Protezione interfaccia, criticità della Delibera 786/2016

FotovoltaicoProtezione interfaccia, criticità della Delibera 786/2016

Protezione interfaccia, criticità della Delibera 786/2016

ITALIA SOLARE scrive all’Autorità per l’Energia

Rivedere le scadenze della Del. 786/2016 per mettere tutti gli attori coinvolti – gestori, operatori e produttori – in condizioni di chiarire tutti gli aspetti di difficile interpretazione.

Chiariamo cos’è la Del. 786/2016

Il 22 dicembre 2016 è stata pubblicata dall’AEEG la delibera 786/2016/R/EEL, inerente le tempistiche per l’applicazione delle nuove disposizioni previste dalla norma CEI 0-16 e dalla nuova edizione della norma CEI 0-21 relative agli inverter, ai sistemi di protezione di interfaccia e alle prove per i sistemi di accumulo.
La nuova normativa disciplina le verifiche periodiche dei sistemi di protezione di interfaccia per gli impianti di potenza superiore a 11,08 kWp.

Le scadenze per effettuare le prove variano in base alla data di entrata in esercizio dell’impianto, sia per gli impianti in MT che in BT:

  impianti entrati in esercizio dall’1 agosto 2016, entro 5 anni dalla data di entrata in esercizio;
  impianti entrati in esercizio dall’1 luglio 2012 fino al 31 luglio 2016, entro il 31 marzo 2018;
  impianti entrati in esercizio dall’1 gennaio 2010 fino al 30 giugno 2012, entro il 31 dicembre 2017;
  impianti entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2009, entro il 30 settembre 2017.

I controlli andranno poi ripetuti ogni 5 anni.

Se questi impianti, >11,08 kW, hanno la protezione di interfaccia esterna all’inverter, essi dovranno essere controllati a scadenza quinquennale con un dispositivo chiamato “cassetta prova relè”.

Italia Solare ha scritto una lettera all’AEEG con Oggetto: Criticità della Deliberazione 786/2016/R/eel evidenziate dai soci di ITALIA SOLARE

 

Italia Solare ha scritto all’Aeegsi, e per conoscenza e-distribuzione, per chiedere chiarimenti visto che, secondo la stima dell’associazione, il provvedimento coinvolgerebbe oltre 100mila impianti FV incentivati e l’adeguamento richiesto avrebbe creato non poche incertezze ad operatori e produttori, sia per la mancanza degli strumenti informatici necessari alla procedura, sia per la scarsa chiarezza operativa riguardante alcune specifiche procedure.

Vediamo nello specifico cosa chiede Italia Solare nella lettera inviata all’Autorità.

Le criticità evidenziate dai soci sono:

1. PORTALE PRODUTTORI: e-distribuzione prevede che nell’invio della comunicazione di avvenuta verifica i titolari degli impianti di produzione debbano utilizzare l’apposito servizio sul Portale Produttori (Verifica periodica protezione interfaccia), avvalendosi del format che verrà reso disponibile, ma alla data odierna non è ancora disponibile e la prima scadenza era il 30 settembre 2017.

2. PREVENTIVI PER PRATICA ADEGUAMENTO: e-distribuzione comunica il 27/09/2017 (3 gg prima della prima scadenza) che il servizio sul Portale Produttori verrà messo a disposizione da e-distribuzione quanto prima e comunque entro il 27 ottobre 2017. Nel caso di produttori aventi scadenza al 30 settembre 2017 per l’effettuazione della verifica, si invita a trasmettere a e-distribuzione la comunicazione di avvenuta verifica per il tramite del Portale Produttori con cortese sollecitudine non appena quest’ultimo sarà reso disponibile. Le comunicazioni nel frattempo eventualmente inviate dai produttori via PEC verranno inserite sul Portale Produttori da e-distribuzione, dando riscontro (tramite portale) al produttore.

Quindi gli operatori del settore dovrebbero fare dei preventivi ai clienti per una pratica che ad oggi non sanno come è fatta.

3. INCERTEZZA SUGLI ESITI DEI TEST: dalle informazioni ad oggi disponibili non ci è stato possibile fornire risposte concrete ai seguenti quesiti:

  •  Cosa succede se i sistemi connessi entro il 31.12.2009 (con scadenza 30.09.2017) non passano i test richiesti?
  •  Come si devono comportare gli operatori?
  •  Bisogna cambiare le protezioni?
  •  Se l’operatore procede alla sostituzione, deve spegnere l’impianto?
  •  Oppure può mandare una PEC al gestore in cui comunica che entro 60 gg1 procederà all’adeguamento?
  •  La taratura delle nuove protezioni deve essere quella di 49 e 51 hertz oppure quella prevista dalla CEI 021 vigente?

Ci risulta che non esiste ad oggi una versione univoca e condivisa alle tematiche oggetto delle domande qui sopra.

4. SISTEMI DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA ESTERNI AGLI INVERTER: gli impianti di produzione collegati alla rete BT prima del 01/07/2012 erano conformi all’allora vigente norma CEI 11-20 che richiedeva un unico dispositivo di interfaccia con deroga al di sotto dei 20 kW fino a 3 convertitori statici.

Ne deriva che le protezioni di interfaccia erano “esterne agli inverter” per tutti gli impianti al di sopra dei 20 kW o in caso di più di 3 convertitori statici installati. Non essendoci norme relative al prodotto “protezione di interfaccia” il riferimento più autorevole per l’epoca era la direttiva ENEL DK 5940 che dall’edizione del 2006 richiedeva una determinata precisione sulle soglie di intervento. Il metodo di verifica in campo previsto dalla CEI 021 vigente secondo noi non è però adeguato per le vecchie protezioni per verificare la conformità alla direttiva ENEL DK5940 in quanto si rischia per una parte molto significativa degli impianti che con questa modalità i parametri non vengano rispettati durante le verifiche con cassetta prova relè per una parte estremamente significativa delle protezioni installate.

Ne deriva che a valle della prova fallita, viene richiesto l’adeguamento del sistema di protezione secondo due possibili soluzioni da concordare con il gestore di rete:

  • adeguamento alla norma CEI 0-21, con tutte le soglie da questa prevista, e che richiede installazione di UPS e di un dispositivo di rincalzo, richiesto oltre i 20 kW;
  • adeguamento a quanto richiesto dall’allegato A70 del codice di rete Terna ovvero inserendo una nuova protezione con tolleranze sulle soglie in tensione e frequenza adeguate, ed impostando i soli valori delle soglie di massima e minima tensione (0,8 – 1,2 Vn) e frequenza (49 – 51 Hz) come per la vecchia protezione, senza modificare lo schema impiantistico.

In ogni caso, delle modifiche dovranno essere opportunamente informati gli enti interessati ovvero: Gestore di Rete, GSE e, in caso di modifica dello schema, l’Agenzia delle Dogane per gli impianti di potenza nominale maggiore di 20 kW. Sarebbe utile indicare agli operatori anche come si dovranno comportare con il GSE e con l’Agenzia delle Dogane quando dovranno essere apportate modifiche agli schemi impiantistici.

COSA CHIEDE L’Associazione Italia Solare:

Sarebbe utile indicare agli operatori, chiede l’associazione, anche come si dovranno comportare con il GSE e con l’Agenzia delle Dogane quando dovranno essere apportate modifiche agli schemi impiantistici.

Visto che l’adeguamento richiesto ha un impatto rilevante sui business plan degli impianti FV, Italia Solare chiede all’Autorità di unificare tutte le scadenze previste al 31 marzo 2018 e di mettere a disposizione una sezione del sito web dell’Autorità per creare una FAQ con i casi limite e le modalità di gestione in modo che esse siano chiarite in maniera univoca per tutti.

Abbiamo ritenuto interessante condividere quanto chiesto dall’Associazione Italia Solare, di cui Conti Claudio, General Manager MC Energy è Consigliere, per dare supporto e sostenere tutti gli operatori del settore e soprattutto tutelare i Proprietari di Impianti Fotovoltaici.

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