Sistemi solari fotovoltaici

I SISTEMI SOLARI FOTOVOLTAICI

CORSO SACCHI – ENERPOINT
Desio, 5 e 6 marzo 2009

MODULI FV - INVERTER

Argomenti

Moduli fotovoltaici
Inverter
Lay-out d’impianto
Configurazione d’impianto - (esempio)
Criteri di dimensionamento dei componenti elettrici e
delle protezioni
Prescrizioni ENEL DK 5940 Ed. 2.2
Schemi tipici di connessione per impianti BT

2


MODULI FV – INVERTER

3


• Curve caratteristiche dei moduli FV
• Parametri di targa del modulo FV
• Coefficienti termici
• Parametri di targa dell’inverter
• Dimensionamento del generatore FV
• Selezione inverter

4

Curve caratteristiche dei moduli FV
CORRENTE, A

1.00

Irraggiamento
0.75
costante.
-40°C

Temperatura
-20°C
0.50
variabile.
0°C

20°C
0.25
40°C

60°C

0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72
TENSIONE, V

All’aumentare della temperatura la tensione a circuito aperto
diminuisce.
La corrente di corto circuito aumenta.

5

CORRENTE, A

1.50 kW/m2
1.50

Irraggiamento
1.25 kW/m2
1.25
variabile.
1.00 kW/m2
1.00
Temperatura
0.75 kW/m2
costante.
0.75

0.50 kW/m2
0.50

0.25 kW/m2
0.25

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

TENSIONE, V

All’aumentare dell’irraggiamento la corrente aumenta.
La tensione a vuoto non è particolarmente influenzata.

6

Irraggiamento
variabile.
Temperatura
costante.

7

Irraggiamento
variabile.
Temperatura
costante.

8

Irraggiamento
costante.
Temperatura
variabile.

9

Parametri di targa del modulo FV

• Pnom – Potenza nominale [Wp]
• VOC – Tensione a circuito aperto [V]
• ISC – Corrente di corto circuito [A]
• VMPP – Tensione relativa al punto di massima
potenza [V]
• IMPP – Corrente relativa al punto di massima
potenza [A]
• Vsistema – Tensione massima d’isolamento del
modulo FV [V]
Stabiliti alle Standard Test Condition (STC)

Irraggiamento pari a 1000 W/m2
•
• TCELLA pari a 25°C
• A.M. (Air Mass) pari a 1,5 circa 42°

10

Parametri di targa del modulo FV

11

Coefficienti termici
Altri parametri del modulo fotovoltaico sono i Coefficienti di
temperatura:

α P – c.t. relativo alla potenza [-n%/°C ↔ - mW/°
• C]
α VOC – c.t. relativo alla VOC [-n%/°C ↔ - mV/°
• C]
α ISC – c.t. relativo alla ISC [+n%/°C ↔ + mA/°
• C]

A volte completati da altri due coefficienti di temperatura:

α VMPP – c.t. relativo alla VMPP [-n%/°C ↔ - mV/°
• C]
α IMPP – c.t. relativo alla IMPP [+n%/°C ↔ + mA/°
• C]

12

Formule relative ai parametri Tensione

100 + αVOC ⋅ (T − TSTC ) 
VOC (T ) = VOC (STC ) ⋅  
 
100

100 + α V MP ⋅ (T − TSTC ) 
V MP (T ) = V MP (STC ) ⋅  
 
100

Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in
termini percentuali - %/°C

13

Formule relative ai parametri Tensione

VOC (T ) = VOC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC

V MP (T ) = V MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V MP

termini dimensionali - mV/°C

14

Formule relative ai parametri Corrente

100 + αI SC ⋅ (T − TSTC ) 
I SC (T ) = I SC (STC ) ⋅  
 
100

100 + αI MP ⋅ (T − TSTC ) 
I MP (T ) = I MP (STC ) ⋅  
 
100

termini percentuali + %/°C

15

Formule relative ai parametri Corrente

I SC (T ) = I SC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I SC

I MP (T ) = I MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I MP

termini dimensionali + mA/°C

16

Parametri di targa dell’inverter

Intervallo o valore massimo relativo alla potenza
nominale [Wp] installabile a “monte” dell’inverter
– PDC-MIN ÷ PDC-MAX

Tensione massima di sistema o d’isolamento - Viso
Range di tensione MPPT (Maximum Power Point Tracker)
– VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX

Corrente massima d’ingresso – IDC-MAX
Potenza nominale d’uscita inverter – PNOM-AC
Potenza massima d’uscita inverter – PMAX-AC

17

Dimensionamento del generatore FV

Retta di “carico”
del circuito MPPT

18


19


20


+ -
Parametri di targa
del modulo

n
2
1 3
Parametri di targa
della stringa

+ -

Parametri di targa
del generatore FV

n
2
1 3
+ -

21


+ Corrente di stringa =

+
+
Corrente del modulo
1
1

2 Corrente del GEN. FV =
2
P x corrente di stringa
3
3
ISC - IMPP ISC - IMPP
VOC - VMPP
Tensione di stringa =
n x tensione del
modulo
n
n Tensione del GEN. FV =

-
-

Tensione di stringa
-
Stringa P
Stringa 1
22


100 + αVOC ⋅ (T − TSTC ) 
VOC (T ) = VOC (STC ) ⋅  
 
100

100 + α V MP ⋅ (T − TSTC ) 
V MP (T ) = V MP (STC ) ⋅  
 
100

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C

VMP @ T = + 50°C Milano + 50°C

23


100 + αI SC ⋅ (T − TSTC ) 
I SC (T ) = I SC (STC ) ⋅  
 
100

ISC @ T = + 50°C

100 + αI MP ⋅ (T − TSTC ) 
I MP (T ) = I MP (STC ) ⋅  
 
100

IMP @ T = + 50°C

24

Riepilogando i dati ottenuti:

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C

VMP @ T = + 50°C

IMP @ T = + 50°C

Il passo successivo è dedicato all’ INVERTER

25

Selezione inverter
PNOM-FV stringa 1 stringa N

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C
Pn1 PnN

VMP @ T = + 50°C
Campo FV

Pn1’
IMP @ T = + 50°C

QUADRO DI CAMPO

PDC-MIN ÷ PDC-MAX
Pn’’= Pn1’’+ ……+ PnN’’

VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX
Pn’’’

IDC-MAX Viso
INVERTER

PNOM-AC
PMAX-AC
26
Rete A.C.

Selezione inverter
η = PAC / PDC

PAC / PNOM-AC

100%
PDC-MIN ≤ PNOM-FV ≤ PDC-MAX
1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3

ηEU = 0,03 η5 + 0,06 η10 + 0,13 η20 + 0,1 η30 + 0,48 η50 + 0,2 η100
27

Selezione inverter

< Vsistema
VOC @ T = - 10°C Modulo

< Viso
VOC @ T = - 10°C

<
VMP @ T = - 10°C VMPP-MAX
GEN. FV
INV
>
VMP @ T = + 50°C VMPP-MIN

<
IMP @ T = + 50°C IDC-MAX

28

LAY-OUT D’IMPIANTO


29


Distanza tra moduli FV e
quadro di campo e manovra
contenuta
Percorso “giro cavi” al max.
30/35 metri

30


abbastanza rilevante
Percorso “giro cavi”
superiore ai 30/35 metri

Per convenzione definiamo:
Il quadro elettrico vicino ai moduli
FV come Quadro di Parallelo

Il quadro elettrico vicino
all’inverter come Quadro di Campo
e Manovra

31


In riferimento al Layout 1
30/35 metri

32


contenuta
30/35 metri

Sistema Multi-inverter

33


Lay-out n° 3

Q.CM

34


abbastanza rilevante
Percorso “giro cavi”
superiore ai 30/35 metri


35


Lay-out n° 4 36


37


La distanza tra moduli FV e
circuito d’ingresso
dell’inverter diventa
notevole perché
ovviamente aumenta la
dimensione dell’impianto

Sistema Mono-inverter
Tipo “Centrale”

38


Q.dI

Lay-out n° 3 39


40
Lay-out n° 3


L1 L2 L3 N
(R) (S) (T)

Q.dI

Lay-out n° 4 41


Lay-out n° 4

Q.dI

42

ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE

ESEMPIO
DI
CONFIGURAZIONE

43


La taglia ma soprattutto la configurazione di un impianto
fotovoltaico “nasce” dopo valutazioni ben precise

Le valutazioni e i fattori che influenzano le scelte finali
possono essere molteplici, per esempio alcune:

• La disponibilità dei moduli FV (mercato)
• Spazio disponibile per la posa dei moduli FV
• La presenza di eventuali difficoltà impiantistiche
• La disponibilità degli inverter, e il loro possibile o meno
utilizzo per il progetto specifico
• ……….

44


Ipotizziamo che le difficoltà logistiche e tecniche sulla
situazione impiantistica pre-fotovoltaico siano risolte
oppure assenti

Si possono perseguire due linee di sviluppo per
configurare una determinata taglia d’impianto,
si può schematizzare quindi:

45


Inverter
Moduli FV

INV1 INV3 Mod1 Mod3

INV2 Mod2

Obbiettivo in comune: Determinare la taglia

46


Supponiamo di voler realizzare
Moduli FV
una taglia d’impianto prossima
ai 20 kWp con i moduli
fotovoltaici della Trina Solar
modello TSM-220-PC05
(220 Wp)
INV1 INV3

INV2

47


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,909091

220 Wp x 90 moduli = 19,8 kWp

Per la specifica richiesta vediamo se con gli
inverter Power One possiamo giungere ad una
soluzione

48


+ 4 mA

- 128,8 mV

49

Da manuale
180 V

530 V
Da
manuale

50


L’inverter PVI-6000 è dotato di due ingressi, avendo
due circuiti MPPT
I due ingressi possono essere gestiti in modo
indipendente l’uno dall’altro, oppure possono essere
configurati in modo da funzionare in parallelo elettrico

Supponiamo di configurare
l’inverter con entrambi gli MPPT
in parallelo

Quindi in riferimento alla scheda
tecnica dell’inverter PVI-6000, il
limite di corrente d’ingresso
risulterà essere 18 x 2 = 36 A dc

51


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9

220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

< Vsistema

< Viso
VOC @ T = - 10°C

<
VMP @ T = - 10°C VMPP-MAX
GEN. FV
INV
>
VMP @ T = + 50°C VMPP-MIN

<
IMP @ T = + 50°C IDC-MAX

52


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9

220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

< 1000 V

< 600 V
VOC @ T = - 10°C

<
VMP @ T = - 10°C 530 V
GEN. FV
INV
>
VMP @ T = + 50°C 180 V

<
IMP @ T = + 50°C 36 A

53


V OC (T ) = V OC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC
V MP (T ) = V MP (STC ) + (T − TSTC ) ⋅ α V MP

I SC (T ) = I SC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I SC
I MP (T ) = I MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I MP

α V OC = α V MP = - 128,8 mV/°C
α I SC = α I MP = + 4 mA/°C

Consideriamo entrambi i valori a meno delle tolleranze,
ovviamente anche di poco i risultati a seguire
saranno leggermente scostanti da quelli computati
dal “configuratore” del costruttore dell’inverter

54


V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V
V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 34 ,308 V
V MP (+ 50 ) = 29 ,8 + (+ 50 − 25 )⋅ (− 0.1288 ) = 26 ,58 V

I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 A

VMPP-MAX= 530 V 530 V / 41,31 V ≈ 12,8 moduli in serie
Dato che si è ipotizato di gestire 90 moduli, optiamo per 10
moduli in serie, ottenendo quindi 9 stringhe da 10
moduli in serie cadauna

OK !!
VMP(-10) = 10 x 34,31 V = 343,1 V < 530 V
OK !!
VOC(-10) = 10 x 41,31 V = 413,1 V < 600 V

55


V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V
V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 34 ,308 V
V MP (+ 50 ) = 29 ,8 + (+ 50 − 25 )⋅ (− 0.1288 ) = 26 ,58 V
I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 A

VMPP-MIN= 180 V

Per 10 moduli in serie si ottiene a +50°C :
OK !!
VMP(+50) = 10 x 26,58 V = 265,8 V > 180 V

56


Per l’ordine di grandezza della taglia d’impianto che si vuole
realizzare (19,8 kWp), e dato che le stringhe risultanti
risultano essere 9, dove ogni singola stringa è
realizzata con 10 moduli da 220 Wp l’una, si intuisce
che il numero di inverter PVI-6000 da adottare è 3.

Quindi ogni inverter dovrà gestire la conversione
dell’energia proveniente da 3 stringhe di moduli FV.

Rimane dunque da fare un ultimo controllo.
Bisogna controllare che la corrente
risultante dal parallelo elettrico delle 3
stringhe in oggetto NON SUPERI il limite di
corrente d’ingresso dell’inverter PVI-6000
(36 A dc)

57


I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 A

IDC-MAX= 36 A

Con 3 stringhe in parallelo per inverter:

OK !!
IMP = 3 x 7,49 A = 22,47 A < 36 A

Riepilogando

58


Configurazione con 1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3
3 PVI-6000
19,8 kWp / 18 kW = 1,1 ≤ 1,3
GEN. FV

< 1000 V
VOC @ T = - 10°C = 413,1 V Modulo

< 600 V
VOC @ T = - 10°C = 413,1 V

<
VMP @ T = - 10°C = 343,1 V 530 V
INV
>
VMP @ T = + 50°C = 265,8 V 180 V

<
IMP @ T = + 50°C = 22,47 A 36 A

59


Concludendo

90 moduli TSM-220-PC05 19,8 kWp
10 moduli FV collegati in serie per stringa
Inverter: N°3 inverter Power One PVI-6000
Ogni inverter gestisce 30 moduli (6600 Wp) in
3 stringhe collegate in parallelo per inverter

60

DIMENSIONAMENTO COMPONENTI ELETTRICI

DIMENSIONAMENTO
DEI COMPONENTI
ELETTRICI

61

Componenti DC – scaricatori e fusibili

Scaricatori
• Tensione max continuativa DC > Voc stringa @ -10°C, con un
po’ di margine (es: 30 V)
• Noi usiamo DEHN serie Dehnguard S, Dehnguard Y PV, CON.TRADE
serie L2/20 + I12
• Sempre modelli con finestra visualizzazione stato scaricatore
• Sovratensioni come onde che si propagano bidirezionalmente:
scaricatori vicini ad apparecchio da proteggere, come “barriera”
all’arrivo del picco di sovratensione
• Compromesso sicurezza – numero scaricatori

Fusibili
• Due per stringa, taglia secondo costruttore modulo (tipico 10 A)
• In basi portafusibili, meglio se a doppio sezionamento
• Il valore è determinato in funzione della Isc e dal n° di stringhe in
parallelo

62

Componenti DC – Diodi di blocco

• Proteggono ogni stringa dal funzionamento a corrente inversa
• Usiamo uno dei 4 diodi di un ponte di Graetz (KBPC 35 - 1000V 35A)
• Forma di più facile montaggio, usare sempre singolo dissipatore
• Dissipano un po’ di potenza, in genere trascurabile per l’impianto ma
non per il quadro che ne contenga molti

Diodo di blocco

Diodi di blocco in un quadro di Parallelo
63

Componenti DC – MultiContact

• molti moduli hanno precablato il modello MC3, crimpabile sui cavi di discesa
solo con una speciale e costosa pinza
• Il tipo MC4 è crimpabile con normale attrezzatura da elettricista
• Per innestare uno nell’altro ci sono appositi adattatori: NON si deve tagliare
via l’MC3 e sostituirlo perché decade garanzia modulo!
• Estremi di stringa o tratti interstringa: per ognuno di questi casi ci vuole
1 coppia di connettori MC4 + 1 coppia di adattatori
• Anche alcuni inverter e gli String Control hanno l’ingresso con gli MC !

Fronius IG outdoor

64

Componenti DC - organi protezione e interruzione
• Per poche stringhe (2-3) si può usare IMS con n°poli adeguato alla
tensione e corrente da interrompere (@ MPP)
• Sono però difficili da reperire, si può ovviare con interruttori per DC
• Controllare comunque le indicazioni del costruttore per l’uso in DC
• Es: VMPP-10=358V, IMPP = 15A
• Ricavo circa 150V per polo: con 2 poli seziono solo 300V, quindi mi serve un
IMS a 3 poli, che può sezionare 450V
Tensione sezionabile
per polo [V]

Corrente DC [A] 65


• Con tante stringhe in parallelo suddivido per gruppi (4-5 stringhe),
eventualmente in più di un quadro (es: 50 kWp - 2 quadri)
• Uso interruttori per DC (es: ABB S500 UC) o anche per AC, purché
il costruttore ne dichiari le caratteristiche in DC
• magnetotermico tarato il più basso possibile, ma deve lasciar
passare la IMPP @ 60°C
• Esempio1:
Voc-10= 437V, Isc=86A, IMPP=78A
TMax T1 sopporta 500Vdc con 3 poli, secondo schema costruttore
Regolazione termica appena sopra 78A

• Esempio2:
Voc-10= 485V, Isc=27A, IMPP=24,4A
In passato si è adottato il modello S500UC sopporta 500 Vdc con 2 poli,
secondo il costruttore. La taglia più prossima è la B25
Attualmente l’interruttore S802PV-S32 sopporta 800 Vdc con 2 poli.
La taglia consigliata è la In = 32 A - (In @ 60°C = 25,6 A)
66


Esempio variazione taglia interruttore con la temperatura
67


68

Componenti AC – scaricatori

• Posizione: vicini all’uscita inverter perchè è questa
l’apparecchiatura da proteggere
• Scopo: Fare in modo che l’inverter veda applicata a sé la tensione
di protezione dello scaricatore (Up) in caso di sovratensioni dalla rete

• Monofase Dehnguard S275 + DehnGAP C/S [schema 1+1]
• Trifase Dehnguard M TT230/400 per sistemi TT, oppure TNS,
TNC… a seconda

• Collegamenti: poli protetti-scaricatore e scaricatore-riferimento di
terra brevi (max totale 20 cm)
• IDEALE: si fa entra-esci di fase e neutro sui morsetti scaricatori
(schema a V) + da inverter si va direttamente al morsetto terra
scaricatore e da qui all’impianto di terra
• NO posa cavi a monte scaricatore vicini e/o paralleli ai cavi a valle

69

Componenti AC – scaricatori

Alla rete

Dall’inverter Alla rete

Conduttore di fase

DEHN gap C/T
DEHN GUARD T-275

Rete 230 V – 50 Hz
Impianto FV

Dall’inverter

Conduttore di neutro

Al NET
Dall’inverter

Conduttore di terra (giallo verde) Conduttore di terra (giallo verde)

Esempio di collegamento 1 + 1

70

Componenti AC - organi protezione e interruzione + cavi

• Uso della normale componentistica per corrente alternata, di marca
affidabile (ABB, Schneider, Siemens …)
• Ib = corrente alla PMAX inverter e tensione di rete 0,8Vn
• Un cortocircuito è alimentato dalla rete, quindi le protezioni vanno
verso la rete, non vicino all’inverter

Cavi
• Cavi a doppio isolamento [FG7(O)R…] o cordine [N07V-K…], da
valutare a seconda della posa prevista
• Dimensionamento solito per i cavi in AC
• Caduta di tensione <4% sempre da uscita inverter a punto
fornitura, meglio stare un poco più bassi (3%)
• NON è più obbligatorio usare cavi schermati tra inverter e contatore
produzione essendoci la AEEG n°88/07 (TuttoNormel lug07); CEI
82-25 e DK5940 2.2 dovranno essere modificate

71

Allacciamento alla rete

CEI 11-20 V1 e
PRESCRIZIONI ENEL
DK 5940

72


PREMESSA
Si prevede che per la fine di Agosto 2009 sarà pubblicata la
Norma CEI 0-16 per gli Utenti di Bassa Tensione.

Tale Norma, come per la relativa ai sistemi in AT e in MT, fisserà
le Regole Tecniche di Connessione degli utenti (sia passivi che
attivi) alla rete in BT.

L’AEEG richiamerà tale Norma come allegato al decreto relativo
all’argomento, e quindi in quanto tale avrà il peso di legge.

Sarà il riferimento per “tutti” sia per i Distributori che per gli
operatori di settore.

73


PREMESSA
La Norma CEI 0-16 per gli Utenti di Bassa Tensione sostituirà a
tutti gli effetti tutte le disposizioni di tutti i Distributori Locali.

Con alta probabilità la maggior parte dei contenuti tecnici
dell’attuale DK 5940 ed. 2.2 saranno replicati.

Il GIFI con le sue consociate sono al lavoro per evidenziare le
“criticità” ed eventualmente comunicarle al CEI.

74


L’allacciamento dei sistemi fotovoltaici alla rete di distribuzione
è regolamentato dalle norme CEI 11-20 IV edizione e la
rispettiva variante V1 per reti di I e II categoria (BT) e dalle
norme CEI 11-32 per la rete di III categoria (AT).

I Distributori Locali emanano poi delle proprie
prescrizioni ispirate dalle norme CEI.

ENEL ha pubblicato il documento DK 5940 ed 2.2
(Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT
di ENEL Distribuzione) ad aprile 2007.

Altri distributori si rifanno in sostanza a quest’ultimo.

75

Allacciamento alla rete - Vincoli

(potenze intese lato AC)

Potenza allacciabile
In generale: da 0,75kW in su; in BT almeno fino a 100 kW
Monofase = MAX 6 kW
Trifase = MAX squilibrio tra le fasi 6 kW

Isolamento galvanico verso la rete
• collegandosi tramite convertitori statici (inverter), è
obbligatorio garantirlo tramite trasformatore a 50 Hz.
• Omissibile fino a 20kW se è presente una protezione che
interviene quando la componente continua supera una
certa soglia (0,5% della fondamentale).

76

Dispositivi generale e di generatore

DISPOSITIVO GENERALE
• deve escludere l'intera rete del Cliente produttore dalla rete pubblica,
quando è aperto
• deve essere costituito da un interruttore con sganciatori di massima
corrente

DISPOSITIVO DI GENERATORE
• è installato a valle di ciascun generatore e lo esclude quando è aperto
Sono ammessi:
• interruttore automatico con sganciatore di apertura
• contattore/commutatore combinato con fusibile o con interruttore
automatico

77

L’interfaccia con la rete

Protezioni di INTERFACCIA
Devono essere previste tra i generatori e la rete pubblica, sensibili ad
anomalie della tensione e frequenza di rete
integrate nell’inverter: OK fino a 20 kW e n° inverter
3
esterne all’inverter: in tutti gli altri casi (dispositivo unico)

agiscono su contattore o interruttore con bobina di apertura a
mancanza di corrente

Impediscono:
l’alimentazione della rete da parte degli inverter (pericolo per i
manutentori)

la distruzione dell’inverter al ritorno della tensione di rete
(perdita del sincronismo)

78

L’interfaccia con la rete

PROTEZIONI DI INTERFACCIA
Le protezioni di interfaccia, costituite essenzialmente da relé di frequenza e di
tensione, previste dalla Norma CEI 11-20 sono tarate secondo la seguente
tabella.
PROTEZIONE VALORE DI TARATURA TEMPO DI INTERVENTO
Massima tensione ≤ 1,2 Vn ≤ 0,1 s
Minima tensione ≥ 0,8 Vn ≤ 0,2 s
Massima frequenza 50,3 Hz senza ritardo intenzionale
Minima frequenza 49,7 Hz senza ritardo intenzionale

79

L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3

L’interfaccia Enerpoint EP3

80


81


82

Estratto della DK 5940 Ed. 2.2

CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
I gruppi di generazione possono essere di tipo monofase o trifase.

Per gli allacciamenti monofase la massima taglia ammessa è 6 kW.

Per allacciamenti di tipo trifase è ammesso collegare, fra le fasi ed
il neutro, generatori monofase di potenza non uguale purché lo
squilibrio complessivo (differenza fra la potenza installata sulla
fase con più generazione e quella con meno generazione) non
superi 6 kW.

83


La scelta del livello di tensione cui allacciare un produttore
dipende dalla potenza dell’impianto di produzione e da
quella dei carichi passivi e di altri impianti di produzioni
presenti sulla stessa rete.
Generalmente gli impianti di produzione di potenza nominale
complessiva ≤ 50 kW vengono allacciati alla rete di BT ed
allacciati alla rete di MT se di potenza nominale complessiva
superiore a 100 kW.
L’allacciamento alla rete BT può avvenire su linea esistente, su
linea dedicata o tramite cabina di trasformazione MT/BT
dedicata.

84


In ogni caso la scelta del livello di tensione e delle modalità di
allacciamento del cliente produttore verrà effettuata
caso per caso, sulla base delle verifiche preliminari di
allacciamento.
Il cliente produttore deve fornire una documentazione
preliminare, allegata alla domanda di allacciamento, e una
documentazione più dettagliata da allegare al regolamento di
esercizio secondo quanto descritto in allegato B.
L'allacciamento è sempre subordinato alla verifica della
fattibilità tecnica effettuata da ENEL sulla base della
documentazione fornita dal cliente produttore e della
compatibilità con i limiti di sfruttamento dei componenti della
rete stabiliti da ENEL.

85


Nel caso che siano presenti più clienti produttori sulla rete BT
dovranno essere valutati gli effetti della totale
produzione, secondo le indicazioni fornite in seguito.

Non è consentita la messa in parallelo alla rete di distribuzione
BT di generatori rotanti o dispositivi di conversione statici in
grado di sostenere autonomamente la frequenza e la tensione
di rete.

I generatori rotanti che possono essere allacciati direttamente
alle reti di distribuzione BT sono solo quelli che si
comportano durante il funzionamento in parallelo come
generatori asincroni.

86


Nel caso di generatore asincrono autoeccitato e con dispositivo
di interfaccia di tipo quadripolare, deve essere prevista la
commutazione del centro stella del generatore dal neutro della
rete ENEL all'impianto di terra dell'utente, quando si passi dal
funzionamento in parallelo al funzionamento in isola.

Tale commutazione si rende necessaria per mantenere il
sistema elettrico in isola con neutro collegato a terra (il
conduttore di neutro BT ENEL, infatti, non deve mai essere
messo a terra dal cliente).

87

documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2

Dati e riferimenti cliente, dati nodo connessione, da
all A lettera preventivo ENEL

Dati professionista, cliente, caratteristiche tecniche
all B impianto di generazione (FV)

• Punti non applicabili (es:generatori rotanti) porre “non
applicabile”
• 6) anche multifilare se già disponibile, integrarvi indicazioni
punto 11
• 8) Contributo cortocircuito = corrente @ Pmax inverter con
tensione di rete 0,8Vn
• valore monofase se singolo o multiinverter monofasi
squilibrati, valore trifase per inverter trifasi (specificare)
• 9) carichi passivi in mancanza d’altro, porre potenza
contrattuale

88

documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2

• 12) organi (Dispositivi) di manovra = interruttori, contattori…
• 13) relè (Protezioni) = comando logico dei dispositivi
• 14) eseguire verifiche e poi barrare casella SI
• 14.8) lasciare bianco (non si ha permesso connessione)
anche se in genere tollerato solo per prove
• 16) mettere nota ove si spiega che si possono avere i dati
solo dopo intervento Enel, conseguente al presente
documento
Informazioni sui rischi del luogo, a cura del cliente
all C
aiutare il cliente nella parte iniziale tecnica
consegnare insieme ad A, B o sul posto

Dichiarazione di messa in sicurezza parte di
all D
impianto soggetta all’installazione contatori
responsabilità del cliente o preposto (RI), aiutare
nell’individuazione parti e messa fuori tensione
89

Protezione d’interfaccia

Connessione
monofase Pnom
convertitore ≤ 6 kW

Potenza complessiva
dell’impianto ≤ 6 kW

(PI) integrata nel
convertitore

90


N° Convertitori: 3
Connessione monofase o
trifase Pnom del singolo

Potenza complessiva

(PI) integrata in ciascun
convertitore

91


3 inverter, < 20kW

92


N° Convertitori: > 3
Connessione monofase o
trifase Pnom del singolo

Potenza complessiva

(PI) unica ed esterna ai
convertitori

93


6 inverter, < 20kW

94


Connessione impianti
BT

95


96

L
230 V
N

Contatore
Confine bidirezionale
kWh

Int. Generale

A

L1
S1
Campo
FV
B

Int. Utenze del L2
cliente id S2 Int. FV
id
Contatore Inverter
C
misura
energia
prodotta L N
Int. L Int. fm

kWh
LFV
D E SFV

Lfm
Lluci
Luci Prese
Sluci Sfm

97

L
230 V
N

Contatore
kWh

Limit.

A

L1
S1
Campo
FV
B
Int. FV
id

Int. Generale L2
del cliente id S2

Contatore
Inverter
C misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm

kWh

LFV
D E SFV

Lfm
Lluci
Luci Prese
Sluci Sfm

98

L
230 V
N

Contatore
kWh

Limit.

A

L1
S1
Campo
FV
B

Int. Generale L2
del cliente id S2 Int. FV
id
Contatore
Inverter
C misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm

kWh

LFV
D E SFV

Lfm
Lluci
Luci Prese
Sluci Sfm

99

L
230 V
N

Contatore
Confine
bidirezionale
kWh

Limit.

A

L1
S1
Campo
FV
B

Int. Generale L2
del cliente id S2

Contatore
Inverter
C misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm
Int. FV
kWh
id

LFV
D E SFV

Lfm
Lluci
Luci Prese
Sluci Sfm

100

L
230 V
N

Contatore
kWh

Limit.

A

L1
S1
Campo
FV
B

Int. Generale L2
del cliente id S2

Contatore
Inverter
C misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm
Int. FV
kWh
id

LFV
D E SFV

Lfm
Lluci Pochi cm
Luci Prese
Sluci Sfm

101

L
230 V
N

Contatore
kWh

Limit.

A

L1
S1
Campo
FV
B

Int. Generale L2
del cliente id S2

Contatore
Inverter
C misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm
Pochi cm
Int. FV
kWh
id

LFV
D E SFV

Lfm
Lluci
Luci Prese
Sluci Sfm

102


103

L
230 V
N

Contatore
kWh

Limit.

Int. Sezionatore di
manovra Campo
FV
B

Int. Generale
del cliente id
Int. FV
id
Contatore
Inverter
misura
energia
prodotta
L N
Int. L Int. fm

kWh

LFV
SFV

Luci Prese

104

Grazie
dell’attenzione !!!

105

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