Delibera AEEG 243/2013: ulteriori interventi relativi agli impianti di generazione distribuita

Era nell’aria e non si è fatta attendere la delibera che indica gli ulteriori interventi sugli impianti di generazione distribuita, al fine di garanetire la sicurezza del sistema elettrico nazionale.

Questa volta come aveva anticipato la deliberazione 562/2012, è il turno degli impianti allacciati alla rete BT di potenza superiore a 6kW, e gli impianti allacciati alla rete MT di potenza sino a 50kW, in entrambi i casi si parla degli impianti allacciati prima del 31 marzo 2012, in quanti gli altri già avevano “subito” le prescrizioni della delibera 84/2012.

L’adeguamento riguarda il paragrafo 5 dell’allegato A70, quindi possiamo subito dire che non si tratta di interventi invasivi, ma come ipotizzabile della regolazione della frequenza di lavoro degli inverter (sino a 20kW) o delle protezioni di interfaccia, per gli impianti di potenza superiore a 20kW (ricordiamo che nel periodo precedente l’entrata in vigore della CEI 0-21, le DK5940 prevedevano l’uso di dispositivo di interfaccia esterno per gli impianti di potenza superiore a 20kW, art. 8.3 tabella 1).

In particolare le prescrizioni della delibera sono le seguenti.

Impianti collegati alla rete BT alla data del 31 marzo 2012 di potenza superiore a 20kW
Si dovranno adeguare entro il 30 giugno 2014

Impianti collegati alla rete MT alla data del 31 marzo 2012 di potenza sino a 50kW
Si dovranno adeguare entro il 30 giugno 2014

Impianti collegati alla rete BT alla data del 31 marzo 2012 di potenza da 6kW  a 20kW
Si dovranno adeguare entro il 30 aprile 2015

L’adeguamento riguarda il paragrafo 5 dell’allegato A70, ed in particolare, in deroga a quanto indicato nello stesso, gli impianti dovranno rimanere connessi entro il range di frequenza 49-51Hz. Per quanto riguarda le macchine rotanti in impianti “tradizionali” le frequenze dovranno essere regolate come sopra entro i limiti delle macchine stesse.

Interventi non invasivi, come dicevano, in quanto tutti gli inverter allaccaiti prima del 31 marzo 2012, dovevano essere conformi alla guida Enel DK5940, che al paragrafo 8.5 indicava tra le frequenze da impostare nel sistema di protezione di interfaccia, i valori 49,7-50,3 come valori di default, e che qualora le variazioni di frequenza di rete, in normali condizioni di esercizio, fossero tali da provocare interventi intempestivi della protezione di massima/minima frequenza potevano, su indicazione del personale ENEL, essere adottate le tarature 49 e 51 Hz. Infatti ricorderete che le vecchie protezioni di interfaccia, meno sofisticate e regolabili di quelle attuali (CEI 0-21) avevano la possibilità della doppia regolazione (49,7-50,3 oppure 49-51).

L’adeguamento quindi riguarderà l’impostazione della frequenza 49-51 sulle vecchie interfacce, oppure la modifica dei parametri all’interno degli inverter, cosa possibile proprio perchè tali apparecchiature dovevano essere conformi alla DK5940. Le imprese distributrici dovranno avvertire i titolari di impianti di produzione connessi prima del 31 marzo 2012, i quali dovranno provvedere, dopo l’adeguamento dei valori di frequenza, inviare il regolamento di esercizio aggiornato con la comunicazione sotto forma di dichiarazione sostitutiva, firmata dal tecnico di impresa abilitata o da u tecnico iscritto all’albo professionale per le rispettive competenze.

Il mancato adeguamento anche dopo il sollecito delle imprese distributrici, comporterà la sospensione di eventuali convenzioni di Scambio Sul Posto, Ritiro Dedicato, nonchè incentivi in Conto Energia.

Author: Stefano Caproni

Perito Elettrotecnico, mi occupo di progettazione di impianti elettrici, energie rinnovabili, consulenza e progettazione di impianti fotovoltaici. Profilo linkedIn

1.028 commenti a “Delibera AEEG 243/2013: ulteriori interventi relativi agli impianti di generazione distribuita

  1. Ciao Stefano,
    secondo te sarà necessario il test con la cassetta prova relè per le vecchie interfacce, anche se al tempo non era previsto?

    1. Ciao Emanuele, la delibera non lo chiede.
      Ma Enel ha sempre chiesto la verifica con cassettà relè anche ben prima dell’Allegato A70. Prova a guardare un regolamento di esercizio di impianto maggiore di 20kW ante marzo 2012.
      Non so come si comporteranno, non credo comunque che si metteranno in una situazione in cui i clienti debbano spendere soldi per adeguare, oltre alle varie spese per chiamare tecnici o installatori. Almeno è quello che penso, ma non mi stupirei di nulla.

  2. Ciao Stefano,
    l’adeguamento al paragrafo 5 della A70 non prevede anche che si debba rimanere connessi per valori di tensioni compresi tra 0.85 Vn e 1,10 Vn?
    grazie in anticipo e buona giornata

  3. L’ho chiesto perchè leggendo vari articoli sull’argomento si fa riferimento solo alla variazione del range della frequenza, ma non si pone attenzione sulla tensione.
    A mio giudizio con il 243/2013 si dovrebbe intervenire anche sul range di tensioni( e mentre quasi tutte le PI datate ammettono 49HZ-51HZ, alcune non ammettono il 0,85-1,1 Vn ( es Gavazzi DPC02) e ciò comporta la sostituzione della PI.
    Quindi nuova certificazioni che tradotta in soldoni diventa un spesa importante.
    o ho interpretato male il 243/2013?

    1. Non credo tu abbia interpretato male, il discorso è che l’Allegato A70 dice che gli impianti devono rimanere connessi entro il range 85%-110% Vn, quindi visto che le tarature della DK 5940 erano più ampie, ritengo che non si debba interventire sulle tensioni.
      Anche se quanto hai scritto mi fa pensare, nel senso che quanto dici non è sbagliato, ovvero oltre quei limiti l’impianto dovrebbe disconnettere, quindi il “devono rimanere connessi nel range 85%-110%” significa anche devono disconnettersi oltre quei limiti.
      Sono dubbioso…….. 😉

    2. Ciao Tomme, sempre per ragionare con te, credo che Enel lasci le tarature delle tensioni come da DK5940, in quanto con tali tarature si rispetta l’articolo 5 (l’impianto rimane connesso tra 0.85 e 1.1 VN).
      In effetti se ci pensiamo, anche la CEI 0-21, che recepisce già l’allegato A70, ha una taratura più ampia di quanto prescritto nell’allegato A70. Io interpreto quindi l’articolo 5 come l’impianto deve rimanere connesso “almeno” nel range 85%-110% Vn.
      Che ne dici ?

  4. Ciao Stefano, ho riflettuto su quanto dici
    effettivamente nel primo capoverso della paragrafo 5 dell’A70 cito
    “Tutti gli impianti di produzione ed i relativi macchinari ed apparecchiature devono essere progettati, costruiti ed eserciti per restare in parallelo anche in condizioni di emergenza e di ripristino di rete.
    In particolare gli impianti, in ogni condizione di carico, devono essere in grado di rimanere
    permanentemente connessi alla rete MT e BT per valori di tensione nel punto di consegna,
    compresi nell’intervallo 85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn o nell’intervallo 90% Vn ≤ V ≤ 105% Vn misurato ai
    morsetti di macchina.”

    Con quel “rimanere permanentemente connessi” Le soglie della vecchia Dk5940 dovrebbero andar bene.

    concordo con la tua interpretazione.

    Potevano comunque scrivere mezza riga sulle soglie di tensioni per far stare tutti tranquilli, sopratutto in modo da evitare possibili interpretazioni diverse da parte dei distributori

    grazie per l’aiuto

    Buona Gionata

    1. Ah si Tomme, ti quoto. Sembra che facciano fatica a scrivere qualcosa di chiaro 😉
      In ogni caso credo che quando arriveranno le prime comunicazioni Enel ne sapremo qualcosa di più 😉

    1. Non avendo ancora visto una lettera Enel non ti so dire. Ma direi di no, la delibera non parla di retroattività della CEI 0-21. E ci mancherebbe, si dovrebbe rifare gli impianti completamente (valle delle stringhe).

  5. Salve, una domanda da profano: ho un impianto fotovoltaico < 20kw attualmente non in esercizio (ma connesso ante CEI 021) poichè si è guastato il relè di protezione interfaccia DPC72; per ripristinare il funzionamento posso (nell'eventualità che ancora riesca a reperirlo) sostituire il relè con uno identico e quindi a norma DK5940 o devo procedere con la sostituzione del relè con uno a norma CEI 021 con contestuale adeguamento di tutto l'impianto alla norma? se fosse valida la seconda ipotesi quali sono, gli interventi necessari all'adeguamento alla norma 021 per un impianto a norma DK5940
    Grazie

    1. Ciao Matteo, non devi adeguare tutto l’impianto, inoltre non serviva la protezione di interfaccia prima della CEI 0-21 al di sotto dei 20kW. E’ sufficiente quella degli inverter (fino a 3 inverter mi pare), se nel regolamento di esercizio non era indicata la protezione esterna secondo me puoi anche non metterla, e dovrai solo cambiare le frequenze dell’inverter da 49,5-50,5 a 49-51
      Oppure puoi installare un’interfaccia CEI 0-21 e la storia finisce li (Enel potrebbe chiederti però in questo caso la verifica in campo dell’interfaccia stessa.

  6. Buonasera , informo che stanno arrivando ai produttori le lettere , da parte del Gse , sugli adempimenti da fare sugli impianti BT>6kw e delle conseguenze a chi non adempie : ritiro incentivo , io ho uno da 19,78kw del 2011 , quindi ho tempo fino a aprile 2015 , pero’ sul sito enel si parla di rifare il regolamento di esercizio con tutte le dichiarazioni del caso , quindi anche l’adeguamento alla Cei 0-21 , quindi se confermata mi sembra un attivita’ vessatoria in contrasto con quanto scritto sulla delibera , che dice chiaramente che l’intervento si riduce a una semplice modifica delle soglie e dichiarazione dei nuovi valori…..

    grazie

  7. Gino, non e’ scritto da nessuna parte che devi adeguare alla Cei 0-21, bisogna solo “allargare” le soglie di frequenza sui Spi e/o inverter esistenti. Bisogna eventualmente capire se sugli inverter si puo’ intervenire tramite regolazione sul pannello o display o con PC oppure con l’installazione di un diverso firmware; esattamente e’ gia’ stato fatto nel periodo aprile-giugno 2012.

  8. Grazie vic della risposta , io ho tempo quindi sto’ a vedere , ma intanto non si devono allargare solo le frequenze come era stato scritto inizialmente , ma la delibera e’ chiara va adeguato l’impianto al par.5 , cioe’ modificare anche i valri di tensione , io ho i danfoss tlx , sono sia aggiornabili da soft , sia solo nelle soglie via pc , io cerchero’ di tenere i soft vecchi a cui manca la rampa lenta in caso di stacco o diminuizione di potenza , ho gia’ visto il nuovo (ne avevo sostituito uno in garanzia) che a 253V andava a 0 e ci metteva diversi minuti a ritornare al massimo.
    Il problema e’ cosa c’e’ da scrivere nel RE , se e’ quello standard mi sa’ che dovra essere dichiarata una cosa non prevista dalla delibera , staremo a vedere…..

    ciao

    1. Ciao Gino, non fasciamoci la testa prima di rompercela. Gli impianti connessi con DK5940 e le relative interfacce installate (così come gli inverter che erano nella famosa lista Enel) hanno le tensioni già conformi all’allegato A70 al 99%. Le interfacce conformi e gli inverter erano tarati a 1,2Vn e 0,8Vn quindi sono in grado di rimanere connessi in un range 85% – 115% come chiede l’allegato A70 direi.
      Per il resto, anche io ho le tue preoccupazioni, perchè se Enel ci ripropone lo stesso regolamento e gli stessi allegati che ci ha proposto per gli impianti CEI 0-21 dovremmo dichiarare una cosa che la delibera NON chiede (adeguare alla CEI 0-21) e che non è vera (gli inverter ante marzo 2012 non sono conformi a CEI 0-21).
      Un altro aspetto interessante è che molte interfacce installate secondo DK5940 non hanno frequenza regolabile e vanno quindi sostituite.
      A voi interessa perchè chi non ha interfaccia programmabile (quasi tutti gli impianti oltre i 20kW), dovrà cambiarla.
      E se non mi sbaglio la delibera 344/2012 dice che se cambi l’interfaccia devi rispettare il paragrafo 4.1 della delibera 84/2012 che dice:
      ———————
      Nel caso di impianti che vengono connessi alle reti di bassa e media tensione e che entrano in esercizio in data successiva al 31 marzo 2012, le prescrizioni dell’Allegato A70 e della Norma CEI 0-21 vengono applicate secondo le seguenti modalità e tempistiche……………etc……………..etc……….————————-
      Quindi secondo me occorrerà installare l’interfaccia CEI 0-21 (poi staremo a vedere se con le regolazioni di tensione della DK (80%-120%) o già che ci siamo CEI 0-21
      Anche se a dire il vero credo che l’unica strada sia proprio quella di installare l’interfaccia CEI 0-21, non credo ci siano tante interfacce DK5940 in giro.

      😉

  9. Buongiorno a tutti, la delibera dice che bisogna adeguarsi al paragrafo 5 ma con la possibilità di modificare almeno il range di frequenza. Alla fine dice che bisogna apportare le modifiche solo fino dove si riesce col tipo di inverter installato. Quindi se si riesce ad aggiornare gli inverter con tensione e frequenza (47.5 – 51.5) bene, altrimenti si modifica solo la frequenza nel range minimo (49-51).
    Ieri ho provato a fare i primi regolamenti, unico dubbio mi dice di inserire il numero di SPI. Io avendo un inverter da 15 kW uso solo quella interna al convertitore ma il sistema non accetta “intera” ma solo “esterna”.(impianti dai 6 ai 20kw)

    1. Ciao Simone, quindi per fare i nuovi regolamenti dobbiamo aprire una posizione sul portale per gli utenti interessati ?
      Riesci a vedere se il regolamento fa riferimento alla CEI 0-21, ovvero se è simile a quelli che abbiamo compilato dopo l’avvento della CEI 0-21 ?
      Perchè se è così non ci siamo, non dobbiamo adeguare gli impianti alla CEI 0-21

  10. Buongiorno ragazzi,
    per adeguamento impianti > 6 kWp, si considera la potenza complessiva installata o quella nominale in CA dell’inverter? Esempio: ho un 6,44 kWp con inverter SMA SMC 6000A potenza CA 6000W, chi mi dice se va adeguato?
    Il Gse dice di chiedere a Enel, Enel passa la palla a Gse….

    Grazie e buon lavoro a tutti

  11. Grazie delle risposte , e del non fasciarsi la testa prima di romperla 😀 , ma sulle tensioni il paragrafo 5 scrive questo :
    5.
    CAMPO DI FUNZIONAMENTO DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
    ……devono essere in grado di imanere
    permanentemente connessi alla rete MT e BT per valori di tensione nel punto di consegna, compresi
    nell’intervallo 85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn
    …….

    io per esempio allacciato a luglio 2011 ho il superiore a 1,15 cioe’ 264V quindi devo adeguare anche le tensioni , e a quel punto avro’ problemi di tensione alta , che fino ad ora non avevo , perche’ la tensione va su’ fino a 260V , perche’ la linea non e’ adeguata all’immissione …

    ciao

    1. Ciao Gino,
      io la leggo in modo diverso, ma non è detto che abbia ragione.
      L’A70 dice che devono rimanere connessi nell’intervallo 85% – 110%, quindi se la mia interfaccia o inverter ha taratura 80% – 120% per me va bene (rimangono connessi nell’intervallo 85% – 110%).
      Altrimenti io avrei scritto, gli impianti di produzione devono disconnettersi oltre l’intervallo di tensione 85% – 110%.
      Ma ribadisco, posso sbagliare io. Purtroppo vedo che in Italia si fa fatica a scrivere in modo chiaro, se ognuno di noi la vede in modo diverso o siamo tutti rincoglioniti o chi scrive questi codici di rete e queste delibere, dovrebbe essere più chiaro ed evitare frasi a “doppia visuale”

  12. Hai ragione non viene mai fatta una regola che non sia interpretabile in due maniere, lo faranno apposta per gli avvocati ?!
    Per il fatto degli impianti borderline sui 6kw , secondo me quando l’inverter e’ 6kw ,per ,esempio il PO 6.0 ha 6kw nominale e massima , se anche si mettono 6,3kw di pannelli e’ un impianto che rientra nei 6kw perche’ non potra’ mai immettere piu’ di 6kw , e infatti se non vado errato enel ha allacciato in monofase , prendendo a riferimento la PN inverter , mentre se avevo 3kw di inverter e 3,3 di pannelli entravo oltre 3kw , per il Gse , visto che gli incentivi avevano la soglia dei 3kw fino al IV° CE.

    saluti

  13. La P nom dei fotovoltaici riferita ai pannelli e’ l’unico riferimento davvero univoco; se cosi non fosse ognuno (nei casi borderline) userebbe i dati che vuole in base alle varie necessita (obblighi, maggiori incentivi ecc.). ciao

  14. Il limite dei 6kw era nei confronti di enel come passaggio da mono a trifase , non c’ernao incentivi , so che in alcune zone l’Enel dava ok per 6kw anche per impianti con 7 di pannelli , a conferma di cio’ il 6.0kw come ho scritto , e’ l’unico dei PO PVI che ha la PN uguale alla max , tutti gli altri hanno il 10% in piu della nominale ….. puo’ essere proprio per quel fatto? altri inverter non lo so , anche se parecchi si definiscono 6 e poi sono da 5 😀

  15. Ciao Stefano, dunque le acque iniziano ad agitarsi.
    C’è qualcuno che può postare una lettere ricevuta da ENEL?
    Gli impianti da adeguare probabilmente non erano ancora a portale ENEL, difatti se uno ricerca un POD nella sezione dedicata non si trova.
    Vanno registrati gli utenti? se sì come si fa?

    1. Anche io non ho capito bene. Io a portale ho solo ovviamente, e come tutti, impianti allacciati da quando è attivo il portale produttori.
      Secondo me va registrato il nuovo utente, perchè anche io non trovo POD.
      Io ho ricevuto la comunicazione dal GSE.
      ——————-
      Gentile Produttore,

      l’Autorità per l’energia elettrica e il gas in data 6 Giugno 2013 ha pubblicato la deliberazione 243/2013/R/EEL – ” Ulteriori interventi relativi agli impianti di generazione distribuita per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. Modifiche alla deliberazione dell’autorità per l’energia elettrica e il gas 84/2012/R/EEL ” che definisce le modalità e le tempistiche per l’adeguamento alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’Allegato A70 al “Codice di rete” di TERNA degli impianti di produzione connessi alla rete di distribuzione aventi le seguenti caratteristiche:

      potenza complessiva superiore a 6 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012;
      potenza complessiva fino a 50 kW, connessi alla rete di Media Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
      Tali impianti dovranno rispettare le prescrizioni del paragrafo 5 dell’Allegato A.70 al Codice di Rete di Terna, con la possibilità di derogare a tali prescrizioni solo per quanto riguarda le soglie di frequenza, ma garantendo di rimanere connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz.

      Gli adeguamenti richiesti dovranno essere effettuati con le seguenti tempistiche:

      Entro il 30 giugno 2014:

      Impianti con potenza complessiva superiore ai 20 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012;
      Impianti con potenza complessiva fino a 50 kW, connessi alla rete di Media Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
      Entro il 30 aprile 2015:

      Impianti con potenza complessiva superiore a 6 kW e fino a 20 kW, connessi alla rete di Bassa Tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012.
      Si specifica che:

      – non è previsto alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70;

      – gli impianti con potenza fino a 6 kW non rientrano nell’ambito di applicazione della deliberazione 243/2013/R/EEL.

      A seguito dell’adeguamento degli impianti, i produttori sono tenuti a sottoscrivere il nuovo regolamento di esercizio trasmesso dall’impresa distributrice e a inoltrarlo alla stessa allegando una dichiarazione sostitutiva di atto notorio, redatta ai sensi del D.P.R. 445/00 da un responsabile tecnico di impresa installatrice abilitata o da un professionista iscritto all’albo professionale secondo le rispettive competenze, attestante che l’impianto è in grado di rimanere connesso alla rete all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz, oltre alla conformità al paragrafo 5 dell’Allegato A70.

      Le imprese distributrici effettuano sopralluoghi a campione sugli impianti per verificare l’avvenuto adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70 e comunicano a Terna l’elenco dei singoli impianti adeguati.

      Nei casi in cui gli impianti tenuti all’adeguamento risultino inadempienti, l’impresa distributrice ne dà comunicazione al produttore e al GSE. Per tali impianti il GSE provvede alla sospensione dell’erogazione di eventuali incentivi (Conto energia, Tariffa onnicomprensiva, Certificati Verdi, Cip 6/92), nonche dell’efficacia di eventuali convenzioni di ritiro dedicato o scambio sul posto, fino all’avvenuto adeguamento certificato dall’impresa distributrice.

      Qualora il suo impianto non rientri tra quelli oggetto di adeguamento, cosi come sopra descritto, si invita a darcene evidenza.

      La trasmissione della documentazione potrà avvenire esclusivamente mediante un apposito servizio online disponibile dal giorno 9 dicembre 2013, all’interno del Portale Produttori di Enel Distribuzione (indirizzo internet: https://produttori-eneldistribuzione.enel.it/ ) mediante il quale sarà possibile compilare e trasmettere il nuovo regolamento di esercizio ed i relativi allegati.

      1. Ciao, ma la lettera dal GSe per impianto in BT da 70kWp quando doveva arrivare?
        E’ arrivata cartacea, via PEC o mail ordinaria?
        All’unico mio cliente soggetto non è arrivata.
        Per 5 inverter da aggiornare via firmware + interfaccia da regolare 800euro son troppi?
        GRAZIE!!

  16. Gli allacci monofase >6 kW sono assimilabili a scelte o sviste del distributore che comunque a sua scelta poteva optare per il monofase fino a 10 kW, se non erro. Per dire anche che c’era comunque la necessita’ di un riferimento P nom univoco per i casi borderline. Ciao

    1. Ciao Vic, riesci ad informarti visto che sei abbastanza preparato, sul come si debba inoltrare la documentazione ? I produttori vanno registrati sul portale oppure io ad esempio con la mia posizione già aperta posso gestire l’invio ?

  17. Ciao Stefano,
    la procedura è questa:

    1. Iscrivere il cliente al portale produttori;

    2. Inserire i dati fiscali del produttore;

    3. Andare sul TAB regolamento d’esercizio e cliccare su delibera 243/13;

    4. Inserire codice POD da adeguare;

    5. Compilare il regolamento d’esercizio in forma del tutto elettronica.

    6. Stampare, firmare il regolamento (cliente e tecnico);

    7. Allegare il regolamento e il modulo di adesione;

    8. Inoltrare tutto;

    ATTENZIONE: Non si può fare il mandato.

    Chi mi da la mail gli mando un regolamento stampato dal portale, con dati messi a caso solo per poter vedere come veniva fuori.

    1. Ciao Simone,
      approfitto della tua disponibilità per avere anch’io un RdE, il mio indirizzo:angela.tassan@sole-soluzionenergia.com

      grazie e…
      Buon Natale

      Angela

  18. Ciao simone e grazie per il contributo,
    però così facendo ovvero iscrivendo il singolo utente, bisogna inviare il modulo di adesione al portale in cartaceo via posta A/R?

    1. Matteo,

      devi per forza iscriverlo con i dati del cliente perché il sistema riconosce se tra codice fiscale e codice POD c’è un impianto da adeguare.

  19. La lettera e’ mandata dal Gse , l’enel non fa’ neanche quello che c’e’ scritto nella delibera : che doveva essere il distributore a informare …..
    a parte questo , io sono gia’ segnato sul sito myenel , posso accedere alla mia pratica del 2010-2011 e vedo tutto l’iter dell’impianto , pero’ non posso fare altro a parte le bollette , se vado nei servizi attivi non posso attivare niente del portale produttore , cosa devo fare ?

    grazie

  20. Grazie Simone.
    Allora, è fatto bene, semplice e senza altri riferimenti senon alla delibera 243.
    Premessa, dati impianto, e un piccolo riassunto di cosa chiede la delibera (paragrafo 5 dell’allegato A70).
    Tabellina con la descrizione dell’inverter, quella dell’alegato D che conosciamo bene.
    Tabellina tarature con le due tensioni e le due frequenze.
    Nella tabella abbiamo valori richiesti e valori impostati, mai valori misurati.
    Quindi nessun autotest o prova con cassetta. E infatti non è richiesto.

    1. Ciao Simone,
      ma quando dici “nessuna prova con cassetta” ti riferisci solo al caso in cui può essere apportata una semplice modifica di settaggio alla PI? Se non è modificabile e devo sostituirla potrei sempre fare a meno del test?

  21. Si bisogna Iscrivere il singolo utente e inviare via A/R.
    Una cavolata assurda, in logica dovrei iscriverlo con la sua mail, chiamarlo e farmi inoltrare la mail di registrazione, accettare, inserire il suo numero di telefono, chiamare il cliente e farmi dare il codice, entrare nel portale, stampare i modulo di adesione, andare in campo ad aggiornare l’inverter, andare in studio, compilare online il regolamento, stamparlo, tornare dal cliente e far firmare tutto.

    Ma si può nel 2013 ??

    Che costo potete stimare per voi?

    questo per impianti dai 6 ai 20 kw.

    Dai 20 in su non ho avviato nessuna pratica per ora.

    1. Ciao Simone, se posso darti un consiglio crea tu un altro account per l’utente e gestisci tu la cosa finchè non chiudi la pratica. Solo allora rendi noto all’utente il nuovo account con le relative credenziali e codici. Così facendo dovresti riuscire a potare alcuni passaggi.

      1. Ciao Nat,
        anche io darei il tuo stesso consiglio.
        L’unico problema è che (se non sono cambiate le cose) per abilitare una nuova utenza sul portale occorre spedire la raccomandata con il modulo di accettazione del regolamento del portale.
        Una rottura imperiale 🙁

  22. Attenzione, quindi il reg. di esercizio cui fa riferimento Stefano riguarda gli impianti del limbo di potenza 6-20 kWp. Per questi era prevedibile che non fosse richiesta la cassetta di prova relé, poiché ai tempi della connessione ancora non era richiesta la PI esterna.
    Puoi simulare invece una situazione superiore ai 20 kWp e verificare se ci sia tra gli allegati richiesti, o no (meglio), il report da cassetta di prova relé?

  23. Aggiungo un suggerimento per ovviare all’onere dell’email, codice controllo via SMS, eccetera…domanda: si può registrare l’utente con una email ed un cellulare ‘nostro’, ovviamente spedire il cartaceo in originale (qui non si scappa) e alla fine dei giochi modificare l’anagrafica?

  24. Scusate , voi siete tutti progettisti o installatori , e io sono un umile produttore , ma non mi riesce registrarmi al portale produttori , se entro come myenel , da li posso arrivare a i servizi attivi e da li’ dovrei (perche non te lo fa fare) attivare anche il servizio dei produttori, se mi sconnetto col mio myenel , quando vado a registrarmi al portale produttori mi chiede se sono gia’ my enel e di non rimettere i soliti dati ?!
    Qualcuno puo’ verificare o mi puo’ dire esattamente cosa devo fare , grazie

  25. Buongiorno Stefano è possibile avere una copia del regolamento di esercizio da utilizzare per l’adeguamento degli impianti PV alla delibera 243/2013?
    albasi[@]protecengineering.it

    Vorrei capire l’impegno di tempo che comporta tale adempimento

    Grazie

    1. Ciao Antonio, puoi scaricare qua sotto un fac simile, ricordo che il documento va generato da portale Enel ed è personalizzato per ogni cliente con i dati relativi.
      ————-
      Regolamento
      ————-
      Il problema non è tanto il regolamento, la compilazione on-line richiederà mezz’ora non di più, il problema è sistemare le frequenze sugli inverter, spesso servono software e altro. E se gli inverter sono in garanzia, io eviterei di metterci lemani e chiamerei l’assistenza.

  26. Buongiorno,
    qualcuno di voi in questi giorni ha riscontrato problemi col portale produttori nel ricercare il RDE predisposto per nuovi impianti da allacciare?
    Enel mi ha comunicato la predisposizione ma sul portale non si apre il RDE, ho chiesto assistenza alla mail del triveneto, ma siccome se son fortunata mi risponderanno a nuovo anno inoltrato, ho pensato, forse i miei amici di newsenergia mi danno una dritta?

    Grazie

    1. Confermo quanto dice VIC, prova con il solo codice pratica. Io ho perso una settimana pe rlo stesso motivo. Basterebbe che Enel mettesse nella pagina apposita una nota. Se con codice pratica e POD non funziona, ma funziona con il solo codice pratica, perchè non lasciare solo quella parte ? Mah…….. 😉

  27. Ciao Angela, prova ad accedere con il solo cod rintracciabilita; oppure, con il POD, prova a modificarlo: dovrebbe avere 14 caratteri, ma sembra che i sistemi di Enel, talvolta ne hanno 15 e a volte 14 e potrebbe anche non coincidere con quello digitato nella richiesta; quindi tentare con 14 o 15 (vedere fatture energia). :-;

  28. Ciao Stefano, scusami ma ho potuto risponderti solo ora. Mi pare comunque hai ricevuto ottime info. Se servisse mi scrivi e cerco di sfruttare gli agganci 😉

    1. Grazie Vic, l’unica cosa che non mi è chiara è il discorso tensione richiamato dall’articolo 5 dell’allegato A70.
      Ovvero se va bene la vecchia regolazione 0,8Vn – 1,2Vn che richiedeva la DK5940.
      Con tale configurazione in effetti gli impianti SONO in grado di rimanere connessi nell’intervallo 0,85Vn – 1,15Vn richiesto dall’allegato A70.
      Da quanto ho capito niente foto autotest e niente prove con cassetta relè.
      Il problema sarà che ci sarà da mettere le mani agli inverter con siftyware e cavetti vari, e se gli stessi sono in garanzia ? Meglio chiamare l’assistenza.
      E se la ditta è fallita o gli inverter non sono configurabili ? Mah……..ne vedremo delle belle 😉

  29. Grazie Vic, grazie Stefano,
    funziona!!
    Ho provato con solo il codice pratica…e…fatto…

    grazie ancora, e a presto, per preziosi consigli

    Angela

  30. Sicuramente per aggiornare c’e’ da mettere le mani nell’inverter e in effetti chi lo fa’ per lavoro , non rischia di bloccarlo per niente…. io sui miei Danfoss TLX , l’assistenza mi ha mandato un file di testo dove ci sono i valori , da passare attraverso una connessione di rete , e’ piu’ il tempo ad attivare la connessione tra notebook e l’inverter per via degli indirizzi di rete che a passare il file in 1 secondo……

    1. Non sono entusiasta, purtroppo sono quei lavori per i quali non puoi chiedere chissà cosa a livello di costi (parcella chiamala come vuoi) ma c’è da perdere tanto tempo. Se non conosci l’impianto, se ti va bene devi andare a vedere che cosa è stato installato, tornarci per adeguare, iscrivere il produttore sul portale facendo girare documenti in continuazione, firme e controfirme…….col rischio di sbagliare qualcosa e inchiodare un inverter. E’ più materia per installatori che non progettisti, anche se a dire il vero credo che metà degli installatori non sappiano nemmeno di cosa stiamo parlando.

  31. Grazie Stefano!
    sto cercando di capire se serve il test relè con cassetta per gli impianti sopra i 20 kW (ho chiesto ad alcuni addetti ai lavori). Appena ho una risposta certa vi faccio sapere
    Ciao

  32. Per Stefano, effettivamente solo alla frequenza e’ concesso derogare all’A70 impostando 49-51 Hz.
    Rimane pertanto”scoperto” il range da 1,15 – 1,2 Vn; l’opinione personale che mi sono fatto e’ che: 1,15×230=264,5 V, mentre 1,2×220=264 V (!!), quindi c’e di fondo una questione di Vn di riferimento (su norme, leggi, contratti di fornitura..), da poco appianata. Mi riservo di approfondire, ma forse la faccenda ha la risposta sopra. Ciao

  33. Scusate ma dove leggete 115% per la Vn ? io leggo 110% , per me l’enel si toglie una castagna dal fuoco bella grossa , adesso ha problemi con diversi impianti sulle linee , perche’ ha accettato di connettere impianti senza adeguare le linee e quindi gli inverter per produrre salgono di tensione e scaricano il problema sul produttore che deve adeguare la tensione a limiti piu’ stretti ?!?!

  34. Ciao Gino, la Cei 0-21 in vigore da 1/7/12 prevede che i nuovi Spi “aprano” se la media della tensione e’ stata oltre 1,10 Vn per 10 minuti nonche’ subito se la tensione va a 1,15 Vn. I nuovi inverter, inoltre, devono aiutare la rete forzando la V ad alzarsi o abbassarsi perche rimanga entro il range previsto. Le nuove soglie di V appaiono quindi piu restrittive rispetto a ante luglio 2012.
    Comunque in qualche modo enel interverra’ a risolvere le V alte. Spesso non e’ intervenuta subito altrimenti faceva perdere l’incentivo a qualcuno proponendo lavori di rifacimento da eseguirsi in qualche mese, magari con scavi sulle strade ecc.

  35. Ciao Stefano, riguardo alla 243 e alle V, la faccenda sembra ampliarsi: ho notato che in un nuovo regolamento predisposto da Enel per il retrofit, viene indicata Vn 230 V e le regolazioni delle soglie di V (59.S1 e 27.S1) rimangono quelle vecchie dell’epoca attivazione (1,2 e 0,8 Vn); la novita’ importante sta nel fatto che, perlomeno sul regolamento che ho, viene prescritto un tempo di intervento raddoppiato a 0,4 secondi per la 27.S1 (diverso dal vecchio valore di 0,2 sec prescritto nella vecchia DK5940 e nella vecchia Guida connessioni enel) in linea con l’A70 per aumentare l’insensibilita’ ai buchi di V.
    😉

    1. Ciao Vic,
      la delibera è chiara, bisogna adeguare in primis la frequenza e se si riesce anche la tensione. Se il tempo non è impostabile si lascia perdere.
      Per quanto rigurada l’aggiornamento da pc è fattibile con sunpower, sma, power-one, fronius. Per i danfoss solo quelli dopo la 36 settimana di produzione del 2010. Per i modelli prima bisogna far intervenire direttamente la Danfoss, costo: 0,60 € al km (partenza da Padova + 60€ all’ora). Per inverter Aston tipo ES5000 ecc bisogna spedirli indietro.

    1. Se intendi dire cosa bolle in pentola per l’accumulo siamo in attesa di delibere e regolamentazioni.
      Per ora l’unica notizia l’ha data il GSE, niente accumuli se c’è il fotovoltaico.
      In ogni caso io ribadisco che se accumuli e riutilizzi ad impianto scollegato dalla rete, non vedo chi possa rompere le scatole 😉

  36. Ciao Stefano,
    scusami se non mi sono spiegato bene, ma intendevo questo:
    “deve essere previsto un UPS (gruppo di continuità) che mantenga alimentata l’interfaccia e il circuito di comando del DDI per impianti > 6 Kwp o > di 20Kwp?”
    Grazie

    1. Ciao Vittorio, adesso ho capito.
      Stiamo parlando di adeguamento alla delibera 243, la stessa non chiede adeguamenti di retrofit che non siano inerenti alla regolazione delle soglie di frequenza e tensione. Tutto quanto riguarda altri aspetti (add esempio prescrizioni della CEI 0-21) non va considerato.
      Se io mi trovo un impianto con interfaccia non regolabile (impianto ante CEI 0-21 di potenza superiore a 20kW) inserisco una protezione CEI 0-21, regolata a 49-51Hz e 0,85Vn – 1,1Vn e dovrei essere a posto 😉

  37. Queste prese di posizione dei distributori , mi sembrano in aperto contrasto con quanto scritto a pag.9 della delibera :

    non prevedere alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’ Allegato A70 degli impianti di cui ai precedenti alinea
    ,
    poiché le tempistiche non sono stringenti e poiché gli interventi da effettuare sono contenuti e possono
    essere svolti tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore; tali interventi possono quindi essere effettuati congiuntamente ad altri eventuali
    interventi di manutenzione programmati;

    Ma chi ha letto l’RDE Enel non ha scritto che non viene chiesto niente oltre la dichiarazione ?

    1. Ciao Gino, al momento non letto richieste particolari da parte dei distributori, nè di autotest ne di cassettà relè.
      Io faccio verifiche con cassetta relè. Ma già ad alcuni clienti che me l’avevano chiesta, ho risposto che la delibera non la prevede e ho detto che potevano fare a meno di spendere soldi.
      Se poi qualcuno la chiederà vedremo il da farsi

  38. Neanche io ho letto qualcosa nel link messo da Clausio , pero’ ho trovato le soglie (di Acea) da mettere per adeguare alla delibera e mi hanno tranquillizato 0,80 < 1,15 % visto che avevo problemi di tensione alta a primavera mi va bene cosi'

    grazie ciao

  39. Ciao Stefano, ti quoto per la menata colossale del Regolamento. E meno male che con la firma digitale abremmo dovuto fare un passo avanti!!!
    Mi sono imbattuto per caso su questo sito. Mi chiedevo se la chat è unica per qualciasi discussione su questi argomenti tecnici legati ad impianti fotovoltaici o ci sono diverse sezioni. Io vorrei sapere, operando in Torino e dintorni, chi può darmi dritte sul costo per un test su PI. Magari dopo il calo del fotovoltaico questi costi si sono un pò ridimensionati! Chi mi dice qualcosa?

    1. Ciao Nat, diciamo che questo non è un forum ma un blog dove pubblico articoli etc, poi quasi senza che me ne accorgessi è diventato quasi un forum, anche se non lo è perchè servirebbe troppo tempo per gestirlo.
      Quindi molti scrivono commenti negli articoli dove si parla dell’argomento che li interessa, altri non hanno capito questa sfumatura e scrivono dove capita, di solito nell’articolo dell’ultimo commento che appare nella home, nell’elenco commenti.
      Per le prove PI puoi parlare con me, me ne occupo da tempo, sono un po lontano da Torino (non troppo comunque), ma potrei avere delle soluzioni. Ma occorre parlarne per capire le tue esigenze e fare un valutazione attenta e puntuale.
      Scrivimi in privè, nella home page al link contatti ci sono i miei recapiti 😉

  40. Grazie Simone,
    domani vado a fare un sopralluogo su un impianto non trattato dal mio studio.
    Hanno montato una Gavazzi DPC02DM48B003 e dalla scheda tecnica che ho scaricato sembra sia modificabile anche questa.

  41. ATTENZIONE, per gli inverter sopra i 20 kWp bisogna ricordarsi, dove presente, di tarare la PI interna.
    Esempio: Power-One 55 o 110 – Bisogna modificare le soglie da display e tarare la protezione d’interfaccia aggiuntiva. In più tarare la PI presente all’interno del QAC.

  42. Salve a tutti, è quasi una settimana che mi sto imbattendo alla compilazione del nuovo Regolamento d’esercizio (Adeguamento Del. 243), premetto che ho già modificato i parametri degli inverter, allora ho un’impianto da 18Kw realizzato con 3 inverter sma smc 6000 A-IT, quando vado a compilare il regolamento di esercizio iniziano i dolori, allora alla voce SPI metto 3? 1 per ogni inverter? alla voce tipo di DDI cosa metto? il mio è relè ma nel menù a tendina non appare, qualcuno ha gia compilato un regolamento per un’impianto simile al mio e può darmi una mano? Grazie mille!!!

    1. Ciao Antonio, io non ho ancora compilato un regolamento delibera 243, ma credo che siano identici a quelli pe runa normale domanda di connessione.
      In ogni caso quando l’interfaccia è integrata negli inverter io di solito metto come SPI il modello dell’inverter, e come DDI quello indicato dal costruttore (ad esempio sul Power-One PVI 6000 è un Finder etc etc etc).
      La voce relè non c’è, ma puoi inserire la voce contattore.

  43. Ciao,

    io faccio lo stesso, sotto i 20 kW metto 1 SPI per ogni inverter, sopra i 20 kW metto 1 SPI, quella esterna.
    Spero di fare bene.

  44. E’ evidente che meno si spende e meglio è. Ritengo però che l’impostazione, a regola d’arte, di nuove soglie su un SPI ne preveda poi anche la prova tramite cassetta. La prova periodica (ogni 2 o 3 anni) del SPI è tra l’altro prevista nei regolamenti enel. A mio avviso un adeguamento serio alla 243/13 dovrebbe pertanto prevedere la prova con cassetta per SPI esterno ef oto display se SPI integrato nell’inverter: anche se uil distributore non lo chiede espressamente.
    Ciao

  45. Ciao Vic,
    Hai perfettamente ragione però non è facile spiegare al cliente che deve spendere 800-1000 euro per un adeguamento comprensivo di cassetta.
    Altro dubbio, bisogna mettere le marche da bollo sui regolamenti d’esercizio?

  46. Gia’, anche se nei regolamenti e’ scritto tutto: adeguamenti eventuali, prove periodiche ecc.
    L’evoluzione dello scenario globale ha fatto si che si siano create le condizioni gia’ sulla carta..
    Per le marche da bollo, sembra che enel abbia ormai abbandonato quella strada restituendo i Rde con sua firma digitale, perlomeno per le pratiche di connessione normali e non chiede comunque bolli per la 243/13.

  47. Un’altra cosa che mi lascia un po basito, e scusate se ce l’ho sempre con Enel, è questa modalità di presentazione del regolamento.
    Non capisco perchè chi ha solo modificato un parametro di un inverter, senza aver toccato null’altro, deve poi compilare un regolamento di esercizio completo dichiarando cos’è il DDI il DG e tutta un’altra serie di cose. Ma questo non l’aveva già dichiarato chi ha fatto il precedente regolamento di esercizio ? E se dichiaro che il DDI è un interruttore e nel vecchio regolamento era un contattore ? Ha dettouna cazzata quello di prima o l’hanno cambiato strada facendo ? A mio avviso nel regolamento io dovrei dichiarare solo quello che ho modificato, non tutto il resto. Ma come sempre chi costruisce queste procedure è sempre dietro la scrivania e mai “in campo”, quindi come sempre arrangiamoci, chiniamo il capo e procediamo……………. 🙁

  48. Scusate a tutti,
    lo so che non riguarda l’argomento ma sono 3 settimane che cerco disperatamente di contattare l’assistenza tecnica “YURAKU” o “SOLAR KING”. I numeri su internet sono chiusi e alle mail non rispondono.
    Qualcuno di voi a qualche contatto?
    Altrimenti mi tocca dire al cliente che non posso aggiornare il suo inverter.

    Grazie

        1. Se volete vi do i contatti dell’azienda che se ne sta occupando. Sono riuscito a contattarli. Purtroppo l’intervento di regolazione della finestra della frequenza possono farlo solo loro. Io, per un cliente, sono riuscito a concordare un loro intervento qui in Sardegna in modo da riuscire a chiudere tutto per tempo entro il 30/04.
          Se vi interessa fatemi sapere,

          Max

          1. Ciao Massimiliano, anche a me hanno chiesto di adeguare 3 Solar King, puoi darmi qualche riferimento (produttore, Assistenza o chi li riprogramma)?
            grazie

          2. Buongiorno. Avrei anch’io bisogno di aggiornare due solar king slk 600 montati sulla mia azienda. Mi potete dare qualche nominativo? Grazie

          3. Arrivo in ritardo, ma un cliente mi ha contattato solo oggi. Devo adeguare degli inverte solar king, anche ripresi e ribrandizzati dalla yuraku, dalla siac. Qualcuno ha dei contatti o il software per aggiornarli? Grazie

  49. Ciao Stefano,
    infatti nella prima pagina c’è scritto:
    “Quanto segue annulla e sostituisce le parti del Regolamento di Esercizio relative alle capability dell’impianto di produzione ed
    alle impostazioni del SPI.”
    Mah..

  50. Ciao Stefano,
    infatti nella prima pagina c’è scritto:
    “Quanto segue annulla e sostituisce le parti del Regolamento di Esercizio relative alle capability dell’impianto di produzione ed
    alle impostazioni del SPI.”
    Mah..

    1. Allora mi devono fa compilare la tabella delle tarature e basta, o dico male ?
      Se non cambio apparecchiature perchè devo ridichiarare tutto ?
      E poi non ditemi che rivogliono lo schema elettrico, perchè sarebbe da delirio completo, voi sapete benissimo quanti clienti ne sono sprovvisti e quante ditte non esistono più……..

  51. No non lo richiedono.
    Se lo vogliono, l’unica soluzione è andare su GSE e scaricarlo dagli elaborati progettuali caricati in fase di richiesta convenzione.

  52. I nuovi regolamenti 243/13 constano di 3 allegati che integrano il vecchio che pero’ non e’ necessario allegare:
    -All.A addendum regolamento.
    -All.B dich conformita alla 243 di funzioni e regolazioni.
    All.C recapiti personale autorizzato

    Sull’allegato A e’ scritto che verra’ restituito da Enel per accettazione.

    Penso che richiedano di indicare di nuovo Spi, Ddi ecc. perche’ potrebbe essere stato necessario sostituirli e forse anche per evitare che qualcuno lo compili senza andare sull’impianto.

    L’ inverter Yuraku era nei vecchi elenchi enel, ma il Solar king no, perlomeno in quello di apr 2012.

  53. Chiedo un consiglio, voi come persona autorizzata mettete il Vostro nome o quello dell’installatore? Bisogna aver fatto il corso Pes giusto?

    1. Ciao Simone, io non ho ancora fatto regolamenti delibera 243, in ogni caso in quel persona autorizzata io metterei chi ha effettivamente operato sulle apparecchiature. Tu sei hai fatto tu l’adeguamento, o l’installatore se lui ha sistemato e tu hai solo dichiarato.
      In ogni caso nei documenti Enel leggo che la persona autorizzata è quella che può essere autorizzata ad accedere all’impianto, quindi a mio avviso va bene sia l’installatore che il tecnico, in quanto accedere all’impianto non significa fare modifiche allo stesso, intendo modifiche impiantistiche.

  54. Ciao Stefano, sono Sandro ex ENEL, ma anche professionista dal 1994, avendo seguito per quanto riguarda il collaudo delle apparecchiature (RGDAT ENEL) perché fosero conformi non era sufficiente il “SI” ENEL ma collaudo del CESI di Milano, in questo caso della delibera 243 sembra che si sveglia la mattina abbia ragione! Ho mosso un po di vespaio in casa dei vari distributori di energia del Triveneto, con risposte quasi tutte uguali che comunque tutte le vecchie SPI vanno bene perché si può regolare i valori di frequenza 49-51 Hz, mentre per le tensioni vanno bene i valori 80%-120%, sostanzialmente questa delibera non serve a nulla, visto che la frequenza non ha grossi problemi se non legati ai generatori, ma rimane il problemi delle reti elettriche specialmente chi ha un impianto a volte anche consistente in coda alla linea di BT dove per effetto impedenza della linea non è in grado di smaltire l’energia prodotta pertanto tramite l’impianto di produzione alza la tensione: La normativa dice che il valore di tensione sulle reti elettriche deve avere valori compresi tra il 90% al 110%, gli strumenti ENEL misurano questo intervallo sulla media dei 10″, se il valore di tensione di riferimento è 400V, direi 120% di Vn è 480 V cioè 277 V, mi vien da pensare che fin ora parecchie apparecchiature elettroniche saranno/sono state sottoposte a questi valori, sempre inteso chi ha un pianto FV DK6940 o è nelle immediate vicinanze.Con il mio collega si sta valutando la situazione già da un po, sto tenendo sott’occhio sempre il tuo sito che è importantissimo per le notizie fornite. Comunque noi nel caso il cliente voglia spendere poco per adeguare l’impianto proporremo le prove con cassetta prova relè e dichiareremo quello verificato, nell’altro caso se possibile adeguamento CEI 0-21 e rimozione del TR isolamento (il tutto un po più costoso, però recupera i soldi del consumo del TR). Tanto con l’applicazione del protocollo EN61850, non sarà domani ma si dovrà cambiare tutto. Ci sono impianti fatti con inverter, come prima citato di ditte che non ci sono più, e comunque con garanzie scadute da 4/5 anni.
    Grazie di avermi letto!

    1. Ciao Sandro, sono d’accordo con te.
      La mia sensazione è che Enel sappia benissimo che sino a marzo 2012 (quando si dichiarava senza dimostrare) si faceva un po tutto a caso (mi direte se mi sbaglio quando farete i primi sopraluoghi delibera 243) e quindi questo adeguamento alla delibera sembra quasi necessari a sistemare un po tutti gli impianti. Ho trovato di persona impianti di potenza superiore a 20kW senza interfaccia.
      Sul discorso frequenze posso essere d’accordo che si stia tentando di aumentare il numero di impianti che possono rimanere connessi in un range di frequenza più ampio, poi quanto serva non sta a me dirlo, non ho le competenze e i dati per dare una risposta sul funzionamento del sistema elettrico nazionale.
      Le vecchie interfacce come dicevi vanno bene, non tutte però, alcuni modello non erano modificabili e andavano ordinati prima a 49,7-50,3 o 49-51.
      Sull’eliminazione del trafo o una risposta ufficiale del GSE, positiva, anche se come sempre secondo me va interpretata in quanto la risposta è tecnicamente vaga su un punto cruciale.
      Penso di parlarne domani in un articoletto.
      Per il resto come dicevo devo solo avere la certezza che installando una CEI 0-21 non vogliano una interfaccia impostata secondo CEI 0-21 (doppia soglia di tensione e doppia di frequenza).
      Sul protocollo di comunicazione mi diceva una persona informata che sarà una cosa lunga, c’è di mezzo la sicurezza, è un protocollo di comunicazione che non permette solo la lettura, ma anche i comandi. Quindi prova ad immaginare se qualcuno lo violasse e si mettesse a staccare centrali e cabine 😉
      Forse per staccare gli impianti con i distacchi programmati ad agosto meglio la telefonata come scriveva la delibera (che ora non ricordo) 😉

  55. Penso che non ci siano problemi, tanto che il protocollo è già in atto come ENEL, se vediamo che le maggiori ditte produttrici di interfaccia (THYTRONIC) è già pronta ma pure SMA e anche LOVATO, mancano solo il protocollo di comunicazione, perché sostanzialmente l’ENEL deve solo eseguire il teledistacco e le variazioni di frequenza, quindi nessun problema per intromissioni sul sistema di comunicazione che è giustamente ben sicuro e blindato. Dobbiamo pensare che ci sono impianti anche di produzione in BT di circa 200 KW, in grado di tenere in piedi con l’isola indesiderata durante il periodo ben soleggiato una intera area industriale in assenza di carichi importanti per un tempo (t), sufficiente per fulminare qualcuno.

  56. Anche per me l’isola indesiderata e’ una cosa che qualcuno ha letto in qualche libro di fantascienza 😀 , esiste un caso documentato? perche’ da quel poco che io l’inverter e’ un dispo in grado di non sostenere la frequenza , quindi non avendo riferimento interno si spegne istantaneamente o no ?
    E anche sul fatto dell’allargamento frequenza, concordo con Sandro , mi da’ da pensare sulla capacita’ tecnica di enel e Aeeg , i problemi maggiori sono sulle tensioni , tanti impianti per produrre al massimo devono aumentare la tensione fino a 260-264V , poi sono intervenuti con la 0-21 e si sono abbassate queste soglie , anche se solo per quelli dopo il 2012 , mettendo pero’ in crisi diversi impianti allacciati con cei 0-21 , a me sembra che dovesse essere l’enel a garantire , nel momento in cui accetta una connessione , che quella linea regga la tensione e non scaricare sul cliente abbassando le soglie all’inverter…. e quindi facendolo spegnere in produzione…

    saluti

    1. Avevo letto di un caso in Spagna di isola indesiderata (non so se documentato o meno), ed in ogni caso credo sia molto difficile che gli impianti fotovoltaici abbiano un ruolo importante e/o decisivo in una eventuale isola indesiderata.

  57. L’avevo letto anche io , ma c’era il dubbio che (a volte si dice da bravi italiani si cerca di fregare ma tutto il mondo e’ paese) ci fosse uno o piu’ generatori che ‘pompavano’ sul contatore facendosi pagare l’incentivo e che fosse quello che aveva mantenuto su’ la frequenza , da cui tutti i fv fossero rimasti attivi 😀 tutto da prendere con le pinze….

    1. Non lo sapevo, in ogni caso mi pare che non sia un caso significativo considerando gli impianti di produzione che ci sono 🙂
      Diciamo invece che la rete (e i gestori/distributori) non ce la fanno e non erano preparati, e stanno rimediando strada facendo, a spese nostre 🙂

  58. Ciao Sandro, tiri in ballo un sacco di cose.., comunque in qualche anno il sistema elettrico e’ stato stravolto, centrali termiche ferme, picchi di carico scomparsi, semi-blackout su scala europea.. E’ naturale che qualcuno prenda delle contromisure (Spi telecomandabili, inverter con servizi rete, retrofit del parco esistente..) per tenere in piedi una rete nata 100 anni fa con flussi di energia unidirezionali da centrale a utente passivo.
    Le isole indesiderate sono piu’ teoriche che reali (lo dice pure l’Aeeg nella 243) ma non escludibili con certezza; il caso islanding rilevato (e pure poi riprodotto) in Spagna e’ stato descritto anche ad un convegno europeo; proprio oggi inoltre ho sentito di un caso (~6 MW) con chiusura MT in controfase con danni agli impianti come per il caso spagnolo.

  59. Per Gino: gli impianti alzano la V, non per produrre di piu’ ma semplicemente perche’ sono tanti, oppure le linee debolucce, oppure lontani dai carichi o dalle cabine; quindi la rete usata a rovescio non e’ in grado di “drenare” tutta l’energia prodotta. Gli Spi, in caso di equilibrio tra carico e produzione, nel caso di mancanza della rete potrebbero non aprire i DDI perche’ vedono la V generata dagli inverter stessi, sembra che il rischio maggiore ci sia in caso di aperture manuali, caratterizzate da minori fluttuazioni dei parametri, piu che da guasti.

  60. Scusami vic ma non mi torna , va bene che l’Olivieri & Ravelli l’ho studiato 35 anni fa’ , ma il generatore per immettere in rete deve generare una tensione leggermente superiore nella linea dove e’ connesso perche’ scorra corrente , e’ un po’ come caricare una pila che e’ a 1,2V se metto un alimentatore da 1,2 non passa nessuna corrente e quindi nessuna potenza , lo stesso l’inverter in un impianto FV o eolico , come dici anche te se lontani da cabine o con linee piccole il problema e’ piu’ importante , se invece per esempio , accanto all’impianto da 10kw ho un carico di 20kw non ci sara’ bisogno di innalzare oltre i limiti la tensione perche in un tratto corto (bassa impedenza ) si prendera’ tutta la corrente che puo’ dare , per esempio io sono su una linea lunga e quando il mio 3kw produce al 75-80% mi si innalza la tensione a 255-258V (io sono allacciato dal 2010 e non ho problemi ho il limite superiore a 264V) , se accendo un carico elettrico da 1-1,5kw mi sia abbassa subito la tensione , ed e’ quello che cercano di fare chi ha problemi di tensione elevata per non far staccare la SPI interna all’inverter che nei CEI 0-21 e’ 253V , accendono qualcosa , a volte con un rele’ di corrente , in pratica per non perdere l’incentivo sono costretti a ‘buttare’ via energia….

      1. Concordo …. il discorso e’ che se ho una produzione P=VxI se la I non la Ciuccia nessuno abbastanza vicino l’inverter vede una impedenza di rete sempre maggiore ed allora ecco che V = Z ( variabile in funzione della distanza dell’ipotetico carico) X I aumenta verso i morsetti dell’inverter.

  61. Quindi, se c’e l’ipotetico carico, o si e’ vicini alla cab, o se la linea e’ buona ecc., la V si mantiene a valori normali altrimenti no.
    Sembra paradossale, ma a soffrire della V alta durante il giorno sono quei produttori che tendono ad averla bassa di sera.
    E’ per questi motivi che gli inverter a norma Cei 0-21 hanno cosfi istantaneo regolabile per cui riescono, entro certi limiti, ad abbassare o alzare la V con comportamento induttivo o capacitivo.
    Buona giornata

  62. Per Gino: se qualcuno, con impianto incentivato, e’ costretto ad accendere qualcosa (carico), non e’ che ci perde.., perche la produzione viene incentivata.

  63. Rispondo a tutti :
    si l’inverter e’ un generatore di corrente , ma per immettere come ha scritto anche marras , deve aumentare la tensione per poter far scorrere la corrente e quindi immettere la potenza in rete…. gli inverter 0-21 o anche nel mio caso i Danfoss TLX se superano la nominale di 10kw o superano la V di 264V (per fortuna) , non producono piu’ a cosFi 1 ma traslano verso la P reattiva , pero’ anche questo per i produttori e’ una perdita economica perche’ viene remunerata la P attiva .
    Lo stesso se devo ‘consumare’ sprecandola per tenere tensione bassa , come ga scritto Vic chi ha problemi di tensione alta ha anche tensione bassa quando non produce e/o assorbe la sera….. nel mio caso invece parto gia’ la mattina a impianto a produzione 0 con 235-240V …
    Sicuramente molti si trovano tensioni in casa di 250V o piu’ senza saperlo….
    ma forse siamo andati OT….

    ciao

  64. Ciao Gino, non siamo OT.
    Nel mio portale parliamo di quello che ci pare e come ci pare, vai pure tranquillo 😉
    E’ uno dei pochi posti dove si parla un po tecnicamente delle cose, e io che leggo le mail di chi scrive ti posso assicurare che molte volte sotto i Nick si nascondono persone molto preparate 😉

  65. Mai come ora vi sono richieste di controlli di tensione Cliente/ENEL, ve lo dico per fonti certe, le linee elettriche ENEL sono nate per distribuire energia elettrica, i tecnici ENEL hanno sempre fatto i conti con due parametri di calcolo (Kc e Ku), Kc=coefficiente di contemporaneità=0,9. Ku=coefficiente di utilizzazione=0,9, se moltiplichiamo i due coefficienti il risultato è 0,8. vuol dire che la nostra fornitura potrà prelevare una potenza pari all’80% della potenza di contratto in modo continuativo! Il fatto non sussiste dove la cabina è vicina o dove il tratto di linea ENEL è consistente come sezione, ma ci sono i casi dove ci sono insediamenti in aree rurali o di campagna e le linee elettriche di BT sono lunghe, ecco il caso dove le tensioni sono notevolmente basse, e nel caso di installazione di impianti FV, la tensione si alza notevolmente quando la produzione di energia fotovoltaica è al massimo. La cosa è successa parecchie volte, soluzione ENEL: aumentare di una tacca il variatore di tensione del TR MT/BT diminuendo il valore della tensione in linea, nel periodo estivo, nel periodo invernale rimette tutto nelle condizioni normali. Ma il problema non è risolto, perchè in una giornata di pioggia anche nel periodo estivo avrò la tensione bassa, se c’è il sole l’avrò troppo alta. Eh allegria, diceva qualcuno!

  66. Beh, quasi sempre quando si stipula un contratto di fornitura per casa si considera un k di contemporaneita’, se accendessimo tutti gli elettrodomestici insieme scatterebbe l’allarme supero o interverrebbe subito la protezione di sovraccarico sul contatore. Ciao a tutti.
    Siamo un po’ andati fuori tema 243/13 pero’
    😉

  67. Era per ricordarci che comunque i problemi ci sono per le reti elettriche, che le linee sono le stesse, vale anche per i prelievi ma non vanno bene per i sistemi di produzione, perché se non c’è nessuna apparecchiatura che controlla la tensione, visto l’esiguità delle sezioni delle linee, la tensione sicuramente si alza!

  68. CIAO STEFANO.

    MI PUOI CONFERMARE SE IL MIO CALCOLO E’ GIUSTO.

    DOBBIAMO ISTALLARE UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 250 KW SOLO VENDITA ENERGIA.(RID)

    COSA GUADAGNO SULLA VENDITA :
    fino a 1.500.000 kwh: (CIRCA) 79,73 €/Mwh
    (cioè: 38,5 x (1 + 107,1 / 100))
    DAL 1 GENNAIO 2014

    GRAZIE

    1. Ciao William,
      da quello che ho capito, impianti incentivati = prezzo zonale orario, i non incentivati possono scegliere il minimo garantito o il prezzo zonale orario.
      Se scegli il minimo garantito, la formula è quella, anche a me risulta 79 € MWh o se preferiamo 0,079 € kWh
      La certezza, come sempre quando si parla di queste cose, non ce l’ho mai. Ma la formula è quella 😉
      Scrivi una mail all’AEEG, se si degnano di risponderti 😉

  69. Ciao a tutti, restando in tema alla Delibera 243/2013, compilando il Regolamento di Esercizio che compare nel Portale di Enel, per la tensione 0.8Vn si richiede un tempo di intervento impostato di 0,4s. Quasi tutte le interfacce installate prima dell’entrata in vigore della CEI 0-21, erano impostate con tempi di intervento fissi, diciamo “di fabbrica”, come richiesto dalla “Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione” Ed. 2.2 del Dicembre 2011.
    Tutti i valori di “Tensione” e “Tempi” non sono modificabili perché impostati di fabbrica dal produttore stesso dell’interfaccia, seguendo le indicazione della Guida succitata.
    Tornando alla tensione 0.8Vn, ci troviamo in una situazione in cui Enel chiede di impostare un tempo di intervento di 0,4s ma le interfacce installate hanno un tempo di intervento che non è impostabile.
    In questa situazione, ne il Professionista ne il Tecnico abilitato può dichiarare di avere impostato il tempo di intervento a 0,4s, perché è impossibile ma bisogna riportare il tempo di impostazione di fabbrica.
    Per gli altri parametri (1,2Vn, 49Hz, 51Hz) il problema non sussiste, in quanto i tempi di intervento sono di 0,1s come richiesto da Enel.
    La Delibera dell’AEEG 243/2013 del 6 Giugno 2013 parla solo di modificare i valori di frequenza lasciando inalterati gli altri.
    Se non impostiamo il valore 0,4s la pratica automaticamente viene bocciata ma la Delibera non chiede di modificare i tempi.
    In questa situazione come ci si deve comportare?
    Chi ha ragione e chi no?
    E’ lecito richiedere di impostare un tempo di 0,4s quando si sa che costruttivamente quelle interfacce non possono essere modificate se non per i valori di frequenza?

    Grazie.

    1. Ciao Nicola, una sola precisazione. La delibera dice di adeguarsi al paragrafo 5 dell’allegato A70, e in deroga di ampliare la frequenza a 49-51 in luogo di 47,5-51,5. Quindi vanno bene le impostazioni delle vecchie interfacce, come secondo me vanno bene eventuali regolazioni della tensione a 0,85Vn e 1,15Vn perchè è quanto chiede l’Allegato A70. Ma a parte le soglie, che come da DK5940 vanno bene sulle vecchie interfacce, per quanto riguarda i tempi invece la richiesta di Enel sembra obbligare tutti a sostituire le interfacce.
      Per me va bene la taratura della vecchia DK5940, ed Enel non mi pare abbia diritto di chiedere un tempo che obbliga a sostituire tutte le interfacce, siamo alle solite…..non so perchè ma sembra che all’Enel ci provino gusto a tritarci le palle (l’ho scritto, non ho resistito).
      Tra l’altro mi pare che nessuno parli di tolleranze o altro nell’adeguamento alla delibera, quindi ? Va bene 0,2 ? Se non perchè non andrebbe bene ?
      P.S.: io non ho ancora compilato regolamenti delibera 243, voi avete provato ? Se si, inserendo il valore 0,2 nella casella della soglia di minima tensione cosa accade ? Si blocca ?

  70. La Delibera la fa facile ma Enel no purtroppo. A parte che non sanno dare una risposta certa a questo problema. Compilando la Tabella di taratura dell’SPI Enel richiede per la 0,8Vn un tempo di intervento prescritto di 0,4s. Cosa impossibile per le interfacce installate conformi alla Delibera DK5940.

  71. No no non si blocca nulla puoi procedere tranquillamente fino alla fine stampando il pdf timbrandolo e firmandolo. E’ quando manderai via il tutto e un tecnico verificherà che non sono le tarature richieste che forse la boccerà non lo so perchè ancora non ne ho mandata via nessuna per via che vogliono anche la prova con cassetta relè anche se non richiesta. Questo è quello che mi è stato fatto capire scritto nero su bianco.

  72. A tritare forse e’ piu’ Aeeg/Terna.., se guardate un regolamento per 243/13 della Set (Trento), trovate i 0,4 sec anche li per la soglia 27.
    Sono andato a spulciarmi le vecchie Cei 82/25 e Dk5940.
    La 82/25-02/2007 prevedeva 0,1 sec !; le varianti successive e la Dk5940 prevedevano 0,2 sec e cosi anche la vecchia guida connessioni i cui allegati AIB prevedevano di poter regolare la soglia 27 fino a 1 secondo!
    Bisognerebbe sentire i costruttori di tali Spi e chiedere loro come si fa a modificare il t della 27, poiche’ i laboratori accreditati ne hanno certificato le funzionalita’ e in virtu’ di tale certificato gli Spi e inverter venivano inseriti nei famosi elenchi enel dei dispositivi collegabili.
    Varrebbe la pena di chiedere un parere ad Aeeg che, per esempio a riguardo della 84/12 ha pubblicato numerose faq anche recenti.
    🙁

    1. Ciao Vic, non mi tornano i conti.
      Gli allacciamenti venivano fatti con apparecchiature conformi alla DK5940, che indicava 0,1 sec per la massima tensione e 0,2 sec per la minima tensione.
      Ora l’Allegato A70 dice 0,85<=Vn<=1,15Vn. Con le vecchie interfacce DK5940 le soglie sono impostante abbondantemente al di sopra e quindi l'impianto rimane connesso eccome nei valori prescritti dall'allegato A70. Ora mi piacerebbe che qualcuno di Enel mi spiegasse che significato abbiano quei tempi, a maggior ragione riferiti ad interfacce che SAPPIAMO TUTTI sono regolate a 0,1 sec per la massima e 0,2 sec per la minima. Vorrei proprio sapere cosa li spinge a creare problemi per 100 millesimi di secondo. Vi prego spiegatemelo.

    2. Tra l’altro nella DK5940 nellatabella tarature c’è scritto:
      “…….in tabella 3 sono riportate le tarature che devono essere impostate sulle protezioni di interfaccia. Tali tarature non
      devono poter essere modificate dal cliente produttore…….”
      Mi pare quindi normale che i produttori di interfacce DK5940 non abbiano previsto di poter modificare i tempi di intervento delle soglie di massima e minima tensione.
      Io spero che Enel mandi avanti le pratiche con l’indicaizone 0,2 sec per la massima tensione e 0,1 sec per la minima, altrimenti qua vale tutto 😉

      1. penso che enel sappia ciò che sta facendo…..
        no fraintendetemi….. con questa mossa adegua tutti gli impianti a CEI 0-21.
        Una norma che hanno scritto loro

        1. Non volevo dirlo, grazie per averlo detto tu.
          In ogni caso io compilo con i tempi delle interfacce DK5940, se non mi fanno andare avanti la pratica, chiedo di mettermi per iscritto i motivi.
          Poi vediamo 😉

  73. Buongiorno, ho parlato questa mattina con il responsabile ENEL di Perugia, il quale mi dice di riferirmi alle sole sogli in frequenza e lasciare in bianco le soglie in tensione…..

    DI verifiche con c.prova relè o fotografie, ecc. non è richiesto se non a discrezione di chi redige l’adeguamento.
    Per Enel comunque non servono in quanto non esiste nemmeno il form per l’inserimento di un eventuale documento che attesti l’avvenuta taratura con prove strumentali.

    1. Ciao Federico, grazie per il contributo.
      Sul discorso prove concassetta o foto autotest non lo chiedono, siamo d’accordo.
      Su quello che ti ha detto il responsabile Enel ho i miei dubbi, se ci dobbiamo adeguare al paragrafo 5 dell’Allegato A70 (che parla anche di tensione) non vedo come possano ritenere soddisfacente un regolamento senza indicazione delle soglie di tensione impostate.
      Io lo ribadisco, se le soglie di tensione sono quelle della DK5940 e le frequenze vengono cambiate a 49-51 siamo più che a posto 😉

  74. Riporto quanto descritto nella delibera 234/2013/R/eel pag. 9 dal rigo 17:
    prevedere che i produttori debbano adeguare alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’allegato A70 : [omiss.] “date e taglie di impianti ”
    e che in deroga a quanto previsto dal medesimo paragrafo 5 dell’allegato A70, i predetti impianti debbano rimanere connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz [omiss.]

    Mi verrebbe da ragionare sulla frase “in deroga a quanto previsto nel medesimo paragrafo 5 dell’allegato A70 ” e ” connessi alla rete per almeno…. ”

    come a dire :
    è vero che l’A70 art. 5 ci parla di tensione e frequenza, ma in questo caso riferitevi solo alla frequenza e con questi valori. (49-51Hz) …..

    Che nel portale produttori ENEL sia riportata una soglia in tensione tutto sommato potrebbe essere semplicemente un dire, “Se la sai inseriscila… altrimenti non fà niente”

    e comunque se volessimo dirla tutta l’art.5 dell’A70 recita che le soglie in tensione siano pari al .85 Vn e 1.10 Vn… ENEL chiede .80 e 1.20 con tempi di intervento preoccupanti soprattutto per la minima tensione 0,4 s, dove i relè di interfaccia installati ad oggi, vedi ad esempio il diffusissimo CM-UFS.2, non riescono a raggiungere…..

    ENEL Firenze mi lascia in attesa di informazioni telefoniche…

    1. Ciao Federico, la deroga riguarda solo le frequenze:
      “………in particolare, in relazione alle prescrizioni relative alla frequenza ivi contenute, in deroga a quanto previsto dal medesimo paragrafo 5 dell’Allegato A70…….etc….”
      Quindi per le tensioni almneo 0,85Vn e 1,15Vn……quindi 0,8-1,2Vn delle vecchie interfacce va bene.
      ————-
      In effetti è anche logico, e vado oltre. Nonostante lanciamo sempre improperi nei confronti di AEEG e compagnia, gli interventi per gli adeguamenti retroattivi, erano stati studiati di concerto con i produttori (di apparecchiature) i quali avevano confermato all’autorità che gli inverter e le interfacce erano modificabili in loco dagli installatori per quanto riguarda la frequenza, e quindi che si potevano aggiornare gli impianti senza interventi invasivi. Infatti se leggete le varie e noiose premesse della delibera 243 (pagina 5) troviamo scritto:
      ———-
      …………i sistemi di protezione di interfaccia installati sugli impianti di produzione connessi alla rete di bassa tensione (impianti diversi da quelli di cui al punto precedente, dotati di sistema di protezione di interfaccia esterno) sono dotati di soglie di minima e di massima frequenza regolabili (nota mia, non parla di tensioni infatti); è possibile pertanto modificare le soglie attualmente impostate (soglie restrittive) inserendo le soglie 49 Hz – 51 Hz tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore;
      —————-
      Quindi AEEG ha detto chiaramente:
      – l’allegato A70 vuole che gli impianti rimangano connessi tra 47,5-51,5 e tra 0,85Vn e 1,15Vn
      – so che le vecchie interfacce hanno le tensioni che sono a posto e che non sono modificabili
      – so che le frequenze si possono regolare a 49-51 (DK5940)
      – allargatemi almeno le soglie di frequenza a 49-51
      —————
      La cosa è talmente semplice che non poteva mancare lo zampino di Enel con i suoi tempi tratti dalle CEI 0-21 a complicare tutto e farci perdere tempo.
      E poi se decidono queste cose che almeno ci diano spiegazioni invece lasciarci a bocca asciutta ad ogni telefonata (io non telefono nemmeno più) 😉

  75. Ciao Stefano, non e’ solo enel a chiedere i 0,4″ per la soglia 27 ma anche il distributore SET di Trento..
    Il range V non richiedono di modificarlo perche’ e’ piu’ ampio di quanto richiede l’A70, il quale prevede pero’ t a 0,4 sec sulla 27 per l’insensibilita’ ai buchi di V (l’avevo gia’ scritto qui giorni fa da qualche parte..); l’obiettivo di Terna e’ rendere insensibili gli impianti agli sbalzi di V e f.
    Quindi non penso che Enel voglia disobbedire a Terna/Aeeg. La preoccupazione enel, anzi e’ che tali regolazioni richieste da A70 aumentamo il pericolo danni/incidenti! Da quanto sentito e noto enel aveva gia’ litigato con Terna nel CT 316 prima della pubblicazione Cei 0-21 6/2012 sulla questione.
    Appena posso contatto i costruttori di qualche vecchio Spi..

    1. Ciao Vic, hai ragione, scrivo sempre Enel per deformazione professionale, meglio che scriva i distributori 😉
      ———-
      Però Vic perdonami, ma stiamo perdendo di vista la delibera 243. Non discuto quello che dici sui buchi di tensione, ma i buchi di tensione sono trattati al paragrafo 7 dell’allegato A70 (dove si parla infatti dei 400ms), la delibera chiede l’aggiornamento al paragrafo 5.
      Se i distributori chiedono adeguamenti che vanno oltre il paragrafo 5, allora tanto valeva dire “cambiate le interfacce” e facevamo prima 😉

  76. Stefano ti do ragione.
    A crearmi perplessita’ e’ il “cappello” al paragrafo 7 dell’A70:
    “In caso di perturbazioni che siano causa di transitori di frequenza e/o di tensione, gli impianti devono continuare a garantire il proprio sostegno al SEN nell’ambito dell’intervallo di funzionamento richiesto al paragrafo 5”.
    cioe’ nell’ambito delle soglie V e f descritte in 5 devono mantenere il sostegno al SEN..
    Forse e’ questa la chiave interpretativa dell’A70 da parte dei distributori…,
    Ciao

    1. Però il paragrafo 7 non è il 5 😉 E nel 5 non vi è alcun richiamo al paragrafo 7, volendo essere pignoli c’è un richiamo al paragrafo 8, che per gli impianti i bassa parla SOLO di frequenze.
      La cosa che mi innervosisce è che questi signori seduti dietro ad un tavolo, non si rendono conto del disagio. Cioè io (come altri) adesso devo stare ad aspettare che qualcuno dica qualcosa, perchè se vado dal cliente e sistemo l’interfaccia ABB (per fare un esempio) con le soglie 49-51, se poi il distributore si è svegliato male e mi chiede di cambiare i tempi delle soglie di tensione, io devo tornare dal cliente e dire che mi sono sbagliato (perchè se gli spiego la questione ovviamente non capisce e se ne frega) e che deve spendere 400 euro per un interfaccia nuova. E di sicuro non mi paga (e gli ho già fatto 3/4 del lavoro). La cosa è imbarazzante. 😉
      Secondo me i distributori dovrebbero limitarsi a leggere, invece di interpretare.
      A marzo 2013 c’erano ancora tecnici dell’Enel che avevano da ridire sui 600 secondi della media mobile perchè secondo loro, avevano letto che qualcuno aveva detto che un altro aveva scritto che al mercato mio padre comprò. Bastava leggere la variante 1 della CEI 0-21, e la storia finiva lì. Stessa cosa per l’allegato A del regolamento di esercizio, in Toscana devi scrivere nelle soglie di frequenza ristretta NP, in Veneto devi scrivere NO, nell Marche scrivi NI, in Emilia scrivi quello che ti pare. Per non parlare dei bolli, Toscana NO, emilia bassa fino a 20kW NO, Emilia oltre i 20kW si, Veneto non so, Umbria se ne hai voglia, etc etc etc.
      E poi dopo che ci fanno tutte ste menate, accettano prove con cassetta relè palesemente false e taroccate, e ho visot di persona impianto allaccaiti nel 2011 SENZA interfaccia.
      Non penso che siamo noi ad assere polemici……non trovi ? 😉

  77. Una precisazione sui 400 m” o 200 m”, questo spazio temporale per il distacco dell’impianto di generazione è tale da mantenere in piedi l’impianto del distributore, sembra poco ma se analizzato dalla commissione le CEI 0-21 diventa sicuramente importante e vitale. Infatti in caso di guasto evolutivo nella rete entrano in ballo le frequenza e le tensioni, e i tempi sono determinanti, perché la selettività la si fa con i tempi d’intervento.
    Se guardiamo qualsiasi regolamento di esercizio, sia MT che BT, vogliono sapere i tempi d’intervento non il valore! Se io programmo qualsiasi cassetta prova relè con steep che mi portano andare oltre (sia in negativo che positivo) dei valori impostati, troverò il tempo ottimale dello scatto dell’SPI, ma non vado verificare l’esatto valore; questo è ciò che fanno molti verificatori, la cosa corretta è di verificare entrambi! Tanto per capire!
    E’ vero ciò che dicono i colleghi quì in precedenza, io ho consultato sia SET che ENEL, per loro vanno bene i valori delle SPI DK5940, senza tener conto di ciò che prescriveva la stessa, sicuramente ve lo posso garantire che non ne hanno mai presa una in mano e nemmeno ne hanno fatto delle prove, sarebbe più opportuno da parte loro a chiedere consiglio ai verificatori che hanno a disposizione e operano nelle loro aziende. Fatta così ribadisco pure io che la delibera 243 non serve a nulla, serve solo a garantire alle aziende distributrici di non avere distacchi della rete per mancanza del supporto dei distributori attivi. Spero di non aver creato confusione!

    1. Ciao Sandro, non hai creato confusione, stai contribuendo alla discussione.
      Per quanto riguarda le verifiche non posso che confermare quanto dici, la precisione della soglia è verificata con un errore dato dal gradino applicato, per le soglie di tensione ad esempio quando provo la 59.S2 i gradini possono essere massimo di 5V (CEI 0-21). Quindi la cassetta relè mi può trovare 459 o 464.
      per trovare la soglia esatta si dovrebbero restringere i gradini e fare una analisi più dettagliata che non ha senso, l’errore è comunque molto al di sotto delle tolleranze delle norma stessa.

  78. Sandro ciao, la 243 non l’hanno voluta i distributori, anzi.., la vuole Terna; essa va contro gli interessi di sicurezza, per danni/incidenti, dei distributori..

  79. Comunque non tutte le interfacce sono tarate uguali perchè se guardate la CM-UFS.2 la minima e massima tensione interviene in <120ms e le frequenze in <100ms la Gavazzi invece le tensioni <200ms e le frequenze <100ms.
    Questo perchè in tabella della DK5940 c'è un simboletto davanti un minore o uguale a … adesso invece c'è un imposizione di… Dopo tot. tempo prescritto deve aprire l'interfaccia e non a 70ms a 80ms quando apre apre. A me basterebbe e penso per tutti i presenti che qualcuno ci dicesse le dovete sostituire tutte oppure vanno bene i tempi della DK5940 mi metto l'animo in pace lo faccio presente al Cliente e poi basta. E' un mese e mezzo che cerco una risposta esauriente e definitiva ma vedo che non esiste in nessuna parte d'Italia e intanto gli impianti di ammucchiano in attesa che gli dia una risposta esauriente.

  80. La prova con cassetta relè diciamo che sgrava il Professionista di un pò di responsabilità. Il produttore secondo la 0-21 chiede che ogni 3 anni venga fatta e per la MT ogni 2 anni. Io ho trovato chi la fa anche per 200€ e non è un costo così esorbitante certo tutto contribuisce a fare somma ma sempre meno che sostituire un interfaccia con tutto quello che gli va dietro, UPS, rincalzo ecc.

    1. Tra un po’ le verifiche le facciamo a 100 euro, in omaggio un frullatore, una batteria di pentole e una settimana per due persone ai caraibi. Poi tra un poletroveremo su Groupon a 50 euro 😉
      P.S.non sto prendendo in giro te Nicola, è uno sfogo a “voce” alta 😉

    1. Ho letto Nicola, vedo che c’è serietà in giro.
      Una delle aziende sta proponendo verifiche con cassetta relè per adeguamenti delibera 243. Io forse sono l’unico coglione con cassettà relè che sta raccontando che non è necessaria 🙁 Ma preferisco rimanere professionale ma povero, che un po meno povero e imbroglione 😉

    2. Ah…….c’è anche chi le fa NON in campo ma su quadri precablati…….la sagra del fai da tè……e poi i distributori ci rompono le palle per 100ms mentre si fanno verifiche non conformi alle CEI 0-21, certificati falsi. La sagra del bianchetto 🙁
      Oggi sono scoglionato………

  81. Si si è inaudito che si arrivi a questo, ma come vi dicevo e mi dispiace per qualche bravo installatore, ma le prove dovrebbero farle professionisti e sopratutto persone che hanno cognizione di causa, ho visto ormai di tutto e di più, non mi meraviglio più di nulla, ma far verifiche non vuol dire che basta comperare uno strumento, spendere anche una cifra considerevole, e poi non saperlo usare, o farne un cattivo uso; e poi parliamo di responsabilità, che responsabilità ha una ditta che oggi c’è e domani non c’è più, mentre un professionista anche dopo aver lasciato la professione sarà perseguito. Non voglio mancare si rispetto a nessuno, ma Stefano ha ragione! non si può andar avanti così, però in questo modo stiamo rovinando tutto! Arriveremo, se non siamo già arrivati, che fra un po’ chiederemo di poter lavorare gratuitamente solo per il gusto di lavorare, per la gioia di chi si è arricchito fin ora.

    1. Ti ringrazio Sandro per il supporto morale.
      Ma va bene così, ci sono fornitori (non faccio nomi ma ne potrei fare a decine, perchè non sono arrivato ieri sulla piazza) che vendono le sole interfacce con tanto di prova.
      Mi piacerebbe chiedere come hanno fatto a verificare il corretto intervento del DDI e magari di fornirmi il file della cassetta relè, che dovrebbe essere disponibile, o qualche foto.
      Io ai miei clienti fornisco certificato, relazione tecnica di come era settata la SPI, foto dell’intervento, file cassetta relè, e di solito non mi limito a questo, sai quanti ponticelli ho fatto sull’ingresso per settare lo standard di rete transitorio ? Sai quante interfacce ho trovato con l’impostazione dei 5 minuti per la riattivazione dopo un guasto ? Sai quanti contattori in classe AC1 ho fatto cambiare ?
      E ti assicuro che ho fatto verifiche per 300 euro anche a 200 chilometri da casa 😉

  82. Buonasera a tutti.
    Io avei un quesito da sottoporre agi esperti come Voi.
    Nello stabilimento in cui lavoro c’è installato un impianto fotovoltaico in funzione dal 2009 da 19kW.
    L’uscita dell’inverter è connessa su un interruttore di un power center.
    Il power center è alimentato a sua volta da un trasformatore M.T./B.T. alimentato dalla cabina di ricezione a 15kV.
    Da qui il mio primo quesito:
    L’impianto fotovoltaico è connesso in B.T. o in M.T. dal momento che io quando lo stabilimento è fermo immetto corrente sulla linea M.T. del distributore? (a prescindere dal fatto che io mi collego in B.T. sul power center).
    Se l’impianto è da considerare connesso in M.T. è necessaria l’installazione dei TV e relativo relè di protezione?
    Entro quale data dovrei adeguarmi?
    Se l’impianto è da considerare connesso in B.T. è sufficiente ritarare l’inverter, fare le relative prove ed inviare la documentazione entro il 30 giugno 2014?
    Grazie per i chiarimenti.

    1. La connessione è da considerarsi MT. Quindi soggetta a CEI 0-16.
      Si può applicare la CEI 0-21 per impianti sino a 30kW connessi in MT, quindi evitando le protezioni tipiche degli impianti MT.
      Ti devi adeguare entro giugno 2014. La protezione di interfacci dovrebbe già essere presente nell’impianto, e da quanto leggo nella delibera (in particolare pagina 9) secondo me è sufficiente regolare l’interfaccia come da indicazioni. Rimane inteso che se non c’è l’interfaccia, per qualsiasi motivo, occorre installarla. Copio i punti rilevanti della delibera relativamente a questo aspetto.
      ———
      ……..prevedere, per semplicità e in parziale coerenza con la Norma CEI 0-16 – Edizione III, che le condizioni per l’adeguamento degli impianti di potenza fino a 50 kW connessi in media tensione ed entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012 siano le medesime di quelle per gli impianti connessi in bassa tensione; ciò poiché la potenza complessiva dei predetti impianti, non adeguati alle prescrizioni di cui al paragrafo 5 dell’Allegato A70, è trascurabile rispetto al totale della generazione distribuita;
      ——–
      non prevedere alcun premio per promuovere l’adeguamento alle prescrizioni dell’Allegato A70 degli impianti di cui ai precedenti alinea, poiché le tempistiche non sono stringenti e poiché gli interventi da effettuare sono contenuti e possono essere svolti tramite un intervento in loco generalmente eseguibile dall’installatore; tali interventi possono quindi essere effettuati ongiuntamente ad altri eventuali interventi di manutenzione programmati;

  83. Vi ringrazio per la risposta pronta.
    La cabina di ricezione è stata adeguata alla CEI 0-16 a luglio 2013 indipendentemente dalla presenza dell’impianto fotovoltaico.
    Però per quanto riguarda tale impianto oltre che all’inverter non c’è presente nessuna interfaccia!

    1. Mi fai andare indietro nel tempo 😉
      Nel 2009 mi pare fosse in vigore la DK5740 e già quella prevedeva un relè di protezione a massima e minima tensione e massima e minima frequenza.
      Non so perchè nel tuo impianto non ci sia.

  84. Maurizio, come dice Stefano ci deve essere un relè DK5740, in quel periodo se hai un inverter centralizzato in armadio può darsi che sia al suo interno (santerno faceva così per esempio)

  85. Riguardo agli adeguamenti, ho studiato i regolamenti di esercizio e la delibera, ritengo che la prova con cassetta relè, anche se non richiesta sia invece necessaria.
    Oggi approfondisco in un articolo 😉
    Poi mi direte cosa ne pensate.

  86. Infatti confermo che l’inverter è un santerno e la protezione è integrata nell’inverter stesso.
    A questo punto:
    -ritaratura
    -prova con cassetta relè
    ed invio documentazione entro giugno, giusto?
    Grazie di nuovo!

  87. Ciao, scusate se riparto da capo con la discussione ma mi sono perso per strada…

    Devo predisporre le offerte per l’adeguamento alla 243/13 ai nostri clienti, quindi valutare i costi e il materiale necessario e nel caso richiedere costi e tempistiche ai fornitori, e non vorrei sbagliarmi, quindi chiedo conferma di quanto ho capito.

    Impianti superiori ai 20kW con trafo isolamento: per togliere il trafo, devo proporre un adeguamento CEI 0-21, quindi protezione di interfaccia esterna con le varie prove e aggiornamento inverter, oltre alle nostre pratiche Enel.

    Impianti senza trafo di isolamento: adeguare la protezione esistente (non richieste le prove cassetta), aggiornare inverter e pratiche Enel.

    Impianti supra i 6kW e fino ai 20: aggiornamento inverter e pratiche Enel.

    E’ corretto?
    Grazie per l’attenzione, e se a qualcuno scappa un “questo non ha capito niente”, beh, ha proprio ragione…

    T.

    1. Ciao Tycho, sul discorso CEI 0-21 e trafo scrivo qualcosa più tardi, ho una risposta ufficiale del GSE, con un punto poco chiaro come sempre, ma c’è anche una autorevole interpretazione di unanota rivista del settore 😉
      Per il resto è come dici con una cosa su cui fare attenzione e una che ti consiglio.
      Quella su cui fare attenzione e che può anche essere che sotto i 20kW ci sia interfaccia, caso raro ma possibile.
      Seconda cosa, tenete presente che nel regolamento di esercizio la prova dell’interfaccia è prevista ogni volta che cambi le frequenze, ed inoltre nella dichiarazione che si firma, si dichiara che l’impianto rimane connesso nell’intervallo 49-51. E senza provarla è un po pericoloso (ne ho già provate alcune, e ti assicuro che parecchie non rimangono connesse nel range 49-51). Anche se ormai il bianchetto la fa da padrone nei test report e c’è chi ne fa uno e fa le fotocopie, quindi come sempre tutti firmano tutto 😉
      Io faccio verifiche con cassetta relè, ma non sto dicendo questo per tirare acqua al mio mulino. Mi ritengouna persona seria, come chi mi legge qua dentro penso abbia avuto modo di verificare.
      Per il resto io non farei precentivi senza vedere sul posto cosa fare, oppure chiederei tutti i dati possibili, ogni impianto fa storia a se. Su 3 impianti con 3 inverter, uno ha 3 inverter che si aggiornano da tastiera, uno ha tre inverter che si aggiornano con PC e software, e uno ha 3 inverter che si aggiornano con intervento della casa madre a 300 euro “a botta” 😉

      1. Quella su cui fare attenzione e che può anche essere che sotto i 20kW ci sia interfaccia, caso raro ma possibile.

        Si tratta per il 99% di nostri clienti, quidi abbiamo copia degli schemi elettrici e conosciamo gli impianti, prima di uscire con l’offerta si controlla. E’ che non avevo ancora un ordine mentale sul da farsi…

        …nel regolamento di esercizio la prova dell’interfaccia è prevista ogni volta che cambi le frequenze…

        Ok, quindi devo mettere in conto prova cassetta relè anche per gli impianti che hanno SPI.

        Grazie mille.

        1. A mio avviso la prova con cassetta va fatta, anche a tutela vostra che dichiarate. Come diceva Vic spesso sono impianti che percepiscono migliaia di euro di incentivi, possonoanche spendere 2-300 euro per provare le protezioni e mantenerli efficienti, è una cosa positiva anche per loro 😉

      2. …Ho capito che non sono buono a quotare…

        Altra domanda da straprofano: in caso proponessi un aggiornamento alla CEI 0-21 (mi sembrava di capire che è nell’aria):
        – protezione di interfaccia
        – coppia di relè (che danno lo stacco)
        – UPS per il DPI (per restare su almeno 5 sec.)
        – centralino (per inserire il tutto)
        – BOBINA DI MINIMA: cosa è?

        T.

        1. Scusa se mi permetto di riepilogare, se metti una nuova interfaccia CEI 0-21:
          – interfaccia CEI 0-21
          – UPS
          – DDI (che ci dovrebbe già essere)
          – rincalzo su un secondo interruttore
          – centralino come hai scritto
          Per il resto il DDI deve essere un dispositivo a mancanza di tensione (interruttore con bobina di minima tensione) o contattore.
          Il rincalzo va fatto su un secondo interruttore, come vuoi basta che non sia a riarmo automatico.
          In ogni caso il mio consiglio è quello di studiare la CEI 0-21 o affidarsi a chi le conosce. Il cliente paga per un servizio che deve fare chi ha le competenze per farlo nel migliore dei modi. Non mi sto riferendo a te in particolare, è un discorso che ho fatto migliaia di volte, non si può affrontare un adeguamento ad una norma CEI acquisendo notizie sul web, occorre conoscere le norme, o aggiungere nel preventivo le competenze tecniche del caso 😉

          1. Hai più che ragione, il fatto è che il tecnico cui ci affidiamo per questi interventi continua a dirmi che ci penserà, mentre io sarei dovuto uscire con le offerte ieri, quindi cerco di dargli una mossa…
            Però è anche vero che non mi sono ancora messo a studiare la CEI 0-21 approfonditamente, mea culpa.
            T.

          2. Chissà cosa avrà da pensare 😉
            Cambia tecnico 😉
            P.S.: non è un reato non conoscere norme tecniche particolari se ti affidi ad un professionista come stai facendo 😉
            In ogni caso vanno letteperchè oltre al fotovoltaico parlano anche di connesioni passive, delle quali ti puoi occupare anche senza l’ausilio di un tecnico (ad esempio un appartamento o una villetta).

  88. Una volta adeguato l’impianto e Enel ha accettato il Nuovo Regolamento di Esercizio poi Enel stessa da una comunicazione al Produttore che tutta la pratica è andata a buon fine per ovviare a problematiche del tipo mancato ricevimento? Mi sembrava di avere letto qualcosa in merito ma non mi ricordo dove…

  89. Ciao Stefano,

    per la prova con cassetta potrebbe essere fattibile per impianti con SPI esterna, con SPI interna non è cosi semplice dato che bisogna agire sulla scheda madre dell’inverter (qualche tecnico l’ha dichiarato su certificati). mah…

    1. Io non credo che farò prove sugli inverter, anche per ovvi motivi di garanzia e di rischio di rompere il prodotto e lasciare a piedi un impianto. A dire il vero non so nemmeno cosa capita se provo un inverter con cassetta relè. Visto che la stessa non è idonea a ricevere corrente, forse non si può nemmeno fare, boh………non ci ho mai pensato.
      In ogni caso la DK5940 prevedeva già che gli inverter dovessero avere autotest.

  90. Non si può fare!! test con C.prova su inverter, lo strumento dovrebbe assorbire potenza affinché l’inverter si connetta e non é assolutamente in grado di farlo.
    Non complichiamoci la vita e si vada di autotest con i pro e contro che ne conseguono!!!

    1. Ciao Federico, ti ringrazio del contributo.
      Non si tratta di complicarsi la vita te lo assicuro, io mi pongo delle domande per cercare di fare le cose nel miglior modo possibile. Ti posso anche dire che ho visto personalmente tenere “in piedi” inverter con un Amra FTV021, poi che si possa fare autotest non ne ho idea 😉

  91. Ciao a tutti, penso che siamo arrivati al capo linea, cioè non abbiamo concluso nulla grazie ai distributori che non danno risposte e al legislatore/i che ha saputo scrivere la delibera! Sostanzialmente da fonti certe e specialmente l’ENEL in questo momento sta dicendo che non serve fare nulla, tralasciando quanto detto nella 243 con riferimento al punto 5 A70, dico ma chiedo anche a voi perché fare riferimento alle tensioni per cui l’impianto deve star connesso alla rete se poi si dice non ha importanza, che senso ha fare una delibera se poi non si deve far nulla, cosa serve fare tutto sto casino se poi nessuno sa nulla cosa si deve fare, per poi dare spazio agli installatori che chiedono per l’adeguamento 300 euro per non fare nulla, facendo poi il regolamento di esercizio a nome del cliente. Quindi il cliente paga 300 euro ed è pure responsabile di quello che ha fatto un installatore, che oggi c’è come ditta e domani non c’è più. Penso si debbano dare risposte non porre quesiti! I primi a dire che non serve nulla son certi produttori di apparecchiature per impianti fotovoltaici, sicuramente perché quanto messo in commercio prima della CEI 0-21 ora non è convertibile, perché certi installatori cambiano apparecchiature guaste senza dare comunicazione di quanto installato, certo che ormai si deve correre verso la CEI 0-21 o 0-16, perché le garanzie di molti inverter ormai son scadute e quando si guastano, la sostituzione è obbligata con quelle normate.
    Io proporrò a tutti i clienti che mi interpelleranno di installare almeno una SPI CEI 0-21, almeno la spesa la farà una volta per tutte.
    Poi chiedo, perché verifica periodica delle SPI CEI 0-21 ogni 3 anni, CEI 0-16 ogni 2 anni, mentre tutto quello che è antecedente non serve controllare.
    Perfetto ho capito va tutto bene!

    1. Ciao Sandro, vorrei controbattere alcuni punti, non so chi ha detto che non serve fare niente, la delibera è scritta e parla chiaro, le interfacce e gli inverter ante aprile 2012 devono avere frequenza 49-51, cosa che non hanno.
      Il problema che gli installatori chiedono 300 euro per non fare niente è un problema di come si lavora in italia, e di come gli installatori abbiano lavorato sino ad ora, non tutti, ma una buona parte. Non è colpa della delibera. Nei preventivi che ho fatto ai miei clienti ci sono la sistemazione delle soglie di frequenza negli inverter, nell’interfaccia, la verifica con cassetta, e la gestione della documentazione su portale.
      Riguardo la prova dell’interfaccia, l’ho già scritto decine di volte ma sembra che nessuno ci faccia caso, era prevista dalla DK5940, ed è prevista nei regolamenti di esercizio, anche di impianti del 2010 o antecedenti. Il fatto è che nessuno le ha mai fatte, perchè prima del 2012 non bisognava mandare nulla e quindi andava bene tutto. La verifica periodica dell’interfaccia è sempre stata prevista.

  92. Grazie Stefano se sempre gentile per le risposte, senza che diventi matto, se mi indichi gentilmente a che pagina è scritto delle DK5940 che si devono fare le prove e con periodicità. Grazie

    1. Allegato A traccia di regolamento di esercizio, pagina 21 delle DK5940 edizione 2.1 del 2006, ribadite dalla DK5940 edizione 2.2 del 2007 e cosi via.
      Faccio notare che nella dichiarazione relativa alle tarature dell’interfaccia dei regolamenti di esercizio, era indicato gia da anni, ben prima del 2012 di dichiarare se verificato con autotest o con cassetta relè in caso di interfacce esterne.
      Poi nessuno se lo ricorda e nessuno l’ha fatto, ma la cosa è vecchia, quindi brontolare o scandalizzarsi adesso per una cosa vecchia di anni, non ha senso, diciamo che dobbiamo fare quello che era obbligatorio anche prima ma che non abbiamo mai fatto perché nessuno controllava.
      Ho scritto un articolo un paio di giorni fa, su verifica si o verifica no, l’immagine che ho pubblicato è lo stralcio di un regolamento del 2010.

      1. Ciao Stefano, porta pazienza ma mi serve un aiuto.
        Il mio famoso tecnico (che non lavora male, solo se la tira un po’…) mi sta offrendo SPI con certificati di prove da laboratorio. Stavo per ribattere che le prove vanno fatte sul campo, ma per precauzione sto cercando questo dato sulla CEI 0-21. Finora ho trovato (pg. 78, punto A.4) che le prove, funzionali e non, vanno fatte in laboratorio. Dove è scritto che devono essere fatte su campo? Grazie

          1. Ciao, grazie per la risposta.
            Però in quei punti dice che POSSONO essere di due tipi, non che DEVONO essere sul campo. Gli allegati A e B inoltre dicono COME devono essere fatte le prove in laboratorio e sul campo.
            Ma non che le prove sulle protezioni di interfaccia DEVONO essere del tipo sul campo. O leggo male io? Capisco che le prove sul campo possano essere più veritiere perché coinvolgono l’impianto realizzato, ma se la normativa non mi vieta di utilizzare le prove da banco, capite anche voi che mi semplifico la vita…

          2. E’ stato specificato nella variante V1 della CEI 0-21:
            —————-
            8.8
            Sostituire l’attuale definizione di prove di verifica in campo con la seguente:
            Prove di verifica in campo: vengono comprese in tale categoria sia le prove di prima installazione che quelle di verifiche successive, come definito nel regolamento di esercizio.
            Per “campo” si intende l’impianto nel quale i dispositivi sono definitivamente installati ai fini dell’esercizio.

  93. Ciao Stefano, mi chiedo perché ASTEA SPA, azienda elettrica marchigiana chiede tutte le prove e impostazioni, vedi regolamento di esercizio, mentre l’ENEL specialmente nel Triveneto che io ho fatto parte per 30anni, dice non serve nulla! Cosa inamissimibile veramente, ora vedrò di chiamare qualche capo zona per saperne di più, in questo momento si sta dando lavoro solo a persone che stanno speculando non sistemando!

    1. Ah Sandro……..cosa vuoi che ti dica.
      Posso solo quotarti 😉
      Sono convinto che molti impianti rimarranno esattamente come prima, e i produttori avranno solo speso qualche soldo in più. Spero che si informino prima 😉
      P.S.: per curiosità sono andato in giro per la rete, sono diventati tutti esperti, fioccano le offerte di adeguamento. Ogni piccola legge o delibera serve per far fare cassa a tutti.

      1. Ciao, rispondo qua perché sul post precedente non trovo il link “reply”.
        Sempre a riguardo delle prove sul SPI: ho visto la modifica della definizione di prove di campo sulla V1, ma nel punto A.4 si dice:
        “Verifiche e prove sul SPI
        … ad esclusione delle sole prove funzionali, l’esecuzione delle restanti prove deve avvenire esclusivamente presso un laboratorio accreditato…
        le prove funzionali possono in alternativa avvenire: presso il laboratorio di cui sopra, oppure presso i laboratori del costruttore, o laboratori esterni onon accreditati…”
        Quindi non trovo nessun obbligo ad eseguire le prove sul campo.
        Puoi aiutarmi? Devo dare indicazione se accettare o meno l’offerta del tecnico, che include SPI con tanto di prove effettuate in laboratorio.
        Grazie.
        T.

      2. Scusa Thyco, ma la cosa mi sembra abbastanza chiara, non capisco perchè ti ostini a dire che le prove in campo non sono previste:
        ————
        A.1 Tipologie di prova
        Le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
        – prove di tipo
        – prove di verifica in campo: sono da ricomprendersi in tale categoria sia le prove di prima installazione che quelle di verifiche successive; tali prove (con relativa periodicità) devono essere espressamente richieste nell’eventuale regolamento di esercizio del Distributore.
        ——————-
        Mi pare sia evidente.
        Nel punto A4 che hai citato, si dice che tutte le prove (ad eccezzione di quelle funzionali) vanno fatte in laboratorio.

        1. Semplice, dove dice
          “A.1 Tipologie di prova
          Le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
          – prove di tipo
          – prove di verifica in campo…”

          interpretavo quel trattino come alternativa, o le prime o le seconde, e non come sia le prime che le seconde.
          Grazie mille

          T.

          1. Non è una alternativa.
            Sulle interfacce vanno fatte le prove di tipo (compatibilità elettromagnetica, prove di tenuta agli impulsi, etc) ovvero le prove tipologiche che definiscono conforme il prototipo.
            E le prove funzionali in campo.

          2. Conferma dal CEI:
            Gentile utente,
            in relazione al suo quesito n.ro 15719 del 11/02/2014 :

            Avrei bisogno si un’indicazione riguardante le verifiche da eseguire sui dispositivi di protezione interfaccia per gli impianti fotovoltaici. In particolare, nella norma 0-21, allegato A.1, indica:
            “le tipologie di prove da eseguire sul SPI e sull’inverter sono le seguenti:
            – prove di tipo
            – prove di verifica in campo…”
            Avrei bisogno di sapere se le due tipologie sono alternative o da farsi entrambe.
            Questo dubbio nasce dal fatto che più venditori di SPI mi hanno offerto i dispositivi con la certificazione delle prove già avvenute in laboratorio, affermando che non mi serve la prova cassetta relè.

            Il servizio tecnico ha elaborato la seguente risposta:

            Le prove sul SPI prescritte dalla Norma CEI 0-21 indicate nel quesito sono:
            – prove di tipo che effettua il costruttore dell’SPI e che deve certificare;
            – prove di verifica in campo che deve far eseguire il titolare dell’impianto, con l’uso della cassetta prova relè.
            Le due prove non possono essere alternative.

            La questione è definitivamente risolta.
            Ebbravo Stefano.

            T.

  94. Trovato nelle domande e risposte sul portale AEEG, a questo punto mi chiedo cosa dobbiamo fare, considerando che Enel di fatto ci costringe a cambiare interfacce e inverter con la sua trovata dei 400ms sulla minima tensione. Io vado avanti senza toccare tensioni su inverter e interfacce, poi mi dovranno eventualmente spiegare.
    —————–
    Domande e risposte da portale AEEG
    Da quanto sopra detto, emerge che gli interventi di adeguamento richiesti sono sostanzialmente finalizzati a fare in modo che i predetti impianti rimangano connessi alla rete almeno all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz. Infatti, il comma 5bis.3 della deliberazione 84/2012/R/eel prevede che a seguito dell’adeguamento occorra esclusivamente attestare che l’impianto è in grado di rimanere connesso alla rete all’interno dell’intervallo di frequenza 49 Hz – 51 Hz (specificando l’intervallo di frequenza qualora ulteriormente esteso o, nel caso di impianti di produzione tradizionali, specificando i nuovi ampliati limiti di frequenza entro cui la macchina è in grado di rimanere in servizio a seguito dell’adeguamento, qualora diversi, ed evidenziando il periodo di tempo massimo oltre il quale tali limiti ampliati non possono essere mantenuti). Ai fini delle attestazioni di cui al comma 5bis.3 della deliberazione 84/2012/R/eel, non è richiesta l’effettuazione di prove in campo.
    Infine, poiché ai sensi delle previgenti disposizioni tecniche (poste in essere dalle imprese distributrici su base volontaria), nonché delle previgenti edizioni della Norma CEI 0-21, era necessaria una regolazione del sistema di protezione d’interfaccia non interferente con i valori indicati nel paragrafo 5 dell’Allegato A70, non si ritiene normalmente necessario alcun adeguamento all’intervallo di tensione indicato nel medesimo paragrafo 5

  95. Ciao Stefano,
    Una domanda, tu hai fatto il corso PES-PAV? Perché sull allegato C del reg. fa riferimento alla normativa lavori sotto tensione.

    1. Ciao Simone, fa riferimento ai lavori sotto tensione per quanto riguarda il Responsabile Impianto, io di solito sono il Referente Tecnico.
      Per il resto non credo che la prova con cassetta relè sia un lavoro sotto tensione. Io tolgo tensione al quadro durante il collegamento dello strumento, e rialimento gli ausiliari a quadro chiuso.

  96. Grazie Stefano,
    ora mi sono trovato un impianto da adeguare nel quale un inverter è guasto.
    Questo inverter lo devo sostituire con un cei 0-21 o non serve?
    L’Enel dice che non serve ma non riesco a trovare nessun riferimento normativo che sappia darmi delle delucidazioni.
    Grazie

  97. Se trovi lo stesso modello o di pari caratteristiche o lo ripari esegui una manutenzione ordinaria, lasci il mondo come stà.

    Se sostituisci l’inverter con un’altro modello è difficile che ad oggi puoi acquistare uno non adeguato CEI 0-21.

    1. Ciao Federico, in caso di manutenzione o riparazione OK, se lo cambi deve essere conforme alla norma vigente alla data della sostituzione, anche se ne trovi uno uguale. Mi pare sia scritto così.

      1. E sicuramente possibile, è una manutenzione ordinaria…..
        Mi chiedo però, dove trovi un prodotto ad oggi non conforme alla normativa attuale ?

        Quindi è evidente che a meno che non si trovi un fondo di magazzino lo si avrà aggiornato alla norma di oggi… o almeno lo si spera….

  98. A mio avviso è sicuramente possibile, è una manutenzione ordinaria…..
    Mi chiedo però, dove trovi un prodotto ad oggi non conforme alla normativa attuale ?

    Quindi è evidente che a meno che non si trovi un fondo di magazzino lo si avrà aggiornato alla norma di oggi… o almeno lo si spera….

    1. Ciao Federico. Rimango della mia opinione. Non c’entra nulla il fatto che sia manutenzione ordinaria o meno.
      —————
      Delibera 84/2012
      6.3 Nei casi in cui venga sostituito l’inverter e/o il sistema di protezione
      d’interfaccia si applicano le disposizioni di cui all’articolo 4. A tal fine, le
      tempistiche di cui al comma 4.1 si applicano con riferimento alla data di
      sostituzione dell’inverter e/o del sistema di protezione d’interfaccia……
      —————
      Art. 4 = applicazione allegato A70
      L’unica scappatoia è che non sia tecnicamente possibile (con motivazioni da evidenziare all’atto della sostituzione) usare un inverter conforme alla normativa vigente, allora vale quanto indicato sotto da Vic

      1. E mi chiedo ancora, ma dove lo prendi un inverter non aggiornato alla CEI 0-21 ?
        Che poi la norma ti dica che si può fare è un discorso, ma la realtà è un altra.
        Io non prenderei mai un prodotto fuori produzione o con un firmware vecchio.

        Si voglia impostare le soglie a 49 e 51Hz va bene, ma mi pare un enorme forzatura interpretativa della norma!

        Siamo tecnici, i problemi si devono risolvere…..

        Prendo ad esempio in forza alla mia tesa la solita e tanto menzionata D. 243/2013 dove parla di impianti sotto a 6 kW e riporto quanto descritto “tali impianti saranno comunque oggetto di automatico adeguamento, nel medio termine, alla norma CEI 0-21 per effetto delle progressive sostituzioni degli inverter e dei sistemi di protezione di interfaccia”

        E leggendo la prima volta mi sono detto, beh, la scoperta dell’acqua calda…..

  99. Se non erro la delib 562/.. prevede che in caso di dimostrata impossibilita ad installare un nuovo inverter (causa impianto che non tollererebbe un apparato diverso), si puo installare uno vecchio ma regolato con soglie f a 49-51 Hz. Ciao

  100. Per esempio mi trovo di fronte un impianto da 19 kWp allacciato nel 2007 con 9 inverter simens sitop solar 2000. Questi inverter funzionano ma non sono adeguabili alla delibera 243. La siemens non da più assistenza. Pensavo di mettere 9 inverter aros sirio nuovi, avanzi di magazzino ma aggiornabili solo alla 243 non alla CEI 0-21.
    Da quello che sembra non posso metterli e quindi dovrò dire al cliente di comprarne 9 con caratteristiche similari ma conformi CEI 0-21…BELLA BOTTA!

    1. Ciao Simone. Giusto per provare a fare qualcosa, mi sono letto le DK5940 del 2007, ed era già previsto che le frequenze dovevano essere impostabili anche a 49-51. Se l’inverter è stato dichiarato conforme alle DK5940 da Siemens, ora non ti possono dire che non si può fare, io ci andrei in fondo a questa storia.

      1. Secondo me se disabiliti la protezione interna e installi una SPI esterna nuova, credo che nessuno possa dirti nulla, credo che tu abbia rispettato più che abbondantemente l’Allegato A70 😉 Se qualcuno ha da obiettare qualcosa, ti dovrà scrivere cosa c’è che non va nella tua soluzione 😉 E credo che farà fatica a trovare dei buchi 😉

  101. Sono d’accordo che nel caso sugli adeguamenti relativi alla delibera 243 si debbano sostituire gli inverter non adeguabili a tale provvedimento con quelli conformi alle CEI 0-21 d’altronde la fine sarà quella anche per i rimanenti che per ora rimarranno in servizio, la loro garanzia ormai e sta per finire se non è già finita e non vale la pena di pagare una assicurazione che alla fine dei giochi costa di più di comperarli nuovi. La stessa cosa vale anche per i dispositivi interfaccia, se non son modificabili i tempi di intervento li faccio sostituire con SPI nuove (CEI 0-21), non come quanto detto dai signori della ABB che basta girare le rotelline della frequenza, ma non sanno quanta confusione e incertezze hanno creato, basta portare le frequenze con un giro di cacciavite su 49 e 51 Hz et voilà il gioco e fatto, ma il regolamento di esercizio spetta a noi farlo e prendersi la responsabilità!
    1) Una domanda a Stefano e a chi vuole rispondermi: se metto interfaccia CEI 0-21 (per l’adeguamento della 243), secondo voi devo mettere anche l’UPS o basta solo SPI, sempre nel caso sostituzione!
    2) Nel caso adeguamento a impianto DK5940 a CEI 0-21, l’UPS sicuramente si deve mettere per garantire i 5s, deve essere online o va bene anche uno interattivo con commutazione 7ms, ho provato uno e il dispositivo non si sgancia, però il (DDI) teleruttore mi fa un rimbalzo durante la commutazione, così verrebbe a meno l’alimentazione dell’impianto fotovoltaico. Pertanto potrebbe succedere che il/gli inverter si scolleghino e devono ripartire per mettersi al passo.
    Questa situazione si crea solo nel caso siamo in presenza di un teleruttore non nel caso di interuttore motorizzato, quest’ultimo si apre solo nel caso la SPI apra!
    Grazie

  102. Una domanda: se l’impianto è stato allacciato dopo il 31/3/2012 il produttore deve fare una comunicazione al GSE o non deve fare nulla?

    1. Credo non si debba fare nulla, anche se nella nota che il GSE manda ai produttori, c’è scritto che se l’impianto non ricade tra quelli da adeguare, occorre comunicarlo al GSE, ma credo che intendessero dire che se a qualcuno arriva la comunicazione del GSE ma l’impianto non è superiore a 6kW meglio informarli. Almeno io ho capito così.

  103. Volevo chiedere chiarimento in merito alla FAQ dell’AEEG e alla soglia di tensione:
    – dalla FAQ AEEG dice che non sono necessarie le prove in campo a seguito della variazione dei parametri di frequenza, o interpreto male io?
    – rileggendo il regolamento dei vecchi DK5940 si parlava ogni 3 anni e in caso di adeguamenti normativi di effettuare prove di intervento delle protezioni di interfacci/inverter, quindi nel caso di interfaccia esterna prove cassette relè? all’epoca non venivano fatte
    – per le soglie di tensione e relativi tempi di intervento Enel e Gavazzi mi dicono essere una form errato del portale e che le soglie sono corrette le vecchie (come risulta dalla FAQ AEEG) e che a breve sarà corretto il form e di compilare per ora con i dati vecchi, a voi risulta?

    1. AEEG ha detto nelle FAQ che la prova non serve, altri (CEI, regolamento di esercizio, DK5940) che serve. Ognuno farà quello che ritiene giusto fare.
      All’epoca forse non venivano fatte, ma se guardi un vecchio regolamento di esercizio, nella pagina con la tabella di taratura della SPI c’era da barrare una delle due opzioni, ovvero autotest o prova con cassetta relè.
      Per le tensioni Enel sta chiedendo uno strano 0,4 secondi sulla minima tensione, contrariamente alle disposizioni della delibera che non prevedono adeguamenti dei tempi delle soglie di tensione. Se fosse come vuole Enel dovremmo cambiare tutti gli inverter e le interfacce.
      Ho inoltrato al proposito un quesito all’AEEG, appena mi rispondono vi dico qualcosa.

  104. Su TuttoNormel di Febbraio c’è un piccolo articolo a Pag.7 mi pare ma penso non conti molto per Enel. Io ho inviato una pratica ma stanno discutendo per quel 0,4s sulla minima mi faranno sapere appena hanno notizie mi hanno detto.

    1. Poveretti anche loro, ma cosa ci devono far sapere ? Io le tensioni non le tocco, lascio i 200ms sulla 27.S1 (anche perchè non si possono modificare) e se qualcuno mi boccia la pratica me lo deve scrivere, che poi giro tutto all’Autorità.

  105. Salve , da altro forum , sembra che ancheAcea a RM chieda la variazione delle soglie di tensione , ma loro le leggono le delibere o le note AEEG ?!

    ciao

      1. Per quanto riguarda i 0,2 o 0,4 secondi per la soglia 27, nei regolamenti 243 di enel, dipende da quando e’ stata fatta la registrazione; chi si e’ registrato sul portale molto tempo fa (all’incirca prima di meta’ febbraio) trova ancora 0,4 perche’ sul portale e’ presente un vecchio set di dati.
        Ciao

  106. Come mai io vedo ancora 0,4 con una praticai in bozza? Una domanda e per le interfacce come quella ABB tarata di fabbrica a 0,1 tocca di sostituirla allora…

  107. Ragazzi scusate, non ho letto tutto e non so se il tema è stato trattato. Devo adeguare un inverter siliken da 100kW alla 243 ma mi sa che la siliken è fallita, avete idea di come si proceda o qualche contatto da chiamare?
    Grazie scusate

  108. Ciao Stefano.
    sto adeguando un impianto secondo delibera 243/2013/R/EEL. Dopo che invio il nuovo regolamento d’esercizioad ENEL.
    A chi altro devo comunicare l’avvenuto adeguamento?
    Grazie

  109. Ciao Ignazio,

    io ne ho fatti una ventina e non bisogna comunicarlo a nessuno a parte l’Ente distributore. Una volta che l’ente approva il regolamento automaticamente il GSE ne viene a conoscenza.
    Quando si clicca sul TAB regolamento 243 il pod si collega tramite il codice fiscale/p.iva all’archivio GSE e vede se c’è corrispondenza.

    Saluti

  110. Buongiorno ho seguito un pò tutte le vs domande e opinioni ma vi volevo fare 2 domande: quanto si può chiedere per un adeguamento? Direi che il costo vari solo in base al n°di inverter da adeguare perchè per il resto ovvero l’adeguamento della SPI e tutta la parte burocratica a portale sia identica per tutti gli impianti.. ho detto bene?

    1. La parte burocratica è uguale per tutti.
      Il resto dipende dagli inverter, e dalle modalità di aggiornamento.
      Tieni presente che alcune case (fenomeni) ti impongo che siano loro ad effettiare l’aggiornamento, spesso con costi molto elevati.
      Io onestamente non ti so dare una cifra, dipende da chi sei (libero professionista, installatore) dalla distanza, dal tipo di clienti (ai miei clienti faccio pagare meno), e da tante altre cose quali i costi della tua impresa, dalla zona (i prezzi sono diversi da nord a sud). Non saprei rischierei di darti delle cifre sbagliate, inoltre non mi piace molto parlare di cifre qua, per tanti motivi 😉

  111. Hey raga SIEMENS ha chiesto un abuso per l’adeguamento di 5 inverter siemens SINVERT 20kW. DIEHL AKO per gli stessi inverter (Refusol siemens e diehl ako per i trifase sono uguali) da il programma e l’aggiornamento si fa gratis. Qualcuno di voi ha il programma per entrare negli inverter siemens Sinvert?

  112. Ok grazie Stefano, sono installatore e devo farlo per i miei clienti nell’arco di max 100 km. Ho sentito le case e ognuna ha la sua linea per gli aggiornamenti sia per gli inverter che per le SPI, comunque gran parte ci hanno dato i firmware per fare l’agg. dal pc. Enel mi diceva che è possibile inviare una PEC al posto della a.r. una volta che si registra il cliente a portale.. è vero o è meglio spedire una a.r.? Cmq a portale ci si impiega 1 oretta a fare tutto giusto? Per cui mi resta da calcolare l’uscita di 1 persona in cantiere a fare l’adeguamento.. altra domanda credo che non tutti gli impianti siano ancora adeguabili o meglio una volta iscritti al portale non vengono riconosciuti con il codice POD perchè mi dicono che ‘non rientra tra gli impianti da adeguare’ pur essendo un impianto da 18 kWp allacciato nel 2011.. che sia solo un problema del portale o che il Gse non abbia ancora comunicato quell’impianto?

    1. Ciao Michele, io ho sempre inviato la raccomandata, anche perchè in caso di PEC non saprei poi cosa caricare sul portale quando mi chiedono il modulo di adesione al portale.
      Tutti gli impianti sopra i 6kW (ante aprile 2012) sono da adeguare, quindi secondo me è un problema del portale secondo me.
      Sulle tue valutazioni non concordo. Ti dico la mia.
      Prima di tutto le pratiche non si possono gestire con il mandato, quindi devi aprire una posizione per ogni cliente, e chiedere dei documenti a certa gente è come chiedere ad un aborigeno se ha un numero di telefono (serve anche il certificato Censimp di Terna, molti non lo hanno ricevuto da chi gli ha seguito le pratiche). Quindi a mio avvisno tra una cosa e l’altra perdi ben più di un’ora.
      Quando modifichi gli inverter ci possono sempre essere inconvenienti. Oltre a questo le certificazioni le firmi tu, quindi si tratta anche di una prestaizone professionale, non facciamoci pagare solo il tempo che perdiamo, è un discorso più ampio. Sistemi degli inverter e delle interfacce e certifichi che e tutto a posto. Fatti pagare per questo, ma tieni anche presente che in giro ci sono sempre i soliti fenomeni che viaggiano a cifre sparate a caso, tipo sul web “Adeguamenti Delibera 243 a 200 euro, chiamaci”. Avrei voglia di chiamarli e dirgli che ho un impianto con 10 inverter Ingeteam, così……..giusto per vedere se rimangono a 200 euro 😉

  113. Buonasera ragazzi,io sto cominciando ad adeguare questi benedetti impianti ma a sto punto non mi è piu chiara una cosa, dobbiamo modificare solo le frequenze o anche le tensioni? è giusto compilare nel regolamento sulla soglia impostata della massima tensione 276v? ho fatto 230×1,2 ma gli inverter tipo sma o schuco arrivano al massimo a 264??enel mi ha detto che se non scrivo 276 mi boccia la pratica. mentre nelle intrfacce si riescono a fare tutte le modifiche. ho notato anche che il tempo della minima tensione lo hanno messo a 0,2.
    grazie a tutti e buon lavoro

  114. Ciao , grande questa cosa per chi ha problemi di stacco per tensione alta 😀 , quello che non capisco a questo punto pero’ e’ cosa succede quando sostituisco il firmware con l’ultimo , tipo il Danfoss ? perche’ gli ultimi firmware sono adeguati alla CEI 0-21 (mi sembrava) che le soglie fossero molto piu’ restrittive tipo 253V la massima , oltre a mettere la famosa rampa in avvio di 10′ , l’ho vista lavorare e’ un bello schifo per me produttore , vedere che se ha un problema di rete andare a 0 e metterci circa 10′ a risalire alla potenza producibile in quel momento…. a quel punto va messo l’ultimo firmware e modificato i valori non prescritti ?!

  115. Gino, i 10′ riguardano il tempo che lo Spi attende: se la media della V rimane per tale tempo sopra i 253 V apre l’inverter.
    Altra cosa e’ l’avvio o la riconnessione in caso di apertura, cioe’ l’inverter gradualizza la potenza per 5 minuti prima di produrre al 100% per evitare “botte” alla rete, …ai propri elettrodomestici e a quelli degli altri utenti.

  116. Va be’ 10′ o 5′ sono la stessa cosa , perche’ appena riarriva a produrre ‘bene’ dopo 10′ si ristacca quindi e’ un grafico a dente di sega , produci 10′ e 5 no , si perde solo il 33% della produzione 😀 non credo proprio che sia stato fatto per gli elettrodomestici , ma solo per levarsi i problemi di ‘ulo (come si dice da queste parti) all’enel, che cosi’ non da’ tensione superiore a 230V + 10% come scritto sui contratti in prelievo ….. comunque volevo far notare che sono in contrasto le due cose o adesso si va di allegato Terna e quindi 0,8<Vn<1,2V o la media rimane lo stesso a 253V ? ma i produttori di inverter che soglie hanno dentro , il mio aveva 264V .

    1. Ciao Michael,
      scusami ma quando scrivi…
      ————
      è giusto compilare nel regolamento sulla soglia impostata della massima tensione 276v? ho fatto 230×1,2 ma gli inverter tipo sma o schuco arrivano al massimo a 264??
      ———-
      mi lasci un po perplesso. Non è che dobbiamo compilare il regolamento mettendo dei numeri a caso, dobbiamo avere le tensioni almeno 0.85Vn e 1.10 Vn, e controllare come sono regolati gli inverter.
      Per il resto vorrei capire perchè Enel dovrebbe bocciarti la pratica se hai una tensione di 1,2Vn come prevedeva la DK che l’hanno scritta loro.
      In ogni caso Michael, devi scrivere nel regolamento i dati del tuo inverte. Lo scopo della delibera non dire ad Enel che è tutto a posto scrivendo i numeri che vogliono loro, e guardare come sono impostate le apparecchiature, e se sono conformi all’allegato A70 (con la famosa deroga per le frequenze) inviare i dati ad Enel, che non può rompreti le scatole 😉

  117. scrivo per la prima volta, ma proprio oggi ho parlato con tecnico responsabile dell’enel e con tecnico degli inverter Power One e la modifica è solo delle frequenze e sul regolamento da compilare sul sito enel nelle maschere delle tensioni mi è stato suggerito di scrivere “000” sia nelle impostate che nel tempo rilevato. Per ultimo mi è stato anche detto che non ci vogliono né le foto degli inverter modificati né la prova cassetta relè.
    Speriamo che vada bene

    1. Ciao Maurizio.
      Io ho scritto ormai 20 volte quello che hai ribadito, ti ringrazio per averlo riscritto.
      Gli inverter sono stati allaccaiti in regime di DK5940, e i parametri delle tensioni sono già OK.
      Nel regolamento vanno scritte le impostazioni che hanno gli inverter, quindi Enel deve accettare quei valori, non vedo che senso abbia mettere 000.
      Per me (o meglio per Terna Allegato A70 e a maggior ragione visto che ce lo chies Enel con la DK, vanno bene 276V-184V con tempi 0.1 e 0.2
      Non vedo chi possa dire il contrario

  118. Mi viene da pensare che, se gli inverter arrivano solo a 1,15 Vn (264 V), significa che hanno un firmware conforme gia’ alla Cei021.

  119. Non credere , ne avevamo discusso in altro forum tempo fa’ , ben prima della 0-21 , ci sono inverter (allacciati nel 2010 e 2011) che staccano a 264 e altri a 276V , se uno fa’ i calcoli con 220V (che fino a un paio di anni fa’ era la tensione nominale sulle bollette , per cui enel era la prima che andava fuori dalle regole UE di 230V 😀 ) si possono fare tutte le moltiplicazioni che si vuole 220×1,20 =264V 230×1,15=264,5V 230×1,2=276V , se non vado errato c’erano inverter con tensione massima di fabbrica sia di 264 che di 276V , forse qualche produttore aveva ‘paura’ a mandare a 276V i suoi componenti….. in ogni caso anche se chiara come UE , la Vn non lo era molto.

    1. Ciao Gino, secondo me la questione è molto più semplice. Ad aprile 2007 già le DK5940 parlavano di tensione nominale 230/400. La DK stessa indicava per quanto riguarda le protezioni di tensione (59 e 27) minore/uguale. Quindi mi pare vada bene anche 1,15. In ogni caso se l’inverter con quel firmware era nell’elenco di quelli allacciabili, la sua protezione di massima tensione è stata verificata da Enel e conforme. Che poi ci sia andato su un altro firmware o qualcuno ci abbia messo le mani è un altro discorso (npon parlo dle tuo caso, dico in generale).

  120. Salve Stefano
    Ho un paio di domande per cui richiedo la tua attenzione:
    Ho un condominio che vorrebbe fare un impianto fotovoltaico per coprire i consumi della gestione elettrica condominiale( ascensore, luci, irrigazione) e dunque la domanda è secondo te che cosa mi conviene fare (scambio sul posto o ritiro dedicato ) per abbattergli la bolletta ?
    Altra domanda con scambio sul posto o RD GSE esistono ancora i vincoli per cui bisogna mettere pannelli o a 10 gradi o comunque con la mediana sotto la quota della balaustra?
    Ed ancora necessita ancora di autorizzazione comunale con relativo attestato di corretta presentazione iter autorizzativo? Tipo C.I.L.

    1. Ciao Alessandro, i consumi di un condominio sono così bassi (se mi parli di luce e irrigazione) che ritengo non faccia molta differenza. userete l’energia soprattutto di sera (irrigazione e luci) io andrei sullo scambio. Le regole di installazione di cui parli erano del conto energia, in ogni caso un minimo di estetica si deve rispettare, anche perchè se installi pannelli complanari credo che vadano fatte semplici comunicazioni (CIL o simili) mentre se installi pannelli non complanari temo si debba fare qualcosain più. In ogni caso non mi occupo molto di queste cose. Ti conviene sentire il tuo comune, le regole sono diverse e cambiano spesso. Ad esempio nella mia città da un po di tempo a questa parte al di fuori del centro storico (fuori le mura medievali) non serve comunicare nulla se i moduli sono complanari.

  121. il punto che non capisco è che enel nella loro tabella ci chiede la massima tensione 1.2vn e minima 0.8, se io nel regolamento scrivo i dati che ha l inverter realmente cioè 264v sulla massima anziche 276 mi boccia la pratica..loro vogliono che scriva 276 e 184 anche se non è cosi..non tutti gli inverter riesco a portarli a 276v ma si fermano a 264 che sarebbe 1.15vn

  122. Grazie per la risposta Stefano
    La palazzina e’ di 12 piani e il consumo di giorno sicuramente è’ l’ ascensore quindi mi consigli scambio perché ho poco consumo di giorno e quindi scambio di più ?
    Per quanto riguarda il RD però mi permetterebbe di abbattere i costi ritirando l’ energia prodotta di giorno per utilizzarla di notte o sbaglio?
    E ancora mi consigli un impianto sovradimensionato?
    Grazie
    A.

  123. E’ lo scambio che ti permette di recuperare annualmente l’energia prelevata ma che hai immesso in rete in un altro momento. Per il resto anche con lo scambio, quella non scambiata e lasciata in rete viene pagata come in regime di vendita.
    Quindi in soldoni se fai solo RID prendi sempre il prezzo di vendita, con lo scambio se anche scambi poco, quello che scambi ti viene pagato più che in regime di vendita. Inoltre (ma chiedi a chi si occupa della contabilità) che il contributo di scambio non è soggetto a tassazione, la vendita si, quindi sulla parte in contributo scambio non ci pagate le tasse direi, però non so come sono inquadrati i condomini su questi aspetti, non è il mio mestiere.

  124. Ok grazie per la risposta
    Ti chiedo se dai dirmi come sapere in quanto leggendo non ci ho capito nulla Quanto viene pagata l energia scambiata?

  125. Ciao Stefano , intendevo che il mio Danfoss quando abbiamo fatto l’allegato F15 nel 2011 , aveva prescritto 276V valore di test 264V , l’enel non ha detto niente oggi dovremo dichiarare 276V ?!
    pero’ adesso non ho idea nel nuovo firmware che va inserito che valori abbia , e’ meglio se sento la danfoss.

    grazie

  126. Un contributo: a mio avviso, se la soglia 59 indicata sul display inverter e’ 264 V, significa che e’ un inverter gia’ a norma Cei 0-21, oppure e’ un inverter con regolazioni per la rete bt tedesca (Norma DIN VDE0126, ed. aprile 1999 e Linee guida VDEW ed. 2001); in Italia ne e’ stato installato qualcuno..

    Si possono fare tante illazioni, ma trovo improbabile che un costruttore e certificatori possano aver dichiarato/certificato a norma (italiana) degli apparati che non lo erano, su aspetti fondamentali come il Spi.
    Sono comunque anni che enel gestisce la rete bt a 230 V (400 V), anche se compaiono i 220 V sulle fatture (ci sono voluti degli atti legislativi recenti per appianare questo dualismo).
    Per quanto riguarda i calcoli 220×1,2 e 230×1,15 lo avevo riportato qui io tempo fa, ma attualmente la ritengo una coincidenza.
    Infine, ancora a riguardo della soglia 59, il valore 1,15 Vn con 230 V, e’ riportato pure nella norma, EN 50438 – 10/2008 recepita dall’A70 nonche’ Cei 0-21.

    1. Se può interessare io ho trovato durante un sopraluogo pe runa verifica con cassetta relè, una ABB con tarature VDE per il mercato tedesco. E’ stato installato di tutto a cavallo tra il 2009 e il 2011, credo che siano state fatte migliaia di dichiarazioni e regolamenti di esercizio falsi

  127. X Vic io ho un 3kw con PO PVI 3.0 inizio 2010 e un 20kw con due Danfoss TLX 10K inizio 2011 , di entrambi ho fatto io il test per enel e compilato gli allegati , sono perito anche io anche se non posso firmare , l’F15 del danfoss li ho trovati , quello del PO no , comunque i danfoss erano (e sono) settati come paese italia e non e’ stata fatta nessuna modifica e acquistati a gennaio 2011 , quindi di 0.21 non se ne parlava nemmeno credo. Poi mi si e’ bruciato uno e quello in sostituzione aveva il range piu’ stretto e saltava (penso) per la media di 253V …. ,il service mi ha mandato un file per aumentare i valori.

    Da quello che ho sentito concordo con te Stefano , sono stati fatti tanti allegati copiando pari pari le prescrizioni degli inverter , io devo essere stato l’unico coglione che , non avendo la rete dove l’impianto , si e’ infilato 10 pannelli e i due inverter in macchina ed e’ andato da un amico , che aveva il trifase, a un paio di km di distanza , allacciati al volo e fatto l’autotest….. quando sono venute fuori le foto ho letto spesso di gente che chiedeva la foto dell’autotest …

    ciao

  128. Ciao Stefano
    Devo adeguare un impianto con singolo inverter Gefran 100 kwp. Come altri inverter ha il suo teleruttore interno e protezione d’interfaccia interna e non ha nulla esterno. Se leggo il DK5940 mi dice che sopra i 20kWp è sempre obbligatorio esterno il ddi e pi.
    confermi?

    1. Ciao Simone, ho già pensato a questo aspetto. Ritengo che interfaccia “esterna” significhi un sistema di protezione che non sia integrato nel software dell’inverter, se hai ad esempio una interfaccia tipo ABB o Gavazzi va bene, il fatto che sia dentro all’inverter a mio avviso non ha rilevanza, non credo che per interfaccia esterna la norma abbia voluto intendere esterna al contenitore dell’inverter. La DK diceva pe rimpianti sopra i 20kW:
      ————
      Funzioni PIB assolte da dispositivo dedicato (separato dal sistema di
      conversione)
      ————-
      Il dispositivo è separato dal sistema di conversione (contattore e PI autonomi). Che poi sia dentro o fuori poco conta, parliamo di separato elettricamente. Poi non è detto che abbia ragione, ma mi pare che la mia interpretazione sia la più logica 😉

  129. Quindi tu useresti il ddi e pi interno? E nel caso di due inverter con ddi e Pi interno?
    Io avrei messo un ddi e pi esterno. Tu?

    1. Si, perchè il fatto che sia dentro al cassonetto dell’inverter non significa nulla, lanorma non dice che il DDI deve essere fisicamente fuori, dice che deve essere un dispositivo separato dal sistema di conversione, e quello lo è.
      ———-
      Anche io avrei messo un DDI esterno, come chiedeva la DK
      ———
      Conformemente alle prescrizioni CEI 11-20, la funzione di dispositivo di interfaccia deve essere svolta da un unico
      dispositivo, ovvero, qualora nell’impianto siano presenti più protezioni di interfaccia associate a diversi generatori,
      queste dovranno comandare un unico dispositivo di interfaccia che escluda tutti i generatori dalla rete pubblica. In
      deroga, per impianti di produzione collegati a rete BT pubblica e di potenza complessiva ≤ 20 kW, se tramite
      dispositivi di conversione statica, e ≤ 50 kW, se rotanti, la funzione può essere svolta da più dispositivi distinti fino ad
      un massimo di tre.

  130. Ciao Stefano,

    Perdonami mi sono perso il discorso riguardante l’eliminazione trafo isolamento.

    In questi casi basta mettere inverter CEI 0-21 e ritarare le SPI a 49-51 Hz oppure occorre adeguare tutto l’impianto a norma CEI 0-21, cioè sostituire le SPI?

    Ti ringrazio

    Gabriele

    1. Il GSE all’incontro tecnico di TNE ha detto che basta cambiare l’inverter, quindi a mio avviso inverter nuovo senza interfaccia interna (o con interfaccia disabilitata, quindi qualsiasi inverter CEI 0-21 di potenza maggiore di 6kW), e il resto rimane come prima (con l’aggiornamento delibera 243).

  131. Come spunto riporto la risposta mail di TNE al quesito specifico:
    “La sostituzione dell’inverter e/o l’eliminazione del trasformatore di
    separazione, non implica la necessità di adeguare il vecchio impianto alla
    norma CEI 0-21 nella sua interezza.
    Si consiglia, tuttavia, onde evitare sorprese, di verificare cosa ne pensa
    il funzionario locale del Distributore. Qualora sostenga il contrario,
    indichi gentilmente in base a quale riferimento di norma o legge e ne
    riparliamo.”
    Ma con il distributore cosa bisogna fare se si cambiano gli inverter?

    1. [l’eliminazione del trasformatore di
      separazione non implica la necessità di adeguare il vecchio impianto alla norma CEI 0-21 nella sua interezza]
      scusate mi inserisco.. sarà sicuramente vero in un impianto non incentivato.. ma in un impianto incentivato io ho mandato il quesito al GSE e devono ancora rispondere.. non ne sarei così sicuro.. [se mi smentite sono contento]

      1. Ciao Giulio. Ricordiamoci sempre che il GSE non legifera, quindi deve applicare delibere e leggi senza interporsi con proprie interpretazioni. La delibera 344 dice ch ein caso si debba sostituire un componente si debbono rispettare le prescrizioni dell’articolo 4 della delibera 84/2012. Lo stesso indica come debbono essere realizzati impianti e COMPONENTI.
        —————-
        …..impianti di produzione connessi alla rete BT che entrano in esercizio successivamente al 31 dicembre 2012: gl
        i impianti e i dispositivi installati dovranno essere conformi all’Allegato A70 al codice di rete e certificati ai sensi della Norma CEI 0-21…..
        ———–
        Quindi se installi un componente quello deve essere conforme, no sta scritto da nessuna parte che devi adeguare tutto l’impianto. Carrescia su TNE ha confermato, e state certi che se conferma ha chiesto preventivamente parere al GSE 😉 Inoltre della mail del call center te ne fai poco, all’incontro TNE di Bologna, c’erano persone con mail del GSE che dicevano cose diverse da quelle dette dai relatori stessi del GSE, i quali hanno detto che era legge quello che hanno detto loro……….come dire……..le risposte del call center non valgono un soldo bucato……..

        1. Ciò che ha scritto Sandro VE poco dopo conferma quanto mi aspettavo e cioè che se non hai inverter CEI0-21 se togli il trafo isolamento il GSE ti sospende l’incentivo. Seguendo le norme e senza legiferare.. anche a me quelli del GSE a Mestre a voce mi hanno detto togli pure.. senza parlare specificatamente dell’aggiornamento inverter, ma sottintendendo inverter Cei 0-21. Poi per iscritto (verba volant scripta manent) arriva quanto scritto da Sandro VE che ringrazio!

          1. Ciao Giulio, l’unica cosa certa è che se non hai un inverter CEI 0-21 non puoi togliere il trafo. Poi ormai mi sono reso conto che quello che ci dicono al telefono o via mail, conta poco, molto poco.

  132. Questo è quello che ti risponde il GSE :

    “Gentile X… in merito alla Sua richiesta, Le comunichiamo che, per impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW connessi alla rete in bassa tensione, entrati in esercizio in data antecedente giugno 2012, è possibile rimuovere il trasformatore di isolamento bt/bt a patto che si adeguino o sostituiscano gli inverter, rendendoli conformi alla norma CEI 0-21. Si rappresenta che, nelle more della definizione e della completa attuazione del quadro normativo e delle regole applicative del GSE in merito alla sostituzione dei componenti, nel caso specifico inverter, i componenti di nuova installazione dovranno rispettare, oltre ai requisiti che hanno comportato il riconoscimento degli incentivi e di eventuali maggiorazioni, anche i requisiti previsti per impianti entrati in esercizio in data successiva al 30 giugno 2012. Nel caso di specie, rimozione del trasformatore di isolamento, è sufficiente inviare a mezzo posta raccomandata o a mezzo mail (canale Contact Center, avendo cura di specificare in oggetto la seguente dicitura “modifica impiantistica – numero identificativo GSE XXXXXX”) copia dello schema elettrico aggiornato unitamente ad una sintetica relazione tecnica con la descrizione delle modifiche apportate all’impianto e copia della comunicazione inviata al Gestore di Rete competente. È possibile altresì comunicare, nei casi interessati, l’avvenuta sostituzione dell’inverter attraverso la funzionalità dedicata presente all’interno del portale GSE.”

    A noi serve :
    dichiarazione sostitutiva di atto notorio dove dichiari gli interventi apportati all’ impianto corredata da Allegato A, D e C schema aggiornato , DICO inverter e/o SPI, test report con foto o cassetta di prova.

    Spero di aver fatto chiarezza, sopratutto loro l’hanno fatta a noi!

    1. Confermo, basta sostituire l’inverter con uno CEI 0-21. Consiglio anche di fare qualche conto, o magari qualche misura strumentale, perchè va a finire che con questa foga di eliminare il trafo spendiamo cifre per comprare gli inverter senza verificare in quanto mi rientrano per maggior produzione. Magari si rientra in 10 anni con impianti che prendono incentivi per altri 14-15

  133. Ci sono inverter, per esempio IGPLUS FRONIUS, ultima generazione, basta mandarli all’assistenza a Verona, sostituiscono la scheda di controllo e te lo restituiscono revisionato e certificato CEI 0-21, per la modica cifra di € 200,00, non male vero. Per altre marche non so ancora, appena so qualcosa lo scrivo!
    Il trasformatore d’isolamento è sicuramente una palla al piede sotto l’aspetto economico per il produttore, ma ovviamente come dice Stefano bisogna far bene i conti se conviene eliminarlo, ci si potrebbe imbattere a spese ardue se si sostituisce gli inverter. Ci sarebbe comunque da lavorare per gli impianti MT in cessione totale, si sostituisce la cella MT con una motorizzata, ovviamente con interruttore (circa 10.000 manovre) all’IMS motorizzato (circa 1.000 manovre) ed un buon orologio astronomico!

  134. Buonasera,
    vorrei un chiarimento se possibile. Per adeguare impianti >20kWp costituiti da n.3 inverter e da protezione d’interfaccia esterna, devo adeguare (49-51Hz) la protezione d’interfaccia esterna ed i
    3 inverter?

    1. Esatto. Chiedi comunque al produttore degli inverter, a volte gli inverter centralizzati più grandicelli avevano le frequenze più ampie in quanto c’era interfaccia esterna, non è sempre detto che gli inverter si debbano modificare. Anche se nella maggior parte dei casi va fatto.

  135. Io posso solo dire che proprio in questi giorni ho eseguito una variazione su interfaccia esterna Lovato e ho modificato n.3 inverter Power One (12,5 kW / cad) e ho inviato tutto all’Enel ….. ma ancora non ho capito se loro ti rispondono o meno. Tra l’altro il portale dopo aver caricato tutto il materiale ti dice “Invio eseguito in maniera corretta” ma non hai altro in mano che attesta che tu hai inviato i documenti.
    Anzi Stefano mi permetto di chiederti una info su quanto da indicare nel nuovo regolamento di esercizio nelle finestre della tensione (dove io avevo detto che scrivevo “000”), ma tu nono mi ricordo cosa hai risposto. Scusa ancora e Grazie.

    1. Ciao Maurizio,
      io metto quanto indica il produttore dell’interfaccia, ovvero quasi sempre 1,2Vn e 0,8Vn. Credo che Enel non guardi nemmeno le tensioni, perchè gli impiantiallacciati in regime di DK5940 sono per forza conformi all’allegato A70 (le tensioni della DK erano maggiori di quelle dell’allegato A70, quindi è vero che l’impianto rimane connessonel range richiesto dall’A70).

  136. Ciao Maurizio,

    una volta inviato il regolamento dopo una decina di giorni rientri sul portale e se lo stato passa da “inoltrato” a “completato” scarichi la ricevuta di Enel.
    La pecca più grande, per ora, è che non ti avvisano se la pratica è inoltrata, da integrare o completata.

    L’Enel di Udine mi accetta entro 10 gg mentre Trieste e Pordenone secondo me non sa che deve accettare i regolamenti perchè ho pratiche in stato “inoltrato da 3 mesi”.

    Riguardo alle tensioni io se so il valore lo scrivo (in Volt) altrimenti metto 0,8 e 1.2 (inteso maggiore o minore) come riporta la DK5940.

  137. Grazie ancora. Ma per gli inverter trifase la Power One adesso non mi indica più 276 / 184, ma 1,2 = 480V e 0,8 = 320V. Cosa suggerisci ??

  138. Molti hanno scritto che per rimuovere il trafo di isolamento è necessario adeguare gli inverter alla CEI 0-21, non sono daccordo, basta avere una dichiarazione che l’inverter immetta<5% di corrente continua immessa, molti inverter avevano già nel 2010 questa dichiarazione, voi come la pensate?

    1. Ciao.
      vedi anche risposta sotto di Vic.
      In ogni caso il GSE ha ribadito che l’inverter deve essere conforme alle CEI 0-21 (indipendentemente da quello che pensiamo noi purtroppo). Inoltre come diceva Vic la CEI 0-21 prevede delle prove di tipo relativamente alla limitazione di componente continua, e ovviamente nessun inverter ante CEI 0-21 può essere stato provato relativamente a quanto previsto dalla CEI 0-21 (art. B1.4.1 e B.1.4.2)

  139. Io ero d’accordo con il responsabile dell’enel sul discorso della sola limitazione della componente continua.. ma l’orientamento del GSE sembra essere diverso. Vedi lettera di Sandro VE. Il GSE guarda le norme, per loro o sei di quà, o sei di là della CEI 0-21, mi sa che le vie di mezzo non esistono. Cmq anch’io sono curioso degli altri pareri.

  140. Per Nanoride, la limitazione cc che vuole la Cei 0-21, e’ diversa da quella prevista precedentemente; la nuova norma chiede altri requisiti per tale funzione. Comunque per adeguare i soli inverter a volte e’ sufficiente aggiornarne il firmware, non sostituendoli; per qualcuno e’ ovvio, ma forse e’ meglio ribadirlo.

  141. non ci siamo, il GSE non legifera o fa le regole tecniche, le regole le fanno AEEG e CEI (e qualche prassi la fa ENEL) e dalle loro regole basta che l’inverter non immetta corrente continua in rete. Scusate ma proprio non capisco come GSE mi possa imporre una sua regola tecnica

    1. Sul fatto che non ci siamo….siamo d’accordo. L’ho scritto decine di volte che il GSE non deve legiferare, ma applicare.
      Tra l’altro non vedo in questo caso cosa c’entri il GSE, al limite dovrebbe esprimersi il CEI o al massimo AEEG.

  142. Mah, ritengo che in latitanza di qualche regola o norma (magari in fase di preparazione) il Gse possa dettare disposizioni anche tecniche, sulla base di ponderate interpretazioni, in particolare quando si tratta di corrispondere denaro (incentivi, ecc.), per tutelare tutti, non ultimo anche chi paga nella bolletta elettrica.
    Dopotutto il Gse ha proprio ricevuto preciso mandato di redarre “regole applicative” dei vari DM (conti energia fotovoltaico e Fer).
    Quello che piuttosto lascia perplessi e’ che emana disposizioni denominate “News”, come delle banali notiziole.
    Per Nanoride: la normativa Cei vecchia, prescriveva requisiti diversi dagli attuali per la limitazione cc; Al 8.4.4.1 della Cei 0-21 e’ scritto che il convertitore deve avere: “una funzione di protezione sensibile alla componente continua della corrente immessa in rete. La funzione di protezione deve intervenire sul DDG separando l’inverter dalla rete:
    – in 200 ms se la componente continua supera 1 A;
    – in 1s se la componente continua supera lo 0,5 % della corrente nominale dell’inverter”

  143. Salve, mi servirebbe un aiuto per determinare l’onorario per la pratica Enel relativa al l’adeguamento di un impianto fotovoltaico di potenza 37kw alla delibera 243/2013. Premetto che devo seguire solo la pratica informatica, ovvero registrazione al portale gse (visto che la pratica era cartacea) e compilazione e caricamento documenti.

  144. Ciao Mirko, io posso solo indicarti che oltre alla pratica presso il portale enel ….. non c’è molto altro a meno che tu sia anche installatore !!! Iscrizione MyEnel ed invia anche per posta, verifia della Prot.Interfaccia (aggiornamento da parte dell’elettricista), verifica ed aggiornamento degli inverter (sempre da parte dell’elettricista), reupero documenti e tua dichiarazione che l’impianto è stato aggiornato alla Del. 243/2013.
    Dopo qualche giorno verifichi che l’impianto sia passato di “stato”. Totale 400/500€ …. penso che sia congruo. Buona notte

  145. Grazie Maurizio, ma nel caso la dichiarazione venga firmata dall’installatore? Che importo potrei considerare? 300€?!?

  146. Scusa Mirko ma il tuo post mi permette qualche osservazione, magari per aprire un confronto, anzitutto per determinare dei costi serve definire chi fa cosa: nel caso specifico della delibera 243 poichè la stessa pratica può farla o un professionista o un responsabile tecnico di una ditta installatrice bisogna definire chi firma la dichiarazione di adeguamento sul portale enel poichè questo è un atto di responsabilità che deve essere riconosciuto con un adeguato compenso a chi firma, a mio avviso è questo l’importo principale, il resto sono ore lavorative di impiegati tecnici, sia l’addetto che fà l’intervento materialmente sugli inverter e PI, sia chi inserisce la partica sul portale enel, perciò riassumendo: se per un adeguamento uno chiede 400 euro, 300 vanno a chi firma la dichiarazione e 100 a chi fà l’impiegato tecnico per inserire il tutto, serve distinguere chi si prende le responsabilità da chi esegue un normalissimo lavoro tecnico o no?

  147. Premetto che sono pienamente d’accordo su quanto ci scrive Piergiuseppe e la mia risposta partiva dal fatto che il nostro Mirko è il Professionista che firma la dichiarazione e fa la pratica al portale Enel.
    In ogni modo per rispondere a Mirko non ho mai visto che l’impresa esecutrice (elettricista) che ha il Tecnico interno che può firmare la dichiarazione non abbia anche un impiegato che carichi sul portale il regolamento di esercizio, la dichiarazione e l’iscrizione al portale.

  148. Nel presente impianto le regolazioni e la dichiarazione dovrebbero essere a carico del responsabile tecnico della ditta installatrice (nel caso specifico l’installatore, visto che è una ditta individuale).
    Quindi per le pratiche burocratiche (senza responsabilità) l’importo dovrebbe essere sui 100/150€? Grazie di nuovo.

  149. Ciao a tutti.
    Potrei essere d’accordo sui 100-150 euro se si tratta solo di inserire dei dati, ma dubito che si riesca a fare solo quello. Occorre anche fare iscrizione al portale, con tutto quello che ne consegue e che chi ci lavora tutti i giorni sa molto bene. Nei dati da compilare ci sono anche i dati relativi al DDI, al DDG. Molto spesso nello schema non sono indicate marche o modelli, poi occorre fare la raccomandata per l’accettazione al portale, mandala al cliente, aspetta che ti rimandi la ricevuta, stampa i documenti, manda quelli che deve firmare il cliente al cliente e quelli che deve firmare il tecnico al tecnico, etc etc.
    La pratica sul portale non inizia alla 9:00 di mattina e finisce alle 11:00, inizia lunedi, e se va bene finisce una settimana dopo, con un continuo scambio di mail per firme etc. Non la farei così semplice. Non si tratta di caricare dei dati, si tratta di compilare un regolamento di esercizio on-line e di capire cosa si sta facendo.

  150. Tu caro Stefano riesci a spiegarti meglio e tutto quello che hai indicato è vero, anzi potrei aggiungere che l’iscrizione al portale MyEnel all’inizio comporta anche una velocità di scambio e.mail tra tecnico e cliente finale (intestatario dell’impianto) perchè la password che l’Enel invia dura solo 48 ore !!!!!

    1. Esatto Maurizio.
      Tra l’altro bisognerebbe cominciare a parlare anche di competenza e professionalità, e non di pratiche burocratiche, perchè non si tratta come dicevo di scrivere dei numeri. La settimana scorsa ho chiamato l’idraulico per cambiare un rubinetto del lavandino in ufficio, ci ha messo 20 minuti e ho speso 90 euro, il rubinetto ne costava 15. Perchè un professionista, che ha un ufficio da mantenere, un diploma di abilitazione professionale appeso al muro, un timbro, una formazione professionale da mantenere con appositi corsi (obbligatori da quest’anno, ne parlo domani in un articol) e che sa quello che sta facendo e se lo sta facendo bene dovrebbe chiedere “solo” 100 euro ?
      Se come mi dice qualche cliente si tratta di caricare dei numeri su un portale perchè non lo fanno loro ?
      Altra domanda (oggi sono acido) 😉
      Se per fare la pratica delibera 243 ci metto 8 ore come abbiamo scritto, quanto guadagno in un mese se faccio solo quello ? 20 pratiche per un totale di 2.000 euro ? se qualcuno riesce a tenere aperto uno studio tecnico con 2.000 euro mi dica come fa che ci provo anche io 😉
      Io per le sole pratiche su portale Enel (compresa anche la raccolta dei dati che mi servono) non chiederei meno di 300 euro. Per quanto riguarda il discorso di regolare gli inverter, che si al’installatore o il professionista, ancora peggio. Continuiamo a parlare di girare delle rotelle e di cambiare dei parametri. Altra domanda. Supponiamo di essere di fronte ad un inverter da 100kW da sistemare tramite software, e supponiamo che lo stesso vada in blocco e che il cliente sia molto bastardo, supponiamo che la casa madre riesca a sistemare l’inverter solo dopo 4 settimane, e che il cliente decida di farci pagare il danno (magari impianto in Sicilia, in secondo conto energia che nel mese di maggio incassa tra vendita e incentivi circa 8.000 euro).
      Vogliamo considerare anche questi aspetti ?

  151. Buonasera,
    se possibile vorrei togliermi questo dubbio, prima della cei-021 un impianto sotto i 20kw con massimo 3 inverter non aveva obbligo di interfaccia esterna, adesso che andiamo ad adeguarli alle delibera 243 secondo voi bisogna installarla?
    grazie saluti

  152. ciao stefano una domanda:
    e’ congruo per adeguare un impianto da 15kw il prezzo di 50 euro a kw? grazie e complimenti per la professionalita’

    1. Ciao Valter, non riesco a risponderti.
      Se fossero inverter configurabili da tastiera potrebe anche essere un po alto, se fossero inverter con necessità di intervento della casa madre potrebbe essere anche poco.
      Dipende dalla distanza, da cosa ti hanno offerto, etc etc etc
      In ogni caso il costo degli adeguamenti si aggira intorno a quelle cifre, ma ripeto, dipende da cosa c’è da fare.
      Senza far nomi ci sono case che devono intervenire per sistemare gli inverter, con costi che si aggirano sui 400 euro solo per quello, poi ci sono le pratiche a portale Enel con tanto di dichiarazioni.
      In ogni caso presentare un preventivo a kW mi sembra insensato. Puoi avere un impianto da 20kW con 3 inverter da configurare con sofware, o uno da 100 kW con un solo inverter da configurare da tastiera.
      Ovvio che poi più l’impianto è grande e più rischi ci sono.

  153. Ciao Stefano ho due domande:
    – è mai capitato a qualche tuo cliente di ricevere una email dal GSE dove appunto gli comunicava di adeguare l’impianto entro il 31/06/2014, anche se l’impianto in questione è di 9 kW e quindi va adeguato entro il 30/04/2015?
    – per impianti tra 6 e 20 kW dove per la DK 5940 fino a tre inverter non occorreva una PI esterna, nel caso in cui gli inverter non sono aggiornabili, o meglio, la casa costruttrice no li aggiorna, bisogna per forza sostituire l’ inverter ? nello specifico per l’ inverter Si 3300, Delta mia ha comunicato che non sarà aggiornato.

    1. Si, stanno mandando la mail a tutti, indistintamente senza tenere conto delle date. Solito modo di lavorare all’italiana 🙁
      Gli inverter non sono da “aggiornare”, occorre solo modificare i parametri di frequenza da 49,7-50,3 a 49-51.
      Mi sembra strano che non si possa fare.
      Hai fatto specifica domanda di cosa devi fare per regolare la frequenza come da delibera 243 ? Non vorrei che avessero capito che volevi aggiornare alla CEI 0-21

  154. Buonasera ,
    dopo varie peripezie sono riuscito a registrami al portale produttori (non usando il vecchio myenel come prescritto da loro) con nuova mail , nome e CF identico al vecchio account , adesso come e quando trovo il mio impianto nella sezione produttori ? come fanno loro ad allineare la vecchia domanda (impianto) al nuovo account?
    per adesso non appare niente devo attendere l’immissione del regolamento portale sottoscritto?

    Secondo quesito : questa e’ la pagina per l’adeguamento della Danfoss http://www.danfoss.com/Italy/BusinessAreas/Solar+Energy/Aggiornamenti+Normativi.htm come vedete nel momento che si aggiorna il firm si va ben oltre perche’ ci si ritrova adeguati alla 0-21 cosa che a me produttore non piace per niente , mi trovo limiti di tensione molto piu’ bassi e la famosa ‘rampa’ di ripartenza , e’ giusto che sia cosi’ non conviene allora modificare solo le soglie di frequenza e lasciare tutto il resto invariato ?

    grazie

    1. Per me sarebbe meglio modificare solo le soglie di frequenza. A dire il vero non ho letto nel documento di 2 pagine che gli inverter diventano conformi a CEI 0-21, dice solo di caricare un software, ma non specifica molti dettagli (magari telefona e chiedi lumi). Secondo me puoi cambiare anche solo le frequenze. Se poi l’adeguamento è un CEI 0-21 potresti anche eliminare il trafo esterno (se impianto maggiore di 20kW).

  155. Scusate volevo aggiungere una cosa : voi scrivete che enel vuole i limiti di tensione a 0.8<1,2Vn la Danfoss prescrive come CEI 0-21 196-253V che corrispondono a 0,85<1,10Vn c'e' qualcosa che non torna ?!

    grazie

    1. Ciao Gino.
      Se installi un software CEI 0-21 su un inverter o una interfaccia CEI 0-21 sei a posto. Tra un po dovrei avere una risposta ufficiale. La CEI 0-21 recepisce totalmente l’Alegato A70, se metti un firmware CEI 0-21 su un invertre sei in una botte di ferro.

  156. si si delibera 243 e loro mi hanno riferito che per quella tipologia d’ inverter non è possibile (o non vogliono) modificare i parametri di frequenza con software.
    Un’altra domanda, nel caso in cui ho un impianto >20 kW e quindi PI esterna che in questo caso esclude quelle interne ai convertitori vado solo a modificare le frequenze di quella esterna e le tensioni dellinverter?

  157. buona sera a tutti …. volevo solo informarvi sul portale dell’enel, c’è una sezione regolamento di esercizio e sotto compare una sezione adeguamento del.243 e dopo si completa tutto. Non occorre aggiungere al portale altre sezioni …
    Adesso una notizia per te caro Stefano … proprio oggi l’enel di Forlì mi ha rispedito due pratiche perchè non ho inserito nel portale i valori delle tensioni (59.S1 e 27.S1); sono costretto ad integrare inserendo il regolamento con le tensioni e poi caricare il nuovo documento ovviamento firmato dal Cliente. Ciao

  158. Ciao Stefano , grazie delle pronte risposte , per quanto riguarda il portale quando posso vedere il mio impianto ? devo aspettare che ricevano la raccomandata ? per adesso vedo solo i dati anagrici personali se cerco col numero della pratica non appare niente , se vado nell’adeguamento delibera lo stesso non c’e’ niente .
    Per il Danfoss intendevo che se seguo la loro provedura mi ritrovo a dover inserire il nuovo firm che naturalmente lo rende 0-21 cosa che non volevo assolutamente , visto che anche in questi giorni mi trovo tensioni oltre 255V per diverso tempo , si toccano anche i 260V ; gia’ si deve pagare l’imu , poi essendo in rid col nuovo prezzo ci perdo circa 1200euro/anno fra’ un po mi tocchera’ dargli qualcosa , il bello e’ che continuano a vantarsi all’estero di venire a investire qua’ che non ci sono problemi , ma se cambiano le regole ogni mese ?!

    ciao

    1. Ciao Gino, non vedi nulla del tuo impianti perchè non è stato gestito da portale.
      Devi vedere solo nel menu Delibera 243 il pulsante Nuovo su Regolamento di Esercizio. Le condizioni per vedere l’impianto sono che i dati anagrafici (CF o partita IVA) coincidano con il POD che inserisci quando cerchi nel menu Delibera 243

  159. Sto’ guardando adesso e server non disponibile o sovraccarico , ma basta ma chi li punisce questi qua’ del tempo che fanno perdere ?
    Il CF e PI coincidono , volevo capire solo se devo aspettare di essere autorizzato con l’invio della AR o me lo farebbe gia’ vedere adesso ?

    ciao

    1. Ciao Gino, direi di no.
      Ci ho guardato ieri, ho iscritto a portale un mio cliente, non ho ancora inviato alcuna raccomandata ma nel menu Delibera 243 posso vedere il pulsante per fare il nuovo regolamento (sono entrato e funziona).

  160. Ciao Gino, per quanto riguarda il firmware hai verificato con Danfoss se hanno ancora disponibile il firmware utilizzato nel 2012 (delib 84) per inverter da attivare tra 1/4/12 – 30/6/12? Perche’ quel firmware permetteva appunto di allargare le soglie f a 49-51 Hz; quando la Cei 0-21 non era ancora in vigore.
    Per il portale bloccato, non serve perdere le staffe…, e’ successo anche al Gse, a Terna, …alle F1. 🙁

  161. Buonasera ragazzi,
    per caso qualcuno ha adeguato impianti con inverter Siemens SITOP SOLAR 2000 e 4000.

    Non trovo assistenza.

    Grazie mille

  162. Buon giorno a tutti, volevo solo avvisare che non ho ricevuto nessuna comunicazione per una pratica di adeguamento Del.243/2013 e ho scoperto che è in fase “integra” ma non capisco come fare per integrare dal momento che c’è il pulsante integra, ma se vado all’interno non posso modificare i valori inseriti (mi vengono richiesti i valori delle tensioni 59.S1 e 27.S1 ……. 276 e 184 che io non avevo inserito); qualcuno mi può spiegare cone fare ?? Grazie in anticipo per l’aiuto

    1. Per Simone, penso che per lo sblocco del portale tu debba attendere la apposita comunicazione di richiesta integrazione; comunque il portale e’ in tilt da venerdi scorso…
      Ciao

  163. Ciao Maurizio , non ti so aiutare ma stai facendo un <50kw perche' se si io non ci sto' a capir piu' niente , come ho gia' scritto : se si cambia il firmware con la CEI 0-21 le soglie tensione sono 198-253V invece sul regolamento devi dichiarare 184-276V ?!?!?!

    grazie

  164. Per Gino, non so se hai letto il mio commento del 5/4, hai provato al cercare il fw che era necessario utilizzare per allacciare impianti tra il 1/4/12 – 30/6/12? Quello risolverebbe il tuo desiderio di allargare le soglie f a 49 – 51 Hz senza modificare le soglie V.
    Non si tratta quindi di aggiornare a norma Cei 0-21.

  165. Sul sito c’e’ la loro pagina sull’aggiornamento alla 243/2013 e dicono di montare l’ultimo firm cioe’ quello a norma 0.21 , quello che non capisco e’ come faa chiedere enel due cose diverse , l’enel vuole i 253V e poi sul regolamento ti impone 276V , leggo sul sito Danfoss http://www.danfoss.com/NR/rdonlyres/532CE3AA-EAB9-41AF-82B8-FF87FE3C8686/0/DanfossIstruzioniallegatiEnel.pdf le note sulla compilazione dei RE , hanno come limite prescritto e taratura 264V ?! c’e’ qualcosa che non torna…. se invece vado a leggere le vecchie istruzione di compilazione allegati (ante 0-21) c’era limite prescritto 276 e limite impostato 264V anche per il PO ?!
    Comuqnue i vecchi firm non ci sono , adesso guardo quando aggiornai i miei al firmware con funzione di gestione ombre , se lo ritrovo in qualche PC o chiavetta che ho…
    ciao

  166. Gino, intendevo che nel cambiare le soglie f non desideri modificare quelle di V.
    Peccato che il costruttore non possa fornire quel vecchio fw, probabilmente teme che qualcuno lo scarichi e lo usi per nuovi impianti.

  167. Ciao
    ho in esame un adeguamento alla 243/12 di un impianto FV da 15kW connesso nel 08/2010.
    Tale impianto è sprovvisto di SPI.
    E’ necessario inserire un SPI o è sufficiente allargare le frequenze sugl’inverter?

  168. x vic il costruttore non mette i firm vecchi , io direi giustamente , perche’ se metti un inverter nuovo e’ omologato con quel firmware anche sul RE di enel ed e’ giusto che lo rimanga , ma per quello non ci sono problemi che basta passare un file di pochi byte per adeguare le barie soglie 😉
    Pero’ nessuno mi sta’ rispondendo alla domanda : quando si adegua un impianto da 20kw il RE chiede 276V , 264 o 253V come massima tensione ?! Sembra anche in altri forum che non venga accettato e respinto se non si scrive 276V nel campo tensione.

    1. Ciao Gino.
      Io metterei il valore che hai rilevato sull’inverter.
      Se ti respingono chiedi per quale motivo. L’Allegato A70 è chiaro (0,85Vn-1,10Vn) cosi come lo era la DK 5940 (≥0,8Vn – ≤1,2Vn).
      Se Enel mi respinge una pratica con 264,5 mi deve dire perchè. Occorre anche vedere cosa ha dichiarato il tecnico nel regolamento di esercizio all’allacciamento.
      Teniamo presente che AEEG ha ribadito che non ritiene necessario alcun intervento sulle soglie di tensione.
      Cosa vuoi che ti dica Gino…..non posso far altro che darti il mio supporto morale, anche se ti servirà a poco 😉

    2. Mi piacerebbe poi leggere la comunicazione con la quale rifiutano la pratica………inoltre trovo davvero delirante che ogni volta si stia qua a dover parlare di minore uguale, maggiore di, quasi uguale a, forse meglio maggiore del minore tra i due……….ci hanno veramente sfiancato i maroni……..e lo fanno anche quando AEEG scrive che le tensioni vanno bene. Era così faticoso inserire solo i campi relativi alle frequenze ? Si risparmiava tempo e magari anche qualche riga di codice sul programma del portale…………ma no……..è troppo difficile fare le cose semplici (azzo che frase………) 😉

  169. Buona sera a tutti …… grande Stefano, ma io posso solo aggiungere che la mia Enel (prov. FC) chiede di inserire i valori di tensione 1,2 e 0,8 – come indicato nel regolamento di esercizio che abilitano sul portale – in parole povere 276 e 184. Io penso che l’accontenterò per riuscire a finire la pratica.

    1. Si ma la cosa è da delirio.
      Vi pongo un caso nemmeno remoto.
      Interfaccia vecchia DK5940, non funziona, la sostituisco con una CEI 0-21.
      Voglio vedere se mi contestano i 264,5 e i 195,5 (non parliamo poi del 47,5-51,5 perchè li secondo me va chiamato il 118) 😉

  170. Ragazzi , io vi leggo con piacere e faccio qlc domanda per capire ; ancora sto’ alla finestra , sono riuscito a iscrivermi sul portale ma ancora non vedo il mio impianto , a me non pare il vero che mi tengano 276V , ma avete ragione con tutte regole siamo in balia del teNNico di turno che se andasse a lavorare per il privato al massimo si prenderebbe un bel calcio nel culo…. questi supponenti ……
    comunque sono andato a rileggere l’allegato F15 del 2011 io avevo valore prescritto 276V , taratura a 264V ed e’ stato approvato ….. quindi era come avevo scritto tarato a 264V …..

    ciao grazie

    1. Gino, nel 2011 era gia’ tanto se guardavano se c’era l’F15 (e c’era caos con i 220 e 230 V), tanto gli inverter erano pretarati..
      La delib 84/12 e la cei 0-21 hanno imposto soglie modificabili e diverse in base ai casi.., era prevedibile che nascesse altro caos. Ciao

  171. Vic tra il 2010 e il 2011 col famoso salvaalcoa sono stati fatti tanti di quegli accrocchi , fine lavori dati prima di ricevere il preventivo , impianti finiti ufficialmente a dicembre e poi quando allacciati a marzo-aprile ancora mancavano i pannelli e quindi iniziavano a produrre 2 mesi dopo , poi di qualcuno il GSE se ne accorto , ma chissa’ quanti hanno ricevuto il lauto 2° CE al posto del 4° senza averne il diritto ….. credo che fu’ proprio quello a far crollare il castello…..

    ciao

  172. Gino, ok gli accrocchi e Spi a volte assenti o mal regolati …o fine impianti false (che e’ pero’ altra faccenda, non mescolerei troppe questioni) ecc ecc ecc. Gli inverter pero’ erano sempre quelli, cioe’ con soglie fisse; salvo non siano stati installati inverter per l’estero (ma penso siano casi tutto sommato rari).

  173. Scusate ragazzi non ho letto tutta tutta la discussione, quindi non so se avete già risposto al mio questito.. ma se io ho 3 inverter (P<20 kWp) non devo modificare l'impianto e aggiungere l'interfaccia giusto?
    Ma se l'inverter non ha i parametri modificabili va aggiunta un interfaccia esterna con relativo contattore? io la interpreto così…voi che dite?

    1. Ciao.
      Non va aggiunta interfaccia esterna, vanno solo regolate le frequenze a 49-51.
      Se gli inverter sono regolati a 49,7-50,3 e tali valori non si possono modificare aggiungere interfaccia esterna non serve a niente, perchè se anche l’interfaccia è regolata a 49-51 gli inverter comunque intervengono prima.
      In questo caso vedo solo due soluzioni, cambiare gli inverter oppure disabilitare interfaccia interna agli inverter (se possibile) e aggiungere SPi esterno con DDI aggiuntivo.

  174. Buongiorno a tutti, mi è arrivata una mail dal GSE chiedendo di adeguare l’impianto a quanto normato da questa delibera. Il fatto è che io avevo due impianti, uno da 2.99 e uno da 14 KWh e quest’ultimo l’ho venduto anni fa.

    Ora chiedo conferma a voi ma secondo me hanno inviato la mail erroneamente (magari sarà rimasto nel loro database quell’impianto), in quanto ora possiedo solo un impianto da 2.99 KWh che, se non sbaglio, non rientra nei casi della delibera, giusto?

    1. Esatto, non sei soggetto a Delibera 243 con l’impianto da 2,99kW.
      Se l’altro impianto non è più tuo sarà onere di chi ce l’ha adesso. Magari giragli la mail, nel caso a lui non fosse arrivata, giusto come favore, non è che sei obbligato.

      1. Grazie, finalmente un po’ di chiarezza! Ho provato a chiedere una risposta formale al gse, ad enel distribuzione e terna, l’unica risposta è del gse che dice di chiedere ad enel visto che loro (gse) non sono responsabili della linea.
        Ancora sto aspettando risposta dagli altri..
        Grazie ancora!

  175. Buongiorno, di solito le mail le manda il GSE di default a tutti in maniera indistinta senza entrare nella situazione particolare dell’impianto.
    Io però volevo anche chiedere se chi aveva fatto al tempo l’adeguamentoall’allegato A70 con impianto allacciato in MT tutto via cartacea con raccomandata all’enel ora deve fare la procedura informatica registrandosi come produttore sul portale enel, ho provato a sentire un responsabile enel che alla mia specifica richiesta ha risposto: “Buongiorno,
    se deve fare l’adeguamento mezzo portale riceverà comunicazione dal GSE.” cioè, se riceve la mail poichè la mandano a tutti, deve farlo? boh quasi non ci si capisce più nulla come al solito….

    1. Non ho capito la risposta di Enel, se hai già fatto l’adeguamento cosa c’entra il GSE ?
      Se Enel vuole censire su portale gli impianti già adeguati sarà Enel stessa a doverlo chiedere. Credo che chi si è adeguato all’allegato A70 (impianti MT sopra i 50kW) l’anno scorso, è a posto.

  176. Stefano sono d’accordo con te però il cliente riceve questa mail dal GSE:
    Gentile Produttore,

    con riferimento all’oggetto, tenuto conto che il Suo impianto rientra tra quelli di cui all’art. 5bis.1 comma a) della delibera 84/2012/R/eel e che ad oggi, come stabilito dall’art. 5bis.2 della suddetta delibera, non risulta che Lei abbia inviato alcuna comunicazione al Gestore di Rete competente (Enel Distribuzione) in merito all’adeguamento dello stesso alle prescrizioni dell’Allegato A.70 al Codice di Rete di Terna, con la presente Le rinnoviamo l’invito a provvedere a tale adeguamento entro il 30 Giugno 2014.

    Di tale intervento dovrà dare comunicazione esclusivamente tramite l’apposito servizio online presente all’interno del Portale Produttori di Enel Distribuzione (indirizzo internet: https://produttori-eneldistribuzione.enel.it/ ) mediante il quale sarà possibile compilare e trasmettere il nuovo regolamento di esercizio ed i relativi allegati.

    La preghiamo di non tenere in considerazione la suddetta informativa qualora abbia già provveduto agli adempimenti di cui sopra dandone però comunicazione seguendo le modalità sopra descritte.

    Si ricorda che questo indirizzo di posta elettronica non è abilitato alla ricezione per cui si invita a non rispondere a questa mail.

    Per ulteriori informazioni di dettaglio è possibile consultare il sito internet http://www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_connessione/connessione_internet/ di Enel Distribuzione S.p.A..

    Distinti saluti

    c’è scritto di agire tramite il portale giusto? allora chiedo delucidazione a enel poichè era stato fatto tutto in forma cartacea a suo tempo ed enel risponde:
    “Buongiorno,
    se deve fare l’adeguamento mezzo portale riceverà comunicazione dal GSE.”
    anche per me è tuuto a posto…..però la frase “La preghiamo di non tenere in considerazione la suddetta informativa qualora abbia già provveduto agli adempimenti di cui sopra dandone però comunicazione seguendo le modalità sopra descritte.” indica di agire tramite portale o no?

    1. Ciao Piergiuseppe.
      la mail del GSE parla di scadenza 30 giugno 2014, stanno inviando mail indistintamente a tutti, ma stanno parlando degli impianti sotto i 50kW in MT e sopra i 6kW in BT (allacciati prima di aprile 2012).
      Chi ha adeguato l’impianto in MT prima, ha già inviato quanto prescritto (regolamento modificato) ad Enel tramite PEC.
      Il fatto è che il GSE ha scritto una unica mail inviandola a soggetti che rientrano i 3 casistiche:
      – impianti MT sopra i 50kW quandoancora non esisteva il portale
      – impianto MT sotto i 50 con obbligo di iscrizione a portale Enel
      – impianto BT sopra i 6kW con obbligo di iscrizione a portale Enel
      Mi pare che nessuno abbia prescritto l’obbligo di iscrivere sul portale Enel gli impianti in MT sopra i 50 già adeguati.

  177. HELP!
    Come avevo indicato settimane fa, mi sono mosso per proporre ai clienti adeguamento 243/2013 OPPURE rimozione trafo isolamento e adeguamento CEI 0-21, con tutti gli annessi e connessi.
    Ora, al momento di compilare le pratiche sul portale, chiedo ad Enel come adeguare alla CEI 0-21, e loro mi rispondono che in ogni caso devo PRIMA adeguare alla 243! Gli ho fatto notare che non ha senso modificare le soglie di un dispositivo di interfaccia che poi rimuovo per metterne uno adeguato alla CEI 0-21, ma per loro è lo stesso! E nessuno dei tecnici interpellati mi sa dire come registrare un adeguamento alla CEI 0-21 con modifica dello schema elettrico (rimozione trafo appunto).
    Qualcuno di voi ha notizie a riguardo? Ma è possibile che ad un paio di mesi dalla scadenza non sappiano ancora cosa stanno chiedendo?!?

    1. Mi sembra di sognare.
      Io farei fisicamente adeguamento CEI 0-21 poi compili adeguamento su portale alla delibera 243 indicando per le tensioni 1,15Vn e 0,85Vn e frequenze 51,5 e 47,5 ovvero come da CEI 0-21. Poi mandi schema aggiornato con relazione circa la rimozione del trafo. Non possono romperti le scatole se fai questo. La CEI 0-21 integra completamente l’Allegato A70, quindi se adegui alla CEI 0-21 sei conforme a tutto !!!

      1. Il problema di enel ( o dei tecnici che rispondono) è avere loro le carte in regola per AEEG. Ecco perchè rispondono adeguate a 243 poi fate ciò che volete. La burocrazia in italia prevale sul buon senso.

      2. Infatti inizialmente contavo di procedere così. Poi i “tecnici” (o meglio dire burocrati) Enel mi hanno messo i paletti tra le ruote perché non ci sono TAB appositi per inserire gli allegati necessari. Ho detto che li avrei messi in “altro documento”, ma a loro non va bene, perché devono vedere voce per voce.

          1. Risposta Enel, per chi avesse problemi come il mio:
            Per la delibera 243 deve completare la procedura nel portale dedicato,
            per quanto riguarda invece l’adeguamento alla cei 021 può mandare il regolamento di esercizio, (attraverso il protale produttori se la pratica è nata col portale oppure con PEC produttori-eneldistribuzione@pec.enel.it se la pratica era nata con PEC\cartaceo)se la pratica con lo schema elettrico aggiornato insieme all’autocertificazione del costruttore dell’inverter che la protezione interna contro la componente continua ha superato positivamente le prove di cui alla norma cei 021 art. b1.4

  178. Ho fatto alcune prove sui dispositivi interfaccia ABB CM-UFS.2, direi deludente, ho fatto delle comparazioni grafiche con la protezione interfaccia sempre ABB CM-UFD.M32, non so come si possa dire che quelle installate prima della CEI 0-21 vadano bene, la stessa ABB ha detto che basta girare le (rotelline!!!!!!!!!!) io come tecnico direi che son da buttare, se poi vogliamo far passare tutto per buono, va beh allora facciamo girare anche gli autoveicoli Euro 1 in città!

    1. Ciao Sandro, questa volta non sono molto d’accordo con te. Ne ho provate parecchie e devo dire che i risultati sono stati sempre più che positivi. Ho utilizzato le modalità indicative delle DK5940, e per quanto riguarda le tensioni mai rilevato problemi testandole con gradini di 5% Vn per secondo o anche con gradini molto più piccoli, in questo caso cala la precisione in quanto l’errore si trova in modo più preciso. Per quanto riguarda i tempi sempre nettamente inferiori ai 100ms. Per quanto riguarda le frequenze l’intervento avviene sempre a 50, 95 e a 49, 05 e mi sembra anche normale visto che le vecchie interfacce DK erano costruite per staccare entro 49-51 mentre adesso gli stiamo chiedendo di rimanere connesse entro il range 49-51. Per quanto riguarda i tempi di intervento relativi alle frequenze anche in questo caso sempre nettamente inferiori a 100ms. Per quanto mi riguarda una SPI DK5940 che interviene a 49, 05 – 50, 95 va benissimo, siamo qua per risolvere problemi in modo costruttivo. Cambiare una SPI che interviene 50mHz prima del previsto non ha alcun senso, nemmeno tecnico direi, visto che si tratta di adeguamento di retrofit su apparecchiature molto vecchie. Aggiungo che nessuno mi chiede di eseguire la prova con gradini da 5mHz, anzi nella DK (si tratta comunque di indicazioni relative agli autotest, perché mi pare non ci siano indicazioni su come testare le interfacce esterne con cassetta relè) si parla di gradini da 50mHz/secondo. Aggiungo che le Gavazzi che ho testato intervengono esattamente a 49 e 51. La Gavazzi stessa, nella scheda tecnica della sua interfaccia, che era nell’elenco delle interfacce conformi secondo Enel alla DK5940 ha indicato la misura delle frequenze con errore +/- 50mHz. Più che altro bisognerebbe leggere bene le schede tecniche, perché ad esempio la ABB indica come tempo di intervento 100ms sia per le frequenze che le tensioni. Quindi se compiliamo il regolamento di esercizio scrivendo 200ms sul tempo impostato per la minima tensione non corrisponde alla realtà.

  179. Grazie della risposta immediata Stefano, guarda io ne ho recuperata una la quale l’ho provata come se fosse una SPI CEI 0-21, sto parlando della cronometrica, cioè non posso accettare per buona una protezione che mi intervenga per un valore negativo rispetto al tempo impostato del 80% e subito dopo un 80% positivo, per quanto riguarda le frequenze io la 1a prova la faccio sempre a 10 mHz come indicato nella CEI 0-21, ma va bene che il tempo sia superiore a quello impostato, anche perchè proprio la delibera 243 è stata fatta perchè gli impianti non si scolleghino per qualsiasi problematica di guasto si crei nella rete! Ciò che mi ha creato delle perplessità è dato dal fatto che hanno detto “vanno bene”, siamo sinceri son state installate e mai provate queste SPI, son passati ormai qualche anno dalla loro installazione e lo sappiamo benissimo che i componenti se non sono di ottima qualità non sono per sempre affidabili. Io mi permetto di dire che sarebbe stato opportuno sostituirle, visto il prezzo accessibile ora di certe SPI, che sono più affidabili, materiali migliori, e comunque la spesa della prova la si faceva una sola volta, alla fine tutti gli impianti dovranno migrare in CEI 0-21. Per quanto mi riguarda e son sicuro che anche tu sei daccordo di fare le prove, almeno siamo a conoscenza del funzionamento dell’interfaccia! Rimane il fatto che c’è gente che fa l’adeguamento della 243 a € 250,00. L’ENEL sicuramente farà dei controlli a campione, spero per i produttori che si son affidati a queste persone siano in grado di dimostrare tutto quello che è stato adeguato, (io consegno dei documenti regolarmente timbrati e firmati), spero che siano almeno una garanzia!

    1. Ciao Sandro.
      Forse hai provato un’interfaccia avariata. Io non ho mai trovato interfacce con differenze sui tempi di intervento, li ho sempre trovati abbondantemente inferiori ai 100ms, e siccome la DK5940 chiedeva tempi uguali o inferiori, se intervengono sotto al tempo impostato non vedo problemi.
      Sul discorso frequenze stessa cosa, ho sempre trovato tempi di intervento inferiori a 100ms e intervento sempre a 49,05 e 50,95 come avevo già scritto, mi sono spinto sino a passi di 5mHz.
      Per il resto non vedo l’utilità di testare un’interfaccia del 2010 con le procedure della CEI 0-21, le interfacce CEI 0-21 e le procedure di verifica sono nate insieme con la norma stessa, mentre le interfacce vecchio stampo sono nate senza una precisa indicazione di come testarle con cassetta relè.
      Io le verifico, e verifico che intervengano, finchè trovo tempi inferiori a quelli della DK e soglie di intervento precise (anche sino a 50mHz di errore come nel caso della ABB di scarto) per me vanno bene (per le soglie di tensione problemi non ce ne sono, viste le tolleranze ampie). Probabilmente la tua SPI non andava bene, io sinora non ho trovato spi con errori rispetto a quanto mi aspettasi. Preciso che faccio la prova di soglia e quella di tempo separate. Per me cambiarle a prescindere non ha senso.
      Per quanto riguarda i costi per gli adeguamenti, chi li offre a quelle cifre, se fa tutto a regola d’arte (fattura 😉 ) lavora in perdita. 30-40 euri di spese, togliamo tasse, previdenza etc rimangono 60-70 euro. Se ci mette due ore pareggia i conti. Ma siccome servono almeno due belle giornate di lavoro, vuol dire che o ci rimettono o non adeguano e compilano solo dei dati a caso. Contro quella gente non ci si può fare nulla, non c’è mercato.

  180. Una domanda:
    Vi è mai capitato che nel salvare il regolamento di esercizio sul portale produttori vi dia il seguente errore:
    “Errore durante il download del report !”
    e se si come avete risolto

    P.S. ho già provveduto ovviamente a mandare al servizio produttori Enel della zona una email con lo screenshot dell’errore.

  181. Da altro forum , sembra che accada a tutti e sia stato segnalato , per ora gli unti del signore di enel tacciono…..

  182. Verifica se c’e’ qualche pdf obsoleto, relativo al regolamento, che devi prima eliminare; a volte dipende da quello. Ciao

  183. Dopo che ho letto queste Vs ultime mail dell’errore che indica il portale Enel con il caricamento del regolamento di esercizio poso affermare che capita da stamattina anche al sottoscritto …….Enel Zona FC.
    Grazie Michele dell’info, x adesso aspetto poi vedremo.

  184. Ciao a Tutti,
    il mio fegato sta esplodendo. Ho tre clienti con il portale bloccato per tre motivi diversi, tra cui anche quello della creazione del report, ho scritto alle varie mail: lam_portaleproduttori@enel.com per il lazio, erm_portaleproduttori@enel.com per le marche ho inviato anche una pec (da indirizzo pec) a produttori-eneldistribuzione@pec.enel.it per segnalare gli errori ed il fax al numero verde di enel distribuzione….. risultato nessuna risposta. Anche chi gestisce localmente il portale produttori non risponde al telefono.

    P.S. mi è appena arrivata il messaggio di eliminazione della mail inviata a LAM per mancata lettura da parte del ricevente….

    Cosa consigliate di fare?Sono tentato di inviare una pec minacciando azioni legali e di informare l’AEEG…

    1. Guarda Battista, io ormai di fegato ne ho mezzo 😉
      Io ti consiglio solo di tenere traccia del tutto (mail e screenshot) per eventualmente pararti il posteriuore in caso di problemi (ad esempio delibera 243).
      Io se non riesco a stampare il regolamento per una Delibera 243, mando mail al GSE dicendo che non sono in grado di adempiere agli obblighi normativi per carenza da parte di Enel e del portale produttori.

  185. Buongiorno a tutti,
    quando si è terminato tutto sul portale enel e si entra per un controllo il regolamento di esercizio 243 deve risultare “inoltrato” e tutto è finito, oppure enel deve ritornarlo firmato da loro?

  186. Riceverai una comunicazione che la modifica al regolamento è stata accettata, caso contrario riceverai una comunicazione con la documentazione da integrare.

  187. Salve stefano volevo solo un info possiedo un impianto da 19.78Kw con 2 inverter mi dicono di aggiornare l’impianto secondo nuova norma :
    Devo aggiornare soli l’inverter o installare un rele di interfaccia
    grazie

    1. Devi solo sistemare gli inverter.
      Anche se so che ci sono installatori in giro che fanno cambiare interfacce esistenti ai clienti o peggio gliela fanno aggiungere. Bravi !!!!!!!!
      🙁

  188. non c’è un massimo di giorni per valutarla, ma penso che 15 lavorativi massimo, poi dipende anche da chi valuta la pratica……,comunque di solito sono veloci, anche perché non si tratta di modifiche importanti ma solo di integrare e sostituire alcuni parti del regolamento di esercizio già inviato quindo controllano solo che tutto corrisponda.

  189. Ciao ragazzi…
    giusto per dare una buona notizia: OGGI IL PORTALE ENEL FUNZIONAAAA…
    Ce ne hanno messo di tempo però!
    Una domanda: nella stampa del pdf (in Tab. 1) viene fuori che il mio impianto è di 38 kW mentre io ho un impianto da 44.41 kWp. Mica quella potenza è la somma delle potenze nominali dei convertitori? Se così l’info è un pò ambigua. Che ne dite?
    Giusto per esser pignoli la nota (1) alla stessa pagina dice che la potenza nominale è la somma delle potenze riportate in Tab. 1. Solite stranezze del portale o posso aver combinato una cavolata? Eppure la potenza nella schermata Censimp non la fa modificare ma se la prende lui in automatico. Nel mio Censimp, per chiarezza, è riportato il valore esatto di potenza. Qualcuno mi illumina?

  190. Ciao h724,
    anch’io ho riscontrato la somma delle potenze nominali dei generatori (ho 2 inverter di potenza nominale 4,6 kW, l’impianto è da 10,125 kWp che ho dichiarato ma nel RDE viene fuori 9,2 kWp potenza nominale impianto)

  191. E’ la somma dei generatori . Quando nella compilazione dei dati dell’ inverter ti viene chiesto”Potenza nominale dell’unità di generazione ” devi inserire la potenza nominale del generatore inteso come potenza nominale totale dei moduli connessi all’ inverter (la seconda cifra dopo la virgola non te la fa mettere).

  192. Buongiorno,
    qualcuno di voi ha mai provato a mandare un regolamento di esercizio (sempre per l’adeguamento delibera 243) senza però allegare schema unifilare?

  193. Ciao Michele,
    io si, aspetto risposta di accettazione. Se non ci sono modifiche fisiche all’impianto non vedo perchè dovrebbe essere necessario inviare nuovamente lo schema elettrico.

  194. Ciao Michele,

    fino ad ora pure io ho inviato senza schema elettrico e non mi sono tornati mai indietro.

    L’unica cosa su cui mi hanno fatto un po di storie è che bisogna allegare il documento di identità(giustamente).

  195. Buongiorno Stefano, una domanda..come mai trovo impianti da adeguare alla 243 > di 20 kw connessi nel 2009 ma sprovvisti di spi?cosa devo fare?

    Grazie

    Saluti

    1. Ciao Luigi. Io posso ipotizzare tre casi:
      a) chi ha fatto le pratiche Enel/schemi ha dichiarato il falso indicando interfaccia ed Enel ha allacciato
      b) chi ha fatto le pratiche Enel/schemi non ha messo interfaccia ed Enel non se ne è accorta
      c) l’interfaccia è dentro l’inverter, ad esempio gli inverter Ingeteam hanno una Gavazzi a bordo

  196. Ciao Battista,

    Faccio questa domanda sullo schema unifilare perché un mio cliente, a cui sto facendo l’adeguamento, mi ha cortesemente fornito lo schema unifilare allegato al vecchio regolamento (che non ho fatto io) e mi sono accorto che il DG e DDI riportati non sono quelli realmente installati !!! quindi suppongo che dovrei inviare lo schema unifilare aggiornato.
    Il documento del Produttore o di chi dichiara la conformità non ho capito ?

    1. Ciao Michele, la responsabilità è di chi compila la conformità
      Tu fai foto e dichiara quello che c’è, il problema sarà di chi ha dichiarato nel vecchio regolamento delle baggianate.
      Io non li guardo nemmeno più i vecchi regolamenti, perdo solo tempo. Dichiaro e fotografo quello che c’è e penso a quello che faccio io.

  197. Ciao Michele,
    confermo che nelle mie pratiche di adeguamento alla Del.243 NON ho mai allegato il disegno dello schema elettrico anche se per mia fortuna tutto risulta uguale al realizzato.

  198. Io consignlio di non mandare gli schemi se non richiesti e necessari (per esempio per modifiche a livello di componenti impiantistici). Se mandi gli schemi e stai firmando tu la pratica è come se tu ti prendessi la responsabilità di aver verificato anche quello schema. Se noti qualcosa che non và fotografa ed al massimo manda rettifica.

  199. Ciao h724,
    econdo me non è cosi, mi spiego, io riporto nello schema unifilare solo quello che è stato installato, non verifico nulla oltre alle frequenze,(non faccio dichiarazioni di conformità in merito al DM 37 del 2008). L’unica dichiarazione che si fa è quella che l’impianto è conforme a quanto previsto alla delibera n.243, si è responsabili solo di quello, e comunque nella compilazione del regolamento in retrofit ti viene chiesto il DG e DDI, quindo comunque indichi l’apparecchiatura installata.

  200. Esatto Michele, se la metti così sono d’accordo anche io. Ma ripeto, proprio perchè già in dichiarazione espliciti il DG e il DDI lascia stare l’unifilare o multi che sia.
    Se poi il cliente vuole aggiornare il tutto sono sicuro che tu sarai ben felice di farlo… ma con altra pratica… ed a pratica 243 CHIUSA!

  201. Ciao Stefano, ho un impianto domestico di 19.44Kw entrato in funzione il 22/06/2012, la ditta istallatrice mi ha spedito un preventivo per l’adeguamento.
    Volevo chiederti: 1) essendo stato allacciato dopo il 31/03/2012, è necessario l’adeguamento?
    2) L’eventuale adeguamento non dovrebbe avvenire entro il 30/04/2015?
    3) Se l’adeguamento è necessario perche la ditta mi ha istallato inverter più vecchi e quindi da aggiornare, non dovrebbe farlo a suo carico?
    In attesa di risposta, ti ringrazio!! Gabriele

    1. Ciao Gabriele.
      le ditte non hanno nessun obbligo di cambiare o aggiornare inverter se ci sono delibere che prevedono un adeguamento retroattivo, al momento dell’installazione, se Enel ti ha allaccaito, vuol dire che gli inverter erano a posto e che la ditta ha fatto il suo dovere.
      In ogni caso non è un tuo problema, in quanto il tuo impianto come hai scritto è stato allaccaito dopo il 31 marzo 2012 e quindi non è soggetto ad adeguamento.

  202. Salve, volevo porre un dubbio che mi assale nella compilazione del regolamento di esercizio con ENEl.
    I vecchi inverter , conformi alla Dk5940, dovevano intervenire sulle soglie di tensioni con tempi <0,2 per la Vmax e <0,1 per la Vmin che sono tarate rispettivamente su 1,2 Vn e 0,8 Vn.Ciò non voleva dire che il tempo impostato sulle protezioni dovesse essere 0,1 e 0,2 ma semplicemente che la protezione fosse in grado di intervenire entro tali limiti.
    In alcuni modelli di inverter, con soglie e tempi di tensione non modificabili, il tempi impostati sono a 0,05 e nel regolamento di esercizio che si chiede di compilare nella sezione dei tempi si indicano dei tempi prescritti che sono 0,2 e 0,1.
    Siccome la delibera sembra imporre solo la modifica delle frequenze può enel richiedere questa modifica anche sulle tenzioni?Spero di essere stato chiero e grazie a tutti per i qualsiasi opinione o suggerimento.
    Saluti

    1. Ciao Fabrizio, finalmente qualcuno che analizza le cose come si deve senza compilare a caso documenti e certificazioni.
      Hai perfettamente ragione, e anche io sto compilando i regolamenti di esercizio in base alle apparecchiature che trovo in campo.
      La DK5940 indicava come tempi per le tensioni ≤0,1sec per la protezione 59 e ≤0,2 per la protezione 27.
      Quindi non è detto che i tempi siano quelli, possono essere inferiori.
      Ad esempio le protezioni di interfaccia DK5940 dell’ABB, indicano nella scheda tecnica tempi di intervento ≤100ms sia per le frequenze che per le tensioni.
      —————–
      Maximum reaction time (time between fault detection and change of switch ing status of the relay:
      Over-/undervoltage < 100 ms Over-/underfrequency < 100 ms ----------------- Quindi chi compila il regolamento di esercizio con i tempi 100ms per la protezione 59 e 200ms per la protezione 27 scrive una cavolata. Detto questo Enel indica i tempi previsti dalla DK5940, non dice di cambiarli. Gli 0,05 secondi vanno benissimo. Enel omette di scrivere ≤ perchè forse fanno fatica 😉 Nessuno ti può respingere un regolamento di esercizio con scritto 0,05 nei tempi delle protezioni 27 e 59

  203. Ciao Stefano e grazie per la risposta.Tu ne hai già inviato qualcuno indicando valori diversi da 0,1 e 0,2 e non ti hanno contestato nulla?ormai da Enel mi aspetto di tutto..
    Inoltre un’altra cosa che non mi è ancora chiara e come gestire e il seguente caso:
    -SPI esterna e modificabile sia sulle soglie che sui tempi
    -SPI interna agli inverter modificabile solo sulle soglie di frequenza e con valori di tensione impostati a 262 V e 188 V(inverter SMA) che quindi non corrispondono a 0,8 e 1,2 Vn!
    Considerando che l’SPI esterno ha soglie 0,8 e 1,2, nella sostanza interviene prima la protezione degli inverter di quella dell’SPI e cosi non dovrebbe essere.
    Siccome nella DK5940 anche sulle soglie di tensione e non solo sui tempi c’era un bel <= mi trovo in situazioni dove appunto interviene prima l'inverter dell'SPI esterno,cosa che oggi alcuni distributori(tipo Hera) mi chiedono esplicitamente di asseverare che non avvenga.
    Ciao

    1. Ancora non ho inviato. Ma riporto sotto una delle risposte alle domande frequenti sul sito AEEG
      ————-
      Infine, poiché ai sensi delle previgenti disposizioni tecniche (poste in essere dalle imprese distributrici su base volontaria), nonché delle previgenti edizioni della Norma CEI 0-21, era necessaria una regolazione del sistema di protezione d’interfaccia non interferente con i valori indicati nel paragrafo 5 dell’Allegato A70, non si ritiene normalmente necessario alcun adeguamento all’intervallo di tensione indicato nel medesimo paragrafo 5.
      ——————-
      Non vedo come possa Enel contestare dei valori di apparecchiature che lei stessa ha allacciato con il vecchio regolamento di esercizio.
      Per il resto nessuno ha mai detto che la taratura deve essere 276-184, la DK diceva minore o uguale a 1,2Vn e maggiore o uguale a 0,8Vn (quindi 262V e 188V vanno benissimo).
      Sotto la tabella DK5940
      ————
      Tabella DK594
      ————
      La questione è cristallina a mio avviso. Tra 1,1Vn (allegato A70) e 1,2Vn (DK) e tra 0,8 (DK) e 0,85 (A70) va benissimo 😉
      Sul discorso inverter ha ragione Hera, comanda l’interfaccia esterna, l’inverter deve avere tensioni più ampie, anche se il risultato finale è il medesimo. A volte non ci si riesce.
      In ogni caso siamo alle solite, i distributori non ti possono chiedere altre cose o farti dichiarare cose strane, tu secondo la delibera 243 devi SOLO dichiarare che l’impianto rimane connesso entro il range 0,85-1,1Vn, cosa che avviene. Tutte le altre cose sono invenzioni dei vari burocrati seduto dietro alla scrivania, che dovrebbero studiare un po di più 😉

  204. Anche a mio avviso la questione è cristallina, ma rimane il fatto che Hera mi chiede esplicitamente di dichiarare che le tarature degli inverter sono più ampie di quelle degli SPI, mentre chissà se ENEL si metterà di traverso se indico dei tempi impostati diversi da quelli prescritti.
    Ora proverò a mandare qualche regolamento di esercizio con ENEL e vedrò cosa dicono…

  205. Buongiorno Stefano,

    per caso hai fatto qualche adeguamento su impianti idroelettrici? Un cliente mi ha chiesto un preventivo.
    Secondo te è da adeguare solo la PI esterna?
    Il motore è un generatore asincrono da 50 kW.

    Grazie come sempre

    1. Ciao Simone.
      E’ da adeguare di sicuro la PI esterna ma anche il generatore rotante, la delibera dice:
      ————–
      Nel caso di impianti di produzione tradizionali, i produttori sono tenuti ad adeguare il funzionamento degli impianti alle prescrizioni del paragrafo 5, del medesimo allegato esclusivamente entro i limiti consentiti dalle macchine rotanti già installate.
      —————
      Quindi per me va adeguato nei limiti del generatore.

  206. Ciao, richiesta enel di oggi per un adeguamento 243: correggere le tensioni impostate sul report del regolamento di esercizio (allegato B), essendo l’impianto collegato a 400V, con finestra tra 480V (1.2) e 320V (0.8)…..a voi i commenti…

  207. Ciao Stefano, mi avevi già risposto il 16/05 sul fatto che il mio impianto era stato allacciato dopo il 31/03/2012. Però la delibera AEEG 243/13 impone l’adeguamento delle protezioni di interfaccia, esterne e/o interne all’inverter, di tutti gli impianti superiori a 6 kW messi in servizio prima del 31 marzo 2012 (salvo quelli già soggetti ad adeguamento secondo quanto richiesto dalla delibera 84/2012/REEL). Cosa vuol dire la 84/2012/REEL? come faccio a sapere se rientro in questa casistica, visto che la ditta mi ha inviato un preventivo di 1700 euro + iva?
    Ringrazio anticipatamente, Gabriele.

    1. Ciao Gabriele.
      La delibera 84/2012 forniva indicazioni per gli impianti che entravano in servizio nel periodo transitorio tra Allegato A70 e CEI 0-21 / CEI 0-16 ovvero allacciati dopo il 31 marzo 2012. Il tuo se è stato allacciato dopo è già a posto.
      Meglio che chiedi spiegazioni alla ditta che ti ha mandato il preventivo. Credo che si siano sbagliati, o che ti vogliano prendere in giro (fregare?) 😉

        1. Ciao Piergiuseppe, esatto.
          Se l’impianto è monofase occorre indicare le finestre di tensione riferite alla tensione di 230V, mentre se è trifase riferite alla tensione di 400V.
          In ogni caso io faccio le verifiche sempre sulla tensione fase-neutro (poi ovviamente la cassetta genera 400V sulle tensioni fase-fase) ma nei test report della cassetta relè viene indicata com etensione di prova 184-276.
          Comunque non cambia nulla, ovviamente.

  208. Ciao per tutti gli impianti che al 30 Giugno non saranno adeguati alla Delibera 243 verrà sospeso l’incentivo. Vuol dire che quando si adeguano gli ridanno anche i soldi che non hanno percepito durante la sospensione oppure vanno persi? Si arrangia Enel a comunicare l’avvenuto adeguamento o dopo il 30 Giugno devo comunicarlo io?

  209. Quindi se io mando via l’adeguamento al 15 di Luglio poi si riattivano in automatico appena Enel mi da la pratica in completato…

  210. Ciao, qualcuno di voi ha compilato il regolamento di esercio per adeguamento con enel indicando come valori di soglie impostate sulla tensione valori diversi da 1,2 e 0,8?
    Ad esempio 1,15 Vn e 0,85 Vn?
    Vorrei sapere se Enel accetta la cosa (come dovrebbe fare visto che la delibera parla di soglie di F) o se rompono le scatole..
    Grazie e saluti

    1. Ciao Piergiuseppe, ancora non ho indicato nei regolamenti valori diversi da 1,2Vn e 0,8Vn, semplicemente perchè non li ho trovati.
      In ogni caso non so se Enel rompa le scatole, ma direi che non ha elementi per farlo. Siamo sempre lì, la DK diceva <= 1,2Vn e >= 0,8Vn quindi i valori che hai indicato sono corretti.
      Poi occorre guardare cosa ha scritto chi ha compilato il vecchio regolamento, perchè se nel vecchio regolamento hanno scritto 1,2Vn e 0,8Vn mentre tu trovi altri valori bisogna capire chi ha sbagliato. In ogni caso tutte le interfacce DK5940 erano tarate a 1,2Vn e 0,8Vn. Diverso il discorso degli impianti di potenza inferiore a 20kW, spesso gli inverter avevano tarature diverse (ad esempio con riferimento alla tensione fase-neutro 270V e 190V).

  211. Ciao, dubbio su una richiesta enel: togliendo il trafo bt/bt per cambio inverter con CEI 0-21, la SPI deve essere a monte o a valle del misuratore M2 (con flusso da rete enel)?

    1. Ciao Piergiuseppe, non mi risulta ci siano indicazioni normative riguardo la posizione della SPI (o meglio direi del DDI) rispetto al contatore M2.
      Visto che il contatore M2 va nelle immediate vicinanze dell’inverter, direi che quasi sempre il DDI è a monte (flusso da Enel come hai precisato).

      1. Ciao Stefano, sono concorde con te, solo che il tecnico enel sostiene che tutti gli impianti devono avere il contatore M2 a valle del DDI perchè essendo teleletti se il DDI apre loro lo vedono “in guasto”, ho affermato che tutti gli impianti che ho visto hanno il contatore M2 a valle del DDI, mi ha detto che sono tutti sbagliati citandomi la pag. 122 della prima guida alle connessioni enel del 2008, che posso fare?

          1. Scusa Matteo, ma è richiesto dalla CEI 0-21 (non che sia vangelo, ma allora la fig. 6.1 della guida fotovoltaico di tne è sbagliata) oppure è a discrezione del tecnico enel, mi sembra importante definire questo aspetto

      2. Ciao, sulla posizione del M2 lo schema a pag 94 (mi pare, vado a memoria..) delle regole applicative del V conto energia indicavano Spi tra inverter e M2, anche le regole del IV conto indicavano una cosa analoga. E’ pero’ solo la variante di dicembre 2013 alla Cei 0-21 che dice che va mantenuta la continuita’ circuitale per permettere la tele leggibilita’ del M2 (Enel usa onde convogliate dalla loro cabina di trasformazione); in sostanza la norma ammette l’interruzione del collegamento solo per mamutenzione/guasto. Deve inoltre stare attento chi ha un impianto trifase e per riassetto inverte le fasi sull’impianto del cliente, in tale caso il sistema enel di telelettura va in palla per un po’.
        E’ evidente inoltre che chi frappone il DDI con un crepuscolare o un orologio spegne di fatto il M2 inibendo la tele lettura dello stesso.

        1. Ciao Vic, ok su tutto quello che dici però la norma cita come condizioni eccezionali la manutenzione, guasti o sicurezza, se il DDI è installato a monte del M2 apre solo per mancanza rete enel e a quel punto addio telelettura oppure per guasto, ed è contemplato, avendo tolto il trafo bt/bt, sicuramente non lo faccio aprire con un crepuscolare; praticamente è sempre chiuso perciò non vedo il problema per enel

  212. salve ho bisogno del vostro aiuto. stamanie venuto il tecnico che mi monto il mio impianto di 5 kw nel gennaio 2012 chiedendomi 250euro per adeguare l invertet alla nuova delibera . ma è giusto ciò che dice ?

    1. Ciao Vincenzo, la Delibera impone l’adeguamento degli impianti di potenza superiore a 5kW. Il tuo impianto non è soggetto ad alcun adeguamento.
      Puoi dire al tecnico di provarci con qualcun’altro

  213. @piergiuseppe: nota 56 pag 74 CEI 0-21:

    L’Utente deve predisporre la parte di impianto prevista per l’inserimento del sistema di misura M2 con un
    sistema elettrico di distribuzione interno a 4 fili (trifase + neutro) ovvero a 2 fili (negli impianti monofase).
    L’impianto utenza deve assicurare tale configurazione in tutte le condizioni di esercizio. Nel caso di impianti
    esistenti in cui l’uscita del generatore sia a 3 fili, per poter garantire il suddetto requisito, il contatore deve
    essere posizionato a monte del dispositivo di interfaccia dell’impianto (tra quest’ultimo e la rete, connesso
    mediante neutro BT).

    1. Matteo, la nota parla di sistema 3 fili senza neutro con DDI a 3 poli, in quel caso è ovvio che poichè il contatore ha bisogno del neutro deve essere collegato a monte ma nel mio caso il sistema e a 4 fili (3F+N) con DDI a 4 poli perciò non rientra nel campo della nota, anzi la CEI 0-21 chiede di inserire il contatore M2 nelle immediate vicinanze degli inverter non più lontano, secondo me la richiesta di enel è soggettiva e priva di un riferimento normativo

  214. Buongiorno Stefano, leggo i tuoi e non posso che complimentarmi…davvero! Grazie per l’aiuto che ci fornisci.
    pongo alla tua e Vs. attenzione una questione, forse già trattata ma che non ho trovato.
    mi trovo a dover adeguare alla delibera 243 un FV con P>20kW con unico inverter e Interfaccia esterna.
    Dalla tabella degli “INVERTER COLLEGABILI ALLA RETE” di Enel Distribuzione, sotto la colonna “PROTEZIONE INTEGRATA IN INVERTER” vedo che lo stesso inverter non è dotato di protezione integrata. questo significa che non è necessario intervenire sull’inverter in quanto c’è solo l’Interfaccia esterna? Lo chiedo perchè mi è capitato un caso di inverter siliken da 100kW, la ditta siliken è fallita e quindi non so se ci sia una procedura di adeguamento. guardando però su tale tabella leggo che l’inverter non è dotato di protezione integrata. Spero di essere stato chiaro, grazie a tutti voi.
    Lorenzo

    1. Ciao Lorenzo, non è detto che non si debba intervenire. Ci sono molti inverter che hanno comunque dei sistemi che limitano tensioni e frequenze, non con vere e proprie interfacce di rete ma via software.
      Quindi potresti regolare l’interfaccia esterna a 49-51 ma avere l’inverter che “sgancia” a 49,7-50,3
      Mi pare che ad esempio gli inverter Santerno siano in questa situazione.

  215. Buon giorno a tutti,
    vorrei porre un problema a Stefano : nella mia zona (prov. FC) da qualche tempo, in pratica da quando il sole c’è per tutto il giorno, molti inverter monofase (pot. da 3 a 6 kW) vanno in blocco perchè superano i 255V; ho chiesto all’Enel informazioni, ma escluso per un impianto, per tutti gli altri non ho ricevuto risposta per evitare questo problema. Secondo te se inserisco un trasformatore di isolamento 240/240 posso evitare il distacco ? Buon lavoro.

    1. PowerOne?
      Io di volta in volta risolvo:
      1) alzando le soglie dell’inverter (poco alla volta)
      2) adeguando la linea dall’inverter al contatore (se il cavo usato è piccolo, lo faccio raddoppiare
      3) se le tensioni sono alte indipendentemente dall’impianto, segnalando all’Enel il problema e i danni al cliente.
      Finora ho avuto questi problemi solo con PowerOne (io ODIO PowerOne/ABB)
      T.

      1. Ciao Tycho, vorrei precisare che non si possono alzare le soglie di tensione dell’inverter, sono stabilite dalla CEI 0-21 e tali devono rimanere (media mobile 59.S1 110% e massima tensione 59.S2 al 115%).
        Per il resto come mi diceva il buon Matteo ieri al telefono dipende dalla impedenza elevata della linea, occorre fare intervenire Enel, se ti hanno inviato il preventivo ti hanno autorizzato ad immettere in rete la massima potenza che hai dichiarato, se la rete non la regge è un problema loro e devono intervenire.

      2. Tra l’altro Thycho credo che non c’entri nulla Power-One o altre marche, la legge di ohm vale per tutti, potrei pensare il contrario, ovvero che la protezione in media mobile di Power-One funzioni bene e quella di altri inverter un po meno 😉

        1. Ciao Stefano, quanto dici è vero e giusto, però sulla carta.
          Molti tecnici Enel, dopo le mie segnalazioni, mi hanno suggerito di ritoccare le impostazioni delle macchine. Inoltre, spessissimo mi è capitato che si trovassero con le mani legate, perché se abbassavano la tensione di rete, l’ultimo utente della linea era “alle assi”.
          La realtà è che Enel ti chiede di pagare un corrispettivo per l’ottenimento del preventivo al momento della domanda di allaccio, ma poi quando lamenti malfunzionamenti nella rete cascano dalle nuvole, dando la colpa al fotovoltaico che alza la tensione.
          Io utilizzo (per una scelta aziendale cui mi sto strenuamente opponendo da anni) PowerOne per il 90% degli impianti, e posso dire con certezza che altre marche, messe nelle stesse condizioni, non risentono minimamente dei problemi dei suddetti. Non per niente hanno rilasciato una direttiva per illustrare le cause del problema “W003″…
          T.

        2. Capisco, però Enel non può dirti di alzare le soglie di tensione. Anche a me è capitato il primo caso proprio ieri, mai successo nulla negli ultimi 6-7 anni, ieri primo caso di disconnessioni per sovratensione. vediamo come risolvere 😉

          1. @Tyco: hai detto bene ” lo dicono a parole” innalza la tensione….. scaricando su di te tutta la responsabilità. Io starei attento in quanto lasciando libertà alla tensione di andar su oltre le soglie si rischia di poter avere danneggiate altre apparecchiature elettriche “passive” connesse alla stessa rete.
            Ricordo inoltre che l’istallatore a fine lavori rilascia la dichiarazione di conformità che certifica che l’impianto è realizzato a regola d’arte il che significa che occorre seguire le norme CEI, in particolar modo CEI 0-16 e CEI 0-21 che regolamenta per produttore e distributore le soglie di tensione e frequenza.
            Solo il distributore può con deroga dare indicazioni di modifica soglie …… ma per iscritto e con apposita comunicazione.

    2. Ciao Maurizio, mi diceva sempre Matteo che c’è un dispositivo che ovvia a questo problema, una sorta di trasformatore che regola la tensione. Il prblema è che perdi produttività. Io inizierei contattando Enel, non possono non risponderti. manda una PEC scrivendo che l’impianto XXX non p in grado di rimanare connesso alla rete con la massima potenza da loro autorizzata nel preventivo di connessione, e che si disconnette per massima tensione. Devono risponderti.

      1. Di solito io mando fax e infinità di telefonate al servizio guasti, ma se parlo di fotovoltaico i tempi si allungano all’infinito. Io lamento danni alle apparecchiature in casa (lampadine, fax, schede elettroniche o altro), almeno hanno più premura.

  216. Io sono solamente produttore , quindi non installatore , ma i problemi di tensione alta sono tanto che ci sono , fino a inizio 2012 , non se ne accorgeva nessuno , al limite il vicino se si bruciava qualche lampada 😀 , poi con le nuove soglie ci sono stati infiniti problemi , in altro forum sono anni che se ne scrive ; io normalmente odio enel e i loro odiosi tecnici alla scrivania (avendo avuto a che farci) ma in questo caso la colpa non e’ stata completamente di enel , ma dei primi CE che davano alta priorita’ agli allacci FV , pensate se qualcuno non veniva allacciato per rete inadeguata che casino succedeva (e poi invece e’ succeso il contrario) , io ho un 20kw su una linea di campagna a circa 150mt. dal borgo , e il borgo e’ alimentato da circa 6-700 da un trafo su palo , su una fase la mattina ho 238-240V che quando la produzione arriva ai 15-16kw porta la tensione a 255-258 a volte anche 261V , fortunatamente ho un impianto pre 2012 quindi soglie di 264V ; direi che pero’ col 0-21 se l’enel non vuole intervenire puo’ farlo perche’ per loro la tensione non supera mai il 110% (253V) perche’ interviene la SPI inverter e spegne o manda in derating l’inverter…… anzi potrebbe bacchettare chi allarga la soglia per non spegnere l’inverter…..

  217. Aggiungo , che rimane il fatto che hanno le idee confuse , se per la 243 ti impongono 276V di massima 😀 …. poi anche la 0-21 ha fatto un po’ di confusione : ha messo la rampa di accensione di 5′ , se si spegne , invece se passa una nuvola puo’ passare (nel mio caso) da 20kw a 1 e nuovamente a 20 nel giro di qualche secondo , e infatti vedo la tensione passare da da 242-243 a 258-259 in pochi secondi , dove poi ci sono piu’ impianti…..

  218. Si grazie avevo letto e commentato (forse) , volevo solo dire che le problematiche sono saltate fuori subito , gia’ dal 2010 , quando hanno cominciato ad esserci tante installazioni anche adiacenti…..

  219. Per Piergiuseppe, sulla posizione DDI/M2 sono d’accordo con te, la guida enel 2008 (ma anche le ediz. succesive compresa quella in vigore) nello schema di pag 122 indica si la posizione del sezionamento (eventualmente coincidente con DIB/DDI); pero’ ritengo che tale indicazione e’ finalizzata a sezionare per mettere in sicurezza l’impianto per installare l’M2; infatti si parla di un generico sezionamento e non espressamente del DDI.
    Quindi una volta installato un sezionatore il DDI potrebbe essere posizionato altrove; ed e’ per questo che la variante V2 della Cei 0-21 prescrive solo che, in condizioni normali, il produttore non interrompa mai la continuita’ circuitale verso l’M2.

  220. Ormai siamo a discutere :
    qualcuno ha avuto riscontri positivi nel mettere le soglie tensione inferiori a 0,8 e 1,2 ?! gli sono stati accettati RE cosi ?

    Poi cosa mettete come seriale SPI quando ci sono solo gli inverter e lo stesso la richiesta del modello , marca e firmware pur avendo dichiarato che e’ interna al convertitore ?!?!

    grazie

  221. Quanti errori formali che fanno nel RE a portale , sto’ cercando di compilare l’all. B , chiamano generatore l’inverter (che non genera niente ma converte) poi mettono potenza nominale unita’ che teoricamente (la pn) sarebbe la potenza del vero generatore cioe’ il campo FV collegato a quell’inverter e quindi non 10 ma 9,89kw ….. mah !

    1. Io ho dovuto contattare Enel e Terna perché la potenza nominale dell’impianto usciva in automatico diversa da quella dichiarata. Per Terna tutto ok, Enel mi ha risposto che la potenza (che compariva in automatico) era quella nominale dell’inverter, in accordo con la nuova CEI 0-21. Che poi tale norma dica tutt’altro (ovvero il minimo tra la potenza nominale della somma degli inverter e quella dei moduli), è un particolare insignificante…

  222. ciao stefano

    ho un quesito urgente da porti.
    ho un impianto 100 kW, allacciato in maggio 2011 e devo inviare a brevissimo il nuovo regolamento di esercizio ad ENEL.
    ho fatto aggiornare il FW dell’inverter con le nuove soglie di frequenza.
    l’impianto installava in origine una SPI Gavazzi DPC02DM48B003 come protezione di intrfaccia ( esterna all’inverter) . Gavazzi dice ( nei commenti online) che posso renderla conforme solo spostando il dip swicth 6 ed allargare le soglie di frequenza ( 49hz -51hz).
    Secondo te il mio impianto è in questo modo conforme alla delibera delibera 84/2012/R/eel e AEEG 243?.
    tempo ho anche acquistato una SPI conforme alla CEI 0-21 ( Bytronic) che non ho ancora installato ma che però , da quello che leggo online, a questo punto non è necessario installare ( in un post avevi scritto che sostituire la SPI poteva indurre ENEL a verificare la nuova interfaccia).

    1. Spostare il selettore 6 sulla Gavazzi DPC02DM48 significa regolare la frequenza a 49-51Hz, perfettamente in accordo con quanto richiesto dall’Allegato A70 e derogato dalla Delibera 243 proprio per la frequenza (49-51 in luogo di 47,5-51,5).
      Sei più che a posto 😉
      Per quanto riguarda le verifiche a mio avviso vanno fatte anche sulle vecchie interfacce, anche perchè le stesse vanno comunque testate periodicamente come da regolamento di esercizio, e gli impianti oggetto di delibera 243 sono tutti del 2011 (o antecedenti) quindi direi che dopo 3 anni si può prendere la palla al balzo, adeguare alla 243 e approfittarne per verificare l’interfaccia. Ovvio che se nessuno chiede (Enel, AEEG) nessuno verifica 😉
      Comunque questa cosa non era oggetto della tua domanda, ho solo aggiunto il mio parare. Sinora le Gavazzi che ho testato funzionavano tutte tranne una che era proprio cotta e interveniva a caso. 😉

  223. Ciao, scusate mi intrometto..
    E’ necessario ovviamente che sul/sugli inverter le eventuali (se c’e Spi interno) soglie preesistenti vengano o escluse oppure allargate almeno ai 49-51 Hz. 😉