Adeguamento a CEI 0-21 – Studio ing. Paola Capra

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Nei casi in cui venga sostituito l’inverter e/o il sistema di protezione d’interfaccia occorre adeguare parzialmente a CEI 0-21 e si applicano le disposizioni di cui all’articolo 4 della delibera 84/2012. La nuova apparecchiatura deve essere conforme alle norme e regole vigenti al momento della sostituzione. Il produttore è tenuto a dare comunicazione della data di sostituzione, con dichiarazione sostitutiva dell’atto di notorietà redatta ai sensi del D.P.R. 445/00, all’impresa distributrice territorialmente competente e, qualora l’impianto percepisca gli incentivi previsti dalle normative vigenti, anche al GSE.

Una deroga è invece inserita in caso di problemi tecnici. Infatti, nel caso di impianti già connessi in bassa tensione al 30 giugno 2012, qualora un inverter debba essere sostituito a seguito di guasto e risulti tecnicamente impossibile definire una soluzione che consenta di sostituire un inverter esistente con uno rispondente ai requisiti vigenti alla data della sostituzione, è possibile effettuare la sostituzione con un inverter di pari modello, e comunque con prestazioni non inferiori, purché almeno in grado di evitare la disconnessione nell’intervallo di frequenza 49-51 Hz e di rispettare le restanti parti del paragrafo 5 dell’Allegato A70.

Considerata la difficoltà (e il rischio di cattiva interpretazione) di dimostrare l’impossibilità tecnica che non consente di inserire un inverter nuovo in sostituzione del modello guasto, di fatto la strada più sicura per non incorrere nella sospensione degli incentivi a seguito di controlli a campione è l’adeguamento a CEI 0-21.

Mentre gli inverter monofase conformi a CEI 0-21 ancora dispongono di interfaccia interna, l’adeguamento a CEI 0-21 per sostituzione di componenti guasti conformi alla vecchia DK 5740 richiede, oltre a un nuovo inverter conforme alla regola tecnica attualmente in vigore, richiede anche l’installazione di un quadro di interfaccia conforme a CEI 0-21.

Pertanto, per un impianto trifase, se si fosse nella condizione di dovere sostituire un inverter non a norma CEI 0-21, si dovrebbe procedere con: sostituzione con altro/altri inverter trifase senza interfaccia integrata, per cui occorre applicarne una esterna, quindi procedere come sopra con le notifiche a Enel e GSE. Suggerisco di contattare il Distributore di zona per verificare l’opportunità di procedere con la verifica strumentale dell’interfaccia con cassetta relè.

La valutazione riguarda anche il caso di sostituzioni parziali (es. su tre inverter uno solo o due su tre si guastano) ma è preferibile valutare caso per caso ciascuna situazione.

Per maggiori informazioni CONTATTI

Numero verde Portale Produttori E-Distribuzione (ENEL)

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Aggiornamento Dicembre 2018: l’Area Produttori di E-Distribuzione ora risponde dal numero generico per la segnalazione guasti: 803500.

Digitando le opzioni “3” e “4” è possibile parlare con un operatore.

Spesso chi, come me, opera sull’Area Produttori, gradirebbe avere un po’ di assistenza per le pratiche di connessione degli impianti di produzione.

E-Distribuzione ha predisposto un Numero Verde  relativo all’assistenza clienti sul Portale Produttori, ma non lo pubblicizza molto. Beh, eccolo. 

Numero verde portale produttori:

800 085 577 ora reindirizzato su 803 500

Il servizio funziona e mi ha risolto più di un dubbio.  Unica osservazione: se si stanno inserendo pratiche a nome di un Produttore, gli Operatori vi richiederanno una delega prima di fornirvi le informazioni che avete richiesto. Preparatevi quindi per tempo e fatevi sempre autorizzare formalmente dal Produttore che state seguendo.

Mi pare strana questa scarsa visibilità per un servizio utilissimo (il numero copre le connessioni in BT e MT), ma spero che chi passa da questo sito possa trovare utile la dritta se ancora non lo conosceva.

 

Teledistacco: gli impianti interessati e le sanzioni

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Al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale è stata pubblicata la delibera 421/2014 che approva le modifiche all’allegato A72 di Terna.

Gli impianti interessati

Gli impianti oggetto della delibera,  sono  gli impianti alimentati da fonte eolica o solare fotovoltaica di potenza maggiore o uguale a 100 kW connessi o da connettere alle reti di media tensione per i quali è stata presentata la richiesta di connessione in data antecedente all’1 gennaio 2013. Tali impianti dovranno adeguarsi alle prescrizioni di cui al Paragrafo 8.8.6.5 e all’Allegato M della Norma CEI 0-16 Edizione III entro il 31 gennaio 2016 oppure entro la data di entrata in esercizio qualora successiva.

La norma CEI 0-16 al paragrafo 8.8.6 (servizi di rete), prevede infatti che per garantire la sicurezza in ogni condizione di esercizio della rete in Media (ed Alta) tensione, gli Utenti Attivi con generatori connessi alla rete MT sono tenuti a fornire i servizi di rete specificati nella Tabella 7 ed in particolare, per gli impianti eolici e con generatori statici, gli stessi devono partecipazione ai piani di difesa indicati al paragrafo 8.8.6.5.

La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o uguale a 100 kW. Tali generatori, su richiesta del Distributore, devono consentire il supporto di servizi di teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di telesegnali inviati da un centro remoto.

In regime transitorio la riduzione di potenza degli impianti di generazione, oggetto della delibera, dovrà avvenire secondo le modalità specificate nell’allegato M della Norma CEI 0-16. In poche parole si tratta di modalità di trasmissione tramite modem GSM in grdo di recepire messaggi da parte del gestore di rete per l’apertura del DDI e per i segnali di conferma dell’avvenuta apertura.

La tempistica

I produttori che inviano entro il 30 giugno 2015,  la comunicazione di avvenuto adeguamento degli impianti di produzione alle prescrizioni richieste e che, se l’impianto di produzione era tenuto alla corresponsione del CTS prima dell’intervento di adeguamento, trasmettono entro la medesima data anche la dichiarazione di adeguatezza di cui all’articolo 40 del TIQE (qualora non già inviata) hanno diritto, con riferimento ai medesimi impianti di produzione, a un premio pari a:

a) 800 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui siano presenti tre o più sistemi di protezione di interfaccia
b) 650 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui siano presenti due sistemi di protezione di interfaccia
c) 500 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui sia presente un solo sistema di protezione di interfaccia

(fonte: http://newsenergia.com/delibera-421-teledistacco-fotovoltaico-eolico-allegato-a72-0814.html )

 

Fotovoltaico e CPI: valutazione del rischio

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In data 7 Febbraio 2012 è stata emanata da parte del Ministero dell’Interno, Dipartimento dei Vigili del Fuoco, del Soccorso Pubblico e della Difesa Civile, la nuova versione della “Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici (Edizione Anno 2012)”.

Gli impianti fotovoltaici non sono citati direttamente all’interno del D.P.R. 1 Agosto 2011, n. 151 come attività soggette al controllo dei Vigili del Fuoco, tuttavia l’installazione del fotovoltaico può comportare la modifica delle condizioni di sicurezza a fini antincendio della struttura sulla quale viene installato e pertanto richiede una specifica valutazione dell’aggravio di rischio in attività soggette al D.P.R. 151 stesso.
Le casistiche che possono presentarsi sono molteplici e la valutazione dell’aggravio del rischio di incendio non riguardano solamente impianti fotovoltaici successivi a Febbraio 2012, ma anche precedenti.
La valutazione del rischio incendio per impianti precedenti al Febbraio 2012 non è regolamentata e va condotta caso per caso da un professionista qualificato, allo scopo di definire e mettere in atto misure di sicurezza equivalenti a compensare eventuali carenze rispetto alla Guida del 2012.

L’installazione di un impianto fotovoltaico a tetto, pur non essendo compresa tra le attività soggette a Prevenzione Incendi, se avviene in un’attività sottoposta ai controlli dei Vigili del Fuoco obbliga agli adempimenti di cui all’art. 4, comma 6 del DPR 151/2011: “Fermo restando quanto previsto dall’articolo 3 del presente decreto in caso di modifiche che comportano un aggravio delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, l’obbligo per l’interessato di avviare nuovamente le procedure previste dal presente articolo ricorre quando vi sono modifiche di lavorazione o di strutture, nei casi di nuova destinazione dei locali o di variazioni qualitative e quantitative delle sostanze pericolose esistenti negli stabilimenti o depositi e ogni qualvolta sopraggiunga una modifica delle condizioni di sicurezza precedentemente accertate”.

Come si esegue una valutazione del rischio

Per prima cosa è necessario verificare le condizioni di cui all’Allegato B – Nota prot. n. DCPREV 6334 del 04/05/2012:

fotovoltaico e CPISuccessivamente, stabilito il caso di proprio interesse, si procede con l’analisi specifica.

L’installazione degli impianti fotovoltaici comporta due tipi di aggravio di rischio, che possono essere definiti come:
a) problematiche di tipo elettrico-impiantistico;
b) problematiche di tipo civile (strutturale e di sicurezza).

Per quanto riguarda la componente impiantistica, la linea guida fornisce indicazioni riguardo:
– all’inserimento di un dispositivo di comando di emergenza, ubicato in posizione segnalata ed accessibile dall’interno che determini il sezionamento dell’impianto;
-alle restrizioni sul passaggio vicino a luoghi contenenti materiale pericoloso o eventuali luoghi sicuri.

Rientrano invece nel campo delle problematiche civili-edili i seguenti aspetti:

  • interferenza con il sistema di ventilazione dei prodotti della combustione (ostruzione parziale/totale dei traslucidi);
  • ostacolo delle operazioni di raffreddamento/estinzione di tetti combustibili;
  • rischio di propagazione delle fiamme all’esterno o verso l’interno del fabbricato.

Obiettivi di sicurezza

Note tutte le informazioni:

  • sul comportamento al fuoco dei pannelli del generatore fotovoltaico e degli elementi di copertura
  • sulle prestazioni in caso di incendio del fabbricato
  • sulle caratteristiche di propagazione delle condutture impiegate per le connessioni del generatore fotovoltaico

Essendo appurata la sussistenza dei requisiti necessari a rientrare nei criteri di valutazione dei rischio incendio individuati, è possibile procedere alla valutazione del rischio incendio tenendo conto:

  • della classe di resistenza agli incendi esterni dei tetti e delle coperture dei tetti;
  • della classe di reazione al fuoco del modulo fotovoltaico.

Gli obiettivi di sicurezza antincendi fissati dal regolamento UE 305/2011 – Sicurezza in caso di incendio per le opere di costruzione (Rispetto del Requisito 2 Allegato 1) sono i seguenti:

  • capacità portante della copertura per un periodo di tempo determinato
  • generazione e propagazione del fuoco e del fumo limitate
  • limitata propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine
  • sicurezza degli occupanti fuori (o dentro) l’opera
  • sicurezza delle squadre di soccorso

Valutazione prestazionale del rischio di incendio

A titolo di esempio riporto lo schema di partenza che abitualmente seguo nella valutazione del rischio. Ogni cella della tabella va sviluppata partendo dal confronto tra elementi di rischio e obiettivi di sicurezza.

Il dettaglio della valutazione del rischio è funzione del caso specifico, tuttavia è bene ricordare che, qualora non ci siano i presupposti per rispettare uno o più requisiti di sicurezza, occorre compensare la carenza con misure alternative in grado di assicurare un  livello di sicurezza almeno equivalente.

 

OBIETTIVI DI SICUREZZA

ELEMENTI DI RISCHIO
INTERFERENZA VENTILAZIONE PERICOLO ELETTROCUZIONE RISCHIO PROPAGAZIONE STABILITA’ COPERTURA
capacità portante della copertura per un periodo di tempo determinato SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
generazione e propagazione del fuoco e del fumo limitate SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
limitata propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
sicurezza degli occupanti fuori (o dentro) l’opera SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
sicurezza delle squadre di soccorso SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO

 

Se l’attività è collocata in complesso isolato non viene valutato il rischio di propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine, in caso contrario occorre valutarlo.

 

Scambio sul posto: si risparmia?

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Quanto si può risparmiare con un impianto fotovoltaico? Di seguito riporto un esempio.

Esempio: impianto domestico da 3 kWp

Caratteristiche:
– impianto di 3 Kwp di potenza installato sul tetto rivolto a sud in provincia Padova;
– contratto di fornitura: utenza di tipo domestico, connesso in bassa tensione, in regime di maggior tutela, con il contratto di fornitura standard di 3 Kw (potenza contrattualmente impegnata);
– consumi medi annuali di 3.000 Kwh/anno.

Calcolo energetico su base annuale:

  • Energia prodotta in totale dall’impianto fotovoltaico: 3.300 Kwh;
  • Energia autoconsumata istantaneamente: 1.100 Kwh (pari al 30%);
  • Energia immessa in rete: 2.200 Kwh (cioè: 3.300-1.100 Kwh);
  • Energia prelevata dalla rete: 1.900 Kwh;
  • Energia immessa in eccedenza rispetto ai prelievi: 300 Kwh (cioè: 2.200-1.900).

Consumi annuali dell’utente: 3.000 Kwh (cioè: 1.100+1.900 Kwh)

Calcolo economico su base annuale in scambio sul posto

  • l’energia prelevata dalla rete ha un costo per l’utente finale di circa 0,20 €/Kwh (compreso di tutto: imposte, accise, servizi, …);
  • l’energia immessa in rete ha un valore di circa 0,10 €/Kwh (valore che riguarda la sola quota energia, senza tutte le altre voci pagate in bolletta);
  • il rimborso del contributo in conto scambio ha un valore di circa 0,14 €/Kwh (ovvero il valore dell’energia più il Controvalore unitario relativo ai servizi).

Attraverso l’energia autoconsumata l’utente risparmia:
1.100 X 0,20 = 220 € (0,20 è il prezzo medio lordo, comprensivo di tutto, dell’energia pagata in bolletta)
Attraverso le bollette elettriche l’utente paga:
Energia prelevata: 1.900 X 0,20 = 380 €
Attraverso lo Scambio sul Posto l’utente riceverà dal Gse:
a. Contributo in conto scambio, a titolo di rimborso: 1.900 X 0,14 = 266 € (circa)
b. Valore delle eccedenze di energia in più immessa in rete: 300 X 0,10 = 30 € (circa)
Queste cifre, seppur indicative, rendono l’idea del risparmio, e del guadagno, che l’utente ottiene installando l’impianto fotovoltaico di 3 Kwp.

Riepilogo

Riassumendo, ecco i dati conclusivi:

  • spesa annuale in bolletta senza impianto fotovoltaico: 600 €/anno (per consumi di 3.000 Kwh/anno);
  • spesa annuale in bolletta con impianto fotovoltaico in scambio sul posto: 114 € (cioè: 380-266);
  • guadagno annuale con i benefici dello scambio sul posto con un autoconsumo del 30% (dato prudente) dell’energia prodotta, sommando il risparmio effettivo in bolletta, i contributi di scambio sul posto e per l’eccedenza, e la quota in detrazione, sottratto la spesa di consumo:
    220 + 266 + 30 + 375 – 380 = 511 €

L’autoconsumo è sempre il fattore di maggior risparmio: più aumenta la quota di autoconsumo più aumentano gli introiti. Si può arrivare fino ad un massimo del 60% dell’energia prodotta.

 

Fotovoltaico: La formula dello scambio sul posto

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Il conteggio che riporto viene operato da GSE ed i risultati per il proprio impianto fotovoltaico sono disponibili sul portale nella sezione dedicata ai corrispettivi. 
Operativamente, il contributo dello scambio sul posto ed il calcolo della liquidazione delle eventuali eccedenze, si traducono in formule e conteggi.

La formula di calcolo del Contributo in conto scambio, per impianti sotto i 20 Kw, è:
Cs = min [ Oe ; Cei ] + CUsf x Es
Dove:
CS è il contributo dello scambio sul posto.
Oe = Onere energia, cioè il prezzo dell’energia elettrica prelevata dalla rete e pagato dall’utente. Il prezzo dell’energia è espresso in euro ed è il prodotto tra i Kwh prelevati ed il prezzo unico nazionale (PUN). Il prezzo unico nazionale è variabile in base ai prezzi di mercato ed è una media nazionale dei prezzi rilevati ogni mese in ogni regione.
Quindi: Oe = Kwh x PUN.

Cei = Controvalore dell’energia immessa, cioè il prezzo, o meglio il valore economico, dell’energia immessa in rete. Questo è il prodotto tra Kwh immessi ed il prezzo zonale dell’energia sul mercato del giorno prima. Ogni giorno infatti, in tempo reale, come una vera e propria borsa, i prezzi di acquisto e vendita dell’energia fluttuano in base alle dinamiche del mercato.
Quindi: Cei = Kwh x prezzo energia sul mercato del giorno prima.

CUsf = Corrispettivo Unitario di Scambio Forfettario, cioè un valore espresso in centesimi di euro calcolato forfettariamente dal Gse in base a vari parametri. Nel dettaglio questo valore contiene le tariffe di: trasmissione, distribuzione, dispacciamento ed alcuni oneri normalmente addebitati in bolletta (componenti A, UC, UC3 e UC6) vigenti nel mese in corso (non viene rimborsata la componente MCT).
Quindi: CUsf = c€/kwh

Es = Energia Scambiata, cioè i Kwh che ho prima immesso e poi ri-prelevato per i miei consumi. Tecnicamente è pari al minimo tra kwh immessi e kwh prelevati in totale durante l’anno.
Quindi: Es = Kwh scambiati con la rete.

Se a fine anno si hanno delle eccedenze (surplus di energia immessa rispetto a quella prelevata per i propri consumi) il corrispettivo per le eccedenze immesse è aggiuntivo rispetto al Cs (Contributo in conto scambio).
Detto attraverso la formula, se Cei è maggiore di Oe, la differenza tra i due è l’eccedenza.

 

Delibera 243: perchè non si esegue il test di interfaccia

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Ieri un cliente a cui ho eseguito l’adeguamento alla delibera 243/2013 mi ha posto una domanda molto interessante: “con l’occasione sono a richiedere il riferimento normativo per cui l’adeguamento effettuato non richiede la taratura del relè di protezione su interruttore di interfaccia rete e conseguente verifica “nuovo” impianto“.
La domanda merita una risposta, specialmente perché su internet a riguardo si legge du tutto. Ecco la mia risposta, che spero possa essere un buon punto di partenza per una riflessione sull’argomento.

Il test di interfaccia per la Delibera 243

Il vostro impianto fotovoltaico è stato realizzato in conformità alla DK5940 di ENEL poiché in quel periodo la CEI 0-21, il riferimento attuale, ancora non era stata emanata. La CEI 0-21 prevede l’obbligo dei test con cassetta relè per tutti gli impianti trifase, cosa che prima avveniva su base volontaria poiché era possibile ricorrere all’autotest ed alla certificazione di taratura del Produttore (e non nego che tutti procedevamo così).
Il mese scorso l’impianto è stato adeguato alla DL 243/2013 AEERG per quanto riguarda le soglie di frequenza al di fuori delle quali le protezioni di interfaccia si devono disconnettere (49-51 Hz).

Tutti i dispositivi conformi alla DK5940 uscivano dalla fabbrica con la possibilità di regolare, da parte dell’utente, i due valori di soglia di frequenza. I due intervalli erano:
49.7-50.3 -> regolazione di default
49-51 -> regolazione possibile su richiesta del distributore ma già prevista come opzione
In sostanza noi non abbiamo modificato la taratura del dispositivo, ma abbiamo cambiato la soglia di intervento variando l’opzione di intervento già prevista dalla certificazione di fabbrica. Per questo non abbiamo testato l’interfaccia.

AEEG non ha imposto l’obbligo del test con cassetta, anzi, ha ritenuto di non considerarlo un passaggio obbligatorio. Il riferimento è riportato qui http://www.autorita.energia.it/it/schede/O/faq-084-12.htm (faq n.5)

Il test del dispositivo si sarebbe potuto eseguire, e molti colleghi ritengono che sarebbe stato meglio che AEEG lo avesse imposto, ma presumo che ciò non sia avvenuto perché la vecchia DK5940 non ragionava come la CEI 0-21.

Dubito che AEEG si si fatta lo scrupolo di “non gravare sui produttori”, come da qualche parte ho letto. Più prosaicamente nelle norme tecniche vale un principio: quel che è stato approvato resta valido se non intervengono modifiche sostanziali. E cambiare una soglia preimpostata non è stato inteso come “modifica sostanziale.

Conclusioni

Se desiderate che l’interfaccia sia testata, per avere la conferma che la variazione delle soglie di intervento consenta effettivamente al dispositivo di non disconnettersi nel range 49-51 Hz , non ci sono problemi ad eseguire il test. Il test della protezione di interfaccia sarà comunque da eseguire allo scadere dei cinque anni dalla messa in esercizio.

Se qualche collega che passa di qui desidera discuterne con me mi farebbe molto piacere.

 

Adeguamento impianti – del. 243/2013/R/EEL

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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.

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.

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

Test di interfaccia. Domande e risposte

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Spesso su internet si legge di tutto sui test alle protezioni di interfaccia. In questo intervento cercherò, sotto forma di domanda/risposta, di chiarire alcuni dei dubbi più comuni sull’utilità del test, sulle prescrizioni da rispettare e sulle procedure da seguire.

D. Il regime incentivante per il fotovoltaico è terminato. I test di interfaccia sono ancora necessari?

R. SI. Malgrado il regime incentivante in Italia si sia concluso, le nuove installazioni di potenza nominale superiore a 6 kWp richiedono comunque l’esecuzione dei test sul dispositivo di interfaccia.

D. In cosa consistono i test sui sistemi di protezione di interfaccia secondo la CEI 0-21?

R. Il servizio consiste nella verifica, da eseguirsi in campo, del Sistema di Protezione di Interfaccia con cassetta prova relè certificata su un impianto operante in bassa tensione.
In particolare, la prova deve essere:

  • realizzata da un tecnico abilitato ai sensi del DM 37/08
  • effettuata mediante strumentazione certificata, come la Cassetta Prova Relè – ELDES ELD PRTF 2116N
  • corredata, a completamento dell’intero processo, del relativo attestato di prova e dei report su ciascuna prova rilasciati in formato non modificabile

Per maggiori indicazioni sullo svolgimento della prova consulta questa sezione.

D. Cosa significa “prova in campo”? Come esegui le prove sul dispositivo se l’impianto è ancora da connettere e manca persino il contatore?

R. Spesso si fa confusione tra “prova in campo” e “prova sul campo”.  Per “prova in campo” io intendo l’esecuzione dei test non solo sul sistema di interfaccia ma sull’intero quadro di interfaccia, cablato e completo di relè, temporizzatori, sistemi di protezione  contro sovracorrente o cortocircuito (es. portafusibili, interruttori magnetotermici), allarmi e, naturalmente, cablaggi.
La prova sul solo relè di interfaccia di per sè ha poco senso (e la variante V.1 alla CEI 0-21 la vieta espressamente) in quanto il dispositivo, in presenza di tensioni o frequenze fuori soglia lato rete, agisce interrompendo il funzionamento dell’impianto in immissione di corrente e lo scopo della prova è misurare proprio il tempo di interruzione. Senza includere nel test anche i componenti sui quali la SPI agisce non si può avere un quadro “realistico” (ai sensi della CEI 0-21 V.1) del comportamento del dispositivo che si sta testando.

Non è necessario recarsi “sul posto” a meno di non avere già il quadro installato sul posto e non serve avere la corrente in trifase: la cassetta relè si collega alla rete monofase e “genera”, simulandola, una corrente trifase a tensione e frequenza controllate con la quale si alimenta  il dispositivo da testare. Il contatore o la corrente trifase non sono necessari per eseguire i test, è invece indispensabile che il collegamento della SPI nel quadro sia impostato come lo sarà a impianto connesso alla rete.

D. Quanto costa un test di interfaccia?

R. Premesso che ciascun professionista può stabilire un importo sulla base delle proprie valutazioni personali e di mercato, mi limito a precisare come io compongo la mia proposta.
Con la strumentazione in mio possesso impiego circa un paio d’ore di verifica strumentale per eseguire in modalità manuale (nessun autotest, imposto a mano i valori di soglia per avere il controllo totale sulle prove svolte). A queste aggiungo circa un’ora di lavoro per la stesura del report ed aggiungo l’ammortamento della strumentazione. A tutto ciò si sommano i costi (variabili) di trasferta.
Il risultato è un prezzo competitivo ma in linea con il mercato.

Per maggiori informazioni in merito ti invito a contattarmi e sarò lieta di fornirti una quotazione personalizzata.

 

Quanto produce un impianto fotovoltaico?

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Anche se il Conto Energia è terminato, il dato più interessante per chi possiede o vorrebbe installare un impianto fotovoltaico è la sua produttività. La produttività si misura in kWh/anno.

Fornire una stima verosimile di quanto produce un impianto fotovoltaico richiede un calcolo  accurato che tenga conto di dati climatici, indicazioni orografiche, simulazione delle interferenze per ombreggiamento e delle perdite per sporcizia, orientamento dei pannelli, dati di targa e rendimenti dei componenti utilizzati e disposizione degli stessi. Non è una valutazione di per sè complessa ma richiede tempo e attenzione se si desidera un risultato attendibile.

Una stima di massima verosimile del rendimento globale di un impianto però è possibile. Sulla base dell’esperienza acquisita in questi anni si può affermare che un impianto con i pannelli correttamente orientati potrebbe mediamente ottenere un rendimento dell’ordine del 75%-80%.

La stima ovviamente è grossolana ma serve unicamente a far capire al potenziale cliente, o al possessore di un impianto che manifesta dubbi sul suo corretto funzionamento, cosa può aspettarsi in termini di resa.

Un impianto fotovoltaico domestico rende in funzione del luogo in cui è installato: Joint Research Center (Ispra) della European Commission ha messo a punto una mappa (vedi sotto) che indica la quantità di kWh che un impianto produce per ogni kW di picco installato.

La produzione nazionale

La mappa dà una indicazione ipotizzando un impianto con i pannelli correttamente orientati e con un rendimento del 75%.

Un impianto da 3 kWp installato in provincia di Alessandria, con pannelli correttamente orientati, ha una produttività di 1150 kWh per ogni kW di picco installato.

La produttività media annua sarà di circa 3 x 1150 kWh = 3450 kWh.

Quanti kW di picco deve installare una famiglia in provincia di Alessandria che consuma ogni anno 3000 kWh per produrre la stessa energia che consuma ? Basta dividere il consumo per la produttività per kW indicata sulla mappa:

3000kWh / 1150 kWh/kWp = 2,60kWp (pari a 10 pannelli da 260 Wp)

In realtà il conto dei kW ottimali non è così lineare: ad esempio si consuma energia anche al buio, quando il fotovoltaico non produce. L’argomento viene approfondito in questo articolo.