualche parte..); l’obiettivo di Terna e’ rendere insensibili gli impianti agli sbalzi di V e f.
Quindi non penso che Enel voglia disobbedire a Terna/Aeeg. La preoccupazione enel, anzi e’ che tali regolazioni richieste da A70 aumentamo il pericolo danni/incidenti! Da quanto sentito e noto enel aveva gia’ litigato con Terna nel CT 316 prima della pubblicazione Cei 0-21 6/2012 sulla questione.
Appena posso contatto i costruttori di qualche vecchio Spi..
Ciao Vic, hai ragione, scrivo sempre Enel per deformazione professionale, meglio che scriva i distributori 😉
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Però Vic perdonami, ma stiamo perdendo di vista la delibera 243. Non discuto quello che dici sui buchi di tensione, ma i buchi di tensione sono trattati al paragrafo 7 dell’allegato A70 (dove si parla infatti dei 400ms), la delibera chiede l’aggiornamento al paragrafo 5.
Se i distributori chiedono adeguamenti che vanno oltre il paragrafo 5, allora tanto valeva dire “cambiate le interfacce” e facevamo prima 😉
Stefano ti do ragione.
A crearmi perplessita’ e’ il “cappello” al paragrafo 7 dell’A70:
“In caso di perturbazioni che siano causa di transitori di frequenza e/o di tensione, gli impianti devono continuare a garantire il proprio sostegno al SEN nell’ambito dell’intervallo di funzionamento richiesto al paragrafo 5”.
cioe’ nell’ambito delle soglie V e f descritte in 5 devono mantenere il sostegno al SEN..
Forse e’ questa la chiave interpretativa dell’A70 da parte dei distributori…,
Ciao
Però il paragrafo 7 non è il 5 😉 E nel 5 non vi è alcun richiamo al paragrafo 7, volendo essere pignoli c’è un richiamo al paragrafo 8, che per gli impianti i bassa parla SOLO di frequenze.
La cosa che mi innervosisce è che questi signori seduti dietro ad un tavolo, non si rendono conto del disagio. Cioè io (come altri) adesso devo stare ad aspettare che qualcuno dica qualcosa, perchè se vado dal cliente e sistemo l’interfaccia ABB (per fare un esempio) con le soglie 49-51, se poi il distributore si è svegliato male e mi chiede di cambiare i tempi delle soglie di tensione, io devo tornare dal cliente e dire che mi sono sbagliato (perchè se gli spiego la questione ovviamente non capisce e se ne frega) e che deve spendere 400 euro per un interfaccia nuova. E di sicuro non mi paga (e gli ho già fatto 3/4 del lavoro). La cosa è imbarazzante. 😉
Secondo me i distributori dovrebbero limitarsi a leggere, invece di interpretare.
A marzo 2013 c’erano ancora tecnici dell’Enel che avevano da ridire sui 600 secondi della media mobile perchè secondo loro, avevano letto che qualcuno aveva detto che un altro aveva scritto che al mercato mio padre comprò. Bastava leggere la variante 1 della CEI 0-21, e la storia finiva lì. Stessa cosa per l’allegato A del regolamento di esercizio, in Toscana devi scrivere nelle soglie di frequenza ristretta NP, in Veneto devi scrivere NO, nell Marche scrivi NI, in Emilia scrivi quello che ti pare. Per non parlare dei bolli, Toscana NO, emilia bassa fino a 20kW NO, Emilia oltre i 20kW si, Veneto non so, Umbria se ne hai voglia, etc etc etc.
E poi dopo che ci fanno tutte ste menate, accettano prove con cassetta relè palesemente false e taroccate, e ho visot di persona impianto allaccaiti nel 2011 SENZA interfaccia.
Non penso che siamo noi ad assere polemici……non trovi ? 😉
Una precisazione sui 400 m” o 200 m”, questo spazio temporale per il distacco dell’impianto di generazione è tale da mantenere in piedi l’impianto del distributore, sembra poco ma se analizzato dalla commissione le CEI 0-21 diventa sicuramente importante e vitale. Infatti in caso di guasto evolutivo nella rete entrano in ballo le frequenza e le tensioni, e i tempi sono determinanti, perché la selettività la si fa con i tempi d’intervento.
Se guardiamo qualsiasi regolamento di esercizio, sia MT che BT, vogliono sapere i tempi d’intervento non il valore! Se io programmo qualsiasi cassetta prova relè con steep che mi portano andare oltre (sia in negativo che positivo) dei valori impostati, troverò il tempo ottimale dello scatto dell’SPI, ma non vado verificare l’esatto valore; questo è ciò che fanno molti verificatori, la cosa corretta è di verificare entrambi! Tanto per capire!
E’ vero ciò che dicono i colleghi quì in precedenza, io ho consultato sia SET che ENEL, per loro vanno bene i valori delle SPI DK5940, senza tener conto di ciò che prescriveva la stessa, sicuramente ve lo posso garantire che non ne hanno mai presa una in mano e nemmeno ne hanno fatto delle prove, sarebbe più opportuno da parte loro a chiedere consiglio ai verificatori che hanno a disposizione e operano nelle loro aziende. Fatta così ribadisco pure io che la delibera 243 non serve a nulla, serve solo a garantire alle aziende distributrici di non avere distacchi della rete per mancanza del supporto dei distributori attivi. Spero di non aver creato confusione!
Ciao Sandro, non hai creato confusione, stai contribuendo alla discussione.
Per quanto riguarda le verifiche non posso che confermare quanto dici, la precisione della soglia è verificata con un errore dato dal gradino applicato, per le soglie di tensione ad esempio quando provo la 59.S2 i gradini possono essere massimo di 5V (CEI 0-21). Quindi la cassetta relè mi può trovare 459 o 464.
per trovare la soglia esatta si dovrebbero restringere i gradini e fare una analisi più dettagliata che non ha senso, l’errore è comunque molto al di sotto delle tolleranze delle norma stessa.
Sandro ciao, la 243 non l’hanno voluta i distributori, anzi.., la vuole Terna; essa va contro gli interessi di sicurezza, per danni/incidenti, dei distributori..
Comunque non tutte le interfacce sono tarate uguali perchè se guardate la CM-UFS.2 la minima e massima tensione interviene in <120ms e le frequenze in <100ms la Gavazzi invece le tensioni <200ms e le frequenze <100ms.
Questo perchè in tabella della DK5940 c'è un simboletto davanti un minore o uguale a … adesso invece c'è un imposizione di… Dopo tot. tempo prescritto deve aprire l'interfaccia e non a 70ms a 80ms quando apre apre. A me basterebbe e penso per tutti i presenti che qualcuno ci dicesse le dovete sostituire tutte oppure vanno bene i tempi della DK5940 mi metto l'animo in pace lo faccio presente al Cliente e poi basta. E' un mese e mezzo che cerco una risposta esauriente e definitiva ma vedo che non esiste in nessuna parte d'Italia e intanto gli impianti di ammucchiano in attesa che gli dia una risposta esauriente.
Nicola……non posso che unirmi al tuo disagio 🙁
La prova con cassetta relè diciamo che sgrava il Professionista di un pò di responsabilità. Il produttore secondo la 0-21 chiede che ogni 3 anni venga fatta e per la MT ogni 2 anni. Io ho trovato chi la fa anche per 200€ e non è un costo così esorbitante certo tutto contribuisce a fare somma ma sempre meno che sostituire un interfaccia con tutto quello che gli va dietro, UPS, rincalzo ecc.
Tra un po’ le verifiche le facciamo a 100 euro, in omaggio un frullatore, una batteria di pentole e una settimana per due persone ai caraibi. Poi tra un poletroveremo su Groupon a 50 euro 😉
P.S.non sto prendendo in giro te Nicola, è uno sfogo a “voce” alta 😉
A se guardi le trovi su Subito e su Kijiji… L’hai detto scherzando ma è la verità….
Ho letto Nicola, vedo che c’è serietà in giro.
Una delle aziende sta proponendo verifiche con cassetta relè per adeguamenti delibera 243. Io forse sono l’unico coglione con cassettà relè che sta raccontando che non è necessaria 🙁 Ma preferisco rimanere professionale ma povero, che un po meno povero e imbroglione 😉
Ah…….c’è anche chi le fa NON in campo ma su quadri precablati…….la sagra del fai da tè……e poi i distributori ci rompono le palle per 100ms mentre si fanno verifiche non conformi alle CEI 0-21, certificati falsi. La sagra del bianchetto 🙁
Oggi sono scoglionato………
Si si è inaudito che si arrivi a questo, ma come vi dicevo e mi dispiace per qualche bravo installatore, ma le prove dovrebbero farle professionisti e sopratutto persone che hanno cognizione di causa, ho visto ormai di tutto e di più, non mi meraviglio più di nulla, ma far verifiche non vuol dire che basta comperare uno strumento, spendere anche una cifra considerevole, e poi non saperlo usare, o farne un cattivo uso; e poi parliamo di responsabilità, che responsabilità ha una ditta che oggi c’è e domani non c’è più, mentre un professionista anche dopo aver lasciato la professione sarà perseguito. Non voglio mancare si rispetto a nessuno, ma Stefano ha ragione! non si può andar avanti così, però in questo modo stiamo rovinando tutto! Arriveremo, se non siamo già arrivati, che fra un po’ chiederemo di poter lavorare gratuitamente solo per il gusto di lavorare, per la gioia di chi si è arricchito fin ora.
Ti ringrazio Sandro per il supporto morale.
Ma va bene così, ci sono fornitori (non faccio nomi ma ne potrei fare a decine, perchè non sono arrivato ieri sulla piazza) che vendono le sole interfacce con tanto di prova.
Mi piacerebbe chiedere come hanno fatto a verificare il corretto intervento del DDI e magari di fornirmi il file della cassetta relè, che dovrebbe essere disponibile, o qualche foto.
Io ai miei clienti fornisco certificato, relazione tecnica di come era settata la SPI, foto dell’intervento, file cassetta relè, e di solito non mi limito a questo, sai quanti ponticelli ho fatto sull’ingresso per settare lo standard di rete transitorio ? Sai quante interfacce ho trovato con l’impostazione dei 5 minuti per la riattivazione dopo un guasto ? Sai quanti contattori in classe AC1 ho fatto cambiare ?
E ti assicuro che ho fatto verifiche per 300 euro anche a 200 chilometri da casa 😉
E la finisco qua altrimenti sembra una crociata per difendere il mio mestiere 😉
Buonasera a tutti.
Io avei un quesito da sottoporre agi esperti come Voi.
Nello stabilimento in cui lavoro c’è installato un impianto fotovoltaico in funzione dal 2009 da 19kW.
L’uscita dell’inverter è connessa su un interruttore di un power center.
Il power center è alimentato a sua volta da un trasformatore M.T./B.T. alimentato dalla cabina di ricezione a 15kV.
Da qui il mio primo quesito:
L’impianto fotovoltaico è connesso in B.T. o in M.T. dal momento che io quando lo stabilimento è fermo immetto corrente sulla linea M.T. del distributore? (a prescindere dal fatto che io mi collego in B.T. sul power center).
Se l’impianto è da considerare connesso in M.T. è necessaria l’installazione dei TV e relativo relè di protezione?
Entro quale data dovrei adeguarmi?
Se l’impianto è da considerare connesso in B.T. è sufficiente ritarare l’inverter, fare le relative prove ed inviare la documentazione entro il 30 giugno 2014?
Grazie per i chiarimenti.
La connessione è da considerarsi MT. Quindi soggetta a CEI 0-16.
Si può applicare la CEI 0-21 per impianti sino a 30kW connessi in MT, quindi evitando le protezioni tipiche degli impianti MT.
Ti devi adeguare entro giugno 2014. La protezione di interfacci dovrebbe già essere presente nell’impianto, e da quanto leggo nella delibera (in particolare pagina 9) secondo me è sufficiente regolare l’interfaccia come da indicazioni. Rimane inteso che se non c’è l’interfaccia, per qualsiasi motivo, occorre installarla. Copio i punti rilevanti della delibera relativamente a questo aspetto.
———
……..prevedere, per semplicità e in parziale coerenza con la Norma CEI 0-16 – Edizione III, che le condizioni per l’adeguamento degli impianti di potenza fino a 50 kW connessi in media tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012 siano le medesime di quelle per gli impianti connessi in bassa tensione; ciò poiché la potenza complessiva dei predetti impianti, non adeguati alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’Allegato A70, è trascurabile rispetto al totale della generazione distribuita;
——–
non prevedere alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70 degli impianti di cui ai precedenti alinea, poiché le tempistiche non sono stringenti e poiché gli interventi da effettuare sono contenuti e possono essere svolti tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore; tali interventi possono quindi essere effettuati ongiuntamente ad altri eventuali interventi di manutenzione programmati;
Fino a 30 kWp connesso in media tensione lo si doveva trattare come un impianto in BT.
Immagino che valga lo stesso discorso per l’adeguamento alla delibera 243/2013/R/eel
Quoto, Federico.
Nel caso specifico fino a 50kW 😉
Vi ringrazio per la risposta pronta.
La cabina di ricezione è stata adeguata alla CEI 0-16 a luglio 2013 indipendentemente dalla presenza dell’impianto fotovoltaico.
Però per quanto riguarda tale impianto oltre che all’inverter non c’è presente nessuna interfaccia!
Mi fai andare indietro nel tempo 😉
Nel 2009 mi pare fosse in vigore la DK5740 e già quella prevedeva un relè di protezione a massima e minima tensione e massima e minima frequenza.
Non so perchè nel tuo impianto non ci sia.
Maurizio, come dice Stefano ci deve essere un relè DK5740, in quel periodo se hai un inverter centralizzato in armadio può darsi che sia al suo interno (santerno faceva così per esempio)
Riguardo agli adeguamenti, ho studiato i regolamenti di esercizio e la delibera, ritengo che la prova con cassetta relè, anche se non richiesta sia invece necessaria.
Oggi approfondisco in un articolo 😉
Poi mi direte cosa ne pensate.
Infatti confermo che l’inverter è un santerno e la protezione è integrata nell’inverter stesso.
A questo punto:
-ritaratura
-prova con cassetta relè
ed invio documentazione entro giugno, giusto?
Grazie di nuovo!
Secondo me è come dici.
La prova con acssetta enel non la chiede,ma secondo me va fatta. Ne ho parlato qua, è solo la mia opinione.
————
https://newsenergia.com/delibera-243-prova-cassetta-rele-spi-0129.html
Ciao, scusate se riparto da capo con la discussione ma mi sono perso per strada…
Devo predisporre le offerte per l’adeguamento alla 243/13 ai nostri clienti, quindi valutare i costi e il materiale necessario e nel caso richiedere costi e tempistiche ai fornitori, e non vorrei sbagliarmi, quindi chiedo conferma di quanto ho capito.
Impianti superiori ai 20kW con trafo isolamento: per togliere il trafo, devo proporre un adeguamento CEI 0-21, quindi protezione di interfaccia esterna con le varie prove e aggiornamento inverter, oltre alle nostre pratiche Enel.
Impianti senza trafo di isolamento: adeguare la protezione esistente (non richieste le prove cassetta), aggiornare inverter e pratiche Enel.
Impianti supra i 6kW e fino ai 20: aggiornamento inverter e pratiche Enel.
E’ corretto?
Grazie per l’attenzione, e se a qualcuno scappa un “questo non ha capito niente”, beh, ha proprio ragione…
T.
Ciao Tycho, sul discorso CEI 0-21 e trafo scrivo qualcosa più tardi, ho una risposta ufficiale del GSE, con un punto poco chiaro come sempre, ma c’è anche una autorevole interpretazione di unanota rivista del settore 😉
Per il resto è come dici con una cosa su cui fare attenzione e una che ti consiglio.
Quella su cui fare attenzione e che può anche essere che sotto i 20kW ci sia interfaccia, caso raro ma possibile.
Seconda cosa, tenete presente che nel regolamento di esercizio la prova dell’interfaccia è prevista ogni volta che cambi le frequenze, ed inoltre nella dichiarazione che si firma, si dichiara che l’impianto rimane connesso nell’intervallo 49-51. E senza provarla è un po pericoloso (ne ho già provate alcune, e ti assicuro che parecchie non rimangono connesse nel range 49-51). Anche se ormai il bianchetto la fa da padrone nei test report e c’è chi ne fa uno e fa le fotocopie, quindi come sempre tutti firmano tutto 😉
Io faccio verifiche con cassetta relè, ma non sto dicendo questo per tirare acqua al mio mulino. Mi ritengouna persona seria, come chi mi legge qua dentro penso abbia avuto modo di verificare.
Per il resto io non farei precentivi senza vedere sul posto cosa fare, oppure chiederei tutti i dati possibili, ogni impianto fa storia a se. Su 3 impianti con 3 inverter, uno ha 3 inverter che si aggiornano da tastiera, uno ha tre inverter che si aggiornano con PC e software, e uno ha 3 inverter che si aggiornano con intervento della casa madre a 300 euro “a botta” 😉
Quella su cui fare attenzione e che può anche essere che sotto i 20kW ci sia interfaccia, caso raro ma possibile.
Si tratta per il 99% di nostri clienti, quidi abbiamo copia degli schemi elettrici e conosciamo gli impianti, prima di uscire con l’offerta si controlla. E’ che non avevo ancora un ordine mentale sul da farsi…
…nel regolamento di esercizio la prova dell’interfaccia è prevista ogni volta che cambi le frequenze…
Ok, quindi devo mettere in conto prova cassetta relè anche per gli impianti che hanno SPI.
Grazie mille.
A mio avviso la prova con cassetta va fatta, anche a tutela vostra che dichiarate. Come diceva Vic spesso sono impianti che percepiscono migliaia di euro di incentivi, possonoanche spendere 2-300 euro per provare le protezioni e mantenerli efficienti, è una cosa positiva anche per loro 😉
…Ho capito che non sono buono a quotare…
Altra domanda da straprofano: in caso proponessi un aggiornamento alla CEI 0-21 (mi sembrava di capire che è nell’aria):
– protezione di interfaccia
– coppia di relè (che danno lo stacco)
– UPS per il DPI (per restare su almeno 5 sec.)
– centralino (per inserire il tutto)
– BOBINA DI MINIMA: cosa è?
T.
Scusa se mi permetto di riepilogare, se metti una nuova interfaccia CEI 0-21:
– interfaccia CEI 0-21
– UPS
– DDI (che ci dovrebbe già essere)
– rincalzo su un secondo interruttore
– centralino come hai scritto
Per il resto il DDI deve essere un dispositivo a mancanza di tensione (interruttore con bobina di minima tensione) o contattore.
Il rincalzo va fatto su un secondo interruttore, come vuoi basta che non sia a riarmo automatico.
In ogni caso il mio consiglio è quello di studiare la CEI 0-21 o affidarsi a chi le conosce. Il cliente paga per un servizio che deve fare chi ha le competenze per farlo nel migliore dei modi. Non mi sto riferendo a te in particolare, è un discorso che ho fatto migliaia di volte, non si può affrontare un adeguamento ad una norma CEI acquisendo notizie sul web, occorre conoscere le norme, o aggiungere nel preventivo le competenze tecniche del caso 😉
Hai più che ragione, il fatto è che il tecnico cui ci affidiamo per questi interventi continua a dirmi che ci penserà, mentre io sarei dovuto uscire con le offerte ieri, quindi cerco di dargli una mossa…
Però è anche vero che non mi sono ancora messo a studiare la CEI 0-21 approfonditamente, mea culpa.
T.
Chissà cosa avrà da pensare 😉
Cambia tecnico 😉
P.S.: non è un reato non conoscere norme tecniche particolari se ti affidi ad un professionista come stai facendo 😉
In ogni caso vanno letteperchè oltre al fotovoltaico parlano anche di connesioni passive, delle quali ti puoi occupare anche senza l’ausilio di un tecnico (ad esempio un appartamento o una villetta).
Una volta adeguato l’impianto e Enel ha accettato il Nuovo Regolamento di Esercizio poi Enel stessa da una comunicazione al Produttore che tutta la pratica è andata a buon fine per ovviare a problematiche del tipo mancato ricevimento? Mi sembrava di avere letto qualcosa in merito ma non mi ricordo dove…
Ciao, Enel dovrebbe (come sta facendo con le pratiche di connessione) inviare copia del regolamento firmata in segno di totale accettazione 😉
Ciao Stefano,
per la prova con cassetta potrebbe essere fattibile per impianti con SPI esterna, con SPI interna non è cosi semplice dato che bisogna agire sulla scheda madre dell’inverter (qualche tecnico l’ha dichiarato su certificati). mah…
Io non credo che farò prove sugli inverter, anche per ovvi motivi di garanzia e di rischio di rompere il prodotto e lasciare a piedi un impianto. A dire il vero non so nemmeno cosa capita se provo un inverter con cassetta relè. Visto che la stessa non è idonea a ricevere corrente, forse non si può nemmeno fare, boh………non ci ho mai pensato.
In ogni caso la DK5940 prevedeva già che gli inverter dovessero avere autotest.
Non si può fare!! test con C.prova su inverter, lo strumento dovrebbe assorbire potenza affinché l’inverter si connetta e non é assolutamente in grado di farlo.
Non complichiamoci la vita e si vada di autotest con i pro e contro che ne conseguono!!!
Ciao Federico, ti ringrazio del contributo.
Non si tratta di complicarsi la vita te lo assicuro, io mi pongo delle domande per cercare di fare le cose nel miglior modo possibile. Ti posso anche dire che ho visto personalmente tenere “in piedi” inverter con un Amra FTV021, poi che si possa fare autotest non ne ho idea 😉
Ciao a tutti, penso che siamo arrivati al capo linea, cioè non abbiamo concluso nulla grazie ai distributori che non danno risposte e al legislatore/i che ha saputo scrivere la delibera! Sostanzialmente da fonti certe e specialmente l’ENEL in questo momento sta dicendo che non serve fare nulla, tralasciando quanto detto nella 243 con riferimento al punto 5 A70, dico ma chiedo anche a voi perché fare riferimento alle tensioni per cui l’impianto deve star connesso alla rete se poi si dice non ha importanza, che senso ha fare una delibera se poi non si deve far nulla, cosa serve fare tutto sto casino se poi nessuno sa nulla cosa si deve fare, per poi dare spazio agli installatori che chiedono per l’adeguamento 300 euro per non fare nulla, facendo poi il regolamento di esercizio a nome del cliente. Quindi il cliente paga 300 euro ed è pure responsabile di quello che ha fatto un installatore, che oggi c’è come ditta e domani non c’è più. Penso si debbano dare risposte non porre quesiti! I primi a dire che non serve nulla son certi produttori di apparecchiature per impianti fotovoltaici, sicuramente perché quanto messo in commercio prima della CEI 0-21 ora non è convertibile, perché certi installatori cambiano apparecchiature guaste senza dare comunicazione di quanto installato, certo che ormai si deve correre verso la CEI 0-21 o 0-16, perché le garanzie di molti inverter ormai son scadute e quando si guastano, la sostituzione è obbligata con quelle normate.
Io proporrò a tutti i clienti che mi interpelleranno di installare almeno una SPI CEI 0-21, almeno la spesa la farà una volta per tutte.
Poi chiedo, perché verifica periodica delle SPI CEI 0-21 ogni 3 anni, CEI 0-16 ogni 2 anni, mentre tutto quello che è antecedente non serve controllare.
Perfetto ho capito va tutto bene!
Ciao Sandro, vorrei controbattere alcuni punti, non so chi ha detto che non serve fare niente, la delibera è scritta e parla chiaro, le interfacce e gli inverter ante aprile 2012 devono avere frequenza 49-51, cosa che non hanno.
Il problema che gli installatori chiedono 300 euro per non fare niente è un problema di come si lavora in italia, e di come gli installatori abbiano lavorato sino ad ora, non tutti, ma una buona parte. Non è colpa della delibera. Nei preventivi che ho fatto ai miei clienti ci sono la sistemazione delle soglie di frequenza negli inverter, nell’interfaccia, la verifica con cassetta, e la gestione della documentazione su portale.
Riguardo la prova dell’interfaccia, l’ho già scritto decine di volte ma sembra che nessuno ci faccia caso, era prevista dalla DK5940, ed è prevista nei regolamenti di esercizio, anche di impianti del 2010 o antecedenti. Il fatto è che nessuno le ha mai fatte, perchè prima del 2012 non bisognava mandare nulla e quindi andava bene tutto. La verifica periodica dell’interfaccia è sempre stata prevista.
Grazie Stefano se sempre gentile per le risposte, senza che diventi matto, se mi indichi gentilmente a che pagina è scritto delle DK5940 che si devono fare le prove e con periodicità. Grazie
Allegato A traccia di regolamento di esercizio, pagina 21 delle DK5940 edizione 2.1 del 2006, ribadite dalla DK5940 edizione 2.2 del 2007 e cosi via.
Faccio notare che nella dichiarazione relativa alle tarature dell’interfaccia dei regolamenti di esercizio, era indicato gia da anni, ben prima del 2012 di dichiarare se verificato con autotest o con cassetta relè in caso di interfacce esterne.
Poi nessuno se lo ricorda e nessuno l’ha fatto, ma la cosa è vecchia, quindi brontolare o scandalizzarsi adesso per una cosa vecchia di anni, non ha senso, diciamo che dobbiamo fare quello che era obbligatorio anche prima ma che non abbiamo mai fatto perché nessuno controllava.
Ho scritto un articolo un paio di giorni fa, su verifica si o verifica no, l’immagine che ho pubblicato è lo stralcio di un regolamento del 2010.
Ciao Stefano, porta pazienza ma mi serve un aiuto.
Il mio famoso tecnico (che non lavora male, solo se la tira un po’…) mi sta offrendo SPI con certificati di prove da laboratorio. Stavo per ribattere che le prove vanno fatte sul campo, ma per precauzione sto cercando questo dato sulla CEI 0-21. Finora ho trovato (pg. 78, punto A.4) che le prove, funzionali e non, vanno fatte in laboratorio. Dove è scritto che devono essere fatte su campo? Grazie
Ti rispondo, anche se non sono Stefano.
CEi 0-21 vedi 8.7 e 8.8.
se ho sbagliato correggetemi
saluti
Ciao, grazie per la risposta.
Però in quei punti dice che POSSONO essere di due tipi, non che DEVONO essere sul campo. Gli allegati A e B inoltre dicono COME devono essere fatte le prove in laboratorio e sul campo.
Ma non che le prove sulle protezioni di interfaccia DEVONO essere del tipo sul campo. O leggo male io? Capisco che le prove sul campo possano essere più veritiere perché coinvolgono l’impianto realizzato, ma se la normativa non mi vieta di utilizzare le prove da banco, capite anche voi che mi semplifico la vita…
E’ stato specificato nella variante V1 della CEI 0-21:
—————-
8.8
Sostituire l’attuale definizione di prove di verifica in campo con la seguente:
Prove di verifica in campo: vengono comprese in tale categoria sia le prove di prima installazione che quelle di verifiche successive, come definito nel regolamento di esercizio.
Per “campo” si intende l’impianto nel quale i dispositivi sono definitivamente installati ai fini dell’esercizio.
Ciao Stefano, mi chiedo perché ASTEA SPA, azienda elettrica marchigiana chiede tutte le prove e impostazioni, vedi regolamento di esercizio, mentre l’ENEL specialmente nel Triveneto che io ho fatto parte per 30anni, dice non serve nulla! Cosa inamissimibile veramente, ora vedrò di chiamare qualche capo zona per saperne di più, in questo momento si sta dando lavoro solo a persone che stanno speculando non sistemando!
Ah Sandro……..cosa vuoi che ti dica.
Posso solo quotarti 😉
Sono convinto che molti impianti rimarranno esattamente come prima, e i produttori avranno solo speso qualche soldo in più. Spero che si informino prima 😉
P.S.: per curiosità sono andato in giro per la rete, sono diventati tutti esperti, fioccano le offerte di adeguamento. Ogni piccola legge o delibera serve per far fare cassa a tutti.
Ciao, rispondo qua perché sul post precedente non trovo il link “reply”.
Sempre a riguardo delle prove sul SPI: ho visto la modifica della definizione di prove di campo sulla V1, ma nel punto A.4 si dice:
“Verifiche e prove sul SPI
… ad esclusione delle sole prove funzionali, l’esecuzione delle restanti prove deve avvenire esclusivamente presso un laboratorio accreditato…
le prove funzionali possono in alternativa avvenire: presso il laboratorio di cui sopra, oppure presso i laboratori del costruttore, o laboratori esterni onon accreditati…”
Quindi non trovo nessun obbligo ad eseguire le prove sul campo.
Puoi aiutarmi? Devo dare indicazione se accettare o meno l’offerta del tecnico, che include SPI con tanto di prove effettuate in laboratorio.
Grazie.
T.
Scusa Thyco, ma la cosa mi sembra abbastanza chiara, non capisco perchè ti ostini a dire che le prove in campo non sono previste:
————
A.1 Tipologie di prova
Le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
– prove di tipo
– prove di verifica in campo: sono da ricomprendersi in tale categoria sia le prove di prima installazione che quelle di verifiche successive; tali prove (con relativa periodicità) devono essere espressamente richieste nell’eventuale regolamento di esercizio del Distributore.
——————-
Mi pare sia evidente.
Nel punto A4 che hai citato, si dice che tutte le prove (ad eccezzione di quelle funzionali) vanno fatte in laboratorio.
Semplice, dove dice
“A.1 Tipologie di prova
Le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
– prove di tipo
– prove di verifica in campo…”
interpretavo quel trattino come alternativa, o le prime o le seconde, e non come sia le prime che le seconde.
Grazie mille
T.
Non è una alternativa.
Sulle interfacce vanno fatte le prove di tipo (compatibilità elettromagnetica, prove di tenuta agli impulsi, etc) ovvero le prove tipologiche che definiscono conforme il prototipo.
E le prove funzionali in campo.
Conferma dal CEI:
Gentile utente,
in relazione al suo quesito n.ro 15719 del 11/02/2014 :
Avrei bisogno si un’indicazione riguardante le verifiche da eseguire sui dispositivi di protezione interfaccia per gli impianti fotovoltaici. In particolare, nella norma 0-21, allegato A.1, indica:
“le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
– prove di tipo
– prove di verifica in campo…”
Avrei bisogno di sapere se le due tipologie sono alternative o da farsi entrambe.
Questo dubbio nasce dal fatto che più venditori di SPI mi hanno offerto i dispositivi con la certificazione delle prove già avvenute in laboratorio, affermando che non mi serve la prova cassetta relè.
Il servizio tecnico ha elaborato la seguente risposta:
Le prove sul SPI prescritte dalla Norma CEI 0-21 indicate nel quesito sono:
– prove di tipo che effettua il costruttore dell’SPI e che deve certificare;
– prove di verifica in campo che deve far eseguire il titolare dell’impianto, con l’uso della cassetta prova relè.
Le due prove non possono essere alternative.
La questione è definitivamente risolta.
Ebbravo Stefano.
T.
Ne ero certo, ma meglio una conferma in più.
Grazie Tycho 😉
Trovato nelle domande e risposte sul portale AEEG, a questo punto mi chiedo cosa dobbiamo fare, considerando che Enel di fatto ci costringe a cambiare interfacce e inverter con la sua trovata dei 400ms sulla minima tensione. Io vado avanti senza toccare tensioni su inverter e interfacce, poi mi dovranno eventualmente spiegare.
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Domande e risposte da portale AEEG
Da quanto sopra detto, emerge che gli interventi di adeguamento richiesti sono sostanzialmente finalizzati a fare in modo che i predetti impianti rimangano connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz. Infatti, il comma 5bis.3 della deliberazione 84/2012/R/eel prevede che a seguito dell’adeguamento occorra esclusivamente attestare che l’impianto è in grado di rimanere connesso alla rete all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz (specificando l’intervallo di frequenza qualora ulteriormente esteso o, nel caso di impianti di produzione tradizionali, specificando i nuovi ampliati limiti di frequenza entro cui la macchina è in grado di rimanere in servizio a seguito dell’adeguamento, qualora diversi, ed evidenziando il periodo di tempo massimo oltre il quale tali limiti ampliati non possono essere mantenuti). Ai fini delle attestazioni di cui al comma 5bis.3 della deliberazione 84/2012/R/eel, non è richiesta l’effettuazione di prove in campo.
Infine, poiché ai sensi delle previgenti disposizioni tecniche (poste in essere dalle imprese distributrici su base volontaria), nonché delle previgenti edizioni della Norma CEI 0-21, era necessaria una regolazione del sistema di protezione d’interfaccia non interferente con i valori indicati nel paragrafo 5 dell’Allegato A70, non si ritiene normalmente necessario alcun adeguamento all’intervallo di tensione indicato nel medesimo paragrafo 5
Ci ho messo un pochetto a trovare il riferimento di quanto riportato sopra da Stefano,
Per agevolare la ricerca
il link è il seguente
http://www.autorita.energia.it/it/schede/O/faq-084-12.htm
la faq è l’ultima della pagina
Grazie
Ciao Stefano,
Una domanda, tu hai fatto il corso PES-PAV? Perché sull allegato C del reg. fa riferimento alla normativa lavori sotto tensione.
Ciao Simone, fa riferimento ai lavori sotto tensione per quanto riguarda il Responsabile Impianto, io di solito sono il Referente Tecnico.
Per il resto non credo che la prova con cassetta relè sia un lavoro sotto tensione. Io tolgo tensione al quadro durante il collegamento dello strumento, e rialimento gli ausiliari a quadro chiuso.
Grazie Stefano,
ora mi sono trovato un impianto da adeguare nel quale un inverter è guasto.
Questo inverter lo devo sostituire con un cei 0-21 o non serve?
L’Enel dice che non serve ma non riesco a trovare nessun riferimento normativo che sappia darmi delle delucidazioni.
Grazie
L’inverter deve essere CEI 0-21.
Delibera 344
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https://newsenergia.com/sostituzione-inverter-regolamento-esercizio-sospensione-incentivi-1122.html
Se trovi lo stesso modello o di pari caratteristiche o lo ripari esegui una manutenzione ordinaria, lasci il mondo come stà.
Se sostituisci l’inverter con un’altro modello è difficile che ad oggi puoi acquistare uno non adeguato CEI 0-21.
Ciao Federico, in caso di manutenzione o riparazione OK, se lo cambi deve essere conforme alla norma vigente alla data della sostituzione, anche se ne trovi uno uguale. Mi pare sia scritto così.
E sicuramente possibile, è una manutenzione ordinaria…..
Mi chiedo però, dove trovi un prodotto ad oggi non conforme alla normativa attuale ?
Quindi è evidente che a meno che non si trovi un fondo di magazzino lo si avrà aggiornato alla norma di oggi… o almeno lo si spera….
Anche a me era sembrato che la sostituzione con prodotto identico era possibile!
Io non ricordo questa possibilità, ma posso anche sbagliare.
A mio avviso è sicuramente possibile, è una manutenzione ordinaria…..
Mi chiedo però, dove trovi un prodotto ad oggi non conforme alla normativa attuale ?
Quindi è evidente che a meno che non si trovi un fondo di magazzino lo si avrà aggiornato alla norma di oggi… o almeno lo si spera….
Ciao Federico. Rimango della mia opinione. Non c’entra nulla il fatto che sia manutenzione ordinaria o meno.
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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……
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Art. 4 = applicazione allegato A70
L’unica scappatoia è che non sia tecnicamente possibile (con motivazioni da evidenziare all’atto della sostituzione) usare un inverter conforme alla normativa vigente, allora vale quanto indicato sotto da Vic
E mi chiedo ancora, ma dove lo prendi un inverter non aggiornato alla CEI 0-21 ?
Che poi la norma ti dica che si può fare è un discorso, ma la realtà è un altra.
Io non prenderei mai un prodotto fuori produzione o con un firmware vecchio.
Si voglia impostare le soglie a 49 e 51Hz va bene, ma mi pare un enorme forzatura interpretativa della norma!
Siamo tecnici, i problemi si devono risolvere…..
Prendo ad esempio in forza alla mia tesa la solita e tanto menzionata D. 243/2013 dove parla di impianti sotto a 6 kW e riporto quanto descritto “tali impianti saranno comunque oggetto di automatico adeguamento, nel medio termine, alla norma CEI 0-21 per effetto delle progressive sostituzioni degli inverter e dei sistemi di protezione di interfaccia”
E leggendo la prima volta mi sono detto, beh, la scoperta dell’acqua calda…..
cmq diciamo la stessa cosa vista in due ottiche diverse!
Se non erro la delib 562/.. prevede che in caso di dimostrata impossibilita ad installare un nuovo inverter (causa impianto che non tollererebbe un apparato diverso), si puo installare uno vecchio ma regolato con soglie f a 49-51 Hz. Ciao
Confermo
Per esempio mi trovo di fronte un impianto da 19 kWp allacciato nel 2007 con 9 inverter simens sitop solar 2000. Questi inverter funzionano ma non sono adeguabili alla delibera 243. La siemens non da più assistenza. Pensavo di mettere 9 inverter aros sirio nuovi, avanzi di magazzino ma aggiornabili solo alla 243 non alla CEI 0-21.
Da quello che sembra non posso metterli e quindi dovrò dire al cliente di comprarne 9 con caratteristiche similari ma conformi CEI 0-21…BELLA BOTTA!
Ciao Simone. Giusto per provare a fare qualcosa, mi sono letto le DK5940 del 2007, ed era già previsto che le frequenze dovevano essere impostabili anche a 49-51. Se l’inverter è stato dichiarato conforme alle DK5940 da Siemens, ora non ti possono dire che non si può fare, io ci andrei in fondo a questa storia.
Quoto Stefano
Mi chiedevo in questo caso, essendomi capitata una richiesta simile, se disabilito le soglie dell’inverter (quando e se fattibile) ed installo una protezione di interfaccia adeguata ?
Secondo me se disabiliti la protezione interna e installi una SPI esterna nuova, credo che nessuno possa dirti nulla, credo che tu abbia rispettato più che abbondantemente l’Allegato A70 😉 Se qualcuno ha da obiettare qualcosa, ti dovrà scrivere cosa c’è che non va nella tua soluzione 😉 E credo che farà fatica a trovare dei buchi 😉
beh, potrebbe essere una soluzione anche per Simone fondamentalmente !!!!
Potrebbe esserlo
Sono d’accordo che nel caso sugli adeguamenti relativi alla delibera 243 si debbano sostituire gli inverter non adeguabili a tale provvedimento con quelli conformi alle CEI 0-21 d’altronde la fine sarà quella anche per i rimanenti che per ora rimarranno in servizio, la loro garanzia ormai e sta per finire se non è già finita e non vale la pena di pagare una assicurazione che alla fine dei giochi costa di più di comperarli nuovi. La stessa cosa vale anche per i dispositivi interfaccia, se non son modificabili i tempi di intervento li faccio sostituire con SPI nuove (CEI 0-21), non come quanto detto dai signori della ABB che basta girare le rotelline della frequenza, ma non sanno quanta confusione e incertezze hanno creato, basta portare le frequenze con un giro di cacciavite su 49 e 51 Hz et voilà il gioco e fatto, ma il regolamento di esercizio spetta a noi farlo e prendersi la responsabilità!
1) Una domanda a Stefano e a chi vuole rispondermi: se metto interfaccia CEI 0-21 (per l’adeguamento della 243), secondo voi devo mettere anche l’UPS o basta solo SPI, sempre nel caso sostituzione!
2) Nel caso adeguamento a impianto DK5940 a CEI 0-21, l’UPS sicuramente si deve mettere per garantire i 5s, deve essere online o va bene anche uno interattivo con commutazione 7ms, ho provato uno e il dispositivo non si sgancia, però il (DDI) teleruttore mi fa un rimbalzo durante la commutazione, così verrebbe a meno l’alimentazione dell’impianto fotovoltaico. Pertanto potrebbe succedere che il/gli inverter si scolleghino e devono ripartire per mettersi al passo.
Questa situazione si crea solo nel caso siamo in presenza di un teleruttore non nel caso di interuttore motorizzato, quest’ultimo si apre solo nel caso la SPI apra!
Grazie
Una domanda: se l’impianto è stato allacciato dopo il 31/3/2012 il produttore deve fare una comunicazione al GSE o non deve fare nulla?
Credo non si debba fare nulla, anche se nella nota che il GSE manda ai produttori, c’è scritto che se l’impianto non ricade tra quelli da adeguare, occorre comunicarlo al GSE, ma credo che intendessero dire che se a qualcuno arriva la comunicazione del GSE ma l’impianto non è superiore a 6kW meglio informarli. Almeno io ho capito così.
Volevo chiedere chiarimento in merito alla FAQ dell’AEEG e alla soglia di tensione:
– dalla FAQ AEEG dice che non sono necessarie le prove in campo a seguito della variazione dei parametri di frequenza, o interpreto male io?
– rileggendo il regolamento dei vecchi DK5940 si parlava ogni 3 anni e in caso di adeguamenti normativi di effettuare prove di intervento delle protezioni di interfacci/inverter, quindi nel caso di interfaccia esterna prove cassette relè? all’epoca non venivano fatte
– per le soglie di tensione e relativi tempi di intervento Enel e Gavazzi mi dicono essere una form errato del portale e che le soglie sono corrette le vecchie (come risulta dalla FAQ AEEG) e che a breve sarà corretto il form e di compilare per ora con i dati vecchi, a voi risulta?
(Scusate ma mi era partito il click)
Grazie delle risposte anticipatamente
AEEG ha detto nelle FAQ che la prova non serve, altri (CEI, regolamento di esercizio, DK5940) che serve. Ognuno farà quello che ritiene giusto fare.
All’epoca forse non venivano fatte, ma se guardi un vecchio regolamento di esercizio, nella pagina con la tabella di taratura della SPI c’era da barrare una delle due opzioni, ovvero autotest o prova con cassetta relè.
Per le tensioni Enel sta chiedendo uno strano 0,4 secondi sulla minima tensione, contrariamente alle disposizioni della delibera che non prevedono adeguamenti dei tempi delle soglie di tensione. Se fosse come vuole Enel dovremmo cambiare tutti gli inverter e le interfacce.
Ho inoltrato al proposito un quesito all’AEEG, appena mi rispondono vi dico qualcosa.
Su TuttoNormel di Febbraio c’è un piccolo articolo a Pag.7 mi pare ma penso non conti molto per Enel. Io ho inviato una pratica ma stanno discutendo per quel 0,4s sulla minima mi faranno sapere appena hanno notizie mi hanno detto.
Poveretti anche loro, ma cosa ci devono far sapere ? Io le tensioni non le tocco, lascio i 200ms sulla 27.S1 (anche perchè non si possono modificare) e se qualcuno mi boccia la pratica me lo deve scrivere, che poi giro tutto all’Autorità.
Salve , da altro forum , sembra che ancheAcea a RM chieda la variazione delle soglie di tensione , ma loro le leggono le delibere o le note AEEG ?!
ciao
Ciao Gino, beh……….Acea è famosa per il livello di frantumazione degli zebedei che genera nei tecnici della zona 😉
Ciao,
news, l’Enel nei regolamenti 243 ora richiede 0.2 s, non più 0.4.
Si sono accorti forse della cavolata.
Saluti
Ciao Simone 😉
Grazie per l’info. Tanto rumore per nulla 😉
Io a portale vedo ancora riportato 0,4s…
Ciao Nicola,
hanno cambiato ti confermo.
Ti allego screenshot appena fatto dal portale.
————
Pagina da portale Enel
Per quanto riguarda i 0,2 o 0,4 secondi per la soglia 27, nei regolamenti 243 di enel, dipende da quando e’ stata fatta la registrazione; chi si e’ registrato sul portale molto tempo fa (all’incirca prima di meta’ febbraio) trova ancora 0,4 perche’ sul portale e’ presente un vecchio set di dati.
Ciao
Come mai io vedo ancora 0,4 con una praticai in bozza? Una domanda e per le interfacce come quella ABB tarata di fabbrica a 0,1 tocca di sostituirla allora…
Le ABB, come tutte le altre interfacce DK dovrebbero essere già a posto (100ms per la massima tensione e 200ms pe rl aminima tensione)
Massima e minima tarate < uguale 120ms da datasheet
Io non ho trovato alcun datasheet che parla di 120ms.
Io l’ho avuta dall’ABB se vuoi te la giro…
Giramela.
Grazie 😉
stefano[punto]caproni@libero[punto]it
😉
Ciao Nicola, in effetti la DK5940 diceva <=100ms per la massima tensione e <=200ms per la minima.
Ragazzi scusate, non ho letto tutto e non so se il tema è stato trattato. Devo adeguare un inverter siliken da 100kW alla 243 ma mi sa che la siliken è fallita, avete idea di come si proceda o qualche contatto da chiamare?
Grazie scusate
Ciao Lorenzo, io non riesco ad aiutarti, mai usati.
Ciao Stefano.
sto adeguando un impianto secondo delibera 243/2013/R/EEL. Dopo che invio il nuovo regolamento d’esercizioad ENEL.
A chi altro devo comunicare l’avvenuto adeguamento?
Grazie
Ciao Ignazio,
io ne ho fatti una ventina e non bisogna comunicarlo a nessuno a parte l’Ente distributore. Una volta che l’ente approva il regolamento automaticamente il GSE ne viene a conoscenza.
Quando si clicca sul TAB regolamento 243 il pod si collega tramite il codice fiscale/p.iva all’archivio GSE e vede se c’è corrispondenza.
Saluti
Molto bene. Grazie
Buongiorno ho seguito un pò tutte le vs domande e opinioni ma vi volevo fare 2 domande: quanto si può chiedere per un adeguamento? Direi che il costo vari solo in base al n°di inverter da adeguare perchè per il resto ovvero l’adeguamento della SPI e tutta la parte burocratica a portale sia identica per tutti gli impianti.. ho detto bene?
La parte burocratica è uguale per tutti.
Il resto dipende dagli inverter, e dalle modalità di aggiornamento.
Tieni presente che alcune case (fenomeni) ti impongo che siano loro ad effettiare l’aggiornamento, spesso con costi molto elevati.
Io onestamente non ti so dare una cifra, dipende da chi sei (libero professionista, installatore) dalla distanza, dal tipo di clienti (ai miei clienti faccio pagare meno), e da tante altre cose quali i costi della tua impresa, dalla zona (i prezzi sono diversi da nord a sud). Non saprei rischierei di darti delle cifre sbagliate, inoltre non mi piace molto parlare di cifre qua, per tanti motivi 😉
Hey raga SIEMENS ha chiesto un abuso per l’adeguamento di 5 inverter siemens SINVERT 20kW. DIEHL AKO per gli stessi inverter (Refusol siemens e diehl ako per i trifase sono uguali) da il programma e l’aggiornamento si fa gratis. Qualcuno di voi ha il programma per entrare negli inverter siemens Sinvert?
Io no 🙁
Ok grazie Stefano, sono installatore e devo farlo per i miei clienti nell’arco di max 100 km. Ho sentito le case e ognuna ha la sua linea per gli aggiornamenti sia per gli inverter che per le SPI, comunque gran parte ci hanno dato i firmware per fare l’agg. dal pc. Enel mi diceva che è possibile inviare una PEC al posto della a.r. una volta che si registra il cliente a portale.. è vero o è meglio spedire una a.r.? Cmq a portale ci si impiega 1 oretta a fare tutto giusto? Per cui mi resta da calcolare l’uscita di 1 persona in cantiere a fare l’adeguamento.. altra domanda credo che non tutti gli impianti siano ancora adeguabili o meglio una volta iscritti al portale non vengono riconosciuti con il codice POD perchè mi dicono che ‘non rientra tra gli impianti da adeguare’ pur essendo un impianto da 18 kWp allacciato nel 2011.. che sia solo un problema del portale o che il Gse non abbia ancora comunicato quell’impianto?
Ciao Michele, io ho sempre inviato la raccomandata, anche perchè in caso di PEC non saprei poi cosa caricare sul portale quando mi chiedono il modulo di adesione al portale.
Tutti gli impianti sopra i 6kW (ante aprile 2012) sono da adeguare, quindi secondo me è un problema del portale secondo me.
Sulle tue valutazioni non concordo. Ti dico la mia.
Prima di tutto le pratiche non si possono gestire con il mandato, quindi devi aprire una posizione per ogni cliente, e chiedere dei documenti a certa gente è come chiedere ad un aborigeno se ha un numero di telefono (serve anche il certificato Censimp di Terna, molti non lo hanno ricevuto da chi gli ha seguito le pratiche). Quindi a mio avvisno tra una cosa e l’altra perdi ben più di un’ora.
Quando modifichi gli inverter ci possono sempre essere inconvenienti. Oltre a questo le certificazioni le firmi tu, quindi si tratta anche di una prestaizone professionale, non facciamoci pagare solo il tempo che perdiamo, è un discorso più ampio. Sistemi degli inverter e delle interfacce e certifichi che e tutto a posto. Fatti pagare per questo, ma tieni anche presente che in giro ci sono sempre i soliti fenomeni che viaggiano a cifre sparate a caso, tipo sul web “Adeguamenti Delibera 243 a 200 euro, chiamaci”. Avrei voglia di chiamarli e dirgli che ho un impianto con 10 inverter Ingeteam, così……..giusto per vedere se rimangono a 200 euro 😉
Concordo con te Stefano su tutto
Buonasera ragazzi,io sto cominciando ad adeguare questi benedetti impianti ma a sto punto non mi è piu chiara una cosa, dobbiamo modificare solo le frequenze o anche le tensioni? è giusto compilare nel regolamento sulla soglia impostata della massima tensione 276v? ho fatto 230×1,2 ma gli inverter tipo sma o schuco arrivano al massimo a 264??enel mi ha detto che se non scrivo 276 mi boccia la pratica. mentre nelle intrfacce si riescono a fare tutte le modifiche. ho notato anche che il tempo della minima tensione lo hanno messo a 0,2.
grazie a tutti e buon lavoro
Ciao , grande questa cosa per chi ha problemi di stacco per tensione alta 😀 , quello che non capisco a questo punto pero’ e’ cosa succede quando sostituisco il firmware con l’ultimo , tipo il Danfoss ? perche’ gli ultimi firmware sono adeguati alla CEI 0-21 (mi sembrava) che le soglie fossero molto piu’ restrittive tipo 253V la massima , oltre a mettere la famosa rampa in avvio di 10′ , l’ho vista lavorare e’ un bello schifo per me produttore , vedere che se ha un problema di rete andare a 0 e metterci circa 10′ a risalire alla potenza producibile in quel momento…. a quel punto va messo l’ultimo firmware e modificato i valori non prescritti ?!
Gino, i 10′ riguardano il tempo che lo Spi attende: se la media della V rimane per tale tempo sopra i 253 V apre l’inverter.
Altra cosa e’ l’avvio o la riconnessione in caso di apertura, cioe’ l’inverter gradualizza la potenza per 5 minuti prima di produrre al 100% per evitare “botte” alla rete, …ai propri elettrodomestici e a quelli degli altri utenti.
Va be’ 10′ o 5′ sono la stessa cosa , perche’ appena riarriva a produrre ‘bene’ dopo 10′ si ristacca quindi e’ un grafico a dente di sega , produci 10′ e 5 no , si perde solo il 33% della produzione 😀 non credo proprio che sia stato fatto per gli elettrodomestici , ma solo per levarsi i problemi di ‘ulo (come si dice da queste parti) all’enel, che cosi’ non da’ tensione superiore a 230V + 10% come scritto sui contratti in prelievo ….. comunque volevo far notare che sono in contrasto le due cose o adesso si va di allegato Terna e quindi 0,8<Vn<1,2V o la media rimane lo stesso a 253V ? ma i produttori di inverter che soglie hanno dentro , il mio aveva 264V .
ciao a tutti, qualcuno sa rispondere alla domanda che avevo fatto a riguardo della compilazione del regolamento?
Ciao Michael,
scusami ma quando scrivi…
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è giusto compilare nel regolamento sulla soglia impostata della massima tensione 276v? ho fatto 230×1,2 ma gli inverter tipo sma o schuco arrivano al massimo a 264??
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mi lasci un po perplesso. Non è che dobbiamo compilare il regolamento mettendo dei numeri a caso, dobbiamo avere le tensioni almeno 0.85Vn e 1.10 Vn, e controllare come sono regolati gli inverter.
Per il resto vorrei capire perchè Enel dovrebbe bocciarti la pratica se hai una tensione di 1,2Vn come prevedeva la DK che l’hanno scritta loro.
In ogni caso Michael, devi scrivere nel regolamento i dati del tuo inverte. Lo scopo della delibera non dire ad Enel che è tutto a posto scrivendo i numeri che vogliono loro, e guardare come sono impostate le apparecchiature, e se sono conformi all’allegato A70 (con la famosa deroga per le frequenze) inviare i dati ad Enel, che non può rompreti le scatole 😉
scrivo per la prima volta, ma proprio oggi ho parlato con tecnico responsabile dell’enel e con tecnico degli inverter Power One e la modifica è solo delle frequenze e sul regolamento da compilare sul sito enel nelle maschere delle tensioni mi è stato suggerito di scrivere “000” sia nelle impostate che nel tempo rilevato. Per ultimo mi è stato anche detto che non ci vogliono né le foto degli inverter modificati né la prova cassetta relè.
Speriamo che vada bene
Ciao Maurizio.
Io ho scritto ormai 20 volte quello che hai ribadito, ti ringrazio per averlo riscritto.
Gli inverter sono stati allaccaiti in regime di DK5940, e i parametri delle tensioni sono già OK.
Nel regolamento vanno scritte le impostazioni che hanno gli inverter, quindi Enel deve accettare quei valori, non vedo che senso abbia mettere 000.
Per me (o meglio per Terna Allegato A70 e a maggior ragione visto che ce lo chies Enel con la DK, vanno bene 276V-184V con tempi 0.1 e 0.2
Non vedo chi possa dire il contrario
Mi viene da pensare che, se gli inverter arrivano solo a 1,15 Vn (264 V), significa che hanno un firmware conforme gia’ alla Cei021.
Non credere , ne avevamo discusso in altro forum tempo fa’ , ben prima della 0-21 , ci sono inverter (allacciati nel 2010 e 2011) che staccano a 264 e altri a 276V , se uno fa’ i calcoli con 220V (che fino a un paio di anni fa’ era la tensione nominale sulle bollette , per cui enel era la prima che andava fuori dalle regole UE di 230V 😀 ) si possono fare tutte le moltiplicazioni che si vuole 220×1,20 =264V 230×1,15=264,5V 230×1,2=276V , se non vado errato c’erano inverter con tensione massima di fabbrica sia di 264 che di 276V , forse qualche produttore aveva ‘paura’ a mandare a 276V i suoi componenti….. in ogni caso anche se chiara come UE , la Vn non lo era molto.
Ciao Gino, secondo me la questione è molto più semplice. Ad aprile 2007 già le DK5940 parlavano di tensione nominale 230/400. La DK stessa indicava per quanto riguarda le protezioni di tensione (59 e 27) minore/uguale. Quindi mi pare vada bene anche 1,15. In ogni caso se l’inverter con quel firmware era nell’elenco di quelli allacciabili, la sua protezione di massima tensione è stata verificata da Enel e conforme. Che poi ci sia andato su un altro firmware o qualcuno ci abbia messo le mani è un altro discorso (npon parlo dle tuo caso, dico in generale).
Salve Stefano
Ho un paio di domande per cui richiedo la tua attenzione:
Ho un condominio che vorrebbe fare un impianto fotovoltaico per coprire i consumi della gestione elettrica condominiale( ascensore, luci, irrigazione) e dunque la domanda è secondo te che cosa mi conviene fare (scambio sul posto o ritiro dedicato ) per abbattergli la bolletta ?
Altra domanda con scambio sul posto o RD GSE esistono ancora i vincoli per cui bisogna mettere pannelli o a 10 gradi o comunque con la mediana sotto la quota della balaustra?
Ed ancora necessita ancora di autorizzazione comunale con relativo attestato di corretta presentazione iter autorizzativo? Tipo C.I.L.
Ciao Alessandro, i consumi di un condominio sono così bassi (se mi parli di luce e irrigazione) che ritengo non faccia molta differenza. userete l’energia soprattutto di sera (irrigazione e luci) io andrei sullo scambio. Le regole di installazione di cui parli erano del conto energia, in ogni caso un minimo di estetica si deve rispettare, anche perchè se installi pannelli complanari credo che vadano fatte semplici comunicazioni (CIL o simili) mentre se installi pannelli non complanari temo si debba fare qualcosain più. In ogni caso non mi occupo molto di queste cose. Ti conviene sentire il tuo comune, le regole sono diverse e cambiano spesso. Ad esempio nella mia città da un po di tempo a questa parte al di fuori del centro storico (fuori le mura medievali) non serve comunicare nulla se i moduli sono complanari.
grazie Stefano
il punto che non capisco è che enel nella loro tabella ci chiede la massima tensione 1.2vn e minima 0.8, se io nel regolamento scrivo i dati che ha l inverter realmente cioè 264v sulla massima anziche 276 mi boccia la pratica..loro vogliono che scriva 276 e 184 anche se non è cosi..non tutti gli inverter riesco a portarli a 276v ma si fermano a 264 che sarebbe 1.15vn
Michael non so cosa dirti, l’Allegato A70 dice 0,85-1,10. Non so cosa voglia Enel
Grazie per la risposta Stefano
La palazzina e’ di 12 piani e il consumo di giorno sicuramente è’ l’ ascensore quindi mi consigli scambio perché ho poco consumo di giorno e quindi scambio di più ?
Per quanto riguarda il RD però mi permetterebbe di abbattere i costi ritirando l’ energia prodotta di giorno per utilizzarla di notte o sbaglio?
E ancora mi consigli un impianto sovradimensionato?
Grazie
A.
E’ lo scambio che ti permette di recuperare annualmente l’energia prelevata ma che hai immesso in rete in un altro momento. Per il resto anche con lo scambio, quella non scambiata e lasciata in rete viene pagata come in regime di vendita.
Quindi in soldoni se fai solo RID prendi sempre il prezzo di vendita, con lo scambio se anche scambi poco, quello che scambi ti viene pagato più che in regime di vendita. Inoltre (ma chiedi a chi si occupa della contabilità) che il contributo di scambio non è soggetto a tassazione, la vendita si, quindi sulla parte in contributo scambio non ci pagate le tasse direi, però non so come sono inquadrati i condomini su questi aspetti, non è il mio mestiere.
Ok grazie per la risposta
Ti chiedo se dai dirmi come sapere in quanto leggendo non ci ho capito nulla Quanto viene pagata l energia scambiata?
Mi pare circa 0,16
Ciao Stefano , intendevo che il mio Danfoss quando abbiamo fatto l’allegato F15 nel 2011 , aveva prescritto 276V valore di test 264V , l’enel non ha detto niente oggi dovremo dichiarare 276V ?!
pero’ adesso non ho idea nel nuovo firmware che va inserito che valori abbia , e’ meglio se sento la danfoss.
grazie
Ciao Gino,
se Enel ha accettato quel valore non vedo perchè debba farvelo cambiare adesso.
Senti la Danfoss, se mai ti dice qualcosa di concreto 😉
Un contributo: a mio avviso, se la soglia 59 indicata sul display inverter e’ 264 V, significa che e’ un inverter gia’ a norma Cei 0-21, oppure e’ un inverter con regolazioni per la rete bt tedesca (Norma DIN VDE0126, ed. aprile 1999 e Linee guida VDEW ed. 2001); in Italia ne e’ stato installato qualcuno..
Si possono fare tante illazioni, ma trovo improbabile che un costruttore e certificatori possano aver dichiarato/certificato a norma (italiana) degli apparati che non lo erano, su aspetti fondamentali come il Spi.
Sono comunque anni che enel gestisce la rete bt a 230 V (400 V), anche se compaiono i 220 V sulle fatture (ci sono voluti degli atti legislativi recenti per appianare questo dualismo).
Per quanto riguarda i calcoli 220×1,2 e 230×1,15 lo avevo riportato qui io tempo fa, ma attualmente la ritengo una coincidenza.
Infine, ancora a riguardo della soglia 59, il valore 1,15 Vn con 230 V, e’ riportato pure nella norma, EN 50438 – 10/2008 recepita dall’A70 nonche’ Cei 0-21.
Se può interessare io ho trovato durante un sopraluogo pe runa verifica con cassetta relè, una ABB con tarature VDE per il mercato tedesco. E’ stato installato di tutto a cavallo tra il 2009 e il 2011, credo che siano state fatte migliaia di dichiarazioni e regolamenti di esercizio falsi
X Vic io ho un 3kw con PO PVI 3.0 inizio 2010 e un 20kw con due Danfoss TLX 10K inizio 2011 , di entrambi ho fatto io il test per enel e compilato gli allegati , sono perito anche io anche se non posso firmare , l’F15 del danfoss li ho trovati , quello del PO no , comunque i danfoss erano (e sono) settati come paese italia e non e’ stata fatta nessuna modifica e acquistati a gennaio 2011 , quindi di 0.21 non se ne parlava nemmeno credo. Poi mi si e’ bruciato uno e quello in sostituzione aveva il range piu’ stretto e saltava (penso) per la media di 253V …. ,il service mi ha mandato un file per aumentare i valori.
Da quello che ho sentito concordo con te Stefano , sono stati fatti tanti allegati copiando pari pari le prescrizioni degli inverter , io devo essere stato l’unico coglione che , non avendo la rete dove l’impianto , si e’ infilato 10 pannelli e i due inverter in macchina ed e’ andato da un amico , che aveva il trifase, a un paio di km di distanza , allacciati al volo e fatto l’autotest….. quando sono venute fuori le foto ho letto spesso di gente che chiedeva la foto dell’autotest …
ciao
Ciao Gino, perdonami la battuta, ma confermo che sei un “coglione”, che per quanto riguarda il fotovoltaico, significa essere una persona seria 😉
Ciao Stefano
Devo adeguare un impianto con singolo inverter Gefran 100 kwp. Come altri inverter ha il suo teleruttore interno e protezione d’interfaccia interna e non ha nulla esterno. Se leggo il DK5940 mi dice che sopra i 20kWp è sempre obbligatorio esterno il ddi e pi.
confermi?
Ciao Simone, ho già pensato a questo aspetto. Ritengo che interfaccia “esterna” significhi un sistema di protezione che non sia integrato nel software dell’inverter, se hai ad esempio una interfaccia tipo ABB o Gavazzi va bene, il fatto che sia dentro all’inverter a mio avviso non ha rilevanza, non credo che per interfaccia esterna la norma abbia voluto intendere esterna al contenitore dell’inverter. La DK diceva pe rimpianti sopra i 20kW:
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Funzioni PIB assolte da dispositivo dedicato (separato dal sistema di
conversione)
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Il dispositivo è separato dal sistema di conversione (contattore e PI autonomi). Che poi sia dentro o fuori poco conta, parliamo di separato elettricamente. Poi non è detto che abbia ragione, ma mi pare che la mia interpretazione sia la più logica 😉
Quindi tu useresti il ddi e pi interno? E nel caso di due inverter con ddi e Pi interno?
Io avrei messo un ddi e pi esterno. Tu?
Si, perchè il fatto che sia dentro al cassonetto dell’inverter non significa nulla, lanorma non dice che il DDI deve essere fisicamente fuori, dice che deve essere un dispositivo separato dal sistema di conversione, e quello lo è.
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Anche io avrei messo un DDI esterno, come chiedeva la DK
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Conformemente alle prescrizioni CEI 11-20, la funzione di dispositivo di interfaccia deve essere svolta da un unico
dispositivo, ovvero, qualora nell’impianto siano presenti più protezioni di interfaccia associate a diversi generatori,
queste dovranno comandare un unico dispositivo di interfaccia che escluda tutti i generatori dalla rete pubblica. In
deroga, per impianti di produzione collegati a rete BT pubblica e di potenza complessiva ≤ 20 kW, se tramite
dispositivi di conversione statica, e ≤ 50 kW, se rotanti, la funzione può essere svolta da più dispositivi distinti fino ad
un massimo di tre.
Ciao Stefano,
Perdonami mi sono perso il discorso riguardante l’eliminazione trafo isolamento.
In questi casi basta mettere inverter CEI 0-21 e ritarare le SPI a 49-51 Hz oppure occorre adeguare tutto l’impianto a norma CEI 0-21, cioè sostituire le SPI?
Ti ringrazio
Gabriele
Il GSE all’incontro tecnico di TNE ha detto che basta cambiare l’inverter, quindi a mio avviso inverter nuovo senza interfaccia interna (o con interfaccia disabilitata, quindi qualsiasi inverter CEI 0-21 di potenza maggiore di 6kW), e il resto rimane come prima (con l’aggiornamento delibera 243).
Come spunto riporto la risposta mail di TNE al quesito specifico:
“La sostituzione dell’inverter e/o l’eliminazione del trasformatore di
separazione, non implica la necessità di adeguare il vecchio impianto alla
norma CEI 0-21 nella sua interezza.
Si consiglia, tuttavia, onde evitare sorprese, di verificare cosa ne pensa
il funzionario locale del Distributore. Qualora sostenga il contrario,
indichi gentilmente in base a quale riferimento di norma o legge e ne
riparliamo.”
Ma con il distributore cosa bisogna fare se si cambiano gli inverter?
[l’eliminazione del trasformatore di
separazione non implica la necessità di adeguare il vecchio impianto alla norma CEI 0-21 nella sua interezza]
scusate mi inserisco.. sarà sicuramente vero in un impianto non incentivato.. ma in un impianto incentivato io ho mandato il quesito al GSE e devono ancora rispondere.. non ne sarei così sicuro.. [se mi smentite sono contento]
Ciao Giulio. Ricordiamoci sempre che il GSE non legifera, quindi deve applicare delibere e leggi senza interporsi con proprie interpretazioni. La delibera 344 dice ch ein caso si debba sostituire un componente si debbono rispettare le prescrizioni dell’articolo 4 della delibera 84/2012. Lo stesso indica come debbono essere realizzati impianti e COMPONENTI.
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…..impianti di produzione connessi alla rete BT che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012: gl
i impianti e i dispositivi installati dovranno essere conformi all’Allegato A70 al codice di rete e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21…..
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Quindi se installi un componente quello deve essere conforme, no sta scritto da nessuna parte che devi adeguare tutto l’impianto. Carrescia su TNE ha confermato, e state certi che se conferma ha chiesto preventivamente parere al GSE 😉 Inoltre della mail del call center te ne fai poco, all’incontro TNE di Bologna, c’erano persone con mail del GSE che dicevano cose diverse da quelle dette dai relatori stessi del GSE, i quali hanno detto che era legge quello che hanno detto loro……….come dire……..le risposte del call center non valgono un soldo bucato……..
Ciò che ha scritto Sandro VE poco dopo conferma quanto mi aspettavo e cioè che se non hai inverter CEI0-21 se togli il trafo isolamento il GSE ti sospende l’incentivo. Seguendo le norme e senza legiferare.. anche a me quelli del GSE a Mestre a voce mi hanno detto togli pure.. senza parlare specificatamente dell’aggiornamento inverter, ma sottintendendo inverter Cei 0-21. Poi per iscritto (verba volant scripta manent) arriva quanto scritto da Sandro VE che ringrazio!
Ciao Giulio, l’unica cosa certa è che se non hai un inverter CEI 0-21 non puoi togliere il trafo. Poi ormai mi sono reso conto che quello che ci dicono al telefono o via mail, conta poco, molto poco.
La delibera lo dice, devi comunicare il cambio, suppongo con un adeguamento del regolamento di esercizio.
Questo è quello che ti risponde il GSE :
“Gentile X… in merito alla Sua richiesta, Le comunichiamo che, per impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW connessi alla rete in bassa tensione, entrati in esercizio in data antecedente giugno 2012, è possibile rimuovere il trasformatore di isolamento bt/bt a patto che si adeguino o sostituiscano gli inverter, rendendoli conformi alla norma CEI 0-21. Si rappresenta che, nelle more della definizione e della completa attuazione del quadro normativo e delle regole applicative del GSE in merito alla sostituzione dei componenti, nel caso specifico inverter, i componenti di nuova installazione dovranno rispettare, oltre ai requisiti che hanno comportato il riconoscimento degli incentivi e di eventuali maggiorazioni, anche i requisiti previsti per impianti entrati in esercizio in data successiva al 30 giugno 2012. Nel caso di specie, rimozione del trasformatore di isolamento, è sufficiente inviare a mezzo posta raccomandata o a mezzo mail (canale Contact Center, avendo cura di specificare in oggetto la seguente dicitura “modifica impiantistica – numero identificativo GSE XXXXXX”) copia dello schema elettrico aggiornato unitamente ad una sintetica relazione tecnica con la descrizione delle modifiche apportate all’impianto e copia della comunicazione inviata al Gestore di Rete competente. È possibile altresì comunicare, nei casi interessati, l’avvenuta sostituzione dell’inverter attraverso la funzionalità dedicata presente all’interno del portale GSE.”
A noi serve :
dichiarazione sostitutiva di atto notorio dove dichiari gli interventi apportati all’ impianto corredata da Allegato A, D e C schema aggiornato , DICO inverter e/o SPI, test report con foto o cassetta di prova.
Spero di aver fatto chiarezza, sopratutto loro l’hanno fatta a noi!
Confermo, basta sostituire l’inverter con uno CEI 0-21. Consiglio anche di fare qualche conto, o magari qualche misura strumentale, perchè va a finire che con questa foga di eliminare il trafo spendiamo cifre per comprare gli inverter senza verificare in quanto mi rientrano per maggior produzione. Magari si rientra in 10 anni con impianti che prendono incentivi per altri 14-15
Grazie Sandro VE!
Ci sono inverter, per esempio IGPLUS FRONIUS, ultima generazione, basta mandarli all’assistenza a Verona, sostituiscono la scheda di controllo e te lo restituiscono revisionato e certificato CEI 0-21, per la modica cifra di € 200,00, non male vero. Per altre marche non so ancora, appena so qualcosa lo scrivo!
Il trasformatore d’isolamento è sicuramente una palla al piede sotto l’aspetto economico per il produttore, ma ovviamente come dice Stefano bisogna far bene i conti se conviene eliminarlo, ci si potrebbe imbattere a spese ardue se si sostituisce gli inverter. Ci sarebbe comunque da lavorare per gli impianti MT in cessione totale, si sostituisce la cella MT con una motorizzata, ovviamente con interruttore (circa 10.000 manovre) all’IMS motorizzato (circa 1.000 manovre) ed un buon orologio astronomico!
Non ho nulla da aggiungere. Concordo.
Buonasera,
vorrei un chiarimento se possibile. Per adeguare impianti >20kWp costituiti da n.3 inverter e da protezione d’interfaccia esterna, devo adeguare (49-51Hz) la protezione d’interfaccia esterna ed i
3 inverter?
Esatto. Chiedi comunque al produttore degli inverter, a volte gli inverter centralizzati più grandicelli avevano le frequenze più ampie in quanto c’era interfaccia esterna, non è sempre detto che gli inverter si debbano modificare. Anche se nella maggior parte dei casi va fatto.
Io posso solo dire che proprio in questi giorni ho eseguito una variazione su interfaccia esterna Lovato e ho modificato n.3 inverter Power One (12,5 kW / cad) e ho inviato tutto all’Enel ….. ma ancora non ho capito se loro ti rispondono o meno. Tra l’altro il portale dopo aver caricato tutto il materiale ti dice “Invio eseguito in maniera corretta” ma non hai altro in mano che attesta che tu hai inviato i documenti.
Anzi Stefano mi permetto di chiederti una info su quanto da indicare nel nuovo regolamento di esercizio nelle finestre della tensione (dove io avevo detto che scrivevo “000”), ma tu nono mi ricordo cosa hai risposto. Scusa ancora e Grazie.
Ciao Maurizio,
io metto quanto indica il produttore dell’interfaccia, ovvero quasi sempre 1,2Vn e 0,8Vn. Credo che Enel non guardi nemmeno le tensioni, perchè gli impiantiallacciati in regime di DK5940 sono per forza conformi all’allegato A70 (le tensioni della DK erano maggiori di quelle dell’allegato A70, quindi è vero che l’impianto rimane connessonel range richiesto dall’A70).
Ciao Maurizio,
una volta inviato il regolamento dopo una decina di giorni rientri sul portale e se lo stato passa da “inoltrato” a “completato” scarichi la ricevuta di Enel.
La pecca più grande, per ora, è che non ti avvisano se la pratica è inoltrata, da integrare o completata.
L’Enel di Udine mi accetta entro 10 gg mentre Trieste e Pordenone secondo me non sa che deve accettare i regolamenti perchè ho pratiche in stato “inoltrato da 3 mesi”.
Riguardo alle tensioni io se so il valore lo scrivo (in Volt) altrimenti metto 0,8 e 1.2 (inteso maggiore o minore) come riporta la DK5940.
Grazie ancora. Ma per gli inverter trifase la Power One adesso non mi indica più 276 / 184, ma 1,2 = 480V e 0,8 = 320V. Cosa suggerisci ??
Fai sempre riferimento alla tensione fase/neutro
Perfetto. Grazie.
Aggiungo che mi piace il tuo commento sull’incontro / scontro di TNE a Bologna.
😉
Molti hanno scritto che per rimuovere il trafo di isolamento è necessario adeguare gli inverter alla CEI 0-21, non sono daccordo, basta avere una dichiarazione che l’inverter immetta<5% di corrente continua immessa, molti inverter avevano già nel 2010 questa dichiarazione, voi come la pensate?
Ciao.
vedi anche risposta sotto di Vic.
In ogni caso il GSE ha ribadito che l’inverter deve essere conforme alle CEI 0-21 (indipendentemente da quello che pensiamo noi purtroppo). Inoltre come diceva Vic la CEI 0-21 prevede delle prove di tipo relativamente alla limitazione di componente continua, e ovviamente nessun inverter ante CEI 0-21 può essere stato provato relativamente a quanto previsto dalla CEI 0-21 (art. B1.4.1 e B.1.4.2)
Io ero d’accordo con il responsabile dell’enel sul discorso della sola limitazione della componente continua.. ma l’orientamento del GSE sembra essere diverso. Vedi lettera di Sandro VE. Il GSE guarda le norme, per loro o sei di quà, o sei di là della CEI 0-21, mi sa che le vie di mezzo non esistono. Cmq anch’io sono curioso degli altri pareri.
Per Nanoride, la limitazione cc che vuole la Cei 0-21, e’ diversa da quella prevista precedentemente; la nuova norma chiede altri requisiti per tale funzione. Comunque per adeguare i soli inverter a volte e’ sufficiente aggiornarne il firmware, non sostituendoli; per qualcuno e’ ovvio, ma forse e’ meglio ribadirlo.
non ci siamo, il GSE non legifera o fa le regole tecniche, le regole le fanno AEEG e CEI (e qualche prassi la fa ENEL) e dalle loro regole basta che l’inverter non immetta corrente continua in rete. Scusate ma proprio non capisco come GSE mi possa imporre una sua regola tecnica
Sul fatto che non ci siamo….siamo d’accordo. L’ho scritto decine di volte che il GSE non deve legiferare, ma applicare.
Tra l’altro non vedo in questo caso cosa c’entri il GSE, al limite dovrebbe esprimersi il CEI o al massimo AEEG.
Mah, ritengo che in latitanza di qualche regola o norma (magari in fase di preparazione) il Gse possa dettare disposizioni anche tecniche, sulla base di ponderate interpretazioni, in particolare quando si tratta di corrispondere denaro (incentivi, ecc.), per tutelare tutti, non ultimo anche chi paga nella bolletta elettrica.
Dopotutto il Gse ha proprio ricevuto preciso mandato di redarre “regole applicative” dei vari DM (conti energia fotovoltaico e Fer).
Quello che piuttosto lascia perplessi e’ che emana disposizioni denominate “News”, come delle banali notiziole.
Per Nanoride: la normativa Cei vecchia, prescriveva requisiti diversi dagli attuali per la limitazione cc; Al 8.4.4.1 della Cei 0-21 e’ scritto che il convertitore deve avere: “una funzione di protezione sensibile alla componente continua della corrente immessa in rete. La funzione di protezione deve intervenire sul DDG separando l’inverter dalla rete:
– in 200 ms se la componente continua supera 1 A;
– in 1s se la componente continua supera lo 0,5 % della corrente nominale dell’inverter”
Salve, mi servirebbe un aiuto per determinare l’onorario per la pratica Enel relativa al l’adeguamento di un impianto fotovoltaico di potenza 37kw alla delibera 243/2013. Premetto che devo seguire solo la pratica informatica, ovvero registrazione al portale gse (visto che la pratica era cartacea) e compilazione e caricamento documenti.
Volevo dire al portale Enel e non gse…
Ciao Mirko, io posso solo indicarti che oltre alla pratica presso il portale enel ….. non c’è molto altro a meno che tu sia anche installatore !!! Iscrizione MyEnel ed invia anche per posta, verifia della Prot.Interfaccia (aggiornamento da parte dell’elettricista), verifica ed aggiornamento degli inverter (sempre da parte dell’elettricista), reupero documenti e tua dichiarazione che l’impianto è stato aggiornato alla Del. 243/2013.
Dopo qualche giorno verifichi che l’impianto sia passato di “stato”. Totale 400/500€ …. penso che sia congruo. Buona notte
Grazie Maurizio, ma nel caso la dichiarazione venga firmata dall’installatore? Che importo potrei considerare? 300€?!?
Scusa Mirko ma il tuo post mi permette qualche osservazione, magari per aprire un confronto, anzitutto per determinare dei costi serve definire chi fa cosa: nel caso specifico della delibera 243 poichè la stessa pratica può farla o un professionista o un responsabile tecnico di una ditta installatrice bisogna definire chi firma la dichiarazione di adeguamento sul portale enel poichè questo è un atto di responsabilità che deve essere riconosciuto con un adeguato compenso a chi firma, a mio avviso è questo l’importo principale, il resto sono ore lavorative di impiegati tecnici, sia l’addetto che fà l’intervento materialmente sugli inverter e PI, sia chi inserisce la partica sul portale enel, perciò riassumendo: se per un adeguamento uno chiede 400 euro, 300 vanno a chi firma la dichiarazione e 100 a chi fà l’impiegato tecnico per inserire il tutto, serve distinguere chi si prende le responsabilità da chi esegue un normalissimo lavoro tecnico o no?
Premetto che sono pienamente d’accordo su quanto ci scrive Piergiuseppe e la mia risposta partiva dal fatto che il nostro Mirko è il Professionista che firma la dichiarazione e fa la pratica al portale Enel.
In ogni modo per rispondere a Mirko non ho mai visto che l’impresa esecutrice (elettricista) che ha il Tecnico interno che può firmare la dichiarazione non abbia anche un impiegato che carichi sul portale il regolamento di esercizio, la dichiarazione e l’iscrizione al portale.
Nel presente impianto le regolazioni e la dichiarazione dovrebbero essere a carico del responsabile tecnico della ditta installatrice (nel caso specifico l’installatore, visto che è una ditta individuale).
Quindi per le pratiche burocratiche (senza responsabilità) l’importo dovrebbe essere sui 100/150€? Grazie di nuovo.
Ciao a tutti.
Potrei essere d’accordo sui 100-150 euro se si tratta solo di inserire dei dati, ma dubito che si riesca a fare solo quello. Occorre anche fare iscrizione al portale, con tutto quello che ne consegue e che chi ci lavora tutti i giorni sa molto bene. Nei dati da compilare ci sono anche i dati relativi al DDI, al DDG. Molto spesso nello schema non sono indicate marche o modelli, poi occorre fare la raccomandata per l’accettazione al portale, mandala al cliente, aspetta che ti rimandi la ricevuta, stampa i documenti, manda quelli che deve firmare il cliente al cliente e quelli che deve firmare il tecnico al tecnico, etc etc.
La pratica sul portale non inizia alla 9:00 di mattina e finisce alle 11:00, inizia lunedi, e se va bene finisce una settimana dopo, con un continuo scambio di mail per firme etc. Non la farei così semplice. Non si tratta di caricare dei dati, si tratta di compilare un regolamento di esercizio on-line e di capire cosa si sta facendo.
Tu caro Stefano riesci a spiegarti meglio e tutto quello che hai indicato è vero, anzi potrei aggiungere che l’iscrizione al portale MyEnel all’inizio comporta anche una velocità di scambio e.mail tra tecnico e cliente finale (intestatario dell’impianto) perchè la password che l’Enel invia dura solo 48 ore !!!!!
Esatto Maurizio.
Tra l’altro bisognerebbe cominciare a parlare anche di competenza e professionalità, e non di pratiche burocratiche, perchè non si tratta come dicevo di scrivere dei numeri. La settimana scorsa ho chiamato l’idraulico per cambiare un rubinetto del lavandino in ufficio, ci ha messo 20 minuti e ho speso 90 euro, il rubinetto ne costava 15. Perchè un professionista, che ha un ufficio da mantenere, un diploma di abilitazione professionale appeso al muro, un timbro, una formazione professionale da mantenere con appositi corsi (obbligatori da quest’anno, ne parlo domani in un articol) e che sa quello che sta facendo e se lo sta facendo bene dovrebbe chiedere “solo” 100 euro ?
Se come mi dice qualche cliente si tratta di caricare dei numeri su un portale perchè non lo fanno loro ?
Altra domanda (oggi sono acido) 😉
Se per fare la pratica delibera 243 ci metto 8 ore come abbiamo scritto, quanto guadagno in un mese se faccio solo quello ? 20 pratiche per un totale di 2.000 euro ? se qualcuno riesce a tenere aperto uno studio tecnico con 2.000 euro mi dica come fa che ci provo anche io 😉
Io per le sole pratiche su portale Enel (compresa anche la raccolta dei dati che mi servono) non chiederei meno di 300 euro. Per quanto riguarda il discorso di regolare gli inverter, che si al’installatore o il professionista, ancora peggio. Continuiamo a parlare di girare delle rotelle e di cambiare dei parametri. Altra domanda. Supponiamo di essere di fronte ad un inverter da 100kW da sistemare tramite software, e supponiamo che lo stesso vada in blocco e che il cliente sia molto bastardo, supponiamo che la casa madre riesca a sistemare l’inverter solo dopo 4 settimane, e che il cliente decida di farci pagare il danno (magari impianto in Sicilia, in secondo conto energia che nel mese di maggio incassa tra vendita e incentivi circa 8.000 euro).
Vogliamo considerare anche questi aspetti ?
Buonasera,
se possibile vorrei togliermi questo dubbio, prima della cei-021 un impianto sotto i 20kw con massimo 3 inverter non aveva obbligo di interfaccia esterna, adesso che andiamo ad adeguarli alle delibera 243 secondo voi bisogna installarla?
grazie saluti
No
grazie stefano!
ciao stefano una domanda:
e’ congruo per adeguare un impianto da 15kw il prezzo di 50 euro a kw? grazie e complimenti per la professionalita’
Ciao Valter, non riesco a risponderti.
Se fossero inverter configurabili da tastiera potrebe anche essere un po alto, se fossero inverter con necessità di intervento della casa madre potrebbe essere anche poco.
Dipende dalla distanza, da cosa ti hanno offerto, etc etc etc
In ogni caso il costo degli adeguamenti si aggira intorno a quelle cifre, ma ripeto, dipende da cosa c’è da fare.
Senza far nomi ci sono case che devono intervenire per sistemare gli inverter, con costi che si aggirano sui 400 euro solo per quello, poi ci sono le pratiche a portale Enel con tanto di dichiarazioni.
In ogni caso presentare un preventivo a kW mi sembra insensato. Puoi avere un impianto da 20kW con 3 inverter da configurare con sofware, o uno da 100 kW con un solo inverter da configurare da tastiera.
Ovvio che poi più l’impianto è grande e più rischi ci sono.
Ciao Stefano ho due domande:
– è mai capitato a qualche tuo cliente di ricevere una email dal GSE dove appunto gli comunicava di adeguare l’impianto entro il 31/06/2014, anche se l’impianto in questione è di 9 kW e quindi va adeguato entro il 30/04/2015?
– per impianti tra 6 e 20 kW dove per la DK 5940 fino a tre inverter non occorreva una PI esterna, nel caso in cui gli inverter non sono aggiornabili, o meglio, la casa costruttrice no li aggiorna, bisogna per forza sostituire l’ inverter ? nello specifico per l’ inverter Si 3300, Delta mia ha comunicato che non sarà aggiornato.
Si, stanno mandando la mail a tutti, indistintamente senza tenere conto delle date. Solito modo di lavorare all’italiana 🙁
Gli inverter non sono da “aggiornare”, occorre solo modificare i parametri di frequenza da 49,7-50,3 a 49-51.
Mi sembra strano che non si possa fare.
Hai fatto specifica domanda di cosa devi fare per regolare la frequenza come da delibera 243 ? Non vorrei che avessero capito che volevi aggiornare alla CEI 0-21
Buonasera ,
dopo varie peripezie sono riuscito a registrami al portale produttori (non usando il vecchio myenel come prescritto da loro) con nuova mail , nome e CF identico al vecchio account , adesso come e quando trovo il mio impianto nella sezione produttori ? come fanno loro ad allineare la vecchia domanda (impianto) al nuovo account?
per adesso non appare niente devo attendere l’immissione del regolamento portale sottoscritto?
Secondo quesito : questa e’ la pagina per l’adeguamento della Danfoss http://www.danfoss.com/Italy/BusinessAreas/Solar+Energy/Aggiornamenti+Normativi.htm come vedete nel momento che si aggiorna il firm si va ben oltre perche’ ci si ritrova adeguati alla 0-21 cosa che a me produttore non piace per niente , mi trovo limiti di tensione molto piu’ bassi e la famosa ‘rampa’ di ripartenza , e’ giusto che sia cosi’ non conviene allora modificare solo le soglie di frequenza e lasciare tutto il resto invariato ?
grazie
Per me sarebbe meglio modificare solo le soglie di frequenza. A dire il vero non ho letto nel documento di 2 pagine che gli inverter diventano conformi a CEI 0-21, dice solo di caricare un software, ma non specifica molti dettagli (magari telefona e chiedi lumi). Secondo me puoi cambiare anche solo le frequenze. Se poi l’adeguamento è un CEI 0-21 potresti anche eliminare il trafo esterno (se impianto maggiore di 20kW).
Per quanto riguarda il portale ci dovrebbe essere la sezione regolamento di esercizio con il menu Delibera 243.
Scusate volevo aggiungere una cosa : voi scrivete che enel vuole i limiti di tensione a 0.8<1,2Vn la Danfoss prescrive come CEI 0-21 196-253V che corrispondono a 0,85<1,10Vn c'e' qualcosa che non torna ?!
grazie
Ciao Gino.
Se installi un software CEI 0-21 su un inverter o una interfaccia CEI 0-21 sei a posto. Tra un po dovrei avere una risposta ufficiale. La CEI 0-21 recepisce totalmente l’Alegato A70, se metti un firmware CEI 0-21 su un invertre sei in una botte di ferro.
si si delibera 243 e loro mi hanno riferito che per quella tipologia d’ inverter non è possibile (o non vogliono) modificare i parametri di frequenza con software.
Un’altra domanda, nel caso in cui ho un impianto >20 kW e quindi PI esterna che in questo caso esclude quelle interne ai convertitori vado solo a modificare le frequenze di quella esterna e le tensioni dellinverter?
Regoli la PI esterna e gli inverter devono avere parametri almeno uguali o più “larghi”.
buona sera a tutti …. volevo solo informarvi sul portale dell’enel, c’è una sezione regolamento di esercizio e sotto compare una sezione adeguamento del.243 e dopo si completa tutto. Non occorre aggiungere al portale altre sezioni …
Adesso una notizia per te caro Stefano … proprio oggi l’enel di Forlì mi ha rispedito due pratiche perchè non ho inserito nel portale i valori delle tensioni (59.S1 e 27.S1); sono costretto ad integrare inserendo il regolamento con le tensioni e poi caricare il nuovo documento ovviamento firmato dal Cliente. Ciao
So che a volte mandano avanti anche se non ci sono le tensioni.
Ogni sede Enel ha le sue usanze 😉
Ciao Stefano , grazie delle pronte risposte , per quanto riguarda il portale quando posso vedere il mio impianto ? devo aspettare che ricevano la raccomandata ? per adesso vedo solo i dati anagrici personali se cerco col numero della pratica non appare niente , se vado nell’adeguamento delibera lo stesso non c’e’ niente .
Per il Danfoss intendevo che se seguo la loro provedura mi ritrovo a dover inserire il nuovo firm che naturalmente lo rende 0-21 cosa che non volevo assolutamente , visto che anche in questi giorni mi trovo tensioni oltre 255V per diverso tempo , si toccano anche i 260V ; gia’ si deve pagare l’imu , poi essendo in rid col nuovo prezzo ci perdo circa 1200euro/anno fra’ un po mi tocchera’ dargli qualcosa , il bello e’ che continuano a vantarsi all’estero di venire a investire qua’ che non ci sono problemi , ma se cambiano le regole ogni mese ?!
ciao
Ciao Gino, non vedi nulla del tuo impianti perchè non è stato gestito da portale.
Devi vedere solo nel menu Delibera 243 il pulsante Nuovo su Regolamento di Esercizio. Le condizioni per vedere l’impianto sono che i dati anagrafici (CF o partita IVA) coincidano con il POD che inserisci quando cerchi nel menu Delibera 243
Sto’ guardando adesso e server non disponibile o sovraccarico , ma basta ma chi li punisce questi qua’ del tempo che fanno perdere ?
Il CF e PI coincidono , volevo capire solo se devo aspettare di essere autorizzato con l’invio della AR o me lo farebbe gia’ vedere adesso ?
ciao
Ciao Gino, direi di no.
Ci ho guardato ieri, ho iscritto a portale un mio cliente, non ho ancora inviato alcuna raccomandata ma nel menu Delibera 243 posso vedere il pulsante per fare il nuovo regolamento (sono entrato e funziona).
Ciao Gino, per quanto riguarda il firmware hai verificato con Danfoss se hanno ancora disponibile il firmware utilizzato nel 2012 (delib 84) per inverter da attivare tra 1/4/12 – 30/6/12? Perche’ quel firmware permetteva appunto di allargare le soglie f a 49-51 Hz; quando la Cei 0-21 non era ancora in vigore.
Per il portale bloccato, non serve perdere le staffe…, e’ successo anche al Gse, a Terna, …alle F1. 🙁
Buonasera ragazzi,
per caso qualcuno ha adeguato impianti con inverter Siemens SITOP SOLAR 2000 e 4000.
Non trovo assistenza.
Grazie mille
Buon giorno a tutti, volevo solo avvisare che non ho ricevuto nessuna comunicazione per una pratica di adeguamento Del.243/2013 e ho scoperto che è in fase “integra” ma non capisco come fare per integrare dal momento che c’è il pulsante integra, ma se vado all’interno non posso modificare i valori inseriti (mi vengono richiesti i valori delle tensioni 59.S1 e 27.S1 ……. 276 e 184 che io non avevo inserito); qualcuno mi può spiegare cone fare ?? Grazie in anticipo per l’aiuto
Per Simone, penso che per lo sblocco del portale tu debba attendere la apposita comunicazione di richiesta integrazione; comunque il portale e’ in tilt da venerdi scorso…
Ciao
Ciao Maurizio , non ti so aiutare ma stai facendo un <50kw perche' se si io non ci sto' a capir piu' niente , come ho gia' scritto : se si cambia il firmware con la CEI 0-21 le soglie tensione sono 198-253V invece sul regolamento devi dichiarare 184-276V ?!?!?!
grazie
Per Gino, non so se hai letto il mio commento del 5/4, hai provato al cercare il fw che era necessario utilizzare per allacciare impianti tra il 1/4/12 – 30/6/12? Quello risolverebbe il tuo desiderio di allargare le soglie f a 49 – 51 Hz senza modificare le soglie V.
Non si tratta quindi di aggiornare a norma Cei 0-21.
Sul sito c’e’ la loro pagina sull’aggiornamento alla 243/2013 e dicono di montare l’ultimo firm cioe’ quello a norma 0.21 , quello che non capisco e’ come faa chiedere enel due cose diverse , l’enel vuole i 253V e poi sul regolamento ti impone 276V , leggo sul sito Danfoss http://www.danfoss.com/NR/rdonlyres/532CE3AA-EAB9-41AF-82B8-FF87FE3C8686/0/DanfossIstruzioniallegatiEnel.pdf le note sulla compilazione dei RE , hanno come limite prescritto e taratura 264V ?! c’e’ qualcosa che non torna…. se invece vado a leggere le vecchie istruzione di compilazione allegati (ante 0-21) c’era limite prescritto 276 e limite impostato 264V anche per il PO ?!
Comuqnue i vecchi firm non ci sono , adesso guardo quando aggiornai i miei al firmware con funzione di gestione ombre , se lo ritrovo in qualche PC o chiavetta che ho…
ciao
Dimenticavo , Vic da come scrivi sembra che sia io che voglio allargare le F 😀 , ma me lo chiede la delibera .
Gino, intendevo che nel cambiare le soglie f non desideri modificare quelle di V.
Peccato che il costruttore non possa fornire quel vecchio fw, probabilmente teme che qualcuno lo scarichi e lo usi per nuovi impianti.
Ciao
ho in esame un adeguamento alla 243/12 di un impianto FV da 15kW connesso nel 08/2010.
Tale impianto è sprovvisto di SPI.
E’ necessario inserire un SPI o è sufficiente allargare le frequenze sugl’inverter?
Ciao Ennio, è sufficiente allargare le frequenze sugli inverter.
x vic il costruttore non mette i firm vecchi , io direi giustamente , perche’ se metti un inverter nuovo e’ omologato con quel firmware anche sul RE di enel ed e’ giusto che lo rimanga , ma per quello non ci sono problemi che basta passare un file di pochi byte per adeguare le barie soglie 😉
Pero’ nessuno mi sta’ rispondendo alla domanda : quando si adegua un impianto da 20kw il RE chiede 276V , 264 o 253V come massima tensione ?! Sembra anche in altri forum che non venga accettato e respinto se non si scrive 276V nel campo tensione.
Ciao Gino.
Io metterei il valore che hai rilevato sull’inverter.
Se ti respingono chiedi per quale motivo. L’Allegato A70 è chiaro (0,85Vn-1,10Vn) cosi come lo era la DK 5940 (≥0,8Vn – ≤1,2Vn).
Se Enel mi respinge una pratica con 264,5 mi deve dire perchè. Occorre anche vedere cosa ha dichiarato il tecnico nel regolamento di esercizio all’allacciamento.
Teniamo presente che AEEG ha ribadito che non ritiene necessario alcun intervento sulle soglie di tensione.
Cosa vuoi che ti dica Gino…..non posso far altro che darti il mio supporto morale, anche se ti servirà a poco 😉
Mi piacerebbe poi leggere la comunicazione con la quale rifiutano la pratica………inoltre trovo davvero delirante che ogni volta si stia qua a dover parlare di minore uguale, maggiore di, quasi uguale a, forse meglio maggiore del minore tra i due……….ci hanno veramente sfiancato i maroni……..e lo fanno anche quando AEEG scrive che le tensioni vanno bene. Era così faticoso inserire solo i campi relativi alle frequenze ? Si risparmiava tempo e magari anche qualche riga di codice sul programma del portale…………ma no……..è troppo difficile fare le cose semplici (azzo che frase………) 😉
Buona sera a tutti …… grande Stefano, ma io posso solo aggiungere che la mia Enel (prov. FC) chiede di inserire i valori di tensione 1,2 e 0,8 – come indicato nel regolamento di esercizio che abilitano sul portale – in parole povere 276 e 184. Io penso che l’accontenterò per riuscire a finire la pratica.
Si ma la cosa è da delirio.
Vi pongo un caso nemmeno remoto.
Interfaccia vecchia DK5940, non funziona, la sostituisco con una CEI 0-21.
Voglio vedere se mi contestano i 264,5 e i 195,5 (non parliamo poi del 47,5-51,5 perchè li secondo me va chiamato il 118) 😉
Ragazzi , io vi leggo con piacere e faccio qlc domanda per capire ; ancora sto’ alla finestra , sono riuscito a iscrivermi sul portale ma ancora non vedo il mio impianto , a me non pare il vero che mi tengano 276V , ma avete ragione con tutte regole siamo in balia del teNNico di turno che se andasse a lavorare per il privato al massimo si prenderebbe un bel calcio nel culo…. questi supponenti ……
comunque sono andato a rileggere l’allegato F15 del 2011 io avevo valore prescritto 276V , taratura a 264V ed e’ stato approvato ….. quindi era come avevo scritto tarato a 264V …..
ciao grazie
Gino, nel 2011 era gia’ tanto se guardavano se c’era l’F15 (e c’era caos con i 220 e 230 V), tanto gli inverter erano pretarati..
La delib 84/12 e la cei 0-21 hanno imposto soglie modificabili e diverse in base ai casi.., era prevedibile che nascesse altro caos. Ciao
Intendevo assistenza su come adeguare fisicamente gli inverter Siemens SITOP SOLAR 2000 e 4000.
Ciao Simone.
Anche io devo adeguare degli inverter Siemens, aspetto un contatto dalla loro assistenza da due settimane 🙁
Sono vergognosi!
Io ho già fatto 3 solleciti in due mesi ma nulla.
Vic tra il 2010 e il 2011 col famoso salvaalcoa sono stati fatti tanti di quegli accrocchi , fine lavori dati prima di ricevere il preventivo , impianti finiti ufficialmente a dicembre e poi quando allacciati a marzo-aprile ancora mancavano i pannelli e quindi iniziavano a produrre 2 mesi dopo , poi di qualcuno il GSE se ne accorto , ma chissa’ quanti hanno ricevuto il lauto 2° CE al posto del 4° senza averne il diritto ….. credo che fu’ proprio quello a far crollare il castello…..
ciao
Gino, ok gli accrocchi e Spi a volte assenti o mal regolati …o fine impianti false (che e’ pero’ altra faccenda, non mescolerei troppe questioni) ecc ecc ecc. Gli inverter pero’ erano sempre quelli, cioe’ con soglie fisse; salvo non siano stati installati inverter per l’estero (ma penso siano casi tutto sommato rari).
Scusate ragazzi non ho letto tutta tutta la discussione, quindi non so se avete già risposto al mio questito.. ma se io ho 3 inverter (P<20 kWp) non devo modificare l'impianto e aggiungere l'interfaccia giusto?
Ma se l'inverter non ha i parametri modificabili va aggiunta un interfaccia esterna con relativo contattore? io la interpreto così…voi che dite?
Ciao.
Non va aggiunta interfaccia esterna, vanno solo regolate le frequenze a 49-51.
Se gli inverter sono regolati a 49,7-50,3 e tali valori non si possono modificare aggiungere interfaccia esterna non serve a niente, perchè se anche l’interfaccia è regolata a 49-51 gli inverter comunque intervengono prima.
In questo caso vedo solo due soluzioni, cambiare gli inverter oppure disabilitare interfaccia interna agli inverter (se possibile) e aggiungere SPi esterno con DDI aggiuntivo.
Buongiorno a tutti, mi è arrivata una mail dal GSE chiedendo di adeguare l’impianto a quanto normato da questa delibera. Il fatto è che io avevo due impianti, uno da 2.99 e uno da 14 KWh e quest’ultimo l’ho venduto anni fa.
Ora chiedo conferma a voi ma secondo me hanno inviato la mail erroneamente (magari sarà rimasto nel loro database quell’impianto), in quanto ora possiedo solo un impianto da 2.99 KWh che, se non sbaglio, non rientra nei casi della delibera, giusto?
Esatto, non sei soggetto a Delibera 243 con l’impianto da 2,99kW.
Se l’altro impianto non è più tuo sarà onere di chi ce l’ha adesso. Magari giragli la mail, nel caso a lui non fosse arrivata, giusto come favore, non è che sei obbligato.
Grazie, finalmente un po’ di chiarezza! Ho provato a chiedere una risposta formale al gse, ad enel distribuzione e terna, l’unica risposta è del gse che dice di chiedere ad enel visto che loro (gse) non sono responsabili della linea.
Ancora sto aspettando risposta dagli altri..
Grazie ancora!
Buongiorno, di solito le mail le manda il GSE di default a tutti in maniera indistinta senza entrare nella situazione particolare dell’impianto.
Io però volevo anche chiedere se chi aveva fatto al tempo l’adeguamentoall’allegato A70 con impianto allacciato in MT tutto via cartacea con raccomandata all’enel ora deve fare la procedura informatica registrandosi come produttore sul portale enel, ho provato a sentire un responsabile enel che alla mia specifica richiesta ha risposto: “Buongiorno,
se deve fare l’adeguamento mezzo portale riceverà comunicazione dal GSE.” cioè, se riceve la mail poichè la mandano a tutti, deve farlo? boh quasi non ci si capisce più nulla come al solito….
Non ho capito la risposta di Enel, se hai già fatto l’adeguamento cosa c’entra il GSE ?
Se Enel vuole censire su portale gli impianti già adeguati sarà Enel stessa a doverlo chiedere. Credo che chi si è adeguato all’allegato A70 (impianti MT sopra i 50kW) l’anno scorso, è a posto.
Stefano sono d’accordo con te però il cliente riceve questa mail dal GSE:
Gentile Produttore,
con riferimento all’oggetto, tenuto conto che il Suo impianto rientra tra quelli di cui all’art. 5bis.1 comma a) della delibera 84/2012/R/eel e che ad oggi, come stabilito dall’art. 5bis.2 della suddetta delibera, non risulta che Lei abbia inviato alcuna comunicazione al Gestore di Rete competente (Enel Distribuzione) in merito all’adeguamento dello stesso alle prescrizioni dell’Allegato A.70 al Codice di Rete di Terna, con la presente Le rinnoviamo l’invito a provvedere a tale adeguamento entro il 30 Giugno 2014.
Di tale intervento dovrà dare comunicazione esclusivamente tramite l’apposito servizio online presente all’interno del Portale Produttori di Enel Distribuzione (indirizzo internet: https://produttori-eneldistribuzione.enel.it/ ) mediante il quale sarà possibile compilare e trasmettere il nuovo regolamento di esercizio ed i relativi allegati.
La preghiamo di non tenere in considerazione la suddetta informativa qualora abbia già provveduto agli adempimenti di cui sopra dandone però comunicazione seguendo le modalità sopra descritte.
Si ricorda che questo indirizzo di posta elettronica non è abilitato alla ricezione per cui si invita a non rispondere a questa mail.
Per ulteriori informazioni di dettaglio è possibile consultare il sito internet http://www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_connessione/connessione_internet/ di Enel Distribuzione S.p.A..
Distinti saluti
c’è scritto di agire tramite il portale giusto? allora chiedo delucidazione a enel poichè era stato fatto tutto in forma cartacea a suo tempo ed enel risponde:
“Buongiorno,
se deve fare l’adeguamento mezzo portale riceverà comunicazione dal GSE.”
anche per me è tuuto a posto…..però la frase “La preghiamo di non tenere in considerazione la suddetta informativa qualora abbia già provveduto agli adempimenti di cui sopra dandone però comunicazione seguendo le modalità sopra descritte.” indica di agire tramite portale o no?
Ciao Piergiuseppe.
la mail del GSE parla di scadenza 30 giugno 2014, stanno inviando mail indistintamente a tutti, ma stanno parlando degli impianti sotto i 50kW in MT e sopra i 6kW in BT (allacciati prima di aprile 2012).
Chi ha adeguato l’impianto in MT prima, ha già inviato quanto prescritto (regolamento modificato) ad Enel tramite PEC.
Il fatto è che il GSE ha scritto una unica mail inviandola a soggetti che rientrano i 3 casistiche:
– impianti MT sopra i 50kW quandoancora non esisteva il portale
– impianto MT sotto i 50 con obbligo di iscrizione a portale Enel
– impianto BT sopra i 6kW con obbligo di iscrizione a portale Enel
Mi pare che nessuno abbia prescritto l’obbligo di iscrivere sul portale Enel gli impianti in MT sopra i 50 già adeguati.
HELP!
Come avevo indicato settimane fa, mi sono mosso per proporre ai clienti adeguamento 243/2013 OPPURE rimozione trafo isolamento e adeguamento CEI 0-21, con tutti gli annessi e connessi.
Ora, al momento di compilare le pratiche sul portale, chiedo ad Enel come adeguare alla CEI 0-21, e loro mi rispondono che in ogni caso devo PRIMA adeguare alla 243! Gli ho fatto notare che non ha senso modificare le soglie di un dispositivo di interfaccia che poi rimuovo per metterne uno adeguato alla CEI 0-21, ma per loro è lo stesso! E nessuno dei tecnici interpellati mi sa dire come registrare un adeguamento alla CEI 0-21 con modifica dello schema elettrico (rimozione trafo appunto).
Qualcuno di voi ha notizie a riguardo? Ma è possibile che ad un paio di mesi dalla scadenza non sappiano ancora cosa stanno chiedendo?!?
Mi sembra di sognare.
Io farei fisicamente adeguamento CEI 0-21 poi compili adeguamento su portale alla delibera 243 indicando per le tensioni 1,15Vn e 0,85Vn e frequenze 51,5 e 47,5 ovvero come da CEI 0-21. Poi mandi schema aggiornato con relazione circa la rimozione del trafo. Non possono romperti le scatole se fai questo. La CEI 0-21 integra completamente l’Allegato A70, quindi se adegui alla CEI 0-21 sei conforme a tutto !!!
Il problema di enel ( o dei tecnici che rispondono) è avere loro le carte in regola per AEEG. Ecco perchè rispondono adeguate a 243 poi fate ciò che volete. La burocrazia in italia prevale sul buon senso.
Infatti inizialmente contavo di procedere così. Poi i “tecnici” (o meglio dire burocrati) Enel mi hanno messo i paletti tra le ruote perché non ci sono TAB appositi per inserire gli allegati necessari. Ho detto che li avrei messi in “altro documento”, ma a loro non va bene, perché devono vedere voce per voce.
Delirio. Se adegui alle CEI 0-21 sei a posto.
Scriviglielo e dirgli di risponderti per iscritto che non va bene.
Risposta Enel, per chi avesse problemi come il mio:
Per la delibera 243 deve completare la procedura nel portale dedicato,
per quanto riguarda invece l’adeguamento alla cei 021 può mandare il regolamento di esercizio, (attraverso il protale produttori se la pratica è nata col portale oppure con PEC produttori-eneldistribuzione@pec.enel.it se la pratica era nata con PEC\cartaceo)se la pratica con lo schema elettrico aggiornato insieme all’autocertificazione del costruttore dell’inverter che la protezione interna contro la componente continua ha superato positivamente le prove di cui alla norma cei 021 art. b1.4
Ho fatto alcune prove sui dispositivi interfaccia ABB CM-UFS.2, direi deludente, ho fatto delle comparazioni grafiche con la protezione interfaccia sempre ABB CM-UFD.M32, non so come si possa dire che quelle installate prima della CEI 0-21 vadano bene, la stessa ABB ha detto che basta girare le (rotelline!!!!!!!!!!) io come tecnico direi che son da buttare, se poi vogliamo far passare tutto per buono, va beh allora facciamo girare anche gli autoveicoli Euro 1 in città!
Ciao Sandro, questa volta non sono molto d’accordo con te. Ne ho provate parecchie e devo dire che i risultati sono stati sempre più che positivi. Ho utilizzato le modalità indicative delle DK5940, e per quanto riguarda le tensioni mai rilevato problemi testandole con gradini di 5% Vn per secondo o anche con gradini molto più piccoli, in questo caso cala la precisione in quanto l’errore si trova in modo più preciso. Per quanto riguarda i tempi sempre nettamente inferiori ai 100ms. Per quanto riguarda le frequenze l’intervento avviene sempre a 50, 95 e a 49, 05 e mi sembra anche normale visto che le vecchie interfacce DK erano costruite per staccare entro 49-51 mentre adesso gli stiamo chiedendo di rimanere connesse entro il range 49-51. Per quanto riguarda i tempi di intervento relativi alle frequenze anche in questo caso sempre nettamente inferiori a 100ms. Per quanto mi riguarda una SPI DK5940 che interviene a 49, 05 – 50, 95 va benissimo, siamo qua per risolvere problemi in modo costruttivo. Cambiare una SPI che interviene 50mHz prima del previsto non ha alcun senso, nemmeno tecnico direi, visto che si tratta di adeguamento di retrofit su apparecchiature molto vecchie. Aggiungo che nessuno mi chiede di eseguire la prova con gradini da 5mHz, anzi nella DK (si tratta comunque di indicazioni relative agli autotest, perché mi pare non ci siano indicazioni su come testare le interfacce esterne con cassetta relè) si parla di gradini da 50mHz/secondo. Aggiungo che le Gavazzi che ho testato intervengono esattamente a 49 e 51. La Gavazzi stessa, nella scheda tecnica della sua interfaccia, che era nell’elenco delle interfacce conformi secondo Enel alla DK5940 ha indicato la misura delle frequenze con errore +/- 50mHz. Più che altro bisognerebbe leggere bene le schede tecniche, perché ad esempio la ABB indica come tempo di intervento 100ms sia per le frequenze che le tensioni. Quindi se compiliamo il regolamento di esercizio scrivendo 200ms sul tempo impostato per la minima tensione non corrisponde alla realtà.
Grazie della risposta immediata Stefano, guarda io ne ho recuperata una la quale l’ho provata come se fosse una SPI CEI 0-21, sto parlando della cronometrica, cioè non posso accettare per buona una protezione che mi intervenga per un valore negativo rispetto al tempo impostato del 80% e subito dopo un 80% positivo, per quanto riguarda le frequenze io la 1a prova la faccio sempre a 10 mHz come indicato nella CEI 0-21, ma va bene che il tempo sia superiore a quello impostato, anche perchè proprio la delibera 243 è stata fatta perchè gli impianti non si scolleghino per qualsiasi problematica di guasto si crei nella rete! Ciò che mi ha creato delle perplessità è dato dal fatto che hanno detto “vanno bene”, siamo sinceri son state installate e mai provate queste SPI, son passati ormai qualche anno dalla loro installazione e lo sappiamo benissimo che i componenti se non sono di ottima qualità non sono per sempre affidabili. Io mi permetto di dire che sarebbe stato opportuno sostituirle, visto il prezzo accessibile ora di certe SPI, che sono più affidabili, materiali migliori, e comunque la spesa della prova la si faceva una sola volta, alla fine tutti gli impianti dovranno migrare in CEI 0-21. Per quanto mi riguarda e son sicuro che anche tu sei daccordo di fare le prove, almeno siamo a conoscenza del funzionamento dell’interfaccia! Rimane il fatto che c’è gente che fa l’adeguamento della 243 a € 250,00. L’ENEL sicuramente farà dei controlli a campione, spero per i produttori che si son affidati a queste persone siano in grado di dimostrare tutto quello che è stato adeguato, (io consegno dei documenti regolarmente timbrati e firmati), spero che siano almeno una garanzia!
Ciao Sandro.
Forse hai provato un’interfaccia avariata. Io non ho mai trovato interfacce con differenze sui tempi di intervento, li ho sempre trovati abbondantemente inferiori ai 100ms, e siccome la DK5940 chiedeva tempi uguali o inferiori, se intervengono sotto al tempo impostato non vedo problemi.
Sul discorso frequenze stessa cosa, ho sempre trovato tempi di intervento inferiori a 100ms e intervento sempre a 49,05 e 50,95 come avevo già scritto, mi sono spinto sino a passi di 5mHz.
Per il resto non vedo l’utilità di testare un’interfaccia del 2010 con le procedure della CEI 0-21, le interfacce CEI 0-21 e le procedure di verifica sono nate insieme con la norma stessa, mentre le interfacce vecchio stampo sono nate senza una precisa indicazione di come testarle con cassetta relè.
Io le verifico, e verifico che intervengano, finchè trovo tempi inferiori a quelli della DK e soglie di intervento precise (anche sino a 50mHz di errore come nel caso della ABB di scarto) per me vanno bene (per le soglie di tensione problemi non ce ne sono, viste le tolleranze ampie). Probabilmente la tua SPI non andava bene, io sinora non ho trovato spi con errori rispetto a quanto mi aspettasi. Preciso che faccio la prova di soglia e quella di tempo separate. Per me cambiarle a prescindere non ha senso.
Per quanto riguarda i costi per gli adeguamenti, chi li offre a quelle cifre, se fa tutto a regola d’arte (fattura 😉 ) lavora in perdita. 30-40 euri di spese, togliamo tasse, previdenza etc rimangono 60-70 euro. Se ci mette due ore pareggia i conti. Ma siccome servono almeno due belle giornate di lavoro, vuol dire che o ci rimettono o non adeguano e compilano solo dei dati a caso. Contro quella gente non ci si può fare nulla, non c’è mercato.
Una domanda:
Vi è mai capitato che nel salvare il regolamento di esercizio sul portale produttori vi dia il seguente errore:
“Errore durante il download del report !”
e se si come avete risolto
P.S. ho già provveduto ovviamente a mandare al servizio produttori Enel della zona una email con lo screenshot dell’errore.
Da altro forum , sembra che accada a tutti e sia stato segnalato , per ora gli unti del signore di enel tacciono…..
Verifica se c’e’ qualche pdf obsoleto, relativo al regolamento, che devi prima eliminare; a volte dipende da quello. Ciao
L’Enel mi ha risposto dicendo che è un disservizio che stanno risolvendo, se il problema persiste mi è stato indicato di inviare una pec al seguente indirizzo email : pub_portaleproduttori@enel.com. spero possa essere di aiuto per qualcuno.
Dopo che ho letto queste Vs ultime mail dell’errore che indica il portale Enel con il caricamento del regolamento di esercizio poso affermare che capita da stamattina anche al sottoscritto …….Enel Zona FC.
Grazie Michele dell’info, x adesso aspetto poi vedremo.
Ciao a Tutti,
il mio fegato sta esplodendo. Ho tre clienti con il portale bloccato per tre motivi diversi, tra cui anche quello della creazione del report, ho scritto alle varie mail: lam_portaleproduttori@enel.com per il lazio, erm_portaleproduttori@enel.com per le marche ho inviato anche una pec (da indirizzo pec) a produttori-eneldistribuzione@pec.enel.it per segnalare gli errori ed il fax al numero verde di enel distribuzione….. risultato nessuna risposta. Anche chi gestisce localmente il portale produttori non risponde al telefono.
P.S. mi è appena arrivata il messaggio di eliminazione della mail inviata a LAM per mancata lettura da parte del ricevente….
Cosa consigliate di fare?Sono tentato di inviare una pec minacciando azioni legali e di informare l’AEEG…
Guarda Battista, io ormai di fegato ne ho mezzo 😉
Io ti consiglio solo di tenere traccia del tutto (mail e screenshot) per eventualmente pararti il posteriuore in caso di problemi (ad esempio delibera 243).
Io se non riesco a stampare il regolamento per una Delibera 243, mando mail al GSE dicendo che non sono in grado di adempiere agli obblighi normativi per carenza da parte di Enel e del portale produttori.
Buongiorno a tutti,
quando si è terminato tutto sul portale enel e si entra per un controllo il regolamento di esercizio 243 deve risultare “inoltrato” e tutto è finito, oppure enel deve ritornarlo firmato da loro?
Riceverai una comunicazione che la modifica al regolamento è stata accettata, caso contrario riceverai una comunicazione con la documentazione da integrare.
Grazie Michele, sai anche per caso quanti giorni passano prima di vederla accettata?
Salve stefano volevo solo un info possiedo un impianto da 19.78Kw con 2 inverter mi dicono di aggiornare l’impianto secondo nuova norma :
Devo aggiornare soli l’inverter o installare un rele di interfaccia
grazie
Devi solo sistemare gli inverter.
Anche se so che ci sono installatori in giro che fanno cambiare interfacce esistenti ai clienti o peggio gliela fanno aggiungere. Bravi !!!!!!!!
🙁
non c’è un massimo di giorni per valutarla, ma penso che 15 lavorativi massimo, poi dipende anche da chi valuta la pratica……,comunque di solito sono veloci, anche perché non si tratta di modifiche importanti ma solo di integrare e sostituire alcuni parti del regolamento di esercizio già inviato quindo controllano solo che tutto corrisponda.
Ciao ragazzi…
giusto per dare una buona notizia: OGGI IL PORTALE ENEL FUNZIONAAAA…
Ce ne hanno messo di tempo però!
Una domanda: nella stampa del pdf (in Tab. 1) viene fuori che il mio impianto è di 38 kW mentre io ho un impianto da 44.41 kWp. Mica quella potenza è la somma delle potenze nominali dei convertitori? Se così l’info è un pò ambigua. Che ne dite?
Giusto per esser pignoli la nota (1) alla stessa pagina dice che la potenza nominale è la somma delle potenze riportate in Tab. 1. Solite stranezze del portale o posso aver combinato una cavolata? Eppure la potenza nella schermata Censimp non la fa modificare ma se la prende lui in automatico. Nel mio Censimp, per chiarezza, è riportato il valore esatto di potenza. Qualcuno mi illumina?
Ciao h724,
anch’io ho riscontrato la somma delle potenze nominali dei generatori (ho 2 inverter di potenza nominale 4,6 kW, l’impianto è da 10,125 kWp che ho dichiarato ma nel RDE viene fuori 9,2 kWp potenza nominale impianto)
E’ la somma dei generatori . Quando nella compilazione dei dati dell’ inverter ti viene chiesto”Potenza nominale dell’unità di generazione ” devi inserire la potenza nominale del generatore inteso come potenza nominale totale dei moduli connessi all’ inverter (la seconda cifra dopo la virgola non te la fa mettere).
Buongiorno,
qualcuno di voi ha mai provato a mandare un regolamento di esercizio (sempre per l’adeguamento delibera 243) senza però allegare schema unifilare?
Ciao Michele,
io si, aspetto risposta di accettazione. Se non ci sono modifiche fisiche all’impianto non vedo perchè dovrebbe essere necessario inviare nuovamente lo schema elettrico.
Ciao Michele,
fino ad ora pure io ho inviato senza schema elettrico e non mi sono tornati mai indietro.
L’unica cosa su cui mi hanno fatto un po di storie è che bisogna allegare il documento di identità(giustamente).
Buongiorno Stefano, una domanda..come mai trovo impianti da adeguare alla 243 > di 20 kw connessi nel 2009 ma sprovvisti di spi?cosa devo fare?
Grazie
Saluti
Ciao Luigi. Io posso ipotizzare tre casi:
a) chi ha fatto le pratiche Enel/schemi ha dichiarato il falso indicando interfaccia ed Enel ha allacciato
b) chi ha fatto le pratiche Enel/schemi non ha messo interfaccia ed Enel non se ne è accorta
c) l’interfaccia è dentro l’inverter, ad esempio gli inverter Ingeteam hanno una Gavazzi a bordo
Ciao Battista,
Faccio questa domanda sullo schema unifilare perché un mio cliente, a cui sto facendo l’adeguamento, mi ha cortesemente fornito lo schema unifilare allegato al vecchio regolamento (che non ho fatto io) e mi sono accorto che il DG e DDI riportati non sono quelli realmente installati !!! quindi suppongo che dovrei inviare lo schema unifilare aggiornato.
Il documento del Produttore o di chi dichiara la conformità non ho capito ?
Ciao Michele, la responsabilità è di chi compila la conformità
Tu fai foto e dichiara quello che c’è, il problema sarà di chi ha dichiarato nel vecchio regolamento delle baggianate.
Io non li guardo nemmeno più i vecchi regolamenti, perdo solo tempo. Dichiaro e fotografo quello che c’è e penso a quello che faccio io.
Ciao Michele,
confermo che nelle mie pratiche di adeguamento alla Del.243 NON ho mai allegato il disegno dello schema elettrico anche se per mia fortuna tutto risulta uguale al realizzato.
Io consignlio di non mandare gli schemi se non richiesti e necessari (per esempio per modifiche a livello di componenti impiantistici). Se mandi gli schemi e stai firmando tu la pratica è come se tu ti prendessi la responsabilità di aver verificato anche quello schema. Se noti qualcosa che non và fotografa ed al massimo manda rettifica.
Ciao h724,
econdo me non è cosi, mi spiego, io riporto nello schema unifilare solo quello che è stato installato, non verifico nulla oltre alle frequenze,(non faccio dichiarazioni di conformità in merito al DM 37 del 2008). L’unica dichiarazione che si fa è quella che l’impianto è conforme a quanto previsto alla delibera n.243, si è responsabili solo di quello, e comunque nella compilazione del regolamento in retrofit ti viene chiesto il DG e DDI, quindo comunque indichi l’apparecchiatura installata.
Esatto Michele, se la metti così sono d’accordo anche io. Ma ripeto, proprio perchè già in dichiarazione espliciti il DG e il DDI lascia stare l’unifilare o multi che sia.
Se poi il cliente vuole aggiornare il tutto sono sicuro che tu sarai ben felice di farlo… ma con altra pratica… ed a pratica 243 CHIUSA!
Ciao Stefano, ho un impianto domestico di 19.44Kw entrato in funzione il 22/06/2012, la ditta istallatrice mi ha spedito un preventivo per l’adeguamento.
Volevo chiederti: 1) essendo stato allacciato dopo il 31/03/2012, è necessario l’adeguamento?
2) L’eventuale adeguamento non dovrebbe avvenire entro il 30/04/2015?
3) Se l’adeguamento è necessario perche la ditta mi ha istallato inverter più vecchi e quindi da aggiornare, non dovrebbe farlo a suo carico?
In attesa di risposta, ti ringrazio!! Gabriele
Ciao Gabriele.
le ditte non hanno nessun obbligo di cambiare o aggiornare inverter se ci sono delibere che prevedono un adeguamento retroattivo, al momento dell’installazione, se Enel ti ha allaccaito, vuol dire che gli inverter erano a posto e che la ditta ha fatto il suo dovere.
In ogni caso non è un tuo problema, in quanto il tuo impianto come hai scritto è stato allaccaito dopo il 31 marzo 2012 e quindi non è soggetto ad adeguamento.
Grazie Stefano, Chiarissimo!
Salve, volevo porre un dubbio che mi assale nella compilazione del regolamento di esercizio con ENEl.
I vecchi inverter , conformi alla Dk5940, dovevano intervenire sulle soglie di tensioni con tempi <0,2 per la Vmax e <0,1 per la Vmin che sono tarate rispettivamente su 1,2 Vn e 0,8 Vn.Ciò non voleva dire che il tempo impostato sulle protezioni dovesse essere 0,1 e 0,2 ma semplicemente che la protezione fosse in grado di intervenire entro tali limiti.
In alcuni modelli di inverter, con soglie e tempi di tensione non modificabili, il tempi impostati sono a 0,05 e nel regolamento di esercizio che si chiede di compilare nella sezione dei tempi si indicano dei tempi prescritti che sono 0,2 e 0,1.
Siccome la delibera sembra imporre solo la modifica delle frequenze può enel richiedere questa modifica anche sulle tenzioni?Spero di essere stato chiero e grazie a tutti per i qualsiasi opinione o suggerimento.
Saluti
Ciao Fabrizio, finalmente qualcuno che analizza le cose come si deve senza compilare a caso documenti e certificazioni.
Hai perfettamente ragione, e anche io sto compilando i regolamenti di esercizio in base alle apparecchiature che trovo in campo.
La DK5940 indicava come tempi per le tensioni ≤0,1sec per la protezione 59 e ≤0,2 per la protezione 27.
Quindi non è detto che i tempi siano quelli, possono essere inferiori.
Ad esempio le protezioni di interfaccia DK5940 dell’ABB, indicano nella scheda tecnica tempi di intervento ≤100ms sia per le frequenze che per le tensioni.
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Maximum reaction time (time between fault detection and change of switch ing status of the relay:
Over-/undervoltage < 100 ms Over-/underfrequency < 100 ms ----------------- Quindi chi compila il regolamento di esercizio con i tempi 100ms per la protezione 59 e 200ms per la protezione 27 scrive una cavolata. Detto questo Enel indica i tempi previsti dalla DK5940, non dice di cambiarli. Gli 0,05 secondi vanno benissimo. Enel omette di scrivere ≤ perchè forse fanno fatica 😉 Nessuno ti può respingere un regolamento di esercizio con scritto 0,05 nei tempi delle protezioni 27 e 59
Ciao Stefano e grazie per la risposta.Tu ne hai già inviato qualcuno indicando valori diversi da 0,1 e 0,2 e non ti hanno contestato nulla?ormai da Enel mi aspetto di tutto..
Inoltre un’altra cosa che non mi è ancora chiara e come gestire e il seguente caso:
-SPI esterna e modificabile sia sulle soglie che sui tempi
-SPI interna agli inverter modificabile solo sulle soglie di frequenza e con valori di tensione impostati a 262 V e 188 V(inverter SMA) che quindi non corrispondono a 0,8 e 1,2 Vn!
Considerando che l’SPI esterno ha soglie 0,8 e 1,2, nella sostanza interviene prima la protezione degli inverter di quella dell’SPI e cosi non dovrebbe essere.
Siccome nella DK5940 anche sulle soglie di tensione e non solo sui tempi c’era un bel <= mi trovo in situazioni dove appunto interviene prima l'inverter dell'SPI esterno,cosa che oggi alcuni distributori(tipo Hera) mi chiedono esplicitamente di asseverare che non avvenga.
Ciao
Ancora non ho inviato. Ma riporto sotto una delle risposte alle domande frequenti sul sito AEEG
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Infine, poiché ai sensi delle previgenti disposizioni tecniche (poste in essere dalle imprese distributrici su base volontaria), nonché delle previgenti edizioni della Norma CEI 0-21, era necessaria una regolazione del sistema di protezione d’interfaccia non interferente con i valori indicati nel paragrafo 5 dell’Allegato A70, non si ritiene normalmente necessario alcun adeguamento all’intervallo di tensione indicato nel medesimo paragrafo 5.
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Non vedo come possa Enel contestare dei valori di apparecchiature che lei stessa ha allacciato con il vecchio regolamento di esercizio.
Per il resto nessuno ha mai detto che la taratura deve essere 276-184, la DK diceva minore o uguale a 1,2Vn e maggiore o uguale a 0,8Vn (quindi 262V e 188V vanno benissimo).
Sotto la tabella DK5940
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Tabella DK594
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La questione è cristallina a mio avviso. Tra 1,1Vn (allegato A70) e 1,2Vn (DK) e tra 0,8 (DK) e 0,85 (A70) va benissimo 😉
Sul discorso inverter ha ragione Hera, comanda l’interfaccia esterna, l’inverter deve avere tensioni più ampie, anche se il risultato finale è il medesimo. A volte non ci si riesce.
In ogni caso siamo alle solite, i distributori non ti possono chiedere altre cose o farti dichiarare cose strane, tu secondo la delibera 243 devi SOLO dichiarare che l’impianto rimane connesso entro il range 0,85-1,1Vn, cosa che avviene. Tutte le altre cose sono invenzioni dei vari burocrati seduto dietro alla scrivania, che dovrebbero studiare un po di più 😉
Anche a mio avviso la questione è cristallina, ma rimane il fatto che Hera mi chiede esplicitamente di dichiarare che le tarature degli inverter sono più ampie di quelle degli SPI, mentre chissà se ENEL si metterà di traverso se indico dei tempi impostati diversi da quelli prescritti.
Ora proverò a mandare qualche regolamento di esercizio con ENEL e vedrò cosa dicono…
Buongiorno Stefano,
per caso hai fatto qualche adeguamento su impianti idroelettrici? Un cliente mi ha chiesto un preventivo.
Secondo te è da adeguare solo la PI esterna?
Il motore è un generatore asincrono da 50 kW.
Grazie come sempre
Ciao Simone.
E’ da adeguare di sicuro la PI esterna ma anche il generatore rotante, la delibera dice:
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Nel caso di impianti di produzione tradizionali, i produttori sono tenuti ad adeguare il funzionamento degli impianti alle prescrizioni del paragrafo 5, del medesimo allegato esclusivamente entro i limiti consentiti dalle macchine rotanti già installate.
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Quindi per me va adeguato nei limiti del generatore.
Ciao, richiesta enel di oggi per un adeguamento 243: correggere le tensioni impostate sul report del regolamento di esercizio (allegato B), essendo l’impianto collegato a 400V, con finestra tra 480V (1.2) e 320V (0.8)…..a voi i commenti…
Non ho parole 🙁
Ciao Stefano, mi avevi già risposto il 16/05 sul fatto che il mio impianto era stato allacciato dopo il 31/03/2012. Però la delibera AEEG 243/13 impone l’adeguamento delle protezioni di interfaccia, esterne e/o interne all’inverter, di tutti gli impianti superiori a 6 kW messi in servizio prima del 31 marzo 2012 (salvo quelli già soggetti ad adeguamento secondo quanto richiesto dalla delibera 84/2012/REEL). Cosa vuol dire la 84/2012/REEL? come faccio a sapere se rientro in questa casistica, visto che la ditta mi ha inviato un preventivo di 1700 euro + iva?
Ringrazio anticipatamente, Gabriele.
Ciao Gabriele.
La delibera 84/2012 forniva indicazioni per gli impianti che entravano in servizio nel periodo transitorio tra Allegato A70 e CEI 0-21 / CEI 0-16 ovvero allacciati dopo il 31 marzo 2012. Il tuo se è stato allacciato dopo è già a posto.
Meglio che chiedi spiegazioni alla ditta che ti ha mandato il preventivo. Credo che si siano sbagliati, o che ti vogliano prendere in giro (fregare?) 😉
Piergiuseppe no si è capito niente….
tu che tensioni avevi scritto?
Le tensioni considerando Vn= 230 V perciò 1,2Vn= 276 V e 0,8Vn= 184 V
Ciao Piergiuseppe, questa volta devo dare ragione ad Enel, i valori vanno sempre indicati facendo riferimento alla tensione nominale 😉
Scusa Stefano, non ho capito, ma hai risposto alla mia precedente considerando 400V?
Ciao Piergiuseppe, esatto.
Se l’impianto è monofase occorre indicare le finestre di tensione riferite alla tensione di 230V, mentre se è trifase riferite alla tensione di 400V.
In ogni caso io faccio le verifiche sempre sulla tensione fase-neutro (poi ovviamente la cassetta genera 400V sulle tensioni fase-fase) ma nei test report della cassetta relè viene indicata com etensione di prova 184-276.
Comunque non cambia nulla, ovviamente.
Ciao per tutti gli impianti che al 30 Giugno non saranno adeguati alla Delibera 243 verrà sospeso l’incentivo. Vuol dire che quando si adeguano gli ridanno anche i soldi che non hanno percepito durante la sospensione oppure vanno persi? Si arrangia Enel a comunicare l’avvenuto adeguamento o dopo il 30 Giugno devo comunicarlo io?
E’ il distributore che comunica al GSE.
Non perdi gli incentivi, sono sospesi sino a che non ti adegui.
Quindi se io mando via l’adeguamento al 15 di Luglio poi si riattivano in automatico appena Enel mi da la pratica in completato…
Con i tempi che hanno secondo me non fanno nemmeno in tempo a sospenderteli 😉
Ciao, qualcuno di voi ha compilato il regolamento di esercio per adeguamento con enel indicando come valori di soglie impostate sulla tensione valori diversi da 1,2 e 0,8?
Ad esempio 1,15 Vn e 0,85 Vn?
Vorrei sapere se Enel accetta la cosa (come dovrebbe fare visto che la delibera parla di soglie di F) o se rompono le scatole..
Grazie e saluti
Ciao Piergiuseppe, ancora non ho indicato nei regolamenti valori diversi da 1,2Vn e 0,8Vn, semplicemente perchè non li ho trovati.
In ogni caso non so se Enel rompa le scatole, ma direi che non ha elementi per farlo. Siamo sempre lì, la DK diceva <= 1,2Vn e >= 0,8Vn quindi i valori che hai indicato sono corretti.
Poi occorre guardare cosa ha scritto chi ha compilato il vecchio regolamento, perchè se nel vecchio regolamento hanno scritto 1,2Vn e 0,8Vn mentre tu trovi altri valori bisogna capire chi ha sbagliato. In ogni caso tutte le interfacce DK5940 erano tarate a 1,2Vn e 0,8Vn. Diverso il discorso degli impianti di potenza inferiore a 20kW, spesso gli inverter avevano tarature diverse (ad esempio con riferimento alla tensione fase-neutro 270V e 190V).
Ciao, dubbio su una richiesta enel: togliendo il trafo bt/bt per cambio inverter con CEI 0-21, la SPI deve essere a monte o a valle del misuratore M2 (con flusso da rete enel)?
Ciao Piergiuseppe, non mi risulta ci siano indicazioni normative riguardo la posizione della SPI (o meglio direi del DDI) rispetto al contatore M2.
Visto che il contatore M2 va nelle immediate vicinanze dell’inverter, direi che quasi sempre il DDI è a monte (flusso da Enel come hai precisato).
Ciao Stefano, sono concorde con te, solo che il tecnico enel sostiene che tutti gli impianti devono avere il contatore M2 a valle del DDI perchè essendo teleletti se il DDI apre loro lo vedono “in guasto”, ho affermato che tutti gli impianti che ho visto hanno il contatore M2 a valle del DDI, mi ha detto che sono tutti sbagliati citandomi la pag. 122 della prima guida alle connessioni enel del 2008, che posso fare?
Concordo con il tecnico enel, pi esterna subito a valle dell’inverter e prima del M2.
Scusa Matteo, ma è richiesto dalla CEI 0-21 (non che sia vangelo, ma allora la fig. 6.1 della guida fotovoltaico di tne è sbagliata) oppure è a discrezione del tecnico enel, mi sembra importante definire questo aspetto
Ciao, sulla posizione del M2 lo schema a pag 94 (mi pare, vado a memoria..) delle regole applicative del V conto energia indicavano Spi tra inverter e M2, anche le regole del IV conto indicavano una cosa analoga. E’ pero’ solo la variante di dicembre 2013 alla Cei 0-21 che dice che va mantenuta la continuita’ circuitale per permettere la tele leggibilita’ del M2 (Enel usa onde convogliate dalla loro cabina di trasformazione); in sostanza la norma ammette l’interruzione del collegamento solo per mamutenzione/guasto. Deve inoltre stare attento chi ha un impianto trifase e per riassetto inverte le fasi sull’impianto del cliente, in tale caso il sistema enel di telelettura va in palla per un po’.
E’ evidente inoltre che chi frappone il DDI con un crepuscolare o un orologio spegne di fatto il M2 inibendo la tele lettura dello stesso.
Ciao Vic, ok su tutto quello che dici però la norma cita come condizioni eccezionali la manutenzione, guasti o sicurezza, se il DDI è installato a monte del M2 apre solo per mancanza rete enel e a quel punto addio telelettura oppure per guasto, ed è contemplato, avendo tolto il trafo bt/bt, sicuramente non lo faccio aprire con un crepuscolare; praticamente è sempre chiuso perciò non vedo il problema per enel
salve ho bisogno del vostro aiuto. stamanie venuto il tecnico che mi monto il mio impianto di 5 kw nel gennaio 2012 chiedendomi 250euro per adeguare l invertet alla nuova delibera . ma è giusto ciò che dice ?
Ciao Vincenzo, la Delibera impone l’adeguamento degli impianti di potenza superiore a 5kW. Il tuo impianto non è soggetto ad alcun adeguamento.
Puoi dire al tecnico di provarci con qualcun’altro
@piergiuseppe: nota 56 pag 74 CEI 0-21:
L’Utente deve predisporre la parte di impianto prevista per l’inserimento del sistema di misura M2 con un
sistema elettrico di distribuzione interno a 4 fili (trifase + neutro) ovvero a 2 fili (negli impianti monofase).
L’impianto utenza deve assicurare tale configurazione in tutte le condizioni di esercizio. Nel caso di impianti
esistenti in cui l’uscita del generatore sia a 3 fili, per poter garantire il suddetto requisito, il contatore deve
essere posizionato a monte del dispositivo di interfaccia dell’impianto (tra quest’ultimo e la rete, connesso
mediante neutro BT).
Matteo, la nota parla di sistema 3 fili senza neutro con DDI a 3 poli, in quel caso è ovvio che poichè il contatore ha bisogno del neutro deve essere collegato a monte ma nel mio caso il sistema e a 4 fili (3F+N) con DDI a 4 poli perciò non rientra nel campo della nota, anzi la CEI 0-21 chiede di inserire il contatore M2 nelle immediate vicinanze degli inverter non più lontano, secondo me la richiesta di enel è soggettiva e priva di un riferimento normativo
Grazie mille. infatti mi puzzava
Buongiorno Stefano, leggo i tuoi e non posso che complimentarmi…davvero! Grazie per l’aiuto che ci fornisci.
pongo alla tua e Vs. attenzione una questione, forse già trattata ma che non ho trovato.
mi trovo a dover adeguare alla delibera 243 un FV con P>20kW con unico inverter e Interfaccia esterna.
Dalla tabella degli “INVERTER COLLEGABILI ALLA RETE” di Enel Distribuzione, sotto la colonna “PROTEZIONE INTEGRATA IN INVERTER” vedo che lo stesso inverter non è dotato di protezione integrata. questo significa che non è necessario intervenire sull’inverter in quanto c’è solo l’Interfaccia esterna? Lo chiedo perchè mi è capitato un caso di inverter siliken da 100kW, la ditta siliken è fallita e quindi non so se ci sia una procedura di adeguamento. guardando però su tale tabella leggo che l’inverter non è dotato di protezione integrata. Spero di essere stato chiaro, grazie a tutti voi.
Lorenzo
Ciao Lorenzo, non è detto che non si debba intervenire. Ci sono molti inverter che hanno comunque dei sistemi che limitano tensioni e frequenze, non con vere e proprie interfacce di rete ma via software.
Quindi potresti regolare l’interfaccia esterna a 49-51 ma avere l’inverter che “sgancia” a 49,7-50,3
Mi pare che ad esempio gli inverter Santerno siano in questa situazione.
Buon giorno a tutti,
vorrei porre un problema a Stefano : nella mia zona (prov. FC) da qualche tempo, in pratica da quando il sole c’è per tutto il giorno, molti inverter monofase (pot. da 3 a 6 kW) vanno in blocco perchè superano i 255V; ho chiesto all’Enel informazioni, ma escluso per un impianto, per tutti gli altri non ho ricevuto risposta per evitare questo problema. Secondo te se inserisco un trasformatore di isolamento 240/240 posso evitare il distacco ? Buon lavoro.
PowerOne?
Io di volta in volta risolvo:
1) alzando le soglie dell’inverter (poco alla volta)
2) adeguando la linea dall’inverter al contatore (se il cavo usato è piccolo, lo faccio raddoppiare
3) se le tensioni sono alte indipendentemente dall’impianto, segnalando all’Enel il problema e i danni al cliente.
Finora ho avuto questi problemi solo con PowerOne (io ODIO PowerOne/ABB)
T.
Ciao Tycho, vorrei precisare che non si possono alzare le soglie di tensione dell’inverter, sono stabilite dalla CEI 0-21 e tali devono rimanere (media mobile 59.S1 110% e massima tensione 59.S2 al 115%).
Per il resto come mi diceva il buon Matteo ieri al telefono dipende dalla impedenza elevata della linea, occorre fare intervenire Enel, se ti hanno inviato il preventivo ti hanno autorizzato ad immettere in rete la massima potenza che hai dichiarato, se la rete non la regge è un problema loro e devono intervenire.
Tra l’altro Thycho credo che non c’entri nulla Power-One o altre marche, la legge di ohm vale per tutti, potrei pensare il contrario, ovvero che la protezione in media mobile di Power-One funzioni bene e quella di altri inverter un po meno 😉
Ciao Stefano, quanto dici è vero e giusto, però sulla carta.
Molti tecnici Enel, dopo le mie segnalazioni, mi hanno suggerito di ritoccare le impostazioni delle macchine. Inoltre, spessissimo mi è capitato che si trovassero con le mani legate, perché se abbassavano la tensione di rete, l’ultimo utente della linea era “alle assi”.
La realtà è che Enel ti chiede di pagare un corrispettivo per l’ottenimento del preventivo al momento della domanda di allaccio, ma poi quando lamenti malfunzionamenti nella rete cascano dalle nuvole, dando la colpa al fotovoltaico che alza la tensione.
Io utilizzo (per una scelta aziendale cui mi sto strenuamente opponendo da anni) PowerOne per il 90% degli impianti, e posso dire con certezza che altre marche, messe nelle stesse condizioni, non risentono minimamente dei problemi dei suddetti. Non per niente hanno rilasciato una direttiva per illustrare le cause del problema “W003″…
T.
Capisco, però Enel non può dirti di alzare le soglie di tensione. Anche a me è capitato il primo caso proprio ieri, mai successo nulla negli ultimi 6-7 anni, ieri primo caso di disconnessioni per sovratensione. vediamo come risolvere 😉
@Tyco: hai detto bene ” lo dicono a parole” innalza la tensione….. scaricando su di te tutta la responsabilità. Io starei attento in quanto lasciando libertà alla tensione di andar su oltre le soglie si rischia di poter avere danneggiate altre apparecchiature elettriche “passive” connesse alla stessa rete.
Ricordo inoltre che l’istallatore a fine lavori rilascia la dichiarazione di conformità che certifica che l’impianto è realizzato a regola d’arte il che significa che occorre seguire le norme CEI, in particolar modo CEI 0-16 e CEI 0-21 che regolamenta per produttore e distributore le soglie di tensione e frequenza.
Solo il distributore può con deroga dare indicazioni di modifica soglie …… ma per iscritto e con apposita comunicazione.
Mi passi il link con il documento che illustra le cause dell’errore W003 ?
Grazie
Me l’hanno mandato via email, non so se ci sia sul loro portale. Se mi dai un’email te lo posto.
T.
stefano.caproni[chiocciola]libero.it
Ciao Maurizio, mi diceva sempre Matteo che c’è un dispositivo che ovvia a questo problema, una sorta di trasformatore che regola la tensione. Il prblema è che perdi produttività. Io inizierei contattando Enel, non possono non risponderti. manda una PEC scrivendo che l’impianto XXX non p in grado di rimanare connesso alla rete con la massima potenza da loro autorizzata nel preventivo di connessione, e che si disconnette per massima tensione. Devono risponderti.
Di solito io mando fax e infinità di telefonate al servizio guasti, ma se parlo di fotovoltaico i tempi si allungano all’infinito. Io lamento danni alle apparecchiature in casa (lampadine, fax, schede elettroniche o altro), almeno hanno più premura.
Io sono solamente produttore , quindi non installatore , ma i problemi di tensione alta sono tanto che ci sono , fino a inizio 2012 , non se ne accorgeva nessuno , al limite il vicino se si bruciava qualche lampada 😀 , poi con le nuove soglie ci sono stati infiniti problemi , in altro forum sono anni che se ne scrive ; io normalmente odio enel e i loro odiosi tecnici alla scrivania (avendo avuto a che farci) ma in questo caso la colpa non e’ stata completamente di enel , ma dei primi CE che davano alta priorita’ agli allacci FV , pensate se qualcuno non veniva allacciato per rete inadeguata che casino succedeva (e poi invece e’ succeso il contrario) , io ho un 20kw su una linea di campagna a circa 150mt. dal borgo , e il borgo e’ alimentato da circa 6-700 da un trafo su palo , su una fase la mattina ho 238-240V che quando la produzione arriva ai 15-16kw porta la tensione a 255-258 a volte anche 261V , fortunatamente ho un impianto pre 2012 quindi soglie di 264V ; direi che pero’ col 0-21 se l’enel non vuole intervenire puo’ farlo perche’ per loro la tensione non supera mai il 110% (253V) perche’ interviene la SPI inverter e spegne o manda in derating l’inverter…… anzi potrebbe bacchettare chi allarga la soglia per non spegnere l’inverter…..
Aggiungo , che rimane il fatto che hanno le idee confuse , se per la 243 ti impongono 276V di massima 😀 …. poi anche la 0-21 ha fatto un po’ di confusione : ha messo la rampa di accensione di 5′ , se si spegne , invece se passa una nuvola puo’ passare (nel mio caso) da 20kw a 1 e nuovamente a 20 nel giro di qualche secondo , e infatti vedo la tensione passare da da 242-243 a 258-259 in pochi secondi , dove poi ci sono piu’ impianti…..
Se può interessarvi il 24 gennaio avevo scritto sulla problematica delle linee ENEL di BT e valori di tensione.
Si grazie avevo letto e commentato (forse) , volevo solo dire che le problematiche sono saltate fuori subito , gia’ dal 2010 , quando hanno cominciato ad esserci tante installazioni anche adiacenti…..
Per Piergiuseppe, sulla posizione DDI/M2 sono d’accordo con te, la guida enel 2008 (ma anche le ediz. succesive compresa quella in vigore) nello schema di pag 122 indica si la posizione del sezionamento (eventualmente coincidente con DIB/DDI); pero’ ritengo che tale indicazione e’ finalizzata a sezionare per mettere in sicurezza l’impianto per installare l’M2; infatti si parla di un generico sezionamento e non espressamente del DDI.
Quindi una volta installato un sezionatore il DDI potrebbe essere posizionato altrove; ed e’ per questo che la variante V2 della Cei 0-21 prescrive solo che, in condizioni normali, il produttore non interrompa mai la continuita’ circuitale verso l’M2.
Ormai siamo a discutere :
qualcuno ha avuto riscontri positivi nel mettere le soglie tensione inferiori a 0,8 e 1,2 ?! gli sono stati accettati RE cosi ?
Poi cosa mettete come seriale SPI quando ci sono solo gli inverter e lo stesso la richiesta del modello , marca e firmware pur avendo dichiarato che e’ interna al convertitore ?!?!
grazie
Ancora nessuna esperienza con valori diversi.
Per il resto metti il seriale dell’inverter.
Non ho ancora capito perchè continuino a chiedere quel dato con protezione interna.
Quanti errori formali che fanno nel RE a portale , sto’ cercando di compilare l’all. B , chiamano generatore l’inverter (che non genera niente ma converte) poi mettono potenza nominale unita’ che teoricamente (la pn) sarebbe la potenza del vero generatore cioe’ il campo FV collegato a quell’inverter e quindi non 10 ma 9,89kw ….. mah !
Io ho dovuto contattare Enel e Terna perché la potenza nominale dell’impianto usciva in automatico diversa da quella dichiarata. Per Terna tutto ok, Enel mi ha risposto che la potenza (che compariva in automatico) era quella nominale dell’inverter, in accordo con la nuova CEI 0-21. Che poi tale norma dica tutt’altro (ovvero il minimo tra la potenza nominale della somma degli inverter e quella dei moduli), è un particolare insignificante…
ciao stefano
ho un quesito urgente da porti.
ho un impianto 100 kW, allacciato in maggio 2011 e devo inviare a brevissimo il nuovo regolamento di esercizio ad ENEL.
ho fatto aggiornare il FW dell’inverter con le nuove soglie di frequenza.
l’impianto installava in origine una SPI Gavazzi DPC02DM48B003 come protezione di intrfaccia ( esterna all’inverter) . Gavazzi dice ( nei commenti online) che posso renderla conforme solo spostando il dip swicth 6 ed allargare le soglie di frequenza ( 49hz -51hz).
Secondo te il mio impianto è in questo modo conforme alla delibera delibera 84/2012/R/eel e AEEG 243?.
tempo ho anche acquistato una SPI conforme alla CEI 0-21 ( Bytronic) che non ho ancora installato ma che però , da quello che leggo online, a questo punto non è necessario installare ( in un post avevi scritto che sostituire la SPI poteva indurre ENEL a verificare la nuova interfaccia).
Spostare il selettore 6 sulla Gavazzi DPC02DM48 significa regolare la frequenza a 49-51Hz, perfettamente in accordo con quanto richiesto dall’Allegato A70 e derogato dalla Delibera 243 proprio per la frequenza (49-51 in luogo di 47,5-51,5).
Sei più che a posto 😉
Per quanto riguarda le verifiche a mio avviso vanno fatte anche sulle vecchie interfacce, anche perchè le stesse vanno comunque testate periodicamente come da regolamento di esercizio, e gli impianti oggetto di delibera 243 sono tutti del 2011 (o antecedenti) quindi direi che dopo 3 anni si può prendere la palla al balzo, adeguare alla 243 e approfittarne per verificare l’interfaccia. Ovvio che se nessuno chiede (Enel, AEEG) nessuno verifica 😉
Comunque questa cosa non era oggetto della tua domanda, ho solo aggiunto il mio parare. Sinora le Gavazzi che ho testato funzionavano tutte tranne una che era proprio cotta e interveniva a caso. 😉
Ciao, scusate mi intrometto..
E’ necessario ovviamente che sul/sugli inverter le eventuali (se c’e Spi interno) soglie preesistenti vengano o escluse oppure allargate almeno ai 49-51 Hz. 😉
certo, durante l’adeguamento per aggiornamento FW dell’inverter hanno fatto proprio questo. Ringrazio Stefano per la risposta precisa e veloce , come sempre del resto
Ciao A tutti,
a voi è mai capitato che un impianto non avesse il codice censimp?
devo adeguare un impianto da 2,5 kW in MT, si in media tensione, e non risulta sul gaudì…
vorrei provare a chiamare il call center terna ma prima volevo sapere se a qualcun’altro era successa la stessa cosa e come si era comportato.
Grazie!
Mai successo.
Ho guardato nelle mie pratiche, quelle che ho ancora, nel 2008 avevo già certificazione Censimp.
P.S.: per me adeguare un impianto da 2,5kW connesso in MT ha davvero poco senso tecnico, anche se la delibera non fa eccezioni. L’unica cosa che mi viene in mente, ma ora non ho tempo di controllare, è se nelle vecchie CEI 0-16 c’era qualche articolo che magari escludesse gli impianti sino ad una certa potenza dal fatto di essere considerati attivi. E’ l’unica cosa che mi viene in mente. Comunque in qualche documento GSE dovrebbe essere indicato il Censimp
Anche a me mai successo.
Ps, anche se nn c’entra con questo post qualcuno ha novità da parte del Gse circa il risultato per l iscrizione all albo dei verificatori?
Infatti nemmeno a me era mai successo.
Ho chiamato terna e dal codice pod non risulta nemmeno a loro. Essendo un impianto molto vecchio al momento della sua attivazione non era necessario censirlo. Comunque dal 23 Dicembre 2008 c’è l’obbligo anche per gli impianti precedenti di essere censiti.L’operatore dell call center mi ha detto di iscriverlo ora e farò in questo modo.
Per Lorenzo: anch’io sto aspettando notizie per l’albo dei verificatori ma al momento non è uscito nulla a parte la proroga per le iscrizioni.
Ciao!
Tutti “aspiranti verificatori GSE” in questo blog?
Io no di sicuro 😉
Appena ho letto i compensi previsti ho lasciato perdere 😉
io più che altro per far venire fuori tutte le magagne fatte dagli speculatori.
Sui compensi d’accordo con Stefano, sono da “fame” ma tra zero e fame se si vuole sopravvivere a volte si è costretti a scegliere la fame, per Battista cfredo proprio che se faranno davvero le verifiche (e su questo ho dei seri dubbi, vedremo) ci sarà parecchio lavoro per gli avvocati perchè qua si parla di soldi (incentivi)
Ciao Piergiuseppe, non è questione di fame, è che a conti fatti lavori gratis, è diverso.
Se guardi le cifre e fai due conti, spese e impegno in ore lavorative, non ti rimane niente.
Ok sono d’accordo, comunque gli incarichi si possono sempre rifiutare, ciao
Certamente 😉
Salve Ragazzi, ma dove li avete trovati questi compensi?
Ciao Fabrizio. Scarica i bandi alla pagina in link
———–
http://www.gse.it/it/salastampa/news/Pages/Presentazione-candidature-per-istituzione-albi-componenti-gruppi-verifica-GSE.aspx
X Piergiuseppe : le verifiche ci sono gia’ da 3 anni tranquillo , il Gse manda una raccomandata a il produttore 15gg. prima 😀 con la richiesta dei documenti da avere il giorno del sopralluogo (che sono gli stessi che sono stati mandati quando richiesto l’incentivo ) , quello che rimane non chiaro a cosa serva un ispezione di questo tipo ?!?! se ho messo pannelli in piu’ il giorno del soprallugo li tolgo , se come dite e’ un compenso da fame , l’ispettore non ha neanche la voglia di andare prima a fare una verifica perche’ ci rimette e poi andrebbe in contenzioso avendo fatto una cosa non prevista dal regolamento…. alla fine diventa una verifica solo formale , se i numeri di serie , pannelli sono nella stessa posizione della foto inviata con la richiesta , etc …. questi interventi andavano fatti quando sono stati dati fine lavori senza nemmeno i pannelli col salvalcoa che di fatto ha distrutto il CE……
Quoto, sono controlli di documenti, e anche abbastanza superficiali.
Poi devo capire perchè gli devi dare ancora tutti i documenti che hai già inviato.
In ogni caso si doveva controllare prima, non dopo, dopo si mette a posto tutto, vedi salva Alcoa 😉
Ciao Stefano,
mi è capitato di dover adeguare un impianto fotovoltaico alla delibera n.243 connesso nel 2011, con potenza pari a 27,44 kW configurato con due inverter SMA tripower 17000, solo che non presenta ne DDI e ne SPI esterni !!!! ho letto il regolamento di esercizio inviato, ed in effetti è stato dichiarato che la protezione di interfaccia è interna agli inverter !! Secondo te come mi devo comportare?
Ciao Michele.
Enel non avrebbe dovuto allacciare. Non capisco perchè sia stato allaccaito.
Ora secondo me per adeguare occorre inserire protezione CEI 0-21 con tutto quello che ne consegue.
Il cliente dovrebbe chiedere lumi ha chi ha fatto la dichiarazione nel 2011, in quanto il progetto e i documenti non sono conformi.
Io sono allibito della ca..ate che fa Enel, mah!!
La penso esattamente come te Stefano, grazie per il parere.
Diciamo che in questo caso hanno sbagliato sia enel ad accettare il regolamento di esercizio che il progettista a non aver inserito l’SPI esterna visto che la norma lo richiedeva.
Considerando che ENEL è in torto potrebbero anche accettare l’inserimento di una SPI esterna senza dover adeguare alla CEI 0-21, almeno io proverei a proporglielo.
Saluti
Concordo al 100% Fabrizio.
tanto il regolamento era cartaceo e spedito via PEC, si trova una vecchia interfaccia DK e si concorda con Enel per farla finire a tarallucci e vino.
Soluzione di buon senso, quindi dubito che vada in porto 😉 (scusa l’ironia) 😉
Infatti dipende chi ti trovi davanti ma indubbiamente Enel dovrebbe riconoscere le sue colpe, ma si vede che chi ha mandato avanti la pratica era sullo stesso livello di chi ha fatto il progetto!Un conto era fare inserire nel 2011 una SPI esterna un conto e chiedere oggi di aggiornare alla CEI 0-21.
In enel il controllo degli impianti da attivare e’ stato gestito spesso con la buona volonta’ senza che addestrassero i loro addetti in modo che fossero preparati a recepire la rivoluzione tecnica epocale che e’ poi venuta avanti …ed e’ una cosa grave. Sicche’ trovi tra loro a volte degli esperti e a volte persone impreparate terrorizzate dalle loro scadenze e regole Aeeg.
Salve a tutti, sono stato contattato da un installatore per adeguare 3 impianti collegati in bt >20kW (2009/2010) tutti e tre incentivati. Mi dice l’installatore che ha proposto al committente l’adeguamento perchè a loro non sono arrivare comunicazioni dal GSE in merito, vi sembra possibile?! essendo collegati in bt e >20kW dovrebbero adeguarsi entro il 30/06/2014 e oggi non hanno ancora ricevuto comunicazione dal GSE?! mi sembra assurdo…forse hanno cestinato le lettere. In ogni caso un impianto ha una gavazzi DPC72, è aggiornabile? Le altre PI da definire, ma sembra non aggiornabili: se ne installo di nuove ovviamente CEI 0-21 c’è da fare anche la prova cassetta relè, installare UPS e quant’altro? sugli inverter c’è da fare qualcosa?!
Grazie.
Il fatto che il GSE non abbia comunicato non ha grande valore, magari le mail sono arrivate a chi ha registrato sul portale, sono finite nello spam o altro. Gli impianti vanno adeguati, fa fede la delibera.
La gavazzi DPC72 è regolabile in accordo con la DK5940, quindi si può impostare a 49-51
Se metti interfaccia CEI 0-21 devi fare come hai scritto (UPS, Rincalzo, prova, etc)
Sugli inverter le frequenze devono essere almeno 49-51 o oltre. vanno sistemati anche loro, non tutti ma quasi tutti.
Ok per la gavazzi, mi informo su come fare la regolazione. Per gli altri, in cui devo cambiare le interfacce quindi devo fare come se fosse un impianto nuovo, PI conforme CEI 0-21, UPS, rincalzo e prova cassetta relè da allegare a portale.
Grazie
Se cambi interfacce, tutto deve essere conforme a CEI 0-21 (tutto intendo il sistema di protezione di interfaccia).
Scusa la curiosità, ma quali sarebbero queste interfacce NON regolabili ? Io non ne ho ancora trovate di NON regolabili.
Ciao, dubbio leggendo un manuale di inverter CEI 0-21, se cambio gli inverter che non erano adeguabili alla 243 con nuovi CEI 0-21, devo ugulamente modificare la frequenza portandola a 49-51?
Direi di no. Se sono CEI 0-21 hanno già le frequenze più larghe (47,5-51,5)
Mah devo chiedere conferma perchè dal manuale risulta 49.9-50.1 per la connessione CEI 0-21
Sono due frequenze mai citate in alcuna normativa/delibera, o hai letto male il manuale o è un inverter “cinese” finto 😉
49,9 e 50,1 Hz sono i valori di frequenza previsti nella Cei 0-21 e A70 per determinare la riconnessione dell’inverter o l’erogazione normale se e’ intervenuto lo statismo. ciao 😉
Per Piergiuseppe, hai letto il mio commento sopra del 29/5 relativo alla posizione M2?
ciao Vic, ok chiarito il dato sul manuale, è come dici tu, per la posizione del contatore M2 ti riporto la risposta mail di TNE : “Provi a spiegare al tecnico del Distributore che anche l’interruttore Q2 o
il DG possono aprire e quindi la richiesta, oltre a non avere alcun supporto
normativo, non risolve il suo problema. Se insiste, gli chieda di mettere
per iscritto la richiesta indicando gentilmente l’articolo di norma a cui fa
riferimento.
Tra l’altro trova il DDi a monte del contatore M2 sulla guida CEI 82-25,
fig. 10.2. ”
Soluzione dopo aver discusso col tecnico enel: l’ho posizionato dove vogliono loro!!!!!
Carrescia pubblichera’ la mail che ti ha inviato ;-).
Cio’ che la guida connessioni dice e’ di mettere un sezionatore oppure il DDI in ALTERNATIVA.., capisco il timore enel per la telelettura del M2, ma la loro richiesta ha senso solo se c’e’ un crepuscolare o orologio. Ciao
ciao, ma è possibile che un reg. ese. 243 sul portale enel sia in stato di “inoltrato” da un mese e mezzo senza richiesta di integrazioni?
E’ tutto possibile. Ho sempre difeso il portale Enel che secondo me funzionava bene, ultimamente fa veramente schifo, è una cosa vergognosa, devo rifare le pratiche sempre 2-3 volte perchè il sistema non va e scrive quello che vuole, aggiungiamo anche tecnici poco preparati (non ultimo il mio caso di una pratica rifiutata perchè ho indicato come DG 2 Dispositivi Generali di Linea) e siamo a posto !!!!!!!!
Da contatti diretti con enel sembra abbiano molti regolamenti 243/12 in attesa di accettazione; tra i motivi principali sembra che solo da poco (sic) si siano chiariti su come gestire i regolamenti; perlomeno i molti casi particolari: nuovo Spi, soglie e tempi intervento, potenze nominali, firmware, disp. rincalzo, eliminazione trasformatore isolamento, adeguamento completo alla Cei 0-21, prove, certificazioni, schemi ecc.. In alcune regioni hanno iniziato prima, in altre adesso!
Buon giorno a tutti, volevo chiedere informazioni se per eseguire un impianto FV con inverter ed accumulo devo presentare qualche documento all’Enel di Zona, oppure solo il progetto da presentare su richiesta al Comune. Grazie x la collaborazione
Devi fare la domanda di connessione.
Negli schemi poi indicherai tutto quello di cui è composto l’impianto, accumulo compreso.
Quindi tutto uguale come se non avessi l’accumulo ?
Ma anche se l’impianto non viene connesso alla rete di distribuzione?
Se l’impianto non è connesso alla rete non occorre nessuna domanda di connessione
buongiorno Stefano, è richiesto l’adeguam. 243/13 per ho un impianto da 20 kW con due inverter Power One da 10 kW connesso nel 2010. L’adeguamento è necessario entro il 30-6-14 perchè il sistema è connesso in MT. Non c’è interfaccia esterna (all’epoca valeva CEI 82-25 par. 4.2.1.3). E’ necessario installare una interfaccia esterna come da CEI 0-21 par. 8.6.2 o è consentito avere due SPI interni ai convertitori? Grazie
L’adeguamento è necessario.
Va fatto entro aprile 2015
Non devi installare alcuna interfaccia esterna, sino a 20kW erano ammessi fino a 3 SPI/DDI separati (anche integrati negli inverter), oltre i 3 dispositivi, gli stessi andavano collegati in logica OR, ma non è il tuo caso.
Sistemi le frequenze degli inverter e sei a posto.
Grazie mille, anche per la rapidità.
Preciso che ovviamente fa fatta la pratica su portale Enel 😉
mi hanno richiesto un nuovo impianto FV da 9,200 kWp (trifase) x civile abitazione e io ho inserito nello schema la SPI e l’installatore per tutta risposta mi ha detto che negli impianti di abitazioni la SPI non è necessaria ….. mi sono perso qualcosa ??
Non ti sei perso nulla.
Digli di studiare a quel somaro !!!
Salve,
non riusciamo ad inviare il regolamento di esercizio retrofit dal portale ENEL.
Viene indicato che tutti i dati (e gli allegati) sono stati inseriti correttamente ma quando facciamo l’inoltro al distributore ci compare il messaggio:
“Attenzione! L’operazione richiesta non è andata a buon fine”
Qualcuno riesce a dirci cosa dobbiamo fare?
Altri colleghi ci hanno detto che il problema si presenta anche a loro e che tramite diverse procedure tipo svuota la cache e elimina i cookies dopo alcuni tentativi riescono ma non mi sembra possibile che sia necessario essere hacker per riuscire a inoltrare il regolamento di esercizio retrofit.
grazie
Ciao Matteo, non saprei.
Il portale Enel nelle ultime settimane è vergognoso. Io ho pratiche ferme perchè dicono chenon ho caricato la fine lavori, peccato che nei documenti inviati nell’iter di connessione risulta che io l’abbia inviato. Il bello è che mi dicono di rimadarlo, ma sappiamo tutti che se un allegato è già stato inviato non si può reinoltrare.
Oppure si può reinoltrare in altre comunicazioni ma lì non lo vogliono. Se non risolvono scrivo che sono inadempienti in quanto non mi hanno allacciato entro i 10 giorni. Capisco che ci siano dei problemi, ma se ci sono mi fai mandare i documenti via mail, e quando hai risolto li carico sul portale. Ridicoli.
Ciao, io avevo problemi con dei browser, ora utilizzando Chrome sembra che funzioni.
E’ assolutamente vera la questione del poter inviare i documenti per mail o per raccomandata visto che il problema è il loro.
Non sto qui a lamentarmi dei disservizi del portale Enel e grazie comunque per avermi risposto.
Aspettiamo e semmai invieremo una PEC a GSE e ENEL (ovviamente la mail al portale distributori l’abbiamo già inviata ma è rimasta senza risposta).
Ciao, ho modificato frequenze e tensioni su una interfaccia gavazzi e sono a portale per adeguamento 243. I tempi di intervento li ho lasciati come stavano tutti a 0.05s . Se gli metto questi valori a portale invece dei vari 0,1 e 0,2s me la passano lo stesso?
Sul DDI ho solo il teleruttore (sotto ad un magnetotermico), ma a portale mi fanno mettere Contattore con fusibili.. devo aggiungere dei fusibili dedicati per il teleruttore?
Grazie.
I tempi di intervento delle protezioni non sono regolabili, la rotella sul frontale riguarda il ritardo all’avvio (chiusura relè dopo l’alimentazione), non i tempi di intervento delle protezioni.
Metti contattore con fusibili sul portale, la funzione dei fusibil è svolta nello stesso identico modo da un magnetotermico.
Ho una gavazzi ed è programmabile a display.. non capisco se mi dici “le protezioni non sono regolabili” intendi a portale e quindi devo regolare quei tempi in campo e scriverli sul portale?. Poi, per il discorso magnetotermico intendevo che ho fusibili unici per interfaccia e teleruttore.. (per “sotto ad un magnetotermico”, intendevo la linea di potenza).
ANCORA GRAZIE!
Ho scritto che non sono regolabili in quanto pensavo stessi parlando della DPC02DM48B003 che non è appunto regolabile. I tempi lascia quelli, ribadisco che la DK5940 prevedeva nessun ritardo intenzionale sulle frequenze, e comunque anche i tempi delle tensioni erano indicati come minori o uguali.
Quando Enel a portale parla di contattore con fusibili parla della potenza, il contattore da solo non è protetto, quindi deve essere inserito con fusibili (o magnetotermico) sulla linea di potenza, tu avrai fusibili pe rle voltmetriche della SPI.
Quindi nella linea di potenza non puoi avere il solo contattore, devi avere almeno un dispositivo di protezione, che sia fusibile o magnetotermico, poi che da quel magnetotermico o fusibili ti derivi anche per le voltmetriche dell’interfaccia non è un problema.
Io infatti mi trovo una DPC72.. quindi lascerò sia a portale che in campo sto 0,05s che dovrebbe andare..
Per il teleruttore mi avevano tratto in inganno le opzioni disponibili.. pensavo si parlasse lato ausiliari!
GRAZIE ANCORA!
Buongiorno a tutti, una domanda: ma dopo aver inviato il RdE da portale, occorre fare altro? Perché il GSE (contratti_noreply@gse.it) mi richiede ancora, a distanza di 2 mesi dall’inoltro, di inviare i dati sul portale.
Inoltre mi scrive “dovete inviarci specifica comunicazione tramite l’apposito servizio online … che potrete utilizzare ANCHE per compilare e trasmettere il nuovo regolamento di esercizio.”
E’ quell'”anche” che mi mette il dubbio, ma sul portale non ci sono altre indicazioni. Qualcuno ha avuto conferma da Enel dell’invio dei regolamenti?
Grazie
tycho la email il GSE di sollecito la ha rimandata a tutti…. tranquillo
Ciao Stefano. Scusa se rifaccio una domanda già fatta ma non ce l’ho fatta a leggere tutte le migliaia di posta di cui sopra! 🙂
Devo adeguare un impianto da 48 KW che ha diversi inverter power one. Va aggiunta la protezione di interfaccia esterna giusto? Non basta adeguare le soglie internamente agli inverter?
Sbaglio?
Grazie.
Un saluto
Andrea la PI dovrebbe già averla il tuo impianto per essere considerato a Norma!!!!!!!!!!!
La prevedeva già la DK 5940…..
Confermo quanto scrive Matteo, la protezione di interfaccia deve già esserci, era obbligatoria dall’alba dei tempi per impianti sopra i 20kW
Vi riuuslta che il GSE abbia mandato il sollecito anche a quelli con potenza tra i 6 e i 20 kwp?
Di solito lo manda a tutti indistintamente, tanto per complicarci la vita 😉
Buonasera Stefano, devo aggiornare 2 impianti:
1) impianto da 142 kW con vari inverter SMA SB3300, SMC6000TL e SMC 7000HV + PI Gavazzi DPC72 allaccio 2010.
Per la PI regolo le freq. da tastierino come confermato da Gavazzi, per gli inverter regolo le freq. da weebbox tramite indirizzo IP. Le tensioni mi sembra di capire che posso lasciarle cosi come previsto dalla vecchia DK. Così sono apposto? Ora devo compilare “solo” il nuovo regolamento di esercizio. Per gli allegati che di solito vengono richiesti nei nuovi RDE cosa dobbiamo mettere?!
2) il secondo impianto è da 198 kW e ha 2 inverter SCHUCO IPE 100 CT di cui uno sostituito 1 mese fa per guasto, quindi nuovo. La PI sarà nuova e conforme CEI 0-21 (l’installatore ha visto bene di rottamare la vecchia PI ) quindi devo prevedere anche UPS, rincalzo e prova cassetta relè come se fosse un impianto nuovo. La domanda è, ma sull’altro inverter vecchio è sufficiente regolare le F coma da delibera o devo adeguarlo CEI 0-21 come la PI e l’altro inverter sostituito 1 mese fa?!
Grazie e buon lavoro Cristian.
1) io guarderei anche le tensioni, che negli SMA sono regolate più basse dell’interfaccia Gavazzi (190 mi pare la minima e 273 la massima), io di solito negli SMA metto la massima tensione a 276 e la minima a 184 in modo da essere “coerente” con la SPI
Non è richiesto alcun allegato obbligatorio, io i documenti che testimoniano l’adeguamento (screenshoot delle pagine dle programma per ogni inverter e prova con cassetta relè, oltre alle foto dlel’intervento) li lascio al cliente che così li ha a disposizione in caso di verifiche, e ovviamente li tengo io per tutelarmi in caso di problemi.
2) UPS e rincalzo ci vogliono. Per il vecchio inverter allarghi le frequenze se riesci a questo punto almeno a 47,5-51,5
Interfaccia CEI 0-21 nuova = prova con cassetta relè necessaria.
Non devi adeguare il vecchio inverter alla CEI 0-21
Tutto pacifico. Giustamente essendo la nuova PI CEI 0-21 ha le soglie larghe e di conseguenza allargo anche quelle dell’inverter vecchio (non ho problemi perchè gli inv. SCHUCO IPE 100 CT si possono regolare fino a 47-52 semplicemente da tastierino).
Controllo anche le tensioni degli SMA!!
Sto facendo il regolamento di esercizio per questo impianto e ho 24 SMA che biiiip inserirli tutti a portaleee!!!!Mi immagino chi ne ha anche di piu!!
Grazie 1000
Ciao a tutti, nella grande confusione di questi ultimi giorni prima del 30/6/14 c’è chi stà tornando dagli impianti allacciati in MT che hanno fatto l’adeguamento allegato A70 perchè devono adeguare le frequenze della PI e degli inverter alla 243, cose ne pensate?
Che parecchia gente dovrebbe fare un altro mestiere 🙁
Quoto
Non comprendo : tornano a fare cio’ che avevano dichiarato (sbagliato) nell’adeguamento ?!
Gino tentano di lucrare sull’ignoranza del produttore che naturalmente non è del settore elettrico, ci provano.
Tutto pacifico. Giustamente essendo la nuova PI CEI 0-21 ha le soglie larghe e di conseguenza allargo anche quelle dell’inverter vecchio (non ho problemi perchè gli inv. SCHUCO IPE 100 CT si possono regolare fino a 47-52 semplicemente da tastierino).
Controllo anche le tensioni degli SMA!!
Sto facendo il regolamento di esercizio per questo impianto e ho 24 SMA che biiiip inserirli tutti a portaleee!!!!Mi immagino chi ne ha anche di piu!!
Grazie 1000
Nooooooooo………24 inverter da inserire nel regolamento di esercizio è un delirio !!!
😉 Io già con 6 mi frantumo i maroni 😉
Già…3 SB 3300, 12 SMC 6000TL e 9 SMC 7000HV…che poi sono sempre i soliti dati, cambiano solo le matricole..e mi domando perchè quando inserisci i dati del convertitore ti chiedono il n. di unità????..se ci metti 10 mica ti fa inserire 10 numeri di serie!!! Bisogna creare un convertitore per ogni inverter installato nell’impianto!! sono matti!!!
La storia del numero di unità è uno dei misteri irrisolti del regolaemnto di esercizio Enel………….anche perchè sarebbe ora di parlare con i termini e le definizioni delle norme. Cosa vuol dire unità ? Unità di cosa ?
già..vai a sepere!!!! una domanda scema Stefano..ho un cliente che ha 4 impianti con 4 pod diversi ma ovviamente solita partita IVA per tutti gli impianti, posso creare un solo accesso a portale e creare i 4 RDE con il solito accesso??? me li dovrebbe trovare tutti perchè incrocia i pod con i dati fiscali del produttore giusto??? oppure devo creare 4 accessi, uno per RDE?
Una sola registrazione. Un solo utente.
Poi con i 4 POD puoi fare 4 RDE
Ciao, avevo a suo tempo sentito un tecnico Enel, per un impianto da 22 inverter ho inserito 22 come numero di generatori, poi nel PDF avevo allegato una stampa di una tabella excel con gli inverter, numero, modello, matricola. I dati rimanenti erano sempre uguali.
Grazie ma ormai li ho caricati tutti e 24!! Fortuna che riuscite a interfacciarvi con tecnici Enel..qui in provincia di Livorno abbiamo solo un cell che suona a vuoto e qualche info di corridoio..
Ciao, stamattina sono stato in Enel perchè ho un impianto nel quale con l’occasione della delibera 243 ho deciso di adeguare gli inverter a CEI 0-21 e poter togliere così il trafo di isolamento BT/BT. Mi hanno chiesto quanti inverter ci sono nell’impianto perchè se sono più di tre c’è il problema della componente continua.. ma io dico.. se sono conformi cei 0-21 cosa mi stanno chiedendo? Mi son perso qualcosa?
Grazie..
Ciao Giulio, anche io leggendo quanto scrivi ci sono rimasto un po così. La CEI 0-21 dice che devi limitare la componente continua allo 0,5% della nominale (e parla di impianto di produzione), quindi mi viene da pensare che se ho un inverter con la nominale a 10A devo limitare la componente continua a 0,05A (cosa che l’inverter fa se è conforme a CEI 0-21). Se metto insieme 10 inverter cambia poco, la percentuale è sempre la stessa (100A di nominale e corrente limitata a 0,5A, ovvero 0,05 su ogni inverter, 10 x 0,05A = 0,5A).
Non so che dirti e cosa c’entri il fatto che siano più o meno di 3 inverter. Boh…………. 😉
Ciao, a me hanno candidamente detto di fare prima le pratiche della 243, poi (ma molto poi) quelle della CEI 0-21. Gli ho detto che non aspetto i loro comodi, di fatto l’adeguamento è già stato fatto, ho mandato le carte della 243 e con luglio conto di richiedere modifica del RdE per adeguamento CEI 0-21.
E’ confortante sapere di poter contare su tecnici preparati dall’altra parte della cornetta…
T.
Salve Thyco, quindi anche se hai adeguato alla CEI 0-21 sul portale per l’adeguamento 243 nel RDE hai inserito le soglie 49-51 e 0,8-1,2 come prescritte, ma hai caricato il RDE così senza inserire i certificati CEI 0-21 degli inverter o dell’SPI???
E poi tra qualche mese chiedi la rettifica del RDE???
Ma sono matti????
Sì.
Sì.
Sì.
Solo che non aspetto mesi, adesso che ho terminato mi ci metto. Anche perché ai clienti l’ho già venduta, e non vogliio farli aspettare per niente.
Comunque sono vergognosi.
T.
si decisamente vergognosi!
Mi verrebbe da dire che ogni inverte pensa a se stesso limitanto la sua quota parte di cc. A questo punto è irrilevante il numero di inverter.
Solo se questi non dovessero avere quel sistema di protezione della cc si dovrebbe fare il calcolo della corrente totale e la relativa percentuale da delegare al trafo. Sbaglo?
Secondo me non sbagli.
Se la norma parla dello 0,5% della nominale, ed ogni inverter limita allo 0,5% allora avere 1 inverter e 1000 non cambia nulla.
Se gli inverter non hanno la protezione non occorre calcolare, il trafo di isolamento per sua costruzione non può trasferire componenti continue in rete (avvolgimenti separati).
Sacrosanta precisazione!
Non erano sicuri di quello che mi stavano dicendo.. Secondo me hanno fatto casino con il discorso delle interfacce, della serie uno che aveva un inverter non aggiornabile e lo ha sostituito con quattro inverter più piccoli deve aggiungere l’interfaccia esterna.. tanto che mi hanno detto togli pure il trafo e comunicaci allegato A, D, C e nuovo schema con prova spi con foto o cassetta relè.. al che mi son girate, per la mancanza di certezze!! GRAZIE!
Ciao Giulio, credo anche io che abbiano fatto confusione con l’aspetto legato ai 3 inverter e all’interfaccia esterna (da inserire se superi i 3 inverter anche se la potenza è inferiore a 20kW).
Ciao Stefano, rileggendo alcuni passaggi in cui si parla di installare nuove SPI/Inverter CEI 0-21…condivido anche io che facendo cosi si intergra completamente la delibera 243, ma voi come vi comportate sul portale?? inserite le soglie come prescritte o mettete 47,5-51,5 e 0,85-1,15??! inoltre, è vero come hai detto che non ci sono allegati obbligatori se non il report dell’RDE, ma in caso di installazione di nuovi componenti CEI 0-21, non alleghi lo schema elettrico aggiornato, il test report della prova cassetta rele della nuova PI, ecc???
E’ evidente che se cambi SPI alleghi anche lo schema modificato e aggiornatoe il report di prova della SPI.
In caso di sostituzione della SPI ovviamente le soglie sono quelle CEI 0-21 che sono perfettamente compatibili con l’allegato A70. La CEI 0-21 infatti recepisce in toto l’A70 stesso. Quindi 1,15-0,85 per le tensioni e 47,5-51,5 per le frequenze. Enel sul portale indica le soglie come prescritte a 1,2 e 0,8 senza tenere conto sia che anche in regime di DK5940 non era obbligatorio usare quei valori, in quanto la DK stessa diceva minore o uguale, sia perchè non ha contemplato il caso appunto di sostituzione interfaccia. L’unica cosa a mio avviso da tenere presene è che se gli inverter non sono regolabili a 47,5-51,5 ovviamente la SPI va tarata in un range inferiore. Se gli inverter sono ad esempio regolabili a 48,5-51,5 al massimo a mio avviso la SPI CEI 0-21 va regolata in quel range in quanto gli inverter devono avere taratura con finestra più ampia della SPI o al massimo identica. Stessa cosa per le tensioni, ma quelle di solito sono quasi sempre superiori a 0,85-1,15 e quindi dovrebbero andare bene.
Si, tutto ok, oltre a RDE carico anche schema aggiornato e report prova cassetta relè SPI. In questo caso, formalmente sul portale inserite le soglie 47,5-51,5 e 0,85-1,15 o quelle prescritte 49-51 e 0,8-1,2?
Cristian non è che ci siano soglie formali o meno, sul portale inserisci le regolazioni presenti sulla tua SPI. Il portale serve per dichiarare quello che c’è in realtà. Poi come detto il fatto che Enel abbia scritto che le soglie prescritte sono quelle DK5940 è un problema loro, se cambi SPI i dati sono diversi da quelli delle vecchie SPI DK5940
Propongo premio nobel all’inventore del portale enel!!!
Scusate il sarcasmo, ma è possibile che inserito il rde 243 con documenti generici aggiuntivi per sostituzione inverter con altri CEI 0-21 tipo ceritificati di conformità ed altri, la pratica viene bloccata perchè MANCANO i certificati, viene attivata la funzionalità integra ma posso solo risalvare il rde , stamparlo e ricaricarlo senza avere la possibilità di caricare altri documenti…… ma chi ha inventato questo mostro!!!!!
In effetti spesso ci sono dei buchi 🙁
Ragazzi, ma vogliamo parlare delle comunicazioni del GSE che arrivano ai clienti dicendo che devono fare adeguamento anche quando lo hanno già fatto ed ENEL non ha ancora comunicato nulla? non ci sono altri passi da fare che io sappia, tutto finisce con l’unico modo che oggi abbiamo per caricare sti benedetti RDE. Eppure sembrano far di tutto per creare confusione e tensione da parte dei clienti ai quali, preoccupati, ti telefonano più volte per essere sicuri che tutto è ok.
Davvero, che stress. Io non ne posso più di ridire sempre le stesse cose ai clienti che chiamano allarmati.
Tra l’altro pensano che tu non abbia fatto il tuo lavoro perché il GSE sta sollecitando 🙁
NOVITA’: stamattina sento il tecnico Enel per avere informazioni circa i RdE inviati per la 243, e mi dice che me li ha bocciati TUTTI! Chiedo perché, e dice che:
1) mancano i documenti del tecnico che firma l’allegato B (non ho visto dove è richiesto, ma essendo un’autodichiarazione ci sta, dovevo pensarci);
2) i tempi delle soglie di tensione vanno impostati come i valori prescritti: io invece avevo capito che tali valori non andassero toccati, e mi sembrava fosse un’indicazione dell’AEEG.
Qualcuno sa darmi delucidazioni in merito?
T.
ciao Tycho, bocciati??! chiederà integrazioni per i documenti mancanti..per quanto riguarda le tensioni io le ho modificate come richiesto 0,8-1,2Vn però c’è una grande confusione in merito..ieri ad esempio chiamo il servizio tecnico SMA per avere conferma delle operazioni da fare tramite webbox e il tipo mi fa: perchè cambi le tensioni? guarda che tutti cambiano solo le F!!!! boh
Sì, richiede integrazioni, ma capirai, sono più di 40 pratiche. Non mi contesta i valori delle soglie di tensione, ma dei tempi impostati: io avevo trovato 0.05s, e non li avevo modificati perché non ritenevo necessario farlo. Avevo capito che le soglie prescritte fossero dei tempi massimi. In ogni caso OVUNQUE avevo letto che AEEG non richiedesse modifiche nelle tensioni, ma solo nelle frequenze (che ho impostato correttamente).
T.
Ma che interfacce hai che non ho mai trovato SPI con regolazoni dei tempi sulle tensioni a 0,05 secondi ?
Gavazzi DPC72DM48B003.
Io non sono mai stato dietro queste regolazioni, così quando ho fatto i giri per gli adeguamenti me le sono ritrovate così.
T.
Io non ti so dire nulla perché in Enel mi sembra che abbiano tempo da perdere. Noi non dobbiamo scrivere quello che vuole Enel, le SPI DK5940 più usate hanno TUTTI i tempi impostati a 0,1 secondi, sono SPI che erano nell’elenco Enel e quindi il tempo impostato sia per le tensioni che per le fequenze è 0,1 secondi. E quello rimane che ne voglia Enel. Che palle……..
Buongiorno, per adeguare un impianto ho dovuto cambiare SPI installando una nuova (Lovato PMVF51) ed ovviamente l’ho aggiornato alla cei.021 inverter compresi (SMA 17.000 – 10.000 con il firmware 2.5), solo che ora nella compilazione del regolamento della delibera 243 mi ritrovo il problema delle soglie di frequenza e tensione in quanto la CEI 0.21 prevede la la 81.S1 comprese tra 49.50 e 50.50 pero sul portale quando indico questi valori dice che non possono essere inferiori a quelli prescritti e cioè 49 51 …………………inserisco 81.S2 ?? che comunque sono 47.50 e 51.50 ?
voi come avete risolto? Grazie
Se installi una SPI CEI 0-21 devi mettere comando locale basso e frequenze 47,5-51,5.
Le frequenze degli inverter dovranno essere regolate almeno a 47,5-51,5. Secondo me se ad esempio gli inverter possono essere regoati solo a 49-51 anche le soglie larghe della SPI CEI 0-21 dovranno essere regolate a 49-51.
x tychi : quindi si conferma che enel chiede (i suoi valori e non quelli delle delibere) di 80-120% e tempi come da portale ?!
grazie
Alla fine a loro interessa che si riportino le soglie che indicano loro. Quindi 0.8Vn e 1.2Vn. Almeno è quello che deduco, visto il fatto che mi contestano i tempi e non le soglie.
T.
Scusa Thyco ma questi personaggi queste cose te le scrivono o te le dicono per telefono ?
Perché ribadisco che Enel indica i tempi della Dk ma continuo a scrivere che la DK scriveva minore o uguale a 0,2 secondi per la minima tensione e minore o uguale a 0,1 secondi per la massima tensione. Ribadisco MINORE O UGUALE. Infatti ad esempio la ABB CM-UFS.2 (ma mi pare anche la Gavazzi) ha TUTTE LE PROTEZIONI con tempi di 0,1 secondi, e la CM-UFS così come le altre SPI erano nell’elenco delle SPI collegabili alla rete di Enel e dichiarate conformi alla DK da Enel stessa. Quindi è inutile che Enel continui a chiedere ad esempio 0,2 secondi sulla minima tensione per le ABB e le Gavazzi. Hanno rotto le palle !!!!!!!!!
Ho mandato richiesta formale all’AEEG su chiarimenti a riguardo, spero rispondano prima della mia uscita di scena dal mondo lavorativo (e parlo di 30 anni buoni salute permettendo…)
T.
Per la cronaca: ho sentito il tecnico di Padova, mi ha detto che inizialmente avevano indicazione di non accettare le soglie, poi sì, poi boh.
“io ne ho accettate, quindi accetto anche le tue” mi ha detto.
Grazie Italia, dove le regole sono uguali per tutti…
T.
Sembra che anche quando accettano cose che DEVONO accettare ci facciano un favore 🙁
Buondi Tycho,
io ho un regolamento da febbraio in stato inoltrato a Padova. Mi riesci a girare il numero di chi si occupa dei regolamenti?
Grazie
in pvt.
tycho.re@gmail.com
in pvt.
tycho.re at gmail.com
Pero ragazzi non siamo al banco del pesce.
Sul portale vanno messi i valori impostati sulle Protezioni di Interfaccia, che nel caso di Gavazzo e ABB SONO 100ms per tutte le protezioni e non vanno messi i valori che VUOLE Enel, perchè la firma è vostra e non di Enel, e ribadisco che se scrivete 0,2 secondi nella protezione di minima tensione con le suddette PI scrivete una cazzata, perchè la scheda tecnica parla chiaro, ovvero 100ms. Poi fate come volete.
Sotto copio e incollo da scheda Gavazzi, tanto per fare un esempio
———————-
Tempi di reazione
Sequenza fasi/mancanza fase < 100 ms Soglia di tensione < 100 ms Soglia di frequenza < 100 ms
E’ incomprensibile vedere difformita’ di trattamento.., l’addetto enel di una zona del nord mi ha riferito che loro, dopo numerose richieste info dall’alto, hanno ricevuto indicazione di controllare solo le soglie f 49-51 Hz; per gli altri valori quello che c’e’ c’e’. Perlomeno per gli adeguamenti senza altri interventi, sostituzioni ecc.
Ciao Vic.
E mi pare anche sensato, visto che come dicevo le interfacce (approvate da Enel con il famoso elenco) hanno tarature sui tempi di 100ms (ed in linea con la DK5940 che ha sempre indicato minore o uguale a…….) 😉
Grazie Vic ,
quindi non esiste linea comune ?! l’unica e’ contattare il responsabile di zona , prima di fare RE e sentire cosa vuole :devilred:
Scusa Gino se sono petulante, scrivo a te ma vale per tutti, ma voi compilate e firmate dichiarazioni in base a quello che vuole Enel ? Nelle dichiarazioni va scritto quello che è impostato e non quello che vuole Enel. Se quanto impostato è coerente con le norme, Enel non ha alcuna voce in capitolo. Compilate coerentemente con i dati che avete in campo e con le tarature delle interfacce che avete, i dati sono quelli.
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Mi viene da pensare che come sempre chi sta facendo queste pratiche faccia tutto un po’ a caso, senza avere competenze per farlo, firmate una dichiarazione che fate voi chiedendo ad Enel cosa dovete scrivere. Boh………..
Vabbè Stefano, anche tu hai le tue ragioni, ma trovati il 7 luglio con 40 pratiche rifiutate perché le soglie non sono quelle che vogliono loro…
Poi io ho fatto la voce grossa, ho chiamato e richiamato i capi, finché non hanno dovuto richiamarmi per dire che si sbagliavano e avevano interpretato male…
Fatto sta che ora lascio le soglie che avevo messo.
Ma se l’avessero vinta loro, avrei cambiato le soglie.
T.
Ciao Tycho,
comunque non è che io voglia aver ragione, non mi interessa aver ragione.
Dico solo che rimane una dichiarazione di attonotorio mendace, tutto qua, poi ognuno fa quello che vuole.
Ma se tu avessi chiesto di metterti per iscritto che volevano soglie diverse, vedrai che si sarebbe risolta la cosa.
Tra l’altro tu sei uno di quelli che ha ragione due volte, la DK5940 diceva che le soglie di frequenza dovevano essere regolate SENZA RITARDO INTENZIONALE, quini perfetti i 50ms (tempo minimo del relè).
Se gliela diamo sempre vinta continuano a fare come gli pare, anche perchè onestamente con questi millisecondi hanno proprio rotto le palle, scusate…. l’ho scritto 😉
Stefano , fai bene a dire questo , ma io non posso firmare niente , lo fara’ un mio ex collega , ma devo fare io l’aggio ed essere sicuro di fare nel migliore dei modi e anche , non ci sia contestazione da parte dei valvassori dell’enel , perche’ si perderebbe tempo e rifacimento di dichiarazione , e non ci si vuole neanche mettere in contrasto…..
grazie ciao
Non sono d’accordo con quanto scrivi. Fare nel migliore dei modi significa dichiarare quello che c’è, non quello che vuole Enel.
Punti di vista 😉
Per la cronaca vedo che Enel non manda mail per dire che ci sono documenti.
Se andate nel menu delibera 243 e poi in dettagli, in documenti da leggere ci dovrebbe essere la validazione del regolamento. Almeno io li ho trovati tutti.
Ciao
Ciao Stefano, vorrei fare una precisazione.
Enel non manda email di conferma, ma nemmeno per richiedere integrazioni.
In più, sul portale sono indicate 0 comunicazioni da leggere! Se invece li prendo uno per uno e vado a vedere, ecco la sorpresa!
Per questo motivo mi sono ritrovato il 6 di luglio con 40 integrazioni da fare! E sono stato fortunato, perché il tecnico Enel ha trovato una mia collega in un pub, e parlando l’ha avvertita delle integrazioni da fare, altrimenti sai che danno per i miei clienti?!?
Che schifo di portale
Per la cronaca, mi sono accorto che hanno cambiato per l’ennesima volta il documento di regolamento di esercizio per allacciamento, adesso occorre firmare una Dico, oltre a quella che richiedono in allegato. Ma a cosa servono allora, tutti ‘sti allegati…
T.
Ciao.
Infatti sopra ho scritto che Enel NON manda mail di conferma.
Per l’altro discorso non ho capito cosa ti fanno firmare. Una DICO.
A me hanno passato tutte le pratiche, e pensa che mi ero dimenticato anche il documento di identità……….mah…….
Si anch’io non ho ricevuto mail di conferma ne di integrazioni, semplicemente ogni giorno entro sul portale e controllo i codici pod..se lo stato della pratica passa da inoltrato a validato puoi andare in dettaglio, documenti inviati da leggere, e trovi la lettera di convalida, idem dovrebbe essere per le integrazioni.
Pensa che ho 3 RDE della medesima società caricati tutti e 3 il solito giorno e 2 di questi dopo 3 gg erano già validati l’altro ad oggi ancora in stato inoltrato e provando a chiedere info mi hanno risposto che anche questo RDE è stato correttamente inoltrato e appena sarà verificato e/o validato mi daranno comunicazione…a parte che le comunicazioni come abbiamo visto non le mandano ma poi non li potevano controllare tutti e tre insieme??! bah
Caro Stefano, sono pienamente in accordo con quanto hai scritto, ma alcune volte anch’io sono dovuto scendere a patti con l’Enel per fare in modo che venisse accettato il nuovo regolamento di esercizio (di questo fatto non me né vanto di sicuro). Per fortuna il 30/06 è passato e adesso fino al prossimo anno – scadenza del 31/04 – non se né parla più.
Adesso invece ti faccio una domanda ……. dopo la validazione che compare sul portale (impianto completato) si può ritenere l’iter dell’adeguamento della Del.243/2013 finito ?? Ciao e buon lavoro
Ciao Maurizio, non faccio assolutamente il bacchettone, ma non vedo perchè tu debba dichiarare il falso con una certificazione sostitutiva di atto notorio, per un capriccio del tecnico dell’Enel (con ste soglie/tempi hanno rotto le balle, sono gli unici che continuano a non leggere la DK5940 che hanno scritto loro, delirio……….).
Direi che dopo la validazione ci si può ritenere completamente a posto.
Da quanto sentito all’enel gli hanno ..calato dei sistemi, a volte anche difettosi, per gestire gli adeguamenti ma non le info su cosa accettare…, in questi casi c’e’ il brain storm di ciascuno che si fa una sua idea.. non sempre ortodossa cosi salta fuori il pinco pallino che rifiuta anche dove va bene!!
Sempre all’enel mi e’ stato riferito che quando schiacciano il bottone che restituisce il regolamento accettato, si aggiorna anche l’elenco dei Pod adeguati, che viene travasato al Gse. ciao
😉
Il travaso dovrebbe essere DOMANI.
T.
Mi permetto di dire che non è tutto a posto fino al 31/04/2015, perché da fonti certe sul Triveneto solo la metà degli impianti son adeguati, quindi il 50% dei produttori non prenderà incentivo. Mi permetto di dire anche che il “casino” a mio avviso si è creato perché i distributori non son mai stati chiari sul cosa si deve fare, e mi riferisco agli adeguamenti, ha ragione Stefano su cosa si deve fare! (Vedi delibera 243). Molti si son proposti sul mercato per poche lire a fare gli adeguamenti, e scusatemi ne ho viste di tutti i colori! Forse ci siamo dimenticati che abbiamo a che fare con impianti di produzione, dove da una parte c’è il produttore che vuole prendere i suoi soldi per la produzione e dall’altra il/i distributore/i che devono gestire la rete elettrica. Facciamo sempre le cose troppo facili pensando alle soluzioni semplici, ma sempre non è possibile, quindi tutto ha un costo e un tempo per l’esecuzione. Certi produttori stanno ancora pensando a chi affidare l’incarico per l’adeguamento, chiaro! hanno in mano dei preventivi con prezzi o troppo bassi o prezzi troppo alti (per loro). Ma la Dlibera 243 non l’abbiamo inventata noi, anche se ritengo che sia necessaria! Grazie
Sempre apprezzati i tuoi commenti.
Io ho numerosi clienti che mi devono ancora restituire il regolamento 243 per impianti maggiori di 20kW, una telefonata, una mail pec di sollecito e io sono a posto 😉
Si arrangeranno……….
Tanti produttori sono stati invogliati a realizzare l’impianto per buttarsi nel nuovo business, sono anche stati viziati (incentivo alto ma manutenzione zero, forse solo il lavaggio pannelli..) nel senso che non si sono abituati al fatto che si debba spendere qualcosina ogni tanto, tipo il tagliando dell’auto. Adesso nicchiano per questo adeguamento e probabilmente andranno in fibrillazione quando il Gse congelera’ gli incentivi. Ciao a tutti
Vic : direi che le mani nella marmellata ce l’avete messa anche voi progettisti e installatori 😀
x Stefano il problema e’ che il controllore rimane l’omino alla scrivania dell’enel , per il controllo formale e approvazione dei documenti , sia dopo per la possibilita’ remota di un controllo rimane sempre enel , quindi chi ha alzato la voce ha fatto bene e ha vinto come sempre in Italia , altrimenti si deve sottostare al loro volere…..
saluti
Sono d’accordo con te Gino, le mani nella marmellata le abbiamo messe un pò tutti ma non riesco a capire se lo dici dandoci dei furbetti (nel senso buono del termine ovviamente) o che. In quel periodo c’è stata un’onda che tutti abbiamo cercato di cavalcare al meglio. Come al solito ci sono gli sciacalli che speculano ma per ognuno di loro ti assicuro che ce ne sta almeno un altro che cerca di condurre il proprio lavoro al meglio, facendosi pagare il “giusto”. Come un pò in tutti i campi e settori ci sono dei momenti che vanno sfruttati… come si dice: “il ferro va battuto caldo”. Così c’è stato il momento dei venditori di automobili, quello dei serramentisti, ora le ristrutturazioni in genere. E’ così e …per fortuna che è così.
Allo stesso tempo sono in linea con vic: io considero gli impianti FV come dei bambini… vanno seguiti, dalle denunce annuali, agli adeguamenti, ai pagamenti di licenze e così via. Chi in questi anni ha fatto il commerciante di FV ha saputo venderlo bene comportandosi da commerciante, ma il consulente o il progettista penso siano un’altra cosa. Per conto mio ho sempre fatto prima uno studio di fattibilità e qualche volta ho persino sconsigliato l’impianto.
Vogliamo poi parlare del fatto che nessuno… e dico nessuno… ha mai detto al cliente in fase di vendita che l’impianto andava accatastato. Si sa dal 2008… anche se la conferma è arrivata nel 2012. Ma anche dal 2012 in poi, chi ha mai fatto venire a galla questa necessita in fase di vendita? Adesso mi trovo a dover giustificare ai clienti questo comportamento scellerato per difendere un pò dei colleghi… e la cosa che mi dispiace e che la gente fa spesso di tutta l’erba un fascio!
Quindi ok la marmellata l’abbiamo mangiata, era buona ma alcune cucchiaiate di m… ti garantisco che l’abbiamo tirate giù anche noi!
h724 hai fatto un analisi giusta , all’infuori che sull’accatastamento , io ho fatto un 3kw allacciato a giugno 2010 , e dopo sull’onda (ci ho pensato 3-4 mesi) avendo un vecchio orto di mio padre , ci ho fatto un 20kw a terra pero’ non essendo pertinente ad abitazione ho dovuto farlo in cessione totale con PI (e anche qui ci sarebbe da discutere 1 anno sulla fiscalita’ e su cosa guadagna lo stato come irpef, etc, poi si potra’ fare) e a quei tempi c’era una risoluzione dell’AdT del 2008 , ma anche la 46e dell’ AdE che stabiliva come mobili gli impianti FV a terra , siccome quella che chiede i soldi alla fine e’ l’AdE chi ha seguito l’iter del suo impianto poteva essere in una botte di ferro e invece hanno cambiato le carte in tavola una prima volta , poi hanno ridotto il RID (va bene quella e’ una convenzione annuale) , poi ammortamento da 9 a 4% annuo ?!?! poi stanno attaccando anche il CE , in pratica te stato mi hai indotto a fare un impianto garantendomi un rientro entro 7-8 (al centro italia) e dopo mi continui a cambiare le carte in tavola , e si continua a dire che possono venire tranquillamente a investire in Italia ?! dai sono falsi come la banconota da 30euro…. dovevano pensarci prima , anche perche’ su 100 di soldi spesi ne abbiamo gia’ mandati all’estero 80 subito (pannelli e inverter tutti stranieri) e l’incentivo lo stesso va quasi tutto all’estero , poi come mai de benedetti ha piazzato i suoi FV 1 mese prima che facessero lo spalmaincentivi : aggiotaggio?!?! poi si potrebbe continuare a scrivere per giorni , e anche questa 243 e’ una emerita stronzata che non risolve nessun problema delle reti enel che hanno problemi solamente di tensione alta, se c’e’ un black out generale non credo che basti un 1Hz in piu’ per non far crollare la produzione…..
mi fermo qui ……
saluti
Mi ero dimenticato : non davo dei furbetti a nessuno e’ che sembra sempre , che si faccia passare il produttore FV o eolico per un ladro ……
Penso che molti non hanno capito perché siamo arrivati alla delibera 243! Il fatto dello spostamento delle frequenze è relativo a probabili guasti combinati (tensione/frequenza) essendo la frequenza con valori impostati troppo stretti la hanno fatta allargare riducendo così la probabilità di disconnessione dalla rete. Vedi indicazioni CEI 0-21, dove tramite questa normativa non hanno voluto ripetere gli errori della DK5940!
In tutto ciò aggiungerei che il ladro ruba dei soldi… qui i soldi te li hanno accordati dopo che tu ne hai spesi una barcata fin da subito… inoltre, dove la mettiamo la sensibilizzazione alle energie alternative? Prima mi spingi a sfruttarle per il bene comune e senso civico e poi mi tassi. Un controsenso senza fine, è come se io dovessi pagare per contribuire ad impattare meno sull’ambiente allontanandomi sal fossile. Come se noi potessimo contare su un’autonomia energetica nazionale senza essere schiavi e sotto costante minaccia di qualcuno ad agni inverno!!!
Giusto per la cronaca ho appena finito di accatastare un impianto su un tetto di un capannone che tra frazionamenti e variazioni di destinazione è costato, solo di spese di registrazione, ben 400 euro. Ragazzi, non si scherza mica!
Gino, i regolamenti che si inviano sono delle dichiarazioni sostitutive di atto notorio; dopodiche’ ognuno, quando le firma, si assume le sue responsabilita’. Nessuno ha voglia di creare un esercito di controllori per vedere se quanto scritto corrisponde al reale. Altrimenti un installatore sarebbe a sua volta costretto a verificare se apparecchiature dichiarate a norma lo sono davvero. Il costrutto normativo funziona cosi: ognuno dichiara per la parte che gli compete.
Infatti , quando si parla di rinnovabili si guardano bene dal dire quanto costa alla sanita’ pubblica una centrale tradizionale , in termini di malattie e morti , quanto vale un morto ?!?!
Avevo dimenticato che io sono partito coi conti nel II°CE (e èagato a quei prezzi) e mi ritrovo incentivo IV°CE di luglio 2011 per colpa anche di enel……
Poi non avro’ capito a cosa serve la 243 , ma l’ha capito bene l’enel con il suo AEEG che delibera solo a favore suo, da una parte si regola stringendo le tensioni che guarda caso devono rimanere entro il 10% che enel e’ tenuta a garantire , come mai 253V ?!?! quindi a questo punto in caso di alte tensioni se ne possono lavare le mani ,. si riscarica sempre e solo sul produttore , se hanno allacciato impianti da 6kw su cavi lunghi 100mt di 6mm2 cazzi vs. a noi enel va bene cosi’….. pero’ allargano la F 😀 …..
per oggi basta mi sono gia’ reincazzato abbastanza….. scusate
Le prove sulle apparecchiature sono fatte a campione da Enti certificatori come CESI, le apparecchiature per garantire che funzionino correttamente vanno provate installate, cioè fanno parte dell’impianto! Se qualcuno ha assistito qualche prova effettuata da verificatori della 462, e parlo di verificatori! sa bene che controllano il valore e il tempo di intervento dei differenziali! Che senso ha installare una apparecchiatura elettrica se poi non la collaudo. Che senso ha installare un contatore di energia, se dopo con i valori rilevati da questo strumento di misura devo contabilizzare l’energia prodotta o consumata, potrei fare a meno di verificarlo! Ma mi domando che cosa è servito studiare a scuola MISURE ELETTRICHE, se poi non le applico. Allora sarebbe meglio tornare a prima del ’90 dove tutto era possibile e praticabile.
Sul discorso delle energie rinnovabili è giusto quanto dite, gli impianti son stati fatti senza regole precise, tutto o quasi si poteva, chi è stato più furbo ha fatto ed ora ci sta guadagnando, mentre gli altri stanno al palo e raccolgono le briciole! Ma voglio dire con sincerità che ENEL per esempio, visto che è rimasto il più grosso distributore nazionale, prima aveva il controllo assoluto della distribuzione e della produzione, quindi poteva decidere quale centrale tenere in servizio o spegnere, ora non lo ha più, perché i produttori sono tanti e distribuiti nel territorio nazionale! Allora deve mettere delle regole chiare e precise per poter dare sicurezza ed affidabilità al servizio nazionale, alla fine per disservizi e guasti e Lei che paga la penale alla Autority, e se non lo sapete dopo interruzione definita lunga che supera i 3′. Forse non lo sapete che l’ENEL dal 2005 ha ridotto le interruzioni medie per utenza da 180′ a 30′, installando apparecchiature che deve verificare periodicamente per garantirne l’affidabilità.E posso dire beneficiando un po’ tutti, quindi secondo me è necessario fare periodicamente le verifiche, bisogna partire da questo; troppo facile scrivere le carte o fare un impianto se poi non son sicuro che funzioni!
Il retrofit 243 e’ una delle tante azioni volte a ridurre il rischio di disservizi (date un occhio per es. all’A72/Rigedi di Terna che permette di teledistaccare alcune cessioni pure >100 kW in MT); di azioni ce ne saranno altre se vorremo fare a meno delle centrali a carbone/atomo e riempirci anche di batterie.
Per quanto riguarda i blackout, ce n’e’ stato uno in Sicilia nel settembre 2011 (prima della delib. 84/12): si e’ guastato un generatore, i rimanenti non erano in grado di sostenere tutto il carico e hanno rallentato i giri, pertanto la frequenza e’ scesa ben sotto i 49,7 ed ha innescato l’apertura di tutti gli Spi fotovoltaici e quelli dei generatori rotanti rimasti.
Dobbiamo pensare che la nuvoletta che passa in cielo fa ridurre notevolmente la produzione del nostro impianto, se la richiesta è maggiore della produzione, sarà compito ENEL ad aggiustare il tiro aumentando la produzione con altri sistemi, siccome una centrale/i termoelettrica non si porta a regime in pochi istanti, la devono tenere in disponibile per questi eventi. A spese loro!
Non e’ enel che “aggiusta il tiro”, e’ Terna che svolge tale compito che si chiama Dispacciamento, cioe’ bilanciare carico e generazione costantemente in diretta e in fase di previsione.
Nelle righe Sandro Ve ha detto il vero , le regole le fa l’enel , gli altri sono solo fantocci nelle sue mani …..
Per il resto : in questi ultimi 4 o 5 anni a fronte di 1 black out , ci sono migliaia di impianti allacciati dove dovevano essere adeguante linee prima di farlo….. quindi a pensar male ci si da’….
poi giuste considerazone non e’ che col FV si risolve tutto , le centrali tradizionali devono essere sempre pronte , ma non se passa una nuvola (che interessa una zona limitata)…
Poi faccio un esempio di cosa e’ l’aeeg : ho chiesto loro perche enel mi facesse pagare gli scaglioni su base mensile e non su base annuale (come loro delibera) mi hanno risposto va bene cosi’ , perche’ non puo’ il fornitore calcolare il consumo su base annuale , come non puo’ ?!?! se la quota energia e tuttr le altre voci , sono su base giornaliera ?!
saluti
Buon giorno a tutti, devo installare due impianti FV, il primo da 30 kWp ed il secondo da 50,4 kWp; vengono allacciati tutti in BT, in zona NON critica e la mia domanda è questa : ho ancora l’obbligo di installare il trasformatore di isolamento ?
Grazie x la Vs risposta.
Ciao Maurizio, se gli inverter rispettano i requititi della CEI 0-21 relativamente alla limitazione della componente continua immessa in rete, il trafo non serve.
Di solito nella dichiarazione di conformità CEI 0-21 c’è scritto se l’inverter è in grado di limitare la componente continua immessa in rete.
Per Gino, leggo in ritardo il tuo commento; tiri in ballo insieme (e polemicamente) troppe cose diverse (5):
-1) che enel abbia lo zampino, (istituzionalmente previsto), nella stesura delle Cei e’ ovvio e naturale, e’ il gestore della rete (ex monopolista) maggioritario e vanta tra i maggiori know-how al mondo nella gestioone delle reti.
-2) il blackout siciliano 2011 ha accelerato l’emanazione della delib 84/12 e ha anticipato di 6 mesi l’entrata in vigore della Cei 021 (la parte relativa ali inverter): i nuovi requisiti degli inverter erano stati gia previsti nel DM del IV conto energia (!).
-3) la debolezza di talune reti bt e la corsa agli incentivi ha messo a nudo tale debolezza; ricordo le fibrillazioni di coloro che dovevano attendere il rinforzo della linea mentre la tariffa incentivante calava o scadeva.. (in Francia e Germania non hanno avuto problemi perche li’ le reti le avevano sovradimensionate per vendere di piu’ e meglio l’energia da atomo (..visto che le centrali nucleari erano comunque sempre accese).
-4) nel caso della nuvola le centrali devono rimanere, pronte, anzi prontissime a compensare una riduzione di generazione che puo’ essere locale ma anche estesa, tieni poi conto dell’eolico… e e’ sempre incombente un rischio guasti; comunque la compensazione della generazione (aggiunta di una centrale) fatta all’ultimo momento ha dei costi definiti di sbilanciamento che si trasferiscono in bolletta. Terna sta gia’ parlando di inerzia “sintetica”, ovvero di compensazione elettronica degli sbilanciamenti tramite accumulatori o probabilmente anche tramite inverter di nuova concezione che definirei di 3a generazione. E’ la sfida piu’ difficile del futuro per fare a meno di idrocarburi o atomo che intersechera’ pure i veicoli elettrici e la loro ricarica.
-5) per quanto riguarda la bolletta di energia, non commento piu’ tanto: e’ la stratificazione storica di leggi, norme, delibere e che il risultato sia un qualcosa di incomprensibile sono d’accordo.
Saluti
Nuova lettera di risposta ad una richiesta di integrazione (secondo me assurda):
Buongiorno, in riferimento alla pratica in oggetto, vengo a chiedere un chiarimento circa la richiesta di integrazione ricevuta (indicare il mio ruolo [compilatore della pratica] come “professionista iscritto all’albo” anziché come “responsabile tecnico”).
Essendo il responsabile tecnico dell’azienda per cui lavoro, in questa e in tutte le pratiche compilate ho indicato il mio ruolo aziendale come abilitazione alla compilazione della pratica (responsabile tecnico, come permesso dal portale Enel), indicando altresì gli estremi della mia iscrizione all’ordine degli ingegneri.
Richiedo chiarimenti circa la richiesta di integrazione ricevuta, poiché tutte le altre pratiche inviate compilate in questa maniera sono state accettate. Il mio cliente vorrà quindi avere una giustificazione scritta della sospensione degli incentivi al suo impianto.
Distinti saluti
Dite che mi risponderanno per iscritto o dovrò tartassarli di telefonate?
E per fortuna che l’adeguamento era descritto come una cosa semplice da farsi anche da soli!
T.
A mio avviso per impianti di potenza superiore a 6kW occorre la dichiarazione di un professionista. Sbaglio ?
Ma….. si apre un ginepraio sul dm 37/08 e relagiva cei 64.8/7 Io ho sempre detto che gli impianti fv vanno sempre progettati anche se sotto i 6kwp. Nel caso di delibera 243 se non si installa nulla di nuovo/diverso non occorre nuova progettazione, l’installazione / modifica parametri può essere fatta nell’uno e nell’altro caso da installatore abitato dm 37/08 e quindi fino ai 20 kwp ( taglia che delimita il dm 37/08) l’installatore può firmare la dichiarazione di adeguamento.
Grazie per il parere, sul quale concordo 😉
Per quanto possa sembrare strano dalla mia ignoranza, sono un ingegnere iscritto all’ordine. Ma poiché ho svolto questo lavoroper l’azienda di cui sono dipendente e responsabile tecnico, ho indicato di essere responsabile tecnico. Ho comunque dato i miei estremi di iscrizione all’ordine sotto la voce “titolo abilitante”.
Non vedo però la differenza.
Stamattina, un po’ per stanchezza mia, un po’ perché siamo a fine luglio, ho ceduto e ho “corretto” il pdf già firmato.
Non cambia niente a livello di responsabilità, ma non vedo perché dobbiamo metterci a 90° ad ogni capriccio di un tecnico Enel.
Ripeto, su 40 partiche me l’ha chiesto solo questo tecnico. Appena sarà tornato dalle ferie, chiederò un colloquio chiarificatore con il suo responsabile, per lamentarmi di questa “anarchia”.
T.
Ciao Tycho,
Ho fatto delle pratiche inserendo il responsabile tecnico e mi é successa la stessa cosa.
Ho risolto rinviando il regolamento come prima senza nessuna modifica.
Dipende da chi guarda la pratica.
Altro esempio sono le scansioni della raccomandata. Io non ho mai allegato la copia della raccomandata e mi hanno sempre accettato. La raccomandata la inviavo ma non la caricavo.
Ciao, purtroppo l’hai detta: “dipende da chi guarda la pratica”.
Mai che ci possa essere un minimo di uniformità nelle indicazioni. Io che ho portato avanti una quarantina di pratiche, ho dovuto interfacciarmi con almeno 5-6 tecnici, ognuno con le sue fisse.
Non si può lavorare così, e l’Enel non può permettersi di trattarci in questa maniera.
Se ci sono (e ci sono) delle circolari con le indicazioni su come devono essere compilati i portali, DEVONO essere rese pubbliche, oppure riassunte in una guida, come era per la DK 5940 quando si compilava domanda di connessione.
T.
Mi intrometto ..anche stavolta.
La delib 243/13 che riguarda solo impianti oltre 6 kW prevede esplicitamente anche la firma del responsabile tecnico di impresa…, buona serata
Aggiungerei: se è’ un impresa a rilasciarla o altrimenti timbro e firma di libero professionista .
Occorre precisare che se nell’impresa il titolare non ha i requisiti occorre in questo caso la firma del responsabile tecnico. Se il responsabile tecnico e’ un libero professionista timbro e firma del professionista .
si seguono le regole della dico o diri del dm 37/08.
Occorre poi ricordarsi i criteri di abilitazione previsti dal dlgs 28/11 …….
Come ho indicato più avanti, il responsabile tecnico un un’azienda può essere un professionista, ma anche un dipendente, l’importante è che sia abilitato, come hai indicato tu.
Quello che mi fa imbestialire è che questi dell’Enel non leggono che, COME RESP. TECNICO, sono anche abilitato perché iscritto all’ordine. NON SONO UN PROFESSIONISTA perché precepisco (regolare) stipendio. E questa è anche l’interpretazione della Treccani.
Poi:
– gli impianti interessati sono TUTTI sopra i 6kW, quindi non vedo perché lasciare la libertà di scelta, se una delle due voci non viene accettata.
– infine, ribadisco che su una quarantina di pratiche, mi ha chiesto tale integrazione solamente un tecnico, supportato oggi dal suo capo.
T.
@Tycho: per il DM 37/08 il responsabile tecnico deve essere un dipendente obbligatoriamente ( vedasi varie comunicazioni da parte del ministero alle camere di commercio).
Non può essere un libero professionista…. o meglio può essere libero professionista abilitato ma che risulta dipendente.
” Il responsabile tecnico di cui al comma 1 svolge tale funzione per una sola impresa e la qualifica e’ incompatibile con ogni altra attivita’ continuativa.”
Non è neanche obbligatorio essere iscritto all’ordine potrebbe essere un Ing. con laurea quinquennale dipendente di azienda che svolge il ruolo di responsabile tecnico.
Art. 4. Requisiti tecnico-professionali
1. I requisiti tecnico-professionali sono, in alternativa, uno dei seguenti:
a) diploma di laurea in materia tecnica specifica conseguito presso una universita’ statale o legalmente riconosciuta;
b) diploma o qualifica conseguita al termine di scuola secondaria del secondo ciclo con specializzazione relativa al settore delle attivita’ di cui all’articolo 1, presso un istituto statale o legalmente riconosciuto, seguiti da un periodo di inserimento, di almeno due anni continuativi, alle dirette dipendenze di una impresa del settore.
Il periodo di inserimento per le attivita’ di cui all’articolo 1, comma 2, lettera d) e’ di un anno;
c) titolo o attestato conseguito ai sensi della legislazione vigente in materia di formazione professionale, previo un periodo di inserimento, di almeno quattro anni consecutivi, alle dirette dipendenze di una impresa del settore.
Il periodo di inserimento per le attivita’ di cui all’articolo 1, comma 2, lettera d) e’ di due anni;
d) prestazione lavorativa svolta, alle dirette dipendenze di una impresa abilitata nel ramo di attivita’ cui si riferisce la prestazione dell’operaio installatore per un periodo non inferiore a tre anni, escluso quello computato ai fini dell’apprendistato e quello svolto come operaio qualificato, in qualita’ di operaio installatore con qualifica di specializzato nelle attivita’ di installazione, di trasformazione, di ampliamento e di manutenzione degli impianti di cui all’articolo 1. 2. I periodi di inserimento di cui alle lettere b) e c) e le prestazioni lavorative di cui alla lettera d) del comma 1 possono svolgersi anche in forma di collaborazione tecnica continuativa nell’ambito dell’impresa da parte del titolare, dei soci e dei collaboratori familiari.
Si considerano, altresi’, in possesso dei requisiti tecnico-professionali ai sensi dell’articolo 4 il titolare dell’impresa, i soci ed i collaboratori familiari che hanno svolto attivita’ di collaborazione tecnica continuativa nell’ambito di imprese abilitate del settore per un periodo non inferiore a sei anni. Per le attivita’ di cui alla lettera d) dell’articolo 1, comma 2, tale periodo non puo’ essere inferiore a quattro anni.
Hai ragione, sono stato impreciso.
Mi sembra comunque che quanto scrivi vada ad avvalorare la mia tesi.
T.
Buonasera a tutti , ma qualcuno di voi sta’ contestando ad AEEG cio’ che chiede enel , a me sembra di essere in un regime dove quei signorotti (che vengono anche difesi da qualcuno qui) messi li’ per spinta , continuano a fare le regole a modo loro …. se fossero nel privato quanti calci nei marroni prenderebbero…
come ha ricordato Tycho AEEG aveva scritto che l’adeguamento doveva essere fatto in occasione di un intervento di manutenzione normale , quindi fatto da un ‘elettricista’ non da un iscritto all’albo , poi nel 2010 e 11 i miei impianti erano stati progettati da ingegnere e firmato la Dico dal RT dell’impresa installatrice e non era un ingegnere …. questi si stanno facendo fare da noi quello che dovevano fare loro : cioe’ passare i loro archivi cartacei in elettronici , facendo perdere tempo ad altri invece che da loro…..
saluti , da uno sempre piu’ incazzato da queste lobby che ci comandano , vedi anche governo
“questi si stanno facendo fare da noi quello che dovevano fare loro : cioe’ passare i loro archivi cartacei in elettronici , facendo perdere tempo ad altri invece che da loro…”
QUOTO
RIQUOTO
STRAQUOTO
!!!
T.
Che ne dici Tycho ? Potevano almeno darci 50 euro a pratica ? 😉
Sono arrivato al punto che glieli dò io purché la smettano di chiamarmi.
Dopo la mia email riportata in basso, mi chiama e fa: “hai modificato sul pdf, non sul portale. Al GSE noi inviamo il portale, quindi non ti accetta le pratiche.”
Risposta mia: “Perché?”
Perché il GSE dovrebbe guardare qualcosa di non firmato ignorando quanto invece è firmato e timbrato? Ma soprattutto, perché il GSE dovrebbe volere che chi compila le carte (non il responsabile dell’impianto, nota bene) dovrebbe per forza essere un professionista?
Sono veramente stremato, gli ho detto che correggevo e ho messo giù.
Vado sul portale, e quell’imbecille non mi ha nemmeno abilitato il tasto “integra”.
Un altro tecnico mi ha chiesto il valore di tensione alternata dell’inverter, anche se non è obbligatorio. “E’ indicato, quindi lo richiedo”, parole sue.
Ho detto che i miei clienti provvederanno con i loro avvocati: impianto da 30kW secondo CE con incentivi di luglio bloccati da una richiesta immotivata… Ho le richieste per iscritto e il suo nome.
Davvero, non ce la faccio più.
T.
T.
Tycho, perche il produttore dovrebbe firmare lui un documento tecnico? Io non farei firmare un progetto di una casa o una perizia al proprietario…
Comunque a mio avviso Enel gestisce i regolamenti tramite portale con il molteplice scopo che e’ piu’ semplice inviarlo al produttore con i dati anagrafici/tecnici ad hoc, generare un pdf per il produttore, avere un database coerente con il doc firmato.
@vic
non ho detto che deve firmare il proprietario, ma (leggi anche il mio intervento sotto) una qualsiasi persona abilitata. Quindi che sia un professionista o il resp tec di un’azienda, basta che sia abilitato.
T.
Continua la diatriba:
(risposta tecnico Enel via email)
Come descritto nella richiesta di integrazione nell’ allegato “B” il dichiarante deve qualificarsi come professionista iscritto all’albo, e non come responsabile tecnico,l’impianto in oggetto essendo di potenza >6kW rientra nelle prescrizioni imposte dall’art. 5 del DM 37/08 che prevede figure abilitate alla firma di elaborati progettuali esclusivamente ingegneri iscritti all’ordine professionale settore industriale o periti iscritti all’ordine professionale settore industriale.
Attendiamo quindi allegato B corretto come descritto
(mia ulteriore risposta)
Come indicato, nella pratica sono indicati chiaramente i miei estremi di iscrizione all’ordine degli ingegneri di XX.
Poiché l’adeguamento alla 243 interessa SOLAMENTE impianti di potenza >=6kW, mi chiedo come mai allora ci sia la possibilità di scegliere tra le 2 opzioni.
Il mio problema non è sbianchettare un pdf, quanto un ritardo (con conseguenze per il cliente) dovuto a mio parere a nessun motivo giustificato.
Che l’ingegnere abilitato sia un professionista:
professionista s. m. e f. [der. di professione] (pl. m. -i). –
1. Chi esercita una professione intellettuale o liberale come attività economica primaria: un p. affermato, serio, stimato; ha sposato una ricca p.; libero p., CHI ESERCITA UNA PROFESSIONE LIBERALE IN MODO INDIPENDENTE, SENZA UN RAPPORTO DI SUBORDINAZIONE NEI CONFRONTI DELLO STATO O DI UN DATORE DI LAVORO. (fonte Treccani online)
o un dipendente, a voi non cambia niente, mentre per me equivale ad una non corretta dichiarazione.
Detto questo, provvederò a sbianchettare il pdf e ad inviarvelo secondo le vostre richieste, se questo chiuderà la faccenda.
Non è per fare il rompipalle, ma avere a che fare con 5-6 tecnici ognuno libero di dare interpretazioni diverse non è di aiuto per chi come noi prepara 40-50 pratiche in più province di più regioni.
Cordialmente,
Quindi secondo questo fantomatico teNNico dell’enel per fare l’adeguamento si deve per forza andare da un iscritto all’albo e non basta la semplice ditta ?!?! alla faccia del semplice intervento dell’AEEG , poi riaggiungo visto che anche il proprietario dell’impianto firma quindi si prende la sua responsabilita’ e l’intervento poteva anche essere la semplice digitazione dei nuovi valori di F e V ci vogliono 20000 firme , ora per voi che ci lavorate va anche bene , ma hanno rotto i coglioni a chi ha messo 2 lire in un impianto FV e che deve ancora aspettare altri 4 o 5 anni per far pari se non succede niente…..
Ciao Gino, dico la mia visto che condivido al 50% quanto hai scritto. Per quanto riguarda Enel siamo d’accordo, procedure farraginose, e persone molto spesso poco preparate. Sul discorso dei poveretti che hanno speso qualche soldo non concordo. Ci sono impianti soggetti a delibera che percepiscono 40-50.000 euro all’anno di incentivo, e visto quello che ho trovato in giro (almeno la metà erano fuori norma o con interfacce non funzionanti) penso che queste persone possano anch espendere qualche centinaio di euro una tantum per avvicendamenti normativi o manutenzione. Quasi tutti gli impianti dovevano avere le SPI verificate come da regolamento di esercizio, e nessuno l’ha mai fatto ad esempio. E mi pare che nei nostri piani di rientro (i fantomatici business plan) si sia sempre considerata la manutenzione ordinaria e straordinaria. Quindi i produttori ogni tanto qualche soldino lo possono spendere. Non si può pensare di mantenere in vita un impianto che percepisce 40-50.000 euro all’anno di incentivi senza spendere mai un euro.
Ciao Stefano , io parlavo nel mio piccolo 20kw , che si vede allontare ogni poco il punto di pareggio …. va bene chi si prende 50.000 euro/anno puo’ spenderne 1000-1500 , ma in proporzioneavra’ anche speso 7-8 volte piu’ di me …..
Una cosa OT ma interessante e’ questa :
http://gazzettadireggio.gelocal.it/cronaca/2014/07/22/news/truffa-nel-fotovoltaico-in-carcere-un-magnate-russo-1.9639628
http://gazzettadireggio.gelocal.it/cronaca/2014/07/29/news/cosi-spolparono-la-kerself-1.9672290
che i nodi della famigerate 129/10 vengano al pettine …. sembra tra l’altro che siano irregolari (sempre per il salva alcoa) , ai controlli GSE , 8 impianti su 10 ….
saluti
Ciao Gino, il mio era un discorso generico, non riferito al tuo impianto in particolare.
Sui due link non sono stupito, sapevo già.
Sul resto il Salva Alcoa è stato una vaccata, in Italia non puoi erogare incentivi sulla base di una asseverazione, quando si tratta di scrivere e dichiarare anche il falso in Italia siamo i migliori al mondo 🙁
Sono stato sei mesi in Puglia, e ho visto la situazione il 29 dicembre, puoi immaginare……
Ciao Stefano,
mi scuso se la domanda è ot.
Conoscete l’inverter tedesco STECA?
L’autotest eseguito dall’elettricista evidenzia soltanto le protezioni 59.S1, 59.S2, e le soglie di frequenza restrittive 49,5 – 50,5 hz.
E’ possibile che non si vedano le soglie permissive (47,5 – 51,5 hz) che tra l’altro sono quelle da adottare?
In questa situazione, ovviamente, l’enel di turno non mi accetta l’autotest…
L’elettricista dice che l’autotest non permette di visualizzarle, ma non vorrei ci fosse qualcosa sotto…
Avete consigli in merito?
Grazie a tutti
Ciao Gabriele,
non lo conosco mi spiace. Ma da quanto dici sembra che siano attive le frequenze strette.
L’autotest deve inoltre evidenziare anche le protezioni 27.S1 e 27.S2.
In quel caso Enel non accetta autotest ovviamente.
Siete sicuri che sia stata selezionato il paese Italia CEI 0-21 ? Molti inverter hanno diverse configurazioni a bordo, ch evanno selezionate all’avvio.
Purtroppo non so come sia stato effettuato l’autotest, però visto che i tempi si allungano volevo verificare la veridicità di quanto mi ha riferito l’elettricista.
Grazie mille!
Confermo Stefano per la rete paese , per i Danfoss , alla prima accensione selezioni il paese e te lo chiede 2 volte , se sbagli dopo devi entrare con la pswd di 2-3° livello per cambiare quel parametro…..
mi piacerebbe sapere quanti impianti connessi , con gli allegati fatti ad occhio , con specifiche tensione/frequenza per paesi diversi dall’italia 😀
ciao
Pratica comune eludere le norme, soprattutto per gli inverter che non visualizzano la matricola sul display. Per le interfacce è ancora meglio, basta del bianchetto o photoshop, sono andato da un cliente che aveva una Lovato PMVF50 installata con tanto di test report. Peccato che mancavano i due moduli relè/ingressi. Chissà come hanno fatto a testarla 😉
Ciao Stefano, ho un impianto di 19.44 kw realizzato nel 2010 e ho da poco sostituito i 2 inverter power-one 10.0 outd ( adesso abb) poiché entrambi fuori uso. I nuovi sono già impostati nella soglia di frequenza 49-51. Devo lo stesso montare l’interfaccia?? Grazie.
Ciao Maurizio,
tecnicamente se gli inverter possono essere impostati con protezione di interfaccia interna credo che tu possa evitare la PI esterna.
Però…………..in teoria gli inverter CEI 0-21 di potenza superiore a 6kW sono certificati senza SPI, quindi mi sa che ti tocca metterla.
Qualcuno mi disse che Powe-One/ABB indica l’inserimento della SPI esterna in caso di sostituzione inverter.
Questo perchè di fatto ora tu sei nella situazione di non avere una Protezione di Interfaccia certificata.
Ciao Stefano, volevo gentilmente chiederti una informazione tecnica visto che tu fai le prove sui dispositivi di interfaccia, ho letto che le verifiche periodiche sulle SPI MT vanno effettuate con cadenza biennale, mentre per quelle in BT triennale, siccome è una proposta che si deve fare ai clienti e se non erro obbligatoria la verifica, non ho trovato se non in qualche regolamento di esercizio in MT che deve essere effettuata periodicamente, sulla CEI 0-16 rimanda al regolamento di esercizio. Avrei piacere di sapere dove è scritta. In WEB tutti gli studi e verificatori riportano 2 anni MT e 3 anni in BT. Grazie
Ciao Sandro,
è scritto nel regolamento di esercizio, capitolo 8 (manutenzione e verifica dell’impianto e delle protezioni). Sotto ti allego uno stralcio delllo stesso, si tratta di un regolamento di qualche mese fa con pratica a portale.
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https://newsenergia.com/wp-content/uploads/2014/08/Regolamento.jpg
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Questo sotto invece è lo stralcio di un regolamento di esercizio con pratica tramite PEC antecedente il periodo del portale Enel
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https://newsenergia.com/wp-content/uploads/2014/08/Regolamento-2.jpg
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Inoltre la CEI 0-15 (manutenzione delle cabine elettriche MT/BT dei clienti/utenti finali prevede la prova del tempo di apertura come segue:
– interruttore VOR ogni 5 anni
– interruttore sotto vuoto ISV 1 anno
– interruttore SF6 ogni 5 anni
Oltre a tutte le verifiche annuali che comprendono anche la corretta funzionalità dei relè diretti e indiretti compresa la verifica delle regolazioni.
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Per quanto riguarda gli impianti in BT trovi indicazione sulla CEI 0-21 paragrafo G5
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L’Utente attivo si impegna a mantenere efficiente il sistema di protezione l’interfaccia ed a verificarne la funzionalità e la rispondenza a quanto richiesto dal Distributore relativamente alle regolazioni delle soglie d’intervento con un controllo preliminare alla connessione e,
successivamente, con un controllo avente periodicità minima non superiore a 3 anni.
Buona sera Stefano C.,
ho da ampliare un impianto FV da 460kW e devo portarlo a 590kW (+ 130kW) e sempre allacciato ovviamente in MT; nell’impianto precedente ho già due tipi di incentivi e quindi due contatori di produzione e a monte di questi contatori ho una unica protezione di interfaccia da cui parto x andare in cabina utente MT/BT. Quello che chiedo è se posso collegare in parallelo sotto alla stessa protezione di interfaccia anche il mio ampliamento completo di trasformatore di isolamento o se sono costretto ad inserire una nuova protezione. Grazie
Ciao Maurizio, la condizione che descrivi, unica PI per più DDI è contemplata dalla CEI 0-16
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8.8.3.1 ………….. è ammesso l’impiego di più DDI comandati da un unico SPI…….
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Però secondo me Enel ti chiede la conformità CEI 0-16 (terza edizione) della PI. Ma concorda con il distributore perchè ho un caso (ancora aperto) in cui Enel accetta la vecchia PI ante CEI 0-16, forse però perchè non sa che il firmware di tale PI non ha media mobile e teledistacco.
Inoltre, a parte queste disquisizioni tecniche, il regolamento di esercizio negli allegati tecnici chiede la conformità dell’impianto alla CEI 0-16 (ovviamente in vigore alla data dell’allaccio dell’ampliamento) condizione che la vecchia interfaccia ovviamente non può soddisfare.
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Ma a parte la divagazione, la risposta alla tua domanda è si, puoi usare la stessa PI aggiungendo solo il DDI per la tua parte di impianto.
Ciao, sono un intruso in questo forum (mi occupo di sicurezza informatica); ho una domanda molto banale e terra-terra sulle modalità di teledistacco descritte nell’allegato M “partecipazione ai piani di difesa” alle norme CEI 0-16. Non so se puoi aiutarmi.
Nell’allegato M c’è scritto che il teledistacco di un POD=x “avviene con le seguenti modalità: DISTRIBUTORE => “DISTACCO utenza x” il modulo di interfaccia confronta il messaggio (confrontandolo con quello memorizzato al suo interno secondo le indicazioni del Distributore)”
Non capisco se il contenuto dell’SMS è esattamente “DISTACCO utenza x” oppure deve essere un qualche altro testo concordato tra Distributore ed impianto e non descritto esplicitamente nell’allegato M.
Da un altro punto di vista, non capisco se l’autenticazione del messaggio si basa solo sul numero dal quale proviene l’SMS oppure ci sono anche altri “segreti” concordati tra Distributore ed impianto di generazione. Dalla lettura delle norme direi che l’interpretazione corretta è la prima, ma vorrei esserne certo.
Grazie mille
Ciao Alberto, ad essere sincero non saprei risponderti.
La cosa è talmente nuova che non vi sono riscontri in merito.
Non sono informatico, ma se leggo alla lettera quanto scritto (correggimi se sbaglio) ci va anche la parola utenza, altrimenti andava omessa, di solito se non erro le stringhe si scrivono esatte.
Per il resto da quanto leggo non ci sono particolari accorgimenti di sicurezza se non quello che hai scritto di verificare il numero che invia il testo, oltre alla configurazione della SIM per disabilitare chiamate etc
Anche secondo me la tua interpretazione è corretta, ma credo che a breve Enel pubblicherà qualcosa, non credo si possa lasciare una cosa così delicata alla mercè di una descrizione così semplice.
Ciao Stefano, grazie mille per la prontissima risposta.
A mio modesto parere, leggendo l’allegato M con gli occhi di un informatico, la descrizione del protocollo è ambigua. I protocolli devono essere descritti in modo da non lasciare spazio ad ambiguità o interpretazioni su come si scrivono, ad esempio, le stringhe; o su come deve comportarsi uno dei due partner alla ricezione di un comando che non rispetta la sintassi prevista.
Io interpreto l’allegato M in questo modo: il distacco di un POD il cui valore è x si ottiene inviando un SMS il cui contenuto è esattamente questo: “DISTACCO utenza x”.
Detto questo, mi sembra di capire dalla tua risposta che l’allegato M descrive funzionalità non ancora implementate e che dovranno essere implementate “a breve”. Ho capito bene ?
Approfitto per farti un’altra domanda banale, sperando tu possa aiutarmi. Vorrei capire come è distribuita la responsabilità per il colloquio da remoto con i contatori elettronici. Uso un esempio per essere più chiaro. Il mio fornitore di energia elettrica era ACEGAS (distributore “storico” della mia città); sono passato a Edison; l’accesso in lettura e in scrittura da remoto al mio contatore elettronico da chi è effettuato adesso ?da ACEGAS su richiesta di Edison ? direttamente da Edison ? da qualche altro agente ?
Grazie mille per l’aiuto e la pazienza
Ciao Alberto, scusa se non sono sorpreso quando parli di ambiguità, le norme relative al fotovoltaico e alle connessioni alla rete fanno dell’ambiguità il loro cavallo di battaglia, scritte sempre male e con varie imprecisioni. E’ tutto normale credimi.
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Per quanto riguarda la lettura dei contatori la responsabilità è del gestore di rete, non del distributore.
Nel tuo caso direi che il distributore responsabile delle letture è ACEGAS, chi di fornisce l’energia è Edison che non è responsabile delle misure. Infatti credo che da qualche parte, i distributori in bolletta scrivano….bolletta a cura di…..”nome del gestore di rete”
Ciao Alberto, l’allegato M della Cei 0-16 riguarda una modalita’ GSM, che viene definita transitoria, di telecontrollare il DDI, tramite Gsm e quindi non in tempo reale (non “always on” ventilato, ma non ancora normato nella Cei 0-16); intendo dire che nel futuro, presumo abbastanza lontano, il DDI potra’ essere aperto dal distributore in tempo reale a fronte di guasti sulla rete o di ordini impartiti da Terna (probabilmente anche per la bt) tramite il protocollo 61850 (..futuro allegato T della 0-16), tale protocollo potra’ essere usato anche per regolare la V degli inverter ecc.
La nuova delib. 421/14, che il bravo Stefano ha segnalato qui di recente in un altro articolo, prescrive l’adeguamento per i produttori MT >100 kW via Gsm, che la delibera indica utilizzando in sostanza canali liberi sui sistemi esistenti per il telecontrollo e l’automazione della rete che i gestori (o il gestore di riferimento..) usano gia’; da quanto mi e’ stato detto tali sistemi, Gsm e non, funzionano con elevatissime protezioni anti hackeraggio; gia’ il Gsm e’ difficile da penetrare. Certo che il problema esiste, ma i sistemi di telecontrollo/automazione della rete AT/MT sono definiti “mission critical” e sono opportunamente blindati e ridondati.
Acegas e’ il tuo gestore/distributore mentre Edison e’ il venditore detto anche trader. Ha ragione Stefano dicendo che e’ Acegas che legge il misuratore, che poi inoltra i dati al venditore che a sua volta invia la fattura a te.
Se dovessi scrivere tutte le magagne che mi stanno tirando fuori quelli dell’Enel, ne verrebbe fuori un libro…
…
Perlopiù pieno di parolacce (mie) nei loro confronti.
Adesso, nonostante mi sia messo a 90° e abbia integrato come vogliono loro, non rispondono.
Che schifo!
T.
Caro Stefano,
non ricordo bene la tua risposta a riguardo dell’allegato “A-2” della norma CEI 0-21 dove si parla del sistema di protezione di interfaccia esterna (impianti FV oltre 6kW) che necessita di un sistema di alimentazione ausiliaria ……… è obbligatoria ??? Parlando con alcuni (due) miei colleghi nessuno la fatta eseguire sugli impianti progettati. Grazie x la collaborazione
Ciao Maurizio
Allegato A.
Paragrafo A.2
Pagina 77 (in alto)
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L’SPI deve prevedere
.
.
– Solo per il SPI esterno, un sistema di alimentazione ausiliario che in assenza della tensione principale consenta il suo funzionamento per almeno 5 s. Il sistema di
alimentazione ausiliario deve essere opportunamente dimensionato per consentire, in assenza dell’alimentazione principale, il funzionamento del SPI, la tenuta in chiusura del DDI e dell’ eventuale dispositivo di comando per il rincalzo almeno per il tempo sopra definito
Insisto quindi nel dire che è obbligatorio l’inserimento di una alimentazione ausiliaria ….. un UPS (mi sembra che nè avete già parlato) che tenga x il tempo di minimo 5 s l’SPI alimentato.
Al limite mandagli le pagine 76 e 77 della CEI 0-21 😉
Qualcuno ha provato ad effettuare un aggiornamento alla CEI 0-21? Ho chiesto mille volte al responsabile Enel di VR la procedura, ma la risposta è stata sempre “ti chiamo io…”.
Qualcuno ha ricevito risposte migliori?
Penso di procedere con la compilazione del vecchio modello di RdE CEI 0-21 (pre-portale) e l’invo della documentazione ivi richiesta (dichiarazioni produttori, prove cassetta relè, schema elettrico aggiornato) e di inviare tutto via PEC, così c’è la prova legale dell’avvenuta comunicazione. Poi idem per il GSE.
T.
Ciao a tutti,
mi trovo a gestire un problema su un impianto FV da 5 kW che sgancia per intervento del SPI per sovratensione.
Volendo verificare, per il dimensionamento del cavo ac (da inverter a contatore di scambio) che caduta di tensione in % va considerata?
E’ riportato su qualche normativa?
Vi ringrazio
Gabriele
CEI 64-8, 4%
Ma io starei più basso, 2%
Scusate, cerco di non essere troppo OT: a moltissimi miei clienti sono arrivate comunicazioni di altre aziende di fotovotlaico con offerte per adeguamento alla 243, sia per email che via posta.
La mia domanda è: come fanno queste aziende ad avere i riferimenti dei miei clienti?
Sono pubblicati in qualche elenco?
T.
Qualcuno ha amici in Enel, Terna o Gse.
Non credo ci siano molte altre spiegazioni
Come immaginavo quindi.
A pensar male si fa peccato ma si azzecca…
Tycho pure a miei clienti son arrivate email e per finire si son recati anche direttamente dal cliente offrendo prezzi che non esistono sul mercato, facendo fare a me la figura del ladro! Purtroppo è cosi ora a tutti è permesso tutto, pensa che ora ci sono pure gli architetti che fanno concorrenza a periti ed ingegneri elettrici, boh non capisco più nulla o forse non ho mai capito nulla. Comunque se c’è il libero mercato e la concorrenza è corretta allora può anche andar bene!
Ciao Sandro, io non parlo di concorrenza, parlo di PRIVACY.
Se qualcuno ha spifferato dati, nominativi e contatti per trarne profitto, deve essere perseguito.
T.
Ah, dimenticavo la nuova delibera 221, allegato A72, secondo me ci saranno pure geometri e ragionieri che si proporranno, non so con che risultati, però ci proveranno.
Delibera 221? Non la conosco.
T.
Scusa Thyco 421, a volte si può sbagliare con i numeri!
Si era capito Sandro che parlavi della 421 😉
La mia ignoranza è palese, non conoscevo nemeno la 421.
Ma in pratica in cosa consistono le modifiche da apportare per permettere il teledistacco?
T.
Ciao Tycho,
dipende dal tipo di interfaccia. In ogni caso occorre aggiungere un modme che riceve segnali da Enel e che manda il segnale di teledistacco alla PI, poi va aggiunto un circuito in serie alla bobina del DDI, in modo da dare il feed back della corretta apertura del DDI. Se l’interfaccia non ha teledistacco (parecchie interfacce precedenti il 2013) a mio avviso va cambiata. Poi ci sono altre cose quali segnale di reset della PI (come farlo ? togliendo tensione alla stessa pe run certo tempo ? è ammissibile farlo così ?) etc.
In ogni caso se leggi l’allegato M della CEI 0-16 è scritto tutto, 2-3 pagine molto semplici.
… e mi unisco anche alla discussione nel thread a tema, che non fa mai male…
T.
buongiorno,
mi è arrivata tempo fa l’email di adeguamento dell’impianto FV alla delibera 84/2012/r/eel de effettuare entro il 30 giugno 2014.
l’impianto è da 30,24 kW bt allacciato alla media a metà 2010 e l’ spi è un Gavazzi dpc72 conforme alla dk5940.
devo sostituire il dispositivo con uno conforme a cei 0-16 o il gavazzi si puo tenere purchè venga tarato con le nuove frequenze(sempre se tarabile)?
Si può tarare come da richieste della Delibera.
Occore sistemare Protezione di interfaccia ma anche gli inverter.
Buon giorno Stefano,
chiedo gentilmente se è vero che un impianto da 48kW in SSP su capannone da allacciare fra poco non ha necessità di richiedere l’Agenzia delle Dogane (denuncia di officina elettrica) ???
La denuncia di officina elettrica per impianti di produzione maggiori di 20kW in regime di SSP mi risulta vada fatta come sempre. A meno che non mi sia perso qualcosa.
Ciao a tutti, leggo sempre con molto piacere.
Ho un dubbio su un impianto da 19,74 kW , 3 sezioni, una entrata in esercizio nel 2010 e due nel 2011, collegati in MT alla rete A2A Milano.
A parte il ritardo con cui hanno richiesto l’adeguamento, sull’impianto ho trovato n.3 PVI-10.0-OUTD e NESSUNA interfaccia esterna. Ricordo che fino a 20 kW non era richiesta alcuna interfaccia esterna se massimo 3 inverter, ma questo valeva solo in BT o anche in MT? Sarebbe da aggiungerne una esterna 49-51 o va bene cosi modificando solo le soglie degli inverter? Dovrebbe essere tutto CEI 0-16 seconda edizione o vado errato? Li si parla di max 3 spi, ma che con comando OR apra tutti i DDI anche al solo rilievo di anomalia da parte di un solo SPI, ma in questo caso ovvio che la cosa non si può implementare. Grazie per le eventuali delucidazioni.
In MT occorreva anche allora la PI ai sensi della DK 5740.
Secondo me è la seconda che hai scritto.
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Qualora necessità impiantistiche lo imponessero(69), è ammesso l’utilizzo di più protezioni di interfaccia (al limite una per ogni singolo generatore); per non degradare l’affidabilità del sistema, il comando di scatto di ciascuna protezione deve agire su tutti i DDI presenti in impianto, in modo che una condizione anomala rilevata anche da un solo SPI disconnetta tutti i generatori dalla rete.
Grazie delle prontissime risposte!
Per quanto rigurarda la DK5740, dovrebbe valere solo su rete ENEL, qui io ho A2A come Distributore, ma non trovo le sue regole tecniche risalenti al periodo in questione.
Poi per quanto riguarda la CEI 0-16, subito dopo quanto citato da Stefano, riporta:
____________________________________
Nel caso di richiesta di installazione di generatori nell’ambito di
impianti esistenti, connessi alla rete da almeno un anno, qualora la
potenza complessiva dei generatori non superi i 1000 kW, è possibile
installare non più di tre DDI (in MT e/o in BT), ciascuno dei quali può
al massimo sottendere 400 kW.
______________________________________
Bene, io qui avevo una sezione entrata in esercizio nel 2010 con il suo inverter, e nel 2011 le altre due, intese come “ampliamento” di un impianto esistente connesso da un anno (in realtà 3 giorni in meno di un anno preciso), al limite ci “potrebbe stare”…che ne pensate?
Grazie!
Possono coesistere 3 DDI e 2 SPI, ma mi pare solo se le SPI sono collegate in logica OR.
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Per il resto a questo punto meglio che chiedi al gestore di rete, la nostra opinione conta poco 😉
Ok, io intanto certifico che è fatto cosi e che le P.I. installate stanno a 49-51, poi se avranno qualcosa da obiettare sull’assenza del relè esterno, allora sarà il cliente a decidere cosa fare.
Grazie mille.
Buongiorno,
hanno cambiato il sito di Enel Distribuzione e non so più dove trovare gli indirizzi cui inviare la raccomandata con il modulo di adesione al portale produttori, qualcuno gentilmente mi può mandare link? (resta inteso che per adeguamenti non si possa fare il mandato)
Grazie
Angela
Sono sempre nella prima pagina, quella che compare dopo aver inserito il codice numerico. In basso a sinistra.
Ciao a tutti,
a qualcuno di voi capita che il portale enel rifiuti l’autenticazione al login?
ho provato con diversi browser, con diversi user e password ma nessuno funziona!
Io da venerdì sera 3 ottobre che non entro è mi indica “Autenticazione fallita” nonostante inserisca la password giusta; solo questa mattina x 2/3 ore mi ha fatto entrare e poi di nuovo fuori !!!!
Ho chiamato l’enel di FC e mi hanno risposto che a Bologna o Milano sono dietro a lavorare sul sistema operativo che appena installato ha già problemi (principale problema non comunica con Terna x l’attivazione degli impianti – Sistema Guadì). Pazienza …… ci vuole tanta pazienza.
Buon lavoro a tutti
Salve Stefano
ho un quesito dobbiamo sostituire un SPI su un impianto da 20kwp entrato in esercizio a gennaio del 2013 ti volevo chiedere se nel momento in cui andiamo a mettere il nuovo SPI dobbiamo aggiornare alla delibera 243 l’ SPI e anche L’ inverter oppure se non ci rientriamo?
ti chiedo questo perché ne abbiamo cambiato un altro su un altro impianto sempre da 19.12 Kwp e il distributore ci ha chiesto di aggiornare alla delibera 243 che se la vai a leggere non parla di impianti entrati in esercizio nel 2013 .
grazie
La delibera si applica agli impianti entrati in esercizio prima di aprile 2012. Gli impianti allacciati da aprile a giugno 2012 sono conformi ad allegato A70, gli impianti allacciati da luglio 2012 in poi sono conformi alla CEI 0-21 che ha recepito in toto l’allegato A70.
Chi ti ha chiesto di adeguare un impianto del 2013 alla Delibera 243 si droga.
Ciao Stefano
Il distributore ci chiede di adeguarci alla 243 con un impianto da 18 kwp composto da 3 inverter sunny mini central da 6000 che non sono a norma con la cei 021 in quanto connessi prima del 2012 della sma , se leggo la 243 rimanda alla 84/12 paragrafo 5 allegato A70 che dice di dover rispettare i valori di frequenza , ho un dubbio secondo SMA devo solamente modificare le frequenze dei 3 inverter ma , mi domando se l’ impianto è superiore a 6kw devo anche installare il dispositivo di interfaccia esterno o sbaglio?
grazie
Ciao Alessandro, ti possono chiedere di adeguarti solo se l’impianto è stato connesso entro 31 marzo 2012.
Impianti collegati alla rete BT alla data del 31 marzo 2012 di potenza da 6kW a 20kW
Si dovranno adeguare entro il 30 aprile 2015
Se hai allacciato ante CEI 0-21 dovevi rispondere alla DK 5940 e quindi nessuna protezione di interfaccia sino a 20 kWp,
Se hai allacciato dopo l’entrata in vigore della CEI 0-21 dovresti già avere la protezione di interfaccia.
Insomma ci occorre data esatta di allaccio…..
Non si deve installare alcuna interfaccia esterna. Occorre solo variare le soglie di frequenza
Buongiorno
Ogni quanto tempo devo rifare la prova su dispositivi protezione d’interfaccia è dispositivo di protezione generale per basa e madia tensione. Tutti questi dispositivi sono stati già adeguati nel 2012.
Grazie.
Ciao Costantino.
Per impianti dal 2012 in poi, ogni 2 anni MT e ogni 3 anni BT
Per gli impianti allacciati prima occorre leggere il regolamento di esercizio, in quanto le norme demandavano a quello (DK, guide per le connessioni, etc) in ogni caso 2/3 anni MT e 3 anni BT
Buongiorno sig. Caproni
Grazie per la sua celere risposta.
L’attività può essere effettuata da chiunque ho serve un tecnico/perito abilitato (inscritto all’albo)
Grazie.
Da un responsabile tecnico di impresa o da un professionista iscritto all’albo per le specifiche competenze dice la delibera.
A mio avviso essendo impianti di potenza superiore a 6kW le competenze le ha il professionista iscritto all’albo, alcuni non sono d’accordo con me, ed in ogni caso da quanto ho visto le dichiarazioni le stanno firmando tutti, senza preoccuparsi delle competenze o meno per farlo.
Ti dico questo per che qualcuno dice che basta fare il corso da quelli che producono la cassetta e sei apposto!!!
Qui parliamo anche d’impianti di qualche “Megawatt”
A mio avviso servirebbe più di 4-5 ore di corso per capire il mondo delle protezione.
Anche secondo me.
Il discorso è che se un tecnico di impresa non può progettare un impianto da 1MW, non vedo perchè possa fare dichiarazioni sulla conformità della protezione generale o di interfaccia le cui verifiche sono normate dalla CEI 0-16.
Ribadisco che è la mia opinione, non mi pare di aver trovato riferimento su chi sia o meno abilitato ad eseguire verifiche su tali dispositivi. Ma secondo me ci si arriva per logica.
Buon giorno Stefano.
E’ il primo aggiornamento che faccio alla del. 243.
Sul portale oltre a tutte le info tecniche sui generatori e via dicendo c’è la parte che riguarda le soglie del dispositivo SPI.
Ho fatto tutte le modifiche sia sugli inverter che sulla protezione di interfaccia. Visto comunque che non è richiesto il report nelle caselle dei valori impostati metto pari pari quelli prescritti? Gli andrà bene?
Grazie mille.
Buona giornata.
Ciao
Non devi mettere quelli prescritti, devi mettere quelli che ha il tuo impianto, che ovviamente devono essere conformi a quanto richiesto. Se hai fatto l’adeguamento dovresti saperlo.
Discorso generale, non riferito a te in particolare, ho visto che tutti scrivono sempre i soliti valori, come di consueto senza nemmeno pensarci. Ho visto parecchi regolamenti con scritto che i tempi sulla massima tensione sono impostati a 200ms con una ABB CM.UFS, che in realtà ha tempi di 100ms su tutte le protezioni.
Oppure 276V sulla massima tensione con inverter che invece sono tarati a 270.
Ma come sempre basta compilare un pezzo di carta, firmarlo e spedirlo, poi sui contenuti si sorvola.
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Io non so come è fatto il tuo impianto, quindi non ti posso rispondere, non so come sono tarati gli inverter (al 99% come richiesto da Enel, ma non è detto), e non so che interfaccia hai.
Aggiungo un’altra considerazione alla tua domanda:
“ad Enel andrà bene?”
Se il tuo impianto rispetta le prescrizioni della delibera 243 ad Enel va bene per forza, non è che Enel debba decidere niente.
Se l’impianto è stato allacciato da Enel significa che è conforme alla DK5940 o alla guida Enel per le connessioni, e quindi conforme per forza all’allegato A70. La sola e unica modifica da fare sono le frequenze che debbono essere almeno 49-51
Enel non può chiedere altro in più.
Ciao Stefano, capisco che tu abbia il dente avvelenato con Enel, e ti do tutte le ragioni per quanto scrivi: Enel non può pretendere, però di fatto blocca le pratiche, e anche se ci si impunta, poi a rimetterci è il cliente, e di conseguenza tu.
O chiami gli avvocati per 300€ che chiedi al cliente?
Ciao, non ho proprio il dente avvelenato con Enel, di solito collaboro molto bene con loro, ma a volte ci sono personaggi che si impuntano e hanno solo voglia di farti perdere tempo, se poi si tratta di persone che non hanno voglia di confrontarsi, allora faccio come mi ha insegnato mia nonna, faccio come dicono e vado avanti, finchè si tratta di cose di poco conto. Ma quando si rompe un inverter e vogliono che si renda CEI 0-21 un impianto con SPI esterna e 6 inverter., allora girano un po gli zebedei 😉
Grazie Stefano per la velocità e la precisione.
Hai ragione. Gli inverter sono stati impostati sulle soglie “larghe” mentre la P.I. è stata regolata a 49-51. Ma non essendo richiesto il report non l’ho fatto.
La protezione è una ABB CM UFS 2 con tempi di intervento 100 ms e tarata (da dichiarazione di verifica redatta a suo tempo dal tecnico che a seguito la connessione – non io – )
con massima tensione a 430 e minima tensione 220.
Gli inverter invece ono power one 2x 10.0, 2×12.5 e un 3.0
L’impianto è da 48,62 KW
Massima e minima tensione inserisco le stesse (430 e 220)
e alle frequenze 49 alla minima 51 alla massima e tempi tutti 100 ms.
La frase “gli andrà bene” ci vuole sempre perchè a seconda di chi guarda il documento le variabili in gioco si moltiplicano come sappiamo bene. 🙁
Grazie ancora Stefano.
Scusa Andrea, ma perchè devi copiare le boiate che ha scritto l’altro tecnico ?
Scrivi quelle che hai sul tuo impianto, non leggerlo nemmeno il vecchio regolamento, saranno problemi di chi l’ha compilato e firmato.
Per il resto se hai regolato la ABB tramite l’apposita rotellina nella posizione +/- 1 hai una situazione di questo tipo:
– massima tensione 480V 100ms
– minima tensione 320V 100ms
– massima frequenza 51Hz 100ms
– minima frequenza 49Hz 100ms
Non so cosa siano le tensioni che ha inserito l’altro tecnico, 430 e 220 ?????? 1,075Vn e 0,55Vn ????? Forse aveva bevuto 😉 Oltre al tecnico mi sorprende anche che Enel abbia accettato tali valori, in pratica il tecnico ha dichiarato che l’impianto non rispettava le prescrizioni della guida per le connessioni 😉
Per il resto continuo a dire che il documento lo può anche guardare il Direttore Generale Imperiale di Enel, se rispetti la delibera sei a posto e non ti possono contestare niente 😉
Non mi ero mai posto la domanda, ma dall’accettazione del preventivo alla predisposizione del reg. es. quanto dovrebbe passare?C’è una tempistica entro la quale devono predisporlo?
Altra domanda. Ho visto che il nuovo portale non permette di fare l’inizio lavori fino a che non viene inviato l’inizio iter autorizzativo.
Da che uno carica l’inizio iter dopo quando ti attivano l’inizio lavori? Il giorno dopo?
Io ho fatto inizio iter stamani e ad ora 18:31 dello stesso giorno l’inizio lavori non me lo fa fare…e non ho nemmeno il reg. di es. pronto! (Prev. accettato nel lontano 24/10)
Grazie e buona serata a tutti.
Credo che Enel abbia 2o giorni lavorativi, ma non mi p mai capitato di aspettare più di 2-3 giorni dall’accettazione, tranne in periodi tipo agosto.
Di solito tra avvio iter e inizio lavori e fine lavori passa un giorno o due.
Il 24 10 non mi pare molto lontano stiamo parlando di 5 giorni lavorativi, Enel ne ha 20.
Ciao Stefano, il Tica concede 20 gg lav al gestore per predisporre o inviare il regolamento, mi risulta che se sono presi male fanno attendere anche fino all’ultimo momento.
😉
Ciao Stefano
Per conferma mi sapresti indicare se su sunny mini central 6000 della sma il parametro da inserire per la delibera 243 è come soglia minima (1) e come soglia massima (1) .
grazie
Confermo. Nei miei ho messo 1,5 e 1,5 perchè avevo interfaccia esterna in quanto impianto maggiore di 20kW
In ogni caso la 243 deroga l’allegato A70, quindi volendo puoi anche mettere 2,5 per la minima e 1,5 per la massima.
Ma 1 e 1 va benissimo
Grazie del supporto , avrei un altra domanda ma mi devo far rilasciare qualcosa da Sma da allegare al regolamento di esercizio almeno per quanto riguarda l’ informaZione che i parametri -1 e +1 immessi corrispondono a 49 e 51?
Sma non ti rilascia nulla, sei tu che fai l’adeguamento (a meno che non richiedi l’intervento diretto di SMA). L’informativa sul portale è chiara e dice di mettere a +1 e -1
Fai uno screenshoot della schermata del software dove ci sono tutti i parametri dopo averli modificati.
Grazie ancora per l’ aiuto sotto che voce trovo quanto mi hai detto sul portale?
Non parlavo del portale Enel, ma della guida di SMA che trovi sul loro sito web.
Alcuni inverter hanno le frequenze inserire come 49,7-50,3 altri invece hanno 1 e 1
In base a quello che trovi ti regoli di conseguenza. Se trovi i valori di frequenza modifichi quelli, se trovi 0,3 e 0,3 inserisci 1 e 1.
Ti inserisco sotto l’esempio di uno dei miei (ho meso tutte le soglie più ampie sia in tensione che in frequenza perchè avevo SPI esterna). In ogni caso per dubbi o se non ti fidi puoi chiamare SMA, sono molto disponibili.
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https://newsenergia.com/wp-content/uploads/2014/11/Sma.jpg
Buonasera. Ho rilevato un piccolo impianto da completare da una ditta che ha chiuso i battenti in malo modo lasciando a metà un sacco di famiglie.
Il preventivo fu accettato già a suo tempo. Ora l’enel di zona mi dice che la pratica è scaduta senza dirmi niente di più.
Da che fu accettato il preventivo quanto tempo ha il cliente per completare la realizzazione dell’impianto?
Non ho trovato su nessun documento la risposta. Mi sembrava di aver letto ho sentito un anno dall’accettazione del preventivo. Può essere?
Grazie mille.
TICA art. 31.1
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31.1 Il richiedente è tenuto ad iniziare i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione entro:
a) 12 (dodici) mesi dalla data di accettazione del preventivo, nel caso di connessioni in bassa e media tensione;
b) 18 (diciotto) mesi dalla data di accettazione del preventivo, nel caso di connessioni in alta e altissima tensione,
ad eccezione dei casi di impossibilità a causa della mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi o per cause di forza maggiore o per cause non imputabili al richiedente. Entro la medesima data, il richiedente è tenuto a trasmettere al gestore di rete una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà attestante:
– l’avvenuto inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, allegando eventuali comunicazioni di pari oggetto trasmesse alle autorità competenti, ovvero
– il mancato rispetto dei termini per l’inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, indicando la causa del mancato inizio e il tipo di procedimento autorizzativo al quale è sottoposto l’impianto di produzione, qualora la causa del mancato inizio dei lavori sia la mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi.
I richiedenti sono tenuti a conservare i documenti necessari ad attestare le informazioni trasmesse ai gestori di rete ai sensi del presente comma.
in BT hai 90 gg lavorativi per inviare ad enel ” l’ avvio del procedimento” dopo di che hai 6 mesi per inviare ad Eenel “l’inizio lavori” dopo questa comunicazione puoi connettere l’impianto entro i termini di scadenza del titolo abilitativo alla costruzione dell’impianto, ovviamente se il preventivo è stato solo accettato e sono scaduti i 90 gg per comunicare l’avvio al procedimento la prativa decade.
ciao
mi correggo 60 gg lavorativi in BT per avvio del procedimento, nel caso di mancata comunicazione Eenel comunica che entro 30 gg bisogna inviare l’avvio del procedimento altrimenti la pratica decade
Gli impianti con potenza inferiore a 20kW in BT, entrati in esercizio ante 2012, per essere adeguati alla Delibera AEEG 243/2013 hanno necessità di predisporre una interfaccia esterna o basta modificare le frequenze nell’intervallo 49-51 sugli inverter?
Ho un impianto da 19,8 con due inverter Sunways. Le altre info da inserire sul portale (27-59-81 etc.) i valori dovranno essere quelli di autotest?
Grazie.
Come più volte ribadito l’adeguamento delibera 243 non è un adeguamento retroattivo alla CEI 0-21.
Basta modificare le frequenze degli inverter.
Non credo che gli inverter ante CEI 0-21 abbiano un autotest che faccia vedere le soglie di intervento.
In ogni caso se si legge il regolamento non c’è scritto di inserire le soglie verificate ma di scrivere le soglie impostate.
Queste sono rilevabili sugli inverter, tramite il software che sarà usato per modificare le frequenze.
Per entrare nel software degli inverter Sunways serve password
buon giorno a tutti, chiedo una informazione riguardo agli impianti off grid dal momento che in questi giorni ho due clienti che vorrebbero installarli in casa.
Ma in italia è ammesso con la legislatura attuale ?? Se si c’è un limite della potenza ??
Grazie in anticipo della Vs collaborazione
Buon lavoro a tutti
Io non lo so.
Buongiorno a tutti, vi chiedo un chiarimento in merito al seguente quesito:
Impianto esistente di potenza di 18 kW formato da 3 inverter allacciato nel 2010 (ante CEI 0-21 quindi no interfaccia esterna, ecc..), quindi da adeguare alla delibera 243……. problema nel 2013 vengono rubati i 3 inverter e il cliente contatta la ditta che gli installa tre inverter SMC6000A-11 (conformi cei 0-21 MA SOLO PER INSTALLAZIONI SU IMPIANTI MONOFASE FINO A 6 kW) senza comunicare nulla al GSE ne tanto meno ad Enel, in questo caso come ci si deve comportare???? adeguamento delibera 243 o come se fosse nuovo impianto cei 0-21 e quindi il cliente deve cambiare i tre inverter e installare interfaccia esterna e riconfigurare completamente l’impianto? nel caso di sostituzione di tutti gli inverter che compongono un impianto c’è una norma che mi dice chiaramente se l’impianto deve continuare a rispettare le norme alla data in cui è stato allacciato o se deve rispettare le nuove normative CEi 0-21… grazie fin d’ora a chi mi saprà dare una risposta….
La delibera 344 è chiara:
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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 (della delibera 84/2012). 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.
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Chi ha installato nel 2013 inveret SMC6000-A11 per impianti sino a 6kW e senza interfaccia esterna, ha commesso un errore.
Quindi ora deve installare 3 inverter, o anche uno solo, conforme a CEI 0-21, e interfaccia esterna.
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Le delibere che ti impongono di installare elementi conformi alla norma vigente al momento della sostituzione sono appunto la 84/2012 come modificata dalla 344/2012.
L’unico dubbio che mi rimane e che potresti installare 3 inverter CEI 0-21 da 6kW che hanno la loro interfaccia interna conforme, ed evitare l’interfaccia esterna, perchè alla fine sono i componenti che devono essere conformi, non l’intero impianto.
Se invece installi un inverter da 20kW CEI 0-21, lo stesso ovviamente non ha interfaccia interna, quindi è d’obbligo interfaccia esterna.
per evitare disguidi, vista l’entità economica dell’intervento, io installerei i 3 inverter da 6kW per non stravolgere la configurazione di impianto, e per fare contento il GSE che meno cose cambi più è contento, e inserirei interfaccia esterna per fare contenta Enel e le varie delibere.
Daldronde la cosa era da fare già quando avevano rubato i 3 inverter nel 2013. Poi il proprietario chiederà spiegazioni a chi gli ha installato 3 inverter non conformi e si farà eventualmente rimborsare o sostituire gratuitamente gli stessi.
p.s. stessa cosa se ad esempio io adeguo alla delibera 243 un impianto da 10 kW per esempio e poi fra 5 anni devo sostituire gli invertere sul mercato ci sono solo inverter CEI 0-21, sperando che non cambino altre 10 volte le normative cosa molto probabile….. va beh spero qualcuno riesca a darmi qualche risposta… Buonagiornata a tutti!
Vedi sopra, apparecchiature conformi alla data di installazione.
Salve non so se è l’ ambiente più adatto per porre questo quesito:
Un cliente mi ha detto di voler richiedere i certificati bianchi per un impianto anche abbastanza grande ma non riesco a capire come devo fare per farglieli ottenere in giro non ci sono informazioni molto chiare , qualcuno sa darmi qualche notizia?
Ciao Alessandro.
L’ambiente è quello giusto, io però non me ne sono mai occupato quindi non ti so dire nulla di interessante 🙁
Ciao Alessandro,
i certificati bianchi puoi richiederli se ovviamente non ha già usufruito di incentivi o di detrazioni fiscali, i certificati bianchi vengono acquistati da ditte di vendita di energia che sono iscritte al GME quindi abilitate alla vendita di certificati bianchi.
esempio:
Impianto da 1mw connesso con 2° conto energia e in regime di vendita totale può richiederli? ed in caso ad ACEA ?
Mi sembra che il tuo cliente voglia un po’ troppo : CE , RID e poi anche i CB ?!?!
L’art 10 del D.M. 28 dicembre 2012, che regola il meccanismo dei certificati bianchi,, stabilisce che “i certificati bianchi emessi per i progetti presentati dopo l’entrata in vigore del … decreto” – 3 gennaio 2013 – “non sono cumulabili con altri incentivi, comunque denominati, a carico delle tariffe dell’energia elettrica e del gas e con altri incentivi statali, fatto salvo, nel rispetto delle rispettive norme operative, l’accesso a
a) fondi di garanzia e fondi di rotazione;
b) contributi in conto interesse;
c) detassazione del reddito d’impresa riguardante l’acquisto di macchinari e attrezzature”.
Dalla formulazione dell’articolo ne deriva:
• la non cumulabilità dei certificati bianchi con:
a) le detrazioni fiscali per progetti presentati successivamente al 03 gennaio 2013;
b) l’ecobonus previsto dal Decreto Legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito in legge 7 agosto 2012, n. 134 per la sostituzione di veicoli inquinanti con altri nuovi a basse emissioni complessive;
c) finanziamenti statali concessi in conto capitale.
• la cumulabilità dei certificati bianchi con:
a) incentivi riconosciuti a livello regionale, locale e comunitario per interventi di efficientamento energetico. Si precisa, infatti, che D. lgs. del 3 marzo 2011 n. 28 e il Decreto attuativo del 28 dicembre 2012 prevedono il divieto di cumulo dei certificati bianchi esclusivamente con altri incentivi “statali”, ammettendone, pertanto, la cumulabilità con eventuali incentivi regionali locali o comunitari;
b) agevolazioni fiscali nella forma del credito d’imposta a favore del teleriscaldamento alimentato con biomassa o con energia geotermica, di cui all’art 8 comma 10, lettera f) della legge 23 dicembre 1998, n. 448, all’art. 29 della legge 23 dicembre 2000, n. 388 ed all’art 2 della legge 22 dicembre 2008. Si tratta infatti di un’agevolazione, nella forma, appunto, del credito d’imposta, che viene trasferita sul prezzo di cessione del calore all’utente finale, che si configura, pertanto, come effettivo beneficiario distinto rispetto alla società che eroga il servizio calore e che percepisce i certificati bianchi. Si specifica che ai sensi della circolare 17/E del 7/3/2008, qualora il gestore della rete di teleriscaldamento alimentata con biomassa o ad energia geotermica sia anche utente finale, il gestore-utente finale può usufruire del cumulo dei certificati bianchi con il credito di imposta in esame.
E’ possibile beneficiare dei certificati bianchi, nel rispetto delle condizioni e dei requisiti indicati nel D.M. 28 dicembre 2012 e nelle Linee guida, nel solo caso in cui l’energia prodotta dagli impianti non sia incentivata ai sensi di altri meccanismi di incentivazione statali (Conto Energia). E’ invece consentito accedere al meccanismo dei certificati qualora siano state stipulate o si intendano stipulare con il GSE le convenzioni per lo Scambio sul Posto o per il Ritiro Dedicato.
Spero di esserti stato di aiuto. Ciao
Salve visto che ho risentito parlare di rispettive competenze , ho un impianto da 20kw , a suo tempo il progetto e’ stato fatto da ingegnere iscritto all’albo , ma la DiCo (non poteva essere altrimenti) e gli allegati e dichiarazioni Enel dal RT impresa , per la 243 chi dovrebbe firmare l’adeguamento ?
Quel rispettive competenze non e’ che sia riferito molto piu’ agli iscritti all’albo , che ai tempi d’oro del FV hanno firmato Architetti , Geometri , etc che non avevano le competenze ?!
grazie
A mio avviso può firmare un tecnico di impresa per impianti non soggetti a progettazione, o un tecnico iscritto all’albo per impianti soggetti a progettazione.
Se l’impianto è connesso ad un impianto elettrico utilizzatore, la progettazione è d’obbligo in due casi. Se l’impianto utilizzatore ha l’obbligo di progetto e se l’impianto fotovoltaico ha potenza superiore a 6kW. Quindi ritengo che gli adeguamenti 243 di impianti connessi ad impianti utilizzatori, essendo tutti di potenza superiore a 6kW vada fatta da un tecnico iscritto all’Albo.
L’unica questione che mi lascia un po dubbioso è: l’adeguamento 243 è da considerarsi al livello di una progettazione ?
Su questo aspetto mi vengono in mente due considerazioni in contrasto una con l’altra:
1) se l’impianto ha obbligo di progetto, e la modifica riguarda prescrizioni di norme cui l’impianto deve sottostare (codici di rete, delibere, etc) allora la ritengo competenza del tecnico iscritto all’albo come se fosse una progettazione
2) leggendo il regolamento di esercizio di un adeguamento 243 non si dichiara altro che l’impianto rimane connesso nel range di frequenza 49-51, e non credo sia fondamentale che lo dichiari un tecnico.
Non so, sono confuso 😉
Da quello che so stanno firmando tranquillamente i RT per adeguamenti anche sopra 20kw , il problema grosso e’ la riscrittura del regolamento di esercizio , non vediamo la 243 sotto solo l’aspetto della modifica 49-51 , enel si e’ fatta scrivera la delibera ad hoc per farsi aggiornare il loro archivio spese del produttore , per me produttore sarebbe bastato una mia dichiarazione avallata da una schermata soft o qualcosa del genere dell’avvenuta modifica ; comunque ribadisco che quella delibera lascia perplessi sul modo , prima si scrive che l’adeguamento puo’ essere fatto in caso si intervento di manutenzione (quindi intervento di impresa elettrica) poi si scrive che si deve fare dichiarazione da RT o iscritto all’albo ?! un iscritto all’albo va a fare intervento di manutenzione su impianto da 10kw ?! a fare cosa?
va be’ siamo in italia e non si scrive una legge o regola che non possa essere interpretata in modi diversi…..
ciao
In effetti la cosa è confusa, come dici tra la dleibera 243 e l’inserimento in database degli impianti, e le modifiche da fare (CEI 0-21) ogni volta che si rompe qualcosa, secondo me tra 2-3 anni abbiamo il 90% degli impianti BT conformi a CEI 0-21
Ma Gino.., non penso proprio che enel abbia approfittato per crearsi il database. Che senso aveva per loro farsi compilare gli adeguamenti 243 su cartaceo; hanno semplicente sfruttato il sistema gia’ esistente per i regolamenti attuali e che probabilmente, circolano voci, usera’ anche per la delib.421/14 (telescatto MT >100 kw). E’ naturale che abbiano gestito cosi la faccenda, per agevolare anche lo scambio dati con Gse.
Inoltre gli impianti 243 sono solo una porzione ridotta del totale. Mi hanno raccontato che da circa 2 anni hanno comunque pagato ditte esterne per digitalizzare i dati impianto mancanti (sembra li usino per i calcoli di simulazione della rete), nonche’ i dati degli inverter, contenuti nei pdf o nei cartacei dei vecchi regolamenti.
Scusami Vic , ma non mi trovi daccordo , se enel avesse aggiornato i suoi database in elettronici , basterebbe che facesse accedere alla sezione delle soglie , facendoti vedere cio’ che hanno riportato sui loro archivi riguardo inverter, matricole , DDG etc… invece ti fa’ (ri)scrivere tutto ?!?!
Per il RT grazie
Per la firma dell’allegato al regolamento riguardante l’adeguamento 243, la delibera dice “..intervento eseguibile in loco dall’installatore..” che poi dichiara che l’impianto e’ conforme (tralasciamo il discorso prova autotest o Spi..).
Penso che sia questo il motivo per cui accettano adeguamenti >20 kw firmati da RT.
Salve Domanda rivolta a chiunque possa darmi informazioni :
ho due impianti da 30 kwp su due fabbricati rispettivamente collegati ai quadri generali del fabbricato i quali due fabbricati hanno una sola utenza in prelievo , dovrei allacciare i due impianti a questa utenza unica in prelievo vorrei sapere se secondo voi devo unire i due impianti in un quadro di parallelo e mettere poi un contatore di produzione unico o se è possibile avere due contatori di produzione separati che fanno però poi riferimento all’ unico POD per l’ allaccio .
Ti conviene fare un quadro di parallelo degli inverter con l’interfaccia, esci e vai al contatore unico, esci e vai al quadro generale.
Per separarli dovresti fare un doppia sezione, ma credo che li si raddoppi tutto (fine lavori, costi annuali del contatore, doppio quadro interfaccia perchè ENEL non si è mai dimostrata contenta con il suo contatore sotto il DDI)
Salve
ancora un altro quesito ;
Una volta collegati questi due impianti quali sono le pratiche da svolgere se la proprietà è un ENTE nei confronti della DOGANA visto che figurerebbe come un impianto da 60KWP?
licenza officina elettrica
Altro quesito
Sapete dirmi se allacciassi in scambio sul posto quanto mi verrebbe pagata l’ energia scambiata con la rete ? se collegassi questo impianto da 60KWP .
Circa 0,12 euro/kWh.
Ma è un calcolo complesso che dipende anche dall’andamento del costo dell’energia.
Non è un costo fisso.
Qualcuno ha l’ elenco delle pratiche per la dogana da svolgere per un impianto da 60 kwp ?
Scusa Alessandro, ma non è che ci sono gli elenchi delle cose da fare, o la guida su come farle, occorre un po di intraprendenza. Io la prima volta che ho fatto una pratica per officina elettrica, ho chiesto alla locale Agenzia Dogane, i moduli per fare la pratica, mi hanno consegnato il modello mi pare M1 o roba simile, delle dichiarazioni sostitutive da compilare, i dati per un versamento da fare. Mi sono messo li con calma, ho letto il modello M1 o come si chiama, l’ho compilato perchè non chiede altro che dei dati di impianto, ho compilato le dichiarazioni sostitutive, ho fatto il versamento, ho allegato i documenti richiesti dai moduli dell’Agenzia Dogane.
Non lo dico perhcè non ti voglio aiutare, ma non sonocose che si raccontano tipo la ricette per la carbonara 🙂
Io comincerei telefonando alla locale Agenzia Dogane e chiederei la documentazione. Anche via mail eventualmente.
Alessandro , faccio una domanda a te : gli impianti li hai fatti fuori CE , sono in CE , hanno qualche incentivo ? non credo si possa staccare/attaccare come si vuole ….. se sono stati fatti senza incentivi o detrazioni (a parte la convenienza che non esiste) ma all’enel avrai cheisto un preventivo di allaccio o no?
SONO STATI FATTI CON UNA DIA IN FASE DI COSTRUZIONE DEL FABBRICATO NEL 2010 E MAI MESSI IN FUNZIONE QUINDI SONO DA AGGIORNARE ALLA CEI 021 E QUINDI POI CHIEDERE L’ ALLACCIO AD ACEA , LA PRATICA GSE PER E LO SCAMBIO E LA DOGANA .
LA STORIA E’ UN POCHINO COMPLICATA.
A me Alessandro la cosa sembra invece molto semplice, è una normale pratica di connessione, con pratica SSP e Licenza di Officina. Forse non avendole mai fatte ti trovi in difficoltà, ma a parte il fatto di sostituire gli inverter e inserire un’interfaccia esterna (CEI 0-21) il resto sono normali pratiche.
Una opzione che potresti considerare è quella di avvalerti di un consulente che ti faccia tutto, anche perchè se ci fai tutte queste domande credo che faresti fatica a finire la pratica di connessione con tutto quello che comporta (Terna, documentazione di inizio lavori, fine lavori, regolamento di esercizio, etc).
Grazie delle risposte .
Diciamo che ho chiaro quello che devo fare , ho posto i quesiti solamente per una ulteriore conferma e condivisione , l’ unica pratica che non ho fatto è quella della Dogana e che come dice stefano basterebbe domandare All’ agenzia delle Dogane che interpellerò al momento dell’ inizio della pratica però ho chiesto a voi in quanto avevo bisogno di quantificare in termini di tempo ed economici la parte burocratica.
Ciao a tutti,
ho un impianto da 20kW secondo CE, con inverter di una casa tedesca non più esistente, ho letto che potrei chiedere una deroga all’AEEG ed installaro solo una Protezione di Interfaccia, vi risulta?
Avete suggerimeti o esperienza in merito?
Vorrei non essere obbligato a cambiare gli inverter visti gli andazzi climatici e finanziari…..
Ciao Vito.
Come ti ha scritto Matteo gli inverter sono di sicuro regolabili (lo erano per obbligo della guida per le connessioni o DK5940 che dir si voglia).
L’unica possibilità è trovare qualcuno che ha lavorato per quella azienda, che ti dica come poter fare.
Un tentativo che si può fare è quello di collegarsi alla porta di rete (se c’è, ma potrebbe anche esserci un BUS RS485 o RS232) e collegarsi tramite IP (quale te lo deve dire il costruttore). E poi vedere se si può fare qualcosa.
Ciao Vito,
ho avuto lo stesso caso con inverter Siemens Sitop Solar non adeguabili.
Richiesto una deroga all’AEEG e mi hanno appena risposto che la delibera non prevede Deroghe.
Esito finale: Cambiare n.9 inverter.
Ma siete sicuri che non possano essere testate le frequenze oppure che non ci sia la possibilità di disabilitare la PI?
Mi sambra strano ……
Salve, semmai si potesse fare, dovrei installare la PI esterna con certificato prova relè ecc, ma verso l’Enel come e cosa dichiaro?
Se non puoi disabilitare le soglie interne all’inverter , quando vai a provare , ti staccherebbe l’inverter prima dell PI esterna , come fai ?! saresti sempre fuori norma….
ciao
Ammesso che riuscissi a disabilitare le soglie, Enel lo accetta, devo seguire una procedura particolare?
ho un impianto fotovoltaico di potenza in immissione di 6kw e potenza nominale 6,16 kw sono obbligato ad adeguare l’impianto alla delibera AEEG 243/2013? lmpianto immesso in rete a settembre 2010 inverter
power one aurora pvi-6000.
inoltre l’inverter in questione potrebbe avere
i parametri della delibera del 2013?
grazie per chi mi risponde
Impianto da adeguare.
Soglie di frequenza da regolare a 49-51
Ciao Stefano e un saluto a tutti!
Un cliente mi ha chiesto di poter spostare il contatore di scambio nel seminterrato dell’attuale edificio, il quale però presenta una diversa particella catastale.
Visto che i pannelli restano dove sono, è possibile fare questa operazione senza incorrere nella perdita di incentivi?
Le regole GSE parlano genericamente di “spostamento impianto FV”…
Grazie mille
Gabriele
Lo spostamento del contatore non è di fatto lo spostamento dell’impianto. A mio avviso non ci dovrebbero essere problemi.
In ogni caso io scriverei al GSE e attenderei risposta scritta. Non si sa mai…….. 😉
Perfetto!
L’utente più precisamente intenderebbe installare un nuovo contatore nel seminterrato e spostare l’impianto da un contatore di scambio all’altro.
Il fatto che l’attuale contatore di scambio continuerà a funzionare anche se non più collegato al FV (non si tratta di una sostituzione per guasto) è un problema per quanto riguarda il GSE?
Chiedo scusa ma vorrei essere certo per non incorrere in problemi di incentivi.
Grazie mille e buona giornata 🙂
Fermati Gabriele, leggi cosa ti ha scritto Battista. Non facciamo confusione 😉
Mi permetto di aggiungere che un’abitazione non può avere 2 Pod, a meno che il secondo non sia in cessione totale.
Ciao Gabriele,
l’impianto fotovoltaico è associato al contatore di scambio, o meglio al suo codice POD.
Ne consegue che il tuo cliente può chiedre di spostare fisicamente il contatore ma il POD deve rimanere lo stesso. Se invece il tuo cliente intende installare un nuovo contatore con una altro codice POD e a questo associarci l’impianto FV non si può fare.
😉
Perfetto, grazie ragazzi 🙂
Di niente, buon lavoro!
salve, mia mamma ho un impianto da 9 kw a Udine. L’installatore mi ha proposto l’adeguamento alla delibera citata con una modica spesa di 2200 Euro (pochi centesimi). Premetto che sono 3 inverter sma installati nell’anno 2011. Mi riferisce che per legge deve installarmi una nuova interfaccia a norme e fare la prova con cassetta relé per certificazione + adeguamento firmware inverter sma. Ma perchè qui in Trentino ove abito, fanno le certificazione senza l’aggiunta di interfaccia nuova e prova relé con il solo adeguamento della frequenza nel range 49-51. Cosa sono obbligato a fare. Grazie infinitamente anche perché il tempo stringe Andrea
Fatti dire per quale “legge” deve installare un’interfaccia esterna e fare la prova con cassetta relè…..se lo dice anche a noi ne saremmo grati, non si sa mai che ci sia sfuggito qualcosa….
E’ sufficiente modificare le frequenze degli inverter e fare l’apposita pratica sul portale Enel.
Gli inverter SMA dovrebbero essere tranquillamente configurabili, con appositi software/schede/cavi
Questa delibera 243, la parte che riguarda piccoli impianti di privati (spesso sprovveduti in quanto non competenti ovviamente) sta facendo spuntare dal fango una quantità indicibile di improvvisati che provano a “inchiappettare” il primo che passa.
Che buffoni………….affidatevi a professionisti seri 😉
salve vorrei chiedere, quanto potrebbe costarea spanne un’adeguamento alla cei 0-21
Non c’è nessuna risposta possibile, dipende da come è fatto l’impianto, da quanti inverter ci sono, etc
Ma perchè vuoi adeguare alla CEI 0-21 ?
confermo che l’inverter SMA è modificabile con software e portatile; purtroppo confermo anche che gli “improvvisati” spuntano come funghi anche qui in romagna !!!!! Attenzione a fidarsi …………. buona domenica a tutti
buonasera Stefano devo solo modificare 2 inverter sma alla Delibera 243.
Ciao Costantino.
Non mi piace dire cifre al volo sul mio blog, che poi c’è quello che nemmeno sa cosa c’è da fare e dice che sei un ladro, e quello che dice che chiedi poco, e quello che suo cugino lo fa gratis perchè 30 anni fa faceva l’elettricista.
Se vuoi scrivimi in privato (ricorda che oltre a quel “devo solo modificare 2 inverter” va aggiunta la pratica su portale Enel e la firma dei documenti, giusto perchè anche il nostro timbro qualcosa vale) 😉
Ciao Costantino.
Non mi piace scrivere cifre qua sul mio blog, perchè qualcuno poi dice che sei un ladro e nemmeno sa cosa c’è da fare, altri dicono che lo fanno per la metà, altri dicono mio cugino lo fa gratis perchè da piccolo aveva il kit del piccolo elettrotecnico.
Se vuoi scrivimi in privato. (oltre a “aggiornare solo due inverter” aggiungi anche la pratica sul portale Enel e la firma dei documenti, anche perchè se pur poco, il timbro qualcosa vale) 😉
Buongiorno,
mi ha chiamato un cliente per dirmi che gli è arrivata una comunicazione dal GSE per l’adeguamento alla delibera 243 del suo impianto FV da 10,08 kWp. L’impianto è stato connesso il 18/06/2012 e quindi mi verrebbe da dire che l’impianto non và adeguato. Perchè gli hanno inviato tale comunicazione?
Ad oggi mi hanno chiamato per adeguare solo impianti connessi prima del 31/03/2012 ma ora mi chiedo: l’inverter che dovrei adeguare è stato prodotto a Gennaio 2012 (ho verificato con il service SMA), quindi tarato con un range ti massima e minina frequenza 50.3 Hz e 49.7 Hz (DK5940). Che faccio devo andare comunque ad adeguare o lascio tutto come è?
Ciao Fabio, gli hanno inviato tale comunicazione perchè fanno fatica ad inviare mail in base alla data di allacciamento e la mandano a tutti indiscriminatamente.
Per stare tranquilli inviate mail al GSE con la loro comunicazione e i verbali di allacciamento, scrivendo che l’impianto è stato allaccaito dopo il 31/03/2012 e che non è oggetto della delibera 243.
Ma era soggetto ad A 70 quindi deve comunque avere le soglie larghe abilitate!!!!!
Se è stato allacciato il 18/06/2012 aveva già le soglie larghe o la funzione di riduzione potenza attiva. Sono comunque a posto gli impianti installati in regime transitorio (dal 01/04/2012 al 30/06/2012)
——–
Rettifico: aveva le soglie come da delibera 84/2012 (vedi il mio commento sotto)
Secondo voi è opportuno che vada a verificare se le soglie sono 49-51? E’ un impianto che stà a 100 km da casa mia e non voglio caricare il cliente del costo della mia trasferta dato che si è risparmiato il costo dell’adeguamento:-)
Come dicevo l’inverter è stato costruito nel Gennaio 2012 e a questo punto è corretto dire che era compito del tecnico che ha installato l’impianto o seguito le pratiche di connessione impostare le soglie larghe?
Grazie mille Stefano. Buona giornata!
Ciao Fabio, ma perchè devi verificare ?
Se l’impianto è stato adeguato i casi sono due:
a) gli inverter erano conformi alla delibera 84/2012 e quindi sono a posto
b) gli inverter non erano conformi e chi ha fatto i documenti di fine lavori ha dichiarato delle boiate.
In ogni caso la responsabilità non è tua.
Il cliente è a posto.
Gli impianti allaccaiti dal 01/04/2012 erano già conformi all’allegato A70 con le opportune tempistiche indicate nella delibera 84/2012
———
Articolo 4
Applicazione dell’Allegato A70 al Codice di rete agli impianti che vengono connessi
alle reti di bassa e media tensione e che entrano in esercizio in data successiva al 31 marzo 2012
4.1
Nel caso di impianti che vengono connessi alle reti di bassa e media tensione e che entrano in esercizio in data successiva al 31 marzo 2012, le prescrizioni dell’Allegato A70 e della Norma CEI 0-21 vengono applicate secondo le seguenti modalità e tempistiche:
d) impianti di produzione connessi alla rete BT che entrano in esercizio nel periodo 1 aprile 2012 – 30 giugno 2012: l’Allegato A70 al Codice di rete si applica limitatamente al paragrafo 5. In particolare, in relazione alle prescrizioni relative alla frequenza ivi contenute, in deroga a quanto previsto dal medesimo paragrafo 5 dell’Allegato A70, i predetti impianti dovranno rimanere connessi alla rete all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz;
————–
Però leggetele queste delibere, altrimenti non ne venite fuori.
Grazie Stefano, ora è tutto chiaro! Hai ragione, per il futuro leggerò in maniera più approfondita le delibere!
Comunque Fabio hai fatto bene a porti il problema, perchè un inverter costruito a gennaio non è dettoche avesse le frequenze a 49-51.
Però rimane quello che ho detto, se è stato allacciato, o è a posto o qualcuno ha dichiarato firmware diversi da quello che è installato sull’invertre.
Come potrebbe essere che l’inverter costruito a gennaio sia stato adeguato da qualcuno prima della vendita o fosse già a posto.
Cia a tutti.
ho un inverter sunpower da 12 kvp.
installato a novembre 2010,
dal pannello di controllo vedo che è gia darato a 49-51 hz. devo lo stesso fare l’adeguamento?
Grazie per la risposta Piero
Si per quanto riguarda la burocrazia.
Poi se le frequenze sono già a 49-51 non devi fare niente sugli inverter.
Buongiorno a tutti, sapete se gli inverter Solivia 3.3 EU G3 possono essere adeguati alla 243?
Non ho mai trovato nulla sugli inverter Solivia
si i Delta Si 3300 e i Soliva 3300 Eu G 3possonno essere adeguati.
Ciao,
anche io devo adeguare Delta Solivia 2.5, ma non ho trovato le procedure con i file di aggiornamento avete notizie in merito?
le procedure non le trovi in rete, devi essere service partner Delta acquistare software con accesso installatore, un kit con chiave hardware con uscita/ingresso- ethernet /usb in modo da collegare gli inverter al software installato sul PC, successivamente devi avere la patch “49 to 51 BT italia” che rilascia Delta (ovviamente ai service partner) per poterla installare all’interno dell’inverter.
spero di essere stato chiaro e di aiuto.
grazie Michele, ma dove si acquista il kit?
Ok, capito,
Lei dove si trova?
Io sono in provincia di Bari
Se le spedisco l’inverter potrebbe farlo?
Condizioni?
Ciao Piergiuseppe il kit si acquista direttamente da Delta Italia segi il link http://www.solar-inverter.com/it-IT/270.htm kit USB/RS485
Ciao Vito io mi trovo in Provincia di Foggia se vuoi puoi contattami a questa email m.ruggiero@p4energy.it
Buongiorno, sono un privato. Il mio impianto, installato ad agosto 2011, secondo il certificato di collaudo, ha una potenza nominale di 5,98 Kw. Secondo tutto quanto da voi scritto NON dovrei adeguarmi alla delibera. Esatto? Grazie
Esatto. Impianto non soggetto ad adeguamento.
Ciao
Buongiorno a tutti ,
avrei un dubbio sul mio impianto , adeguando il firmware alla CEI 0.21 (mi hanno scritto che sui Danfoss TLX non e’ modificabile solo la F) si settano le F permissive a 47,5-51,5Hz , verificato con l’autotest , sul RE di adeguamento 243 enel , invece c’e’ come soglia impostata 49-51Hz ?! ma l’A70 non chiedeva soglie permissive e solo in deroga se non possibile altrimenti, 49-51 ?!
Voi cosa mettete come F nel RE ?
vi linko la pagina Danfoss http://www.danfoss.com/Italy/BusinessAreas/Solar+Energy/Aggiornamenti+Normativi.htm
grazie
Le frequenze vanno regolate coma A70 ovvero 47.5-51.5 o come da deroga della 243 a 49-51.
Se hai regolato a 47.5-51.5 scrivi quei valori. Enel ha nesso i due valori di default della 243.
Non devi chiedere a noi cosa mettere, devi scrivere le frequenze dei tuoi inverter perché ognuno ha il suo caso specifico.
Grazie Stefano della precisa risposta,
era per essere sicuro , perche’ sento di altri che mettono 49-51 anche con aggornamenti firmware , senza stare a fare autotest (che nel mio caso e’ durato piu’ di 1/4 di ora ed e’ andato bene , altri inverter si parla di 1h e piu’) , quindi dichiarano il falso o si puo’ interpretare che comunque non staccano prima di 49-51 anche se arrivano oltre ?!
Pero’ che cavolo di autotest fa il Danfoss , il report da’ la soglia del test e non la massima e la minima , per far questo mi sono dovuto mettere a guardare da dove partiva la scansione che per la Vmax e’ da 264V in giu’ , per la Vmin 198V in su’ , e per le F quelle che ho detto , bisogna immaginare che le soglie siano quelle , anche perche’ l’intervento delle F e’ 47,5Hz 4010ms , per la 51,5 1010ms….
ciao
Quei tempi non vanno bene. In modalità di rete transitoria le frequenze devono intervenire in 100ms. 4 secondi e 1 secondo sono i tempi che ci saranno quando in smart grid Enel potrà gestire il segnale esterno. Adesso il segnale esterno è basso e i tempi delle frequenze 100ms. Chiedi spiegazioni a Danfoss.
Grazie
chiedero’ spiegazioni , il problema e’ che adesso la sezione Fv di Danfoss e’ passata a Sma , e hanno cancellato quasi tutto in rete …..
questo e’ l’inverter che mi hanno dato in sostituzione di uno guasto a dicembre 2012 , con firm 3.13 gia adeguato alla CEI 0.21 ……. se hai guardato il link che ho messo sopra , anche li specificano chiaramente che dal 3.30 e’ gia adeguato al paragrafo 5 dell’A70….
A parte che non ho comunicato la sostituzione ad enel , aspettavo l’adeguamento , ma mi sarebbe bastato spedire la dichiarazione di conformita’ Danfoss alla CEI 0.21 , mi sembra .
ciao
Ciao Stefano,
volevo un informazione in merito all’adeguamento 243/13. Si tratta di un impianto allacciato nel 2009. Per tale impianto è stato sostituito un inverter sempre nello stesso anno. Era stata comunicata la variazione del numero di matricola al GSE e non ad Enel. Nell’effettuare adesso l’adeguamento inserisco una matricola diversa da quella comunicata ad Enel. Enel potrebbe bloccarmi la pratica vista l’incongruenza dei numeri di matricola?Grazie
Secondo me non le guardano nemmeno le matricole.
Ciao Stefano,
impianto entrato in esercizio ante 31.03.2012,
è stato sostituito l’inverter causa guasto con uno conforme alla CEI 0-21, devo lasciarlo come impostato o cambiargli frequenze e voltaggio come per adeguamento?
Grazie
Ciao
Lo lasci così com’è
E’ già a posto
Per Angela e Maria , anche io sono nella vs. stessa situazione 2 inverter e uno sostituito fine 2012 quindi gia CEI 0.21 , comunicato a Gse ma non ad enel , adesso penso non ci siano problemi a comunicare matricola diversa , oltrtutto gia CEI 0.21 , gli facciamo anche il servizio di passare tutti i RE in elettronico al loro posto…
Per Stefano , oggi ho verificato come era impostato il Danfoss TLX , aveva due opzioni Italia , una chiamata 6kw con soglie F larghe ma tempi di 0,1 sec. , e una Plant con soglie larghe e tempi di 1 e 4 sec. , ho impostato la 6kw e stampato il report , adesso ha le soglie CEI 0.21 con i tempi che vuole enel…. speriamo non rompano con le tensioni di 264 e 196V ……
ciao
Bene, la regolazione era proprio quella, segnale esterno alto e frequenze a 0,1 secondi.
La configurazione Plant con tempi 1 e 4 secondi sarà operativa in regime di smart grid, forse sarò già in pensione, se ci arrivo 😉
A questo punto faccio una riflessione a voce alta 😀 , adeguo impianto montato con DK , con nuovo firmware CEI 0.21 , a quel punto (qui lo dico e qui lo nego) visto che ci sono problemi di V alta , do’ un ritocchino alla media mobile … ho fatto una cosa fuorilegge o no ?! 😀 nella dichiarazione non si afferma mai che si mettono 253V , rifletto sempre sul mio impianto cessione totale allacciato a una palo di un borgo rurale , pero’ distante 150mt. dagli utilizzatori tra l’altro secondo me con cavo inadeguato 20kw con 50mm2 alluminio , dai miei conti sono 4-5V che mi cadono solo li’ quindi alla linea principale non ci arrivano mai 255V per esempio…. oltretutto con tensioni sempre di 235V minimo anche a impianto spento….
sbaglio o nessuno puo’ contestare niente , se prima adeguamento si arrivava a 260 ?!
Sono quelle cose che volendo essere pignoli non sono consentite, ma di certo non cambiano la sicurezza del panorama elettrico nazionale 😉
Come dicevo i problemi sono altri, nelle ultime due settimane o passato al rastrello 7 impianti fotovoltaici da 1MW, in tre impianti le protezioni di interfaccia e generali erano bypassate, di fatto impianti senza protezioni. Oltre a quello dati dichiarati nei regolamenti di esercizio completamente diversi da quelli trovati in loco, adirittura chi ha fatto l aprova con cassettarelè, ha trovato dei valori sbagliati e li ha testati e consegnati sbagliati (adeguamento A70 hanno testato la F minima a 1 secondo e la F massima a 4 secondi)…..quelli sono problemi seri, non la media mobile di un impianto da 20kW
Sicuramente i problemi sono altri e …. 😉 , ma volevo solo confrontare la mia riflessione : nessuno , adeguando deve dichiarare la media mobile , la maggior parte degli inverter viene adeguata solo con la modifca delle F quindi la media mobile credo non ci fosse nemmeno in quelli DK , quindi chi puo’ contestare qualcosa e che su che base? ora nel mio caso Sma che ha preso la Danfoss mi dice che nei miei inverter non e’ modificabile la F , leggo qui che invece i DK dovevano averla modificabile , la Danfoss mi sembra seria e quindi mi sembra impossibile che non l’avesse , comunque l’assistenza sma inizialmente mi diceva che dovevo mettere la SPI esterna (peggio dell’enel) 😀 , poi ci ha ripensato , quindi non so che grado di affidabilita’ abbia o forse quello che risponde non conosce niente del Danfoss e a nessuno in Sma interessa assistere bene i danfoss… mah…
grazie ciao
Gino non è proprio così.
Non credo sia utile trattare gli adeguamenti Delibera 243 come un enigma della settimana enigmistica. Spesso le questioni sono più semplici, se installi una SPI nuova devi metterla come sappiamo CEI 0-21
E la media mobile c’è. Non possiamo dire che tanto prima non c’era e non cambia nulla 😉
Salve a tutti,
sapete dirmi con certezza, e possibilmente da quale articolo o allegato della delibera si evince, se vanno installate o meno Protezioni di interfaccia esterne negli impianti da adeguare che vanno da 6 a 20 kWp???
Parlando con i vari referenti di ENEL Distribuzione delle mie zone ho risposte contrastanti in merito e non so come comportarmi con i clienti.
Grazie Anticipatamente
Semplicemente nessun articolo lo chiede.
I tecnici Enel fanno i tecnici Enel. Per il resto basta leggere le norme.
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Ormai lo abbiamo scritto centinaia di volte.
Le frequenze e le tensioni vano regolate come da allegato A70
L’allegato A70 chiede tensioni che sono già quelle con cui sono stati allaccaiti gli impianti, e frequenze di 47,5-51,5
In deroga la delibera chiede di regolare le frequenze “ALMENO” a 49-51 e lo chiede proprio perchè gli impianti allacciati in regime di guida per le connessioni o DK5940 che dir si voglia dovevano essere regolabili a 49,5-50,5 OPPURE a 49-51 secondo le richieste del gestore di rete (e infatti gli inverter e le interfacce esterne nei casi in cui servivano, sono appunto regolabili nei due range di frequenza).
Detto questo ci sono i soliti ignoti (ho scritto ignoti, non i..ioti) che dicono ai clienti che va installata l’interfaccia esterna, diciamo che il 50% sono ignoranti, il 50% sono dei truffatori. ma tanto in Italia lavorano tutti lo stesso, basterebbe cominciare a sospendere un po’ di aziende per qualche mese, così la smettono di truffare la gente, mandano anche preventivi con scritto che le norme impongono l’installazione di una interfaccia esterna………lasciano pure le tracce !!!
Grazie mille e scusate la “stupidità” della domanda.
Le domande non sono mai stupide (tranne qualche caso). Solo che il fotovoltaico è merce per tutti, e quindi ormai ognuno racconta un po quello che gli pare anche se fa il fruttivendolo o il macellaio 😉
DK 5940 prevedeva la protezione di interfaccia esterna superiore a 3 inverter, se hai meno di 3 inverter non andava messe………. non devi ne aggiungere niente all’impianto devi solo adeguare quello che hai, se hai meno di 3 inverter adegui solo quelli, se ne hai piu di tre dovresti gia avere la protezione di interfaccia installata come da DK5940 e quindi adegui anche quella oltre agli inverter…..
Salve a tutti,
(complimenti Stefano, in questi anni sei stato un faro),
aggiungo una cosa, purtroppo si trovano anche “semi-tecnici” che fanno disinformazione e che allarmano i produttori dicendo che bisogna installare una SPI esterna e fare la prova relè . Rivolgetevi sempre a personale esperto e non andate direttamente dai rivenditori a chiedere informazioni ( il rivenditore non legge le normative) vi ripeterà quello che ha sentito dire al bar. Lasciate perdere gli elettricisti !!! sono quelli che, al bar,dicono le cose al rivenditore.
Ciao Marco. Grazie
Quoto 🙂
Disinformazione totale !!!
Mi è capitato di vedere un impianto Nuovo bt da piu’ di 100 kW una Spi regolata per 243 con soglie 81.S1 a 49 e 51 Hz e i tempi delle 81.S2 a 1 e 4 sec. Morale: hanno comprato, installato e dichiarato uno Spi (comprato ovviamente con la prova già fatta ma non sul campo) senza leggere o saper leggere il report prova!
Esatto. Le SPI che trovo “in campo” sono praticamente TUTTE con segnale esterno basso e tempi di 1 e 4 secondi sulle seconde soglie di frequenza. Chissà i miei colleghi cosa verificano e come. Ah……..beh…….se fanno le prove a banco può capitare di certificare delle cavolate 😉
Io nei miei report allego la foto della matricola dell’interfaccia, e la foto del quadro attaccato al muro……..dormo tranquillo 😉
Ciao Stefano come và,quando torni dalle nostre parti?Ti volevo chiedere se ti è capitato di adeguare inverter Diehl Ako Platinum ?Non riesco a trovare nessuna informazione ,nè sul sito ufficiale ne sui forum…
Grazie
Saluti
Ciao Patrizio, come va ?
Se devo venire a provare le interfacce di “quella” marca non vengo !!! 😉
A parte gli scherzi avevo già cercato info per un mio cliente sugli inverter Dhiel, senza alcun risultato 🙁
Buongiorno a tutti,
per quanto riguarda il danfoss tlx pro 12.5 la guida che ora ti invia sma dice di impostare il settaggio itay plant..ma leggendo qui da voi mi pare di aver capito che non va bene, quale devo impostare secondo voi?grazie
saluti e compliementi!
Michael io ho impostato la 6k e ho le F a 47,5 e 51,5Hz , 100ms entrambe;
se hai la pass di 2 o 3° livello e ti connetti col portatile in eth vai di web browser puoi fare un report delle impostazioni , dove ci sono tutte le soglie settate e tanti altri dettagli , al limite ti fai un autotest e vedi anche con che tempi interviene , se stampi report e test , sei a posto li puoi allegare o tenere come prova.
Mi potresti inviare o allegare qui , se puoi il promemoria che ti ha inviato la SMA ? che a me all’ultima mail non mi ha neanche risposto …. se non ti riesce allegare qui ti do’ la mail casomai….
grazie
Grazie Stefano,quindi il cliente non ha scelta,deve sostituire gli inverter o si può installare l’interfaccia esterna?
Non puoi aggiungere solo la SPI tarata larga , l’inverter interverrebbe sempre prima…. ma non esiste niente per il Diehl , nemmeno un aggiornamento software per la CEI 0.21 ? sembra impossibile che non gli abbiano tenuti aggiornati e montati aneche nel 2013-14…
Gino ,ieri sono stato tre ore in “giro” per internet tra sito ufficiale e forum e ho trovato solo gente che non è riuscita a fare niente e lamenti per il silenzio della casa madre…
grazie Gino, mandami la mail che ti giro tutto.
Spero di non infrangere regolamenti del blog
rosi gino [@] hotmail[.]com
naturalmente togli spazi e parentesi quadre , grazie
leggo cosa scrive e commento , se hai letto quello che avevo scritto giorni addietro , volevano farmi mettere la SPI esterna…. se non hanno persone competenti o che remano contro e’ inutile chiedere alle assistenza….
X michael
per verificare , ho installato sul TLX , il firm 4.10 che ti passano quelli dell’assistenza , vado a verificare che opzioni ci sono per la rete Italia e sono 3 : Plant , bassa tensione e bassa tensione 2 , qualunque si setti ci si trovano le soglie F a 47,5-51,5Hz con tempi larghi di 1 e 4 secondi , per gli altri parametri tra la Plant e BT non ho visto differenze , mentre per la BT2 (c’e’ una piccola spiegazione di A70 permissivo) mettono le V a 276 e 184 e la media a 300V ?!?! ho cercato se c’erano opzioni per attivare il tempi di 100ms per le F e non li ho trovati , adesso non vorrei che avessero aggiornato alla 4.10 e non ci fosse possibilita’ di stringere i tempi , so che anche i PO 10.0 hanno un firmware che non permette la cosa.
Per fortuna avevo trovato e scaricato il vecchio 3.31 e ho fatto il downgrade (che avevo letto possibile) sono ritornate le due opzioni Plant e 6k e quest’ultima con tempi di 100ms , lascio quella e comunico il RE cosi’…
Se aggiorni e riesci a capire se si settano le strette sulla 4.10 , fammelo sapere.
ciao
Buongiorno a tutti, se si sostituiscono 6 inverter monofasi con due trifasi su un impianto da 20 kW si può togliere anche il dispositivo di interfaccia esterno che era richiesto per più di tre inverter?
buongiorno, nessuna risposta in merito? grazie.
Direi di no
torno sul post, ma perchè non è possibile toglierla se metto un nuovo inverter cei 0- 21 che ha al suo interno il DDI non mi serve più quello esterno che c’era per 6 inverter o mi sfugge qualcosa
Piergiuseppe, intervengo io, se non sono troppo invadente..
La Cei 0-21 impone che dal 1/7/12 qualsiasi impianto bt sia provvisto di Spi esterna che, oltre ad avere doppie soglie V e f – come le hanno comunque anche gli inverter, diversamente da questi abbia la possibilita’ del teledistacco dell’impianto. Tale teledistacco, se verra’ implementato, lo sara’ comunque in un futuro presumibilmente non vicino..
La logica con cui sono state realizzate le PI a norma Cei 0-21, fa in modo che quando dovesse mancare la comunicazione tra “centro” e “periferia” cioe’ l’impianto, tale impianto passi da una regolazione Spi con soglie di frequenza larghe (47,5-51,5 Hz) con tempi lunghi (1 e 4 secondi), ad una regolazione Spi con soglie f strette (49,5-50,5 Hz) con tempi brevi (0,1 secondi). Pertanto se l’impianto per un qualche problema non e’ in grado di ricevere un comando di teledistacco “lavora” con soglie strette e tempi brevi.
Spero di aver chiarito qualche dubbio.
grazie Gino!
Buonasera, per adeguare inverter SMA SMC 7000 TL è meglio utilizzare il sistema bluetooh oppure con RS485?
Io ho sempre usato il BT e funziona bene. Non ho usato gli altri metodi quindi non ho termini di paragone.
Grazie Stefano, sai per caso anche quanto costa il dispositivo?
85+IVA
Buongiorno, oggi mi ha contattato un cliente chiedendomi l’ adeguamento di inverter MOTECH, avete qualche informazione? in internet si trova un gran bel sito ma in merito alla delibera 243/13 niente..
grazie saluti
Hai provato a contattate direttamente loro ?
oggi non hanno risposto, domani riprovo..
Speriamo rispondano 🙁
Ciao a tutti,
in quali casi il gestore di rete può imporre un limite alla potenza immessa da un impianto FV in un certo punto della rete?
Vi spiego la situazione, cercherò di stringere:
l’anno scorso era stato attivato un impianto FV di 5 kW con prelievo di 3 kW e nel tempo si era presentato il famigerato problema di stacco inverter per massima tensione.
Il gestore era intervenuto ad abbassare la tensione in cabina secondaria e il problema si era risolto.
Ora un altro utente, guarda caso adiacente al precedente, intenderebbe installare un FV di 5,5 kW (l’inverter limita la potenza immessa a 4,6 kW) con prelievo di 4,5 kW.
Il gestore sostiene che essendo già una zona su cui sono intervenuti, la massima potenza in immissione accettata è pari a 3 kW.
Può farlo?
Il TICA dice:
—————————————–
art. 6.4 Il richiedente può indicare nella richiesta di connessione un punto esistente della rete con obbligo di connessione di terzi al quale il gestore di rete dovrà riferirsi per la determinazione della soluzione per la connessione
art. 7.4
b) qualora nel punto di rete indicato dal richiedente non sia possibile effettuare la connessione dell’intera potenza in immissione richiesta, il preventivo per la connessione deve indicare la massima potenza in immissione che può essere connessa al predetto punto di rete. In tal caso, il gestore di rete è tenuto ad indicare tutti i motivi e le spiegazioni atte a giustificare il suddetto valore massimo di potenza;
——————————————————-
Sarei felice di ricevere le vostre opinioni in merito.
Grazie 🙂
Gabriele
Ciao a tutti.
Nell’infinita varietà di integrazioni e correzioni che mi sono visto richiedere dal tecnico Enel di turno per i regolamenti inviati, stamattina aggiungo una chicca: il R.I dell’impianto deve essere persona formata ed esperta. Forse avrò sempre sbagliato io, ma per gli impianti ho sempre indicato come R.I il proprietario. Dopotutto esiste un RIF apposta per la parte tecnica, o no?
Datemi un parere please.
In ogni caso, ho inviato 45 RdE per la 243 a giugno dell’anno scorso, e simile osservazione non me l’avevano mai fatta…
T.
Ciao Tycho le figure RI e RIF non le definisce il tecnico di turno ma le norme sui lavori elettrici.
in particolare:
Responsabile dell’Impianto elettrico (RI) così come definito nella Norma CEI 11-27 (definizione 3.23): persona designata alla più alta responsabilità della conduzione dell’impianto elettrico.
Come è definito al punto 6.1 della norma CEI 11-27, il Responsabile dell’Impianto (RI) è la persona responsabile:
a) della pianificazione e della programmazione dei lavori;
b) della redazione del Piano di lavoro;
c) della programmazione ed esecuzione delle modifiche gestionali (p.es. modifiche taratura protezioni, esclusione richiusure, inibizione di controalimentazioni) e delle manovre sull’impianto elettrico, o sua parte, oggetto dei lavori;
d) per lavori fuori tensione, dell’esecuzione dei sezionamenti, dei provvedimenti per evitare richiusure intempestive, della realizzazione di eventuali terre di sezionamento e dell’apposizione dei cartelli monitori;
e) dell’individuazione dell’impianto elettrico, o parte di esso, interessato dai lavori e della delimitazione dell’area entro la quale il lavoro può svolgersi con le modalità previste;
f) del trasferimento al Preposto ai Lavori (PL) delle informazioni sugli eventuali rischi ambientali ed elettrici specifici dell’impianto oggetto dei lavori;
g) della consegna dell’impianto elettrico al Preposto ai Lavori (PL).
Certo che per montare il contatore M2 ( totalmente fuori tensione) il compito del RI è praticamente nullo, comunque deve essere presente e consegnare l’impianto nel posto di lavoro dell’operatore enel in totale sicurezza.
Ti ringrazio per la risposta esaustiva.
Non ho però capito questo: nonostante tutte queste responsabilità, il RI deve essere anche esperto, o può semplicemente essere colui che assegna, incarica, chiama? Può essere una persona che meno fili elettrici tocca meglio è? Altrimenti che differenza c’è con il RIF?
Grazie ancora
T.
per me e’ giornata nella quale inserisco molti commenti.. scusate l’invadenza.
🙂
L’RI e’ colui che dichiara la messa in sicurezza (ai sensi della norma Cei 11/27) dell’impianto di proprieta’ del cliente/produttore, nei confronti dell’operaio enel, quando questi viene ad attivare l’impianto.
E’ evidente che non puo’ essere il cliente (magari una casalinga…) a dichiarare, con tanto di firma sul documento, la messa in sicurezza..
Non mi risulta chiaro allora il ruolo del RIF. Ae il RI può dichiarare la messa in sicurezza, a che serve un RIF tecnico?
T.
“SE” il RIF, non “Ae”…
La persona RI e’ il responsabile impianto nominato dal produttore SR che nei confronti di Enel e’ colui che è’ presente al momento dell’allaccio e che mette in sicurezza il posto di lavoro dove il personale interviene.
Il RIF e’ la persona che nominato dal produttore e’ il Riferimento tecnico della pratica e dell’impianto di generazione con cui Enel si deve interfacciare.
Le 2 persone se ne hanno titolarità e competenza possono anche coincidere.
Spero di essere stato più chiaro.
Grazie matteo , quindi secondo quello che hai scritto , io che sono TIEE ma non iscritto all’albo , potrei intervenire sulle soglie ma non posso fare nessuna comunicazione ufficiale ?
Per la domanda di Tycho , infatti adesso nel RE e’ chiaramente specificato che il RI e RIF deve essere PES e PAV e io per fortuna col mio titolo lo sono e quindi i miei 2 impianti me li sono segnati; invece a volte mi e’ venuta la curiosita’ di sapere in tutti gli impianti chi veniva messo come RI e RIF , vi assumete la responsabilita’ voi come installatori ?! leggo di ditte fallite dopo 2 anni , quanti impianti sono adesso senza un RI ?
Gino, se non sei n’è un libero professionista iscritto all’albo o un responsabile tecnico di impresa abilitata ai sensi del DM 37/08 , non puoi né intervenire in campo n’è firmare nessun documento.
Che non possa firmare e’ ovvio , che non possa accendere un interruttore mi sembra particolare ;
la casalinga in casa , per accendere la lavatrice DEVE chiamare un RT o iscritto all’albo , che casomai l’iscritto all’albo potrebbe non avere nessuna qualifica per toccare un interruttore ?!
Sono 30 anni , che nel mondo del lavoro , vedo tanta gente che si fa’ grande perche’ ha il foglio di carta , ma non ci capisce niente lo stesso….. caro Matteo…..
Carissimo Gino…..non capisco ….. ma allora a quale titolo intervieni sugli impianti ? Sei dipendente di una ditta abilitata …..e poi il RT di questa ditta firma e si assume la responsabilità?
Spiegami
E’ venerdi e forse sono cotto. Gino hai ragione, il pezzo di carta non serve a nulla quando si parla di fotovoltaico. Ci lavorano tutti, gli adeguamenti 243 A72 etc e le pratiche di connessione le fanno geometri e architetti, responsabili di azienda firmano progetti di impianti di produzione in scambio da 1MW connessi in MT…………nessuno controlla….la casalinga è RI e il Geometra è RIF……….quindi concordo con te al 100%, il pezzo di carta non conta nulla…………
Ma siamo quasi al traguardo……….a gennaio 2016 grazie a Dio saranno finiti tutti gli adeguamenti retroattivi di tutti gli impianti, tra frequenze degli inverter e modem in MT (a meno che non si inventino qualcosa per gli impianti <6kW)........e finalmente tutti torneranno a fare il loro mestiere..............
Si e’ tardi e anche io ho scritto una serie di boiate….
Ah se vi interessa Terna sta comunicando di tenere spenti gli impianti FV oltre una certa potenza , sembra 200kw (non ho capito se a zone o tutti anche quelli che sono gia’ spegnibili da remoto 😀 ) il 20 marzo in concomitanza con l’eclissi di sole che sta’ preoccupando i gestori di rete , il bello e’ che dura 2 ore e dicono di tenere spenti 24 ore 😀
buona domenica a tutti
Gino, leggi l’allegato A72 (2012) del codice di rete di Terna, e’ una procedura di emergenza. Con l’eclisse presumibilmente la generazione fotovoltaica si dimezzera’ e in maniera mal distribuita sul territorio e, per conciliare una pianificata maggior produzione da termico, Terna incarica i distributori di chiedere di spegnere l’impianto (se MT >100 kW in cessione totale).
Qualcuno di voi ha fatto adeguamenti delibera 243 su inverter RFUSOL 020k Tipo 802R020, essendo un impianto inferiore ai 20 KW ho trovato installato anche la SPI ABB, se gentilmente qualcuno ha già provato a modificare le frequenze e mi sa dare qualche notizia. Grazie infinite
Buongiorno, ragazzi sono alle prese con un adeguamento 243 ,inverter Santerno Sunway MXR6400 (3 inverter) primo conto energia,avete esperienze in riguardo?
Buongiorno, avrei un dubbio per un PowerOne 10.0. L’impianto in questione (19kW circa) necessita dell’adeguamento alla 243. Uno dei due PVI 10.0 installati l’anno scorso è stato sostituito per guasto con un 10.0 TL.
Come imposto questo nuovo inverter sul portale? Ho scelto “altro” e inserito i dati attuali, ma il dubbio è se impostargli la configurazione CEI 0-21 con le sue soglie, o le mettere DK5940 e variare le soglie alla 243. Essendo un TL, posso lo stesso affermare “Limitazione della componente continua implementata internamente al sistema di controllo del convertitore”?
Grazie a chi mi risponderà
T.
Thyco , lA tua domanda e’ piu da questa discussione: https://newsenergia.com/sostituzione-inverter-interfaccia-delibera-aeeg-344-12-0810.html
, se l’impianto e’ stato installato l’anno scorso perche’ dovrebbe aver bisogno di adeguamento alla 243 ?!
Per la sostituzione inverter basta fare una dichiarazione di sostituzione da parte del SR con allegato DiCo del produttore inverter , non credo che devi fare niente sul portale.
Gino
Solo uno dei due inverter è stato sostituito.
In ogni caso, anche segnalando all’Enel la sostituzione dell’inverter, non so se avrebbe annullato la richiesta di adeguamento. Dopotutto stiamo parlando con chi, quando ho affermato di avere adeguato alla cei 0-21 degli impianti da adeguare alla 243 (perché ho tolto i trasformatori di isolamento) mi ha detto: prima mi compili il RdE della 243, e poi vediamo come segnalare l’adeguamento alla CEI 0-21…
T.
Tycho, puoi caricare i doc dell’adeguamento 243 con gli inverter in essere e carichi insieme anche un regolamento standard con dich costruttore e prova autotest del nuovo inverter
Ho contattato Enel, e stanno prendendo tempo per darmi una risposta…
Non ho capito bene cosa intendi: se inserisco nel RdE l’inverter nuovo, o dichiaro false soglie “243” e poi allego una smentita con un autotest CEI 0-21, o il portale non mi dà la possibilità di inviare…
T.
Sono nella tua stessa situazione , mi e’ stato detto dal tecnico enel che approvera’ il regolamento , di inserire il RE 243 , e aggiungere la dichiarazione del SR , del costruttore inverter e foto autotest dell’inverter sostituito , il tutto in un unico file allegato …. riterrei ovvio che nella sezione delle soglie , dell’inverter in questione si metta quella del nuovo…. o forse e’ troppo semplice per enel 😀
Ciao , cosa diversa allora , ma comunque nel momento che adegui a CEI 0.21 non dovrebbe importare la 243 , ma enel sono fiscali se hanno nel portale fatto una cosa ci si deve attenere a quella 😀 .
Io con 1 inverter sostituito invece e’ stato detto di fare RE 243 e aggiungere per l’inverter sostituito la DiCo e autotest , quindi tutto contemporaneamente , poi non lo posso fare perche’ gli inverter nuovi Danfoss sembra , che si attengono specificatamente alla 0.21 e quindi non e’ piu’ in regola con impianto senza SPI , e questo e’ un bel casino…
Scusate , ma qualcuno si e’ reso conto che enel nel RE della 243 , sta’ chiedendo una cosa senza senso , cioe’ sta chiedendo la 59.S1 come tensione massima (che nella DK non mi sembra ci fosse) che e’ la media mobile , e come fa’ a chiedere 100ms come prescritta , se intervine dopo 600 + 3 secondi , ho interpretato male o enel e’ completamente in confusione e fa’ dichiarare cose senza senso ?
grazie
si sta parlando di guida per le connessioni o DK 5940 la 59.S1 è la prima e unica soglia di massima tensione la media mobile non centra nulla. Continuiamo a mescolare la CEI 0-21 con l’adeguamento alla delibera 243 che fa riferimento ad impianti allacciati prima della CEI 0-21
Allora come non scritto , puoi cancellare l’intervento… il dubbio veniva dal fatto che se aggiorni il firm dell’inverter in alcuni casi necessario , la 59.S1 a quel punto e’ la mobile…
grazie ciao
Scusatemi se reintervengo , sono all’impianto dei 2 danfoss TLX , aggiornati alla 4.10 come da istruzioni SMA service, impostazioni 47,5-51-5Hz tempi 1 e 4″ , ho appena finito di parlare con loro , secondo loro vanno bene cosi’ che la 243 (giustamente) non parla di tempi , dicono che stanno facendo aggiornare a tutti cosi’ , se (cioe’ sicuramente) enel chiede qualcosa che lo scriva chiaramente e di mandarlo in copia a loro…. uno dei due inverter invece deve risponedere alle 0.21 perche’ sostitutito , in questo caso (sempre per la SMA) va bene cosi’ come e’ stesso firmware , io penso che ci sara’ molto casino con Enel anche per questo o sbaglio ? non so piu’ cosa fare se mettere SPI esterna e chiudere li’ , pero’ ci vuole nuovo schema elettrico , informare GSE , etc.. o sostituire inverter con uno adeguabile coi tempi bassi in deroga lla CEI 0.21 ? sembrerebbe che solo la Danfoss ha fatto un inverter da montare solo con SPi esterna cioe’ ha rispettato alla lettera la 0.21?
grazie
Gino …… Ma perché fai modificare i fw!!!!!!!
Stai facendo una confusione tra adeguamento a delibera 243 e cei 0-21.
Su una cosa hai ragione …… ci sarà del casino …..ma nei tuoi impianti
Non sta facendo casino, sta solamente seguendo le istruzioni della sma/danfoss..come ho fatto anche io..
Gino ti dico come agirei io..lo lo lascio cosi con il nuovo fw 4.10, se un giorno enel esce come sta facendo e ha qualcosa da contestare mi spacchero la testa..di sicuro adesso non faccio spendere al cliente i soldi di un interfaccia esterna..
State seguendo le istruzioni (SMA) di chi vi ha detto che le frequenze 47,5-51,5 vanno impostate a 1 secondo e a 4 secondi perchè la 243 non parla di tempi. I tempi lunghi sulle frequenze in modalità di rete transitoria (bassa tensione) non sono MAI stati chiesti da nessuno, nè guida per le connessioni, nè DK5940, nè CEI 0-21.
Il fatto che la 243 non parli dei tempi significa che possiamo bypassare tutte le norme cui sottostavano gli impianti al momento dell’allaccio ? La DK5940 e la guida per le connessioni parlava eccome di tempi sulle frequenze (100ms), non è che la 243 annulli tutto.
Stiamo facendo una gran confusione, grazie anche all’aiuto dei produttori, stiamo mescolando DK5940 e CEI 0-21 (e abbiamo adirittura portato la rete in smart grid con segnale esterno attivo, frequenze con tempi lunghi)
L’altra ipotesi è che io non abbia capito niente 😉
P.S.: Michael, un impianto (BT) con firmware con frequenze 47,5 a 4 secondi e 51,5 a 1 secondo non è conforme a nessuno norma (finchè la rete è in modalità transitoria).
Matteo e Stefano, forse non avete capito che non esiste altra maniera per aggiornare un Danfoss TLX , non sono io che mi invento le cose , la SMA/Danfoss per aggiornare alla 243 ti fa’ mettere quel firmware ben specificato qui : http://www.danfoss.com/Italy/BusinessAreas/Solar+Energy/Aggiornamenti+Normativi.htm ed e’ quello che ti mandano via mail , da come intervenite sembra che io e Michael e chi ha un TLX , siamo dei banditi , oggi sono stato 3 ore col pc connesso agli inverter , su un pezzo di legno in un campo con un tramontano di 2-3° e al telefono con la SMA , a questo punto io non posso fare altrimenti , ho messo i firm che mi ha detto la SMA , ho fatto un autotest stampato dal webserver dell’inverter , mando cosi’ assieme alla dichiarazione A70 (CEI 0.21) della Danfoss , quando enel mi ripondera me lo fara’ per scritto , giro la risposta alla SMA , all’AEEG , al GSE e cavolo non posso essere sempre io produttore o tecnico a sbattermi e a pagare , se la SMA/Danfoss ha dichiarato il falso non e’ colpa mia…. non possiamo mica mettere le mani nel soft dell’inverter noi , bastava che alla SMA avessero messo una opzione con 49 e 51 e 100ms e tutto era apposto , visto che hanno messo 3 opzioni quasi identiche .
In questa maniera SR e RT non dichiarano il falso , si mettono le soglie vere e si firma il reale…. se avete altre soluzioni ben vengano….
scusate lo sfogo……
ciao
Ragazzi,inserendo un adeguamento ,metto il pod e il portale mi dice:
Attenzione – il POD immesso non è stato trovato tra quelli soggetti alla regolamentazione.
A qualcuno è capitato?l’impianto è di 10,3 kWp ,è entrato in esercizio nel 02/2012,ho controllato il pod ed è giusto……io ne ho veramente piene le p………….
Forse hai usato un Pod a 15 caratteri.., prova a togliere il 15mo carattere..
Altrimenti, se proprio non c’e’, chiama il num verde Enel Distribuzione (dedicato ai produttori) e chiedi l’inserimento del Pod nel database del portale
Un fw inverter che lo rende conforme a Cei 0-21, presuppone che soglie e tempi intervento siano COMUNQUE MODIFICABILI, compresa la possibilita’ di passare da Comando Locale da Alto a Basso. ciao
Vic se rispondevi a me , grazie ,
mi sa che stanno facendo caricare un firmware ‘sbagliato’ e/o non correttamente configurato.
ciao
Comunque i tempi di 1 e 4 secondi sulle soglie 81x.S2 sono errati senza ombra di dubbio, l’impresa distributrice non li puo’ tollerare nel modo piu assoluto, non sono accettate per le problematiche di isole indesiderate. Si dovranno impostare quei tempi cosi lunghi quando implementeranno il teledistacco BT, cioe’ fra molto tempo..
Buongiorno a tutti
Buongiorno Stefano
vorrei sapere se qualcuno ha risolto il problema dell’aggiornamento con gli inverter Diehl AKO.
Ho 2 impianti da adeguare realizzati ciascuno con 3 inverte Platunum 3100S.
Grazie per la collaborazione
buongiorno Stefano ti è già capitato di fare adeguamenti su inverter steca
Ciao Costantino, no non ne ho mai fatti. Anzi ho proprio smesso di occuparmi della delibera 243, è diventato un pantano pieno di improvvisati che non sanno nemmeno cosa scrivono e cosa dicono 😉
Pensa che mi stanno arrivando decine di richieste di verifiche con cassetta relè di protezioni di interfaccia CEI 0-21 ai fini dell’adeguamento alla delibera 243…..??????
Offerte che declino scrivendo di cambiare tecnico o installatore 😉
Concordo con te Stefano, un pantano dove scopri una valanga di cose scritte e che fai fatica a capirle.
Tra l’altro ho avuto il piacere di sapere che hai effettuato la verifica con cassetta prova relè x una nuova interfaccia 0-21 di un impianto nuovo da circa 20kW di cui io sono il tecnico. Buon lavoro a tutti
Ciao Maurizio, mi capita spesso di incontrare qualcuno che mi conosce grazie al mio blog, o di fare verifiche di persone che mi seguono qua 😉
Anche parecchi dell’Enel che incontro in cantiere 😉
E’ evidente che l’idea del blog non è nata solo per passare le serate davanti al PC, ma è una sorta di mio biglietto da visita 😉
Ed in ogni caso una mano la do a tutti 😉
rispondo a Costantino, io si purtroppo ho a che fare con gli Steca..il modello 90003hp.
ti dico purtroppo perche è l’ unico modello steca che non si puo’ aggiornare…
cè una ditta da vicenza, non faccio nomi per correttezza che ti dice si si puo’ fare, ti chiedono dei buoni 300 euro, ti compilano il rde retrofit e si arrangiano a fare tutto. pero’ cè un problema..quell’inverter non lavora nei range 49-51.
allora lo steca 9000 non ha spi interna quindi andava perforza montata una spi esterna. A 50.3 e 49.7 taravi la spi esterna e lui andava bene ma a 49-51 no perchè lui internamente lavora con i range di 47.5 e 50.2, e lo puoi vedere scaricandoti la scheda tecnica..dopo queste mie considerazioni a questa ditta e mesi e mesi di solleciti e richieste di un qualcosa di scritto mi hanno arrogantemente detto di arrangiarmi con la steca germania, a cui ho scritto circa 15 mail nell’ arco di 4 mesi ottenendo un bel giorno questa risposta:
ci dispiace ma lo steca 9000 3h non è adeguabile alla vostra delibera italiana.
ma allora questi qua da vicenza che cazz…….fanno??
La cosa che non capisco in questi casi è la seguente. Se la DK5940 o la guida per le connessioni indicavano espressamente la possibilità da parte di inverter e SPI di poter lavorare a 49,5-51,5 o 49-51 secondo richiesta del gestore di rete, e se tali inverter erano nell’elenco degli inverter allacciabili alla rete del gestore (e quindi conformi), perchè invece non sono aggiornabili ? Che ne pensi ?
mah questa è una domanda molto interessante e complessa..prima di tutto la poca reperibilita di materiale e la rincorsa all incentivo nel 2010 ha portato all acquistare e montare al cliente di tutto..anche macchine non prodotte per le normative italiane..la cosa strana come dici te è che c era un elenco all epoca..con tutti i marchi e modelli..
cè un concorso di colpa tra costruttori, tecnici enel, installatori..
purtroppo chi ne paga è il cliente finale..
anche adesso ritornando al discorso cambio inverter rotto dk5949 con cei 0.21 o no?? Li cè una normativa bella e chiara, ma se la leggono 10 persone abbiamo 10 interpretazioni diverse..sarebbe bello che a monte di tutto qualcosa fosse almeno in linea..ma se perfino i costruttori non hanno le idee chiare/in linea tra loro, a chi ci affidiamo?? Cè chi te la manda gia nuova cei 0.21 ma se cambi l inverter bisognerebbe cambiare anche il resto..cè chi te la rispedisce dk5940 e ti dice cambia il seriale al gse ed è tutto ok..io non ho purtoppo termini di paragone su questo, non ho mai avuto controlli per provarlo..fattostà che tornando alle macchine non adeguabili mi fanno infuriare chi vuole truffare o spacciare una macchina non conforme con una apposto..anche perche basta aprire internet e leggere le schede tecniche..io.fino ad ora ho trovato solo 2 inverter non adeguabili, i vecchi siemens e gli steca solo modello 90003hp…ah e qualche problema col dunfoss…ma li è solo da capire con che fw farlo girare..
cosa farei senza questo forum? Grazie stefano e a chi condivide le sue avventure nel mondo ftv!!!
Grazie anche a te Michael, tutti questi interventi stanno arricchendo un po tutti.
Uno dei problemi a mio avviso, è che spesso chi scrive le norme non ha esperienza sul campo.
Bastava prevedere nella delibera il caso dell’inverter da 6kW a 10kW che da DK passa a CEI 0-21, scrivendo che in quel caso si poteva se possibile attivare la protezione interna CEI 0-21.
Insomma finchè le delibere e le norme sono interpretabili e non danno indicazioni univoche, chi legge come hai scritto tu interpreta a modo suo, e spesso si mette dalla parte della sicurezza (sua) e non rischia di dirti in che modo si può fare o non si mette ad analizzare un caso particolare.
Oggi faccio una domanda : devo installare in sicilia un impianto su tetto da 80 kWp circa ed il collegamento è a 20.000V (MT); sono obbligato ad inserire il trasformatore di isolamento ?? La cabina del Cliente è un semplice trasformatore su palo da 150kW con tensione 20.000 / 400 V. Devo sottostare alla CEI 0-16 …… giusto ??
Grazie fin d’ora a chi mi informa.
La prima risposta che mi viene e’ : prima di installare occorre progettare. Non progettando non si può installare e non si può dichiarare conforme.
Salve a tutti.
Come prima cosa i ringraziamenti a Stefano Caproni.
E infine la domanda: qualcuno conosce gli inverters della MX Group SpA, modello: Wave Plus?
…dovrei adeguarli alla Delib. 243/2013, ma non riesco in nessun modo ad entrare in contatto (tel./fax, e-mail) con la casa produttice: MX Group. L’impianto, da 19,8 kWp, con 2 Inverters Wave Plus 10, non aveva e non ha interfaccia esterna. Ergo, o riesco a contattare la casa produttrice per informazioni e procedure circa l’adeguamento delle frequenze (o quantomeno per sapere se le frequenze già implementate siano visibili/verificabili), o dovrò dire al committente di rimpiazzare questi inverters, o tenere “spento” l’impianto a partire dal 01/05/2015…
Che ne pensate?
Qualcuno conosce questi Inverters?
Grazie.
Anche io devo adeguarne alcuni. La prossima settimana sento qualche contatto. A parte questo perché dovrebbe spegnere l’impianto ? In caso di mancato adeguamento gli incentivi sono sospesi. Nessuno ha scritto che gli Impianti vanno spenti. Anche perché poi quando ti adegui te le ridanno. Compresi quelli sospesi. Non vedo perché spegnere l’impianto, se lo spegni i contatori non misurano e perdi produttività e incentivi.
Buongiorno sig. Stefano, vorrei chiedere cosa bisogna fare per adeguare, entro il 30/04/2015, un impianto fotovoltaico da 19,74 kKWp entrato in esercizio il 10/10/2010.
L’ impianto è dotata di 3 inverter Aurora da 6kW ove, ovviamente i relè di protezione di interfaccia sono all’ interno degli inverter. Grazie
Occorre modificare sul posto le frequenze degli inverter e fare l’apposita pratica sul portale produttori Enel che consiste nella compilazione del nuovo regolamento di esercizio
Caro Matteo M., tutte le tue risposte sono uguali ………. certamente non passo dal farmacista a chiedergli di progettare. Chiedevo solo se c’è ancora obbligo dell’installazione del trasformatore di isolamento. Buon lavoro
Ciao Maurizio scusa se intervengo ma se tu sei installatore queste cose te le dovrebbe dire il progettista o meglio tu dovresti avere il progetto in mano e dovresti poter sapere tutte le cose che devi fare.
In Mt non è mai esistito l’obbligo del trafo di isolamento.
Ribadisco il concetto espresso precedentemente.
Scusate ma ….. ci aspettiamo dei contributi non semplici domande a cui tra l’altro molte volte è difficile dare una risposta.
@Stefano
…hai ragione. Ho sbagliato. Ragionavo (male) sul fatto di non voler esercire impianti non più a norma, non adeguati. Eventualmente il committente si deciderà allorquando gli verranno sospesi gli incentivi.
Grazie.
P.S.: Ho provato in tutti i modi, ma non riesco a trovare contatti per MX Group SpA, per adeguamento 243/2013 degli Wave Plus 10. Se tu avessi un contatto di qualche tipo (e-mail, link, tel. fax), ti sarei grato se lo condividessi. In caso contrario dovrò proporre di sostituire gli inverters…
Doppi ringraziamenti.
Se ho notizie le condivido di certo
Ciao Gabriele una azienda che li vendeva mi ha detto che dovrebbe trattarsi di inverter della AROS se così fosse visto che questi ultimi sono facilmente aggiornabile con un cavo rs232 io farei un tentativo utilizzando il software della AROS seguendo le istruzioni che trovi sul loro portale che sono molto semplici
@Stefano
Grazie. Da quello che mi risulta, la Aros non consente a terzi di adeguare i propri inverter trifase. Copio e Incollo:
“Per tutti gli inverter trifase, trattandosi di una procedura sensibile che potrebbe compromettere il funzionamento dell’apparecchiatura, l’intervento sarà effettuato dal nostro servizio di Assistenza Tecnica.”
Confermo.
Scusa ma non avevo fatto caso che i tuoi inverter sono trifase
Buon pomeriggio, volevo sapere se devo fare l’aggiornamento con impianto di 6,02 Kw.
grazie
Purtroppo direi di si
Salve a tutti.
Vorrei portare il mio piccolo contributo, informandovi che gli inverters trifase MX Group SpA, Tipo Wave Plus 10, non è detto che siano adeguabili alla Delib. 243/2013. Per scoprirlo, come riferitomi da Aros per le matricole che ho loro indicato, è necessario collegare il PC agli inverters, tramite RS232, e utilizzare specifico software. Se vengono letti i normali parametri di esercizio (kWh, Potenza, ecc), allora è adeguabile. In caso contrario…
…in caso contrario quanto può costare un nuovo inverter trifase da 10 kW?
gira che ti gira, aveva ragione Stefano Caproni 🙂
Grazie Gabriele.
Non sono aggiornato con i prezzi in quanto non compro inverter ma progetto solo. Ma non meno di 1500-2000 euro credo
grazie
Ho una domanda per chi mi sa rispondere ;
Nel caso avessi un impianto collegato in ( scambio sul posto) che mi produce faccio un esempio 10kwh giorno ma per esempio l’ utenza avesse bisogno alcune volte di 11kwh oppure più , i kWh che sono stati necessari All’ utenza mi vengono detratti dal monte kWh che ho prodotto e ceduto oppure i miei kWh ceduti non vengono intaccati?
Non credo di aver capito bene la domanda.
In ogni caso l’energia ceduta in rete è al netto di quella autoconsumata. Quindi se l’impianto produce 10 e l’utenza consuma 8 in rete ne vanno 2.
Ovvio che la cosa è più complessa di una semplice sottrazione, perchè occorre anche valutare la potenza istantanea. Per fare un esempio il tuo impianto può produrre 10kWh in quanto genera 0,8kW per 12 ore. Ma un’utenza può consumare 10kWh perchè consuma 2,5kW per 4 ore.
In questo caso l’impianto produce 10kWh, tu usi 3,2kWh e in rete ci vanno 6,8kWh
Come vedi l’impianto produce 10kWh, l’utenza consuma 10kWh ma non puoi fare 10kWh meno 10kWh
Spero di essermi spiegato.
Se invece ragioni dal punto di vista dello scambio, allora puoi dire che 10kWh hai prodotto, e 10kWh hai risparmiato, ovvero 3,2 li risparmi subito in quanto li prelevi dall’impianto, e 6,8 ti vengono restituiti con lo scambio. Anche qua c’è una precisazione, nel senso che con i kWh pareggi conti, con i soldi no perchè lo scambio ti restituisce in moneta meno di quanto paghi l’energia.
Spero di essermi spiegato al meglio.
Ciao Gabriele
Per un 10kw ABB secondo le ultime offerte ricevute siamo intorno ai 1400,00 più iva
Mi sono avvicinato allora 😉
Grazie
Scusa stefano non ho capito i 3.2kwh .
Ma comunque la mia domanda è ;
Diciamo che io produco 10 ma ho consumato 8 Cedo 2 e fino a qui ok ma, poniamo il caso che il giorno dopo produco sempre 10 ma consumo 11 il kwh che non ho prodotto lo scalo dai 2 prodotti in più il giorno prima ? Naturalmente parlando in soldi?
Alessandro, scusa ma dopo 12 ore di lavoro non ho molta voglia e forza di fare conti, ne ho già fatti nella risposta di prima, che in effetti rispondeva alla tua domanda in modo un po approfondito.
Lo scambio sul posto funziona così: ogni anno ti vengono restituiti i kWh che hai prelevato dalla rete (e pagato ad Enel) sino al limte di quelli che hai immesso in rete.
Hai consumato 3000, il tuo impianto ne ha prodotti 3000, ne hai autoconsumati 1500, 1500 li hai prelavati dalla rete, pagandoli ad Enel e 1500 li hai lasciati in rete. A fine hanno ti restituiscono i 1.500 che hai prelevato dalla rete (perchè ne hai lasciati 1500 in rete).
Non saprei come spiegartelo in modo più semplice.
Ok grazie
Buonasera, devo adeguare 3 inverter power one pvi 6000. Ho letto nella guida della power one che posso utilizzare il software AURORA MANAGER TL scaricabile previa registrazione al link https://registration.power-one.it/ che però non esiste più . Ho cercato sul sito dell’ABB ma non mi permette di scaricarlo. Avete avuto esperienza in tal senso?
Grazie mille
Problema risolto. Per chi ne avesse necessità il software AURORA MANAGER TL ultima versione 3.20 può essere scaricato registrandosi al nuovo link dell’ABB: https://registration.abbsolarinverters.com/
Ciao a tutti, domandona da 1000 punti: in caso in un impianto da 19kW soggetto alla 243 con due inverter PowerOne PVI 10.0 uno dei due sia stato sostituito con un TL già CEI 0-21, come procedo con il portale? Se inserisco le soglie CEI-021 non posso procedere. Ho sentito un tecnico Enel, e mi ha detto che in caso di sostituzione con un inverter CEI 0-21 TUTTO l’impianto deve essere adeguato alla CEI 0-21. Ma è possibile? A qualcuno di voi è capitato un caso simile? C’è da dire che il tecnico che mi ha risposto è di Mantova, mentre a VR e VI mi hanno lasciato ancora senza risposta, nonostante i miei numerosi solleciti.
T.
Non sta scritto da nessuna parte che devi adeguare tutto l’impianto alla CEI 0-21.
Il tecnico Enel dovrebbe evitare di sostituirsi alle norme inventando modalità diverse da quelle indicate nelle norme/delibere
344-12.
Purtroppo.
E come dico ai clienti che appena gli si rompe un inverter devono pagarsi una protezione di interfaccia CEI 0-21 con taratura e nuovo regolamento di esercizio?
T.
A me per la sostituzione di 1 su 2 , a Fi , hanno chiesto dichiarazione del produttore e autotest inverter nuovo o tabella ;
non si capisce perche’ non esista una regola univoca a livello nazionale e siamo lasciati in mano a persone che non sanno di cosa parlano…..
La Fronius fornisce questo prestampato :
http://www.fronius.com/cps/rde/xbcr/SID-27BA48BC-FEA2B1BE/fronius_italia/sostituzione_in_deroga_alla_delibera_344_2012_362067_snapshot.pdf
@Tyco
Salve. Caso analogo a Cagliari: imp. FV con 2 inverters (PVI-4.2-OUTD-IT e PVI-6000-OUTD-IT), di cui uno sostituito nel 2014. Ho sentito dapprima il fabbricante, che mi ha ovviamente rimandato al Distributore locale.
…e ora ho una e-mail di ENEL Distribuzione in cui mi si dice di adeguare solo l’inverter non sostituito, verificando invece per quello nuovo (conforme CEI 0-21) che abbia attive le soglie permissive. Tutto qui.
…Italia che vai, ENEL che trovi
@Gabriele m.
Riusciresti a girarmi via email la lettera o ci sono dati sensibili del tuo cliente? Con quella in mano potrei “suggerire” ai tecnici Enel che non sanno cosa rispondermi. O meglio che mi rispondono di adeguare alla CEI 0-21 tutto l’impianto…
tycho at gmail dot com
Grazie
T.
naturalmente ho sbagliato il mio indirizzo.
tycho.re at gmail dot com
T.
@Tycho
Ritengo non sia necessario inviarti la e-mail, per un semplice motivo: ritengo che ENEL abbia facoltà di richiedere, esagerando un po’, l’adeguamento dell’intero impianto. Come ho già scritto, prima di sentire ENEL mi ero già confrontato telefonicamente con Power One, che mi disse: “a rigore, ENEL ha facoltà di richiedere l’adeguamento dell’intero impianto, dipende da cosa le dicono a livello locale”. A me han detto come già sai, però…
La Delib. 84/2012/R/EEL dice:
“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.”
…e in 4.1
“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 alla CEI 0-21, come modificata dal CEI a seguito del recepimento del predetto Allegato”
Impianti e dispositivi, quindi. Da me hanno interpretato dispositivi, da te, Impianti.
Buona Pasqua
Salve,
ho notato che sul portale enel, allegato B, relativamente al generatore viene richiesta la reattanza subtransitoria, nella documentazione tecnica dell’inverter non trovo nulla del genere (SMA SMC 6000A-IT), qualcuno mi illumina?
Grazie
Ciao Angela,
cosa intendi per allegato B ?
Perchè mi pare che in BT l’allegato B non esista, e in MT sia l’elenco delle regolazioni (SPI e SPG) inviato da Enel
Poi magari sfugge qualcosa a me
Buongiorno colleghi,
un impianto del 2007, senza incentivo e senza ssp va adeguato alla 243/13?
Si
Ciao Stefano
l’allegato B è la sezione del portale su cui inserire i dati dei generatori, dispositivi, soglie etc…tuttavia chiedo scusa, ho fatto un intervento sbagliato, avevo spuntato erroneamente come tipologia elettrica del generatore l’opzione asincrono anziché statico perciò mi usciva come obbligatoria l’indicazione della reattanza subtransitoria, perdonami.
Ciao
L’importante è che tu abbia risolto.
Ciao
Buongiorno a tutti. Buongiorno Stefano.
Vi racconto la mia esperienza sperando di avere un vostro riscontro.
Sono alle prese con l’adeguamento di alcuni impianti con inverter Mastervolt.
Il software della Mastervolt permette di modificare sia i parametri di tensione che quelli di frequenza, impostando anche i tempi di intervento.
Ho adeguato i valori a quelli richiesti dalla delibera, cioè al paragrafo 5 dell’allegato A70 di Terna, vale a dire frequenze 47,5 – 51,5 Hz con tempo d’intervento pari a 0,1 s e tensioni 253,0 – 195,5 V con tempi di intervento pari a 600 s per la 253,0 e 0,4 s per la 195,5. Praticamente le impostazioni della CEI 0-21!!!
Ebbene, una volta compilato il regolamento di esercizio ho trovato delle incongruenze, perchè i geni di Enel hanno inserito come soglie prescritte e tempi di intervento prescritti valori probabilmente accettati in deroga alle prescrizioni della delibera.
Una volta inviato il regolamento di esercizio con i valori che vi ho descritto, sono stato contattato da un tecnico Enel che mi ha vivamente consigliato di impostare gli inverter con i valori che il regolamento prescrive.
Ho provato a spiegare che la delibera fa riferimento all’allegato A70 di Terna e che le impostazioni da me inserite erano addirittura conformi alla CEI 0-21, ma mi sono sentito rispondere che non essendo lui un tecnico, si sarebbe limitato ad inoltrare il regolamento di esercizio con una nota di “non conforme” e quindi poi sarebbe stato qualcun altro a valutarlo.
L’alternativa fortemente consigliata era rigettarlo e richiedere un’integrazione, dandomi la possibilità di modificare le impostazioni, inserendo quindi 49-51 Hz con tempi di intervento pari a 0,1 s per le frequenze e 276-184 V con tempi di intervento pari a 0,2 s per la 184 e 0,1 s per la 276.
Quindi ho accettato il rigetto (pro bono pacis!!!) e sono andato a modificare le soglie del Mastervolt.
Qui mi sono scontrato con un’altra incongruenza perchè il tempo di intervento della 276V (59.S1) non può essere impostato a 0,1 s.
Il costruttore giustamente ha previsto uno step minimo di 1 s, visto che la norma prevede per questa tensione un tempo di intervento variabile in funzione del valore iniziale e finale di tensione, al massimo pari a 603 s.
Quindi sono stato costretto ad inserire il valore minimo, cioè 1 s.
Ma sul regolamento cosa andrò ad inserire?
Dovrò mettere 0,1 per non incorrere in una nota di non conformità? O dovrò inserire il valore vero?
Se qualcuno di voi ha già avuto esperienza analoga sarei ben felice di condividerla.
Grazie a tutti e grazie a Stefano per il lavoro che svolge su questo blog.
Raffaele
Non mi pare che la tua configurazione sia corretta. Hai praticamente la soglia di massima tensione impostata a 600 secondi, è come la CEI 0-21 ma quella della CEI 0-21 è una protezione in media mobile non istantanea. Quindi non puoi settare un inverter ante CEI 0-21 come CEI 0-21 proprio per questo motivo. Il fatto che l’inverter abbia la soglia di massima tensione regolabile sino 600 secondi mi lascia perplesso. Ti chiedo anche io come Matteo quando è stato allacciato l’impianto, o eventualmente verificare che non siano stati sostituiti gli inverter con prodotti CEI 0-21. Questa volta devo dare ragione ad Enel
È più probabile siano stati sostituiti gli inverter. Ma non credo tutti e tre. E la possibilità di settare le soglie nel modo che vi ho descritto l’ho riscontrato su tutti e tre gli inverter.
L’impianto è un 10 kwp e non ha interfaccia esterna.
Nel caso fossero stati sostituiti gli inverter, cosa si deve fare?
Dalla matricola dovresti risalire alla data di fabbricazione … altrimenti altri a display leggi la data di primo avvio (serve anche al costruttore per capire quanto ha funzionato)
Mi viene da chiederti …..data di entrata in esercizio dell’impianto
Ma questo impianto in che data e’ entrato in esercizio?
Ottobre 2010
Mi pare sia un 2′ conto energia
Scusate, dovrei fare l’aggiornamento di alcuni inverter Solar Max per i quali è necessario scaricare ed utilizzare il software MaxTalk Pro previo rilascio di credenziali di utilizzo. Ho mandato più e-mail come indicato ma non mi è arrivato niente, i numeri di telefono italiani sono disattivati, ho chiamato in Germania e sono rimasto 10 minuti in attesa. Qualcuno sa dove è possibile scaricare il software ed eventualmente ottenere delle chiavi di accesso condivise?
Grazie mille,
Massimiliano
Ciao,
purtroppo Sputnik engineering è fallita. Anche a me non hanno mai risposto…. Ho risolto trovando qualcuno che avesse installato i solar max nel passato e fatto fare a lui la parte in campo.
questa è la mia esperienza… mi dispiace
@Massimiliano
Ho lo stesso tipo di problema sui Solar Max.
La guida SolarMax recita:
“Per modificare le soglie di frequenza come indicato dalla summenzionata delibera, è necessario il software gratuito MaxTalk Pro
2. Download del software MaxTalk Pro.
Nel caso abbiate già installato sul vostro PC la versione base del software MaxTalk 2.4, è necessario disinstallarla prima di avviare il programma di installazione della versione Pro.
Per scaricare il programma si deve utilizzare il seguente link: http://www.solarmax.com/de/secured-downloads/
Per ottenere lo username e la password per poter scaricare il programma, vi preghiamo di contattarci allo 0362-312279, oppure di scriverci via email a hotline@solarmax.com
Si accederà così alla seguente pagina, dove è possibile effettuare il download in diverse lingue: cliccare sulla versione Italiana ed iniziare il download”.
Però…
…non mi hanno risposto nè al telefono nè alla e-mail. Niente Password, niente Download del Software indicato…
Come fare?
Per SolarMax: in pvt ho le credenziali per scaricare MaxTalkPro.
tycho.re at gmail dot com.
T.
Buongiorno Stefano, e buon giorno a tutti! Mi ritrovo nel caso di adeguamento delibera 243 di impianto FV composto da n.3 inverter Solarking SLK6000, il DDI è interno ad ogni inverter, come devo compilare l’allegato B del regolamento? nelle voci SPI, DG, DDI sono interni inverter pertanto il dispositivo è quello del costruttore dell’inverter ovviamente adeguato con le soglie di frequenza, è corretto? non trovo nessun riferimento sul DDI interno di questi inverter, qualcuno ha qualche riferimento? grazie a tutti
@Massimiliano
a questo link è possibile scaricare il MaxTalk Pro per configurare/adeguare gli inverter SolarMax.
Abbiamo eseguito ieri l’intervento. Tutto ok.
Ora una domanda:
qualcuno ha traccia/documenti attestanti marca/modello/FW del DDI e del SPI sugli inverters SolarMax serie S?
…altrimenti dovrò indicare “sconosciuto”
🙁
@Gabriele
Per la serie S nuova (ma non penso cambi dai vecchi)
Dispositivo Interfaccia:
Tyco PCFN-112H2MG
o Panasonic ALFG1PF12
Poli: 2 (L1 & N)
Tipo: Relè elettromeccanico
Conforme a: IEC 60664-1, marchio di controllo TÜV e VDE
Interblocchi: No
@Massimiliano
Grazie.
Ho poi trovato anche io la scheda SolarMax, che riporta proprio proprio i dati che mi hai indicato 🙂
portale enel in tilt….il 30-04-15…perfetto!!!!
Confermo!! é in T I L T !
me ne mancavano 2….
qui facciamo mezzanotte!
Ciao Pier Giuseppe io non mi preoccuperei più di tanto non credo che Enel mandi via subito le comunicazioni al GSE un po’ di tempo mi ci vorrà
Ciao a tutti,
la domanda giunge tardi ma mi è sorto un dubbio sui RDE che ho inviato: se un impianto ha due o tre inverter identici e quindi con stesse SPI, avrei dovuto dichiarare tante SPI quanti sono gli inverter e inserire più volte le soglie adeguate? Grazie per l’attenzione
Buongiorno a tutti e soprattutto complimenti a Stefano per questo sito, che è sempre un mio importante riferimento.
Vengo subito al punto. Si è presentato oggi in ufficio un cliente che non ha adeguato il suo impianto alla delibera, chiedendo se fosse ancora possibile farlo.
La mia risposta è stata affermativa ma ora mi ritrovo con un problema. Il cliente ha due inverter Powercom, modello solar king 4000. Ho provato a contattare la Powercom(notando che la sede più vicina si trova in Ucraina), senza successo. La mia domanda è, l’inverter è adeguabile? C’è qualcuno che è riuscito ad adeguare questo tipo di inverter? Grazie e buon lavoro a tutti.
Ciao Matteo, non conosco quell’inverter, non ne ho idea.
Ciao Stefano mi servo del tuo ottimo forum per esporre il mio problema semplicemente chiedevo se qualcuno ha il programma per aggiornare gli inverter Carlo Gavazzi ISMG 1 45 IT.
So di essere fuori i tempi massimi però devo aggiornare un impianto di 6,4kw del 2010.
Ringrazio te e tutti coloro che possono aiutarmi.
POWERCOM SOLAR KING!
Ciao a tutti, io ho risolto con una ditta che si occupa dell’adeguamento di questi inverter.
La ditta è questa:
Groups Manufactoring s.r.l.
via dell’Industria, 16A
37012 Bussolengo (VR) IT
tel. 895 895 08 13
Fax 045 6718843
http://WWW.GMP-UPS.IT
email assistenzachiocciolagroupsmanufactoring.it
😉
Posso chiedere cosa hanno fatto? Hanno aggiornato gli inverter e fatto anche le pratiche ? Intervento sul posto o hai dovuto spedire gli inverter?
Solar king: scaricate il software ed il manuale, l’inverter comunica in rs232 e rs485.
Cambiare le frequenze e’ una passeggiata.
http://pcmups.com.tw/eB/html/product/show.php?num=58&root=15&kind=15&page=1&keyword=
@Aurelio
Hanno solo fatto le regolazioni della frequenza. Io poi mi sono occupato delle pratiche on line. Sono venuti qui (in Sardegna). C’è anche la possibilità di mandare gli inverter da loro ed il prezzo è ovviamente, inferiore anche se c’è da considerare il trasporto. C’è anche una cosa: se mandi gli inverter da loro fanno anche tutta una serie di adeguamenti non solo software ma anche hardware con una revisione della macchina. Sul posto ti costa di più ma si limitano a variare la finestra delle frequenze.
Ma per gli inverter carlo gavazzi non si trova nulla???
Ciao Stefano, sempre molto preparato. Sto avendo problemi con un impianto da 6,01 kWp potenza in connessione d 6 kW GSE ha blccato le convenzioni SSP e FTVSR dicendo che non è adeguato alla delibera 243, ma tramite il portale Enel inserendo il POD dice che non è soggetto alla regolamentazione. Tra l’altro è composto da due sezioni una a 3,76kWp dal 2010 ed una da 2,25 kwp attivata nel 2013 e quindi già adeguata. Il GSE dice che deve essere adeguato……ti è già capitato qualche cosa del Genere? grazie TG
L’unica cosa che mi viene in mente è che si sia dichiarato ad Enel un valore di potenza nominale di 6kW, e al GSE potenza nominale 6,01
Occorre guardare cosa è stato dichiarato ad Enel/Terna e al GSE
Ciao Stefano,
Mi rivolgo a te e a tutti gli amici del tuo forum per cercare di capire cosa fare su due casi particolari che mi sono capitati in settimana riferiti alla Del. 243/2013. Entrambi fatti dalla stessa società che purtroppo è fallita.
1. Impianto da 5,5 kWp installato nel 2009 e potenziato nel 2013 con ulteriori 6 kWp. Entrambi allacciati ed incentivati correttamente. Il Regolemento di Esercizio del secondo impianto non parla del primo, ineffetti è stato realizzato con potenza pari a 6 kWp, l’impianto non ha l’interfaccia esterna. Domanda: per regolarizzare l’impianto alla Del. 243/2013 devo soltanto adeguare il primo impianto e basta (il secondo è a norma) o devo prevedere la protezione di interfaccia esterna e adeguare anche l’inverter del primo impianto???
2. La stessa società a potenziato un impianto da 18 kWp del 2009 con 40 kWp nel 2012. Primo impianto con DK 5940 non prevedeva interfaccia esterna. Qui lo stesso, Entrambi allacciati ed incentivati correttamente e ognuno con il suo regolamento di esercizio. Domanda: per regolarizzare l’impianto alla Del. 243/2013 devo soltanto adeguare il primo impianto e basta (il secondo è a norma) o devo prevedere un’unica protezione di interfaccia esterna per entrambi impianti??? Essendo cosi posso utilizzare quella del secondo impianto per tutte e due facendo le varianti al quadro elettrico.
Ringrazio chi mi da una dritta a questi dubbi.
Saluti,
Carlos
Inverter Sma SMC6000TL qualcuno sa dirmi i materiali occorrenti (ed il software)per aggiornare le frequenze
grazie Diego
Mi sono risposto da solo, avevo qualche dubbio soltanto perché ci sono due enti (ENEL e DOGANA) che dovevano controllare le rispettive pratiche prima di autorizzare.
Adesso penso, nell’impianto piccolo, mettere un DDI per ogni sezione (vecchia e potenziata) e una SPI a controllo di entrambi le sezioni. Nell’impianto industriale mettere un DDI sulla sezione da 18 kWp e controllarlo dalla SPI dell’impianto da 40 kWp. Tutto questo sperando che in fase di inserimento dati sul portale Enel non vengano fuori problemi. Inoltre adeguare le sole frequenze degli inverter delle vecchie sezioni, le tensioni dei Power One connessi in BT secondo la DK 5940 sodisfano 85%-110% della Vn.
Ti saluto e grazie ancora.
Carlos
Trovato l’inghippo relativo all’adeguamento con potenza totale di 6,01 kW; avendo una sezione da 2,25 kWp già adeguata l’altra non essendo superiore ai 6 kW non va adeguata finchè non si cambia l’inverter: ricevuto riposta da Enel che si scusa per l’errore ed ha già comunicato al GSE di sbloccare le convenzioni. Ad oggi il GSE ha riattivato le convenzioni. Credo che l’informazione possa interessare anche ad altri colleghi. Saluti a tutti
Anche se i termini sono scaduti ho avuto una richiesta x un aggiornamento alla Del. 243/2013 (impianto potenza 19,09 kWp), ha due inverter Aros ma non ha la protezione interfaccia e quindi chiedo se il cliente la deve installare ??? Grazie x la Vs risposta.
Un secondo quesito che mi ha lasciato perplesso ….. ho fatto domanda connessione x un impianto da 80kWp (allacciato in MT – cabina testa palo di proprietà del cliente finale) e dopo vario tempo ho ricevuto il preventivo di spesa ed il mio cliente ha pagato e ha fatto i lavori; adesso con i moduli di fine lavori che ho inoltrato l’Enel mi dice che l’impianto non va bene e vuole che il cliente costruisca la cabina nuova. Ma con l’invio del preventivo dove indica che non ci sono lavori da eseguire può cambiare tutto ??? (impianto in provincia di catania – enel di competenza palermo). Grazie x il Vs contributo
Lo abbiamo scritto centinaia di volte, occorre regolare le soglie di frequenza, non va installata alcuna protezione esterna.
Per il secondo quesito occorrerebbe leggere i documenti, mi sembra strano che Enel mandi un preventivo senza lavori per la connessione, e all’atto della fine lavori dica che il cliente debba fare la cabina.
Non è che nel preventivo Enel c’era scritto che serviva una cabina nuova, e il cliente abbia pagato gli oneri per la connesisone indicando che avrebbe fatto lui i lavori per l’impianto di rete ?
Per Maurizio, per la 243/13 non è necessario installare nulla; basta allargare le soglie di frequenza sugli inverter a 49-51 Hz. Riguarda impianti attivati prima del 30/3/12… ormai è scritto dappertutto. Bisogna leggere la delibera o almeno l’articolo sopra di Stefano!!!
Buongiorno Stefano. Ho fatto un adeguamento su un impianto fotovoltaico da 6,60 kW con tre inverter SolarMax 2000s. Enel prima mi valida il regolamento, poi scrive che non possono accettare la documentazione, cito: “Dall’analisi del Regolamento di Esercizio relativo all’impianto in oggetto, ci risulta che esso
non possiede i requisiti richiesti dalla norma CEI 11-20 e dal documento di riferimento ENEL
DK 5940 “Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT di ENEL
Distribuzione”.
Tali documenti prescrivono infatti la presenza di un unico DDI comandato da una o più SPI
o, in alternativa, un massimo di 3 DDI comandati contemporaneamente da uno o più SPI
tale che una anomalia dei parametri di rete rilevata da un singolo SPI disconnetta
contemporaneamente dalla rete tutti gli inverter presenti in impianto. Per quanto sopra esposto, contrariamente a quanto prima comunicatoVi , Vi chiediamo di adeguare il Vostro
impianto in osservanza ai documenti di riferimento sopra citati.” Il tecnico di E-Distribuzione in pratica vuole che venga installata una SPI a valle degli inverter. Pensi che sia una richiesta valida? ho fatto altri adeguamenti in altre provincie su impianti simili (anche con più inverter) e non mi è stata fatta questa richiesta. ti ringrazio, buona giornata
Il tecnico Enel forse aveva bevuto un po troppo.
Se fosse come dice lui, non sarebbero a norma TUTTI gli impianti di potenza inferiore a 20kW installati prima di luglio 2012…………….
DK5940
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Conformemente alle prescrizioni CEI 11-20, la funzione di dispositivo di interfaccia deve essere svolta da un unico dispositivo, ovvero, qualora nell’impianto siano presenti più protezioni di interfaccia associate a diversi generatori, queste dovranno comandare un unico dispositivo di interfaccia che escluda tutti i generatori dalla rete pubblica. In deroga, per impianti di produzione collegati a rete BT pubblica e di potenza complessiva ≤ 20 kW, se tramite dispositivi di conversione statica, e ≤ 50 kW, se rotanti, la funzione può essere svolta da più dispositivi distinti fino ad un massimo di tre
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Il tuo impianto è perfettamente a norma
Grazie mille! a questo punto risponderò alla loro comunicazione citando la DK5940 ed.2.2. A presto
Buongiorno Stefano. Mi è stato chiesto di adeguare un impianto fotovoltaico alla 243/13, nel quale sono presenti 5 inverter Diehl Ako modello Platinum 2100 S.
Cercando in rete ho trovato che la ditta è fallita e quindi è quasi impossibile trovare i software dedicati alla modifica dei parametri. Visto che siamo in presenza di più di tre dispositivi (come mi avevi già indicato tempo fa) devo installare l’interfaccia esterna.
Essenzialmente la domanda è questa: devo per forza modificare i parametri di ogni inverter ed installare l’interfaccia esterna o è sufficiente solo la presenza del dispositivo esterno? ti ringrazio, buona giornata!
Ciao Aldo, provo a risponderti io, spero Stefano non si arrabbi..
In effetti con 5 inverter presenti in impianto, l’installatore si era “dimenticato” di installare il SPI esterno; però va detto che anche se lo installi devi comunque allargare le soglie di frequenza a 49-51 Hz sugli SPI interni agli inverter.
Non ricordo la procedura di modifica per i Diehl, però per varie aziende di inverter che hanno cessato l’attività, in genere si trova qualcuno che fornisce credenziali ed eventuale software per l’intervento di modifica delle frequenze sugli SPI.
Grazie per i consigli! A presto
Confermo quanto ha scritto Vic
Credo di aver capito da dove si origina il problema dei valori delle soglie e dei rispettivi errori massimi ammessi quando si parla di SPI tipo DK5940.
Allora di seguito riassumo quello che dicono i documenti ENEL.
SPI prodotti prima del 04/2007 seguivano la DK5950 Ed. 1.1 del 03/2002 che di fatto sostituiva l’allora vigente DK5940 e qui si ritrovano le soglie classiche
59 a 1,2Vn +/- 5% con 0,1s +/- 10 ms
27 a 0,8Vn +/- 5% con 0,2s +/- 20 ms
81> 51Hz +/- 50mHz con 0,1s +/- 10ms
81 e 81< l'errore in frequenza passa a +/- 20mHz e quello sui tempi a 3% +/- 15ms. Inoltre sparisce il tempo d'intervento fisso a 0,1s perche' questo diventa regolabile da 0,05 a 1s.
Le famose DPC02 hanno i manuali utente dove si indicano soglie ed errori classici, ma si dicono "in accordo" alla Ed. 2.2 della DK5940 perche' comunque sono dichiarate certificate secondo le DK5950.
Insomma un po' di confusione per tutti…….
Confermo la confusione nel passaggio da DK5950 a DK5940
Anche da parte dei costruttori, alcuni dei quali indicavano conformi alla DK5940 le protezioni che avevano errori secondo la DK5950
Di fatto comunque, Enel le ha inserite nella lista dei dispositivi collegabili alla rete BT secondo la DK5940, quindi………..finisce a tarallucci e vino.
E poi onestamente stiamo giocando con i millisecondi quando magari ci sono DDI che intervengono in 100-200ms e nessuno ha chiesto di verificarli…….(e molti non verificano nemmeno il tempo di apertura.