Norma CEI 0-21 : Regola tecnica di riferimento per la connessione

Norma CEI 0-21 : Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti
attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica
Prof. Ing. Giuseppe CAFARO - Politecnico di Bari
e Cristina Timò- Direttore Tecnico CEI (Comitato elettrotecnico italiano)
Il 23 dicembre 2011 è stata pubblicata, dopo due inchieste pubbliche, la norma CEI 0-21 che ha
per oggetto la “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti
BT (bassa tensione) delle imprese distributrici di energia elettrica”. I lavori per la predisposizione
di tale norma sono stati svolti a seguito di specifico incarico conferito dall’Autorità per l’Energia
Elettrica ed il Gas (AEEG). Essa ha già ricevuto i dovuti riconoscimenti dall’AEEG con due
delibere del dicembre 2011 (ARG/elt 187/11 ed ARG/elt 199/11) e con la più recente del marzo
2012, 84/2012/R/EEL, che ha come oggetto gli “interventi urgenti relativi agli impianti di
produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per
garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale”.
La norma era largamente attesa sia perché interessa tutti gli utenti connessi in bassa tensione,
sia perché, insieme alla Norma CEI 0-16, completa il quadro delle regole tecniche di
connessione, prima limitate agli utenti connessi alla rete di tensione nominale superiore ad 1 kV
in alternata, emanate o riconosciute dall’AEEG.
L’idea che una norma del settore elettrico costituisca una elencazione, talvolta arida, di regole
tecniche viene largamente smentita dalla portata culturale, sociale e di mercato che la 0-21
assume. Certo tutto quello che è contenuto nella norma è già scientificamente e tecnicamente
acclarato, spesso si prende atto di uno stato di fatto; ma l’essere tutto ciò parte di una norma od
essere tutto ciò trasformato in norma già nella fase iniziale dei processi tecnici che interessano
milioni di situazioni, dà ad essa una valenza straordinaria.
E’ utile riassumere, in via preliminare, gli elementi di novità e di innovazione, per poi sottolinearli
nel momento in cui essi si sostanziano in particolari disposizioni tecniche.
E’ straordinario che la norma, letta ed utilizzata da decine di migliaia di tecnici ed
applicabile a realtà vissute da milioni di cittadini, elevi, per la prima volta, l’utenza di bassa
tensione a parte integrata di un sistema più ampio. Il suo comportamento, quindi, è
influenzato dal sistema, anche ai fini della sicurezza, e, contemporaneamente influenza,
ed addirittura può mettere in crisi il funzionamento dell’intera rete elettrica.
Con questa norma si sancisce che l’utenza di bassa tensione non è solo un utilizzatore di
energia ma anche un potenziale produttore. Tale processo di riconoscimento parte
ovviamente da lontano e vede dei passi importanti nella 64-8, che, pur essendo norma
sugli impianti elettrici utilizzatori, ha un capitolo riguardante gli impianti fotovoltaici, e nella
stessa 37/08, che include tra gli impianti elettrici degli edifici quelli fotovoltaici. E’ la
consapevolezza della realtà e della diffusione futura della generazione distribuita (GD).
L’attualità è nei 320.000 impianti di produzione statici, leggasi fotovolatici, connessi alla
rete BT per una potenza di circa 3 GW, il futuro è nell’obbligo di realizzare edifici che
riducano gli assorbimenti di energia sino ad azzerarli, obiettivo possibile solo con
autogenerazione.
Il sistema elettrico con generazione distribuita deve essere dotato non solo di
interconnessione “galvanica” ma anche di quella logica che consenta ad un operatore
centrale di gestire, almeno nei momenti critici che mettono a rischio la sicurezza della,
l’utenza attiva. La CEI 0-21 predispone le caratteristiche tecniche di apparecchiature
d’utente in maniera tale che possano interloquire con l’esterno, ricevendo e rispondendo a
comandi funzionali di sistema. L’obiettivo di garantire la sicurezza della rete è socialmente
così importante da essere stato oggetto di leggi nazionali, oltre che di attenzione da parte
di Organismi Comunitari.
Non può sfuggire che le chiavi di lettura della CEI 0-21 mettano in evidenza elementi di carattere
sociale, culturale e di mercato. L’efficienza energetica e la sicurezza di funzionamento del
sistema elettrico hanno una valenza sociale che comprende qualunque cittadino. La
trasformazione dell’utenza passiva da terminale, in tutti i sensi, del sistema elettrico a parte
integrata del sistema necessita di nuove capacità di progettazione e di installazione degli impianti
elettrici e, quindi, determina una innovazione culturale dell’intera filiera del settore elettrico. Non
sfuggirà che il numero di realtà coinvolte, sia esistenti che nuove, determina un impatto di
mercato non indifferente. In presenza di fenomeni recessivi quest’ultimo aspetto non può
dispiacere, soprattutto se si considera che in tale caso sono coniugati sviluppo economico ed
interesse sociale.
La norma è corposa ed ognuno avrà modo e tempo per approfondirla nei diversi aspetti, sia con
la lettura e studio della stessa, anche alla luce del fatto che essa è scaricabile gratuitamente dal
sito CEIWEB, sia partecipando ai numerosi convegni e giornate di studio organizzate, anche dal
CEI, in tutta Italia. Anzi la vastità, la complessità e l’importanza della norma ha già attivato da
parte del CEI un corso di formazione ad hoc. La parte sicuramente più innovativa della norma è
quella che riguarda l’interconnessione di generatori che funzionano in parallelo alla rete, ed è ad
essa che faremo riferimento nel seguito, con particolare riferimento agli impianti fotovoltaici.
Ambito e tempi di applicazione
La norma si applica a tutte le reti delle imprese distributrici ed a tutti gli utenti ad esse
interconnessi. Questi sono suddivisi in Utenti Passivi, Utenti Attivi e Reti di Distribuzione.
L’impianto esercito dall’Utente può essere di “utilizzazione”, con punto di prelievo, dal punto di
vista della misura, di “produzione”, con punto di immissione, dal punto di vista della misura, di
“produzione ed utilizzazione”, con punto di prelievo, dal punto di vista della misura, di “reti di
distribuzione”.
La norma si applica:
alle nuove connessioni;
agli utenti passivi già connessi, limitatamente alla parte attiva, qualora installino un
generatore in parallelo alla rete di potenza ≥1 kW;
agli utenti attivi già connessi qualora incrementino la potenza del generatore.
La presenza di pesanti innovazioni tecnologiche sulle apparecchiature da installare ha reso
necessario prevedere una progressiva entrata in vigore della norma, fermo restando la possibilità
che l’AEEG possa intervenire sull’applicabilità, parziale o totale, alle utenze esistenti. Pertanto
per tutti i capitoli riguardanti gli utenti attivi se ne prevedeva l’entrata in vigore dopo sei mesi dalla
promulgazione, mentre i paragrafi relativi “all’immissione di potenza reattiva”, “servizi di rete” e
“sistema di protezione di interfaccia” entreranno in vigore solo dopo una apposita variante alla
norma elaborata dal CEI, su richiesta dall’AEEG. La Delibera dell’8 marzo 2012 già chiarisce la
tempistica.. Per gli impianti connessi alla rete BT tra aprile e giugno 2012 è richiesto solo un
diverso ambito di regolazione, più largo rispetto al passato. Per gli impianti connessi tra luglio e
dicembre si applica integralmente la CEI 0-21, con le varianti intanto pubblicate, ma non è
necessario che sia garantita l’insensibilità agli abbassamenti di tensione. Da gennaio 2013
dovranno essere certificati conformi alla CEI 0-21. Sarà cura del CEI predisporre una variante
che tenga conto degli indirizzi della Delibera dell’8 marzo 2012..
Caratteristiche della rete
La tensione nominale della rete elettrica è fissata in 230 V per le forniture monofasi ed in 400 V
per le forniture trifase. All’atto della promulgazione della CEI 0-21 era ancora in vigore la legge
105/49 che fissava i valori in 220/380 V. Il DL n°1 del 24 gennaio 2012 ha abrogato il 105 del 49
riconoscendo come tensioni normalizzate della rete quelle fissate dalla norma CEI 8-6, e quindi
230/400 V.
Lo stato nel neutro della rete pubblica di bassa tensione porta a definire il sistema elettrico, dal
punto di vista della messa a terra, di tipo TT. Da tale assunto derivano obblighi sia per il
distributore che per l’impianto utilizzatore. Il distributore, pur non adottando specifiche protezioni,
deve garantire la continuità del conduttore di neutro, evitando che utenze monofasi siano
alimentate da tensioni anomale. Da parte sua l’Utente non potrà mettere a terra il neutro e dovrà
garantirne il sezionamento nei casi di distacco del generatore dalla rete. Nei casi di
funzionamento in isola dell’impianto d’utenza, previsto e regolato dalla CEI 0-21, si porrà il
problema di variazione della messa a terra del sistema che potrà diventare di tipo IT o di tipo TN,
qualora si provveda alla commutazione del neutro a terra in caso di distacco dalla rete.
Il distributore non ha obbligo di protezione contro i contatti indiretti dell’impianto d’utenza, ma, in
ogni caso deve garantire l’assenza di masse sino al contatore e che la resistenza di atterramento
del neutro non sia superiore a 170 Ω (fig. 1). Tale valore si ottiene ipotizzando una tensione
nominale verso terra (UO) di 220 V, una tensione limite di sicurezza (UL) non superiore a 50 V ed
una corrente di intervento del dispositivo differenziale non superiore ad 1 A. L’utente, nel caso di
mancato intervento delle sue protezioni differenziali causate da un eccessivo valore della Rn, può
richiedere una verifica al distributore con un rapporto tecnico firmato da tecnico competente
(libero professionista, direttore tecnico ai sensi della 37/08, Organismo notificato o ASL, ARPA,
INAIL).
La crescita del carico elettrico in bassa tensione, soprattutto nei centri urbani, sia in densità che
in intensità, ha fatto lievitare le taglie dei trasformatori utilizzati dal distributore e ridotto il raggio
d’azione della distribuzione, con il conseguente effetto di determinare un incremento delle
correnti di corto circuito nel punto di connessione (PdC). La CEI 0-21 indica i valori normalizzati
di corrente di corto circuito trifase (3F) e monofase (FN) secondo la tabella allegata.
Fornitura
MONOFASE
TRIFASE
TRIFASE
Potenza
6 kW ed eccezionalmente 10 kW
impegnati
Fino a 33 kW
disponibili
Oltre a 33 kW
disponibili
Corrente di
Cosφ di
Corto Circuito
corto circuito
FN
6 kA
0,7
FN
6 kA
0,7
3F
10 kA
0,5
FN
6 kA
0,7
3F
15 kA
0,3
Corto
Per potenze disponibili superiori a 33 kW l’utente può richiedere la corrente minima di corto
circuito al PdC al fine, evidentemente, di una corretta taratura delle protezioni da sovracorrente.
I livelli minimi di tenuta degli isolamenti al PdC devono essere di categoria III ai sensi della norma
CEI EN 50470 e la tenuta a frequenza industriale deve esser di 2500 V per 5 s ai sensi della
norma CEI EN 60898-1 o CEI EN 61009.
Impianto d’utenza per la connessione
La qualità del servizio è un altro elemento di integrazione della rete. Da un lato il distributore
deve garantire la continuità del servizio e la qualità della tensione e, dall’altra, l’utente non deve
introdurre disturbi in rete e deve distaccarsi dalla rete in caso di guasti interni all’impianto di
utenza. A tal proposito è resa obbligatoria l’installazione di un Dispositivo Generale di Protezione
(DG). La CEI 0-21 consente di disporre, invece del DG, tre Dispositivi Generali di Linea,
aumentando la selettività orizzontale delle protezioni (fig. 2). In pratica si possono individuare tre
parti dell’impianto indipendenti.
L’impianto d’utente ha inizio ai morsetti di uscita del contatore di energia, il PdC, da cui parte il
cavo di collegamento (CdC) che si attesta al DG. Il CdC, quindi, fa parte dell’impianto d’utente e
deve essere protetto contro i contatti diretti, indiretti e le sovracorrenti. Una installazione in
doppio isolamento garantisce la protezione sia contro i contatti diretti che indiretti. La protezione
contro il sovraccarico può essere garantita in arrivo, e quindi dal DG o dai DGL, se il cavo non è
posto in ambienti a maggior rischio in caso di incendio o con pericolo d’esplosione. La protezione
da corto circuito deve essere installata subito a valle e nel punto più prossimo del PdC. Può
essere installata in arrivo del CdC se questo è non più lungo di 3 m, è installato in modo da
ridurre la probabilità di corto circuito, non è in vicinanza di materiale combustibile, né in luoghi a
maggior rischio in caso d’incendio, né in luoghi con pericolo d’esplosione.
Se esiste un interruttore automatico nel complesso di misura dell’energia, il CdC deve avere
caratteristiche coordinate con quelle del dispositivo, tenendo conto, però, che il distributore non
ha il dovere di garantire l’efficienza di tale dispositivo. Il dispositivo può essere utilizzato anche
come sezionamento, sempre nei limiti di responsabilità del distributore.
Regole tecniche di connessione per gli Utenti attivi
Lo schema generale di connessione di un utente attivo prevede la presenza dei seguenti
dispositivi: il DG o i DGL, il dispositivo di interfaccia (DDI) e il dispositivo di generatore (DDG)
(fig. 3). In assenza di carichi privilegiati alimentati dal generatore il DDI può coincidere con il
DDG.
Al DDI è associato il sistema di protezione di interfaccia (SPI) che ne comanda il funzionamento.
E’ ammesso l’uso di più DDI comandati da un unico SPI. E’ anche possibile utilizzare più SPI con
il vincolo che funzionino in logica OR ovvero che l’anomalia rilevata da un SPI determini
l’apertura di tutti i DPI. Per generatori fino a 20 kW di potenza è possibile l’installazione di più
DPI, con un massimo di tre, con logica di funzionamento indipendente, ovvero con proprio SPI.
Per potenze superiori a 20 kW deve essere previsto un dispositivo di rincalzo che intervenga in
caso di mancata apertura del DDI. L’intervento, ritardato di massimo 0,5 s, può essere garantito
dal DDG o dal DG. L’intervento della protezione di rincalzo evidenzia un’anomalia del DDI e,
quindi, la richiusura del rincalzo può avvenire solo manualmente.
La funzione del DDG è quella di separare il generatore dall’impianto. Tale dispositivo va
coordinato con gli altri presenti in rete, il DDI ed il DG, sia per guasti interni alla rete d’utenza
durante il funzionamento ordinario e in isola, sia per guasti sulla rete del distributore. L’apertura
del DDG per manutenzione può determinare, tramite contatti ausiliari, la disattivazione del DDI al
fine di garantire una migliore continuità di alimentazione dei carichi privilegiati alimentabili in
isola, ma in questo caso alimentati dalla rete.
Gli impianti di produzione monofase connessi alla rete possono raggiungere una potenza
massima di 6 kW, elevabili eccezionalmente a 10 kW con l’autorizzazione del distributore. Nei
sistemi di generazione trifase realizzati con generatori monofase si deve garantire un limite di
squilibrio di potenza (LSP) non superiore a 6 kW o 10 kW con il consenso del Distributore. Tale
livello di squilibrio va garantito anche in fase transitoria. Il che significa che l’impianto dovrà
essere dotato di automatismo che riequilibri l’impianto entro 30’ in caso di LSP compreso tra 6 e
10 kW, ameno di autorizzazione del distributore sino a 10 kW. Se lo squilibrio supera i 10 kW
l’azione di riequilibrio va attuata entro 1’.
3.
Requisiti generali dei generatori
Restando nell’ambito dei generatori fotovoltaici, considerati come generatori indirettamente
connessi alla rete o anche statici, viene richiesto un primo requisito sulla limitazione della
componete continua della corrente immessa a regime. Questa deve essere limitata allo 0,5%
della corrente nominale. Tale obiettivo può essere conseguito o con la tradizionale soluzione di
un trasformatore di isolamento a frequenza di rete o, e questa costituisce una novità, con una
protezione sensibile alla componente continua della corrente immessa in rete. In tal caso la
protezione deve intervenire sul DDG separando l’inverter dalla rete in 200 ms se la componente
continua supera 1 A o in 1 s se la componente continua supre lo 0,5% della corrente nominale di
inverter.
Un nuovo requisito costruttivo richiesto agli inverter a servizio degli impianti fotovoltaici è la
possibilità di poter assorbire o erogare potenza reattiva. Ricordiamo che gli inverter tradizionali
erogavano potenza attiva a cosφ unitario, tanto da provocare una riduzione del fattore di potenza
visto dalla rete quando la potenza prodotta era in gran parte, o totalmente, assorbita dall’utenza
stessa. Le caratteristiche di erogazione/assorbimento di reattivo cambiano secondo se trattasi di
impianto di potenza non superiore o superiore a 6 kW. Gli scopi di tale funzione sono due; da un
lato limitare le sovra/sottotensioni provocate dalla immissione della propria potenza attiva,
dall’altra fornire un servizio alla rete, ovvero partecipare alla regolazione della tensione del
sistema. Ciò vuol dire che gli inverter devono essere in grado di regolare il reattivo sia con
logiche locali, sia con logiche di controllo da remoto. Tale ultima caratteristica è richiesta solo per
i generatori con potenza superiore a 6 kW.
Il funzionamento in parallelo con la rete del distributore è subordinato alla condizione che il
generatore non provochi disturbi tali da deteriorare la qualità del servizio indicato dalla norma
CEI EN 50160. Inoltre il SPI deve garantire l’apertura immediata ed automatica del DDI in caso di
assenza di tensione di rete, in caso di guasto del SPI stesso e quando i valori di tensione e
frequenza di rete non siano compresi entro valori di regolazione fissati dall’AEEG e fatti propri
dalla CEI 0-21.
Una fase critica del funzionamento in parallelo è costituito dal collegamento e/o dalla
riconnessione a seguito di intervento delle protezioni. Il parallelo deve avvenire in condizioni di
rete stabile e, quindi, per una frequenza compresa tra 49,95 Hz e 50,05 Hz, valori che si possono
portare a 49,9 e 50,1 per le isole, e per un valore di tensione compreso tra 85% e 110% della
nominale. Tali condizioni devono permanere per almeno 300 s prima di consentire il parallelo.
L’erogazione di potenza, in caso di inserzione, dovrà salire gradualmente dalla condizione a
vuoto alla massima con gradiente non superiore al 20% per minuto.
Per il funzionamento in parallelo a regime, il generatore fotovoltaico dovrà restare connesso alla
rete per il range di frequenza compreso tra 47,5 e 51,5 Hz e per quello di tensione compreso tra
85% e 110% della tensione nominale. Per gli impianti connessi tra aprile e giugno 2012 l’AEEG
ha ridotto la finestra di frequenza tra 49 e 51 Hz.
La più consistente novità della CEI 0-21 è la partecipazione della GD ai servizi di rete. Tale
esigenza nasce da precise disposizioni legislative poste dal DM 5 maggio 2011 e ribadite dal DL
n°1 del 24 gennaio 2012, che sottolinea la necessità di anticipare i provvedimenti a favore della
sicurezza di rete.
Una prima caratteristica richiesta ai generatori statici di potenza superiore a 6 kW è quella di non
distaccarsi dalla rete in presenza di buchi di tensione. Tali requisiti, noti con l’acronimo LVFRT
(low voltage fault ride through), sono rappresentati dalla figura 4. Tale caratteristica funzionale
dovrà essere garantita, per quanto stabilito dalla citata delibera dell’AEEG, a partire da gennaio
2013.
Da giugno 2012, in ogni caso è richiesto che la GD partecipi alla regolazione della tensione
distaccandosi dalla rete entro 0,2 s quando la tensione supera il 115% della nominale, entro 3 s
se la tensione, misurata su di una finestra di 10’ in media mobile, supera il 110% della nominale.
Inoltre, su richiesta del distributore che la formalizza nel regolamento di esercizio, le unità GD
dovranno, per valori di tensione di rete prossimi al 110% di Un, dovranno assorbire potenza
reattiva secondo logiche locali. Inoltre, come già messo in evidenza, le unità di potenza superiore
a 6 kW potranno essere asservite ad una regolazione centralizzata.
In caso di transitori di frequenza dovrà essere possibile da parte della GD attuare una opportuna
regolazione di potenza locale. In particolare non dovrà esser variata la potenza attiva immessa in
rete per frequenze comprese tra 47,5 e 50,3 Hz. Per frequenze comprese tra 50,3 e 51,5 Hz si
dovrà ridurre la potenza con uno statismo compreso tra il 2% ed il 5% (di norma verrà impostato
2,4%). La GD non riconnettersi alla rete o non aumentare il livello di produzione se non quando
la frequenza si attesti tra 49,95 e 50,05 Hz per almeno 5’, a meno di diverse indicazioni del
distributore.
Come si può ben comprendere gran parte delle caratteristiche dinamiche del funzionamento
della GD fotovoltaica sono legate all’inverter ed al sistema di protezione di interfaccia. Le notevoli
novità funzionali introdotte fanno comprendere la necessità di emettere la norma con molto
anticipo rispetto alla fase di entrata in vigore della stessa. I produttori che hanno esperienza di
fornitura di componenti di impianti FV connessi alla rete di alta tensione già sono a conoscenza
delle problematiche funzionali oggi richieste anche per la connessione alla rete BT. Gli altri
dovranno adeguare velocemente i prodotti per rispondere alle nuove richieste dell’AEEG ovvero
della CEI 0-21.
4.
Rapporti utente distributore
I rapporti con il distributore saranno necessariamente fissati da un regolamento di esercizio.
Poiché la consistenza e qualità dell’impianto di utenza partecipa alla sicurezza della rete, e
questa è nell’interesse della intera collettività, non è peregrino pensare che tale regolamento
dovrà esser supportato da una puntuale documentazione tecnica che l’utente dovrà consegnare
al distributore e da prove in campo i cui risultati dovranno esser certificati e consegnati al
distributore. Per altro l’AEEG nella delibera del marzo 2012 ribadisce che le imprese distributrici
vigilano sul rispetto dell’attuazione della progressiva applicazione della norma CEI 0-21.
Superata la potenza di 6 kW gli impianti di GD fotovoltaici dovranno essere progettati da tecnici
qualificati ed installati da ditte estremamente professionalizzate. Essi dovranno attingere a
prodotti di mercato adeguati alle nuove norme, posto che l’AEEG afferma che a partire dal
gennaio del 2013 gli impianti ed i dispositivi vanno certificati conformi alla norma CEI 0-21.
L’azione di diffusione della conoscenza di tale norma è finalizzata a preparare al meglio la filiera
elettrica ai nuovi compiti che gli vengono richiesti e in tale direzione, come è sua tradizione, il CEI
è fortemente impegnato.
Fig. 2 – Connessione con tre DGL
Fig. 3 – Rappresentazione schematica delle configurazioni di sistema di produzione in parallelo
alla rete del distributore
Fig. 4 – Requisiti LVFRT in vigore da gennaio 2013