duale e non a gradino la potenza immessa in re-
te. Analogamente anche il meccanismo di ripri-
stino della potenza nominale viene effettuato con
rampe di pendenza massima pari al 20%Pn del-
l’inverter stesso al fine prevenire la ripetizione del
guasto stesso.
Schemi di comunicazione per regolazio-
ni remote.
La norma prevede la possibilità di
una comunicazione tra il distributore di rete e
l’impianto stesso al fine di effettuare remotamen-
te delle regolazioni quali abilitazione di una delle
funzioni di erogazione di potenza reattiva, limita-
zione della Potenza attiva ad una soglia predefi-
nita (a step del 10%P n ) e altre regolazioni per in-
terventi d’urgenza. Oltre ai principali meccani-
smi descritti la CEI 0-16 contiene dei capitoli in-
formativi con delle prescrizioni ancora allo stu-
dio, ma che si prefiggono di essere strumenti
molto innovativi nel panorama normativo interna-
zionale. Alcune di queste prescrizioni riguarda-
no comportamenti in corto circuito e comporta-
menti in sottofrequenza. Lo scopo di queste pre-
scrizioni è quello di rendere gli impianti ad ener-
gia rinnovabile capaci di fornire servizi di rete al-
la pari o addirittura migliori di quelli a fonte tradi-
zionale. In questo modo la collaborazione tra
produttori di energia, distributori e gestori della
rete elettrica è proattivo per la realizzazione del-
le cosiddette smart grid e rende questi impianti
molto più appetibili per garantire una forte stabi-
lità della rete, oltre che ad avere una sempre
maggiore indipendenza energetica. I principali
produttori di inverter quindi sono favorevoli allo
sviluppo di queste norme al fine di creare le con-
dizioni tecniche per una favorevole predilezione
alla scelta di impianti basati su fonti rinnovabili
con particolare enfasi al fotovoltaico.
*Ing. Andrea Ruggiero, Technical Sales
Support di SolarMax Italia
a
ttualità
e
lettrotecnica - maggio
2013
- numero
4
12
di Andrea Ruggiero
L
’aumento improvviso di connessioni alla
rete elettrica provenienti da fonti rinnova-
bili e la loro sempre più marcata presen-
za sul territorio, soprattutto nei mesi e nelle ore
di picco, in termini di Potenza Immessa in rete
rispetto alla Potenza Totale richiesta, ha richie-
sto una profonda riflessione sulla loro “perico-
losità”. In assenza di norme sufficientemente
approfondite e dettagliate che permettesse
l’interazione tra Rete e Utenti Attivi in forme au-
tomatiche, remote e con funzioni complesse al
fine di salvaguardare l’integrità della rete na-
zionale, si correva il rischio di un blackout to-
tale della rete elettrica nazionale. Il tutto ha
portato a una serie di norme, documenti alle-
gati al codice di rete e a una serie di delibere
emanate dal AEEG per porre rimedio ad una
situazione potenzialmente molto pericolosa.
La Delibera 84/2012/R/EEL dell’8 marzo 2012
ha reso operativi:
Ecco un breve cenno sulla normativa da appli-
care per eseguire la connessione alla rete. La
loro conoscenza è necessaria, anzi è obbligato-
ria, per ottenere una buona integrazione degli
impianti
• Allegato
A68
: “Impianti di produzione fotovol-
taica – Requisiti minimi per la connessione
per la connessione e l’esercizio in parallelo
con la rete AT”
• Allegato
A69
: “Criteri di connessione degli im-
pianti di produzione al sistema di difesa di
TERNA”
• Allegato
A70
: “Regolazione tecnica dei requi-
siti di sistema della generazione distribuita”
•Norma
CEI 0-21
: “Regola tecnica di riferi-
mento per la connessione di utenti attivi e
passivi alle reti BT delle imprese distributrici
di energia elettrica”
• Norma
CEI 0-16
: “Regola tecnica di riferi-
mento per la connessione di utenti attivi e
passivi alle reti AT e MT delle imprese distri-
butrici di energia elettrica”
Nella successiva Delibera 334/2012/R/EEL
del 2 agosto 2012 è stato reso operativo:
• Allegato
A70 rev 2
• Allegato
A72
: “Procedura per la Riduzione
della Generazione Distribuita in condizioni
di emergenza del Sistema Elettrico Nazio-
nale (RIGEDI)”
Tutti i contenuti dei suddetti documenti hanno
quindi come obiettivo finale la sta-
bilità della rete mediante:
• Prevenzione di perturbazioni sul-
la frequenza e tensione di rete.
• Implementazione di meccani-
smi atti ad evitare la discon-
nessione e, qualora inevitabi-
le, deve essere senza gradini
di potenza pericolosi per la
stabilità della rete stessa.
Strumenti per interventi di emergenza per ef-
fettuare temporanei distacchi potenzialmente
dannosi.
Analizzandoli più nel dettaglio, i principali
contenuti sono:
Connessione alla rete ammessa solo
in presenza di rete stabile per almeno
30 secondi
(o 5 minuti se dopo un guasto).
Erogazione di potenza reattiva per la
partecipazione al controllo della ten-
sione nel punto di connessione
. Questo
meccanismo può essere effettuato sia con
funzioni automatiche che con l’impostazione
di un cos costante. Possono quindi esistere
funzioni del tipo Q = f(cos
j
(P)) oppure fun-
zioni che dipendono dalla tensione di rete e
quindi una funzione dalla forma Q= f(V). Que-
ste erogazioni cambiano forma e limiti massi-
mi consentiti a seconda della connessione
(BT, MT o AT) e a seconda della taglia di im-
pianto, ma presenti in tutti gli impianti. Il con-
trollo più evoluto, come descritto in CEI 0-16,
utilizzabile per impianti con connessione in
MT e con potenza installata maggiore di 400
kW, prevede per gli Inverter una capability di
reattivo che arriva fino al 100% della potenza
appartente nominale degli stessi.
Insensibilità agli abbassamenti di
tensione (LVFRT e OVFRT).
Questo
meccanismo costringe gli inverter a rimanere
connessi alla rete e a continuare l’erogazione
di potenza reattiva anche in caso di abbassa-
menti/innalzamenti di tensione) entro certi limi-
ti di tempo. Nel caso limite di completa assen-
za di tensione gli inverter devono restare con-
nessi per almeno 200 ms.
Limitazione della potenza attiva al-
l’aumentare della frequenza.
Questo
meccanismo permette, in caso di innalzamen-
to della frequenza, di ridurre in maniera gra-
nuovenormativeCei
per la connessioneallarete:
motivazioni eprospettive
Ecco un breve cenno sulla normativa da applicare per
eseguire la connessione alla rete. La loro conoscenza
è necessaria, anzi è obbligatoria, per ottenere
una buona integrazione degli impianti
