E’ stata pubblicata dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, la Delibera 786/2016/R/EEL del 22 dicembre 2016.
La Delibera è relativa alle tempistiche per l’applicazione delle nuove disposizioni previste dalla norma cei 0-16 e dalla nuova edizione della norma cei 0-21 relative agli inverter, ai sistemi di protezione di interfaccia e alle prove per i sistemi di accumulo e ricalca il documento per la consultazione 614/2016/R/EEL e recepisce (per il momento in parte) le eventuali segnalazioni giunte all’autorità.
Vediamo in sintesi cosa prevede la delibera relativamente all’applicazione delle prescrizioni relative alla CEI EN 50438 e alle prescrizioni relative alle verifiche delle protezioni di interfaccia degli impianti di produzione.
ENTRATA IN VIGORE DELLA NUOVA NORMA CEI 0-21 PER GLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
1) Le disposizioni previste per gli utenti attivi dalla nuova edizione della Norma CEI 0-21 trovano applicazione anche agli impianti di produzione di potenza nominale inferiore a 1 kW solo nel caso di richieste di connessione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017.
2) Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017 gli inverter e i sistemi di protezione di interfaccia e le relative dichiarazioni di conformità devono essere conformi alla nuova edizione della CEI 0-21;
3) Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, fino al 30 giugno 2017, è comunque possibile connettere impianti di produzione applicando, su istanza del richiedente, tutte le disposizioni previste dalla nuova edizione della Norma CEI 0-21
In definitiva quando vi sarà disponibilità sul mercato di inverter di potenza superiore a 6kW con interfaccia interna certificata secondo le nuove norme, si potranno connettere impianti con interfaccia integrata anche di potenza superiore a 6kW e sino a 11,08kW. Per domande di connessione presentate fino al 1 luglio 2017 si potranno utilizzare inverter conformi alla vecchia norma CEI 0-21 (quindi inverter sino a 6kW e interfaccia esterna).
VERIFICHE PERIODICHE DEI SISTEMI DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA
Le verifiche periodiche previste per le protezioni di interfaccia di impianti connessi alle reti BT e MT e regolate dalle norme CEI 0-21 e CEI 0-16 si applicano agli impianti di potenza superiore a 11,08kW
Le prime verifiche di cui al comma 2.1 successive all’entrata in vigore della presente deliberazione sono effettuate:
a) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 agosto 2016, entro 5 anni dalla data di entrata in esercizio;
b) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 luglio 2012 fino al 31 luglio 2016, entro l’ultima data tra:
i. il 31 marzo 2018;
ii. 5 anni dalla data di entrata in esercizio;
iii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione;
c) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio dall’1 gennaio 2010 fino al 30 giugno 2012, entro l’ultima data tra:
i. il 31 dicembre 2017;
ii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione;
d) nel caso di impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2009, entro l’ultima data tra:
i. il 30 settembre 2017;
ii. 5 anni dalla precedente verifica documentata effettuata prima dell’entrata in vigore della presente deliberazione.
Buongiorno, nel caso di impianti sopra i 11,08 kW con protezione di interfaccia esterna tipo ABB o GAVAZZI che non possiedono tutte le soglie di taratura indicate dalla 0-21 e 0-16, vanno sostituite a seguito della verifica con cassetta prova relé?Grazie
No. Le interfacce conformi ad altre norme (DK5940 nel caso da te citato) vanno provate con la configurazione conforme a tale norma (DK5940 con frequenze modificate come da delibera 243) e non vanno sostituite
Buongiorno Stefano,
mi sai dire dove posso trovare un riferimento normativo che che confermi quanto scrivi in merito alle interfacce conformi alla DK 5940?
grazie mille
Non c’è alcun riferimento normativo.
Un dispositivo conforme a una norma prevista all’atto della sua installazione, deve essere conforme a tali norme e quindi verificata in conformità a tali norme. Al netto di eventuali delibere o richieste particolari. L’unica delibera che ha previsto modifiche è la delibera 84/2012 che ha semplicemente richiesto l’adeguamento delle frequenze a 49-51 Hz. E anche logico che non è possibile verificare secondo norme successive, come la CEI 0-21, un dispositivo che non ha le protezioni previsti da tali norme.
Buonasera Stefano, c’è una questione che non mi torna: la delibera dice di fare le verifiche ogni 5 anni, mentre ENEL sui regolamenti di esercizio dice 3 anni….Che ne pensi?Grazie
Ciao Alessandro.
Credo che Enel sia rimasta indietro e non abbia aggiornato il regolamento di esercizio.
Nella nuova norma CEI 0-21 c’è il fac simile del regolamento di esercizio con periodicità a 5 anni descritta nel capitolo manutenzione
Buongiorno Stefano,
riassumendo, nel caso di impianti conformi DK5940, non è necessaria alcuna modifica e si mantengono gli intervalli temporali indicati nel regolamento di esercizio per la verifica degli SPI, è corretto?
Per gli impianti con P<20 kW dove non vi è un spi esterno, ma ad esempio tre spi integrate negli inverter, come è più opportuno comportarsi? Inviando l'autotest di ogni inverter (se possibile)?
Grazie, un saluto.
Per Matteo, (mi permetto di risponderti io..)
La 786/16 prevede che le verifiche periodiche del Spi siano inviate all’impresa distributrice ogni 5 anni solo se tale Spi è esterno agli inverter e solo per impianti maggiori di 11,08 kW.
Se invece il Spi è interno oppure l’impianto ha meno di 11,08 kW il produttore deve comunque eseguire periodicamente l’autotest o la prova con cassetta (il Cei ha scritto da poco che va fatto ogni anno), conservando la relativa documentazione.
Per quanto riguarda l’autotest dovrebbe essere possibile anche per i vecchi inverter non Cei 0-21, perché era già contemplato anche dalla vecchia DK5940.
Buongiorno a tutti,
in caso di installazione di un FV di 40 kW in MT, la protezione generale esistente (pre 0-16) va sostituita con una a norma cei 0-16 oppure è sufficiente che sia conforme il SPI?
Nel nuovo regolamento di esercizio presente nella norme CEI 0-16, nel campo relativo alla PG è possibile spuntare la seguente casella:
“presente e conforme alla prescrizioni emanate dal distributore precedentemente alla entrata in vigore della norma CEI 0-16”
Secondo voi posso concludere quindi che la PG non va sostituita?
Secondo me nessuna norma chiede di sostituire la PG di un impianto, ai fini della connessione di un generatore. Vedi anche Tuttonormel, numero di Febbraio, pagina 8
Perfetto, grazie mille Stefano
Salve a tutti,
Vorrei porre una domanda.
Per tutti gli impianto sotto i 6 kw (spi interna inverter ) che non hanno mai fatto alcun tipo di verifica sono obbligati per legge a fare il controllo oppure no?
se non fanno il controllo il GSE bloccherà l’incentivo??
Grazie in anticipo
Buon fine settimana a tutti.
Tratto dalle FAQ del CEI sulle 0-21
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I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT di potenza fino a 11,08 kW, o con
SPI integrato, devono eseguire le prove sul SPI tramite autotest ogni anno e riportarle su apposito registro, senza
inviare i risultati al Distributore
Ciao Stefano,
l’autotest annuale è scritto nella norma?? A quale punto??
Grazie
Per gli impianti CEI 0-21 non è prevista alcuna verifica annuale (autotest). Per gli impianti CEI 0-16 è prevista la verifica a vista delle tarature con compilazione di apposito registro. Trovi tutto nel fac simile del regolamento di esercizio nella norma stessa.
Buongiorno,
volevo chiedere se vi erano delle tabelle standardizzate dove in base alla date di allaccio si possa capire semplicemente quali siano le tarature da impostare e da verificare.
credo mi sfugga qualcosa….
grazie
Ciao Alberto. Dipende da una infinità di parametri, sintetizzo in breve.
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Per la bassa tensione in impianti ante CEI 0-21 le frequenze almeno a 49-51 e le tensioni non inferiori a 1,15Vn e 0,85Vn, se hai interfaccia esterna i valori degli inverter devono essere almeno uguali ma anche superiori
Per la bassa tensione dopo la CEI 0-21 i parametri sono univoci e sono quelli della norma stessa
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Per quanto riguarda la CEI 0-16 hai le tarature della tabella della CEI 0-16 da metà 2012, mentre per gli impianti allacciati prima, e adeguati all’allegato A70 e delibera 243, variano in base alle interfacce che avevi, potresti avere le 4 soglie di tensione ma anche solo due a 1,2Vn e 0,7Vn, le frequenze con due banchi di taratura a 49,7-50,3 e 47,5 – 51,5
L’unica cosa sicura da fare è guardare i regolamenti di esercizio degli impianti ante marzo 2012, ovvero regolamenti delibera 243 o regolamenti adeguamento delibera 243 e allegato A70 per la MT
Buongiorno,
vorrei porre una domanda.
Nella delibera 786 tutte le indicazioni sono riferite a “sistemi di protezione di interfaccia”. Poi leggendo la CEI 0-16;V2 la regolamentazione è estesa sia su SPI che su SPG..
Quindi la domanda è (mi riferisco ad impianti in cui coesistono SPG + SPI ad es. Thytronic NV + Thytronic NA), nella delibera con “sistemi di protezione di interfaccia” si intende l’insieme dei due sistemi? Per cui le verifiche vanno fatte su entrabme le protezioni SPI+SPG?
Grazie
Ciao Daniele
Per quanto riguarda gli impianti nuovi, ovvero allacciati secondo le ultime CEI 0-16, la verifica riguarda la SPI e la SPG (prima installazione ed ogni 5 anni per entrambe)
La delibera tratta solo le protezioni di interfaccia, dovrebbe uscire a breve una dleibera che regolamenta le verifiche periodiche per le protezioni generali, anche di utenti passivi.
Rimane comunque il fatto che i regolamenti di esercizio antecedenti la nuova CEI 0-16, prescrivevano già 2 anni di periodicità per le verifiche SPI e SPG, ma se ne sono dimenticati tutti, si pensa solo alle SPI
Ok, quindi per i classici impianti FV da 1MW dal II al IV C.E. conviene fare entrambe le protezioni.
Ultimo commento.. è la solita incongruenza all’Italiana. Delibera chiara su un punto, ma che richiama in toto una CEI che regolamenta anche altri punti. Quindi a beneficio del dubbio si necessita di ulteriore delibera 😉
Grazie Stefano e complimenti, seguo i tuoi articoli da tempo!
Non saprei, potresti fare le verifiche con le scadenze del regolamento di esercizio, o magari attendere la delibera per le verifiche degli SPG che potrebbe essere una sorta di deroga come la 786. Per il resto regna sovrana la confusione, come sempre. Grazie a te 😉
ciao Stefano,
relativamente all’ultimo post di Daniele, convengo anch’io che in presenza di entrambi i dispositivi tipo le NA e NV di tanti impianti in MT dei vari Conti Energia del passato, è più che opportuno verificarle entrambe.
L’unico problema, forse è quello di rendere cosciente il Soggetto Responsabile che deve pagare la prestazione in funzione del numero di dispositivi interessati. Come già successo in passato con la 243, mi aspetto comunque dal punto di vista commerciale la solita giungla dei prezzi stracciati stile Groupon e/o la speculazione in prossimità delle scadenze oltre ovviamente alla solita confusione interpretativa delle Norme.
Complimenti per le tue risposte
Ciao Dario.
Il mercatino delle verifiche è già iniziato.
Io non vi parteciperò e pratico i prezzi che ritengo congrui per una trasferta e una verifica, e l’emissione di una certificazione.
Per quanto riguarda le verifiche su due dispositivi, come per tutte le altre cose (caffè al bar, il giornale, un panino con la mortadella) se le cose sono due, ne paghi due, che poi si possa scontare il viaggio perchè è uno solo, e magari si perde meno tempo, ci sta.
Il vero problema, è che non sempre le cose vanno bene, anzi al 90% trovi in cantiere situazioni grottesche, dove non ci sono schemi, ci sono connessioni fatte alla carlona, e spesso i dispositivi non sono nemmeno configurati, non funzionano, etc
Però sai………..mi sono sentito dire che il 99% della verifica la fa la cassetta relè………..
Grazie a te per aver contribuito alla discussione
Salve Stefano
Ti chiedo una cortesia
Ho comprato casa nuova e io costruttore mi ha istallato i pannelli fotovoltaici e l’inverter ma ancora lì devo attivare perché mi deve ancora consegnare là conformità dei pannelli ma se non riesco attivarli entro luglio 2017 l’inverter che ho non è più utilizzabile per le nuove normative??
Grazie
Non credo sia conforme alle nuove CEI 0-21, magari potrebbe diventarlo aggiornando il firmware, occorre che senti dal costruttore.
In ogni caso vale la data della presentazione della domanda di connessione, quindi basta che fai domanda di connessione entro il 30 giugno 2017 e puoi usare inverter conformi alla vecchia edizione della CEI 0-21
Comunque se l’impianto è stato installato, il costruttore ti può fare la Dichiarazione di Conformità per l’impianto fotovoltaico (non fa molta fatica, anche perchè non credo che la casa te l’abbia regalata) 😉
e’ vero, le realtà che si trovano in giro sono allucinanti e sono convinto che Stefano è in grado di sanare le situazioni più precarie che per forza di cose si troverà ad affrontare. Volevo solo segnalare che talvolta succede l’opposto. Ovvero che prima è tutto a posto , arriva il verificatore e dopo che se ne è andato non funziona più nulla e risultano tutte le apparecchiature sprogrammate o configurate in modo bizzarro. Non è il caso di Stefano ovviamente ma posso assicurare che è più frequente (molto più frequente) di quello che si immagini
Ciao Massimo.
Ti ringrazio, cerco dei fare del mio meglio, spesso sbaglio anche io sia chiaro
Però se c’è qualcosa che non va ne parlo con il cliente, idem se sbaglio qualcosa
L’anno scorso ho cotto per errore una protezione CEI 0-21, potevo dire al cliente non funziona, l’ho pagata e dormo tranquillo 🙂
chapeau Stefano
Stefano, grazie in anticipo. Sei sempre un riferimento nel settore. Volevo chiedere a te a chi segue il Forum se per una verifica SPI 786/2016 da fare su un impianto da 50kWp, più il lavoro da fare “a casa” per inserire e completare il tutto sul portale produttori, non sbaglio considerando la giornata di trasferta per la verifica in loco, ed un altro paio di giorni di lavoro per il completamento. E’ la prima che faccio e vorrei stabilire una tariffa corretta per il mio cliente. Grazie a chiunque vorrà darmi riscontro e buon lavoro a tutti.
Ciao Giovanni.
Per quanto riguarda il caricamento sul portale produttori non sappiamo ancora cosa voglia che sia caricato Enel. Test report ? Foto ? Altro ?
Ma credo che si accontentino del test report. per il resto l’unica variabile cui farei molta ma molta attenzione, è che la maggior parte delle pratiche è stata fatta con il mandato.
Quindi se Enel chiede di caricare i documenti nella pratica anche entrando con le credenziali del mandatario, allora si tratta di 10 minuti, se ti chiede di caricare con le credenziali del cliente (come con la delibera 243, allora zono cavoli amari, perchè devi mettere in conto l’iscrizione a portale del cliente, e i tempi lievitano.
Per la verifica in loco non ho capito cosa intendi, essendoci da fare la prova con cassetta relè, se la fai tu le tempistiche lo sai, se invece la fai fare ad un tecnico esterno, allora tu non ci devi nemmeno andare in cantiere, se Enel ti chiede “solo” il test report o qualche foto (te le fai fare da chi fa la prova con cassetta relè).
In questo caso si tratta solo di eseguire una prova in campo, non è come con la delibera 243 dove dovevi raccogliere documenti e dati di apparecchiature varie.
Spero di essermi spiegato in modo semplice
Stefano grazie mille. Penso al 99% che si dovrà procedere come per la 243… ne ho fatte diverse e in effetti si perde abbastanza tempo, soprattutto se, come mi è capitato, l’utente era già stato registrato (ossia il CF risultava già attivo nel portale produttori) ma nessuno aveva user e pw per l’accesso… Per far annullare a e-Distribuzione questa falsa iscrizione e metterci in grado di ripartire da zero, ho dovuto “litigare” con e-dist. per quasi tre mesi… comunque alla fine sono riusciti nella “titanica” impresa di cancellare un codice fiscale dal loro database! Un saluto a tutti e buon lavoro.
Salve Stefano,
Ti ringrazio anticipatamente, volevo chiederti se la taratura eseguita sulla protezione interfaccia per impianto MT per come richiesto da adeguamento delibera 84/12 eseguita su un impianto connesso nel 2009 rientra nei casi di taratura effettuata nei 5 anni prima dell’entrata in vigore delle delibera 786/16 ? essendo stata fatta nel 2012 potrebbe far slittare la data del 30 settembre 2017?
Ciao. La verifica periodica eseguita nel 2012 vale eccome (non hai scritto il mese in cui è stata eseguita)
La prossima va fatta:
– entro il 30 settembre 2017 se la verifica era stata fatta prima del 30 settembre 2012
– 5 anni dalla data dell’ultima verifica se la precedente era stata fatta dopo il 30 settembre 2012
Se per esempio l’altra era stata fatta a dicembre 2012 allora vai a dicembre 2017
Vale sempre l’ultima data tra le opzioni elencate in delibera
buongiorno stefano,
ho un cliente con un impiantino da 20 Kw in SSP con una fantastico incentivo da 0,46 €/Kwh a supo tempo allaccito in MT in quanto asservito ad un’azienda che utilizzava un’utenza da 260 kw in MT appunto.
L’azienda che ha praticamente dismesso le attività produttive ha chiuso il contratto MT “dimenticandosi” che c’era attaccato il FV, fra l’altro mai adeguato alla 243 e pertanto gli incentivi attualmente sono sospesi.
ora mi sono preso la briga di fargli resuscitare l’impianto ed ho visto nelle regole del GSe che il cambio tensione da MT a BT con conseguente cambio del POD è una opzione prevista ed ammessa dal GSE senza preventiva approvazione. al di la del percorso ad ostacoli che prevedo fra Enel, Tica, 243, Gaudì, GSE, volevo sapere se hai avuto occasione di espletare un cambio POD per sapere quali insidie burocratiche / tecniche mi aspettano.
grazie per l’attenzione
Ciao Dario.
Mi spiace, mai fatto
Per Dario,
mi permetto di elencarti alcuni aspetti.
– Gaudi: sarà necessario entrare nella modalità “modifica” per cambiare il Pod.
– bisogna chiarire se da SSP in MT diventa SSP oppure Cessione totale in BT; il Gse ammette il cambio regime, però la tariffa incentivante potrebbe cambiare.
– con e-distribuzione va presentata la domanda ai sensi del Tica su un Pod esistente BT oppure chiedendo contestualmente una nuova fornitura BT, nella domanda, nel campo a testo libero (punto C15 mi sembra..), va specificato che trattasi di passaggio impianto fotov. esistente su una nuova fornitura.
Da sapere che se si chiedesse preventivamente un passaggio fornitura da MT a BT passiva il cliente deve sapere che perde tutta la potenza disponibile (detta anche franchigia); cioè i corrispettivi potenza (corrispettivo TIC per prelievo e comunque anche il corrispettivo TICA per immissione) a suo tempo versati vanno ri-pagati.
I problemi maggiori però penso siano quelli tecnici; innanzitutto andrebbe installata una SPI esterna conforme alla Cei 0-21, ma è il problema minore nel senso che gli inverter installati potrebbero avere una (vecchia) certificazione per sola MT (funzionamento previsto per sola rete industriale – non pubblica); gli inverter pertanto dovrebbero avere requisiti (dichiarazione conformità per BT, firmware e taratura permissiva) previsti almeno per la delib. 243. Quindi ti consiglio di sentire l’unità operativa locale di e-distribuzione se consente la stipula del regolamento di esercizio con gli inverter con soli requisiti 243 oppure se pretendono requisiti Cei 0-21; in tale secondo caso potrebbe rendersi necessario aggiornarli (se possibile) alla Cei 0-21 o sostituirli con modelli attuali.
Ti consiglio di provare a contattare il loro numero verde 800 085577 e sentire cosa dicono; sicuramente è un caso raro e non so se sono in grado di fornire subito chiarimenti.
Ciao
Grande VIC
Grazie 😉
Grazie Stefano.
Per la questione di cui sopra, volendo fare un “esercizio interpretativo”, se il/gli inverter era/erano compreso/i nei vecchi elenchi Enel dei dispositivi collegabili alla rete BT ed è possibile aggiornarlo/i almeno alla 243 (soglie permissive 49-51 o meglio a 47-52 Hz perchè c’è il Spi esterno) e non alla Cei 0-21 dovrebbe essere possibile allacciarlo/i sulla base del recente chiarimento Cei faq1B_ del febbraio scorso leggendolo in chiave “adeguamento”:
.
Secondo tale interpretazione che si basa pure sulla delib. 84/12 si potrebbe collegare il vecchio inverter se compatibile BT con le sole soglie frequenza allargate (..campo di sovra/sotto frequenza e tensione..), anche se tale inverter non è in grado di svolgere gli altri servizi di rete richiesti dalla Cei 0-21.
Sarebbe un’interpretazioneun po’ tirata perchè la faq è orientata ai potenziamenti ma cita espressamente anche “adeguamenti”.
😉
Boh scusate, sopra è scomparso l’estratto della faq1B, la inserisco qui:
[Domanda: Come si applicano le norme di connessione (0-16 e 0-21) nel caso di adeguamenti o potenziamenti di impianti esistenti richiesti ai sensi del TICA? Risposta:
…omissis…
le disposizioni previste dalla Norma CEI 0-16 ovvero dalla Norma CEI 0-21 che impattano direttamente sulla sicurezza del sistema elettrico e sull’isola indesiderata (campo di sovra/sotto frequenza e tensione e sistema di protezione di interfaccia, nell’ambito di quanto previsto dalla delibera AEEGSI 84/12) devono essere applicate a tutto l’impianto, compresa la sezione esistente;]
buongiorno VIC. leggo solo ora il tuo intervento per il quale ti ringrazio.
Per quanto riguarda :
– Gaudì, OK. ho già avuto qualche esperienza in passato di censimp incasinati da sistemare e grazie al loro efficiente call center è andato tutto bene.
– per la SSP, che è tuttora attiva sul POD del contratto MT, effettivamente avrebbe più senso trasformarlo in RID totale in BT visto che questo cliente non ha praticamente più carichi elettrici significativi. l’importante per il cliente è mantenere l’incentivo del FTV-SR (0,46 € !).
– la perdita della franchigia. non ho capito cosa deve ripagare il cliente. lui non vuole più la MT.Il trafo e la cabina sono totalmente dismessi.
la potenza installata era 280 kW . ora se chiede ad un’impresa di vendita una nuova connessione per un modesto 20 kW in BT, cosa dovrebbe accadere al preventivo del TICA ? il lavoro credo rimarrebbe configurato come “semplice” e non complesso e quindi credo non dovrebbe superare i 1800-2000 €.
– l’inverter è un Solarmax 20S trifase che, pur con qualche difficoltà operativa (comunicazione ethernet vs. windows 10, sw,) ho già verificato che è aggiornabile nel range di frequenze 49/51 prescritto dalla AEEG 243 anche se ho potuto accenderlo solo dal lato DC visto che “manca la rete”. quindi per l’inverter dovrebbe essere recuperabile almeno finchè non si rompe per vecchiaia.
– non esiste alcuna SPI esterna essendo un vecchio II° C.E. con un solo inverter. ho recentemente avuto occasione di fare adeguamenti alla 243 “postumi” ed i tecnici di e-distribuzione che escono obbligatoriamente a verificare l’effettivo adeguamento, controllano il solo range di frequenza 49/51 sui dispositivi esistenti.
– non conoscendo a memoria le CEI 021 sono ancora nel dubbio se devo prevedere l’installazione di un quadretto AC precablato completo di SPI esterna già munita di certificato prova cassetta relè.
– sentirò nuovamente e-distribuzione nei prossimi giorni in quanto al momento mi hanno dato solo alcune delucidazioni che francamente non ho del tutto compreso.
grazie ancora, vi tengo aggiornati
Ciao Dario,
per il discorso della franchigia (potenza disponibile in prelievo/immissione) intendevo che, con la nuova domanda, cambiando il Pod il cliente deve pagare di nuovo il corrispettivo di connessione previsto dal Tica, tutto qui.
Se la fornitura BT è già esistente e la rete non necessità di rinforzo, l’attivazione verrà eseguita dopo il loro ricevimento della Fine impianto e la sottoscrizione del regolamento esercizio; in caso contrario, se serve un lavoro sulla rete oppure realizzare una nuova fornitura, il lavoro potrà essere di tipo semplice oppure complesso e i tempi si allungheranno.
Vista l’anzianità impianto, era prevedibile che non ci fosse il Spi esterno e per quanto riguarda l’inverter Solarmax, ho visto che è presente in una delle ultime edizioni 2012 dell’elenco Enel dei “Dispositivi collegabili alla rete BT” (mi ero salvato una copia..), è quindi compatibile per BT ed è adeguabile alle delibere Aeeg 84 e 243.
Penso che, visto che si tratta comunque di una nuova domanda (con cambio della tensione da MT a BT di consegna a cui l’impianto è collegato), e-distribuzione chiederà molto probabilmente il SPI esterno (da ricordare che tale configurazione non ha il solo scopo di proteggere ma anche di predisporre l’impianto al futuro – non si sa quando – distacco da remoto, come vuole la Cei 0-21.
Per quanto riguarda l’inverter e il regolamento di esercizio, la cosa purtroppo diventa interpretativa e potresti trovare in e-distribuzione chi pretende l’adeguamento completo (probabilmente non possibile) alla Cei 0-21, oppure trovare invece chi si accontenta del solo allargamento soglie frequenza; nella prima ipotesi potresti portare avanti la tesi della recente faq1B del Cei (vedi post precedenti).
Per quanto riguarda la prova del SPI esterno, ricorda che la norma prescrive che sia fatta “sul campo” e non nel laboratorio di chi te la vende; come ribadisce spesso il buon Stefano. In effetti, dopo le peripezie del viaggio di consegna potrebbe, potrebbe anche essersi rotta.
Ricorda infine che, cambiando il Pod, e-distribuzione installerà un nuovo M2 obbligatoriamente a sua cura visto che l’impianto è connesso in BT.
salve ho un impianto del 2011 di potenza 19,80 kw senza SPI mi bastera fare autotest degli inverter e comunicare quello al gestore ho devo installare una SPI
vorrei delle info
Buongiorno Luca
La delibera 786 ha definito le tempistiche per le prove con cassetta relè negli impianti con protezione di interfaccia esterna.
Gli impianti senza protezione di interfaccia non sono trattati dalla delibera stessa, le norme CEI 0-21 non sono retroattive, quindi a mio avviso non deve fare nulla.
Nelle FAQ il CEI ha parlato di prove annuali con autotest degli inverter, ma non ho capito a quale norma o delibera facciano riferimento, non mi risulta che qualche norma o delibera richieda prova annuale per gli inverter, le prove previste dalle CEI 0-21 sono da eseguire ogni 5 anni (anche della SPI integrata negli inverter).
Ma la norma appunto, vale per gli impianti nuovi.
C’è un po’ di confusione, o forse sfugge qualcosa a me………..se qualcuno vuole ampliare il dibattito…………
In ogni caso NON DEVE INSTALLARE ALCUN SPI ESTERNO
Buongiorno,
la mia domanda è semplice, vorrei capire quando parliamo di data ultima 30 giugno si intende la domanda di connessione o la reale connessione fisica che viene fatta dall’enel inserendo il secondo misuratore.
Ho scritto in maniera elementare proprio per capire bene la differenza.
Buongiorno a tutti, ho un dubbio sulla data di applicazione della norma. Sulla delibera 786 leggiamo che la V2 della norma entra in vigore , in maniera integrale, dal 01/07/2017. Ma la parte che riguarda la necessità di SPI esterna per potenze superiori a 11,08 kW, è praticamente in vigore dalla data di pubblicazione della delibera , cioè 22/12/2016. Confermate? grazie
Per Alessandro, stai facendo troppa confusione!
La Spi esterna oltre gli 11,08 kW è sempre stata obbligatoria dal 1/7/12 e precedentemente era obbligatoria oltre i 20 kW; in tale data entrò in vigore la Cei 0-21 che la prescriveva oltre 6 kW. La novità della ultima ed. 7/2016 della Cei 0-21 è che se può fare a meno nel range oltre 6 e fino a 11,08 kW.
grazie Vic per la risposta, intendevo dire da quale data si può dire che la SPI esterna non è necessaria per impianti di potenza compresa tra 6 e 11,08 kW?
Buongiorno.
Mi trovo nella situazione di installare un impianto da 10 kwp (per il quale non ho ancora fatto la richiesta di connessione) questo impianto per problemi di ombreggiamento, deve utilizzare due inverter ciascuno con due MPPT. Posso beneficiare del limite di 11 kWp per evitare il dispositivo di interfaccia esterno oppure la norma vale solo per inverter singolo?
Per Gianfranco; se la potenza è minore di 11,08 kW non serve il Spi esterno ma devi installare inverter (fino a 3) conformi alla Cei 0-21 ed. 7/2016.
buongiorno a tutti,
mi ricollego agli ultimi 3 post riguardo alle date di entrata in vigore della CEI 021 V2 rispetto alla data di pubblicazione.
ho assunto un incarico per progetto di impianto FV da 7,54 kwp trifase completo di inverter solaredge SE7K. Ho già ricevuto il TICA per allaccio. Ho comunque previsto l’unifilare comprensivo di SPI esterna visto che, dovendo prossimamente installare un retrofit per accumulo, ritenevo che inserire nel quadro AC la SPI esterna potesse essere (forse) “più conveniente” di doverla mettere in seguito magari per chissà quale cavillo nascosto fra le oltre 200 pagine della CEI 021. C’è qualcuno che mi può confermare che prevedere la SPI esterna non è solamente uno spreco di qualche centinaio di € ? grazie per l’attenzione
Ciao Dario.
Ti ho risposto anche nell’altro post che hai pubblicato
Ricopio qua la risposta
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Ciao Dario
Per me il discorso è molto semplice.
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Per domande di connessione inoltrate sino al 30 giugno 2017, puoi usare inverter conformi alla VECCHIA norma, quindi sino a 6kW con interfaccia integrata, oltre i 6kW con interfaccia esterna.
Puoi però anche usare inverter conformi alla nuova norma con interfaccia integrata sino a 11,08kW e interfaccia esterna oltre gli 11,08kW
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Per domande di connessione inoltrate dal 1 luglio 2017, puoi usare SOLO inverter conformi alla nuova norma, quindi con interfaccia integrata sino a 11,08kW e interfaccia esterna oltre gli 11,08kW
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Nel tuo caso, impianto da 7,54kW, se l’inverter è conforme alla nuova norma CEI 0-21 edizione 2016 e ha interfaccia interna allora va bene l’impianto senza interfaccia esterna (deve fare autotest ovviamente)
Se è conforme alla vecchia norma, allora serve interfaccia esterna
ciao Stefano,
grazie mille per la tua tempestiva risposta.
ora sono in attesa di sapere dal produttore dell’inverter se è effettivamente conforme. In ogni caso, sto aspettando anche da E-distribuzione di zona che mi confermi che la SPI esterna possa essere risparmiata nonostante io abbia ricevuto da loro il TICA emesso a valle della mia domanda di allaccio corredata dai vari allegati previsti compreso l’unifilare con la SPI esterna appunto. loro non mi hanno detto che è superflua.
buona serata
Mi chiedo come faccia Enel a dirti che secondo loro è superflua se non sanno che firmware ha l’inverter.
A volte ti tritano le palle per delle boiate e a volte tralasciano su questioni di vitale importanza……..
Mah……..
Ciao Dario, non spetta a e-distribuzione dirti che la Spi esterna è superflua; se tu non la metti nello schema e nel regolamento e alleghi le dichiarazioni conformità inverter alla Cei 0-21 ed. 7/2016 non possono bloccare il regolamento.
60 minuti di applausi……….
Salve vorrei farvi la seguente domanda che esula dalla CEI 0-21…. Ipotizziamo di avere un impianto fotovoltaico di 5 kW con inverter della ABB trifase. Fornitura cliente 10 kW Trifase. Se in questo istante il mio impianto produce l1 1 kW l2 1 kW l3 1 KW mentre consumo 1 kW su l1, 2 kW sul2 e zero su l3 i contatori di produzione e scambio fanno una somma algebrica ovvero consumo 3kw produzione 3 kW quindi non trovo nulla ne in immissione che in prelievo? Oppure somme algebriche fase per fase.. Grazie
Secondo me a livello di energia, la stessa viene contabilizzata tutta, mentre l’autoconsumo avviene solo sulla fase 1 e 2
Ma non sono mica sicuro sai………….:-)
Ciao,
anch’io la pensavo così, ma da quanto ho recepito recentemente i contatori Enel (e-distribuzione) farebbero la somma algebrica senza contabilizzare separatamente l’immessa su una fase e la prelevata da altra fase; in sostanza si comportano come i vecchi contatori elettromeccanici che ovviamente avevano un disco unico e non uno per ciascuna fase. Però non ho trovato info ufficiali o prove certe; a dire il vero una guida Sma dice che avviene la somma algebrica però non si riferisce esplicitamente a e-distribuzione. Se riesco a trovare info certe lo scrivo qui.
Da ricordare anche che Enel è partita con la sostituzione massiva dei contatori elettronici con modelli di nuova generazione (2G).
Buongiorno Stefano,
mi confermi che nella 786/16 è esplicitamente indicato “richiesta di connessione” e non “connessione” o “allaccio” quindi per gli impianti la cui richiesta di connessione avviene fino al 30 giugno 2017 è consentito l’utilizzo di inverter, protezioni di interfaccia e sistemi di accumulo conformi all’edizione precedente della norma (CEI 0-21 2014-09 + CEI 0-21; V1 2014-12) anche se collegati successivamente? TNE sostiente il contrario ovvero cito la risposta “Gentile abbonato,
tra la richiesta di connessione alla rete di un impianto FV precede (a volte di molto) la data di connessione alla rete.
Fino al 30 giugno 2017 si possono utilizzare inverter con SPI interno di vecchio tipo, TNE 1/17, pag. 21”.
Attendo un Tuo parere, grazie.
Esatto, richiesta di connessione antecedente il 01/07/2017 puoi allacciare con inverter conforme a vecchia CEI 0-21
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1.2 Nel caso di richieste di connessione di impianti di produzione da connettere in bassa tensione presentate, ai sensi del TICA, dall’1 luglio 2017:
a) gli inverter e i sistemi di protezione di interfaccia e le relative dichiarazioni di conformità devono essere conformi alla nuova edizione della Norma CEI 0-21;
Quindi mi pare di capire che per le domande di connessione inviate prima del 1 luglio si possa usare la vecchia norma.
Ciao Stefano,
vorrei chiederti un parere. Devo realizzare un impianto FV al di sotto dei 6kW, non avendo ancora fatto praticamente nulla il sistema sarà conforme alla nuova CEI 0-21, quindi l’inverter dovrà avere il sistema di protezione di interfaccia integrato.
La mia domanda è questa: il dispositivo di protezione di interfaccia (teleruttore) deve essere inserito oppure è accettato dall’ENEL l’interruzione (separazione) mediante l’inverter?
Controllando la norma mi sembra di capire che il teleruttore vada inserito, quindi l’inverter dovrà avere un relè di uscita per il controllo della bobina. Però dai vari schemi che ho visto non mi risulta.
Grazie.
Ciao
Il DDI è all’interno dell’inverter, non devi inserire alcun teleruttore esterno
Però si impara sempre qualcosa, quindi mi diresti dove c’è l’indicazione relativa al teleruttore esterno nella norma ?
Grazie
Ciao Stefano,
la parte della norma che mi ha fatto pensare è questa:
_________________________
8.2.2.3 Dispositivi ammessi in funzione di DDI
Il dispositivo di interfaccia deve essere costituito da:
– interruttore di manovra-sezionatore o interruttore automatico idoneo al sezionamento,
oppure
– contattore onnipolare di categoria AC3;
– per generatori con inverter di potenza nominale fino a 11,08 kW, con DDI interno, si
devono utilizzare due dispositivi, di cui almeno un contattore di categoria AC1, che
dovrà garantire una distanza minima in aria tra i contatti aperti secondo quanto
previsto nella norma IEC 62109-1 (§.7.3.7) e IEC 62109-2 (§.4.4.4.15.2.1Per
connessioni monofase, il contattore deve interrompere sia la fase che il neutro. Per
connessioni polifase il contattore deve interrompere tutte e tre le fasi ed il neutro.la
funzione di interruzione del secondo dispositivo potrà essere assolta dall’inverter a
condizione che che in caso di guasto sul controllo dell’inverter, l’inverter stesso sia
spento e sia impossibilitata qualsiasi funzione di connessione alla rete fino alla
risoluzione della anomalia..
– per generatori con inverter di potenza nominale fino a 11,08 kW senza trasformatore
per la connessione alla rete di distribuzione, i due dispositivi DDI devono essere
entrambi di categoria AC1.
_________________________
Nella parte in cui viene menzionato il DDI interno, nella norma c’è scritto che servono due dispositivi, ma ora mi viene da pensare che faccia riferimento al caso in cui ci siano almeno due inverter, anche se non mi sembra molto chiaro come è scritto.
Controllando nelle schede tecniche e nelle certificazioni degli inverter ho poi riscontrato la certificazione del DDI interno alla CEI 0-21, quindi direi che come dici tu il DDI esterno non serve.
Grazie per la risposta.
Ciao. Credo che gli inverter siamo già conformi a tali prescrizioni. Ad esempio nelle specifiche tecniche ABB per gli inverter con SPI integrato sono indicati 2 relè AC1 in serie per ogni polo.
Si alla fine penso sia proprio così, se si usa un solo inverter non serve teleruttore esterno.
Grazie!!
Buongiorno Stefano,
per quanto riguarda le soglie ed i tempi di intervento della protezione di interfaccia specificati nell’allegato 2 della var.2 della CEI 0-16, gli stessi sono differenti in parte da quelli prescritti dall’A70.
Quando si farà la verifica quinquennale, è necessario impostare tali nuove soglie o bisogna verificare solo quelli già impostai e confermi all’A70?
Nel caso in cui si proceda con la sostituzione di una protezione di interfaccia guasta, si devono impostare le nuove regolazioni o quelle dell’A70.
Grazie in anticipo per la risposta!
Ciao Luca
Puoi impostare quelle dell’allegato A70
Buongiorno Stefano,
la Delibera AEEG786 si applica anche ad inverter con SPI interna non software, ma bensì hardware (es. Inverter Elettronica Santerno serie TG o Ingeteam serie Ingecon che hanno SPI interno Marca Gavazzi su barra DIN) a cui ovviamente non si può fare Autotest?
Impianti FV oltre i 20kWp installazione 2010/2011.
Grazie in anticipo.
Saluti
Per interfaccia interna si intende che le funzioni di protezione sono svolte dal software dell’inverter.
Il tuo caso è di interfaccia esterna, ovvero dispositivo dedicato, anche se è interna all’inverter, ma solo a livello installativo.
E’ di fatto un dispositivo esterno
Ciao Stefano, sono un collega di Venezia che segue sempre con piacere ed interesse le tue pubblicazioni.
Volevo porre una domanda senza polemizzare sul proposito di chi e come può fare le verifiche con cassetta prova relè, visto che (tutti o quasi tutti) possono fare verifiche sulle protezioni (SPIe SPG). La delibera 786/16 da la possibilità di eseguire tali verifiche basta avere determinati requisiti, imprese con requisiti (DM 37/08/) cioè installatori con 5 anni di esperienza, o responsabile tecnico di impresa con esperienza quinquennale, infine noi liberi professionisti con competenza sugli impianti elettrici ha esercitato almeno 5 anni tale attività. Fin qua abbiamo capito tutti che tutti possono far tutto, ma io dico e chiedo se è possibile che un progettista sia equiparato ad un installatore? Senza mancare di rispetto agli installatori, allora cosa servono i progettisti se questa categoria è paragonata a chi fa un’altra attività che quella dell’installazione degli impianti elettrici e chi di progettarli. Ripeto non voglio mancare di rispetto agli installatori, ma ogni uno per le proprie competenze. Io per mia fortuna ho avuto la possibilità di imparare una attività professionale molto bella presso l’ENEL quella delle verifiche! Spaziando dalle verifiche degli impianti di terra, verifica dei contatori, prove e collaudo dei cavi MT alle verifiche delle protezioni in MT. Ora nella posizione come la mia si trovano molti colleghi e amici che hanno acquisito tale esperienza e sicuramente sono pronti per effettuare tali verifiche, ma ribadisco non tutti sono in grado di farle in modo corretto, diciamo è come fare un bel progetto senza essere certi di aver fatto con certezza i calcoli necessari per stilare tale progetto con la sicurezza di averlo fatto giusto. Ripeto ancora non voglio fare polemica con nessuno ma vorrei sollevare tale perplessità ai legislatori, come un verificatore di contatori di misura deve fare l’esame con ACCREDIA per effettuare tali verifiche è giusto che anche questa categoria venga salvaguardata, e posso dire con certezza che fare le verifiche sulle protezioni e ben più complesso che farlo in un contatore di energia. Grazie e scusate ancora
Ciao Sandro
Sono d’accordo con te. Non è questione di mancanza di rispetto nei confronti degli installatori, è solo questione di esprimere un’opinione.
Io come ho più volte scritto, penso che le verifiche strumentali su un impianto dove vige l’obbligo del progetto da parte di un professionista iscritto all’albo, le debba fare il professionista iscritto all’albo. Altrimenti non mi spiego (o meglio lo ritengo un controsenso) il perchè per tale progetto occorra la competenza del professionista, ma poi lo può collaudare il responsabile tecnico di azienda.
Il fatto poi di essere competenti o meno indipendentemente dal titolo di studio o dalla qualifica professionale è un altro discorso.
Ma sai……..in Italia le competenze professionali e i titoli di studio sono carta straccia.
Nel 2010 quando c’è stato il boom del fotovoltaico i Geometri e gli architetti sono diventati tutti progettisti di impianti fotovoltaici, con tanto di timbri su quadri elettrici e documenti tecnici.
Per il discorso protezioni basta che guardi certi preventivi, quando un collega offre la verifica di una protezione MT a 250,00 euro, o si droga o non ha capito di cosa si tratti. Dopo l’uscita della delibera 786 so per certo che sono state vendute centinaia di cassette relè, e ho visto preventivi di gente che ancora non l’aveva, chissà, forse chi vende la verifica MT a 250 euro è tra quelli che pensano basti spingere il bottone, ne vedremo delle belle.
P.S.: intanto qualche telefonata di qualcuno che mi chiede come si fa l’ho già ricevuta, quasi quasi organizzo dei corsi 🙂
Ciao Stefano volevo una precisazione e è possibile, la Delibera 786/16 impone di fare la verifica SPI e caricarla sul portale (ho avuto comunicazione da amici ENEL del settore che il portale sarà attivo da Agosto),la CEI 0-16 impone che vengano provate anche le SPG degli impianti MT con cadenza quinquennale, ovviamente le aziende e gli studi propongono ai clienti di fare solo la verifica della SPI (ovvio fare le prove della protezione SPG su un quadro MT vuol dire effettuare una prova sicuramente più difficoltosa, sicuramente l’impianti va fuori servizio se SPG con relè di minima e bisogna fare una prova del tempo di apertura dell’interruttore DG). Quindi per molte persone che non hanno esperienza del settore diventa una prova difficoltosa e con perdita di tempo, visto i prezzi che fanno!
Volevo chiederti una cortesia, non ho mai lavorato come professionista in Emilia Romagna e Lombardia, dovrei fare le prove e le tarature di una SPG che va installata in Zona Piacenza, so per certo che la rete MT è esercita a 15 KV, volevo sapere se i valori della I>> I>>> sono 250A e 600A per la Io sono 2A e 70A. Grazie
Generalmente i valori sono quelli.
Ma non sei tu che devi preoccuparti dei valori di taratura, il cliente ti deve dare il regolamento di esercizio con i valori ditaratura, se tu sei il verificatore……..appunto, verifichi. Non sei responsabile del settaggio dei valori sulla protezione.
La norma CEI si applica agli impianti nuovi e non agli esistenti, quindi io attenderei che esca la delibera (in programma) che dia informazioni sulle verifiche periodiche degli impianti esistenti.
Per la verifica degli impianti esistenti vale quanto scritto nelle precedenti edizioni della norma e nel regolamento di esercizio, ma essendo in programma una delibera io attenderei un attimo.
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Per il resto non capisco perchè dici che la prova di una SPG è più complessa di una prova SPI, per me è il contrario (a parte il fatto di dover sganciare l’impianto).
A meno che non si parli di protezioni con direzionale di terra.
Ciao Stefano!
Avrei un dubbio su impianti al di sotto dei 6kW che devono ancora essere allacciati
Situazione tipo: Inverter in cantiere da marzo non è adeguato alla nuova CEI 0-21 ma alla vecchia edizione attualmente ancora in vigore. L’assegnazione del contatore avverrà sicuramente dopo il 1 Luglio 2017 per cui non si può far partire la domanda di connessione in tempo entro il 30 Giugno.. E’ necessario cambiare l’inverter o aggiornare il firmware (se il costruttore lo rende disponibile) alla nuova CEI 0-21? o va bene lo stesso anche se adeguato alla vecchia CEI 0-21?
L’ulteriore domanda è questa: in cosa cambia la nuova CEI 0-21 rispetto alla vecchia, per inverter monofase sotto i 6kW? Cambiano dei parametri dell’autotest? non mi sembra.. per cui non potrebbero andar bene lo stesso i vecchi certificati?
Per Alessandro.
Spero Stefano non si secchi delle mie scorribande sul suo “territorio”..
:-0
Comunque ritengo che la cosa più semplice sia caricare velocemente la domanda connessione sul portale.
Per quanto riguarda gli inverter, se si legge bene la nuova edizione della Cei 0-21 di luglio 2016 (8.2.2.3), rispetto a quelli vecchi devono avere il doppio DDI interno e con certe caratteristiche.
Non è quindi una questione di solo firmware e per tale motivo i costruttori hanno dovuto modificare l’hardware e portare quindi gli inverter presso un laboratorio autorizzato per ottenere nuove certificazioni complete (compatibilità elettromagnetica ecc.).
A dire il vero la norma concederebbe il DDI unico, a patto che in caso di anomalia l’inverter non tenti di riconnettersi alla rete.
Provo a chiedere in questo blog perch’e mi sembra il piu’ accurato e competente in materia. Ho un impianto di 3 kw nominali con micro-inverter Enphase, soluzione adottata nel 2012 per via della difficolta’ di reperire un locale adatto ad un inverter centralizzato e anche per via della fastidiosa presenza di un campanile a sud ovest che avrebbe completamente spento l’impianto in continua nelle stagioni di mezzo per un ora circa nel medio pomeriggio.
Il dispositivo di interfaccia e’ un Lovato PMVF 10. I microinverter Enphase hanno il FW aggiornato a conformita della CEI-0-21 2012.
Mi sapreste dire che tipo di verifiche dovrei fare ?
Per DB,
la delib. 786/16 rende obbligatoria la verifica periodica ogni 5 anni del SPI esterno dell’impianto, con invio apposita documentazione al Gestore di rete, SOLO se tale impianto ha potenza superiore a 11,08 kW; quindi il tuo impianto di 3 kW non rientra in tale categoria.
Qualche mese fa il Cei ha stabilito, con pubblicazione sul suo sito di una Faq denominata “1A”, che:
“I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT di potenza fino a 11,08 kW, o con SPI integrato, devono eseguire le prove sul SPI tramite autotest ogni anno e riportarle su apposito registro, senza inviare i risultati al Distributore.”
Per quanto ho capito la Faq ha valore di riferimento ufficiale.
Dovresti quindi eseguire una prova autotest annuale della tua Spi Lovato conservando la documentazione, ..ma non so se essa dispone di tale funzionalità che mi risulta sia raccomandata dalla Cei 0-21 (paragrafo A.4.4) ma non resa obbligatoria.
Buongiorno, dovrei effettuare una sostituzione di un SPI su un impianto di 19 kW esistente.
Ho in magazzino una protezione LOVATO PMVF50 che ho verificato non essere più conforme all’attuale CEI 0-21. Secondo voi posso utilizzarla impostando correttamente i parametri e verificando con cassetta prova relè?
No
I parametri sono gli stessi dal 2012
Il problema è la certificazione, se non è conforme alle CEI 0-21 attuali non si può usare
Anche se l’impianto è esistente e vado a sostituire un’interfaccia non conforme all’attuale 0-21?
Se l’impianto è esistente forse puoi…….in effetti anche Thytronic quando ho sostituito una protezione guasta in un impianto allegato adeguato all’ A70 del 2011, mi dice che posso usare una protezione conforme allegato A70
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Io non ho tempo, leggi l’articolo sotto della delibera 344 e poi l’articolo che richiama della delibera 84/2012
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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.
Ti copio anche articolo Delibera 84/2012
Dice conformi alla CEI 0-21, io direi che la CEI è quella vigente al momento della sostituzione, ma è la mia interpretazione
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f) impianti di produzione connessi alla rete BT che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012: gli impianti e i dispositivi installati dovranno essere conformi all’Allegato A70 al Codice di rete e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21, come modificata dal CEI a seguito del
recepimento del predetto Allegato.
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Penso che valga la pena chiedere al costruttore se è soĺo la Dichiarazione di conformità che cambia e se è disponibile quella nuova; anch’io penso che il Spi sia identico al precedente.
E’ quindi più che probabile che il costruttore abbia redatto una nuova dichiarazione lasciando inalterato il Spi; probabilmente la 786/16 ha incluso la conformità alla Cei 0-21-7/16 anche per i Spi solo per una questione di omogeneità con gli inverter.
Non mi risulta infatti che da luglio 2012 siano stati chiesti nuovi requisiti tecnici agli Spi.
Ciao Vic
Il discorso è che la PMVF50 credo sia fuori produzione da un po’ di tempo, quindi dubito che Lovato abbia speso o spenda soldi per certificare un prodotto fuori produzione.
Però tentar non nuoce
Grazie mille.
Ahi, che fosse già fuori produzione non lo sapevo.
Però per i Spi esterni penso non servano ri-certificazioni di laboratorio come per gli inverter, per i quali potevano anche essere necessarie modifiche hardware per adattarli alla Cei 0-21;7/16. Per gli Spi invece, non essendo necessaria alcuna modifica hardware e conseguenti ri-certificazioni di laboratorio, dovrebbe bastare che il costruttore prepari la solita dichiarazione sostitutiva (come quando aggiornano il solo fw).
Se è fuori produzione però dubito che abbia interesse a farla.
Gentile collega,
ciao e grazie per la condivisione…
Pur in assenza di info certe su cosa produrre a livello di report (solita “latitanza” del portale ENEL), siamo partiti con le verifiche sulle SPI, non senza qualche difficoltà.
Operiamo con la cassetta prova relè della Eldes (mod. PRTF-2116N) ed andiamo a verificare sia protezioni in MT (tipicamente Thytronic, SEB, Microelettrica) che protezioni in BT (Abb, Gavazzi, Lovato, ecc.).
Premesso che ci atteniamo scrupolosamente alla metodologia di prova descritta in CEI 016 e CEI 021, sulle SPI in MT abbiamo qualche difficoltà con le prove 59Vd 27Vd (rimando l’approfondimento per non dilungarmi…); sulle SPI in BT abbiamo invece grosse difficoltà a “portare a casa” un report completamente positivo: le “vecchie” Gavazzi DPC02 (quella senza display) e peggio ancora le Abb CM-UFS.2 restituiscono valori di soglia e tempi di intervento fuori tolleranza massima… Il che non stupisce: ad es. la Gavazzi dichiarava per la DPC02 tolleranze in tensione del 5% e tolleranze in frequenza di 50 mHz. Se le andiamo a veificare con precisioni in tensione dell’1% ed in frequenza di 20 mHz (CEI 0-21:2016-07 art. A.4), è probabile che non superino il test…
Cosa ne pensi?
Ciao.
Buongiorno.
Non so come eseguite le prove quindi fatico a dare un’opinione.
Per quanto riguarda le protezioni DK5940 a dire il vero non ho alcun problema, la Gavazzi DPC02 è molto precisa, sia per quanto riguarda i tempi che per quanto riguarda le soglie. Le tolleranze e gli errori non son oquelli della CEI 0-21, ma quelli indicati nella DK5940 appunto (le protezioni si verificano con gli errori della norma vigente all’atto dell’installazione, non posso testare una protezione conforme alla DK5940 con le procedure e gli errori della CEI 0-21) ma direi che la maggior parte delle volte i valori riscontrati passerebbero anche il test CEI 0-21.
Ribadisco il 90% delle Gavazzi intervengono a 276V e 184V con tempi di 100ms per massima tensione e frequenze e 200ms per minima tensione (i tempi sono anche estremamente precisi).
Probabilmente si tratta del modo in cui viene eseguita la prova
Per quanto riguarda i test 59Vi e 27Vd sono verifiche che riguardano tensioni e angoli, con tutti gli errori che si sommano e che a volte generano risultati fuori dai limiti di errore previsti. Alcune protezioni con firmware specifici poi, non sono molto precise (non faccio nomi, ma una in particolare è abbastanza disastrosa).
Buongiorno e grazie per la risposta.
Mi consenta di avere ancora qualche dubbio circa i valori di precisione (voltmetrica, perchè su tempi e frequenze mi pare nulla sia cambiato) da applicarsi alle protezioni DK5940. Sul piano del buon senso (tecnico) mi trova assolutamente d’accordo: le DK sono protezioni nate per operare entro certe tolleranze e non si può pretendere da esse prestazioni superiori. Se però – come pare – lo spirito della direttiva va nella direzione dell’efficientamento della rete distributiva, l’applicazione di più severi parametri potrebbe trovare giustificazione… Questa mia opinione deriva dalla lettura della deliberazione 22/12/2016 786/2016/R/EEL che all’articolo 2.1 così recita: “Le verifiche con cassetta prova relè, previste (…) dall’Allegato G alla nuova edizione della Norma CEI 0-21, sono effettuate…(…).
Il citato allegato G della CEI 0-21:2016-07 al punto G5 recita:
“(…) L’utente attivo si impegna a mantenere efficiente il sistema di protezione generale e d’interfaccia (…) con un controllo preliminare alla connessione e, successivamente, con un controllo ogni 5 anni verificando mediante cassetta prova relè tutte le funzionalità delle protezioni (…). Tali verifiche rientrano nella categoria Prove di verifica in campo, così come definite dalla Norma CEI 0-21, par. A.1 e vanno effettuate, quando necessario, con le cassette prova relè di cui in H.1.2.”
Come vede viene espressamente richiamata la più recente normativa, come spesso capita quando è in ballo la sicurezza dei servizi essenziali…
Troppo sperare in un chiarimento dell’Autorità o dal CEI?…
Un’ultima domanda e chiudo: le è già capitato di verificare le CM-UFS.2 della ABB? Io non ne ho ancora trovata una perfettamente rispondente. Il protocollo di prova che applico è esattamente quello della CEI 0-21 e con la ns cassetta possiamo vedere in tempo reale la rampa di prova..
Grazie per la condivisione, cordiali saluti.
Buonasera Walter
Le protezioni DK5940 sono state costruite nel rispetto delle indicazioni della direttiva di cui sopra, direttiva che indicava le impostazioni, l’errore limite, la variazione dell’errore limite.
La delibera non può chiedere di verificare una protezione costruita come da indicazioni di tale direttiva (DK5940) secondo le indicazioni della CEI 0-21 che richiedeva caratteristiche completamente dioverse e molto più restrittive. La delibera fa riferimento all’allegato della CEI 0-21 relativamente all’obbligo di periodicità della verifica stessa.
In ogni caso l’ultima Gavazzi che ho provato ha restituito i seguenti valori:
– protezione 59 276V t=92ms
– protezione 27 184V t=194ms
– 81> 51Hz t= 95ms
– 81< 49Hz t= 98ms Ovviamente testata con rampe costruite secondo le indicazioni della DK, perchè l'errore è superiore all' 1% Ed in ogni caso la DK parlava di "minore o uguale" sia per le soglie che per i tempi. E' evidente che provare una protezione DK con le regole della CEI 0-21 non ha senso ed è tecnicamente sbagliato, perchè la protezione non è costruita secondo le indicazioni di tale norma. Oltretutto non vedo problemi di sicurezza, anzi se vogliamo parlare di sicurezza sarebbe meglio che venisse provato anche il tempo di apertura del DDI, cosa che molti non fanno, è inutile stare qua a discutere di millisecondi sulle protezioni e poi non provare il tempo di apertura del DDI.
Sul secondo quesito ribadisco quanto già detto, non si provano le protezioni DK con le rampe e gli errori indicati dalla CEI 0-21
Le fate cambiare tutte e chi l’ha provata prima di voi passa per stupido 😉
Nella DK è indicata una tipologia di prova accettata da Enel ed è la stessa con la quale sono costruiti gli autotest degli inverter DK.
Non vedo il motivo per testate queste povere protezioni nate negli anni 2000-2010 con le verifiche previste per delle protezioni a microprocessore.
Volendo fare altri esempi, ci sono protezioni CEI 0-16 Allegato A70 che non hanno la media mobile, e sono perfettamente a norma, cosa facciamo ? Le cambiamo tutte perchè la CEI 0-16 edizione 2016 dice di testare la media mobile ? Direi di no
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Le prove previste dalle nuove CEI edizione 2016 si fanno sulle protezioni installate dalla data di entrata in vigore della norma, che sono costruite secondo le indicazioni di tale norma, e superano i test di lavoratorio previsti dal tale norma (con relativa certificazione) la delibera 786 impone la verifica periodica, da fare secondo le prescrizioni della norma valida per quella protezioni
La gavazzi DPC02 (CM-UFS.2 e similari) è una protezione DK non CEI 0-21
Questa è la mia opinione, poi ognuno le prova come ritiene più giusto
Non posso che concordare con Stefano, la filosofia della norma è quella di verificare che l’esistente rimanga in efficienza.
Quindi le prove occorre farle nel rispetto della norma vigente nel momento di prima installazione della PI.
Purtroppo se ne vedono di tutti i colori !!!! Ci sono tantissimi che purtroppo hanno cambiato le PI DK 5940 per adeguare ad A70 sostituendole con PI CEI 0-21 quando invece bastava girare un selettore …….e verificare i tempi.
Ho l’impressione che pochi leggano attentamente le norme e ragionino da tecnici ma c’è un approccio al problema del tipo ho sentito dire …..
Purtroppo è così….ogni volta che vado a verificare impianti allacciati nel periodo 2010-2012 trovo protezioni CEI 0-21 e le DK5940 appoggiate in una scatola a fare la muffa…….poveri produttori…..poi ci lamentiamo che non fanno più impianti, ormai hanno il posteriore infiammato…..
P.S.: per fare le verifiche in campo delle protezioni di interfaccia (e poi le generali, e ci sarà da ridere) non basta comprare gli strumenti e spingere dei bottoni, bisogna leggere bene le norme, conoscere le protezioni e come lavorano.
Se provate una protezione e non funzionano delle soglie, e chi l’ha provata prima ha consegnato un report positivo, prima di buttarla nel cesso, chiedetevi se non state sbagliando qualcosa nella verifica, io lo faccio sempre e mi metto in discussione ogni volta, anche se ho un po’ di eseprienza.
Poi ci sono anche report in PDF fatti dalla scrivania, ma questo è un altro problema (bastava rendere obbligatorio un modulo GPS nelle cassette relè, così chi spara 200 euro per una verifica a 150 chilometri, o si adegua ad un costo professionalmente corretto, oppure evita di farla, chi offre quelle cifre, lavora in perdita, quindi vuol dire che fa finta di farle).
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Walter sto usando questo post per le mie esternazioni, non mi riferisco a te, non ti conosco nemmeno 😉
Ciao Stefano,
Grazie per il chiarimento finale “non mi riferisco a te”… da trent’anni (di professione) ce la metto tutta per meritare titolo e fiducia dei clienti… …e nonostante i tanti improvvisati, piuttosto che polemizzare cerco di concentrare le energie con chi si sforza di migliorare, anche con lo schietto confronto…
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Scrivi di testare le SPI DK5940 (e CEI021-2012, suppongo) “con rampe costruite secondo le indicazioni della DK, perchè l’errore è superiore all’ 1%”… a quali rampe ti riferisci? Non mi risultano indicazioni sull’uso della cassetta nella DK. Ti riferisci all’autotest?
Scrivi anche che “in ogni caso la DK parlava di minore o uguale sia per le soglie che per i tempi”… a me pare che quando ci si riferisce agli errori la sostanza non cambia… o sbaglio?
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Quanto scrivete tu e Marras sul piano tecnico mi trova assolutamente d’accordo… speriamo che Autorità/CEI/Enel la pensino anche così… sennò ci tocca rifare alcune verifiche.
Resta il fatto che sulle soglie in frequenza le tolleranze non sono cambiate nel tempo e per la mia esperienza diretta le DK non rispondono sempre positivamente.
Le DPC02 B003, che pure rispondono meglio delle CM-UFS.2 ai test hanno una tolleranza dichiarata di 50 mHz (doc ufficiale Gavazzi nel quale è pure dichiarato “In accordo con i requisiti della prescrizione ENEL DK5940 (Aprile 2007, ed. 2.2)”, contro i 20mHz delle varie DK/CEI…
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Relativamentre al tempo di intervento del DDI io mi regolo così:
Ove presente il TDS misuro prima il tempo totale SPI+DDI e poi solo SPI, reportando entrambi i dati; ove non presente il TDS eseguo la 59.S1 e misuro prima il tempo totale SPI+DDI e poi solo SPI, reportando entrambi i dati. Dopodichè eseguo le restanti prove rilevando il solo scatto dell’SPI. Tu come ti regoli?
Grazie, ciao, w.
Ciao Walter.
Onestamente non capisco questo tuo irrefrenabile desiderio di testare le protezioni DK5940 secondo le prescrizioni della CEI 0-21 🙂
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Quando una delibera chiede di verificare una protezione, si cerca di capire con quali modalità di prova poterla testare, cercando un aggancio normativo, un appiglio, un cenno della norma per la quale la protezione è certificata, cui fare riferimento.
Nella DK non si parla mai di modalità di prova con cassetta relè, ma si trova un metodo approvato da enel per l’autotest, che parla delle rampe di prova. Tale metodo ritengo possa essere adottato anche per la protezione di interfaccia. Ed è un metodo più che coerente in quanto ad esempio le rampe per la tensione hanno un gradino massimo del 5% che è il valore dell’errore massimo indicato.
Per qaunto riguarda i tempi non mi pare proprio che la sostanza non sia cambiata, sia per le soglie che per i tempi la DK indica sempre <= mentre nella CEI 0-21 c'è solo = C'è una bella differenza. ————————————- In ogni caso lo riscrivo, la DK indica chiaramente nelle caratteristiche che deve avere l’interfaccia l’errore limite per le tensioni del 5%, testarle con l’errore limite della CEI 0-21 all’1% non ha alcun senso tecnico e non è un metodo di prova corretto. Tali protezioni hanno la certificazione DK eseguita da un laboratorio accreditato che le ha certificate per restare entro gli errori della DK (appunto 5% per la tensione)………mi sembra tutto così semplice…. ————————– Le autorità (a parte che non gli frega nulla di come testiamo le protezioni di interfaccia) non devono pensarla in un modo o nell’altro, devono applicare le prescrizioni della norma. Ribadisco ancora, gli errori non sono cambiati molto, ma i tempi sono completamente diversi: 59 <= 1,2Vn t<= 100ms 27 >= 0,8Vn t<= 200ms 81 51-49 senza ritardo intenzionale (da 0 a ? va bene tutto) Come fai a dire che non sono cambiati ? —————————— Sul discorso dei 50mHz dichiarati dalle protezioni DK rispetto ai 20mHz non ho mai trovato risposta, non so se si tratta di un refuso della norma, visto il metodo accettato da Enel per le verifiche/autotest, con rampe di ampiezza massima 50mHz, credo proprio che si tratti di un refuso, altrimenti i laboratori non l’avrebbero certificata. Ma lo scopo della verifica è quello di verificare che la protezione sia funzionante, correttamente collegata, che il DDI si apra in tempi degni (io tengo buoni i 100ms tanto se funziona i tempi non sono mai superiori al netto di eventuali malfunzionamenti) non vedo il motivo per fossilizzarsi su 50mHz o 20mHz………. —————————— Per il tempo del DDI lo misuro prelevando il contatto della protezione e il contatto del DDI, per differenza ho il tempo di apertura. Poi faccio una prova del tempo totale per provare tutta la “catena” di intervento
Nessun i irrefrenabile desiderio di testare le protezioni DK5940 secondo le prescrizioni della CEI 0-21. Tutto il contrario. Il desiderio semmai è di capire…
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Ok, come pensavo ti riferisci all’autotest.
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Ho capito male io…: tu parlavi di soglie ed io ho inteso gli errori (che sono in valore assoluto e quindi nulla cambia tra <= e =)
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Non ho scritto che i tempi non sono cambiati: ho scritto "sulle soglie in frequenza le tolleranze non sono cambiate nel (corso del) tempo"… …forse mi sono espresso male…
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Grazie per il confronto: sono sempre più persuaso della correttezza del metodo DK applicato alle DK (!); ci ragiono ancora un poco su e magari torno a scriverti…
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Buon lavoro, ciao, w.
Io dico (ma in modo ironico) perché fare tante tante valutazioni tecniche che poi la verifica ormai la fanno tutti, e per tutti intendo tutte quelle persone che operano anche parzialmente nel ramo elettrico. Giustamente e da veri professionisti avete dato indicazioni tecniche relative all’uso delle apparecchiature per il controllo degli apparati elettrici, la cosa più deludente è che secondo me molte persone che hanno visto questa attività come vera fonte di guadagno pensano solo fare profitto senza pensare che devono fare una verifica elettrica. Sono d’accordo con Stefano che ci sono operatori che le vendono a € 200,00 compreso la strada (magari con 200 Km di andata e ritorno), certo loro son installatori hanno dei costi orari che son minori di quelli dei professionisti. Un altro punto rimane sulla Delibera 786/16 di chi può farle tali verifiche, per i professionisti iscritti agli albi professionali non c’è nessun problema si può controllare la regolarità dell’iscrizione in tempo reale, per gli installatori ci vuole la visura camerale, non mi sembra corretto che loro le possano fare semplicemente dichiarando che sono in regola.
Cosa vuoi che ti dica Sandro……….la cosa che mi fa alterare è che vengono proposte competenze professionali a costi standard senza nemmeno sapere dove e cosa…………stanno facendo scendere la nostra professione a livello di offerte su Ebay……….
Buongiorno,
dobbiamo sostituire una SPI, ma non riusciamo a trovare una ditta che abbiamo materiali con certificazioni aggiornate alla nuova CEI 0-21 01.07.2017.
Qualcuno mi sa dare indicazioni di quale marca che ha la certificazione aggiornata?
Grazie
Credo che Lovato abbia già le SPI con nuova certificazione
buonasera a tutti.
forse mi è sfuggito qualcosa ma mi sembra proprio che il portale produttori non sia ancora stato adeguato alla AEEG 786. Nel sito ufficiale enel parlava di agosto senza specificare il giorno … è così ?
Al momento anche io non ho visto nulla.
Enel come hai scritto aveva parlato di agosto
Buonasera
una domanda:
qual’è l’esatta procedura per spedire il test report della verifica secondo delibera 789/2016 al portale produttori?
Nell’adeguamento della vecchia delibera del 2013 vi era un’apposita pagina, ora non vedo nulla.
Grazie mille
Marco
Non vedi nulla perchè ancora non c’è
Qualcuno parla di metà settembre.
🙁
Salve, le prove sugli impianti con spi interno, sono da eseguire ogni anno per tutti gli impianti? o solo quelli connessi dal 01/07/2012 con la prima CEI 0-21?
Non mi risulta che alcuna norma e/o delibera imponga la verifica del SPI interno ogni anno
La CEI 0-21 prescrive 5 anni, la delibera 786 è retroattiva per tutti gli impianti (CEI 0-21, CEI 0-16, DK5940)
Gli impianti con interfaccia esterna di potenza superiore a 11,08kW vanno verificati ogni 5 anni.
A mio avviso l’unico buco o lato oscuro delle norme sono le SPI interne degli inverter di potenza sino a 6kW e le SPI esterne da 6 sino a 11,08kW
La delibera non tratta questi impianti, ma i regolamenti di esercizio ne parlano e impongono le verifiche.
Però è anche vero che la delibera supera le norme e i regolamenti di esercizio che hanno fatto riferimento a tali norme.
Quindi mi viene da scrivere che per le SPI di cui sopra (SPI interne degli inverter di potenza sino a 6kW e le SPI esterne da 6 sino a 11,08kW) non ci sia da fare nulla.
Poi è saltata fuori (non so da dove) un FAQ sul sito del CEI che parla di verificare con autotest ogni anno le SPI interne degli inverter, non trovo riscontri normativi, quindi per me rimane una FAQ
Si accettano opinioni
Ciao Stefano, la faq sulla periodicità delle verifiche Spi si trova all’indirizzo https://www.ceinorme.it/doc/norme/faq1A_.pdf insieme ad altre importanti faq.
Testo:
“1 Domanda: Chi è tenuto ad eseguire le prove sui sistemi di protezione di interfaccia tramite cassetta prova relè ogni 5 anni e le verifiche tramite autotest ogni anno?
Risposta:
– I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT (con impianti di produzione > 11,08 kW e SPI esterno) devono eseguire le prove su SPI con cassetta di prova ogni 5 anni ed inviare i risultati al Distributore.
– I titolari degli impianti di produzione in esercizio e connessi alle reti MT e BT di potenza fino a 11,08 kW, o con SPI integrato, devono eseguire le prove sul SPI tramite autotest ogni anno e riportarle su apposito registro, senza inviare i risultati al Distributore.”
Sul peso normativo di quel chiarimento si fa in effetti fatica ad esprimersi; noto che il Cei adotta questa modalità dal 2015, cito in proposito una delle Faq sui sistemi di accumulo, dove riportano:
“…Il documento pubblicato dal CEI ha la forma editoriale di FAQ. …Le risposte sono valide, tenuto in conto del relativo campo di applicazione, sia per sistemi di accumulo previsti nella Norma CEI 0-16 che nella Norma CEI 0-21…”.
C’è da dire che sia per l’approccio editoriale sia per il fatto che è pubblicato su carta intestata Cei, un suo valore quindi ce l’avrebbe; si ha pure la sensazione che alcune Faq siano state pubblicate ad uso dei costruttori di apparati.
Ho notato però che nella recentissima variante V1 della Cei 0-21, pubblicata pochi giorni fa, non è stata recepita nell’allegato G (cioè il modello di regolamento, che pure non è stato ancora recepito da e-distribuzione) la tempistica per la verifica ogni anno per gli Spi interni agli inverter, mentre invece hanno ritoccato un refuso o errore sulle tolleranze delle soglie V.
Penso ci sia di mezzo un qualche impedimento burocratico legato all’approvazione collettiva; mi ricordo per es. una variante alla Cei 0-21, la prima del 2012, codificata V1 ma denominata “Foglio di interpretazione” e non esplicitamente variante; il problema anche allora risiedeva nell’impossibilità di coinvolgere tutto il comitato per l’approvazione.
Alla fine di questo lungo discorso penso che la verifica annuale, sugli Spi interni, debba essere fatta; un po’ come controllare le gomme dell’auto periodicamente, almeno per impianti dai 6 ai 20 kW; penso anche però che il Cei, quando pubblica una faq, debba poi prima possibile inserire i chiarimenti se sostanziali all’interno della norma stessa, magari con note a piè pagina.
Mi viene ora in mente che già che c’erano, potevano far implementare un Autotest automatico temporizzato per gli inverter …con cadenza annuale.
😉
Sono ovviamente opinioni.
Scusate, l’indirizzo esatto della Faq CEI relativa alla periodicità prove è:
https://www.ceinorme.it/doc/norme/faq1A_.pdf
il riferimento normativo a qusta faq qual’è?
Ah non ne ho idea, o meglio non c’è alcun nesso con le norme. Nessuna norma/delibera chiede autotest annuale degli inverter
L’ENEL mi scrive:
Le prove vanno fatte per tutti gli impianti con Pn maggiore o uguale a 11,08kW, le prove dovranno poi essere caricate sul portale di e-distribuzione.
Gli impianti con Pn inferiore sono tenuti a fare la prova e ad avere un registro in loco, non devono notificarlo ad e-distribuzione.Comunicazione fresca di sta mattina è stato aperto il portale ENEL produttori.
Ciao Stefano volevo chiederti gentilmente una informazione, una amica ha un impianto FV di 3.00 KWp DK5940, ha fatto installare all’inizio 2017 un impianto in accumulo ora le dicono che l’impianto non è in regola con GSE e per certificarlo bisogna cambiare l’inverter. Inverter è Power-One (ABB), l’ABB mi aveva detto a giugno prima dell’entrata in vigore dell’ultima CEI 0-21 che si poteva adeguare l’inverter tramite il software da DK5940 a CEI 0-21. Pensi che si possa ancora fare? Grazie infinite.
L’unica norma che richiama il registro in loco è la CEI 0-16 relativamente alla verifica annuale delle protezioni in media tensione. Non so da dove salti fuori questa cosa della verifica annuale.
Secondo me se ha aggiunto un accumulo non vedo perchè debba cambiare l’inverter.
Ciao Sandro, mi inserisco anch’io..
La materia degli accumuli su impianti esistenti è piuttosto articolata. Presumo ti riferisca ad un accumulo installato sul lato cc dell’inverter esistente DK5940; in tale caso l’accumulo non è in grado di svolgere i servizi chiestigli dalla Cei 0-21 (par. 8.5). Se però aggiorni l’inverter alla 0-21, fai l’autotest e lo alleghi al regolamento insieme alla dichiarazione conformità ABB e alla dichiarazione dell’accumulo, dovrebbero accettarlo.
Altra cosa è invece se l’accumulo è stato installato sul lato alternata dell’inverter, in tale caso non è previsto sostituire/aggiornare l’inverter esistente; al massimo potrebbero chiederti l’allargamento delle soglie f a 49-51 Hz se la potenza nominale risultante supera i 6 kW (come un adeg.243/13).
Sul nostro sito è stata pubblicata la news relativa alla delibera 786/16 con la quale comunichiamo al produttore che il servizio per il caricamento della documentazione di avvenuta verifica (Verifica periodica protezione interfaccia) sarà disponibile entro il 27 Ottobre 2017
https://www.e-distribuzione.it/it-IT/_layouts/15/Elenchi/DettaglioNews.aspx?ID=142
Scusate questa è la comunicazione corretta arrivatami via email da ENEL.
Confermo
Buon Giorno,
ma sulle tempistiche di effettuazione delle prove relè vi è una frase che mi pone dei dubbi….
a 5 anni dalle ultime prove documentate…. quindi la A70 vale come precedente prova documentata??
Grazie
Se è stata fata una verifica con cassetta relè e c’è il test report si, è valida ai fini della determinazione della data di scadenza, se sono state solo consegnate le tarature con il regolamento di esercizio non è da intendersi come verifica.
AEEG aveva scritto che la verifica con cassetta relè non era obbligatoria, e in pochi l’hanno fatta.
buongiorno la prova deve essere effettuata sia per la protezione di tensione e frequenza che per la protezione in corrente?
Grazie
Ciao Luca, scusa la domanda.
Ma tu sei un produttore o un addetto del settore ? Perchè nel secondo caso la tua domanda mi preoccupa…….
Stiamo parlando di Protezioni di Interfaccia…..
Scusate, ma io ho un cliente privato con FVT da 8kw con SPI esterno del maggio del 2013, adesso con la nuova delibera come si deve comportare?
Grazie
La potenza è inferiore a 11,08kW quindi non è soggetto a Delibera 786
Buongiorno, ho un impianto 98 kw BT, connessione nov. 2011, protezione interfaccia aggiornata nel 2013 con ABB CMUFDM32 a norma CEI-021. Ho una domanda sulla periodicità delle verifiche imposte dalla delibera 786/16. La prima verifica strumentale dovrebbe essere entro il 31/12/2017 e la successiva dopo 5 anni. Tra le due verifiche strumentali, sono obbligatorie anche verifiche annuali non strumentali con relativa certificazione? Mi scuso in anticipo se l’argomento fosse già trattato nei precedenti post, non credo di averlo trovato. Grazie in anticipo per la risposta.
Verifica in campo OGNI 5 anni
La verifica avrebbe dovuto farla quando ha cambiato la protezione, quindi nel 2013, se così fosse la prossima dovrebbe farla nel 2018
Se invece quando ha cambiato la protezione non l’ha fatta, allora deve farla entro il 31/12/2017
Caro Stefano, la ringrazio molto per la sua gentilissima e chiara risposta. Verificherò con il professionista che ha seguito l’aggiornamento SPI del 2013 se è stata fatta anche una prova strumentale certificata. Buona giornata e buon lavoro
Esatto, anche perchè la verifica andava fatta, oltre alla comunicazione ad Enel e GSE del cambio di SPI
ciao stefano sono un produttore mi chiedevo questo per sapere se i miei manutentori fanno il giusto lavoro grazie
OK. Perchè dalla mail mi sembrava invece che fossi proprio un addetto del settore 😉
buongiorno Stefano,
bene !
oggi 2 novembre finalmente sul portale Enel Produttori è comparso l’applicativo relativo alla Delibera 786.
Per quanto riguarda l’allegato A ho già qualche perplessità nell’associare le 4 opzioni elencate rispetto alle date di installazione degli impianti (o ad altri eventi correlati all’evoluzione delle DK in CEi, ecc).
riesci a darci qualche dritta ?
grazie e buon lavoro
Occorre leggere gli articoli delle Delibera richiamati nei menu 😉
Se non leggete le cose……… 😉
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Prima voce = impianti BT entrati in esercizio sino al 31 Marzo 2012
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Seconda voce = impianti BT entrati in esercizio sino dal 1 aprile 2012 al 30 giugno 2012
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Terza voce = impianti BT entrati in esercizio sino dal 1 luglio 2012 al 31 dicembre 2012
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Quarta voce = impianti BT entrati in esercizio dal 31 dicembre in poi
Ciao Stefano,
ho fatto eseguire delle prove su un Gavazzi DPC72DM48B003 installata nel e dalla prova sulla tensione minima la protezione è interventuta in un tempo di 0,108s con un limite impostato su 0,2.
Quando vado a inserire tale valore nel portale enel nella finestra relativa a tale tempo la casella rimane rossa e viene scritto”
Il tempo rilevato è inferiore al tempo prescritto meno 0,044″.
essendo una protezione conforme alla DK perchè ci sono questi limiti da rispettare se nella norma specifica veniva richiesto semplicemente che fosse <=0,2s?
Come è possibile che enel metta questo blocco che non mi permette di completare la procedura?
grazie in anticipo per il tuo parere.
Saluti
Perchè sono degli incompetenti.
Metti 200ms, stampa, cancella il dato e mettilo corretto (al tecnico Enel arriva solo la carta, il PDF), e aggiungi una nota:
“Studiare” 😉
Ciao Stefano,
leggendo l’allegato A4 della Cei 0-21 a Pg. 98 viene indicato un limite di errore per i tempi la soglia <=3% +/- 20ms che mi porta a dire che ciò implica una soglia limite sia in positivo che in negativo.
Capisco che i dispositivi Dk non hanno nulla a che fare con la CEI 0-21 ma la delibera 786 all'articolo 2 dice esplicitamente che le prove vanno eseguite secondo l'allegato G della Cei 0-21 dove non viene riportata nessuna esclusione per le interfacce che non sono CEI 0-21.
Questo mi porterebbe a dire che 0,108 di tempo rilevato con soglia di 0,2 non dovrebbe passarmi al prova…
Grazie in anticipo per un tuo aprere.
Saluti
Ritengo che una protezione di interfaccia costruita nel rispetto di una norma non possa essere provata con una norma successiva che ha delle richieste completamente diverse. Le protezionidj5940 sono costruite per margine di errore del 5% sulle tensioni ed è assurdo provarle con le tolleranze di errore del 1% della CEI 0-21. Se così fosse avrebbero fatto prima a dirci di cambiarle tutte perché è evidente che non possono superare tali verifiche. Per le frequenze era richiesto un tipo di intervento senza ritardo intenzionale, perché dovremmo provare le frequenze con 100 millisecondi e tolleranza 23 millisecondi ? Dici che vogliono obbligarci a cambiarle tutte e non potendolo dire apertamente hanno studiato questo stratagemma ? Boh
Ma poi Scusate anche volendo forzare la cosa, la delibera parla di allegato G della norma CEI 0-21. L’allegato G della norma CEI 0-21 non è quello che stabilisce le modalità di prova. È il facsimile del regolamento di esercizio, dove è indicata la periodicità della verifica e l’obbligo di eseguirla. In riferimento a tale allegato a mio avviso è inserito nella delibera per evidenziare la periodicità e l’obbligatorietà della verifica. Non per entrare nel merito delle modalità di prova che comunque non sono certo nell’allegato G. A mio avviso provare una protezione dk5940 secondo le modalità di prova della CEI 0-21 (che tra l’altro ha pure tolleranze diverse) non è corretto. Ma rimane solamente la mia opinione nel rispetto di quella di tutti gli altri. Ma non posso terminare senza farmi una domanda: Perché provare una protezione costruita per intervenire con un margine di errore del 5% con una prova che ne verifichi la conformità con margine d’errore al 1% ?
Concordo che il tuo discorso non fa una piega ma da quanto leggo è vero che l’allegato G riporta semplicemente la cadenza con cui ripetere le prove ma fa riferimento a sua volta all’allegato A dove vengono descritti i limiti di errore.
Comunque io per il tempo di 0,2 s nel quale ho un tempo di intervento di 0,108 mi riferivo alla minima tensione e non alal frequenza.Nella DK la richiesta era semplicemente che fosse <= 0,2 e quindi 0,108 rispetterebbe la specifica ma se non c'è specificato da qualche parte che le prove per SPI in Dk non devono essere fatte con i margini della CEi 0-21 la vedo dura convincere Enel a fartela passare.
Siamo in Italia….
Certo che l’allegato G fa riferimento all’allegato A, fa parte della norma stessa
In ogni caso se volete verificare le protezioni DK con le modalita della CEI 0-21 non andate nemmeno a farle, fatele cambiare direttamente, perchè la tolleranza dell’ 1% non la passano proprio
Per il discorso Enel perchè non dovrebbe fartele passare ? Da quando in qua Enel è normatore e decide le regole, le tolleranze e tutto il resto ?
Sono loro che al limite mi devono dire perchè 108ms non vanno bene, non noi che dobbiamo dimostrargli che va bene, se rispetta la norma è OK
Per secondo me state facendo un po’ di confusione, mi dite che volete verificare le protezioni come da allegato A, però con le tarature della DK…………non ha senso.
Perchè a questo punto l’allegato A parla anche dell’UPS, e quindi dovreste anche mettere l’UPS
La delibera non è stata scritta per trasformare gli impianti in impianti CEI 0-21 (ricordiamo che gli inverter hanno sempre taratura DK5940).
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Per me la delibera 786 è chiara, le verifiche periodiche, previste nell’allegato G e indicate dalla CEI 0-21 come a cadenza di 5 anni sono da fare anche per gli impianti vecchi.
Non riesco a trovare frasi che mi dicano che devo provare le SPI con modalità conformi alla CEI 0-21
Ciao,
Per impianti superiori a 50kW connessi in MT ma adeguati alla delibera A70 , che prevedeva poi la prova della SPI con cassetta relè, quali sono secondo voi i termini per la nuova verifica della SPI?
“Secondo voi” in questo caso non ha senso. Senza sapere la data di connessione e la data dell’ultima verifica la domanda non ha risposta, anche perchè l’adeguamento A70 non chiedeva la prova della SPI.
In ogni caso come sempre, basta leggere la delibera 786, le date sono scritte.
Io interpreto 5 anni , voi?
Scusa ma non sto capendo la domanda. Non c’è niente da “interpretare” la scadenza della verifica dipende dalla data di allaccio e dalla eventuale data dell’ultima verifica.
La data è la più lontana tra:
– data di allaccio
– data indicata dalla delibera
– 5 anni dalla data dell’ultima verifica DOCUMENTATA
Ciao Stefano,
ho notato che selezionando
– Requisiti di cui all’Allegato A.70 di Terna (par. 8,ad esclusione del sottoparagrafo 8.1.1),ai sensi dell’art. 5,comma 5.1 della delibera 84/2012/R/eel
La soglia 59.S1 (1.1 Vn) ha un tempo prescritto di di 0,1 s mentre la 59.S2 (1,15 Vn) ha un tempo prescritto di 0,3 s .
Secondo me c’è qualcosa che non quadra.
Non quadra no.
A quei tempi potevi inserire le 4 soglie di tensione oppure se non c’era la media mobile due soglie di tensione con tempi più ridotti
Con 4 soglie
59.S1 1,10Vn – Media mobile 600s
59.S2 1.15Vn – 0.2s
27.S1 0.85Vn – 0.4s
27.S2 0.40Vn – 0,2
Con due sole soglie
59.S1 1,20Vn – 0,1s
27.S1 0,70Vn – 0.3s
Correggetemi se sbaglio
Non è che gli 0,3 sulla 59.S2 sono comprensivi del tempo del DDI ?
Perchè in quel caso saremmo a posto (100ms per DDI in BT + 200ms)
No, Stefano
il tempo impostato può essere inferiore solo del 3% ( che è la tolleranza).
Ciao,
noi abbiamo effettuato 2 verifiche SPI su protezioni Thytronic in MT di impianti allacciati ante 2012.
I valori però che ha impostato il verificatore sono quelli previsti oggi e in particolare per la 59.S1 sono stati impostati a 1,1 Vn e 603 s. La verifica è ok ma il portale enel vuole la verifica a 0,1s cioè quella prevista dalla normativa del periodo e quindi non possiamo inserire il valore.
Secondo te dobbiamo rifare la verifica inserendo i valori della norma a cui fa riferimento l’impianto al momento dell’allaccio anche se quelli verificati sono “migliori”?
Non vedo il motivo per non accettare una taratura conforme alla norma vigente, rispetto ad una di 5 anni fa
Anche perchè ci sono impianti allacciati magari nel 2011 cui è stata cambiata la protezione nel 2016.
Secondo me in quel caso occorre andare sul menu CEI 0-16
Benissimo, grazie
Ciao, Stefano
secondo me sono corrette le soglie che indichi tu.
Ho controllato le soglie prescritte dal Enel nel 2012 ( chiaramente solo per impianti connessi in MT):
riporto solo quelle in tensione:
dal 1/04/2012 al 30/06/2012
Massima tensione (59.S1) 1,20 Vn 0,10 s 0,17 s
Minima tensione (27.S1) 0,7 Vn 0,30 s 0,37 s
dal 1/07/2012 al 31/12/2012
Massima tensione (59.S1, basata su media mobile su 10 min) 1,10 Vn Da definire in base ad aggiornamento CEI 0-16 Da definire in base ad aggiornamento CEI 0-16
Massima tensione (59.S2) 1,15 Vn 0,20 s (start time 50 ms) 0,30 s
Minima tensione (27.S1) 0,85 Vn 0,40 s (start time 50 ms) 0,50 s
Minima tensione (27.S2) 0,4 Vn 0,20 s (start time 50 ms) 0,30 s
Caso g) Impianti di produzione con potenza superiore a 50 kW già connessi (o da connettere) alla rete MT in esercizio al 31-03-2012
occorreva adeguare gli impianti alle prescrizioni di cui ai paragrafi 5 e 8 (ad eccezione del sottoparagrafo 8.1.1) dell’Allegato A70 al Codice di rete entro il 31 marzo 2013;
Non esiste una soglia 59.S1 tarata a 1,1 Vn con :
Tempo 59.S1 prescritto (Secondi) 0,1
Doveve avere la media mobile.
Ciao, Stefano
il tempo rilevato che devi inserire comprende anche il tempo di apertura del DI.
Il portale non fa nessun controllo se il DI è in MT o BT aggiunge solo 100 ms + la tollerenza del 3%
Avete una bozza di questo fantomatico registro di cui devono essere dotati gli impianti fotovoltaici con spi interna?
il riferimento è della FAQ n.3 del CEI
Previsto solo dalle CEI 0-16 per le SPI in media tensione
Non esiste una bozza.
Mi sa che ti conviene farlo con un po di fantasia, in fondo non è complicato
Un foglio excel con ogni singola protezione e i due valori, soglia e tempo
Grazie per la risposta precedente. Non ho ben capito però come fare per l’inserimento dei dati. Secondo me ci sono anche errori o comunque difficoltà di interpretazione dei dati da inserire alla voce “regolazioni SPI”.
Avrei un’altra domanda: la società che ci sta effettuando le verifiche ha un tasso di mortalità totale con le ABB CM UFS. Praticamente nessuna sta passando le prove. Le risultano problemi con queste protezioni?
Grazie
Secondo me le tolleranze inserite da Enel sono sbagliate (DK5940)
Per quanto riguarda le ABB io le sto passando tutte.
Le prove le ABB cm ufs le stanno passando con i valori post 243 (es 27.S1 con soglia 0,8 e tempo 0,2) o con quelli della5940? Inizio ad avere dubbi sui test che stanno eseguendo. Le spi con display passano le prove, quelle senza praticamente falliscono tutte. Tutte le prove vengono fatte con ddi+spi. Un bel problema
I valori sono quelli della DK5940 che sono talmente ampi che mi sembra strano non rientrino. Quindi la massima tensione 276V con errore 5% ovvero da 263V a 289V. Un bel range. Stessa cosa per la minima a 0.8Vn.
Anche per i tempi mi sembrano strano che non rientrino. La 59 da 0 a 100 +3%+15ms la 27 da 0 a 200 +3%+15ms.
Poi il quesito….se la 59 mi interviene a 260V ovvero fuori tolleranza DK ma perfettamente entro il limite allegato A70, perché dovrei farla cambiare ?
Ciao Stefano,
il test report che mi ha fornito chi mi ha fatto la prova riporta come misura un tempo di 0,128 ms e mi da la prova come “pass” quando in realtà superiamo il 3%+15 ms (che sono quindi 18 ms) che gli 0,26 ms che invece indica enel sul suo sito.
Allora la domanda nasce spontanea: perchè il test me lo da passato e come mai enel da come soglia 0,26 e non 0,18??
Saluti
128ms non possono essere “PASS”
Secondo norma il limite è 118ms
Perchè Enel metta un errore di 26ms non ne ho idea.
I 26 ms di errore sono sulla protezione 27
Vedo che tra i PASS che non sono PASS e le ABB bocciate a secchiate ci stiamo improvvisando tutti verificatori.
Queste sono le conseguenze………….. basta comprare lo strumento e spingere un tasto……….. 😉
Ovviamnte la prova a cui mi riferisco è la 59.s1.
Saluti
Buongiorno,
vorrei un chiarimento relativo alla delibera CEI-016. Sono proprietario di due impianti FV in BT. Uno entrato in esercizio ad Aprile 2011 da 11.28kW dotato di interfaccia integrata negli inverter e uno in esercizio a Giugno 2012 da 12.88kW dotato di interfaccia esterna (Gavazzi DPC72). Cosa devo fare per entrambi per adeguarmi alla normativa?
L’impianto con interfaccia esterna è soggetto alla Delibera 786.
Verifica della protezione di interfaccia con cassetta relè, e adempimenti burocratici su portale produttori
ciao Stefano, sto cercando di approfondire il discorso della verifica SPI tarato secondo la delibera 243. mi potresti solo confermare (o correggere) la mia interpretazione?
in pratica per le tensioni si ha una tolleranza del 5% (poichè di solito le SPI adeguate alla delibera 243 hanno mantenuto i valori previsti dalla DK5940) mentre qual’è il limite di tolleranza relativo alle frequenze? dobbiamo applicare quello della CEI 0-21 v2? (quindi rapporto di ricaduta compreso tra 1.001- 1,003 per 81)
grazie per la risposta,
saluti
Ciao Daniele.
Se non ricordo male i rapporti di ricaduta non si verificano nelle prove in campo. Dovrebbero riguardare solo le prove di tipo sull’apparecchiatura.
È nemmeno la variazione dell’errore limite, visto che la norma richiede ora una sola priva di soglia è di tempo.
Continuo sulla mia strada. Nessuna delibera richiede le prove delle protezioni dk5940 con le modalità della CEI 0-21.
La delibera 243 richiedeva di regolare le frequenze a 49/51 cosa che la dk5940 prevedeva per le interfacce conformi. Quindi la delibera 243 non ha chiesto una nuova taratura solo una regolazione per altro già prevista dalla di5940
non so perchè ma è sparito un pezzo della frase, riprendo dall’ultima parentesi:
“(quindi rapporto di ricaduta compreso tra 1.001- 1,003 per 81)?
quindi ricapitolando per le prove in frequenza (sempre relative a dispositivi adeguati secondo la 243) quali sono i valori ammessi per avere un test report positivo? (mi scuso per la domanda diretta ma devo sottoscrivere, a titolo di favore personale, un adeguamento per un amico/cliente e vorrei essere sicuro di aver interpretato al meglio il test report ricevuto); i valori riportati sono 49,05 per la f .
grazie mille
I valori di frequenza sono fuori tolleranza.
Però scusami, chi fa la verifica dovrebbe dirti se la protezione è ok o no. Altrimenti cosa verifica ? Se fa la verifica per un privato mica può capire il test report
49,05 per la f
49,05 per la fminore e 50,95 per la Fmaggiore
Salve
complimenti per il sito.
Vorrei chiedere conferma che il soggetto che
compila la sezione relativa alle tarature PI o PG, CEI 0.16, sul sito del distributore e/o che compila e firma la “scheda manutenzione” di cui all’all. U della CEI 0.16 III ed. – V2 (che dovrebbe avere i requisiti richiamati anche all’All. U appena citato),
possa essere DIVERSO
dal soggetto che effettua la taratura dei relè, intesa come controllo strumentale del mantenimento della precisione e dell’efficienza degli stessi (che invece deve garantire il mantenimento di procedure di laboratorio conformi alle norme applicabili e la idoneità e precisione degli strumenti usati per la prova).
In pratica si chiede conferma che il soggetto che inserisce i dati nel sito del Distributore possa allegare report di prova emessi di altro soggetto o laboratorio.
un cordiale saluto
Ezio Mutinati
Secondo me si.
Chi esegue la manutenzione compila le schede e certifica la conformità delle protezioni sulla scorta della verifica del tecnico verificatore (responsabile tecnico o professionista iscritto all’albo a sua volta)
Impianto in MT da 1 MW. Thytronic NV10P. Stiamo inserendo su portale e-distribuzione il report riasciato per A72 (06-2015). Non abbiamo sul report valori 59.S1 (pare che la nostra SPI sostituita il 9/2013 non gestisca 59.S1).
Il portale effettua controlli automatici, segnala mancanza dato e non ci permette di proseguire e chiudere il caricamento.
Cosa dobbiamo fare?
Grazie per la cortesia.
Le protezioni di quegli anni, se non implementavano la media mobile, potevano avere 2 sogli di tensione invece che una.
Invece che:
1,15VN – 0.2s
1,1VN media mobile
0,85Vn – 0.4
0,40 Vn – 0.2
potevano avere solo
1,20Vn 0,1s
0,7Vn 0,3s
Il perchè ti chiedano la 59.S1 non ne ho idea
————-
E’ anche vero che una protezione sostituita dovrebbe essere conforme alla norma vigente alla data della sostituzione, e secondo me a quella data erano già obbligatorie le 4 soglie.
Guardate il regolamento di esercizio allegato A70 cosa diceva e cosa è statao comunicato ad Enel nella tabella tarature.
Chiedo scusa SPI sostituitaci nel 01/2013.
Allora mi sa che andavano bene le 2 sole soglie di tensione
In ogni caso nella lettera Enel adeguamento delibera 243 c’era la tabella della tarature.
Nel caso sia così, con 2 soglie, correggete a mano i valori e allegate quello ad Enel
Se vi ha chiesto una cosa nel 2013 non vedo perchè chiederne un’altra adesso………
Grazie mille
Buongiorno, vorrei un paio di conferme riguardo le verifiche da effettuare. Selezionando, sul portale ENEL, le varie opzioni a seconda della data di connessione dell’impianto, mi compaiono tarature diverse (ovviamente). Gli impianti MT entrati in esercizio dopo il 1/7/2012 (quarta opzione sul portale) sono gli unici che hanno la 59.S1 a 603 s? Inoltre vorrei sapere se la prova di telescatto va effettuata obbligatoriamente. Scusate se le domande potrebbero essere banali, ma dopo un mese intenso su banco prova con varie protezioni ho il cervello in tilt e prima di andare in campo vorrei essere sicuro di impostare la cassetta relè nel modo giusto. Grazie in anticipo.
L’adeguamento A70 prevedeva la possibilità di usare 4 soglie di tensione (con media mobile) o solo 2, quindi la data non fa fede.
La protezione 59.S1 è sempre a 603 secondi.
Il telescatto io lo provo, ma non credo sia rilevante per Enel, però se c’è, perchè non provarlo ?
Ovviamente va provato anche il tempo di apertura del DDI
Grazie mille. Si, anche io lo provo il telescatto e il tempo del DDI, ma non ne vedo traccia sul portale, ecco perchè chiedevo. Se la protezione 59.S1 è sempre a 603s, perchè tra i dati prescritti selezionando le altre opzioni (la terza, tanto per dirne una, aprile-giugno 2012) mi compare un tempo di 0,1s e non mi permette di inserire 603s? Devono ancora aggiornare il portale?
Ah non lo so, è talmente pieno di errori il portale che non mi pongo più domande
Grazie per i chiarimenti. Cercherò di contattare qualcuno in ENEL per avere delucidazioni in merito.
Buongiorno Stefano,
parto con il dire che il portale enel presenta, come già ampiamente riscontrato, errori quando vengono inseriti i tempi di intervento. Molte persone si lamentano delle ABB ma le cm-ufs.2 hanno un tempo di intervento 27.S1 molto rapido e la cassetta di prova spesso e volentieri fa fallire il test, ma la dk5940 dice solo ≤0,2 senza ritardo intenzionale..quindi presumo che anche 0,05s va bene, parlando con funzionari enel avrebbero dovuto sistemare il portale produttori già a fine sett. scorsa..ma ad oggi ancora niente…e la scadenza si avvicina.
Non so cosa dirti.
≤0,2 mi pare abbastanza chiaro………
Ormai è inutile farci prendere dall’ansia, la delibera dice che dopo la scadenza Enel ha un mese per sollecitare il produttore, e lo stesso ha un mese per sistemarsi, dite ai clienti di stare calmi che non muore nessuno, c’è tempo oltre la scadenza, almeno un paio di mesi, almeno !!!
Ho parlato con i funzionari ENELmi hanno confermato che il portale specialmente per quanto riguarda le SPI MT non funziona correttamente entro i primi di dicembre verra’ sistemato. Le tarature prescritte dal gestore della rete se sono state rispettate al momento della messa in servizio sono state accettate dal gestore pertanto devono rimanere tali anche al momento della verifica della 786 pertanto devono andar bene nel portale! E’ un problema ENEL no del verificatore.
Confermo, stessa informazione.
Ciao Stefano, ho una domanda in merito al portale, non so se ti sia capitata questa situazione.
Ho sostituito un inverter Ingecon Sun Lite con un SMA 6000 TL-21 e comunicato la sostituzione tramite PEC, come detto dal servizio clienti.
Dopo un mese e mezzo mi arriva una PEC che dice testualmente “in relazione all’impianto di produzione in oggetto, tutta la
documentazione relativa alla verifica della apparecchiature di protezione in base alla delibera AEEG
786/2016/R/EEL inoltrata per PEC in data 06/10/2017, va inoltrata nell’apposito campo del portale
produttori.”
Ora, cosa c’entra la sostituzione di inverter con la 786?
Grazie
Non c’entra nulla, gli operatori capiscono quello che vogliono perchè non sono tecnici
Salvatore…………cosa vuoi che ti dica………….pazienza,tanta……….. 🙁
buongiorno a tutti, sto realizzando un impianto da 6 kwp di potenza moduli, e un inverter con sistema di accumulo integrato della samsung. la mia domanda è: devo installare l’interfaccia esterna?
Se la potenza nominale dell’inverter lato AC è 6kW NO
Ciao Stefano ho parlato con gli adetti ai lavori ENEL relativamente alle verifiche sugli impianti che dobbiamo verificare entro il 31/12/2017, uno mi ha risposto che non ci sono problemi un altro tramite email non mi ha ancora rispoto, secondo le tue informazioni cosa succedera’. Grazie
Credo non succederà niente, la delibera lascia tempo un mese al distributore per sollecitare il produttore, dopo il sollecito il produttore ha 1 mese per regolarizzare la posizione. Quindi per almeno 2 mesi non capita nulla proprio per definizione della Delibera, e visto che Enel è in fallo (il portale non funziona) credo che i mesi diventeranno anche di più, in ogni caso non meno di 2
Buongiorno a tutti, sono un produttore con 2 impianti fotovoltaici, uno in MT entrato in esercizio nel 06/2011 e adeguato secondo la Delib. 84/2012 a marzo 2013 e uno in BT da 98 kWp in esercizio dal 07/2011 e adeguato secondo la Delib 243/2013 al 07/2014. Ora vorrei chiedervi se i due adeguamenti 84/2012 e 243/2013 fanno slittare la data delle verifiche delle SPI rispetto a quelle delle entrate in esercizio? Ho chiesto nella mia zona e ho avuto risposte discordanti. Grazie
Tra le indicazioni della Delibera 786 vi è la seguente:
“…..oppure 5 anni dalla data dell’ultima verifica documentata…..”
Direi che i pareri non possono essere discordanti in quanto la risposta è unica.
Se negli adeguamenti che hai indicato ti hanno fatto la prova con cassetta relè (non era obbligatoria quindi la maggior parte non l’ha fatta) la data slitta a 5 anni dalla data di tali adeguamenti.
Altrimenti fa fede la data di allaccio
La prova è stata fatta solo per l’impianto in MT, per quello in BT sono state regolate le soglie. Qualcuno pensa che la nuova regolazione della SPI, anche senza test, faccia slittare lo stesso il tempo della verifica. Io farò fare la verifica ad entrambi entro il prossimo 31/12. Ti ringrazio per il chiarimento.
La regolazione delle soglie non c’entra niente. La delibera parla di ultima verifica documentata.
Bene! Grazie ancora
Buonasera Stefano, per una SPI Abb CM-UFS.2 cosa bisogna fare per mettersi in regola?
Impianto allacciato in BT da 60 kwp.
Grazie
Occorre fare la verifica con cassetta prova relè (verifica sempre richiesta dalle norme ma mai fatta da quasi nessuno) entro i termini indicati in delibera e poi comunicare al distributore nelle varie modalità indicate dagli stessi (pec, regolamento di esercizio, etc).
Salve, a tutti mi chiamo Mario ai sensi della delibera 786/2016 è stata effettuata la prova su SPI esterna per impianto fotovoltaico da 50,76kW entrato in esercizio settembre 2011, SPI adeguata già alla delibera 243/2013 nel 2014. La stessa non ha superato il test di verifica dei tempi di intervento (anzi a dire il vero non sentiva addirittura le variazioni in frequenza imposte dalla cassetta prova relè), nel sostituirla è obbligatorio installare una con certificazione CEI 0-21 2016-07 e in caso affermativo va adeguato anche tutto l’impianto a CEI 0-21 (esempio inverter, dispositivo di rincalzo, ecc.?). Grazie.
Devi installare una protezione conforme alla data della sostituzione, non devi adeguare tutto l’impianto
Nessuna norma/delibera richiede adegumento retroattivo dell’impianto
Ciao Stefano,
Nel caso di impianto minore di 20 kwp formato da due inverter da 10 kw con interfaccia e ddi interna, è necessaria l’interfaccia esterna e ddi esterno?
A pag 55 la norma cei 0-21 riporta:
“Per impianti di potenza complessiva superiore a 11,08 kW è ammesso che siano presenti fino a tre dispositivi di interfaccia distinti, ciascuno con la propria PI, sprovvisti di funzionamento in OR. Se i dispositivi presenti sono superiori a tre, si deve prevedere il loro funzionamento in OR (l’anomalia rilevata da ciascun SPI provoca lo sgancio di tutti i DDI)”
GraZie
Stai confondendo il dispositivo di interfaccia con la protezione di interfaccia.
La protezione di interfaccia è obbligatoria sempre perimpianti di potenza superiore a 11,08kW
Poi se parliamo dei dispositivi di interfaccia allora ne puoi usare 3 ognuno con la sua protezione di interfaccia, oltre occorre lalogica OR
Dispositivo di interfaccia e protezione di interfaccia sono due cose distinte
Ciao Stefano, nel caso di impinto minore di 20 kwp costituito da due inverter da 10 kw con interfaccia e ddi interna, è necessaria ddi e api esterna? A pag 55 della CEI 0-21 si legge:
Per impianti di potenza complessiva superiore a 11,08 kW è ammesso che siano presenti fino a tre dispositivi di interfaccia distinti, ciascuno con la propria PI, sprovvisti di funzionamento in OR. Se i dispositivi presenti sono superiori a tre, si deve prevedere il loro funzionamento in OR (l’anomalia rilevata da ciascun SPI provoca lo sgancio di tutti i DDI).
Grazie
Buongiorno a tutti.
Nel caso delle ABB CM-UFS.2, ho riscontrato che, relativamente alle tensioni, intervengono a 0,8 e a 1,15 (invece che a 1,2). Non è un problema, da quanto ho capito.
Per quanto riguarda le frequenze, non riescono a mantenere l’impianto acceso entro i 49-51, scattano prima. Circa a 49,05 e 50,97.
Qual è la tolleranza sulle frequenze? Non dovrebbero garantire il funzionamento pieno da 49,000 a 51,000 e scattare solo all’esterno di tale campo?
La protezione 59 deve intervenire a 1,2Vn +/- 5%
La tolleranza sulle frequenze è 20mHz
20 mHz come per le prove per gli SPI più recenti a norma CEI 0-21.
Quindi quelle ABB CM-UFS.2 non tornano, sono tutte fuori tolleranza.
Grazie per il riscontro, gentilissimo.
Ciao Stefano,
sono un collega progettista e stò dibattendo con il gestore di rete in merito ad una connessione.
La domanda è relativamente semplice, da quando si sono dovute applicare le nuove soglie CEI 0-16, ad esempio
59S2: 1,2Vn — 0,6s?
Anzichè 1,15Vn —0,2s
tali soglie (le prime erano riportate persino nella versione 2012 della CEI 0-16), ma ricordo perfettamente che se pur in essere normativo, il gestore di rete ci indicava nei RdE altre soglie.
Stò uscendo pazzo…
Grazie
Non ricordo bene, ma mi pare dal 1 gennaio 2013
parlo ovviamente di impianti connessi in MT
Buongiorno, con un impianto da 19,8 KW entrato in esercizio a Maggio 2010 e SPI esterna tipo Gavazzi DPC72DM48B002 può essere effettuata la verifica con cassetta relè in modo parziale, non avendo la SPI ingressi per la commutazione delle soglie in frequenza?
Ovvero la SPI deve essere sostituita?
Grazie in anticipo
Ciao Andrea.
Ma sostituirla perche ?
La Gavazzi DPC02DM48B003 non deve commutare nulla.
Ha solo due tarature di frequenze regolabili tramite switch, +/- 0.3Hz o +/- 1Hz
L’adeguamento Delibera 243 ha richiesto il settaggio a +/- 1 Hz e con tale regolazione va provata
Volevo chiedere una precisazione sul test report da allegare al portale, deve riportare le soglie e i tempi di intervento solo della SPI o dell’insieme SPI+DDI non ho trovato scritto in maniera chiara questa info e mi vengono pareri discordanti da colleghi e verificatori.
Grazie e saluti
Che io sappia non è mai stato richiesto un test report del tempo di apertura del DDI, ma onestamente provare i contatti del relè senza misurare il tempo del DDI ha poco senso.
Io allego sia le prove dei tempi del contatto del relè, sia una prova del tempo di aperturea del DDI
Come sempre la differenza è tra ciò che è richiesto, e ciò che sarebbe opportuno fare.
Misurare solo la SPI è una prova incompleta a mio avviso
Ciao a tutti.
Non ho sottomano un regolamento di esercizio recente di e-distribuzione (Enel); va però precisato che la Cei 0-21 ed. 07/2016, nell’Allegato G (che è il modello di regolamento) al punto 5 ha introdotto delle novità:
“… L’Utente attivo si impegna a mantenere efficiente il sistema di protezione generale e d’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 ogni 5 anni verificando mediante cassetta prova relè tutte le funzionalità delle protezioni, incluso il tempo di apertura degli interruttori. I risultati del test con cassetta di prova dovranno essere inviati dall’Utente al Gestore in modalità elettronica come definito dal Gestore stesso.”
Sottolineo:
“..incluso il tempo di apertura degli interruttori.”
Poichè i tempi prescritti nel Rde non considerano quelli relativi al DDI, i tempi che appariranno nel report saranno presumibilmente più lunghi, nonostante le tolleranze, di quelli prescritti.
Ritengo quindi si possano eseguire le prove comprensive del tempo del DDI, eseguendo ed inserendo però nel report anche una singola prova del solo tempo d’intervento del DDI, in modo che il gestore di rete possa ev. scorporare i dati necessari per tutte le soglie.
L’alternativa è eseguire la prova doppia e presentare due report: uno senza tempi DDI ed un altro comprensivo dei tempi del DDI.
Ciao VIC.
Il regolamento indica la necessità di verificare tutte le funzionalità delle protezioni (quindi ritengo test completo della PI, ovverò relè, e delle altre funzioni, ad esempio telescatto) incluso il tempo di apertura del DDI
Ritengo si intenda prova dei tempi SPI oltre a prova di apertura interruttore. Non i pare si intenda fare la prova del tempo totale, perchè con la prova del tempo totalòe non misuri il tempo del DDI, mentre il regolamento richiede appunto la misura del tempo del DDI
Fare due report non ha senso, la prova in campo costa il doppio del tempo, ma i prezzi sono sempre quelli da morti di fame che alcuni cari tuttofare hanno sdoganato, colleghi compresi.
Ritengo che la soluzione più corretta sia quella di provare i tempi sul relè della PI (lasciano connesso il DDI in modo da verificarne la funzionalità, e poi fare una prova del tempo di apertura.
In questo modo il referente Enel ha il riscontro sul regolamento con il tempo del relè, e la verifica che il tempo del DDI non superi i 100ms
Io poi faccio anche una prova del tempo totale, ad esempio sulla 59.S1
————
P.S.: il tempo di apertura del DDI l’ho sempre provato, anche prima dell’ultima revisione della CEI 0-21 perchè a mio avviso fare la prova sul relè e non verificare il tempo di apertura del DDI non ha senso, tale verifica mi ha permesso di scovare parecchi impianti con il DDI pilotato tramite la motorizzazione e con tempi superiori al mezzo secondo, invece che conessi con la bobina di minima.
Ciao
Ciao Stefano.
È evidente che non provare il tempo del DDI è sempre apparsa una lacuna (la Cei 0-16 invece l’ha sempre preteso..) che aiuta coloro che provano gli SPI solo sul tavolo del laboratorio!!
Nella nuova ed. 7/16 della Cei 0-21 il normatore è rimasto purtroppo un pochino vago e quella che prospetti sembra in effetti la soluzione migliore, cioè: misurare il tempo tra inizio anomalia ed emissione del comando di scatto, come la norma ha sempre chiesto (comunque con DDI collegato) ed eseguire una misura del tempo di apertura del DDI.
Ho scritto quanto sopra perchè mi erano già capitati per le mani dei report indicanti il tempo complessivo (SPI + DDI) con l’aggiunta di una misura di quello del DDI; comunque lo scopo del mio commento sopra era principalmente quello di evidenziare la novità (quasi invisibile) introdotta al G.5 della Cei 0-21 ed. 7/16.
Un salutone
😉
Tornando sull’argomento non mi è mai stato chiaro perchè il Cei non si sia preoccupato e non si preoccupi del tempo di apertura DDI (ancor oggi non mi sembra siano prescritti dei valori..).
Forse per la considerazione che la GD in bt ha un peso meno rilevante..; ma, pensando che tale “peso” si aggira tra il 20-25%, che esistono svariati impianti oltre 100 kW connessi in bt e considerando pure il fatto che e-distribuzione connette dal 2013 gli impianti bt oltre 50 kW con linea dedicata dalla cabina; sorprende che in Cei non si siano preoccupati che esistano impianti con DDI che intervengono con tempi lunghissimi.
Ciao.
Avrà anche un peso meno rilevante, ma chiedere le verifiche SPI (relè di comando) con margini di errore dell’ordine di 20ms, e poi non far misurare il tempo del DDI ha poco senso.
Cosi come per me ha poco senso mandare in rottamazione una protezione che invece di intervenire (59.S2) in massimo 226ms interviene in 227ms, con un DDI che interviene in 10ms (totale 237) e tenere buona una protezione che interviene in 220ms con un DDI che interviene in 100ms (totale 320ms).
😉
Tornando al DDI mi è capitato solo un paio di volte di trovare DDI lenti (contattori BT con tempi sui 110-120ms
Ma è proprio questa prova che ti permette di capire se ci sono problemi nel cablaggio, il più tipico quando viene usato il comando della motorizzazione di apertura (siamo sui 500ms).
Se non provi il tempo sai solo che il DDI apre, ma non verifichi nè il tempo nè la correttezza del circuito di comando, che come dice la norma deve essere SOLO a mancanza di tensione.
D’accordissimo Stefano.
Intendevo scrivere che è un presunto “peso poco rilevante” quello della GD in bt; giustamente è pure ridicolo essere pignoli per qualche mS mentre poi il DDI ci mette tanto ad aprirsi.
Per completezza aggiungo cosa ho trovato poco fa (come novità) a pag.100 (A.4.3) della Cei 0-21 7/2016:
“…La verifica deve essere effettuata preferibilmente valutando anche il funzionamento del DDI (pari a 100 ms). La scelta è comunque lasciata all’utente..”.
Ciao
Ciao Stefano vorrei una delucidazioe, era solo un idea ma avendo un impianto da 2,88 4ce e potenziato con uno da 2,6 kw (solo ssp) sto a 5,48 kw.
Adesso se lo volessi potenziare )calcolo di superficie disp.) da 5, 5,4 o 6 kw con una 3a sezione vengono calcolati la somma gli 11,06 kw per la revisione? Inoltre per non aggravare di costi tra interfaccie tipo SPI e costo inverter ulteriori, da ricerche in rete mi conviene un inverter 2 da 3kw o meglio rimanere max a 5 kw, cosa cosigli grazie dato il basso costo in caso di cessione eccedenza.
In breve volendo quale è la configurazione più economica da 5,48 a circa 11 kwp tra spese tasse e inverter che sembra che quadruplino il prezzo rispetto a uno standard da 3 kw.
Grazie 1000
Un inverter da 5kW senza superare gli 11,08kW
Non capisco perchè dici che 5kW hanno un prezzo quadruplo rispetto ad uno standard di 3kW
Buongiorno Stefano, chiarito che i tempi di intervento sono da considerarsi dal rilievo della anomalia allo scatto della protezione, nel momento in cui calcoliamo il tempo di apertura del DDI devono essere aumentate le soglie nominali(da regolamento di esercizio) aggiungendo tale tempo per effettuare le prove?
Oppure è sufficiente effettuare il test della SPI con le soglie nominali ed indicare a parte il tempo del DDI?Grazie per la disponibilità
Perchè modificare le soglie ? Non ho capito.
In ogni caso la CEI 0-21 prescrive sogie di intervento della protezione di interfaccia, non prescrive un temnpo totale di apertura nella tabella di taratura, quindi ritengo più che sufficiente, ed esaustivo nei confronti della norma, fare la verifica dei tempo dell PI sul relè della stessa, e fare poi la prova del tempo di apertura del DDI.
Anche nel regolamento di esercizio la tabella prevede la compilazione del tempo di intervento della PI (in MT chiede anche il tempo di apertura)
L’unica cosa ora esplicitata dalla norma è che va misurato il tempo di apertura del DDI (non capisco perchè non sia mai stato prescritto, ritengo sia la cosa più importante) e da qualche parte mi pare che vi sia una indicazione relativamente al tempo di apertura (mi pare Vic ha detto a pagina 100) ovvero non superiore a 100ms
Buonasera Stefano, sto costruendo un monolocale per il quale ho fatto una pratica con il “piano casa” della regione lazio che prevede l’installazione di pannelli fotovoltaici per un minimo di 1 kw.
Mi sono rivolto ad un installatore che mi ha detto che installare un impianto fotovoltaico senza allaccio ad enel è possibile solo ove enel non raggiunga la mia casa, altrimenti si tratta di un abuso.
E’ corretto? Devo fare una pratica con Enel anche qualora non ricorressi allo scambio?
Mi ha detto inoltre che Enel richiede un impianto non inferiore ad 1,5 kw, ma questo comporta più pannelli ed un maggiore ingombro sul tetto, oltre ad un costo maggiore.
E’ corretta anche questa affermazione?
Grazie,
Fabrizio
Per connettere un impianto fotovoltaico alla rete occorre sempre fare la domanda di connessione. Suppongo che l’impianto del tuo appartamento sarà connesso alla rete di Enel e di conseguenza anche l’impianto fotovoltaico.
Il limite di 1,5 KW è una cosa di fantasia del tuo installatore. Se ti va puoi fare anche 100 watt
Ciao a tutti. Qualcuno sa se sto benedetto portale e-Distribuzione per il caricamento delle verifiche AEEG786/16 è a posto così per gli impianti in MT o devono ancora metterci le mani? Perchè mi ritrovo con parecchia confusione, soprattutto nell’inserimento dei tempi di intervento della soglia 59.S1 relativamente alla media mobile di 603s! Non l’accetta per requisiti di connessione antecedenti alla nuova CEI0-16.
Grazie per la collaborazione.
Saluti
Credo che in bassa sia OK
In media non lo so, l’ultima volta che ci guardai la media mobile aveva un tempo di 0,1 secondi
Buongiorno, mi sorge un dubbio:
per impianti connessi in MT prima del 31/03/2012 a cui successivamente è stato fatto l’adeguamento alla AEEG84/2012 All. A70 nel 2013, con anche la sostituzione SPI (solitamente una Thytronic NV10P con Thysensor) questa doveva rispettare le tarature imposte dalla CEI0-16 in vigore al momento della sostituzione e non con soglie e tempi di intervento del periodo di connessione impianto (es. 2009).
Ora se nel portale e-Distribuzione nel caricamento Verifiche 786/16 seleziono i Requisiti per impianti entrati in esercizio prima del 31/03/2012 mi impone di inserire dei tempi di intervento sulle soglie di massima e minima tensione totalmente “sballati”. Per ritrovarmi con le soglie ed i tempi impostati secondo l’ultima CEI0-16 (avendo sostituito l’SPI) dovrei selezionare l’ultima opzione dei Requisiti (cioè per impianti entrati in esercizio dopo il 31/12/2012. E’ corretto secondo voi?
Grazie per la collaborazione.
Saluti
Quando si cambia un inverter e/o una protezione di interfaccia, questa deve essere conforme alla norma vigente alla data della sostituzione, direi quindi regolata come tale norma prescrive, se sostituisci oggi una protezione in un vecchio impianto Adeguato A70, secondo me devi specificare come data l’ultima opzione dei requisiti.
Anche se come solito nella scelta è il solito misto per dolci, in quanto Enel scrive:
“…..I valori di taratura del SPI sono stati verificati in relazione ai seguenti requisiti di conformità dell’impianto….”
In realtà in caso di sostituzione della SPI i requisiti sono diversi tra impianto e SPI.
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Per fare un esempio se cambi una protezione DK5940 con una CEI 0-21 non sono i requisiti dell’impianto a soddisfare la CEI 0-21 ma la SPI (gli inverter possono anche essere DK5940).
Ma tanto non credo sia possibile che Enel scriva in modo decente i regolamenti di esercizio, non ne verremo mai fuori……….
Grazie Stefano.
Avevo sottoposto lo stesso quesito ad Enel sul Portale Produttori una settimana fa, ma aspetta e spera…….
Saluti
Buongiorno
Vi chiedo per cortesia se avete notizie su piccoli dispositivi fotovoltaici mobili.
Necessitano di quali certificazioni per la connessione ala rete BT 220 V.
Mi riferisco a moduli fotovoltaici da 160-200 W max dotati di microinverter che possono essere collocati su terrazzo o in giardino e allacciati direttamente alla rete attraverso una spina.
Grazie
Massimo
Ciao Massimo
Nelle ultime revisioni della CEI 0-21 si parla dei piccoli impianti di produzione, mi pare ci siano notevoli semplificazioni per gli impianti di piccolissima taglia, ma non mi pare ci sia l’esenzione dal rispetto della norma CEI 0-21 e delle regole di connessione. Ma ad essere onesto ho letto la parte relativa ai piccoli impianti in modo molto superficiale, se qualcuno ha approfondito e vuole rispondere sarebbe ottimo
scusate non so se la domanda sia pertinente; devo realizzare un impianto nuovo in BT a 230V da 8400WP con sistema di accumulo da 10 kwh lato produzione DC, da quanto capisco l’interfaccia utilizzo quella interna all’inverter visto che è inferiore a 11,08 kw l’impianto. il sistema che andrò ad installare è solar edge con inverter da 6000 che arriva a coprirmi i 8400 dei moduli con qualche taglio nell’ordine del 3%.
Se non sbaglio il tuo impianto così come lo hai descritto ha potenza nominale (secondo la definizione della CEI 0-21) di 6kW (potenza nominale inverter)
Quindi direi interfaccia interna
Sto valutando se realizzare un sistema a pompa di calore collegato al riscaldamento di casa tramite fan coil in affiancamento a una caldaia a condensazione esistente.
Sto pensando di alimentare la pompa di calore esclusivamente con un sistema ad isola.
La pompa di calore cioè non sarebbe mai collegata o scollegata dalla rete elettrica e l’impianto ad isola non sarebbe mai scollegato dalla pompa di calore.
Sarebbero un sistema indipendente ed autonomo all’interno della casa.
Tramite un piccolo accumulo ellettrico con alcune batterie potrei avere il tempo di spegnere correttamente la pompa di calore in presenza di un calo di produzione elettrica dei pannelli passando quindi alla caldaia a condensazione.
Il tutto con i dovuti tempi e ritardi gestiti ovviamente in modo automatico.
Il sistema non sarebbe in alcun modo un UPS.
Non essendoci nessuna connessione o disconnessione volontaria dalla rete e nessuna variazione del carico un sistema così congegnato sarebbe rispondente alle normative?
Per averne la certezza a chi dovrei chiedere?
Direttamente a Enel distribuzione?
Grazie delle informazioni.
Saluti
Salve Stefano, chiedo un parere su una connessione per un sistema di accumulo. Ho inoltrato richiesta di connessione il 22/06/2017 e preventivo accettato il 24/04/2017. Visto che la richiesta di connessione è antecedente alla CEI 0-21 2016-07, la conformità del SdA è sufficiente che sia conforme alla CEI 0-21 2014-09 o deve essere conforme alla nuova CEI 0-21? da un post precedente mi pare di capire che sia sufficiente la conformità 2014. Data la tua esperienza puoi ragguagliarci in merito. Grazie.
Direi che è sufficiente la conformità alla 0-21 2014
Salve Stefano,
Le fa le pratiche Enel produttori per la 786?
Ciao Ruggero.
No, faccio solo le prove con cassetta relè.
Non ho tempo di fare il resto
buonasera a tutti.
a qualcuno risulta l’esistenza di qualche pratica AEEG 786 nel portale E-Produttori passata a status “COMPLETATA” ? Le mie (circa una trentina sia in BT che MT) caricate in nov/dic 2017 permangono tutte con status “INOLTRATA” e tutto tace …
Buonasera a tutti.
qualcuno sa dirmi se in caso di test negativo della cassetta prova relè la protezione di interfaccia (conforme alla delibera 243) deve essere sostituita con una conforme alla CEI 0-21? installando quindi Buffer/rincalzo e contatto di stato del DDI? ho trovato diversi pareri in rete che non mi chiariscono di certo le idee. Di conseguenza chedo vada rifatto completamente il regolamento di esercio.
grazie in anticio
L’installazione di un componente nuovo indica la sua conformità alle norme vigenti alla data dell’installazione (Delibera 84/2012 e sue modifiche, in particolare Delibera 344/2013).
Non credo tu debba fare un regolamento nuovo, ho comunicato più volte ad Enel varie sostituzioni anche più pesanti (Cambio di più inverter, eliminazioen trafo e cambio interfaccia) e non mi hanno mai chiesto nulla.
Io cambierei la SPI con SPI CEI 0-21, completa di UPS/Buffer o chiamalo come vuoi, mentre per il discorso del rincalzo, se è un impianto che non ne aveva necessità non lo implementerei.
Il rincalzo era una situazione dettata dalla potenza impianto, e non aveva nessun legame (se non ovviamente il contatto di attuazione) con la SPI.
Se il rincalzo non era dovuto prima, il cambiuo della SPI non ne introduce il bisogno.
La sostituzione di una SPI non implica la modifica della rispondenza normativa di tutto l’impianto .
E allora l’UPS ? mi potresti chiedere…..quello è un dispositivo richiesto per la conformità alla CEI 0-21 dell’apparecchiatura che installi, quindi fa parte della modifica.
Poi come sempre, è la mia opinione
Buongiorno Stefano, mi è capitato di effettuare una verifica su SPI CEI 0-16 di un impianto da 105 Kw e allacciato in MT nel febbraio 2013(SPI lato BT). Il regolamento di esercizio riportava la conformità alla suddetta Norma. Sull’impianto ho trovato però una situazione completamente discorde. In particolare non era presente il collegamento della tensione V0 per lo sblocco voltmetrico e nemmeno la presenza dei relativi TV. Ho effettuato comunque la verifica ma sono intenzionato a non inviarla al Distributore. Ho fatto presente al Cliente la situazione e sto aspettando una risposta. Ritieni che sia corretto procedere in qs modo? Grazie
Roba da matti………..
In teoria potresti fare una relazione dove confermi l’esito positivo dei test e segnali la mancanza di TV
Ma in questo modo se la madni al cliente magari toglie le pagine della relazione e tiene solo il test report.
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A mio avviso le prove in campo non servono per verificare solo che la SPI funzioni, ma anche che sia tutto a posto.
In realtà credo ci sia una lacuna nelle norme, in quanto spesso tu vedi 2 fili che arrivano alla SPI, magari verifichi anche che ci siano i TV, ma potrebbero anche essere rotti.
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Io manderei una relazione al tuo committente segnalando che la taratura della SPI è stata verificata ma che non consegni il test report in quanto hai rilevato la mancanza di dispositivi previsti dalla norma, senza i quali le funzioni di protezione non sono implementate. Non ha senso dire che la SPI funziona, se mancano dei TV e di fatto le protezioni non possono attiavarsi.
Magari la ditta che gli ha fatto i lavori esiste ancora, in questo caso è una frode bella e buona……….
Buongiorno Stefano, sto riscontrando alcuni problemi nelle verifiche su SPI Thytronic NV10P.
Dapprima su una interfaccia con FW 2.6 nella verifica della 59.S1(media mobile) che ho risolto disabilitando la 59 prima soglia e attivando la 59Avg con t=603 sec. e ieri su una interfaccia con FW 2.7. In particolare in questo caso non si riesce a commutare le soglie in frequenza con l’applicazione del segnale esterno. Per verificare la correttezza della programmazione sarebbe possibile avere una configurazione base CEI 0-16 scaricata tramite thysetter? Riguardo al mio post precedente , il Cliente si è deciso ad adeguare l’impianto. Ringrazio anticipatamente
La media mobile va configurata sul menu 59AVG, perchè la 59> e la 59>> sono soglie istantanee. La cosa che mi lascia perplesso è che la versione FW 2.6 non implementava la media mobile conforme alle prescrizioni della CEI 0-16 quindi di fatto non sarebbe da attivare, ma sarebbe la classica SPI da regolare con una soglia 59 e una soglia 27.
Per quanto riguarda la verifica delle frequenze strette, le stesse si possono attivare in tanti altri modi se non funziona il comando di restrizione da ingresso digitale. In ogni caso la verifica delle frequenze strette va fatta tramite l’attivazione dello sblocco voltmetrico, non ativandole tramite comando di restrizione.
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Sul fatto di poter caricare una programmazione scaricata da un’altra SPI si può fare, ma tutte le volte che ci ho provato a livello di curiosità personale su SPI non in servizio, ho fatto un gran casino. Questo non vuol dire che sia difficile, magari sono poco pratico io, e non ne ho mai sentito il bisogno in quanto di solito le SPI Thytronic sono già predisposte con configurazione di base delle logiche, al limite occorrera sistemare i valori di taratura di soglia e tempo o altre cose necessarie alla verifica.
Buongiorno stefano, grazie per la risposta. ti chiedo un’altra informazione. Abbiamo sostituito diversi moduli su un impianto e causa nuove tecnologie la potenza nominale ha subito una leggera variazione (rientra comunque sempre tra la tolleranza max imposta dal GSE 1% su imp. > di 20 kW) ma al distributore secondo la tua esperienza deve essere comunicato qualcosa visto che la potenza è variata? Ho provato a contattare un distributore della zona di varese il quale mi ha accennato a un rifacimento del regolamento (mi sembra assurdo), TERNA mi ha detto che che la potenza sul sito di gaudì deve essere modificata ma prima bisogna fare comunicazione ad E-distribuzione (in quanto la convalida è a carico del distributore). Stessa cosa può valere per gli inverter…in più con la nuova definizione della potenza nominale della CEI 0-21 (valore inferire tra la somma delle potenze di ogni singolo modulo e la potenza nominale degli inverter) non vorrei che si creino problematiche.grz
Guarda, non ne ho idea.
Però nei documenti enel appare sia la potenza in immissione che quelal di picco, se quella di picco cambia secondo me occorre fare comunicazione.
In base alla nuova definizione di potenza nominale, la comunicazione andrebbe a questo punto fatta solo se la potenza di picco non supera quella degli inverter, perchè altrimenti fa fede la nominale degli inverter.
Anche se in Enel ancora in parecchi non hanno capito questa differenza o non hanno letto la CEI 0-21 (e si che la norma praticamente l’ha scritta Enel)
Ciao Stefano,
che tu sappia, su un impianto da 7 kW con protezione di interfaccia esterna connesso con la vecchia norma cei 0-21, si effettua la verifica della protezione di interfaccia secondo la delibera 786?
Grazie
Ciao Felice.
No, potenza superiore a 11,08kW e SPI esterna
Buongiorno ho un impianto di 15 kw in funzione dal 01 aprile 2011 con il terzo conto energia.
Mi trovo in difficoltà perchè 2 aziende mi hanno dato risposte completamente diverse in relazione alla protezione di interfaccia. il primo che aveva installato l’impianto nel 2011 mi ha inviato un offerta per ” Installazione di quadro con protezione di
interfaccia Lovato PMVF 51 e certificazione
della stessa
-Produzione della documentazione necessaria
per l’adeguamento dell’impianto e la
comunicazione sul portale dell’avvenuto
adeguamento”
Il secondo mi dice che che per la potenza dell’impianto e per la data dell’impianto non è assolutamente necessario installare questo tipo di protezione.
Grazie per un aiuto
Cordiali saluti
Ciao Maurizio
Il primo ti vuole installare una protezione nuova CEI 0-21 e non si capisce quale sia il motivo, fatti mandare qualche supporto normativo, che ovviamente non ti manderà 😉
Il secondo ti ha dato la risposta esatta, se l’impianto è del 2011 e non ha più di 3 inverter, non serviva la SPI (sempre che l’inverter abbia la SPI integrata)
Se l’impianto non ha la SPI non è soggetto a Delibera 786 e a verifica periodica.
E’ pieno di installatori che hanno preso in giro i clienti installando SPI in impianti ante luglio 2012 anche se nessuna norma lo ha chiesto. Buffoni
Ciao,
qualcuno di voi sa come mai sul portale di enel ancora le pratiche risultino solo in stato inoltrato? ho inviato alcune pratiche a gennaio e ancora nessuna risposta!
Inoltre su un impianto devo sostituire interfaccia in quanto rotta e dovendone installare una Cei 0-21 sapete dirmi a chi bisogna rivolgersi per cheidere come vogliono che sia impostata la protezione? (segnale esterno ? comando locale? tempi 81s2?).
non trovo ne numeri di telefono ne email per contattare il distributore….
Grazie
il distributore è Enel
Non ne ho idea, ma i tempi di Enel sono biblici rispetto a quelli di noi tecnici.
Per le impostazioni di una nuova SPI CEI 0-21 non occorre rivolgersi a qualcuno, l eimpostazioni sono quelle della CEI 0-21 con:
Segnale esterno = Alto
Comando locale = Basso
Tempi delle 81.S2 = 100ms (modalità di rete trnsitoria, data dal segnale esterno alto)
Ok grazie. Pensavo che magari da qualche parte avessero implementato la rete per il telecontrollo e quindi non fosse scontato impostare con modalità transitoria. Ciao
Ciao, potreste potreste consigliarmi su una questione? Qual è la procedura da seguire in caso di sostituzione della protezione d’interfaccia esterna su un impianto FV entrato in esercizio nel 2011? Oltre alle comunicazioni all’ENEL e al GSE, è necessario far eserguire le verifiche sull’impianto? Sarebbe più conveniente sostituire la PI o sottoporla alle verifiche periodiche da parte di un certificatore le cui tariffe si aggirano intorno ai 500€? Grazie.
Ciao Antonietta
L’installazione della SPI si configura come nuova installazione, quindi devi fare la prova in campo della protezione di intefaccia.
Le verifiche di prima installazione e quelle periodiche (ogni 5 anni), non sono facoltative, ma obbligatorie.
Però non ho capito la tua domanda quando chiedi se conviene sostituire la PI o se farla verificare.
La PI la devi far verificare come scritto periodicamente e in caso di prima installazione per sostituzione.
La cambi se non funziona o se non supera la verifica periodica.
Il cliente, che non vorrebbe pagare la verifica perdiodica, pensa possa risparmiare se sostituisce direttamente il componente, pensando che, essendo nuovo, non debba essere verificato.
Il cliente, che non vorrebbe pagare la verifica perdiodica, pensa possa risparmiare se sostituisce direttamente il componente, pensando che, essendo nuovo, non debba essere verificato.
E’ uno di quei casi nei quali il cliente NON ha sempre ragione.
Mi sfugge comunque il motivo per il quale cambiare un componente che costa come la verifica 😉
In ogni caso il problema non si pone. Protezione nuova, verifica di prima installazione.
N.B.: le PI vendute con la certificazione allegata da parte del venditore, sono una presa in giro, non si può fare, la verifica va fatta sull’impianto, con PI in funzione e va misurato anche i tempo di apertura del dispositivo di interfaccia dell’impianto 😉
Grazie mille, gentilissimo ed esaustivo.
Salve Stefano per un impianto da 20 Kw l interfaccia deve essere esterna?
Si, esterna
Buongiorno Stefano In un impianto da 18KW composto da tre inverter installato nel 2010 secondo la DK enel e adeguati alla delibera 243 hanno il dispositivi DDI interno.
Ora si è guastato un inverter ed è stato sostituito devo installare un DDI esterno conforme alla Cei 0-21 e fare la pratica SIAD sia per la comunicazione avenuta sostituzione sia per modifica dei componenti non primari dell’impianto con una valutazione progetto? Lo stesso produttoreha anche un altro impianto con sola vendita composto da due inverter trifasi da 10KW nelle stesse condizioni del precedente e si deve sostituire un inverter devo sempre installare la DDI esterno? Grazie
Secondo me se installi un inverter di potenza non superiore a 11,08kW puoi abilitare la SPI interna e sei a posto.
Stai sostituendo l’inverter, non adeguando l’impianto.
Diverso il caso di impianto con singolo inverter di potenza superiore a 11,08kW.
In questo caso l’inverter, di potenza superiore a 11,08kW non può avere interfaccia interna, quindi va aggiunta interfaccia CEI 0-21
Tranne qualche raro caso infatti gli inverter di potenza superiore a 11,08kW non hanno barrata la casella SPI nella certificazione, ovvero è certificato solo i dispositivo di conversione
Non devi fare una pratica con valutazione in questi casi, ma una pratica per sostituzione componenti principali.
P.S.: sulla questione SPI (si o no, in un caso come il tuo) non tutti la pensano come me.
Buongiorno
In un impianto esistente da meno di 20KW con due inverter trifasi da 10kW. impianto senza interfaccia esterna in quanto anno 2010 non necessaria.
Sostituito inverter devo secondo le cei 0-21 installare anche interfaccia esterna.
Stessa risposta dell’altro post (secondo me cambi inverter e abiliti interfaccia interna, ovvero configurazione CEI 0-21 INT).
Buongiorno Stefano, per conoscenza
Avevo inviato lo stesso quesito a Tuttonormel. e la loro risposta è che secondo la cei 0-21 bisogna installare la protezione di interfaccia esterna. TNE marzo 2017 pagina 18-19. In quanto non fanno riferimento per impianti di potenza complessiva superiore ai 11,08KW
Distinti saluti
Si, avevo letto anche io tale interpretazione. In effetti il discorso fila, impianto di potenza maggiore di 11,08kW, installi un nuovo inverter in tale impianto, secondo la CEI 0-21 deve avere interfaccia esterna.
Però faccio 2 considerazioni.
1) stai sostituendo un componente e non modificando l’impianto
2) visto che il nuovo inverter ha interfaccia interna conforme a CEI 0-21, che senso ha installare protezione esterna quando l’altro inverter ha comunque tarature DK5940 ? Il solo risultato è quello di avere due SPI esattamente identiche, un nell’inverter, una esterna.
Questo secondo me è uno dei casi in cui i normatori dovrebbero usare il cervello. Però di solito le norme non indicano mai le soluzioni accettabili per questo tipo di modifiche.
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Comunque se il nuovo apparecchio deve sottostare alle norme vigenti, le stesse relativamente alla SPI fanno riferimento alla potenza complessiva dell’impianto e non a quella del componente sostituito, quindi impianto maggiore 11,08 ci sta che ti chiedano la SPI esterna
Buongiorno Stefano e complimenti per la competenza,chiarezza e disponibilità.
Se possibile ti chiederei di sapere dove è chiaramente scritto, nell’ ultima norma, che per un impianto di P inferiore a 11,08 kW è necessario il rele di protezione esterno se il numero degli inverter è superiore a tre. Grazie
Ti ho risposto nell’altro tuo commento.
CEI 0-21:2016-07 art. 8.2.2.2
non sono riuscito a trovare un post che risponda alla domenda che ti faccio di seguito. Sto compilando il R.E per un impianto di 8 kW con 5 inverter. Nella sezione allegato A mi chiede la verifica delle tarature della protezione di interfaccia esterna con cassetta rele…etc ma l’ impianto non ha una protezione interfaccia esterna! Dove ho sbagliato?
Non ne ho idea, o non hai compilato ancora tutto, o non hai scelto l’opzione SPI interna
si può essere che si aggiusti quando completo altri dati. Negli allegati comunque si richiede la foto del display in autotest. L’ impianto ha 5 inverter, dovrei fare le foto dei display di 5 inverter? Mi sembra non abbia senso!
Si, foto autotest di 5 inverter.
Ha senso. Se hai 5 SPI le devi verificare tutte.
Inserendo 5 SPI a portale hai la possibilità di copilare 5 tabelle SPI
Buongiorno, ho un impianto di 3 kw entrato in funzione nel 2007 e dopo 12 anni di onorato servizio l’inverter Fronius IG30 ha smesso di funzionare. Chiaramente oggi trovo sul mercato solamente inverter rispondenti alla normativa CEI 0-21 per i quali ho già chiesto alcuni preventivi.
Mi sono informato presso il GSE che mi ha confermato che che il D.M. 23 giugno 2016 prevede che i Soggetti Responsabili di impianti di potenza pari o inferiore a 3 kW siano esonerati dall’obbligo di comunicazione per interventi di questo tipo. Ho letto però in rete che devo fare comunque una comunicazione di sostituzione verso il distributore di energia, ma non ho capito che cosa devo produrre ed allegare? Inoltre si tratta di documentazione che devo far redigere da un tecnico o posso farla io autonomamente dopo l’installazione?
Grazie in anticipo per il supporto.
Buongiorno.
Per me puoi fare una semplice PEC al distributore dove dici che hai sostituito l’inverter, allegando le foto dell’autotest e la certificazione CEI 0-21 dell’inverter.
Buongiorno, su un impianto da 19.9 kWp allacciato a maggio 2010 (quindi DK5940) dovrei sostituire i 3 inverter monofase da 6 kW presenti con un nuovo inverter da 20 kW trifase. L’impianto non ha SPI esterno perché la DK non lo prevedeva fino a 20 kW. Sostituendo i 3 inverter monofase con 1 trifase nuovo, sono costretto a mettere SPI+DDI esterni in conformità alla CEI 0-21 o posso mantenere l’impianto così com’è ovvero con SPI interna all’inverter, visto che all’allaccio era in vigore la DK5940?
Grazie!
Quando si installa un nuovo dispositivo, va applicata la norma vigente alla data dell’installazione, non la data di allaccio dell’impianto.
Se lei installa un inverter da 20kW infatti vedrà che nella dichiarazione di conformità, è esclusa la protezione di interfaccia
Ok, non mi è chiara la conclusione.. ovviamente il nuovo inverter sarà conforme CEI 0-21 ma posso evitare SPI+DDI esterni, visto che la DK non li prevedeva sotto 20 kW e non sono stati installati a suo tempo?
Riscrivo in modo più semplice.
– inverter installato oggi,
– conforme alle norme CEI 0-21 vigenti
– le stesse prevedono che negli impianti di potenza superiore a 11,08kW la protezione di interfaccia debba essere ESTERNA
Quindi va installata protezione di interfaccia esterna.
Un inverter da 20kW OGGI non ha infatti protezione di interfaccia certificata.
Cosa prevedevano le norme alla data di allaccio non ha alcuna rilevanza
Ora è chiaro ed è come pensavo.. e se mettessi 2 inverter da 10 kW (impostabili con protezione di interfaccia interna) vale lo stesso ragionamento?
Non cambia nulla.
La norma fa riferimento alla potenza complessiva dell’impianto, non del singolo inverter.
—————
Il sistema di protezione di interfaccia deve essere realizzato tramite:
un dispositivo dedicato (relè di protezione) per impianti di produzione con potenza
complessiva superiore a 11,08 kW;
un dispositivo integrato nell’apparato di conversione statica oppure un dispositivo
dedicato (relè di protezione) per impianti di produzione con potenza fino a 11,08 kW.
Ciao Stefano, vorrei porti un quesito riguardante l’interfaccia esterna. Ho trovato su un impianto, montato nel 2018 ma non ancora entrato in esercizio, un’interfaccia ABB CM-UFD.M22. Ho visto che tale l’interfaccia è conforme alla CEI 0-21 ed. 07-2016 ma dal 21 dicembre è in vigore a tutti gli effetti l’ultima variante della norma CEI 0-21 del 2019. Secondo te tale interfaccia può essere utilizzata? Inoltre una curiosità: si potrebbe aggiornare il firmware?
Grazie e buone feste a tutti
Ciao Andrea.
Al momento non mi pare ci sia il firmware per la CEI 0-21 edizione 2019
Mi pare che l’interfaccia possa essere aggiornata ma solo da ABB.
Sempre che ABB decida di mantenere in vendita quel modello e di certificarlo per la nuova norma, la certificazione costa molto, può anche essere che ABB abbandoni il modello per uno nuovo.
Ma è solo una ipotesi
Ciao Stefano , chiedevo conferma se sostituisco n.2 inverter monofase ( non riparabili i vecchi ) su impianto entrato in funzione nel 2011 con 3° conto energia , l’impianto è da 19,8 kwp composta da 3 inverter monofase con SPI interno , non devo mettere un SPI esterno per adeguarmi alla normative vigenti ( ovviamente gli inverter nuovi sono “equivalenti ” stessa potenza certificazioni 0-21 e SPI interno ) ?
grazie
Ciao Fabrizio.
Leggendo alla lettera le norme la risposta è SI, se installi un inverter oggi deve essere conforme alle norme vigenti, che oggi dicono che un inverter installato in un impianto di potenza superiore a 11,08kW non può avere interfaccia interna.
Tecnicamente però la cosa non ha senso perchè comunque disattiveresti la SPI interna di 2 inverter per metterne una esterna, mentre il terzo inverter vecchio mantiene le sue regolazioni DK5940.
Se installi 2 inverter CEI 0-21 con protezione certificata e attiva, che differenza fa inserire una SPI esterna con le medesime tarature e disattivare quella interna degli invertter ?
Direi nessuna.
Potresti sostituire i 2 inverter con 2 inverter CEI 0-21, fare la pratica SIAD sul portale GSE, e inviare comunicazione ad e-distribuzione inviando nuovo schema, certificazioni CEI 0-21 degli inverter, autotest.
Se poi qualcuno ti dice qualcosa, fai in tempo ad inserire dopo la SPI esterna.
Ovvio che dovresti per correttezza avvertire il cliente di questo aspetto, ovvero……faccio il minimo indispensabile interpretando le norme per fare il minimo indispensabile, ma sappi che c’è la possibilità che ci chiedano qualcosa in più, magari quantificando l’eventuale “qualcosa in più”
Buongiorno, avrei un quesito sempre relativo alla SPI.
Dovrei effettuare un ampliamento di impianto (senza incentivi) da 9,9kw con DDI e SPI esterna aggiungendo un secondo inverter per 10kw aggiuntivi. L’inverter nuovo (<11,08kw) ha la SPI integrata.
Posso mantenere il vecchio ramo di impianto con lo SPI esterno e aggiungere il nuovo con SPI integrato (senza avere quindi SPI e DDI unico) per fare poi il parallelo prima del contatore di scambio (la "sezione" impianto credo resti unica non avendo incentivi in gioco)?
Grazie
Ciao.
Onestamente non so se puoi ampliare la sezione esistente o devi comunque fare una sezione nuova sullo stesso Censimp, anche senza contatore di produzione. E’ un caso che non mi è mai capitato.
Però quando fai la domanda di connessione, il processo automatico di generazione/modifica di un POD esistente ti guida senza possibilità di commettere errori mi pare.
Per quanto riguarda la SPI invece, la stessa deve disconnettere entrambi gli inverter, non puoi usare la SPI integrata nel nuovo e la SPI esterna per il vecchio.
Tutto sotto SPI esistente………..e temo ti chiedano che la stessa sia conforme alle CEI 0-21 edizione 2019-04
Ciao Stefano,
volevo porti una domanda: come noto durante la prova con cassetta prova relè bisogna rilevare anche il tempo di scatto del DDI e riportarlo nel test report. C’è un tempo massimo ammissibile di scatto del DDI secondo le 0-16 e 0-21 o no? Chiedo perchè spesso ho rilevato contattori che avevano tempi di scatto dell’ordine di 200-250 ms che non è poco.. è accettabile?
Grazie!
Il tempo di intervento non deve superare per dispositivi BT i 100ms e per dispositivi MT i 70ms
Mi sembra strano che tu trovi spesso quei valori, ne ho provati a centinaia e siamo sempre tra i 4ms di alcuni modelli e i 60ms di altri. SOlo alcuni Schneider nuovi per i primi interventi sono sui 110ms ma se li fai aprire e chiudere un bel po’ di volte si assestano sugli 80ms.
Come lo misuri il tempo ? Contatti ausiliari ?
Dipende dalla presenza o meno del contatto ausiliario: se è disponibile, collego al primo ingresso dello strumento il contatto ausiliario impostandolo come libero da tensione e al secondo ingresso il contatto libero di scambio del relè di uscita della SPI impostandolo come ingresso in tensione (perché va in tensione alla commutazione).
Se non è disponibile il contatto ausiliario, collego a un ingresso dello strumento fase e neutro presi a monte del DDI (quindi si interrompe all’apertura del DDI) impostandolo come ingresso in tensione e all’altro ingresso sempre il contatto libero di scambio del relè di uscita della SPI come nel caso precedente.
È vero che soprattutto i contattori riprovando più volte migliorano ma con tempi così alti è dura.. in ogni caso non mi sento di non far passare una 786 per dei tempi del DDI più lunghi.. che ne pensi? Forse sbaglio qualcosa io?
Grazie
Buongiorno Stefano,
per l’installazione del SPI esterno per impianti > di 11,08 kW va considerata la potenza in C.C. o la potenza in C.A. nominale in uscita dall’inverter?
grazie
La norma parla di potenza complessiva, ma non da una definizione della stessa.
In ogni caso a scanso di equivoci, io farei riferimenti a quando indicato nei verbali di connessione alla voce “potenza impianto di produzione” e alla certificazione Terna
Buonasera Stefano, vorrei porle una domanda:
Approfittando del bonus 110% vorrei installare sul tetto di casa pannelli ftv per una potenza di circa 6/7 kw più inverter da 6 kw insieme a due batterie di accumulo per aumentare la possibilità di stoccaggio di energia, ad esempio due tesla powerwall in ac oppure due lg chem in dc.
L’installatore contattato mi dice che questo non è possibile in quanto l’nstallazione di due batterie comporterebbe un aumento della potenza complessiva dell’impianto oltre gli 11 kw (6 kw dell’inverter più due volte 5kw delle due batterie per un totale di 16 KW) e questo mi abbligherebbe a sostenere dei costi periodici per il controllo dell’interfaccia che altrimenti non sarebbero previsti.
Io ho ribattuto che montando le batterie in parallelo si manterrebbe la potenza nominale in erogazione di 5KW e aumenterebbe del doppio la capacità di stoccaggio, 27 KW nel caso di Tesla.(13.5 per 2) e rispetterei gli 11 kw imposti dalla normativa cei (6 kw di inverter più 5 kw delle batterie)
Potrebbe gentilmente fare luce su questo discorso?
Potrebbe indicarmi un riferimento normativo inequivocabile?
Grazie
Ha ragione l’installatore. L’accumulo lato AC realizzato tramite batterie e inverter per batterie, è un generatore cìla cui potenza si aggiunge a quella dell’inverter fotovoltaico cui sono connessi i moduli.
Quindi 6kW di inverter fotovoltaico 10kW di batterie configurano un generatore di potenza nominale 16kW, con conseguente necessità di protezione di interfaccia esterna.
Inoltre se non si configura l’inverter dell’accumulo ad immissione zero, superando i 6kW il sistema passa da monofase a trifase, con tutte le conseguenze del caso.
Detto questo non vedo il senso di installare un nuovo impianto con accumulo lato AC (cosa che normalmente si fa come retrofit negli impianti esistenti) quando può installare un inverter ibrido di potenza 6kW rimanendo monofase, e installando lato DC tutte le batterie che vuole compatibilmente con l’inverter scelto.
Innanzi tutto grazie della sua esaustiva e veloce risposta…
Mi sembra di capire insomma che lato dc, ovvero prima dell’inverter è possibile installare più batterie ed avere così una grande capacità di accumulo pur non aumentando la potenza nominale dell’impianto, in quanto la potenza massima sarà determinata dall’nverter….suppongo.
L’nstallatore mi ha proposto un Solaredge SE 6000H al quale io vorrei accoppiare (lato dc) due LG RESU16H Prime da 16 KWciascuna per una capienza massima di 32 KW.
La potenza erogata da ogni singola batteria è 7 KW.
Ritiene in linea con le norme questa disposizione? o è meglio optare per due LG RESU10H Prime che erogano 5 kw ciascuna?
Grazie
Se inserisce accumulo lato DC con inverter ibrido la potenza nominale sarà sempre 6kW.
Puo inserire batterie per la potenza che vuole senza alcun problema.
Anche se parlare di capacità delle batterie e di consumi senza conoscere il profilo del cliente ha poco senso però 32kWh con un inverter e un impianto da 6kE mi sembra un po’ esagerato. Starei più sui 16kWh
Ciao Stefano
in caso di ampliamento di impianto con l’aggiunta di una nuova sezione cei 0-21 è necessario modificare il sistema di interfaccia della vecchia sezione a norma DK5940? o addirittura sostituire i vecchi inverter se non sono adeguabili alla norma cei 0-21?
grazie
Sostituire i vecchi inverter no di certo.
Sostituire l’interfaccia SI se la utilizzi anche per la nuova sezione.
Se invece usi un’interfaccia dedicata alla nuova sezione, la vecchia può rimanere così com’è