Convegni MasterLab 2012 Energy Training by ABB

Claudio BRAZZOLA – Arezzo 23 Novembre 2012
RTC – BT: Nuova CEI 0-21
Regola tecnica per la connessione di
utenti attivi e passivi alle reti BT.
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La nuova regola tecnica di connessione BT:
Norma CEI 0-21

La Norma tecnica è stata preparata da un Gruppo di Lavoro del
CEI (GDL 136  Norma CEI 0-21).

Il CEI ha costituito un nuovo CT: CT136 «Connessione alle reti
elettriche di distribuzione Alta, Media e Bassa Tensione»

Il documento tratta della connessione degli Utenti attivi e passivi
alle reti di Bassa Tensione delle imprese distributrici di energia
elettrica.

Costituisce il completamento alla Norma CEI 0-16,
(oggi in IP, scade il 5 dicembre!), riguardante la regola tecnica di
connessione alle reti di distribuzione in AT ed MT.

E’ stata pubblicata il 23/12/2011 ed è entrata in vigore dal
1°gennaio 2012 solo per gli utenti passivi (ARG/elt 199/11)

Per gli utenti attivi, la cui situazione è in evoluzione, si fa
riferimento alla delibera ARG/elt 187/11 e alla delibera
84/2012/R/eel
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Livelli di tensione e di frequenza sulle reti BT

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Nelle reti BT la tensione nominale vale:

230 V per le forniture monofase;

400 V per le forniture trifase.

Il Decreto Monti 24/01/2012 n°1 – Disposizioni urgenti
per la concorrenza, lo sviluppo delle infrastrutture e la
competitività ha abrogato la Legge 105 del 1949

Le tensioni unificate (cfr Legge 105 del 1949) erano di
220/380 V.

Le caratteristiche della tensione di fornitura sono definite
dalla Norma CEI EN 50160.
In particolare, circa l’ampiezza della tensione, sono in
genere ammesse variazioni entro il range +/- 10 %.

La frequenza nominale (fn) è di 50 Hz.
La qualità del servizio sulle reti BT

La qualità del servizio riguarda sia la continuità della
fornitura, sia la qualità della tensione.

A livello italiano, la qualità del servizio sulle reti di
distribuzione BT è definita e descritta dalla
CEI EN 50160.
 Alcuni aspetti della qualità del servizio (frequenza,
variazioni lente, armoniche, flicker, dissimmetria)
costituiscono fenomeni continui, per i quali la CEI EN
50160 prevede limiti da rispettare da parte del distributore.
 Altri aspetti della qualità del servizio sono definiti eventi:
interruzioni, buchi di tensione, variazioni rapide ecc..

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A livello nazionale, la continuità del servizio è regolata
dalle vigenti Delibere dell’AEEG.
L’eliminazione dei guasti sulla rete del Distributore
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
Le reti BT di distribuzione sono generalmente esercite in
modo radiale.

Sono protette contro le sovracorrenti con dispositivi di
protezione a massima corrente.

Non sono adottate misure di protezione (di tipo elettrico)
contro l’interruzione di uno o più conduttori di fase (anche
per intervento di fusibili) o del conduttore di neutro.

Le protezioni adottate dal Distributore per la propria rete
non hanno lo scopo di proteggere gli impianti di Utente,
la cui protezione è a carico dell’Utente.

Il Distributore è comunque tenuto ad evitare le masse
nell’impianto di rete per la connessione presso l’utenza.
Corrente di cortocircuito:
valore massimo
I valori sono determinati assumendo una corrente di cortocircuito trifase
ai morsetti BT di cabina secondaria non superiore al valore pianificato di
16 kA (630 kVA, 6%).
Il valore della corrente di cortocircuito massima da considerare è:

6 kA per forniture monofase (cos cc = 0,7)

10 kA per forniture trifase con potenza disponibile
fino a 33 kW (cos cc = 0,5)

15 kA per forniture trifase con potenza disponibile
superiore a 33 kW (cos cc = 0,3)
La corrente di corto fase-neutro per forniture trifase è 6 kA.
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Gli utenti e la loro classificazione

Utente è un soggetto che utilizza la rete per immettere
e/o prelevare energia elettrica.

Gli Utenti possono essere:
 Attivi
Gli Utenti titolari di impianti che contengono qualsiasi
macchinario (rotante o statico) che converta ogni forma di
energia utile in energia elettrica in corrente alternata
previsto per funzionare in parallelo (anche transitorio) con
la rete. (Sono quindi esclusi gli UPS)
 Passivi
Gli Utenti titolari di impianti non ricadenti nella definizione
precedente.
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Regole comuni a tutti gli Utenti:
caratteristiche componenti
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
Le prescrizioni della CEI 0-21 si applicano sia all’impianto di rete per
la connessione che all’impianto di utenza.

Tutte le parti di impianto e le apparecchiature devono essere a regola
d’arte; è sufficiente che siano conformi alle norme.

I componenti dell’impianto di utenza devono essere forniti da
costruttori con sistema di gestione per la qualità certificato.

Tutti gli apparati e tutti i circuiti devono presentare caratteristiche di
funzionamento e sovraccaricabilità, permanente e transitoria,
corrispondenti alle caratteristiche nominali e alle correnti massime di
cortocircuito possibili in un qualsiasi punto di connessione sulla rete.
Regole comuni per tutti gli utenti:
il punto di connessione (PdC)
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
Il punto di connessione coincide con i morsetti di valle del sistema di
misura per tutti gli Utenti, ad eccezione degli Utenti Attivi con
immissione totale dell’energia prodotta; in quest’ultimo caso il PdC
coincide con una morsettiera posta dal Distributore a monte del
contatore.

A monte del punto di connessione la proprietà e la competenza
funzionale sono del Distributore;

A valle, la proprietà e la competenza funzionale sono dell’Utente.

Il Distributore installa i contatori dell’energia scambiata con la rete,
nonché la protezione dell’impianto di propria competenza, che
garantiscono sicurezza e operatività della connessione nelle
condizioni di funzionamento ammesse.
La Norma CEI 0-21: la convenzione
MONTE < ----- > VALLE
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
Convenzionalmente, nella
Norma, la dizione “a
monte” identifica i circuiti
verso la rete rispetto al
punto considerato

La dizione “a valle”
identifica i circuiti verso
l’impianto di Utente
rispetto al punto
considerato.

Non sempre il verso
“monte-valle” coincide
con il verso
del flusso di energia!
L’impianto dell’utente: dispositivi previsti

Sono sempre necessari i seguenti
dispositivi/componenti:


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cavo di collegamento;
Dispositivo Generale (DG), a valle del cavo di
collegamento, e in grado di escludere dall’impianto di rete
per la connessione tutto l’impianto di utenza a valle.

In funzione del tipo di impianto da connettere
(Utente attivo o passivo) sono necessari ulteriori
dispositivi.

Le caratteristiche (corrente ammissibile di breve durata,
potere di interruzione, tensione nominale, livello
dell’isolamento, ecc.) dei componenti (int. automatici,
int. manovra-sezionatori, cavi, ecc.) devono essere
adeguate al tipo di installazione.
Definizioni dei principali dispositivi
PdC

Dispositivi Limitatori di Potenza (DLP): dispositivo atto a limitare il
prelievo/immissione di potenza.

Dispositivo Generale (DG): apparecchiatura di manovra e
sezionamento la cui apertura separa l’impianto dell’Utente dalla rete.
(Se c’è un’unica linea verso l’impianto Utente, il DG è unico; in caso di
più linee a valle il DG consiste nell’insieme dei DGL)

Dispositivo Generale di Linea (DGL): apparecchiatura di manovra e
sezionamento al termine del cavo di collegamento, la cui apertura
separa la rete da una linea dell’utente.

Dispositivo Di Interfaccia (DDI): apparecchiature di manovra la cui
apertura (comandata da un apposito sistema di protezione) separa
l’impianto di produzione dalla rete.

Dispositivo Di Generatore (DDG): apparecchiatura di manovra la
cui apertura (comandata da un apposito sistema) determina la
separazione del generatore (di un generatore).
DLP
DG
=
3DGL
DDI
DDG
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Definizioni: il Punto di Connessione (PdC)
PdC
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
Punto tra la rete e l’impianto
di Utente per la connessione,
dove avviene lo scambio
dell’energia tra rete e Utente.

Coincide con il punto di
confine

E’ costituito dai morsetti di
valle del contatore (fornitura
di energia elettrica con
misura diretta) ovvero dai
morsetti, messi a
disposizione dal Distributore,
a valle del complesso di
misura (fornitura semidiretta)
Richiesta di potenza fino a 30 kW: forniture limitate
CONTATORI PER POTENZE LIMITATE
CONTATORI PER POTENZE NON LIMITATE
Per richieste di potenza fino a 30 kW, il Distributore rende

disponibile,
KWh
KWh
inKWh
prelievo, una
KWhpotenza massima pari a
quella contrattuale,
sottoscritta
alla stipula del contratto,
Pmax
Pmax
aumentata del 10% (potenza disponibile = 33 kW).
kVARh
DLP
L1
L2
L3
kVARh
DLP
N
L1

CAVO DI COLLEGAMENTO
L2
L3
N
L1
L2
L3
N
L1
L2
L3
N
Il contenimento dei prelievi entro il limite viene attuato
CAVO DI COLLEGAMENTO
CAVO DI COLLEGAMENTO
CAVO DI COLLEGAMENTO
mediante Dispositivi Limitatori di Potenza (DLP).
DG
DG
DG
DG
Impianto Utente
Impianto Utente
Impianto Utente
Impianto Utente
A

B
C
D
Anche
per forniture
al di sotto
di 30 kW, per particolari
tipologie impiantistiche, è facoltà del Distributore
non installare alcun DLP (esempio: ascensori, ecc.).
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Richiesta di potenza oltre 30 kW: forniture non limitate
CONTATORI PER POTENZE NON LIMITATE

Per richieste di potenza oltre i 30 kW, il Distributore rende
disponibile
una potenza pari al valore richiesto (no DLP).
KWh

IlPmax
distributore installa un contatore in grado di rilevare il
massimo valore della potenza prelevata.
KWh
Pmax
kVARh
L1
L2
L3
kVARh
N

CAVO DI COLLEGAMENTO
DG
In caso di sistematici prelievi di potenza, eccedenti il
livello della potenza disponibile, il Distributore può
procedere all’adeguamento contrattuale.
L1
L2
L3
N
CAVO DI COLLEGAMENTO

Si considera come sistematico il superamento del livello
della potenza disponibile, in prelievo, effettuato in almeno
due distinti mesi nell’anno solare.
DG
Impianto Utente
Impianto Utente
C
D

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Il Distributore ha facoltà di
considerazione delle esigenze
comunicazione all’Utente.
installare DLP in
della rete, previa
Il cavo di collegamento
kWh
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
Tratto di cavo di proprietà e pertinenza dell’Utente che
collega il contatore (gruppo di misura) con il primo(i)
dispositivo(i) di protezione contro le sovracorrenti
dell’utente (DG = 3 DGL).

Attenzione: il cavo di collegamento è installato
appena a valle del punto di connessione, non può essere
protetto da alcuna apparecchiatura dell’Utente.

Il montante è considerato “cavo di collegamento” solo se
è collegato al PdC senza alcun interruttore.
L’impianto dell’utente: il Dispositivo Generale
15000
10000
6000
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
Il Dispositivo Generale (DG) è costituito da un
interruttore automatico onnipolare conforme alla
CEI EN 60898 oppure conforme alla CEI EN 60947-2
adatto al sezionamento.

Deve avere un potere di interruzione (o di cortocircuito)
non inferiore ai valori di corrente di cortocircuito stabiliti
dalla norma (ovvero comunicati dal Distributore).

In alternativa, può essere impiegato anche un interruttore
di manovra-sezionatore combinato con fusibili (conforme
alla relativa Norma CEI EN 60947-3), nel rispetto degli
stessi requisiti.
Dispositivo generale DG
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
Dispositivo Generale (DG): separa l’intero impianto di
Utente dalla rete BT del Distributore in caso di guasto a
valle del punto di connessione.

Consentiti al massimo 3 (tre) DGL per la protezione
dell’impianto dell’Utente.
Contatore
Rete del
DGL
C
DGL
Distributore
PdC

L’impianto d’utenza per la consegna ha origine con i
E' possibile l'installazione fino a 3 dispositivi
morsetti di valle
contatore
consiste
Generali del
di Linea
(DGL), ciascunoe
a protezione
di unain:



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DGL
Linee d'utenza
DG = 3DGL
singola linea d'utenza, in alternativa al DG
cavo di collegamento
(costituito da un solo conduttore per
ciascuno dei morsetti del contatore);
dispositivo generale (DG), eventualmente costituito da più
DGL (massimo tre)
Il dispositivo generale dell’Utente (DG), eventualmente
costituito da più DGL, deve essere posto, nel caso più
comune, immediatamente a valle del punto di consegna
(cavo di collegamento < 3 m).
Cavo di collegamento: protezione da sovraccarico
In1
+ In2 + In3 < Iz
Contatore
Rete del
DGL
C
DGL
Distributore
PdC


E' possibile l'installazione fino a 3 dispositivi
Generali di Linea (DGL), ciascuno a protezione di una
singola linea d'utenza, in alternativa al DG
Conformemente alla definizione di cavo di collegamento,
la protezione contro le sovracorrenti è di responsabilità
dell’Utente mentre la protezione dell’impianto a monte del
PdC, incluso il contatore, è di responsabilità del
Distributore.
La protezione contro sovraccarico può essere svolta dai
dispositivi posti a valle del medesimo cavo (DG, ovvero
DGL, in numero non superiore a tre).
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DGL
Linee d'utenza
In_DG < Iz
Cavo di collegamento: protezione da cortocircuito

La protezione contro il cortocircuito del cavo di
collegamento può essere omessa se sono verificate
contemporaneamente
le condizioni di cui all’art.
473.2.2.1 della Norma CEI 64-8:



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cavo di lunghezza non superiore a 3 m;
cavo installato in modo da ridurre al minimo il rischio di
cortocircuito.
In alternativa, per le forniture limitate, le caratteristiche
del cavo devono essere coordinate con quelle
dell’interruttore automatico del gruppo di misura
(qualora
presente),
secondo
quanto
previsto
dall’art. 434.3.2 della CEI 64-8
I2t ≤ k2S2
Cavo di collegamento:
protezione dai contatti indiretti e sezionamento
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
Il cavo di collegamento deve far parte di una conduttura
che non presenti masse (annullato il rischio di contatto
indiretto).

L’interruttore automatico, o di manovra, qualora presente
nel gruppo di misura ed accessibile all’Utente, può
essere utilizzato per il sezionamento dell’impianto
utilizzatore, anche se il Distributore non è tenuto a
garantirne l’efficienza dispositivo.

In ogni caso, qualsiasi dispositivo di manovra accessibile
all’utente, posto in corrispondenza del punto di consegna,
deve avere potere di interruzione e di chiusura, in
condizioni di cortocircuito, adeguati.
Integrazione delle energie rinnovabili
un nuovo assetto per la rete
Centrali da
fonti
rinnovabili
Centrali elettriche
tradizionali
Generazione
distribuita
Utilizzatori
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Apporto della GD
NUMERO DI IMPIANTI GD
ENERGIA DA IMPIANTI GD
FONTE AEEG 2009

Lo
sfruttamento
delle
fonti
energetiche
rinnovabili
(FER)
è necessario per la crescente attenzione ambientale (obiettivi EU al 2020).

Ciascuno stato membro dell’Unione Europea ha istituito incentivi: in Italia, i
Certificati Verdi per tutte le FER, e il Conto Energia per il fotovoltaico.

Le FER non sono concentrate, ma diffuse sul territorio: servono impianti di
taglia media e piccola, raramente connessi in AT (eolico). Più spesso connessi
in MT o in BT: Generazione Diffusa (GD), < 10 MW
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Situazione attuale delle reti e prospettive di
evoluzione




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Sviluppo iniziale dei sistemi elettrici basato su forme di
generazione centralizzata: energia elettrica prodotta in impianti
di grande potenza unitaria (centrali elettriche, reti di
trasmissione)
Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul
territorio reso necessario dalla crescente attenzione per
l’ambiente
La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di
distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT)
Le attuali modalità di protezione, controllo, gestione della rete di
distribuzione MT/BT non sono più adeguate: serve una vera e
propria
RIVOLUZIONE CONCETTUALE
Perché la GD complica la gestione delle reti di
distribuzione?



La rete di distribuzione (BT, ma anche MT) non è stata
progettata per raccogliere la GD (energia dal basso verso l’alto:
BT  MT  AT)
Questa condizione può verificarsi per poche ore dell’anno: fino
a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come
prima. Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta
inversione di flusso
La gestione della rete BT di distribuzione diventa critica:


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problemi al sistema di protezione di interfaccia (SPI)
problemi nel profilo di tensione
Come si comporta oggi la GD:
approccio fit&forget e Dispositivo Di Interfaccia
La GD viene collegata secondo l’approccio fit & forget:






Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) dispone di
informazioni di tipo locale con regolazioni ad elevata
sensibilità:
diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi del SPI
il SPI non può distaccare la GD se Pc~Pg
in emergenza RTN la GD viene distaccata aggravando il
fenomeno
blackout 2006: persi 2000 MW di GD in rete
quanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere?
GD oggi a rischio ≈ 14.000 MW
SISTEMA NON AFFIDABILE
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La GD che funziona in isola:
un problema per il DSO

Possibilità di alimentare una rete in isola da parte di uno o più
impianti di produzione.

Il funzionamento in isola si distingue in:
 Isola su rete dell’Utente (sempre ammessa):
quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta
l’intera propria rete, o parte di essa, quando è separata
dalla rete del Distributore
 Isola su rete del Distributore (mai ammessa):
quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta
l’intera rete o parte dalla rete del Distributore
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La GD peggiora la stabilità della RTN
(Rete di Trasmissione Nazionale, gestita da TERNA)
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
Nel normale funzionamento, la
frequenza della rete Europea vale
50 Hz

In caso di disturbi (separazione
durante l’import) la frequenza in
Italia scende (ad es. a 49 Hz)

Il SPI della GD scatta non appena
la frequenza scende sotto a 49,7
Hz → rischio blackout

Servono soglie più larghe: TERNA
(In tutta Europa, ENTSO-e)
impone (47,5 ÷ 51,5) Hz
Le Smart Grid e le norme CEI
Regole Tecniche di Connessione
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
La rete di distribuzione deve controllare e comandare a
distanza gli impianti di GD sul territorio (decine/centinaia di
migliaia di piccoli generatori)

Questa rivoluzione va sotto il nome di SMART GRID
Le nuove regole tecniche di connessione
La GD e l’approccio smart grid




Le Regole Tecniche di Connessione (RTC) sono elaborate dal CEI su impulso
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas
La Norma MT (Norma CEI 0-16; Del. ARG/elt 119/08) ha introdotto per la prima
volta lo scambio di segnali tra DSO e GD
Il SPI deve essere in grado di ricevere segnali esterni finalizzati alla
abilitazione/disabilitazione di una o più soglie protettive
La Norma CEI 0-21 prevede:







novità per il SPI
telescatto come alternativa a massima/minima frequenza e tensione
capacità di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN 61850
richieste alla GD di “servizi di regolazione” per la rete
regolazione locale/centralizzata di tensione
limitazione di potenza attiva erogata (automatica/su comando)
Low Voltage Fault Ride Through capability (LVFRT)
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REQUISITI
SMART!
Impiegare i sistemi ICT per migliorare la protezione di
interfaccia
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
È necessario esplorare ed implementare i sistemi
di comunicazione tra:

RELÈ di protezione in CP (relè MASTER)

SPI della GD (relè SLAVE)

Nuova logica di comando e regolazione SPI

Sistema di comunicazione integro: soglie a minor
sensibilità (es. 47,5-51,5 Hz)

In mancanza di comunicazione: commutazione
soglie con attuale sensibilità

Il sistema di comunicazione garantisce la gestione
e l’affidabilità nel distacco o nel mantenimento in
linea della GD: migliora le prestazioni dell’intero
sistema (non come nei recenti blackout…)
La sola potenza attiva alza la tensione
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
L’immissione di potenza attiva (solo P; cos = 1)
innalza la tensione ai morsetti dell’inverter rispetto al
caso di rete passiva

L’innalzamento è tanto maggiore quanto più alta è
l’impedenza della linea

Problema frequente su lunghe linee BT
(zone rurali, basso carico)
Immettere anche potenza reattiva
per ridurre la tensione

ΔV = RL I’inv cos – XL I’inv sin
 RL
I’inv
VX
Vinv
φ

VR
Iinv
Vinv
P≠0
Q≠0
Vrete
Cos

Vrete
XL
= 0,90 (P e Q)
Iniettando potenza reattiva si contrasta l’aumento
(obiettivo: tornare nel 110% della tensione nominale)

L’inverter immette una corrente sfasata in anticipo
rispetto alla tensione
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Limitare la potenza attiva
per ridurre la tensione
Se la Q iniettata non è sufficiente, l’unica soluzione è
quella di limitare la P immessa in rete
Si tratta di una funzione abilitata dal produttore, e
segnalata dall’inverter (mancato guadagno)
Questa soluzione è deve essere accettata nel regolamento
di esercizio sottoscritto tra Utente e Distributore
E’ un compromesso per avere la possibilità di connessioni
più rapide (magari senza sviluppo rete, autorizzazioni,
ecc)
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Gli utenti attivi
Schema di connessione

Dispositivo Generale DG

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(=3 x DGL)

Dispositivo di interfaccia
DDI

Dispositivo di generatore
DDG
Dispositivo d’interfaccia DDI


Separa l'impianto di produzione dalla rete evitando che:

per mancanza dell'alimentazione sulla rete (o per guasto),
l’Utente continui ad alimentare il guasto o la rete;

in caso di richiusure automatiche/manuali di interruttori
effettuate sulla rete MT (manuali, anche BT) del
Distributore, il generatore possa trovarsi in controfase con
la rete (possibilità di danneggiamento meccanico).
E’ costituito da:

un interruttore di manovra-sezionatore con fusibili, oppure

un interruttore automatico, idoneo al sezionamento, oppure

un contattore onnipolare (norma EN 60947-4-1), di
categoria AC-3 idoneo al sezionamento, combinato con
fusibili;
Per inverter fino a 6 kW, il DDI può essere interno
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Relè di protezione reti secondo CEI 0-21
CM-UFD.M32
Principali Caratteristiche
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
Protezione di massima/minima
frequenza doppia soglia

Protezione di minima tensione doppia
soglia

Protezione di massima tensione e
massima tensione media

Elevata precisione di misura

Ingressi dedicati per telescatto e per
abilitazione soglie di frequenza

Gestione integrata della funzione di
rincalzo (per impianti con potenze > 20
kW)
Relè di protezione reti secondo CEI 0-21
CM-UFD.M32
Principali Caratteristiche
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
Relè di uscita aggiuntivo per la gestione
della richiusura di interruttori motorizzati
e/o per il comando di un secondo DDI

Led frontali per un‘immediata
segnalazione degli stati

Ampio display frontale per la lettura delle
informazioni/allarmi nonché per facilitare
gli eventuali settaggi, effettuabili
mediante appositi comandi.

Protezione della configurazione tramite
password

Funzione di autodiagnosi.
Dispositivo di generatore DDG

Separa il generatore dall’impianto, assicurando:





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l’avviamento, l’esercizio e l’arresto dell’impianto di
produzione in condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti
o di funzionamenti anomali del sistema di produzione;
la protezione dell’impianto di produzione, quando si
manifesti un guasto o un funzionamento anomalo
dell’impianto di produzione;
qualora vi siano carichi privilegiati, l’intervento coordinato
dei DDG e dei dispositivi di protezione dei carichi privilegiati
per guasti dell’impianto durante il funzionamento in isola.
Il DDG e il DDI possono coincidere se non ci sono
carichi privilegiati.
Per P> 20 kW il DDG (o il DG) può fungere da rincalzo
alla mancata apertura del DDI
Rincalzo: un secondo dispositivo
rimedia alla mancata apertura del DDI

Per impianti di produzione con P>20 kW, devono sempre
essere presenti almeno due dispositivi tra il generatore e la
rete, asserviti alla protezione di interfaccia di cui:



uno assolva la funzione di DDI,
l’altro assolva la funzione di rincalzo al DDI.
Qualora l’inverter sia dotato di un DDI interno di tipo
elettromeccanico conforme, è ammesso che questo
assolva la funzione di rincalzo al DDI…
…purché riceva il segnale di apertura ritardata
proveniente dal SPI esterno.
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Produzione con convertitori statici

L’impianto di produzione dotato di convertitore statico deve effettuare
il parallelo con la rete automaticamente aumentando l’erogazione di
potenza da vuoto al valore nominale in modo graduale entro un
tempo non inferiore a 5 s.

Quando, a seguito dell’intervento delle protezioni SPI, viene aperto il
DDI o DDG, deve essere previsto un tempo di attesa di almeno 180
secondi, prima di richiudere il DDI o DDG.

Gli impianti devono prevedere un sistema per limitare l’immissione in
rete di correnti con componenti continue, con:
Protezione


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un trasformatore, oppure
una funzione di protezione sensibile alla componente continua della
corrente immesse in rete (t < 0,5 s)
Produzione con convertitori statici:
squilibrio ammesso
Spesso sono impiegati più inverter monofase per realizzare
un impianto fotovoltaico (falde di diversa
inclinazione/esposizione)
La nuova norma permette uno squilibrio:
 permanente
 temporaneo per 30 min
 temporaneo per 1 min
6 kW
10 kW
> 10 kW
Di conseguenza, serve un sistema automatico
in grado di scollegare l’impianto dalla rete
qualora la condizione di squilibrio persista
oltre i limiti di tempo previsti dalla CEI 0-21
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Smart Grid e utenti attivi
Il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)
(per tutti i livelli di tensione)
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Schema logico funzionamento SPI
Le soglie in frequenza (requisiti b, c, f)
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Protezione
Soglia di intervento
Tempo di intervento
Massima frequenza (81 > S2)
51,5 Hz
0,1 s ÷ 5 s
Minima frequenza
(81 < S2)
47,7 Hz
0,1 s ÷ 5 s
Massima frequenza (81 > S1)
50,5 Hz
0,1 s
Minima frequenza
49,5 Hz
0,1 s
(81 < S1)
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