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Norma CEI 0-16 consolidata, aggiornata

1. Corrente nominale primaria pn A 100 150 200 250 300 400 500 600 Corrente nominale secondaria sn A 1 1 1 1 1 1 1 1 Prestazione nominale P VA 15 10 10 10 5 5 5 5 Classe di precisione 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P Fattore limite di precisione Fl 20 30 20 20 30 30 20 20 Tensione nominale di riferimento per l isolamento Um kV 24 24 24 24 24 24 24 24 Corrente termica nominale permanente 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lon Corrente termica nominale di cortocircuito l per 1 s kA 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 Corrente nominale dinamica lan kA 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 Stima della resistenza secondaria degli avvolgimenti del TA Ri 2 0 998 1 453 1 896 2 330 2 758 3 599 4 424 5 257 Lunghezza complessiva dei conduttori tra TA e PG L m 5 5 5 5 5 5 5 5 Sezione dei conduttori di collegamento tra TA e PG S mm 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 Resistenza dei conduttori di collegamento del TA al rel di protezione Ro Q 0 027 0 027 0 027 0 027 0 027 0 027 0 027 0 027 Assorbimento dell ingresso amperometrico del rel di protezione P VA 1 1 1 1 1 1 1 1 Prestazione applicata al secondario del TA P VA 9 1 027 1 027 1 027 1 027 1 027 1 027 1 027 1 027 Fattore limite di precisione effettivo F 157 98 138 56 81 41 73 46 61 49 55 77 34 58 32 69 Linearit del TA sino ad una corrente primaria p KA 8 15 80 20 78 16 28 18 36 18 45 22 31 17 29 1961
2. eene 130 12 5 Attivazione e manutenzione del sistema di misura 131 12 6 Sistema di misura dell energia nei punti di prelievo sse 132 12 7 Sistema di misura dell energia nei punti di immissione esee 132 13 Contratto per la connessione obblighi informativi e documentazione 133 13 1 Contratto per la connessione e meme emere rere 133 13 2 Documentazione tecnica del punto di connessione 135 14 Sistemi di comunicazione nn nn rn nnn nan n nr mee se emet ne eere erret 137 14 1 Comunicazione mediante sistema GSM GPRS per l integrazione degli Utenti Attivi nel sistema di telecontrollo del Distributore sss esee 137 14 2 Comunicazione always on basata su infrastrutture pubbliche o dedicate allo jure ETE 137 All gattidau dd ED nea A ato on Eder nde Sac E EE 138 e N d R Negli allegati la numerazione di figure tabelle e note a pi di pagina riparte da 1 4 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 REGOLA TECNICA DI RIFERIMENTO PER LA CONNESSIONE DI UTENTI ATTIVI E PASSIVI ALLE RETI AT ED MT DELLE IMPRESE DISTRIBUTRICI DI ENERGIA ELETTRICA Parte 1 Oggetto scopo e definizioni 1 Oggetto e scopo della Norma La presente Norma ha lo scopo di definire i criteri tecnici per la connessione degli Utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale
3. Amen a Re sid acc esistenza gt 100 MO a 500 V CEI EN 60225 5 en isolamento z a G C che c c C 2 4 7 5 Prove di sovraccaricabilit dei circuiti di misura Circuiti amperometrici di fase Per i circuiti amperometrici di fase la sovraccaricabilit permanente deve essere superiore o uguale a 3 h quella transitoria 1s deve essere superiore o uguale a 50 h Circuiti amperometrici omopolari Per i circuiti amperometrici omopolari la sovraccaricabilit permanente deve essere superiore o uguale a 1 2 h quella transitoria per 1 s deve essere superiore o uguale a 50 h 166 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Circuiti voltmetrici Per i circuiti voltmetrici la sovraccaricabilit deve essere permanente 21 3 Vy transitoria 1 s 22 V4 C 2 5 Conformit delle apparecchiature La rispondenza ai requisiti sopra elencati deve essere attestata da Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura Tale Dichiarazione di conformit deve essere emessa a cura e responsabilit del costruttore nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo redatta ai sensi dell art 47 del DPR 28 dicembre 2000 n 445 e deve essere consegnata dall Utente al Distributore all atto della connessione La documentazione attestante il superamento delle prove rapporti di prova deve essere conservata dal costruttore per almeno 20 anni dall ultima produzione La medesima documentazione deve comunque essere
4. variazione dell errore limite lt 3 tempo di ricaduta lt 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 20 ms variazione dell errore limite 1 596 10 ms 20 La protezione di massima corrente omopolare richiesta a prescindere dalla consistenza dell impianto Utente 21 La seconda soglia finalizzata all eliminazione rapida dei guasti doppi monofase a terra Tale soglia pu essere basata sulla corrente secondaria di un solo trasduttore ovvero sulla corrente omopolare ottenuta come somma vettoriale delle correnti secondarie dei tre trasduttori di fase 174 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 D 3 1 3 Prescrizioni funzionali per la protezione direzionale di terra La protezione direzionale di massima corrente omopolare deve prevedere due soglie di intervento finalizzate alla selezione dei guasti monofasi a terra una in caso di funzionamento della rete con neutro compensato e l altra con neutro isolato Ciascuna delle soglie deve poter essere esclusa in modo indipendente dall altra Le caratteristiche della suddetta protezione sono di seguito elencate Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione del comando di scatto deve essere per tutte le funzioni di seguito indicate minore o uguale a 80 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base d intervento pi l eventuale ritardo in
5. VOINOAL VINHON 60 v102 9L 0 139 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Inoltre per provare correttamente un sensore integrato TA TV sono necessarie le seguenti prove addizionali PROVA DI TENUTA AD IMPULSO ATMOSFERICO A SECCO CEI EN 60383 2 par 6 9 12 1 per quanto applicabile La prova deve effettuarsi su 3 sensori collegati all unit elettronica di elaborazione con la stessa alimentata ed attiva La prova si considera superata se i tre sensori non risultano danneggiati e non vengono emessi interventi intempestivi INFIAMMABILIT il materiale utilizzato per il rivestimento dei sensori deve superare la prova di infiammabilit prevista nella Norma CEI EN 60695 11 10 ex IEC 60707 ed essere in classe VO utilizzando il metodo B ex FV D 3 5 Prove di compatibilit ambientale Ai fini dell accettazione durante le prove climatiche devono essere verificate almeno le seguenti funzioni massima corrente di fase soglia gt gt massima corrente omopolare soglia gt gt direzionale di terra soglia 67N S1 Per tali funzioni saranno da verificare soglie di intervento tempi di intervento Le prove di compatibilit ambientale sono riportate nella seguente 18 Tabella 18 Prove di compatibilit ambientale Dettaglio Note Livelli di Prova Norme criterio S accettazione caldo secco 70 C 2 C 16 ore EN 60068 2 2 B caldo
6. Rete MT Rete MT PdC M1 M2 Eventuali servizi ausiliari Eventuali servizi ausiliari Figura 25 Schema di collegamento dei sistemi di misura per i punti di immissione di Utenti attivi con solo prelievi per gli eventuali servizi ausiliari Caso a per impianti fino a 20 kW e caso b per impianti sopra i 20 kW 123 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 12 1 4 Punti di prelievo di Utenti attivi con sistema di accumulo Qualora la coesistenza di sistemi di accumulo e impianti di generazione comporti la necessit di misurare separatamente l energia prodotta dai generatori e quella scambiata dal sistema di accumulo si applicano gli schemi di seguito riportati tali schemi sono di principio e non riportano tutti i componenti utilizzati ad esempio i trasformatori MT BT Le soluzioni di seguito proposte sono finalizzate alla connessione alla rete la loro applicazione a impianti ammessi agli incentivi e o a schemi di accesso semplificati alla rete come SSP e RID subordinata al rispetto delle prescrizioni vigenti in materia Ministeri AEEG GSE 091 Con riferimento ad un impianto di produzione il sistema di accumulo pu essere connesso Con riferimento ad un impianto di produzione il sistema di accumulo pu essere connesso nella parte di impianto in corrente continua Figura 26 nella parte di impianto in corrente alternata a valle del contatore di produzione dell impianto di generazione Figura 27
7. Tempo avviamento 2 Tempo intervento Avviamento soglia U gt Scatto soglia U gt 200 0 100 0 0 0 100 0 200 0 300 0 400 0 500 0 600 0 s Valore iniziale gradino p u Un 0 99 Valore finale gradino p u Un 1 21 Soglia U gt p u Un 1 1 Tempo di avviamento s 285 Ritardo d intervento dopo avviamento s 3 Tempo di intervento tempo avviamento ritardo d intervento s 288 Figura 22 Andamento nel tempo della misura Un a fronte di una variazione a gradino della tensione d ingresso U caso 1 337 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Y jm U Tempo avviamento Tempo intervento Avviamento soglia U gt Scatto soglia U gt p u Un 200 0 100 0 0 0 100 0 200 0 300 0 400 0 500 0 600 0 s Valore iniziale gradino p u Un 0 Valore finale gradino p u Un 1 21 Soglia U gt p u Un Tul Tempo di avviamento s 498 Ritardo d intervento dopo avviamento s 3 Tempo di intervento tempo avviamento ritardo d intervento s 501 Figura 23 Andamento nel tempo della misura Un a fronte di una variazione a gradino della tensione d ingresso U caso 2 La precisione del tempo di avviamento influenzata dalla precisione della misura di tensione Ad esempio le due figure seguenti evidenziano l errore che consegue per il tempo di avviamento a causa dell errore del 5 sulla tensione d ingresso Queste due figure
8. nella parte di impianto in corrente alternata a monte del contatore di produzione dell impianto di generazione Figura 28 Si ritiene opportuno precisare che nelle more di variazioni del contesto regolatorio del dispacciamento sulle reti MT e BT necessario prevedere che l impianto stesso sia in grado se richiesto di gestire il monitoraggio da remoto dei flussi energetici e o il telecomando del sistema di accumulo a seguito di segnali inviati dal Distributore secondo le modalit di cui all Allegato T eventualmente per il tramite del controllore centrale di impianto 12 1 4 1 Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto in corrente continua Figura 26 Al fine di gestire correttamente l accumulo di energia dalla rete il contatore di produzione normalmente monodirezionale deve essere di tipo bidirezionale 101 Si ritiene opportuno precisare che gli schemi unifilari indicati nel seguito trova applicazione solo per impianti che hanno un dedicato punto di connessione con la rete non condiviso con altri impianti incentivati e o che hanno accesso ai regimi semplificati di cessione dell energia o pi in generale che non condividono alcun contatore con altri impianti o sezioni porzioni d impianto incentivato 124 NORMA TECNICA o CEl 0 16 V1 2013 12 Rete di distribuzione lt gt M1 Wh Misura energia scambiata NN M2 Wh Misura energia prodotta Carico
9. 229 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La verifica si effettua come segue 1 Attivare l ingresso digitale stato logico 1 in modo da disabilitare qualunque funzione di protezione della PI o SPI integrato 2 A partire dalle condizioni di cui al punto 1 disattivare l ingresso digitale stato logico 0 e trascorso un tempo di 29 s applicare la tensione residua in modo da provocare l intervento della soglia Verificare quindi che lo scatto della soglia si verifichi in 0 2 s 3 A partire dalle condizioni di cui al punto 2 riportare la tensione residua a 0 verificando la ricaduta ed attendere almeno 2 s E 4 2 17 Verifica del comando di scatto del SPI in caso di interruzione delle connessioni alla funzione di massima tensione residua remota opzionale Deve essere verificato che interrompendo la connessione relativa all avviamento e o l intervento della funzione di massima tensione residua la Pl o SPI integrato emetta il comando di scatto entro un tempo di 5s E 4 3 Prove di compatibilit EMC E 4 3 1 Generalit La protezione una funzione particolarmente importante nei sistemi di potenza abbinata alla sicurezza e salvaguardia sia della rete di distribuzione che degli impianti di produzione La protezione implica il riconoscimento di condizioni anomale anche in presenza di fenomeni elettromagnetici ed il conseguente comportamento corretto con la precisione e la rapidit che non devono essere soggette a degradazioni quali
10. 127 NORMA TECNICA o CEI 0 16 2014 09 Rete di distribuzione AA M1 Wh Misura energia scambiata Carico equivalente 4E Accumulo ESS BMS Figura 29 Utente con sistema di accumulo 12 2 Caratteristiche dei sistemi di misura Tutti i componenti del sistema di misura devono fare riferimento allo stesso impianto di terra Le caratteristiche ed i requisiti funzionali del sistema di misura indicati qui di seguito devono intendersi integrati dalle eventuali ulteriori prescrizioni emanate dall Autorit per l energia elettrica e il gas AEEG Le modalit di installazione ed i requisiti antifrode devono essere rispondenti alle indicazioni della casa costruttrice ed alle Norme CEl di prodotto per i singoli componenti alla Norma CEI 13 4 Sistemi di misura dell energia elettrica Composizione precisione e verifica Il sistema di misura del tipo ad inserzione indiretta composto da trasformatori di tensione TV con classe di precisione migliore o uguale a 0 5 trasformatori di corrente TA con classe di precisione migliore o uguale a 0 5 contatore statico trifase per la misura bidirezionale dell energia attiva e dell energia reattiva collegato in inserzione indiretta mediante i TA e TV ed avente per la misura di energia attiva classe di precisione migliore o uguale a 0 5 S con riferimento alla Norma CEI EN 62053 22 e o indice di classe migliore o ugu
11. Figura 19 Misura del tempo di risposta a variazioni a gradino del set point assegnato per la potenza reattiva Si rilevi il tempo di risposta Tr tempo di assestamento nel grafico di Fig 19 che equivale all intervallo di tempo che intercorre dall istante di applicazione del nuovo set point all istante in cui la potenza reattiva raggiunge un valore all interno di un intervallo compreso entro una banda di 5 S del nuovo valore assegnato Come riportato in Fig 19 il tempo di risposta deve essere rilevato in corrispondenza di una variazione del set point da zero a Qmaxlina passo 1 da Qmaxlina a Qmaxlcap passo 2 e da Qmaxlcap a zero passo 3 I valori del tempo di risposta dovranno essere documentati nel test report che dovr anche indicare i valori di Qmax cap Qmaxlina della potenza erogata durante la prova ed il metodo utilizzato per inviare il comando di controllo del set point della potenza reattiva Per i generatori eolici la prova pu essere eseguita in accordo alla norma IEC CEI 61400 21 ed 2 sez 6 7 2 e 7 7 2 Il setpoint di potenza reattiva pu essere fornito anche mediante l utilizzo del sistema di controllo centralizzato dell impianto eolico 287 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le misure per i generatori eolici possono in alternativa essere effettuate su banco di prova il banco deve rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova Per i generat
12. di generazione attuino una opportuna regolazione locale in aumento della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza nominale regolazione primaria in sottofrequenza Tale aumento presuppone l adozione di una riserva di potenza da parte dell utente attivo Per i generatori rotanti convenzionali il criterio di regolazione della potenza in funzione della frequenza quello tradizionale con un valore di statismo unico sia in sottofrequenza che in sovra frequenza Per i generatori statici e per quelli rotanti eolici DFIG e FC la caratteristica di regolazione P f f dovr essere quella della Fig 14 in cui allo statismo in sovrafrequenza so si affianca lo statismo in sottofrequenza su regolabili separatamente Statismo in sottofrequenza Su Statismo in sovrafrequenza So 49 7 50 50 3 f h fa fa Figura 14 Curva di variazione della potenza attiva in funzione della frequenza P f f punti A B1 B2 C sono definiti da una coppia di valori Potenza erogata P e frequenza f regolabili nei range indicati nella seguente tabella um P f nto i p u di Pemax Hz A 1 0 h 47 50 B1 fa 49 3 50 1 0 0 9 B2 fa 50 50 7 C 0 5 40 fa 50 52 261 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per una migliore comprensione dei simboli utilizzati nella Fig 14 occorre fare riferimento alle seguenti definizioni Pemax potenza attiva massima erogabile dall uni
13. e contenuto SMS per apertura DO e contenuto SMS di avvenuta apertura DI e contenuti SMS di diagnostica alive lettura stato ingressi e uscite etc M 5 Modalit di installazione II modem GSM GPRS con SIM CARD inserita andr installato nell impianto dell Utente e dovr garantire un funzionamento affidabile della comunicazione Sia il modem che l eventuale modulo di interfaccia saranno alimentati con la medesima tensione ausiliaria che alimenta SPI e bobina a mancanza di tensione del DDI M 5 1 Modem dotato di DI DO L uscita digitale sar connessa all ingresso a mancanza di tensione Scatto da segnale esterno della Pl 265 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per il DI le possibili soluzioni realizzative sono le seguenti e Contatto ausiliario del DDI e Rel di corrente posto in serie al circuito a mancanza di tensione che determina l apertura del DDI vedi figura soluzione ammessa per impianti esistenti e Contatto ausiliario dalla protezione di interfaccia opportunamente ritardato alla ricaduta almeno 30 s soluzione ammessa per impianti esistenti GSM Bobina a mancanza DI Circuito a mancanza apertura DI Comando Apertura Conferma Apertura M 5 2 Modem dotato di porta seriale L interfaccia verso la Pl andr connessa al modem GSM tramite la porta seriale apposita L uscita digitale sar connessa all ingresso a lancio di tensione Scatto da segnale esterno della Pl
14. e numero medio di giorni annui di indisponibilit prevista per manutenzione solo per AT e accesso agli impianti e procedure per l esecuzione di lavori e sicurezza a persone e cose in occasione di interventi per manutenzione e sviluppo degli impianti del Distributore e dell Utente Le deroghe alle Regole Tecniche eventualmente accordate dal Distributore sono riportate nel contratto per la connessione 134 NORMA TECNICA gt CEI 0 16 V1 2013 12 13 1 4 Regolamento di Esercizio Qualora il Distributore lo ritenga necessario nell ambito del Contratto di connessione pu essere previsto un Regolamento di Esercizio la cui stipula immediatamente precedente all entrata in servizio dell impianto contenente tra l altro e esercizio del collegamento Distributore Utente e condizioni generali del collegamento dell Utente e modalit di esercizio del collegamento dell Utente e eventuali modalit di esercizio transitorie del collegamento dell Utente e condizioni generali del collegamento dell Utente attivo e modalit di esercizio del collegamento dell Utente attivo e programmi di produzione e piano di produzione e scambio dell energia reattiva e avviamento e parallelo del gruppo e modalit di esercizio transitorie del collegamento dell Utente attivo e manutenzioni e disservizi e programmazione delle indisponibilit e disposizioni operative per la sicurezza elettrica e riferimenti operativi con dispo
15. esercita a neutro isolato Nel caso di esercizio a neutro compensato comunque necessario che le protezioni per i guasti a terra di cui dotato l impianto dell Utente siano sempre in grado di funzionare correttamente a prescindere dallo stato del neutro Ci in quanto durante l esercizio di una rete a neutro compensato il neutro pu occasionalmente trovarsi isolato ad es per guasto o manutenzione delle impedenze o di altri componenti del sistema di messa a terra del neutro MT oppure per misura delle correnti capacitive di guasto a terra della rete MT altres evidente che qualora lo stato del neutro della rete MT subisca variazioni permanenti passaggio da neutro isolato a neutro compensato che deve essere preannunciato con le tempistiche previste dalla normativa e dalla legislazione vigente tutti gli Utenti dovranno essere informati circa e il necessario adeguamento della protezione generale e dei relativi valori di regolazione e il valore di corrente di guasto monofase a terra con relativo tempo di eliminazione del guasto nelle normali condizioni di esercizio del neutro della rete MT per il dimensionamento e la verifica degli impianti di terra Gli adeguamenti conseguenti come gi detto sono a cura dell Utente 53 Per i generatori rotanti ed eolici DFIG la minimizzazione del rischio di richiusure in controfase pu essere conseguita mediante l utilizzo di protezioni di tipo ROCOF Possono inoltre essere ins
16. variazione della soglia 50 variazione della soglia 51 variazione della soglia 51N attivazione forzata del watchdog iniezione di corrente secondaria del 120 della soglia 50 iniezione di corrente secondaria del 120 della soglia 51 iniezione di corrente secondaria del 120 della soglia 51N rimozione e successivo ripristino di un circuito amperometrico di fase rimozione e successivo ripristino del circuito amperometrico di terra Le prove si intendono superate qualora il logger registri correttamente il tipo di evento occorso e il relativo tempo di accadimento Le specifiche modalit di prova da impiegare sono allo studio il Costruttore dell apparecchiatura deve indicare le modalit di prova del proprio logger in maniera che le prove siano ripetibili e i risultati controllabili 170 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 C 3 4 Conformit delle apparecchiature La rispondenza ai requisiti sopra elencati deve essere attestata da Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura Tale Dichiarazione di conformit deve essere emessa a cura e responsabilit del costruttore nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo redatta ai sensi dell art 47 del DPR 28 dicembre 2000 n 445 e deve essere consegnata dall Utente al Distributore all atto della connessione La documentazione attestante il superamento delle prove rapporti di prova deve essere conservata dal costr
17. 0 2 P cos 1 B P 0 5 Pa cos 1 C generatori statici P P4 cosg 0 9 in assorbimento di reattivo generatori eolici P Pa cosg 0 95 in assorbimento di reattivo Per i generatori statici la regolazione secondo la curva caratteristica viene abilitata quando la tensione rilevata ai morsetti di uscita supera il valore critico di lock in per es impostato a V 1 05 V si veda sempre il par 1 2 Il valore di tensione di lock in che abilita la modalit di erogazione automatica della potenza reattiva e che durante le prove deve essere impostato a 1 05 V impostazione di default anche per la produzione di serie deve essere regolabile tra V e 1 1 V con intervalli di 0 01 Vn a cura del Distributore specificare nel Regolamento di Esercizio il valore richiesto per la tensione di lock in 288 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 coso A 0 95 0 9 Curva caratteristica standard S max deviazione A cos lt 0 01 o o 1 gt P Pn 2 E Nessuna regolazione cose gt 0 98 0 95 0 9 Valore relativo ai generatori eolici Figura 20 Curva caratteristica standard coso f P Si ricorda che il tempo di assestamento massimo al nuovo valore di potenza reattiva sulla curva caratteristica deve essere regolato automaticamente dal generatore entro 10s si vedano a questo proposito le prove sul tempo di risposta di cui in N 6 3 La modalit di regolazione automatica
18. 3s 4s guasto asimmetrico bifase Tab 33 Prove No 1a 2a 3a 4a Un guasto in MT che provoca in BT una variazione oltre che di ampiezza anche della relazione di fase delle tensioni il caso considerato prevede la presenza di un trasformatore Dy per il collegamento del generatore alla linea MT o alla cabina secondaria Durante il guasto asimmetrico bifase l ampiezza residua delle 3 tensioni e gli sfasamenti tra le fasi dovranno essere conformi ai valori riportati nella tabella seguente 314 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Tabella 34 Vettori di fase sul lato BT di un trasformatore Dy in presenza di guasti asimmetrici bifase sul lato primario in MT Prova No VIV rom Tensioni fase terra lato BT Angoli di fase rif Tab F6 lato MT UU nom Uz Uz nom Us Us nom 4a 0 50 0 05 0 90 0 05 0 90 0 05 0 50 0 05 owe 0 75 0 05 0 94 0 05 0 94 0 05 0 75 0 05 Pe 127 120 condizioni normali 1 1 1 1 0 120 120 Queste alterazioni si propagano sul lato in bassa tensione del trasformatore elevatore con valori di ampiezza delle singole tensioni ed angolo di fase che sono dipendenti dalle caratteristiche del trasformatore utilizzato per il collegamento alla rete del sistema di generazione in particolare gruppo vettoriale ed impedenza Tuttavia si considerato qui il caso di gran lunga pi ricorrente nelle applicazioni reali in quanto i trasformatori adottati sono in gene
19. 53 67 I valori delle grandezze indicate in Tab 3 si intendono in regime sinusoidale esaurito il transitorio Il TA omopolare la funzione di massima corrente omopolare della PG superano la prova se la PG emette il comando di scatto in conformit a quanto indicato in Tab 3 Il superamento delle prove di Tab 3 attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento TO PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di TO diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove di cui al C 2 2 2 2 con le modalit sopra descritte per quanto riguarda l applicazione di grandezze primarie e o secondarie Qualora la funzione direzionale di terra della PG sia basata su una tensione omopolare costruita tramite una terna di TV le suddette prove di Tab 3 valgono anche come verifica per l adeguatezza della terna di TV utilizzata PG direzionale di terra Per quanto riguarda l accoppiamento TV omopolari PG TO si veda il successivo par C 2 3 C 2 2 3 Qualora la PG utilizzi per la rilevazione della corrente omopolare TO che per esempio non producono in uscita un segnale in corrente o privi di nucleo magnetico detti nel seguito TO non convenzionali va fatto riferimento a quanto indicato al punto D 3 relativamente a tale funzione Caratteristiche e prove per TA omopolari TO non convenzionali II superamento delle prove attesta esclusivamente che il particolare accoppiamen
20. Durante l esecuzione delle prova 2 devono essere escluse le eventuali soglie 67S1 e 6782 presenti Prova 3 Nel caso di presenza di protezione direzionale di terra applicazione di corrente omopolare e tensione omopolare con relativo sfasamento indicati nella tabella sotto riportata La tabella indica anche le regolazioni della protezione stessa tensione omopolare corrente omopolare settore di intervento che devono essere utilizzate in ciascun caso Durante l esecuzione delle prove della tabella sotto riportata devono essere escluse le eventuali soglie b gt e b gt gt presenti La prova 3 deve essere completata con la prova della sola soglia 10 gt gt secondo le modalit indicate per la prova 2 00 1 Nel caso di presenza di protezione direzionale di terra possono essere previste una serie di verifiche in fase di prova in fabbrica e o all installazione in campo per accertare la corretta polarit dei trasformatori trasduttori di corrente e tensione omopolare in modo da garantirne il corretto funzionamento 142 2 45 Grandezze da applicare valori di regolazione e risultati attesi per la verifica di DG equipaggiati con PG avente funzione di protezione 67N Angolo di Durata Settore intervento Tempo di Vo lo ritardo di lo segnali in Vo lo angolo di ritardo ritardo V sec A prim rispetto a Vo ingresso V sec A prim di lo rispetto a Vo intenzionale r1 ms e ms 2 4 2
21. V la tensione nominale concatenata 37 E la tensione nominale di fase 202 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 valori del rapporto di ricaduta e del tempo di ricaduta limite sono i seguenti Protezione Rapporto di Ricaduta Tempo di ricaduta 27 tra 1 03 e 1 05 Tra 0 01 e 0 04 s 59 tra 0 95 e 0 97 Tra 0 01 e 0 04 s 81 tra 1 001 e 1 003 tra 0 01 e 0 04 s 81 tra 0 997 e 0 999 tra 0 01 e 0 04 s 59Vo tra 0 95 e 0 97 Tra 0 01 e 0 04 s 59 Vi tra 0 95 e 0 97 Tra 0 01 e 0 04 s 27 Vd tra 1 03 e 1 05 Tra 0 01e0 4s limiti di errore indicati si riferiscono alla sola PI Qualora la verifica sia effettuata su un SPI integrato i limiti di errore relativi alle funzioni di tensione e tensione residua sono i seguenti lt 2 7 per le soglie di tensione lt 9 per la soglia di tensione residua Le prove funzionali devono essere condotta mediante una cassetta di prova rel ed eventualmente utilizzando dei TV elevatori in classe 0 2 caricati alla prestazione nominale per la verifica del SPI integrato Di conseguenza agli errori relativi alle funzioni di massima tensione e massima tensione residua devono essere sommate le imprecisioni relative alla cassetta di prova ed ai TV elevatori E 4 1 Caratteristiche della cassetta prova rel Vanno utilizzate apparecchiature prova rel idonee all effettuazione delle prove di tipo con le caratteristiche di seguito riportate E 4 1 1 Caratteri
22. associato al DDI prevede rel di frequenza anche con sblocco voltmetrico di tensione e di tensione residua La protezione d interfaccia dell impianto di produzione deve operare in maniera opportuna contemperando le esigenze locali con quelle di sistema attraverso una opportuna funzione di sblocco voltmetrico volto alla rilevazione di una condizione di guasto sulla rete MT 107 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Devono quindi essere previste le seguenti protezioni massima tensione 59 con due soglie minima tensione 27 con due soglie massima tensione residua lato MT 59V ritardata massima frequenza 812 51 con sblocco voltmetrico minima frequenza 81 lt S1 con sblocco voltmetrico massima frequenza 812 52 ritardata QUU qr E ES minima frequenza 81 lt S2 ritardata La funzione di sblocco voltmetrico basata sulle funzioni e massima tensione residua 59VO sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 812 51 e 81 lt S1 e massima tensione di sequenza inversa 59Vi sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 812 51 e 81 lt S1 e minima tensione di sequenza diretta 27Vd sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 81 gt S1 e 81 lt 51 Il SPI deve inoltre avere capacit di ricevere segnali su protocollo serie CEI EN 618509 finalizzati alla gestione del comando di telescatto Per gli impianti definiti nel par 8 8 6 5 il comando di teled
23. coordinato con il Distributore e il Gestore sulla base di quanto prescritto nel Codice di Rete tenendo conto di e schema di connessione adottato e potenza nominale complessiva dell impianto di produzione e caratteristiche realizzative dell impianto di produzione dell impianto di rete presso l utenza della stazione di connessione e caratteristiche delle linee di collegamento tra l impianto di rete presso l utenza e la stazione o le stazioni di connessione linea aerea in cavo mista ecc Devono essere previste protezioni di riserva che opportunamente coordinate suppliscano ove necessario al mancato intervento delle protezioni principali 7 7 2 3 Protezioni contro i guasti interni all impianto di utenza Le protezioni dei gruppi di generazione per i guasti interni sono descritte nella Norma CEI 11 32 esse devono isolare tempestivamente il guasto in modo da minimizzare le perturbazioni indotte nella rete di distribuzione 7 7 2 4 Dispositivi finalizzati alla separazione dalla rete Ill distacco dei gruppi di generazione dalla rete AT tramite il dispositivo di interfaccia deve avvenire nei seguenti casi e funzionamento in rete separata compreso il caso di temporanea separazione dalla rete per effetto di apertura e successiva richiusura rapida tripolare sugli interruttori di rete affacciati all impianto di Utente guasti o funzionamenti anomali della rete AT secondo quanto richiesto dal Distributore ed eventualm
24. da 1 a 10 A I da 10 a 500 A 158 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 o Seconda soglia 9 I2 valore 10 500 a gradini di 10 tempo di intervento 0 05 0 2 s a gradini di 0 05 s Le caratteristiche del rel sono errori limite sul circuito amperometrico lt 5 96 variazione dell errore limite lt 3 tempo di ricaduta 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 20 ms variazione dell errore limite lt 1 5 10 ms L assorbimento del circuito amperometrico lt 0 2 VA C 2 4 3 Prescrizioni funzionali per la protezione direzionale di terra 9 Qualora la protezione contro i guasti a terra sia costituita da una protezione direzionale di massima corrente omopolare essa deve prevedere due soglie di intervento finalizzate alla selezione dei guasti monofasi a terra una in caso di funzionamento della rete con neutro compensato e l altra con neutro isolato Ciascuna delle soglie deve poter essere esclusa in modo indipendente dall altra La corrente nominale omopolare secondaria hb deve essere compatibile con i sistemi di acquisizione delle grandezze primarie mentre la tensione nominale omopolare secondaria Uo deve essere pari a 100 V Le caratteristiche della suddetta protezione sono di seguito elencate Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione del comando di scatto deve essere per tutte le
25. ed eventuali altre richiusure che avvengano entro 5 s dall inizio del guasto In tal caso deve per essere escluso il tempo di attesa della richiusura L impianto di terra dell Utente relativo alla connessione considerata deve essere dimensionato in modo che la corrente di guasto a terra di cui sopra non dia luogo a tensioni di contatto superiori ai valori ammissibili indicati nella Norma CEI 99 3 in relazione al tempo di eliminazione del guasto Tale dimensionamento deve essere verificato in particolare in occasione del passaggio da NI a NC 5 2 1 8 Guasto doppio monofase a terra In conformit alla Norma CEI 99 3 nel caso in cui il primo guasto monofase a terra sia eliminato in un tempo superiore a 5 s il Distributore deve comunicare all Utente il tempo di eliminazione ed il valore della corrente del guasto doppio monofase a terra Il valore della corrente di guasto doppio monofase a terra deve essere calcolato secondo quanto prescritto dalla Norma CEI EN 60909 0 sulla base della corrente trifase massima di cortocircuito di dimensionamento delle apparecchiature Tale valore non va considerato ai fini della verifica delle tensioni di contatto ma solo ai fini delle sollecitazioni termiche degli elementi costituenti l impianto di terra 5 2 1 9 Livelli di tenuta degli isolamenti livelli minimi di tenuta degli isolamenti da applicarsi al dispositivo generale o equivalenti e agli impianti dell Utente a monte lato rete di distri
26. frequenza o modifica dei parametri di controllo N 6 Requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reattiva piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica prove sul controllo limitatamente a N 6 3 e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica prove sul controllo limitatamente a N 6 3 e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica prove sul controllo limitatamente a N 6 3 e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche VOINO3 L VINHON 60 7L07 9L 0 139 ELE Inverter PV Eolici FC P lt 100 kW ORC IDRO Eolici FC P gt 100 kW ORC IDRO Eolici DFIG N 7 1 Requisiti costruttivi piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza i la OS di prove su banco di prova prove su banco di prova pr
27. in caso di rientro a seguito intervento della protezione di interfaccia tempo regolabile a step di 5s nel campo 0s 900s 277 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 5 1 1 Prove a piena potenza su rete simulata Per quanto riguarda il circuito di prova vale quanto riportato in N 4 1 1 Laddove sia possibile utilizzare un simulatore di rete in grado di modificare i parametri di frequenza e tensione disponibili ai morsetti di uscita del generatore la procedura prevede i seguenti passi Si effettui l accensione del generatore rispettivamente con tensione c a inferiore al 90 e superiore al 110 96 del valore nominale Un mentre la frequenza deve essere compresa tra 49 90Hz e 50 10Hz verificando che l unit non abiliti il parallelo con la rete assenza di erogazione della potenza letta dall analizzatore di rete Trascorsi almeno 30s dall istante di inizio della prova di cui al punto a si verifichi il permanere dello stato di aperto ovvero assenza di erogazione di potenza in uscita A questo punto si pu riportare la tensione U all interno dei limiti 9 U lt U lt 110 U e al contempo disabilitare il generatore In queste condizioni si proceda poi al riarmo verificando che il parallelo con la rete e l inizio della erogazione di potenza non avvenga prima che siano trascorsi almeno 30 s dall istante di attivazione del generatore statico A questo punto necessario simulare con il generatore in esercizio un distacco per superamento
28. interfaccia al limite una per ogni singolo generatore per non degradare l affidabilit del sistema il comando di scatto di ciascuna protezione deve agire su tutti i DDI presenti in impianto ammesso l impiego di pi DDI comandati da un unico SPI in modo che una condizione anomala rilevata anche da un solo SPI disconnetta tutti i generatori dalla rete logica or Nel caso di richiesta di installazione di generatori nell ambito di impianti esistenti connessi alla rete da almeno un anno rispetto alla richiesta di connessione qualora la potenza complessiva dei generatori non superi i 1000 kW possibile installare non pi di tre DDI in MT e o in BT anche senza logica or In ogni caso la bobina di apertura a mancanza di tensione deve essere asservita alle protezioni prescritte nell Allegato E 8 8 3 2 Dispositivo del generatore DDG Per gruppi di generazione MT il dispositivo DDG pu essere costituito da e un interruttore tripolare in esecuzione estraibile con sganciatori di apertura oppure e un interruttore tripolare con sganciatore di apertura ed un sezionatore installato sul lato rete dell interruttore 83 Il DDI deve completare l apertura in un tempo non superiore a 70 ms dalla ricezione del comando 84 Le condizioni di impianto devono essere valutate e concordate con il Distributore 90 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Per gruppi di generazione BT il DDG pu essere costituito da interrutto
29. ll generatore deve assicurare le sue prestazioni nominali le sovra temperature sono pienamente rispondenti a quelle della rispettiva classe di isolamento 93 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 b Condizioni normali zona A servizio continuo a potenza nominale fattore di potenza nominale tensione e frequenza comunque combinate nei campi Un 5 e 50 Hz 2 All interno di questa zona non richiesto al generatore di soddisfare completamente le proprie caratteristiche di funzionamento a tensione e frequenza nominali le sovra temperature possono essere superiori a quelle corrispondenti a tensione e frequenza nominali c Condizioni eccezionali zona B servizio a potenza nominale e fattore di potenza nominale per periodi limitati a partire dal regime stabilito alle condizioni nominali tensione e frequenza comunque combinate nei campi Un 8 e 50 Hz 3 50 Hz 5 per generatori sincroni Figura 14 a e Un 10 e 50 Hz 3 50 Hz 596 per generatori asincroni Figura 14 b Per periodi limitati si intendono periodi singoli non superiori a 15 minuti evento ripetibile non pi di 10 volte l anno vedi CEI 11 32 All interno della zona B i generatori possono presentare scostamenti nelle prestazioni rispetto a quelle a tensione e frequenza nominali maggiori che nella zona A Le sovra temperature possono essere maggiori di quelle corrispondenti a tensione e frequenza nominali e possono superare quelle della zon
30. o Valore 80 150096 a gradini di 20 o Caratteristica a tempo indipendente o Tempo di intervento 0 05 0 2 s a gradini di 0 05 s Gli errori limite per le grandezze sono errore limite sulla corrente lt 10 96 variazione dell errore limite 396 tempo di ricaduta 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 20 ms variazione dell errore limite lt 1 5 10 ms 18 campi di regolazione indicati in valori secondari sono calcolati nell assunzione di impiegare trasduttori di fase con correnti primarie da 100 A a 600 A Qualora il SPG dovesse impiegare trasduttori di fase di corrente nominale primaria al di fuori dei valori sopra indicati comunque necessario garantire la possibilit di regolare il SPG in modo da coprire i seguenti campi di grandezze primarie da 200 A a 500 A per l gt gt da 500 A a 1500 A per gt gt gt 19 La prima soglia deve essere attivata a discrezione del Distributore 173 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 D 3 1 2 Prescrizioni funzionali per la protezione di massima corrente omopolare II SPG integrato deve prevedere una protezione di massima corrente omopolare con due soglie temporizzabili e regolabili in modo completamente indipendente fra loro Le caratteristiche della suddetta protezione sono di seguito elencate Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione de
31. prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno potenza piena o ridotta prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno N 5 Condizioni di sincronizzazione e presa di carico potenza piena o ridotta prove su banco di prova prove sul controllo e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche prove in impianto su rete pubblica con simulazione delle misure di tensione e frequenza o modifica dei parametri di controllo potenza piena o ridotta prove su banco di prova prove sul controllo e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche prove in impianto su rete pubblica con simulazione delle misure di tensione e frequenza o modifica dei parametri di controllo potenza piena o ridotta prove su banco di prova prove sul controllo e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche prove in impianto su rete pubblica con simulazione delle misure di tensione e frequenza o modifica dei parametri di controllo potenza piena o ridotta prove su banco di prova prove sul controllo e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche prove in impianto su rete pubblica con simulazione delle misure di tensione e
32. 1 alla seguente terna con frequenza 49 7 Hz V 1 05E Z0 Ui 1 05 V 20 V 0 77 E Z 133 Uz 0 77 V Z 133 V 0 77E Z 133 Usi 0 77 V Z 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V 0 85E U 0 85V V 0 20E U 0 20V Vies V V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento L Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 216 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 2 Applicare una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna con frequenza 50 3 Hz V 1 05E Z0 U12 1 05 V Z0 V 0 77 E Z 133 Uz 0 77V Z 183 V 2 0 77 E Z 133 U31 077 V Z 133 E tensione nominale stel
33. 1 3 Soluzioni protettive con impiego di TA di fase non convenzionali Qualora la PG utilizzi per la rilevazione della massime correnti di fase TA che per esempio non producono in uscita un segnale in corrente o privi di nucleo magnetico detti nel seguito TA di fase non convenzionali va fatto riferimento a quanto indicato al punto D 3 relativamente a tale funzione Il superamento delle prove attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento trasduttori PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di trasduttori diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove Ovviamente i TA di fase non convenzionali devono comunque essere dimensionati per soddisfare le condizioni poste al par C 2 1 per quanto applicabili C 2 2 TA toroidale per la protezione contro i guasti a terra TO 9 Come anticipato la protezione contro i guasti monofasi a terra dell impianto Utente a seconda del contributo capacitivo fornito al guasto monofase dalla rete dell Utente stesso pu consistere in protezione di massima corrente omopolare protezione di massima corrente omopolare direzionale L intervento della PG in caso di guasto doppio monofase a terra deve essere conseguito mediante una protezione di massima corrente omopolare basata alternativamente su segnali secondari forniti dal TA omopolare segnali secondari forniti dai TA di fase II TA omopolare TO nel seg
34. 2 2 Impianti di produzione disturbanti Gli impianti di produzione possono essere catalogati in funzione dei disturbi immessi in rete nelle seguenti categorie e impianti non disturbanti e impianti connessi tramite dispositivi distorcenti per esempio impianti connessi tramite convertitori statici e impianti a produzione fluttuante per esempio impianti eolici Un elenco non esaustivo degli impianti di produzione disturbanti riportato in Tabella 3 10 Per le variazioni rapide allo studio un metodo per la valutazione delle stesse basato sulla comparazione tra la potenza di cortocircuito nel nodo di connessione e la potenza disponibile all Utente L Allegato F contiene alcuni valori informativi tratti da tale studio 22 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 3 Impianti di produzione disturbanti IMPIANTI DI PRODUZIONE DISTURBI GENERATI sa FT VT AR FS RE Impianti eolici connessi tramite e generatori asincroni e generatori asincroni a doppia alimentazione generatore sincrono convertitore statico ca ca Impianti connessi tramite generatori asincroni Impianti connessi tramite convertitori e cc ca e ca cc cc ca Legenda SQ squilibri FT fluttuazioni di tensione flicker VT variazioni di tensione AR armoniche FS frequenze spurie RE radioemissione 4 3 Reti interne di utenza Le reti i
35. 333 NORMA TECNICA Tensione di cortocircuito bifase pari al 75 120 190 i 210 pa Acte NS 240 Lato MT Figura 17 Tensione di cortocircuito bifase pari al 5096 270 Lato MT Figura 18 334 CEI 0 16 2014 09 Lato BT NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 e Tensione di cortocircuito bifase pari al 25 270 Lato BT 270 Lato MT Figura 19 e Tensione di cortocircuito bifase pari al 5 270 Lato BT 270 Lato MT Figura 20 335 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato S informativo Calcolo del valore efficace della tensione su 10 minuti ai fini della soglia 59 81 La prima soglia della funzione di massima tensione deve essere basata sulla misura dell aggregazione di 10 minuti delle tensioni con aggiornamento ogni 3 s secondo uno dei due metodi alternativi ed equivalenti di seguito indicati S 1 METODO A e Si calcolano i valori efficaci U i di ciascuna della tre tensioni d ingresso su un intervallo di 0 2 s e Separatamente per ciascuna fase i valori U vengono aggregati su 10 min 600 s eseguendo la radice quadrata della media aritmetica degli ultimi 600 0 2 3000 valori U i al quadrato L aggregazione su 10 min deve essere aggiornata ogni 3 s 1 93000 Um scs y UCI aggregazione su 10 min con aggiornamento ogni 3 s i L avviamento del temporizzatore t della prima soglia di massima tensione si verifica nel
36. 5 lo 2 A primari settore di intervento 61 250 Tim 250 ms soglia 67N S2 Uo 2 lo 2 A primari settore di intervento 50 130 Tint Tbase di intervento lt 80 ms soglia o pari a 150 A primari Ti 1s Tabella 5 Prove di arco intermittente per protezione direzionale di terra Prova Stato del Durata arco int Risultato atteso Note neutro Tint 1 NI 40 ms nessuno scatto 2 NI gt 80 ms Scatto soglia 67N S2 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in a m TR pedirraDgin ore alternativa anche scatto per soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in E NI Tg pesto Rola ore alternativa anche scatto per soglia 67N S1 5 NC 40 ms nessuno scatto Ammesso in contemporanea e o in a Ne dali Scatto eo pros alternativa anche scatto per soglia 67N S2 Ammesso in contemporanea e o in f NE he di oet alternativa anche scatto per soglia 67N S2 8 NC ER Scatto soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S2 Gli archi intermittenti simulati tramite i files COMTRADE Tab 4 e o Tab 5 prevedono una serie di adescamenti ed estinzioni del guasto intervallati opportunamente Il RP deve essere in grado di comportarsi secondo quanto descritto in tabella anche in presenza di tali momentanee estinzioni dell arco Il test funzionale consiste per ciascun transitor
37. 5 S rispetto al valore impostato per tutta la durata di ciascuna sequenza di prova La prova ha una durata di almeno 5 minuti per i generatori fotovoltaici e di 3 minuti per i generatori eolici consentito il funzionamento a potenza ridotta pari a quella massima erogabile per raggiunto limite di massima corrente di uscita P28596 S La prova ha una durata di almeno 5 minuti Durante questa sequenza occorre disabilitare la regolazione automatica in riduzione della potenza in caso di sovrafrequenza La prova 3 viene limitata ai soli generatori eolici e possiede una durata di almeno 5 minuti consentito il funzionamento a potenza ridotta pari a quella massima erogabile per raggiunto limite di massima corrente di uscita P29096 S 276 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 4 1 2 Prove a potenza ridotta su rete simulata In subordine alla procedura descritta in N 4 1 1 possibile prevedere la prova con le seguenti modalit nei casi in cui non sia possibile approntare il circuito di prova specificato sopra a causa delle caratteristiche costruttive e della taglia del convertitore oppure per mancanza di una sorgente di alimentazione e o di un simulatore di rete con caratteristiche e taglia idonea Prova su simulatore di rete a potenza ridotta purch il simulatore sia di taglia almeno pari a 30 kW e il generatore sia in grado di funzionare in modo stabile a questo livello di potenza sequenze analoghe alle Prove 1 2 e
38. 51 5 Hz soglia permissiva Minima frequenza 81 lt S2 9 47 5 Hz soglia permissiva Massima tensione residua 59V0 tensione residua Massima tensione residua 59V0 5 Urn Massima tensione sequenza 15 Un En inversa 59 Vi Minima tensione sequenza diretta 70 Un En 27 Vd Nel caso di generatori rotanti convenzionali il valore pu essere innalzato a 0 7 Un et 0 150 s Soglia obbligatoria per i soli generatori statici Per valori di tensione al di sotto di 0 2 U la protezione di massima minima frequenza si deve inibire non deve emettere alcun comando Regolazione espressa in della tensione nominale concatenata U se la misura effettuata in base ai metodi c e d di cui alle pagg seguenti o della tensione nominale di fase E se la misura effettuata in base ai metodi a e b oppure a e b di cui al par 8 8 8 8 1 Regolazione espressa in della tensione residua nominale V misurata ai capi del triangolo aperto o calcolata all interno del rel Vi 2 3bE 2N3U La funzione di massima tensione 59 51 deve essere realizzata come protezione basata sul valore efficace di 10 minuti calcolato secondo quanto previsto dalla Norma EN 61000 4 30 AI pi tardi ogni 3 s deve essere creato un nuovo valore medio dei 10 minuti precedenti da paragonare al valore di impostazione per la protezione 59 51 di cui alla Tabella 8 e come dettagliato nell Allegato S Lo schema logico del funzion
39. 99 che ha l obbligo di connessione di terzi sulle proprie reti ed responsabile della gestione manutenzione e se necessario dello sviluppo della rete elettrica e relativi dispositivi di interconnessione 3 21 Distributore indirettamente connesso o sotteso Persona fisica o giuridica responsabile dello svolgimento di attivit e procedure che determinano il funzionamento e la pianificazione della rete elettrica di distribuzione di cui dispone ma che non risulta direttamente connesso alla RTN come da punto 3 102 3 22 Esercizio Insieme delle attivit finalizzate al funzionamento con continuit di un determinato sistema o impianto elettrico L esercizio degli impianti comprende tra l altro le attivit di conduzione e pronto intervento NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 23 Fabbisogno Domanda di energia elettrica che il sistema elettrico nazionale deve soddisfare presenta un andamento temporale variabile nel corso della giornata del mese e dell anno 3 24 Flicker Impressione soggettiva della variazione della luminanza di lampade ad incandescenza se ancora in opera o fluorescenti dovuta a fluttuazioni rapide della tensione di alimentazione L intensit di questo tipo di disturbo viene definita in osservanza con il metodo di misura UIE IEC e viene valutata mediante le seguenti quantit e severit di breve durata del flicker Ps misurata in un intervallo di 10 min e severit di lunga durata del flicker P
40. BT del trasformatore MT BT Valgono le stesse considerazioni per il dimensionamento purch si tenga conto del rapporto di trasformazione per il calcolo delle impedenze NOTE 3 I valori delle impedenze Z1 e Z2 utilizzati nella campagna di misure ed il relativo rapporto X R devono essere specificati nel rapporto di prova insieme alla descrizione del circuito utilizzato Inoltre la potenza di cortocircuito della rete resa disponibile al livello di tensione a cui viene effettuata la prova deve essere documentato NOTE 4 Come rete c a si intende rete trifase in media tensione Non consentito ai laboratori di prova allacciarsi direttamente a una linea pubblica BT Sar quindi necessario che il laboratorio di prova disponga di connessione MT con potenza di cortocircuito sufficiente per eseguire in sicurezza le prove in accordo alle presenti linee guida e nel rispetto delle prescrizioni imposte dal Distributore N 8 6 2 Metodi di prova alternativi simulatore di rete In analogia alle prove di LVRT capability possibile effettuare anche quelle di OVRT utilizzando un simulatore di rete vedi Fig 28 purch siano rispettati i seguenti requisiti Il simulatore riproduca l innalzamento di tensione di forma e durata conforme a quanto riportato in Tab 35 in particolare per quanto riguarda la rapidit dei fronti di salita e ridiscesa della tensione come riportato in Fig 29 fronti dei transitori di tensione siano indipendenti dall
41. CONSENTITO Distributore Utente 2d POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Utente Distributore Utente Se necessari 243 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 H 3 Schema d installazione TA NI e TV NI resistivi o capacitivi per TO vedi schema H 1 3a POSIZIONAMENTO IDEALE 3b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Distributore Utente Utente 3c POSIZIONAMENTO CONSENTITO 3d POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Distributore Utente Utente Se necessari TV NI e TA NI possono anche essere posizionati reciprocamente TV NI e TA NI possono anche essere di tipo combinato 244 NORMA TECNICA H 4 lt CEI 0 16 2014 09 Schema d installazione TA NI e TV I per TO vedi schema H 1 4a POSIZIONAMENTO IDEALE 4b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Utente Distributore Utente 4c POSIZIONAMENTO CONSENTITO 4d POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Utente Distributore TV I NUS TA NI Utente Se necessari 245 NORMA TECNICA H 5 lt CEI 0 16 2014 09 Schema d installazione TA I e TV NI per TO vedi schema H 1 5a POSIZIONAMENTO IDEALE 5b POSIZIONAMENTO IDEALE Distributore TA T Utente Distributore Utente 5c POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore TA T TV NI Utente 246 5d POSIZIONAM
42. Dai V LI L 1 1 1 LI U M LI V h 1 1 1 1U SCHEMA A 1 CABINA CABINA PRIMARIA 0 PRIMARIA H I ____ 4 ESISTENTE ESISTENTE i 1 1 1 1 1 1 1 D tMi Ui 1 1 1 1 E EPSE SCHEMA B1 CABINA CABINA CABINA CABINA CABINA CABINA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE SCHEMA B2 CABINA CABINA CABINA CABINA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE galos ESISTENTE I LA LS 41 rodeo Li LI i Di b i LI LI M LI Li buno LI Li U LI SCHEMA C oe CABINA CABINA CABINA CABINA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE SCHEMA D Figura 6 Schemi di inserimento dell impianto di Utente D impianto di rete presso l utenza M misura U impianto di Utente per la connessione A 7 cabina aggiunta nell ambito dell impianto di rete per la connessione 58 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 8 1 1 Inserimento in entra esce su linea esistente schema A Per entra esce s intende l inserimento di un impianto di rete per la connessione in prossimit di una linea preesistente in modo da generare due soli tratti di linea afferenti a due cabine secondarie distinte Tale schema consente generalmente la rialimentazione dell Utente offrendo una maggiore continuit del servizio 8 1 2 Inserimento in antenna da st
43. In presenza di accordo tra Utente e Distributore ovvero in caso di accertati prelievi irregolari consentita l installazione spostamento del contatore nel locale Distributore presso l utenza di competenza del Distributore dati sui consumi saranno trasmessi dal Distributore all Utente attraverso modalit che ne garantiscano la massima sicurezza 12 4 Requisiti funzionali del contatore Il contatore del sistema di misura deve consentire 1 la misurazione e la relativa registrazione dell energia attiva e reattiva capacitiva e induttiva prelevata e immessa nelle diverse condizioni di carico attiva prelevata ed immessa reattiva misurata nei quattro quadranti ogni 15 minuti nonch la rilevazione di tutti i parametri necessari alla identificazione e corretta gestione dei dati di misura 2 la misurazione e la relativa registrazione dei valori massimi di potenza attiva intesa come media nei 15 minuti e la corrispondente data e ora 3 l impostazione da remoto delle fasce orarie 130 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 V1 2013 12 4 l impostazione automatica dell ora legale solare 5 la rilevazione delle segnalazioni diagnostiche 6 la sincronizzazione oraria in locale e da remoto 7 la memorizzazione dei dati di misura di energia attiva e reattiva registrati come descritto al punto 1 per un periodo temporale di almeno 60 giorni L orologio interno del contatore deve avere i requisiti indicati nella Norma CEI EN 62054 21 p
44. P3 descritto per la rete AT al par 7 2 e per la rete MT al par 8 2 6 3 Determinazione del livello di tensione e del punto di inserimento passo P1 l passo P1 consiste nella scelta del livello di tensione e del punto della rete nel quale inserire l impianto Tali scelte sono operate dal Distributore sulla base dei dati di seguito elencati 1 15 16 Taglia dell impianto che deve essere compatibile con i criteri di esercizio della rete In generale devono essere valutati i profili di tensione la selettivit delle protezioni nonch lo sfruttamento delle linee e dei trasformatori Dislocazione dei carichi circostanti sia nell assetto della rete attuale che previsionale Caratteristiche della rete limitrofa Contributo dei generatori alla potenza di cortocircuito che non deve far superare in nessun punto della rete i livelli di cortocircuito previsti dal Distributore considerando tutti i contributi dell impianto generatori motori ecc indipendentemente dalla massima potenza scambiabile A tale riguardo per ogni livello di tensione la corrente massima di cortocircuito raggiunta a seguito della nuova connessione non deve essere superiore al 90 80 se su rete MT del potere di interruzione degli interruttori gi presenti corrente di cortocircuito trifase massima ai fini del dimensionamento delle apparecchiature 9 Il margine residuo del 10 oppure 20 dedicato all incertezza della pianificazione e dell es
45. Qualora non sia sempre garantita l immediata possibilit di manovra dell interruttore generale su richiesta del Distributore facolt del Distributore richiedere all Utente l installazione di un rel di minima tensione ad azione ritardata in grado di aprire l interruttore generale a seguito di una disalimentazione prolungata dell impianto stesso 7 5 12 3 Regolazioni dei dispositivi di protezione Le regolazioni di tutte le protezioni elettriche principali e di riserva ovunque installate nella stazione cabina di connessione nell impianto di rete presso l utenza e nell impianto di Utente qualora attivo che condizionano l eliminazione dei guasti sulla rete sono stabilite dal Distributore mediante procedure codificate concordate con il Gestore in linea con quanto prescritto dal Codice di Rete Il Distributore e l Utente si devono scambiare a tal fine tutte le informazioni necessarie 7 5 12 4 Interventi sui dispositivi di protezione La regolazione della protezione generale dipende dalle caratteristiche dell impianto dell Utente e della rete di alimentazione valori di regolazione della protezione generale devono essere impostati dall Utente sulla base di quanto comunicato dal Distributore d intesa col Gestore stante la specificit degli impianti AT le regolazioni delle protezioni devono essere indicate caso per caso secondo criteri di selettivit Le caratteristiche funzionali e le regolazioni delle protezioni elettriche c
46. TA e relativa circuiteria Il servizio di sigillatura non tuttavia svolto nei casi in cui la misura soggetta a controllo fiscale In tali casi il servizio svolto dall Agenzie delle Dogane Nei casi di installazione del sistema di misura dell energia elettrica prodotta il Distributore rilascia all Utente copia del relativo verbale di attivazione Il sistema di misura deve essere installato in modo che risulti protetto dagli agenti atmosferici e condizioni ambientali ragionevolmente prevedibili e sia protetto da manomissioni o interventi volti ad alterarne la corretta funzionalit 122 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 e cavi per la connessione al sistema di misura devono essere adeguatamente posati utilizzando un tubo protettivo ulteriori informazioni sono fornite dalla Guida CEI 82 25 NOTA Nel caso in cui sussista la responsabilit di telelettura del contatore da parte del Distributore le apparecchiature utilizzate devono risultare compatibili con il sistema di telelettura del Distributore A tal fine il Distributore deve consentire ai costruttori di contatori l integrazione dei relativi modelli e tipi nel proprio sistema di telelettura vicendevolmente i costruttori di contatori devono recepire le caratteristiche tecniche necessarie alla realizzazione dell integrazione medesima rese note dal Distributore In particolare i costruttori dovranno rendere disponibile al Distributore gli applicativi di interfaccia API dri
47. TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Prove con rete a 20 kV neutro compensato Si devono simulare guasti monofasi a terra con resistenza di guasto e caratteristiche della rete indicate indicata in Tab 12 Il circuito di riferimento per le prove di cui alla Tab 12 indicato in Fig 7 dove e E 20000 3 V e Ic 3E Xs Xg Xs Xg corrente di guasto franco monofase a terra della rete a NC A e Xs Xs Xg 0 05 si ipotizza quindi che il contributo della rete utente alla totale corrente capacitiva di guasto monofase a terra sia pari al 596 del totale e X 100 Xs Xg c Xs Xg c grado di compensazione della bobina e R 4000 Lo Lo TA linee sane 3R il Figura 7 Circuito di riferimento per rete a NC TA linea guasta Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di fase per ricavare la corrente omopolare le correnti di prova con cui alimentare la protezione Ir ls lr sono indicate in Tab 12 Nel caso di SPG ce misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare la corrente di prova con cui alimentare la protezione le 3 log La Rg da utilizzare per la prova 16 indicata nella attuale Tab 12 deve essere pari a 8500 Q 183 vel Ic Corrente di Tabella 12 Prove di guasto monofase a NC per protezione di max corrente omopolare Corrente di fase R Corrente di fase S Corrente di fase T guasto franco f IR Is mo Corrente Grado di i
48. Uy 5V e Settore di intervento ritardo di rispetto a Uo 60 250 e tempo di estinzione del guasto 450 ms e soglia 67N S2 selezione guasti a terra in regime di neutro isolato e 2A e U0 2V e settore di intervento ritardo di o rispetto a Ug 60 120 e tempo di estinzione del guasto 170 ms valori minimi di regolazione qui indicati sono riferiti ai livelli di tensione maggiormente diffusi 15 kV e 20 kV si devono prevedere valori analoghi per gli altri livelli di tensione 8 5 12 4 Circuiti di comando e alimentazione ausiliaria Le prescrizioni di seguito fornite sono finalizzate a dare la massima affidabilit ai circuiti di comando del DG e alimentazione ausiliaria della PG A tal fine i circuiti di alimentazione della PG compreso l eventuale data logger e i circuiti di comando del DG devono essere alimentati da un unica sorgente di tensione ausiliaria la cui disponibilit deve essere garantita da un UPS o batterie in tampone per almeno un ora Inoltre per il comando di apertura del DG per azione della PG deve essere impiegata una bobina a mancanza di tensione Qualora infatti venisse a mancare la tensione di alimentazione della PG nonostante la presenza di UPS o batterie in tampone per un qualsiasi motivo si verifica l apertura del DG anche in assenza di comando proveniente dalla PG senza tale accorgimento il SPG potrebbe rimanere inefficiente a tempo indefinito lasciando l onere della selezione
49. a 10 MW il Distributore deve concordare le manovre con il Gestore Se per l esecuzione di manovre per la messa in sicurezza per lavori devono essere coinvolte parti di impianti di propriet di terzi questi devono rendersi disponibili per l effettuazione delle manovre stesse secondo quanto previsto nel Regolamento di Esercizio 5 1 5 Sistemi di comunicazione Sulla rete possono essere presenti apparati di misura di trasmissione dati e d interfaccia per la ricezione di segnali di telescatto teleregolazione e telecomando Ad eccezione dei sistemi di comunicazione degli apparati di misura gli standard non sono uniformi su tutta la rete 5 1 6 Indisponibilit per lavori Precedentemente all entrata in servizio di un generico impianto per il quale prevista la connessione alla rete il Distributore coordinandosi con il Gestore con gli altri soggetti gestori di reti con obbligo di connessione di terzi e con l Utente definisce il numero massimo prevedibile di giorni annuali di interruzione per manutenzione programmata Limitazioni allo scambio di potenza con gli Utenti possono essere necessarie durante la manutenzione programmata in zone di rete non adeguatamente magliate tali limitazioni sono preliminarmente comunicate agli Utenti coinvolti In occasione di qualsiasi intervento di manutenzione programmata il Distributore definisce i programmi di manutenzione coordinandosi con il Gestore con gli altri soggetti gestori di reti con obbligo di
50. a terra sia direzionali che non direzionali ecc posti lungo i circuiti elettrici non sono idonei alla protezione contro i contatti diretti Pi in generale a tal fine non sono ritenuti validi sistemi di protezione che realizzino l interruzione automatica del circuito 5 2 2 4 Automatismi di rete Nelle reti di distribuzione MT usualmente prevista l effettuazione della richiusura automatica rapida e o una o pi richiusure lente sia in CP caso pi comune che lungo linea Inoltre possono essere installati dispositivi telecontrollati manualmente e o automaticamente al fine della selezione della porzione di rete sede del guasto 5 2 3 Qualit del servizio sulle reti MT La qualit del servizio sulle reti MT pu essere definita con gli stessi criteri di cui in 5 1 3 6 Criteri per la scelta del livello di tensione e degli schemi di connessione alle reti AT e MT 6 1 Obiettivi e regole generali Obiettivo della connessione garantire agli Utenti l accesso alla rete la continuit del servizio e la qualit della tensione considerando l efficienza e la sicurezza del sistema elettrico nonch particolari e documentabili esigenze dell Utente Concorrono al raggiungimento di tale obiettivo il corretto inserimento dell impianto sulla rete gli schemi di connessione e la configurazione degli impianti di consegna che devono assicurare mediante la struttura del collegamento gli organi di manovra ed i sistemi di misura protezione e
51. ad un ingresso una tensione pari al 106 96 della tensione nominale per 10 minuti verificando il non intervento 2 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 114 della tensione nominale per 10 minuti verificando che l intervento si verifichi entro 10 minuti 3s 3 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 101 della tensione nominale per 10 minuti verificando che il ripristino si verifichi entro 10 minuti 3s B Verifica della precisione del tempo di intervento e del tempo di ricaduta 1 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 100 della tensione nominale per 10 minuti 2 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 120 della tensione nominale per 10 minuti verificando che l intervento si verifichi in un tempo compreso tra 195 s tempo corrispondente ad un errore del 3 sulla tensione e 396 s tempo corrispondente ad un errore del 3 sulla tensione 3 s dovuto all incertezza sull istante di aggiornamento del calcolo di valor efficace 3 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 100 della tensione nominale per 10 minuti verificando che il ripristino si verifichi in un tempo compreso tra 315 s tempo corrispondente ad un errore del 3 sulla tensione e rapporto di ripristino massimo di 0 97 e 564 s tempo corrispondente ad un errore del 3 sulla tensione e rapporto di ripristino minimo di 0 95 3 s dovuto all incertezza sull istante di aggiornamento del calcolo di valor efficace E 4 2 1 2 Procedur
52. ai circuiti amperometrici del rel e il completamento dell apertura dei contatti e con una dispersione nei tempi di intervento non superiore al 20 Le prove possono essere condotte anche senza tensione sul circuito principale La precisione nella misura del tempo deve essere inferiore o pari a 1 ms Deve essere prodotto un rapporto di prova cartaceo siglato a cura di chi redige la Dichiarazione di Adeguatezza che riporti marca modello e matricola dello strumento impiegato 144 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato C normativo Caratteristiche del Sistema di Protezione Generale SPG non integrato per reti MT C 1 Definizione di SPG non integrato per reti MT Per realizzare le funzioni previste il SPG soluzione non integrata sar realizzato prevedendo singoli PG TA TO TV ciascuno rispondente alle rispettive Norme di riferimento combinati in vari modi previa verifica del corretto funzionamento della combinazione nel seguito SPG non integrato In questo caso deve essere verificato che le caratteristiche dei singoli componenti da combinare siano tali da garantire la funzionalit del SPG nel campo di interesse delle grandezze di guasto in funzione delle caratteristiche dei trasformatori trasduttori di tensione e o di corrente utilizzati possono essere provati singolarmente tutti i diversi componenti o essere effettuati sottoinsiemi limitati di prove su pi componenti combinati insieme La specificazione de
53. angolo di fase della tensione di rete 319 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Qualora si utilizzi un simulatore di rete questo deve consentire l esecuzione delle sequenze OV1 e OV2 riportate in Tab 35 con generatore erogante una potenza almeno pari a 0 3 S Valgono le stesse considerazioni fatte in N 8 3 2 in merito alle modalit di alimentazione del generatore in prova sorgente reale o sorgente simulata N 9 Verifica della insensibilit alle richiusure automatiche in discordanza di fase Questo tipo di test pu essere eseguito secondo due modalit 1 con il generatore connesso ad una rete simulata N 8 1 2 con il generatore connesso alla rete di distribuzione N 8 2 e in alternativa N 8 3 Il generatore non deve danneggiarsi a seguito delle prove Sono ammessi lo spegnimento e lo scatto di eventuali protezioni Per i generatori eolici DFIG nei quali il generatore elettrico rotante direttamente connesso alla rete il test non richiesto N 9 1 Test su rete simulata per generatori statici ed eolici FC A A E Simulatore di rete Rete in c a Generatore Tensione di rete Pu Za simulata Va Figura 31 Circuito per la verifica della insensibilit alla richiusura automatica in discordanza di fase tramite simulatore di rete Con riferimento allo schema riportato in Fig 31 utilizzo di rete simulata Il simulatore di rete dovr essere in grado di produrre salti
54. capability minima di Fig 17 Per ciascun punto misurato ammesso uno scostamento massimo della potenza reattiva AQ lt 5 della potenza apparente nominale del convertitore N 6 2 Scambio di potenza reattiva secondo un livello assegnato Le unit di GD devono partecipare al controllo della tensione di rete secondo quanto specificato in Allegato E prevista anche la possibilit di attuare una strategia centralizzata di controllo tramite segnale di regolazione da remoto erogato dal Distributore Scopo della prova verificare la capacit del sistema di controllo del convertitore di eseguire il comando di regolazione del livello di potenza reattiva tra i limiti massimi di capability capability rettangolare o semicircolare limitata secondo la definizione data in N 6 1 e riportata in Fig 15 e Fig 17 sia in assorbimento che in erogazione della potenza reattiva e di verificare l accuratezza della regolazione In assenza di un protocollo definito per lo scambio dei comandi di regolazione facolt del costruttore di stabilire le modalit con cui eseguire i comandi di impostazione del punto di lavoro della potenza reattiva sia per quanto riguarda il segnale fisico analogico su protocollo seriale ecc che per il parametro di regolazione adottato impostazione secondo un valore assoluto di potenza reattiva Q oppure come valore del cosq 284 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 6 2 1 Modalit di esecuzione della
55. caso di apparecchiature e componenti funzionali anche all attivit di distribuzione installati nell impianto dell Utente devono essere chiare le deleghe di responsabilit per l esercizio e la manutenzione intercorrenti tra Distributore e Utente 7 5 1 1 Punto di connessione e confini di competenza Il punto di connessione consiste generalmente nei codoli lato rete del sezionatore di linea sezionatore di terra qualora presente facente parte dell impianto di utenza per la connessione Il punto di connessione definisce il confine di competenza per quanto riguarda i circuiti di potenza Per i circuiti BT di controllo e protezione il confine di competenza generalmente individuato in apposite interfacce o morsettiere di interfaccia 7 5 1 2 Apparecchiature dell Utente funzionali all attivit di distribuzione Vengono definite apparecchiature dell Utente funzionali anche non in modo esclusivo all attivit di distribuzione a tutti gli interruttori sezionatori e sistemi di sbarra che in relazione allo schema di connessione sono necessari a configurare la rete ovvero a garantire la continuit la magliatura e la flessibilit di gestione della rete b tutti i sistemi di protezione i telescatto e gli automatismi di apertura che agiscono sugli interruttori di cui alla precedente lettera a che garantiscono la connessione operativa degli impianti di Utente nelle possibili condizioni di funzionamento C gli interruttori necessari al di
56. caso si utilizzi il metodo di prova alternativo In tali condizioni il generatore dovr interrompere l erogazione della potenza reattiva Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo del cosq rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard Acosp_max deve essere compreso tra 0 01 e 0 01 Tabella 30 verifiche di erogazione della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard cosg f P coso coso 0 Pienza PII Sv misurato atteso A coso 20 30 96 40 50 60 70 96 80 90 100 NOTA Il Distributore pu prescrivere curve caratteristiche diverse da quella standard in base alla tipologia di rete al carico e alla potenza immessa Tuttavia la curva caratteristica cosg f P di norma univocamente definita come spezzata poligonale passante per i tre punti A B e C di cui alla Fig 19 Per questo motivo il costruttore oltre a pre impostare di fabbrica il sistema di controllo in base alla curva standard oggetto di verifica tramite prove di tipo oggetto del presente paragrafo dovr parametrizzare la curva di regolazione in modo da renderla regolabile variando i soli 3 punti A B e C Di conseguenza il metodo di regolazione cosiddetto a cosq fisso di cui in 1 2 curva di tipo b non necessita di verifica in quanto derivabile dalla curva caratteristica cosg f P impostando in maniera coerente i parametri di regolazione
57. che si trovi nelle condizioni sotto riportate e rientri nei requisiti fissati dall AEEG requisiti di tipo B UH e sia connesso a una linea realizzata con conduttori in cavo con caratteristiche tecniche fissate da ciascun Distributore cio tale da consentire un ritardo intenzionale dell apertura dell interruttore in Cabina Primaria e abbia ottenuto la preventiva approvazione scritta del Distributore 79 la possibilit di ritardare la protezione di linea allo scopo di consentire la realizzazione di pi livelli di selettivit all interno dell impianto di Utente Di conseguenza consentito il ritardo all intervento del DG purch sia comunque conseguita la completa estinzione del guasto in 170 ms Un simile ritardo all apertura del DG finalizzato alla ricezione dei segnali di blocco provenienti dalle protezioni a valle ed allo scambio di informazioni tra le protezioni a valle Per questa tipologia di Utenti il Distributore deve prevedere un ritardo nell intervento delle proprie protezioni di linea comunque non inferiore a 250 ms al fine di permettere il coordinamento selettivo tra l interruttore di linea e gli interruttori della rete di Utente equipaggiati con protezioni basate su scambio di informazioni ivi compreso il DG 8 5 13 Limiti sulle sezioni di trasformazione MT BT Scopo della presente prescrizione quello di limitare la complessiva potenza di cortocircuito della sezione di trasformazione afferente a un singolo s
58. cliente produttore o da un installatore qualificato a discrezione del costruttore 251 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 coso 0 9 0 95 PIC e Curva caratteristica standard tipo a A n A i E A Variante della curva caratteristica tipo a A i sa A g A i O 34 i 4 A L A A A y 0 5 1 1 AA A gt 24 O P Pn 29 A Nessuna regolazione cose 0 98 LA ZZZ tipo a s 4 S A dt tipo b y Y 0 9 0 95 c C 0 cos max 0 9 per generatori statici 0 95 per generatori eolici Figura 9 Curva caratteristica standard cosq f P e varianti definite su tre punti A P 0 2Pn cosy 1 B P 05Pn cosg 1 C P Pn COS p Cos p max ove cos o max pari a 0 90 o 0 95 induttivo a Generatori sincroni Prescrizioni allo studio b Generatori asincroni Prescrizione non applicabile c Generatori statici Tutti i convertitori devono integrare come impostazione di default la curva caratteristica standard cosq f P riportata in Fig 9 definita univocamente dalla interpolazione lineare di tre punti rispettivamente A B e C Eventuali modifiche alla prescrizione o alla procedura apportate dal Distributore devono essere implementate dal proprietario dell impianto nei limiti riportati di seguito Il Distributore pu prescrivere curve caratteristiche diverse da quella standard in base alla tipologia di rete al carico e alla potenza immessa Nell esempio tratteggiato in Fig
59. con passo di 0 05 Hz Tempo di intervento 81 lt S1 Soglia 81 lt S2 0 06 5 s regolabile con passo di 0 05 s 47 0 50 0 Hz regolabile con passo di 0 05 Hz Tempo di intervento 81 lt S2 0 06 5 s regolabile con passo di 0 05 s La protezione deve funzionare correttamente nel campo di tensione in ingresso compreso tra 0 2 V e 1 3 V e deve inibirsi per tensioni in ingresso inferiori a 0 2 Vha E 3 4 Protezione di massima frequenza 81 gt Utilizzando TV I fase fase la misura della frequenza deve essere effettuata almeno su una tensione concatenata Utilizzando TV NI la frequenza pu essere misurata sulle tensioni di fase ricavate direttamente dai sensori voltmetrici oppure sulle tensioni concatenate calcolate internamente al rel Si possono comunque utilizzare direttamente le tensioni concatenate BT In tutti i casi qualora si utilizzino pi grandezze di misura lo scatto deve essere previsto e in caso di minima frequenza considerando il valore di frequenza minore misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore di frequenza maggiore misurato campi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia 812 81 50 0 52 0 Hz regolabile con passo di 0 05 Hz Tempo di intervento 81 gt S1 0 06 5 s regolabile con passo di 0 05 s Soglia 812 892 50 0 52 0 Hz regolabile con passo di 0 05 Hz Tempo di intervento 81 gt S2 0 06 5 s regolabile con passo di 0 05 s La protezione deve f
60. connessi alla medesima rete dell emissione trasferita dal resto della rete e delle emissioni future di eventuali nuovi impianti 6 4 Definizione dello schema d inserimento dell impianto passo P2 L individuazione dello schema e del punto di inserimento dell impianto dell Utente sulla rete condotta dal Distributore considerando le opportunit di inserimento legate alla vicinanza di elettrodotti cabine primarie e secondarie Per tale motivo alla determinazione dello schema di connessione concorrono i seguenti fattori e la taglia dell impianto e la posizione dell impianto rispetto alla rete e la presenza nell area di interesse di impianti di produzione di linee di stazioni di cabine primarie e secondarie e l esercizio della rete cui l impianto connesso e la possibilit di ampliamento di stazioni cabine primarie e secondarie e pi in generale le possibilit di sviluppo della rete e idispositivi di protezione e automazione presenti sulla rete del Distributore e le esigenze dell Utente in merito alla continuit e alla qualit del servizio Tali valutazioni debbono essere condotte ove necessario con riferimento alle situazioni ritenute pi significative in fase di pianificazione della rete carico previsionale alla punta carico minimo produzione massima produzione minima ecc Soluzioni diverse da quella individuata dal Distributore e proposta all Utente possono essere valutate su richiesta dell Utente e
61. connessione anche durante la manutenzione quando lo stesso impianto alimenta altri Utenti ed alla rapida e selettiva esclusione dell impianto per guasti L esigenza dell Utente la disponibilit della connessione alla rete in caso di attivit di manutenzione programmata ovvero di indisponibilit di porzioni di rete a seguito dell intervento automatico delle protezioni di rete e la possibilit di mantenere alimentati eventuali carichi privilegiati La scelta dello schema di connessione pu essere condizionata da quella dello schema di inserimento In relazione ai sistemi di sbarra si distinguono e assenza di sbarre e Sistemi a semplice sbarra o monosbarra criteri generali sulla base dei quali devono essere definiti gli schemi di connessione alla rete sono riportati nel seguito e lo schema deve rendere sicuri l esercizio e la manutenzione sia dell impianto dell Utente che della rete cui risulta collegato e i fini dell esercizio e della manutenzione lo schema deve assicurare la separazione funzionale e fisica fra l impianto dell Utente e la rete minimizzando l impatto sulle modalit operative di conduzione delle due tipologie di impianti e lo schema da adottare deve essere quello che tenendo conto del punto precedente e nel rispetto delle prescrizioni tecniche minimizza l impatto tecnico economico sia sulla rete che sul sistema elettrico dell Utente e lo schema deve assicurare la misura in corrispondenza dei punti d
62. connessione comuni a tutte le categorie di Utenti 8 6 DG semplificato per impianto con un trasformatore MT BT di potenza nominale pari o inferiore a 400 KVA I 8 7 Impianto con linea in antenna emere 8 8 Regole tecniche di connessione per gli Utenti attivi 8 9 Regole tecniche per la connessione delle reti interne d utenza 8 10 Disponibilit delle grandezze elettriche al punto di connessione Disposizioni per la compatibilit elettromagnetica 9 1 Valutazione dei disturbi III rer Misura di continuit e qualit della tensione mH Regole tecniche di connessione per le reti di distribuzione 11 1 Punto di interconnessione se emer heres 11 2 Misura dell energia scambiata eH een NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 11 3 Segnali e misure scambiati tra i Distributori sss 120 11 4 Esercizio e manutenzione see eme ee ehe eere 120 11 5 Qualit tecnica del servizio nrnna 120 12 Sistemi di misura dell energia e 121 12 1 Localizzazione dei sistemi di misura dell energia elettrica 121 12 2 Caratteristiche dei sistemi di misura 128 12 3 Installazione del sistema di misura 129 12 4 Requisiti funzionali del contatore
63. connessione di terzi e tenendo conto delle esigenze degli Utenti In caso di interventi straordinari che comportino l adozione di schemi di rete provvisori il Distributore pu se necessario e per il tempo strettamente necessario limitare lo scambio di potenza con gli Utenti 27 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 5 2 Caratteristiche delle reti MT 5 2 1 Caratteristiche strutturali 5 2 1 1 Livelli di tensione e frequenza Nelle reti MT sono maggiormente diffusi due valori di tensione di esercizio 15 kV e 20 kV Alcune porzioni del sistema di MT sono esercite con differenti livelli 23 kV 9 kV ecc La frequenza nominale f di 50 Hz 5 2 1 2 Stato del neutro La rete MT gestita prevalentemente con neutro messo a terra tramite impedenza costituita da reattanza induttiva e resistenza o da semplice resistenza Alcune porzioni di reti MT sono tutt ora esercite a neutro isolato 5 2 1 3 Corrente di cortocircuito trifase massima ai fini del dimensionamento delle apparecchiature Valore della corrente di cortocircuito assunta pianificata per la scelta delle apparecchiature comunicato dal Distributore all Utente 5 2 1 4 Corrente di cortocircuito trifase massima di esercizio Valore massimo della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nel funzionamento della rete in condizion
64. consentito modificare i parametri di frequenza che controllano il sistema di regolazione della potenza in caso di sovrafrequenza in modo da simulare un incremento progressivo della frequenza ed il successivo rientro della stessa nell intorno del valore nominale p es modificando il valore della frequenza nominale Tutto ci possibile a condizione che il sistema consenta di modificare i parametri con macchina collegata alla rete o comunque non in modalit stand by N 7 2 c Prova sul solo sistema di controllo tramite generatore di segnale in grado di simulare frequenza e tensione quest ultima con eventuale scalatura In genere questa prova pu essere effettuata solo a generatore convertitore in stand by e comunque non connesso alla rete Pertanto la prova in tali casi si limiter a registrare in una opportuna forma i segnali che definiscono la limitazione di potenza del generatore presenti sulle uscite del sistema di controllo oltre che il set point che determina la rampa graduale per la presa di carico al rientro della frequenza nell intorno del valore nominale La prova deve essere integrata con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di frequenza previsto N 7 2 d Con generatore connesso alla rete pubblica agendo sul sistema di controllo In tal caso si proceder come in N 7 2 c imprimendo in sequenza ai morsetti di ingresso del sistema di control
65. dei guasti interni all Utente all interruttore della linea di Distribuzione con ovvie conseguenze negative per tutti gli altri Utenti alimentati dalla linea stessa 69 Ai fini del presente paragrafo si considerano equivalenti alla bobina a mancanza di tensione anche sistemi di apertura automatica dell interruttore al mancare della tensione ausiliaria purch lo stesso interruttore disponga di un adeguato sistema di accumulo di energia interno in grado di assicurarne l apertura Si sottolinea che eventuali dispositivi di esclusione temporanea della bobina a mancanza di tensione dovranno escludere la bobina stessa per tempi non superiori a 30 s in modo da consentire esclusivamente la chiusura del DG e il ripristino dell alimentazione ausiliaria 70 Onde evitare aperture intempestive del DG l Utente pu mettere in essere i seguenti accorgimenti e alimentare la PG e il circuito di sgancio a minima tensione tramite circuiti ausiliari dedicati che prevedano alimentazione ordinaria e di emergenza ad esempio asserviti ad un UPS od a una batteria tampone o altra alimentazione di emergenza equivalente per consentire la rienergizzazione dell impianto a seguito di una prolungata mancanza dell alimentazione all UPS necessario che quest ultimo sia provvisto di un accorgimento tale da mantenere una carica residuale sufficiente alla chiusura dell interruttore generale e predisporre un allarme che evidenzi immediatamente la mancanza della aliment
66. dei punti A B e C N 6 3 2 Verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva standard di erogazione cosq f P per i generatori eolici Le prove sono eseguite in base a quanto stabilito in 1 2 con riferimento alla Fig 20 per la verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva standard di erogazione Per i generatori eolici le misure possono essere effettuate tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova su banco prova o tramite prove in impianto con la sorgente primaria in grado di fornire la potenza nominale del generatore regolando il punto di lavoro della potenza attiva tramite prove sul solo sistema di controllo verificando che i segnali di uscita siano coerenti con la curva richiesta cos f P La prova deve essere integrata con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di tensione previsto Tali prove addizionali sono finalizzate ad assicurare che anche il sistema integrato generatore controllo risulti comunque conforme alle specifiche richieste dalla norma Le misure effettuate tramite campagna di acquisizioni in campo devono prevedere l abilitazione della funzione di regolazione secondo la curva standard agendo sul generatore in base alle indicazioni fornite dal costruttore Si provvede quindi a misurare la potenza attiva la potenza reattiva ed il fattore di
67. della tensione residua funzione 59 Vo utilizzata sia per scatto con ritardo intenzionale che come avviamento per funzione 81 V deve avvenire tramite 3 TV I stella triangolo aperto ed opportuna resistenza antiferrorisonanza come specificato nel seguito Caso B 3 TV NI fase terra in MT divisori capacitivi o resistivi puri trasduttori di campo elettrico etc La frequenza funzioni 81 pu essere misurata a partire dalle tensioni di fase misurate direttamente dai trasduttori voltmetrici oppure a partire dalle tensioni concatenate calcolate internamente al rel Qualora si utilizzino pi grandezze di misura gt 1 concatenata lo scatto deve essere previsto e in caso di minima frequenza considerando il valore minore di frequenza misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore maggiore di frequenza misurato La soluzione per la misura della frequenza a scelta del costruttore La misura delle tensioni per le funzioni 27 51 27 92 59 51 e 59 82 deve avvenire utilizzando le tensioni concatenate Lo scatto deve essere previsto e in caso di minima tensione considerando il valore minore di tensione misurato e in caso di massima tensione considerando il valore maggiore di tensione misurato Le tensioni di sequenza diretta 27Vd ed inversa 59Vi possono essere calcolate a partire dalle tensioni di fase misurate direttamente dai trasduttori voltmetrici oppure a partire dalle tensioni concatenate calcolate
68. deve presentare i requisiti di comportamento al fuoco previsti dalla Norma CEI 99 2 per ci che attiene le cabine costruite in loco o in edificio civile e dalla Norma CEI 17 103 per le cabine basse in box prefabbricato Le aperture esistenti nel locale del Distributore presso l utenza porte e finestre di aerazione devono comunicare solo con spazi a cielo libero e garantire una sufficiente ventilazione naturale Nel caso di cabine interrate ove non sia possibile garantire la comunicazione con spazio a cielo libero deve comunque essere garantita una sufficiente ventilazione preferibilmente naturale senza mettere il locale stesso in comunicazione con luoghi che presentino pericolo di esplosione o incendio I locali di consegna e di misura devono essere corredati di porta fornita dall Utente completa di serratura il Distributore deve comunicare al fornitore la cifratura della serratura Parimenti sono di competenza dell Utente le griglie di aerazione il coperchio per l eventuale pozzo di accesso e la carpenteria necessaria Ai locali suddetti il personale del Distributore deve poter accedere in modo diretto preferibilmente da strada aperta al pubblico Manutenzioni e riparazioni dei locali spettano all Utente con eccezione dei piccoli interventi all interno dei locali utilizzati dal Distributore connessi alla presenza ed all esercizio degli impianti Prima del perfezionamento della connessione l Utente deve fornire per la cabina si
69. di Utenti Tuttavia l interruttore generale pu essere omesso se sono rispettate tutte le seguenti condizioni e la sbarra dell Utente posta immediatamente a valle del punto di connessione ed equipaggiata al pi con una terna di trasformatori voltmetrici e a tale sbarra sono attestati non pi di tre stalli equipaggiati con i trasformatori di misura protezione immediatamente a valle del relativo interruttore e impianto Utente non alimentato in derivazione rigida o con schemi ridotti in una porzione di rete dove adottata una protezione differenziale di linea e n caso di omissione dell interruttore generale le funzioni normalmente attribuite a tale interruttore sono assolte dagli interruttori immediatamente attestati alla sbarra Utente su ciascuno dei quali sono da prevedere le protezioni e le regolazioni tipiche del dispositivo generale e La funzione dell interruttore generale non pu essere assolta da interruttori il cui stato influenzi l assetto e la magliatura della rete Il comando di chiusura dell interruttore generale deve essere sempre regolamentato per non danneggiare persone o cose e deve essere esclusivamente impartito dall Utente 22 L insieme di sezionatore generale e interruttore generale detto Dispositivo Generale DG 23 Tipicamente la protezione differenziale di linea adottata qualora vi siano linee realizzate in cavo ovvero vi siano linee aeree o miste aeree cavo di lunghezza ridotta
70. di assetto della rete previo accordo tra Distributore e Utente ammesso il parallelo transitorio realizzabile unicamente con un sistema automatico che verifichi la differenza tra i moduli e gli angoli delle tensioni valori massimi dei parametri per il parallelo sono predefiniti dal Distributore La durata del funzionamento in parallelo delle diverse alimentazioni deve essere la pi breve possibile compatibilmente con i tempi di manovra e di telecomando degli interruttori e deve essere in ogni caso concordata con il Distributore 46 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 5 5 Impianto di terra sotteso all impianto di rete presso l utenza 7 5 5 1 Dimensionamento Il dispersore unico relativo all impianto di rete presso l utenza e all impianto di utenza per la connessione eventualmente comune con il complessivo impianto di utenza deve essere progettato e realizzato a cura dell Utente Il progetto del dispersore deve essere redatto a cura dell Utente sulla base delle informazioni vincolanti fornite dal Distributore relative alla disposizione delle masse delle masse estranee delle apparecchiature degli edifici e di ogni altro elemento che influenzi le tensioni di contatto e di passo nell impianto di rete presso l utenza e nell impianto di utenza per la connessione Nel progetto del dispersore unico si pu tenere conto della riduzione della corrente di terra dovuta alle funi di guardia o allo schermo dei cavi secondo le indicazioni cont
71. di potenza Se durante il funzionamento del generatore viene evidenziato un cambiamento nella direzione del flusso di potenza allora potrebbe essere gi presente in rete un contributo attribuibile alla specifica armonica il cui flusso di potenza associato cambia direzione La valutazione vettoriale modulo e fase della corrente pu fornire utili indicazioni P 2 Filtri Mentre il generatore spento possono essere impiegati dei filtri per determinare la presenza di armoniche osservando il cambiamento del contenuto armonico quando il filtro viene attivato o disattivato Un indicazione pu essere ottenuta con filtro applicato su un generatore non attivo mentre un generatore vicino continua a fornire energia alla rete durante le operazioni di misura Le armoniche misurate sono impiegate come base per la valutazione del contributo armonico prodotto dal generatore in prova Nel caso si utilizzi questa strategia necessario indicare nel rapporto di prova la risposta in frequenza del filtro dei filtri utilizzato P 3 Osservazione diurna notturna Se con generatore funzionante sono esclusi da questi i generatori fotovoltaici identificabile un certo contributo armonico solo nelle ore diurne questo pu essere usato per identificare il contributo fornito da utenti vicini che insistono nello stesso punto del generatore in prova purch il comportamento del generatore sia esclusivamente dipendente dalla disponibilit di energia primaria i
72. di prestazione devono essere selezionate tenendo conto delle caratteristiche tecniche della rete o in accordo con le indicazioni del Distributore Per la trasformazione MT BT devono essere utilizzati trasformatori trifasi con collegamento a triangolo sul primario Per esigenze particolari quali saldatrici azionamenti ecc possono essere adottati collegamenti diversi previ accordi con il Distributore Il proprietario di ciascun componente o apparato garantisce la rispondenza del componente o dell apparato stesso ai requisiti prescritti 8 5 11 Dispositivo Generale Per realizzare quanto previsto in 8 5 3 1 il Dispositivo Generale DG nel seguito pu essere realizzato utilizzando quadri di media tensione G I S gas insulated switchgear oppure A I S air insulated switchgear salvo quanto disposto nel successivo par 8 6 da e interruttore tripolare in esecuzione estraibile con sganciatore di apertura e interruttore tripolare con sganciatore di apertura e sezionatore tripolare da installare a monte dell interruttore eventualmente integrati in un unico involucro La funzione di sezionamento per il sezionatore di linea deve essere conforme alla Norma CEI EN 62271 102 se fisso oppure con la Norma CEI EN 62271 200 se la funzione di sezionamento viene conseguita mediante l estraibilit dell interruttore 76 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La disposizione mutua di sezionatore e interruttore indicata negli schemi tale da
73. di sotto dell asse delle ascisse a rappresentare l assorbimento dalla rete di una minima quantit di potenza attiva necessaria per coprire le perdite 8 8 5 4 Requisiti dei generatori impianti scambio di potenza reattiva con la rete durante l esercizio requisiti sopra elencati di natura costruttiva si riferiscono a ciascun singolo generatore presente nell impianto Le prescrizioni circa lo scambio di potenza reattiva con la rete durante l esercizio sono date nel par 8 8 6 2 8 8 6 Servizi di rete Allo scopo di evitare degrado nella qualit del servizio e di 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 di seguito specificati e riportati in forma riassuntiva in Tabella 7 98 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Si precisa che ai fini della prestazione dei servizi di rete potenza reattiva il generatore deve essere in grado di scambiare con la rete una Q non inferiore a Sn sengn In queste condizioni la massima potenza attiva erogabile nel funzionamento a potenza nominale Sn pari a Sn cosqn Le eventuali richieste di potenza reattiva hanno quindi priorit rispetto all erogazione della potenza attiva e saranno attuate limitando all occorrenza la potenza attiva scambiata valori di cosqn sono definiti dalle rispettive curva di capabil
74. di tensione anche se con sbarre BT separate In caso di installazione di trasformatori di potenza complessiva eccedente la predetta potenza limite si devono prevedere nel proprio impianto opportuni dispositivi al fine di evitare la contemporanea energizzazione di quei trasformatori che determinano il superamento delle limitazioni suddette Tali dispositivi devono intervenire in caso di mancanza di tensione superiore a 5 s e provvedere alla rienergizzazione dei trasformatori secondo quantit complessive non superiori ai limiti sopra determinati con tempi di rientro intervallati di almeno 1 s Nei casi in cui l impianto dell Utente per oggettive esigenze non sia compatibile con le limitazioni sopra riportate pu essere valutata l alimentazione dello stesso mediante linea in antenna secondo le condizioni economiche definite dall AEEG personalizzando la regolazione della protezione di massima corrente Qualora i trasformatori pur rispettando i limiti sopra previsti in termini di numero e potenza nominale diano luogo a una complessiva corrente di energizzazione tale da provocare l apertura del DG per effetto dell attivazione delle soglie di massima corrente possibile prevedere un blocco della suddetta soglia basato sull individuazione della seconda armonica vedi par 8 5 12 2 8 6 DG semplificato per impianto con un trasformatore MT BT di potenza nominale pari o inferiore a 400 kVA Per questa tipologia di impianto in alternativa al
75. di transitori di sovrafrequenza sulla rete prove su banco di prova prove in campo agendo sul controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica con simulazione della misura di frequenza o modifica dei parametri di controllo prove sul controllo senza potenza prove su banco di prova prove in campo agendo sul controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica con simulazione della misura di frequenza o modifica dei parametri di controllo prove sul controllo senza potenza prove in campo agendo sul controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica con simulazione della misura di frequenza o modifica dei parametri di controllo prove sul controllo senza potenza e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche con potenza almeno pari al 50 di P prove in campo agendo sul controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica con simulazione della misura di frequenza o modifica dei parametri di controllo prove sul controllo senza potenza e verifica della capacit del sistema di seguire il controllo caratteristiche statiche e dinamiche con potenza almeno pari al 50 di Ph VOINDAL VINHON 60 4Y10Z 91 0 139 ELE Inverter PV Eolici FC P lt 100 kW ORC IDRO Eolici FC P gt 100 kW ORC IDRO Eolici DFIG N 7 4 Requisi
76. e indotti immessi sulla rete cui essi sono collegati al fine di non introdurre degrado alla qualit del servizio della rete Fra i carichi disturbanti devono essere incluse anche i gruppi di generazione qualora il processo di generazione sia di per s fonte di disturbi sulla rete es impianti eolici I disturbi massimi che possono essere immessi sulla rete possono essere fissati dal Distributore tenendo conto dei margini disponibili nella zona di rete interessata e riguardano e variazioni di tensione lente e rapide e fluttuazioni di tensione flicker e armoniche e squilibrio delle fasi Il Distributore pu richiedere l impiego di condensatori di rifasamento o sistemi di filtraggio ubicati opportunamente ed i relativi programmi d inserzione 9 1 Valutazione dei disturbi disturbi generati dai carichi dell impianto di Utente e immessi nella rete devono essere valutati dal Distributore con modalit stabilite dalle relative Norme CEI CENELEC ed IEC In generale i limiti di emissione del singolo impianto disturbante devono essere fissati tenendo conto del livello di pianificazione adottato delle emissioni degli altri Utenti gi connessi alla medesima rete dell emissione trasferita dal resto della rete e delle emissioni future di eventuali nuovi impianti Data l aleatoriet e la non prevedibilit delle emissioni armoniche di impianti e o apparati di Utente inclusi i generatori statici inverter questi non devono comun
77. e l immediata adozione di provvedimenti correttivi Per quanto riguarda le informazioni che l Utente deve fornire al Distributore e al Gestore esse sono specificate nella Norma CEI 11 32 per gli Utenti attivi per gli altri Utenti tali informazioni consistono nelle segnalazioni di avviamento e scatto delle protezioni nonch negli eventuali tracciati degli oscilloperturbografi presenti in impianto II macchinario dell impianto di Utente deve essere protetto contro sollecitazioni dovute a guasti non coperti dalle protezioni di rete quali ad esempio i guasti longitudinali9 Il macchinario medesimo deve inoltre resistere alle sollecitazioni dovute ai guasti in rete ed alle eventuali richiusure effettuate sulla rete stessa 7 5 12 2 Protezioni da adottare per gli tutti gli Utenti Nel punto di connessione il Distributore non tenuto a installare alcuna apparecchiatura di protezione Il Sistema di protezione ovvero Sistema di Protezione Generale SPG nel seguito associato al Dispositivo Generale composto da e trasformatori di corrente di fase e se previsti trasformatori di tensione con le relative connessioni al rel di protezione e rel di protezione Protezione Generale PG nel seguito con relativa alimentazione e circuiti di apertura dell interruttore 29 Il caso pi tipico di guasti longitudinali costituito dall interruzione di fase 51 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Nel suo complesso il SPG d
78. eseguito con apposito sistema di connessione cavo e connettori fino alla potenza di 6 kW per fase generatori rotanti a loro volta si possono distinguere in e Generatori convenzionali sincroni per brevit sincroni macchina rotante in grado di generare indipendentemente da sorgenti elettriche esterne tensione e potenza attiva e reattiva e Generatori convenzionali asincroni per brevit asincroni macchina rotante eccitata dalla rete a cui pu essere accoppiato un complesso esterno per l autoeccitazione CEI 11 20 e generatori eolici Full Converter FC generatore eolico in cui il generatore elettrico sincrono o asincrono collegato alla rete mediante un doppio sistema di conversione AC DC DC AC raddrizzatore pi inverter e generatori eolici Doubly Fed Induction Generator DFIG generatore eolico in cui il generatore elettrico costituito da un alternatore asincrono con avvolgimento statorico direttamente collegato alla rete ed avvolgimento rotorico collegato alla rete mediante un doppio sistema di conversione AC DC DC AC raddrizzatore pi inverter 3 31 Impianto di produzione Insieme del macchinario delle apparecchiature dei componenti dei circuiti e dei servizi ausiliari per la generazione di energia elettrica 3 32 Impianto di autoproduzione Ai fini della presente Norma l impianto di autoproduzione un particolare impianto di produzione 3 33 Impianto di cogenerazione
79. essere calcolate tenendo conto del carico della protezione e dei relativi cavi di collegamento In ogni caso i TO devono presentare le seguenti caratteristiche tensione massima per l apparecchio 0 72 kV corrente termica nominale permanente 1 2 In corrente termica nominale di cortocircuito per 1 s 12 5 kA In luogo del TO la PG pu prevedere 3 TA di fase con caratteristiche adeguate ed in particolare conformi con le prescrizioni del punto C 2 1 limitatamente alla rilevazione del guasto doppio monofase a terra Come premesso il TO deve fornire correnti secondarie con errori accettabili alla protezione PG nel campo di variabilit atteso per la corrente di guasto primaria Per esempio a 20 kV la funzione di protezione contro guasti a terra eventualmente con consenso direzionale deve intervenire per pochi Ampere primari per guasti monofasi ma pu essere soggetta a 2 000 A primari in caso di doppio guasto monofase a terra Inoltre in caso di guasto monofase a terra bisogna tenere conto della presenza di una componente asimmetrica primaria componente unidirezionale generata dalle bobine di estinzione d arco o di Petersen tipicamente presenti sulle reti stimabile in 500 J2 A di cresta con costante di tempo pari a 150 ms che si pu sovrapporre ad una componente simmetrica non superiore a 50 A come indicato in Fig 2 La presenza di una componente aperiodica combinata con TO non adeguatamente dimensionati aumen
80. fase questa condizione seppure poco probabile rappresenta in generale una condizione pi critica per il dispositivo SPG nel caso di rete compensata la corrente di guasto e quindi omopolare misurata sulla linea sede di guasto presenta la massima componente unidirezionale casi di guasto monofase sono ipotizzati a differenti resistenze di guasto secondo quanto specificato nel seguito In generale salvo eventuali eccezioni descritte nel seguito si deve predisporre un circuito di prova realizzato mediante i trasduttori di corrente di fase di corrente omopolare e di tensione ed i cavi di collegamento tipologia sezione e lunghezza che saranno effettivamente installati nel SPG reale le grandezze si applicano generalmente al primario dei trasduttori Alcuni esempi ed indicazioni possibili sono riportati in D 3 3 1 La validit della certificazione si riferisce esclusivamente alla precisa configurazione del SPG oggetto delle prove cui la certificazione si riferisce Una qualsiasi variazione determina il decadimento della validit della certificazione D 3 3 1 Esempio di possibile modalit di verifica della soglia direzionale di terra in SPG integrati che facciano uso di 3 trasduttori di corrente di fase Nel caso in cui il SPG integrato preveda l utilizzo di tre distinti sensori di corrente di fase condizione prevista in alternativa all utilizzo di due TA di fase un TA omopolare la corrente residua non pu essere misurata direttame
81. funzioni di seguito indicate minore o uguale a 80 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base d intervento pi l eventuale ritardo intenzionale campi di regolazione previsti sono i seguenti i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili i valori sono in percentuale della corrente e tensione omopolare nominali della PG le correnti sono riferite a una PG equipaggiata con un TO con corrente nominale primaria 100 A e secondaria di 1 AUD le tensioni sono riferite a una PG con tensione omopolare nominale di 100 V Prima e seconda soglia hy 196 10 a gradini di 0 5 96 Up 19e 40 a gradini di 1 96 settore di intervento definito da due angoli 0 360 a gradini di 1 tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s 15 La seconda soglia finalizzata all eliminazione rapida dei guasti doppi monofase a terra Tale soglia pu essere basata sulla corrente secondaria di un TO ovvero sulla corrente omopolare ottenuta come somma vettoriale delle correnti secondarie dei tre TA di fase 16 La protezione direzionale contro i guasti a terra prevista solo per impianti Utente il cui contributo capacitivo al guasto esterno superi valori predeterminati 17 Qualora la PG dovesse essere impiegata con TO di corrente nominale primaria diversa da 100 A comunque necessario garantire la possib
82. fuori dai limiti richiesti dal Gestore della rete non necessariamente coincidenti con i limiti di esercizio 56 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 7 3 Utenti attivi dotati di unit di produzione rilevanti Agli Utenti i cui impianti comprendano unit di produzione rilevanti si applicano le prescrizioni contenute nel Codice di Rete 7 7 4 Servizio di funzionamento del gruppo su rete in isola In condizioni eccezionali di funzionamento della rete il Distributore e o il Gestore possono prevedere il funzionamento in isola di una porzione di rete previo accordo con Utenti titolari di impianti di generazione dotati di idoneo sistema di regolazione In tale circostanza i gruppi di generazione sono sollecitati da ampie variazioni di potenza che causano l intervento dei regolatori di frequenza e di tensione In caso di fornitura di tale servizio i gruppi di generazione e la rete del produttore se presente devono essere in grado di funzionare collegati ad una porzione di rete isolata dal resto della medesima secondo specifici accordi con il Distributore e o il Gestore 7 7 5 Informazioni per la ricostruzione dei disservizi Per la ricostruzione dei disservizi devono essere resi disponibili al Distributore e al Gestore se da questo richiesti almeno e registrazioni cronologiche di eventi e registrazioni delle segnalazioni locali 7 7 6 Limiti di scambio di potenza reattiva Il regime di scambio della potenza reattiva defini
83. gli interruttori delle linee di alimentazione degli Utenti 53 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per l alleggerimento del carico effettuato con dispositivi centralizzati si applicano le regole di cui al Codice di Rete La necessit e le modalit di installazione dei dispositivi di distacco del carico sono definite in fase di connessione ovvero in fase successiva a seconda dell evoluzione dei piani di difesa del sistema Nel caso di Utenti interrompibili devono essere rispettare le prescrizioni contenute nel Codice di Rete 7 6 2 Limiti di scambio di potenza reattiva valori limite del fattore di potenza consentiti nel punto di connessione devono essere concordati nel contratto per la connessione nel rispetto delle normative tecniche vigenti e del Codice di Rete 7 7 Regole tecniche di connessione per Utenti attivi La connessione di Utenti attivi regolata nel par 7 7 2 per Utenti i cui impianti non comprendano unit di produzione rilevanti la connessione dei rimanenti Utenti attivi invece regolata al par 7 7 3 Alcune specifiche necessit protettive legate alla rete AT sono specificate qui di seguito 7 7 1 Prescrizioni generali 7 7 1 1 Prestazioni degli impianti di generazione Le prestazioni degli impianti di generazione sia in condizioni normali sia in caso di guasto sono definite dal Codice di Rete 7 7 1 2 Telescatto rapido per protezione In relazione alle caratteristiche degli impianti e allo schem
84. grafico in funzione del tempo verificare che la potenza attiva erogata dall inverter si riporti al valore congruente con la potenza resa disponibile dalla sorgente primaria o quella simulata Nel caso la prova venga effettuata agendo sulle tensioni in ingresso al sistema di controllo della funzione le modalit di prova sono analoghe a quanto riportato in N 7 1 a Con riferimento al metodo di prova di cui al punto N 7 1 c si proceda analogamente a quanto fatto per la prova con simulatore modificando opportunamente il segnale di ingresso ed analizzando i parametri di uscita dal sistema di regolazione N 7 1 2 Esecuzione delle prove e verifica dei risultati per generatori eolici Con riferimento al metodo di prova su rete simulata si veda il punto N 7 1 a si proceda come segue Si colleghi il generatore eolico alla sorgente simulata purch questo consenta il funzionamento a piena potenza del generatore e la regolazione della tensione ai morsetti di uscita c a nel campo compreso tra V e 1 10 V Siabiliti la funzione di riduzione della potenza attiva P V secondo le modalit indicate dal costruttore che dovranno essere riportate nel rapporto di prova Si imposti il simulatore di rete in modo che la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore sia il 296 V inferiore alla soglia di attivazione dichiarata dal costruttore e la sorgente primaria in modo tale che la potenza attiva erogata in uscita sia pari a P
85. gruppo di generazione Tale interruttore deve essere dotato di un dispositivo per il parallelo del gruppo e interruttore di interfaccia in grado di assicurare la separazione di una porzione di rete del produttore comprendente eventuali linee uno o pi generatori gli eventuali carichi essenziali e gli eventuali carichi privilegiati in modo da permettere il loro funzionamento separato dalla rete Esso deve comprendere un dispositivo per il parallelo tra le reti In taluni casi gli interruttori possono svolgere pi funzioni tra quelle prima elencate purch e tra il punto di connessione e ciascun gruppo di generazione siano installati almeno due interruttori e gli interruttori siano tali da assolvere tutte le funzioni previste per ciascun interruttore separatamente La manovra degli interruttori di generatore e d interfaccia spetta esclusivamente all Utente RETE DI DISTRIBUZIONE AT d DISPOSITIVO GENERALE PARTE DI RETE UTENTE NON ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA DISPOSITIVO DI INTERFACCIA PARTE DI RETE UTENTE ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA UTENZE PRIVILEGIATE DISPOSITIVO DI GENERATORE GENERATORE Figura 5 Configurazione generale dell impianto d utenza attivo 55 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 7 2 2 Protezioni dei gruppi di generazione La scelta del sistema di protezione e della sua regolazione deve essere effettuata in modo
86. in campo sono da ricomprendersi in tale categoria sia le prove di prima installazione che quelle di verifiche successive tali prove con relativa periodicit devono essere espressamente richieste nell eventuale Regolamento di Esercizio del Distributore Le prove di tipo devono essere eseguite su un esemplare identico a quelli successivamente commercializzati Prove di tipo comprendono quelle indicate in E 4 e sulla base dei risultati ottenuti deve essere prodotta la relativa documentazione ai fini di quanto richiesto in E 4 Le prove di verifica in campo devono inoltre riguardare la continuit dei circuiti tra la SPI ed il DDI e degli eventuali circuiti di ingresso voltmetrici Gli errori riscontrati durante le prove di verifica in campo e di prima installazione non devono superare l errore limite incrementato e della variazione dell errore limite ricavato dalle prove di tipo e della precisione della cassetta di prova ed eventuali TV elevatori A questo proposito la identificazione dei componenti interni del SPI rilevanti per le prescrizioni che sono oggetto della presente Norma dovr essere riportata nel rapporto di prova di tipo emesso dal laboratorio E 2 Caratteristiche del SPI L SPI deve prevedere le seguenti funzioni e massima tensione 59 con due soglie e minima tensione 27 con due soglie e massima tensione omopolare VO lato MT 59 N ritardata e massima frequenza 81 gt S1 con sblocco voltmetrico e min
87. in corrente alternata superiore a 1 kV fino a 150 kV Per quanto attiene la connessione alle reti con tensione nominale superiore a 35 kV reti AT AAT le prescrizioni della presente Norma si applicano esclusivamente alle connessioni di Utenti in antenna da Cabina Primaria Le soluzioni tecniche indicate rappresentano lo stato dell arte attualmente praticabile Soluzioni alternative rispetto a quelle qui indicate in grado di ottenere le stesse prestazioni in termini di affidabilit e di sicurezza possono essere praticate a condizione che siano preventivamente accettate dall Autorit per l Energia Elettrica e il Gas nel seguito AEEG su proposta di un apposita Commissione Tecnica costituita in accordo con la stessa AEEG in seno al CT 316 Gli impianti oggetto della presente Norma devono essere costruiti a regola d arte a tal fine sufficiente la rispondenza alle norme del Comitato Elettrotecnico Italiano CEI riferimenti a tutte le norme CEl nel presente testo devono essere intesi in tal senso Alcune parti della norma che riguardano aspetti di prodotto saranno espunte in una successiva riedizione a valle della pubblicazione della relativa norma europea e o italiana di prodotto qualora dette norme ricomprendano i requisiti e le prove necessarie ai fini della connessione alla rete contenute nella presente Norma 2 Campo di applicazione La presente Norma si applica alle connessioni di utenti alle reti delle imprese dist
88. in grado di riprodurre tensioni di fase e relativi angoli di sfasamento analoghi a quelli che si producono sul lato BT dei trasformatori in ragione del gruppo vettoriale tipicamente Dy in presenza di guasti asimmetrici bifase presenti sul lato MT lato rete pubblica Figura 28 Utilizzo di simulatore di rete Come riportato in Allegato R si veda la Tab R2 e i diagrammi fasoriali riportati nelle Fig R 3 R 6 313 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 In merito alla alimentazione del generatore in prova sar possibile utilizzare una sorgente in grado di simulare quella in ingresso propria del sistema tecnologia sotto esame sia essa elettrica ad es DC per i sistemi di conversione fotovoltaica oppure meccanica per es nel caso di generatori per applicazioni in campo eolico purch in grado di fornire il livello di potenza adeguato sia essa potenza meccanica oppure elettrica durante l esecuzione delle singole prove In particolare la sorgente simulata dovr riprodurre sia le condizioni stazionarie che quelle dinamiche necessarie per garantire la rispondenza dei test alle condizioni reali di utilizzo del generatore Con riferimento all elenco delle prove riportate in Tab 33 gli abbassamenti di tensione che sono oggetto di queste prove sono causati da guasti prodotti sulla linea di distribuzione in media o alta tensione Le tipologie di guasto considerate sono due guasto simmetrico trifase Tab 33 Prove No 1s 2s
89. in ingresso la tensione residua MT ricavata da una terna di TV collegati tra le fasi MT e la terra con un secondario dedicato allo scopo oppure tramite TV NI con ricostruzione delle tensione residua all interno del rel posti a monte del DDI sulla rete MT In relazione alle caratteristiche della protezione si pu ricorrere ad una delle seguenti alternative a la tensione ai capi dei secondari dei TV collegati a triangolo aperto b le tre tensioni secondarie nel caso in cui la protezione ricavi la tensione residua dalle tre tensioni di fase TV devono avere rapporto di trasformazione tale da fornire in caso di guasto monofase a terra franco al massimo la tensione nominale all ingresso delle rispettive protezioni 117 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 8 8 9 Dispositivi di controllo del parallelo Almeno uno dei dispositivi DG DDI DDG o un ulteriore dispositivo intermedio tra questi deve essere equipaggiato con dispositivo di controllo dell interruttore stesso che verifichi le condizioni per il parallelo immediatamente a monte ed a valle dell organo di manovra o anche sulla base delle tensioni di rete e di gruppo Tutti i dispositivi DG DDI DDG o un ulteriore dispositivo intermedio tra questi non equipaggiati con controllo di parallelo devono essere muniti di automatismo che ne impedisca la chiusura in caso di presenza di tensione immediatamente a valle lato verso impianto di generazione Tale automatismo deve ess
90. integrato effettua il calcolo di tensione residua come somma vettoriale delle tensioni di fase 219 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Durante le seguenti prove le soglie ed i tempi di intervento delle funzioni di massima e minima frequenza massima tensione residua massima tensione di sequenza inversa e minima tensione di sequenza diretta i tempi di ricaduta di massima tensione residua e sblocco voltmetrico sono da regolarsi ai seguenti valori Soglia di Tempo di intervento intervento Massima frequenza 81 gt S1 50 2 Hz 1 2s soglia restrittiva Minima frequenza 81 lt S1 soglia restrittiva Massima frequenza 812 82 soglia permissiva Minima frequenza 81 lt S2 soglia permissiva Massima tensione sequenza inversa 59 Vi Minima tensione sequenza diretta 27 Vd Tempo di ricaduta massima tensione residua Tempo di ricaduta consenso voltmetrico o Regolazione espressa in della tensione nominale concatenata Vn o della tensione nominale di fase En in funzione del tipo di misura delle tensioni di sequenza diretta e inversa 00 Regolazione espressa in della tensione residua nominale V n 3 V3 Vn A Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta avente ricaduta prima del tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante ques
91. la protezione di massima corrente di fase TA di fase devono fornire correnti secondarie alla PG con errori accettabili in tutto il campo di variabilit atteso per la corrente di guasto primaria In particolare detti TA devono consentire il corretto funzionamento della protezione stessa in caso di cortocircuito in rete tenendo conto della massima asimmetria della corrente di guasto e di una costante di tempo primaria di 20 ms Naturalmente le caratteristiche dei TA devono essere accertate con riferimento al carico costituito dalla protezione e dai relativi cavi di collegamento 2 Si richiama l attenzione sulle modalit di corretta installazione dei TA di fase di tipo toroidale in particolare sulla necessit di centratura del TA rispetto al cavo in modo da garantire le prestazioni del TA stesso in regime stazionario e transitorio 145 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 L idoneit dei TA per la protezione di massima corrente di fase deve essere accertata mediante verifica dell adeguatezza della sezione dei cavi di collegamento fra il secondario del TA e la PG verifica della sovraccaricabilit transitoria degli ingressi amperometrici della PG stessa A seconda delle soluzioni adottate si devono effettuare anche le verifiche ed eventualmente le prove contenute nei par C 2 1 1 C 2 1 2 C 2 1 3 In particolare la corrente al secondario del TA in presenza di 9 kA primari tenendo conto del rapporto di trasformazione nomin
92. maggiore di 90 P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Q 3 7 Verifica della insensibilit agli abbassamenti di tensione LVRT capability N 9 La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova 329 NORMA TECNICA 3 CEI 0 16 2014 09 Allegato R informativo Calcolo del valore di tensione da utilizzare nella LVFRT R 1 Scopo Calcolare la terna di tensioni che si manifesta ai capi del generatore in prova durante i test di simulazione del profilo LVFRT prescritti dall allegato N par N 8 con particolare riguardo alle sequenze di test dei guasti asimmetrici bifase riportati in Tab 40 quando il generatore opera con interposto un trasformatore MT BT del tipo Dy e la prova si effettua simulando il guasto sul lato MT tramite il simulatore di cortocircuito di Fig 52 par N 8 3 1 detto anche circuito delle impedenze Il calcolo in ampiezza e fase della terna di tensioni previste sul lato BT del trasformatore direttamente ai morsetti di uscita del generatore durante la simulazione dei guasti asimmetrici bifase lato MT seq
93. manutenzione Il Distributore per effettuare la manutenzione dei propri impianti o apparecchiature si riserva la facolt di interrompere il servizio all Utente secondo i tempi di preavviso previsti dal TIQE oppure secondo quanto indicato nel contratto di connessione o nel Regolamento di Esercizio 8 5 8 Servizi ausiliari Qualora non sia presente in loco una trasformazione MT BT del Distributore l Utente tenuto a fornire al locale di competenza del Distributore e al locale di misura un alimentazione monofase BT derivata dai propri impianti consistente in una presa 2P T 16 A 230 V con fusibili rispondente alla Norma CEI EN 60309 2 La messa a terra del neutro BT deve essere effettuata allo stesso impianto di terra dell impianto di rete presso l utenza in alternativa si pu interporre un trasformatore di separazione 8 5 9 Caratteristiche dei locali L Utente deve mettere a disposizione del Distributore un locale per l impianto di rete presso l utenza locale del Distributore presso l utenza ed un locale per i complessi di misura locale di misura entrambi sempre accessibili al Distributore con mezzi adatti ad effettuare gli interventi necessari senza necessit di preavviso nei confronti dell Utente e senza vincoli o procedure che regolamentino gli accessi Tali locali devono essere di adeguate dimensioni e posti al margine dell area dell Utente stesso tranne i casi di oggettiva impossibilit inoltre devono avere caratteristic
94. massima assorbita Qmaxlina ed erogata Qmaxlcap dal convertitore anche in forma di grafico P Q in funzione della potenza attiva immessa in rete il tutto espresso in per unit della potenza apparente nominale S N 6 1 2 Modalit di esecuzione e registrazione della prova applicabile a generatori eolici FC e DFIG La verifica dei limiti massimi di potenza reattiva induttiva erogabile e assorbibile da un generatore eolico deve essere effettuata secondo quanto prescritto dalla Norma IEC CEI 61400 21 ed 2 sez 6 7 1 e sez 7 7 1 Il setpoint di potenza pu essere fornito anche mediante l utilizzo del sistema di controllo centralizzato dell impianto eolico 283 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le misure possono in alternativa essere effettuate su banco di prova il banco deve rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova Per i generatori FC sostituendo il generatore elettrico con una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V a tensione e frequenza costante Peri generatori DFIG facendo funzionare a banco il generatore elettrico utilizzando un opportuno motore di trascinamento In tal caso per la esecuzione della prova vengono date le seguenti prescrizioni convertitore deve essere impostato affinch possa rispettivamente assorbire comportamento induttivo ed erogare comportamento capacitivo la massima potenza reattiva disponibile a ciascun livello de
95. misure scambiati tra i Distributori Qualora si abbia la connessione di una rete di distribuzione a una stazione di pertinenza di un altro Distributore devono essere scambiate informazioni rilevate da registratori cronologici degli eventi e oscilloperturbografi segnalazioni locali 11 4 Esercizio e manutenzione Le procedure di esercizio e manutenzione degli impianti interessati dalla connessione devono essere opportunamente concordate tra i soggetti interessati 11 5 Qualit tecnica del servizio Nel punto di interconnessione possono essere installate apparecchiature per consentire la corretta attribuzione delle responsabilit ai fini delle disposizioni dell AEEG inerenti la qualit del servizio 120 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 Parte 7 Sistemi di misura dell energia 12 Sistemi di misura dell energia Le presenti prescrizioni riguardano i sistemi di misura dell energia elettrica scambiata sia prelevata sia immessa con la rete del Distributore Tali sistemi di misura utilizzati presso Utenti connessi a reti di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata superiore a 1 kV e inferiore o uguale a 150 kV devono essere connessi in generale e peri punti di prelievo nell impianto di rete presso l utenza immediatamente a monte del punto di connessione e per i punti di immissione nell impianto di utenza per la connessione immediatamente a valle del DG come meglio specificato in 7 4 e in 8 4
96. monofase a terra Le prove funzionali circa il consenso direzionale sono in corso di definizione la soluzione proposta dall Utente in fase di connessione deve essere valutata di volta in volta dal Distributore 79 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Qualora necessario possibile prevedere un blocco delle soglie di massima corrente di fase basato sull individuazione della seconda armonica La presenza di tale blocco di seconda armonica non deve comunque inficiare le prestazioni richieste alla PG in termini di rapidit di intervento Il Distributore ha facolt di chiedere all Utente l adozione di provvedimenti atti a limitare l assorbimento immissione di potenza oltre ai valori contrattuali al fine di non dover interrompere per problemi di sovraccarico il servizio di distribuzione ad Utenti collegati sulla medesima linea MT ovvero di evitare danneggiamenti ai trasformatori di misura richiedendo per esempio l attivazione della prima soglia nella protezione di massima corrente opportunamente regolata a tale scopo o provvedimenti equivalenti sul lato BT Tale limitazione di potenza finalizzata a evitare disservizi o danneggiamenti ed ha validit transitoria nelle more dei necessari sviluppi di rete Di conseguenza necessario attivare sulla PG la prima soglia a tempo inverso da parte dell Utente in accordo con il Distributore ai fini di proteggere l impianto del Distributore dai sovraccarichi Qualora specifiche necessit d
97. necessario implementare su tutti gli impianti di produzione con potenza maggiore o uguale a 100 kW un sistema di comunicazione basato su tale tecnologia Questo sistema consister in un apparecchiatura atta alla ricezione di segnali di telescatto erogati dal Distributore come specificato nell Allegato M Tale sistema di comunicazione sar in grado di ricevere l informazione trasmessa tramite rete GSM relativa alla necessit di disconnessione dell impianto di generazione In uscita a tale sistema sar fornito un segnale logico da impiegare come input per l ingresso telescatto della PI allo studio l implementazione di questa soluzione in una fase successiva su tutti gli impianti di produzione gi connessi alla rete di distribuzione in media tensione con potenza nominale gt 100 kW 14 2 Comunicazione always on basata su infrastrutture pubbliche o dedicate allo studio Quando in futuro saranno impiegate dal Distributore reti di comunicazione always on basate su infrastrutture pubbliche o dedicate i sistemi di comunicazione presenti presso gli impianti degli Utenti attivi dovranno essere di conseguenza aggiornati e integrati 137 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Parte 10 Allegati Allegato A informativo Coordinamento delle protezioni e degli automatismi di rete con le protezioni degli impianti di utenza Poich i sistemi di protezione da adottare a cura dell Utente devono correttamente integrarsi con le pro
98. nominale fattore limite di precisione resistenza secondaria degli avvolgimenti secondari dei TA sono completamente saturati corrente secondaria nulla per valori di flusso superiori al flusso di saturazione una volta saturati ritornano in campo lineare al cambiamento di segno della corrente primaria in ingresso quando varia il flusso a causa dell inversione della tensione Esempi di andamenti nel tempo di corrente secondaria in caso di saturazione del TA ottenuti nelle ipotesi suddette sono riportati in Fig 9 L andamento della corrente secondaria riportato tipico di un TA che satura a causa di dimensionamento non sufficiente alle condizioni di corrente primaria e di carico cui e sottoposto La corrente secondaria curva verde in Fig 9 quella vista dalla PG durante le prove e che ne determina il comportamento 148 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Figura 1 Andamento convenzionale della corrente secondaria di un TA saturo corrente primaria blu e secondaria verde di TA in saturazione Con l ipotesi precedente il calcolo della forma d onda di corrente secondaria risulta particolarmente semplice Il calcolo pu essere reso pi preciso considerando anche i reali errori di rapporto e d angolo nonch la curva di saturazione e o di isteresi in termini per di risultato finale valore componente a 50 Hz della corrente in ingresso alla protezione l effetto risulta di second ordine con lo svantaggi
99. per la connessione di cui alla deliberazione ARG elt 99 08 e s m i reca e le caratteristiche degli impianti della rete dell impianto di rete e d utenza per la connessione delle linee di collegamento afferenti il punto di connessione le principali caratteristiche dell impianto dell Utente rilevanti ai fini della realizzazione e del mantenimento della connessione e la disciplina dei rapporti tra Distributore e Utente per quanto attiene all esercizio alla manutenzione e allo sviluppo delle porzioni dell impianto di utenza per la connessione funzionali alla rete Sono trattati nel contratto per la connessione gli argomenti di cui ai paragrafi seguenti 13 1 1 Prestazioni indicative della RETE nel punto di connessione e limiti di variazione della frequenza e limiti di variazione della tensione e potenza di cortocircuito minima convenzionale per AT minima di esercizio per MT e massimo livello di distorsione armonica totale e massimo livello di squilibrio della tensione e massimo valore dell indice di severit del flicker sia a breve che a lungo termine 133 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 e regolazioni delle protezioni relative alla linea che alimenta l Utente qualora richieste dall Utente e tempistiche dei cicli di richiusura rapida qualora presenti 13 1 2 Caratteristiche degli impianti e dei processi Impianti della RETE e Coordinamento dell isolamento relativo all impianto di rete presso l utenza e cara
100. per lavori rilevante solo nel caso di linee aeree 34 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2012 12 Parte 3 Regole di connessione alle reti AT 7 Connessione alle reti AT La connessione alla rete AT di pertinenza della presente Norma qualora realizzata per tramite di uno schema di inserimento in antenna da stazione cabina di connessione esistente sotto la responsabilit del Distributore Per tali fattispecie la presente Norma fornisce prescrizioni circa gli schemi di collegamento mentre per i rimanenti aspetti della connessione il Distributore impiega le prescrizioni del Codice di Rete ritenute applicabili Per le rimanenti tipologie di connessione necessario riferirsi esclusivamente al Codice di Rete 9 7 1 Schemi di inserimento In generale l inserimento di un nuovo Utente sulla rete AT pu avvenire per mezzo dei seguenti schemi e inserimento rigido in derivazione a T e inserimento in entra esce e inserimento in antenna Nel seguito sono date prescrizioni esclusivamente circa i possibili schemi di inserimento in antenna 7 1 1 Inserimento in antenna Per inserimento in antenna s intende generalmente una modalit di inserimento che preveda una o pi linee aventi origine nella stessa Cabina Primaria stazione esistente dedicate a un solo Utente L inserimento in antenna il cui schema di principio riportato in Figura 1 pu dare luogo a diverse pratiche realizzazioni oggetto dei paragrafi seguenti Co
101. pi armoniche che rappresentato dal fattore di distorsione armonica THD definito come 40 2 THD u b 2 dove uy il rapporto tra l ampiezza della componente armonica e l ampiezza della componente fondamentale 3 85 Tensione di esercizio dichiarata tensione dichiarata La tensione di esercizio dichiarata normalmente la tensione nominale del sistema Un Se per accordo tra il Distributore e l Utente viene fornita nel punto di connessione una tensione diversa dalla nominale allora la tensione di esercizio dichiarata questa tensione concordata 3 86 TIC l Allegato C alla deliberazione dell AEEG 29 dicembre 2011 ARG elt 199 11 Testo Integrato delle Connessioni degli utenti passivi 16 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 87 TICA l Allegato A alla deliberazione dell Autorit per l Energia Elettrica e il Gas AEEG 23 luglio 2008 ARG elt 99 08 Testo Integrato delle Connessioni Attive e smi 3 88 TIME l Allegato B alla deliberazione del AEEG 29 dicembre 2011 ARG elt 199 11 Testo Integrato Misura energia Elettrica 3 89 TIQE PAllegato A alla deliberazione dell AEEG 29 dicembre 2011 ARG elt 198 11 Testo Integrato della Qualit Elettrica 3 90 TIT l Allegato A alla deliberazione del AEEG 29 dicembre 2011 ARG elt 199 11 Testo Integrato Trasporto 3 91 TO Trasformatore trasduttore di corrente residua di tipo induttivo senza avvolgimento primario di tipo toro
102. prova e registrazione dei risultati applicabile a generatori statici ipotesi di regolazione tramite Q Le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su banco di prova in laboratorio purch quest ultimo sia rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore disponibilit di sorgente primaria simulata come riportato in Allegato Q La procedura riportata di seguito si riferisce alle condizioni di laboratorio ma pu essere utilizzata anche per le misure in campo ove necessario sostituendo alla sorgente simulata quella primaria e impostando la prova in modo che il generatore sia in grado di erogare una potenza attiva prossima al 50 S 10 Sn e Impostare la sorgente c c affinch essa non presenti un limite in potenza per le prestazioni dell inverter in esame si ritiene corretto poter impostare la potenza attiva nominale dell inverter si proceda alla regolazione di potenza attiva dell inverter regolandola circa al 5096 S e Utilizzando le modalit ed il parametro di controllo stabilito dal costruttore variare la potenza reattiva erogata dal convertitore passando dal valore massimo induttivo almeno pari a Qmaxlina 0 436 S direttamente a zero Q 0 per poi passare da zero al valore massimo capacitivo pari a Qmax cap 2 0 436 S e Mantenere ciascuno dei 3 set point limite per un tempo di 180s e Misurare la potenza reat
103. prove di cui ai paragrafi seguenti D 3 3 Prove funzionali Lo scopo delle prove funzionali descritte nel presente paragrafo quello di verificare la capacit del SPG integrato di riconoscere i guasti che possono verificarsi in una rete MT di Utente Le prove funzionali consistono in verifica funzioni misura della precisione delle soglie di intervento e ricaduta misura della precisione dei tempi di intervento e di ricaduta Le prove da eseguire riguardano quindi il riconoscimento dei fenomeni di guasto monofase a terra doppio monofase a terra arco intermittente e guasto polifase transitori rappresentativi delle suddette prove sono stati suddivisi nelle seguenti categorie transitori di guasto polifase transitori di guasto monofase transitori di guasto doppio monofase transitori di arco intermittente Le prove funzionali comprenderanno anche la risposta delle funzioni protettive a transitori di rete registrati in formato COMTRADE relativi file sono disponibili sul sito del CEI Tab 15 e o Tab 16 Per quanto riguarda l arco intermittente sono presi in considerazione alcuni casi con durata inferiore a 80 ms e altri con durata superiore per verificare l eventuale capacit di rilevazione e di insensibilit nei confronti di guasti intermittenti 176 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 guasti monofasi a terra sono ipotizzati attorno al passaggio dello zero della tensione di
104. quelli trifase L interruttore pu essere ad esempio un dispositivo elettromeccanico oppure un dispositivo elettronico controllato basato su componenti a stato solido purch con caratteristiche di commutazione simili ad un interruttore MT 3 in assenza di generatore il circuito di prova deve garantire un inviluppo della tensione durante la simulazione conforme al grafico di Fig 27 La durata del transitorio di abbassamento della tensione deve essere misurato dall istante di chiusura a quello di riapertura dell interruttore S Le tolleranze tratteggiate in Fig 27 tengono conto degli scostamenti e ritardi nei tempi di chiusura e apertura del dispositivo e della pendenza di discesa e salita della tensione Eventuali scostamenti rispetto al grafico riportato sotto vanno adeguatamente documentati e giustificati nel rapporto di prova 311 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Tensione V Tempo ms Figura 27 Tolleranze di ampiezza e tempo per le sequenze di prova di abbassamento della tensione di rete VRT Test Fonte norma IEC 61400 21 ed 2 2008 08 NOTA Le misure effettuate secondo il metodo del simulatore di cortocircuiti basato sul partitore di impedenze rappresenta un carico significativo sia per il generatore che soprattutto per la rete Pertanto necessario porre in atto tutte le contromisure necessarie incluso la predisposizione di adeguati dispositivi di protezione sia lato rete che lato generatore Qualora la prova c
105. questi TA di fase si possono considerare automaticamente idonei TA lineari che non necessitano di alcuna verifica salvo quella relativa alla tenuta dei circuiti amperometrici della PG quelli aventi le seguenti caratteristiche nominali e che vengano caricati con prestazioni effettive non superiori a quelle di seguito specificate Bh rapporto di trasformazione nominale 300 5 oppure 300 1 prestazione nominale 10 VA oppure 5 VA classe di precisione 5P fattore limite di precisione 30 prestazione effettiva a 5 A a 1 A 0 4 Q oppure 5 Q TA di fase che non presentano le precedenti caratteristiche ma tali per cui xh secondo la Guida CEI 11 35 sia non inferiore a 9 kA la verifica secondo la Norma CEI EN 60044 6 indichi che il TA satura per tempi gt 10 ms la verifica di tenuta dei circuiti amperometrici della PG sia superata possono essere considerati idonei TA assimilabili a TA automaticamente idonei in quanto la verifica di comportamento lineare per correnti primarie fino a 9 kA soddisfatta Entrambe tali tipologie di TA possono essere utilizzate con una PG conforme a quanto riportato al par C 2 4 C 2 1 1 2 Prove funzionali per PG che utilizzino TA di fase lineari Poich la PG impiega TA lineari siano essi idonei o automaticamente idonei non sono previste prove funzionali ulteriori rispetto a quelle indicate in C 2 4 7 C 2 1 2 Caratteristiche verifiche e prove nel caso d
106. raggiunto in fase di ascesa della frequenza vedi prescrizioni a inizio par 8 8 6 3 2 fino a quando la frequenza stessa non torni ad essere compresa in un intervallo regolabile intorno alla frequenza nominale valore di default 50 0 1 Hz per un tempo di 300 s L aumento della produzione compatibilmente con la disponibilit della fonte primaria deve avvenire in maniera graduale riportando la potenza erogata dal livello minimo P min raggiunto durante il transitorio di sovra frequenza al livello della potenza consentito dalla fonte primaria con un gradiente positivo massimo pari al maggiore tra 20 Pe mem Pain min e 5 P min dove Pe mem il valore di potenza attiva erogata prima del transitorio memorizzato al superamento dei 50 3 Hz e Pn la potenza nominale dell inverter vedi Allegato J 104 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 d Generatori eolici Full Converter Per la diminuzione della potenza attiva in condizione di sovra frequenza vale quanto previsto al punto c per i generatori statici con la differenza che per questo tipo di generatori sono richiesti tempi di risposta tali da consentire una riduzione dell intera potenza nominale entro 10 s dal manifestarsi della variazione di frequenza Al rientro da una situazione transitoria di sovra frequenza i generatori eolici Full Converter dovranno aumentare la produzione in maniera graduale compatibilmente con la disponibilit della fonte primaria percorrendo in senso o
107. rete Per indicazioni dettagliate sulle modalit con cui valutare l esito delle misure si consulti l Allegato P N 3 2 Misura di fluttuazioni di tensione dovute a manovre di sezionamento separazione La determinazione delle fluttuazioni di tensione dovute a operazioni di commutazione si effettua in conformit alla norma IEC 61400 21 par 7 3 4 operazioni di sezionamento Allo scopo di adattare le procedure descritte anche a generatori diversi dalle turbine eoliche si interpreti cut in speed come 10 della potenza nominale e rated wind speed come potenza nominale Per la completa valutazione dei disturbi vanno effettuate almeno tre operazioni di commutazione alla potenza nominale del generatore registrando i risultati di ciascuna operazione Inoltre deve essere determinato il massimo fattore di corrente kImax per tutte le operazioni di commutazione N 3 3 Misura di fluttuazioni di tensione flicker in condizioni di funzionamento continuo La determinazione dei Flicker viene effettuata in conformit alla norma IEC 61400 21 par 6 3 2 e 7 3 3 fluttuazioni di tensione in funzionamento continuo La procedura descritta per le turbine eoliche va adattata anche a generatori statici inverter fotovoltaici interpretando la velocit del vento come potenza uscente dal generatore Non da effettuarsi la valutazione statistica dei coefficienti secondo la distribuzione del vento per generatori diversi dalle turbine eoliche So
108. rispettivamente delle soglie di massima e minima tensione al fine di verificare che una volta riportata la tensione nei limiti 90 U lt U lt 110 U il tempo di attesa alla riconnessione sia almeno pari a 300s Si ripeta la prova di cui in a con tensione U 90 U lt U lt 110 U e frequenza rispettivamente inferiore a 49 90Hz e superiore a 50 10Hz verificando che l unit non abiliti il parallelo con la rete assenza di erogazione della potenza letta dall analizzatore di rete Trascorsi almeno 30s dall istante di inizio della prova di cui al punto d si verifichi il permanere dello stato di aperto ovvero assenza di erogazione di potenza in uscita A questo punto si pu riportare la frequenza f all interno dei limiti 49 90Hz f 50 10Hz e al contempo disabilitare il generatore In queste condizioni si proceda poi al riarmo verificando che il parallelo con la rete e l inizio della erogazione di potenza non avvenga prima che siano trascorsi almeno 30 s dall istante di attivazione del generatore statico Come per il punto c necessario simulare con il generatore in esercizio un distacco per superamento rispettivamente delle soglie di massima e minima frequenza al fine di verificare che una volta riportata la stessa nei limiti 49 90Hz f 50 10Hz il tempo di attesa alla riconnessione sia almeno pari a 300s N 5 1 2 Metodi di prova alternativi Per la verifica dei campi di funzionamento possibile adottare uno dei seguenti metod
109. sbarra che sul lato linea verificando le condizioni di sincronismo A 1 2 Coordinamento delle protezioni di rete e di utenza Per quanto riguarda il coordinamento tra protezioni di rete e di utenza per guasti su porzioni di rete di utenza alla stessa tensione di consegna normalmente possibile un coordinamento selettivo poich si ha generalmente lo scatto istantaneo delle protezioni di massima corrente dell impianto Utente Dispositivo Generale e lo scatto in secondo gradino delle protezioni distanziometriche di rete Pi difficoltoso risulta il coordinamento nel caso di Utenti connessi con derivazione rigida oppure in antenna A 2 Reti MT Le reti MT sono esercite con schemi di tipo radiale con eventuale possibilit di controalimentazione Per quanto riguarda lo stato del neutro la tendenza attuale di esercire le reti con neutro messo a terra tramite impedenza costituita da reattanza induttiva e resistenza neutro compensato bobina di Petersen o da semplice resistenza Alcune porzioni di reti MT attualmente non trascurabili sono ancora esercite a neutro isolato L esercizio con neutro compensato risulta vantaggioso in termini di contenimento delle correnti di guasto a terra pi agevole dimensionamento degli impianti di terra di auto estinzione dei guasti monofasi di individuazione del guasto monofase con minimo disservizio per l utenza e di minori sollecitazioni degli isolamenti A 2 1 Protezioni e automatismi di rete
110. sono ottenute a parit di condizioni delle due figure precedenti con la sola maggiorazione del 5 sul valore finale della tensione d ingresso 1 05x1 1x1 1 Un 1 27 Un Nel caso della Fig 24 l errore del tempo di avviamento risulta in valore assoluto di 285 219 66 s ed in valore relativo del 100 285 219 285 23 Nel caso della Fig 25 l errore del tempo di avviamento risulta in valore assoluto di 498 450 48 s ed in valore relativo del 100 498 450 498 9 6 Tali errori risultano superiori a quelli specificati per i tempi di intervento 3 20 ms 1 6 3 Tempo avviamento E Tempo intervento Avviamento soglia U gt Scatto soglia U gt 200 0 100 0 0 0 100 0 200 0 300 0 400 0 500 0 600 0 s Valore iniziale gradino p u Un 0 99 Valore finale gradino p u Un 1 27 Soglia U gt p u Un 1 1 Tempo di avviamento s 219 Ritardo d intervento dopo avviamento s 3 Tempo di intervento tempo avviamento ritardo d intervento s 222 Figura 24 Errore che consegue per il tempo di avviamento a causa dell errore del 5 sulla tensione d ingresso caso 1 338 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 U Um z i 2 n 3 Tempo avviamento a Tempo intervento Avviamento soglia U gt Scatto soglia U gt 200 0 100 0 0 0 100 0 200 0 300 0 400 0 500 0 600 0 Is Valore iniziale gradino p u Un 0 Valore finale gradino p u Un 1 27 Sog
111. specificati al par E 4 Il punto di variazione della tensione da un valore iniziale ad un valore finale inteso coincidente con il passaggio per lo zero della forma d onda in almeno una fase Le prove di seguito specificate sono intese con applicazione di tensione agli ingressi della PI nel caso la PI effettui la misura delle tensioni concatenate direttamente in BT oppure impieghi TV I oppure TV NI rispondenti alle norme di prodotto CEI EN 60044 2 e CEI EN 60044 7 In tal caso la tensione viene direttamente applicata alla PI mediante cassetta prova rel agli ingressi primari di un unica apparecchiatura integrata che svolga le funzioni di Pl e trasduttori SPI integrato In tal caso la tensione deve essere applicata al SPI mediante TV elevatori aventi classe di precisione 0 2 o migliore caricati alla loro prestazione nominale e connessi con gli avvolgimenti a tensione inferiore alle uscite della cassetta prova rel e con gli avvolgimenti a tensione superiore agli ingressi del SPI integrato La precisione che deve essere considerata nell esecuzione delle prove funzionali deve comprendere perla PI la precisione del rel sommata alla precisione della cassetta di prova perla SPI integrata la precisione del SPI sommata alla precisione della cassetta di prova e dei TV elevatori NOTA Prima di procedere alle prove il SPI deve essere correttamente identificato da parte del laboratorio di prova o dall organismo di certi
112. statico alla rete per sopraelevazioni della tensione di valore pari a 1 25 Un con durata non inferiore a 100 ms e di valore pari a 1 2 Un con durata non inferiore a 500 ms OVRT 13 Zona di distacco ammesso 1 25 i 12 Wd m 115 Caratteristica OVRT 1 115 11 Zona di distacco non ammesso Caratteristica LVRT Tensione Vn e y Zona di distacco ammesso eg 2 3832 232383 2 s 2 2 3 Ei a S R 8 R E 8 8 1100 1200 1300 1400 1500 601 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 Tempo ms Figura 19 Caratteristica V t LVRT e OVRT per i generatori statici 100 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Vengono di seguito indicati in dettaglio i requisiti funzionali richiesti a Caratteristica V t in sotto tensione LVRT di Figura 19 1 il generatore non deve disconnettersi dalla rete nella zona tratteggiata ovvero nella zona al di sopra e lungo i punti della caratteristica V t indicata dove V la tensione concatenata nel punto di connessione Tali valori sono espressi in percentuale della tensione nominale MT concatenata 9 In questa zona consentito interrompere temporaneamente l erogazione della potenza attiva erogata prima dell insorgenza del guasto 2 nella zona sottostante in colore grigio il generatore pu scollegarsi dalla rete 3 il comportamento previsto dalla curva di Figura 19 deve essere garantito a fronte
113. terra TRA ITHSOHBITH 2 kV fase terra B 2002 12 D i d gradini succ n i gradini successivi gradini successivi Immunit ai disturbi CEI EN 60255 22 6 condotti indotti da campi 61000 4 6 10 V 10 V 10 V 10 V A 2001 11 in radiofrequenza 100 V rms diff CEI EN 60255 22 7 Prove di immunit alla 300 V rms com 2003 09 frequenza di rete 610007416 10 s solo sulle B entrate binarie Interruzione della tensione 19010 FIGUZIONE EN 60255 11 PME per 50 ms 2010 01 ausiliaria in corrente 61000 4 29 Requisiti per la VRT B continua con UPS IEC 61000 4 8 Campo magnetico a 61000 4 8 30 A m continuo A 2009 09 frequenza di rete 300 A m 1 s VOINO3L VINHON 60 7L07 9L 0 139 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 E 4 4 Prove di compatibilit ambientale Ai fini dell accettazione durante le prove climatiche devono essere verificate almeno le seguenti funzioni e minima tensione e minima frequenza e telescatto Per tali funzioni saranno da verificare e soglie di intervento e tempi di intervento Tabella 24 Elenco e livelli di prova climatica Dettaglio Note Livelli di Prova Norme criterio S accettazione caldo secco 70 C 2 C 16 ore EN 60068 2 2 B caldo umido 40 C 2 C EN 60068 2 78 B Apparecchiatura non RH 93 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 B cambio temperatura 10 70 C 2 C EN 60068 2 14 B 3 ore 3 ore cal
114. valle del SPG integrato linea 1 Non ammesso alcun intervento della protezione per guasto a monte del SPG integrato linea 2 D 3 4 Prove di compatibilit EMC D 3 4 1 Generalit La protezione una funzione particolarmente importante nei sistemi di potenza abbinata alla sicurezza e salvaguardia sia della rete di distribuzione che degli impianti di produzione La protezione implica il riconoscimento di condizioni anomale anche in presenza di fenomeni elettromagnetici ed il conseguente comportamento corretto con la precisione e la rapidit che non devono essere soggette a degradazioni quali perdita delle funzioni di protezione ritardo nell attuazione della funzione di protezione interventi spuri Nelle prove EMC le funzioni di protezione non devono presentare alcuna degradazione La memorizzazione dei parametri di regolazione non deve essere influenzata dai fenomeni elettromagnetici Nelle prove EMC la memorizzazione dei parametri di regolazione non deve presentare alcuna degradazione 190 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ai fini dell accettazione durante le prove EMC condotte conformemente alla norma CEI EN 60255 1 devono essere verificate almeno le seguenti funzioni massima corrente di fase soglia gt gt massima corrente omopolare soglia gt gt direzionale di terra soglia 67N S1 Per tali funzioni saranno da verificare soglie di intervento tempi di interven
115. valori di frequenza e tensione previsti in N 5 1 1 lettere dalla a alla e accertandosi che il comportamento e le tempistiche di attivazione siano conformi a quanto la riportato N 5 1 2 d Su rete con modifica dei parametri di controllo in quest ultimo caso per effettuare le prove consentito regolare i parametri di frequenza e tensione che controllano le condizioni di parallelo del generatore in modo che siano al di fuori dei valori attuali della frequenza e tensione di rete Per verificare il tempo minimo di ritardo alla connessione avviamento o riconnessione dopo intervento delle protezioni si riporteranno poi durante la prova i valori rispettivamente dei limiti di U ammessa e di f a quelli di default 9096 U U 11096 U 49 90Hz f 50 10Hz Tutto ci a condizione che il sistema consenta di modificare i parametri con macchina collegata alla rete o comunque non in modalit stand by La sequenza di prova analoga a quanto riportato in N 5 1 1 Per i generatori eolici se la funzione implementata a livello di impianto la prova va effettuata sul controllore di impianto e se la prova eseguita secondo N 5 1 2 c le misure vanno effettuate sulla rete MT al punto di consegna N 5 2 Verifica della erogazione graduale della potenza attiva presa di carico All atto del parallelo la presa di carico deve avvenire in modo graduale con un gradiente positivo della potenza non superiore al 20 PM min dove PM la potenza attiva
116. viene disabilitata quando la potenza attiva P erogata rientra sotto il 50 di P punto B definito come lock out in potenza indipendente dalla tensione ai morsetti oppure la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore scende al di sotto del limite di lock out da impostare ad un valore di default pari a V ma che deve essere regolabile nell intervallo compreso tra 0 9V e V con intervalli di 0 01 Va Per i generatori eolici non sono previste soglie di lock in e di lock out la funzione attiva in tutto il range di tensione soglie in potenza N 6 3 1 Verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva standard di erogazione cosq f P per i generatori statici Le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su banco di prova purch quest ultimo sia rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore disponibilit di sorgente primaria simulata come riportato in Allegato Q L uscita del generatore potr essere collegata alla rete pubblica oppure ad un simulatore Ai fini della verifica della funzionalit del meccanismo di Lock in in tensione si proceder alla variazione dei parametri che regolano questa funzione nel primo caso su rete pubblica oppure alla regolazione diretta della tensione applicata ai morsetti di uscita del generatore nel caso di rete simulata mantenendo i parametri di Lock In
117. viene generalmente adottato per le verifiche di LVRT capability dei generatori eolici tramite l utilizzo di unit mobili equipaggiate con tutte le apparecchiature di potenza protezione controllo e misura necessarie alla esecuzione del protocollo completo di misure direttamente in campo sull unit di generazione installata nel suo assetto definitivo interponendo il circuito tra la rete ed i morsetti del trasformatore MT BT del generatore 309 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Lo stesso tipo di equipaggiamento pu essere utilizzato per la esecuzione delle prove anche su generatori con fonte primaria diversa quali ad esempio i generatori statici utilizzati per applicazioni in ambito fotovoltaico Le prove possono essere effettuate utilizzando ad esempio il circuito di prova riportato in Fig 26 Gli abbassamenti di tensione sono riprodotti da un circuito che simula un cortocircuito collegando le 3 oppure le 2 fasi a terra tramite una impedenza Z2 oppure collegando le 3 o 2 fasi insieme tramite la stessa impedenza Gli interruttori S4 ed S servono a definire i profili temporali delle singole sequenze di prova Simulatore di corto circuito I i i I i I A I Rete MT S1 Trasformatore i I I Figura 26 Esempio di circuito di prova per simulare gli apbassamenti temporanei di tensione Per il dimensionamento del circuito di prova valgono le seguenti considerazioni gt limpedenza Z serve a limitare l effetto del corto
118. vincoli normalmente imposti agli Utenti in fase di connessione pu essere valutata l alimentazione dello stesso mediante linea in antenna secondo le condizioni economiche definite dall AEEG In questo caso di concerto con il Distributore possono essere superate le restrizioni circa e la consistenza di ciascuna sezione di trasformazione MT BT installabile par 8 5 13 e la potenza massima complessiva di trasformatori MT BT installabili par 8 5 14 e il tempo necessario per garantire selettivit di intervento delle protezioni dell Utente rispetto alle protezioni di rete par 8 5 12 7 8 8 Regole tecniche di connessione per gli Utenti attivi Nel caso di Utenti attivi oltre alle prescrizioni generali di cui in 8 4 8 5 8 6 8 7 si devono rispettare e le prescrizioni della Norma CEI 0 21 per gli utenti con potenza complessiva dei gruppi di produzione fino a 30 kW e che non superi il 30 della potenza disponibile per la connessione e le prescrizioni di cui ai paragrafi seguenti per tutti gli altri casi utenti con potenza complessiva degli impianti di produzione oltre i 30 kW oppure la cui potenza complessiva dei gruppi di produzione superi il 3096 della potenza disponibile per la connessione Nel seguito del paragrafo le prescrizioni sono riferite alla potenza nominale delle unit di generazione espressa in kilowatt 82 Le disposizioni del presente articolo non si applicano agli utenti attivi con impianti di produzion
119. y residua s Prova monofase a i Rg Q i e Risultato atteso compensazione c i i 1E 3x10g terra della rete Fase i Fase i Fase 2 a NI A 01 3 Modulo A 01 3 Modulo A 0113 A rj D 1 100 65 0 93 2 37 6 52 4 92 4 49 9 149 2 41 7 Scatto soglia 10 gt 2 100 65 1000 59 8 24 5 51 0 92 7 50 8 147 9 9 0 Scatto soglia 10 gt 3 100 65 2000 55 5 25 4 50 9 92 6 50 8 147 8 4 8 Scatto soglia 10 gt 4 100 65 7000 52 1 26 7 50 8 92 5 50 8 147 6 1 5 Nessuno scatto 5 200 95 0 80 4 23 3 54 9 90 8 49 9 152 5 28 8 Scatto soglia 10 gt 6 200 95 1000 58 8 25 2 52 4 91 0 51 3 150 2 8 1 Scatto soglia 10 gt 7 200 95 2000 55 6 26 6 52 1 91 0 51 4 149 8 4 5 Scatto soglia 10 gt 8 200 95 7000 52 8 28 2 51 7 90 9 51 5 149 4 1 5 Nessuno scatto 9 Scatto soglia 10 gt gt Scatto soglia 10 gt Scatto soglia 10 gt Nessuno scatto Scatto soglia 10 gt Scatto soglia 10 gt 1 2 3 Correnti da applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare Convenzionalmente gli angoli sono considerati positivi in anticipo Scatto soglia 10 gt Nessuno scatto VOINOAL VAYJON 60 v102 9L 0 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 D 3 3 3 2 Prove su SPG con direz
120. 0 5Qmin 50 1 09Vn 0 5Qmin 60 1 09Vn 0 5Qmin 70 1 09V 0 5Qmin 8096 1 09V 0 5Qmin 9096 1 09V 0 5Qmin 10096 1 09Vn 0 5Qmin 100 1 1V Qmin 100 gt 10 1 1V Qmin 10 gt lt 5 0 lt 5 Sn Con modalit analoghe si dovr registrare il comportamento secondo la curva caratteristica Q f V anche in produzione di reattivo operando ai limiti inferiori di tensione fissati ad esempio in V2i 0 9V e V1i 0 92 Vha Durante la prova in sotto tensione ammesso che l apparecchiatura sotto test limiti la potenza attiva massima per poter erogare la potenza reattiva richiesta secondo la curva caratteristica rimanendo entro i limiti di massima corrente erogabile cfr come definita dalla curva di capability N 6 4 2 Verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva caratteristica Q f V per i generatori eolici Le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su banco di prova purch quest ultimo sia rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore per i generatori FC disponibilit di sorgente primaria simulata AC come riportato in Allegato V L uscita del generatore potr essere collegata ad un simulatore in grado di operare a piena potenza nel campo 0 9V 1 1V oppure direttamente alla rete pubblica In quest ultimo caso la verifica dovr essere effettuata modificando di volta in volta i param
121. 0909 0 e insieme al tempo di eliminazione del guasto consentono di dimensionare e verificare l efficacia degli impianti di terra secondo quanto previsto dalla Norma CEI 99 3 e dalla Guida CEI 11 37 Il tempo di eliminazione della corrente di guasto a terra deve essere calcolato secondo quanto prescritto dalla Norma CEI 99 3 L impianto di terra dell Utente relativo alla connessione considerata deve essere dimensionato in modo che la corrente di guasto a terra di cui sopra non dia luogo a tensioni di contatto e passo superiori ai valori ammissibili indicati nella Norma CEI 99 3 in relazione al tempo di eliminazione del guasto 5 1 1 9 Livelli di tenuta degli isolamenti livelli minimi di tenuta degli isolamenti da applicarsi nell impianto di Utente per la connessione devono essere comunicati dal Distributore e devono essere conformi a quanto prescritto dalle Norme CEI EN 60071 1 e CEI EN 60071 2 o superiori 5 1 2 Caratteristiche di esercizio 5 1 2 1 Funzionamento della rete livelli di tensione delle reti AT sono determinati dalla struttura e dall esercizio della RTN a seconda della presenza di stazioni AAT AT e di unit di produzione nonch dalle regolazioni sulle medesime unit e stazioni Pertanto tali valori sono determinati dal Gestore e riportati in un apposito documento che viene aggiornato periodicamente In tale documento sono riportati i livelli minimo e massimo del valore della tensione efficace nelle seguenti condiz
122. 1 450 1 450 Fattore limite di precisione effettivo F 164 71 132 37 95 68 85 87 60 74 54 55 50 50 31 76 Linearit del TA sino ad una corrente primaria p KA 8 16 47 19 85 19 14 21 47 18 22 21 82 25 25 19 06 Durata del cortocircuito t s 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 Energia specifica di cortocircuito trasferita sul secondario del TA Ft A s 195 313 86 806 48 828 31 250 21 701 12 207 7 813 5 25 Sovraccaricabilit transitoria 1 s dei circuiti ampermetrici riferita 100 100 50 50 50 50 50 50 alla In dei circuiti stessi k Sovraccaricabilit transitoria del rel di protezione Pt rete A s 250 000 250 000 62 500 62 500 62 500 62 500 62 500 62 500 Sovraccaricabilit transitoria dei collegamenti al rel di protezione Pt coi A s 476 100 476 100 475 100 476 100 476 100 476 100 476 100 476 100 Verifica di tenuta al ctocto del secondario del TA Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Tempo di saturazione secondo la Norma CEI EN 60044 6 Tsai ms 10 11 10 11 11 10 11 10 verifica A dovuta alla componente Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva unidirezionale 7sa gt 10 ms VOINDAL VAYJON 60 7L07 9L 0 139 96 Tabella 20 Esempio di verifica di TA di fase con corrente secondaria di 1 A la colonna in giallo si riferisce a TA automaticamente idonei
123. 1 Caratteristiche delle reti AT mme 5 2 Caratteristiche delle reti MT II Criteri per la scelta del livello di tensione e degli schemi di connessione alle reti URN MEE E 6 1 Obiettivi e regole general satori oin etcetera lt e eb be edat 6 2 Definizione della connessione ee nere 6 3 Determinazione del livello di tensione e del punto di inserimento passo P1 6 4 Definizione dello schema d inserimento dell impianto passo P2 Connessiorne alle reti AT epe e tet ated T1 Schemi di mserimento i ne eie dated esae ied Landed a dead cba 7 2 Schema dell impianto per la connessione i 7 3 Soluzioni indicative di connessione m 1 4 Schemi di connessione e eere i 7 5 Regole tecniche di connessione comuni a tutte le categorie di Utenti 7 6 Regole tecniche di connessione per gli Utenti passivi 7 7 Regole tecniche di connessione per Utenti attivi e 7 8 Regole tecniche per la connessione delle reti interne d utenza Connessi ne alle reti MT aia aep M dt tii iMd 8 1 Schemi di inserimento e ee hee eene rnnt 8 2 Schema dell impianto per la connessione 8 3 Soluzioni indicative di connessione 8 4 Schema dell impianto di utenza per la connessione 8 5 Regole tecniche di
124. 1 Un T 0 05 5s gt setting 200 ms cfr NOTA successiva Massima tensione HH 59 82 T o gt residua 59 V ran 1 Un 1 3 Un T 0 05 1s 0 05 0 4 Urn Y A Massima tensione y xi Un m x gt di sequenza inversa 59 Vi T 0 05 5s Scatto 0 05 0 50 Un En OR La SPI 81 lt S2 E a Si Minima tensione n 47 50 Hz T 0 06 5s di sequenza diretta 27 Vd gt gt X 0 10 0 90 Un En 81 gt S2 T D gt Sblocco voltmetrico 81 V 50 52 Hz T 0 06 5s 81 lt S1 47 50 Hz gt OR S L 81 gt S1 dg T gt 50 52 Hz AND T 0 06 5s Reset time setting 2 default setting 30 s cfr NOTA successiva Li 0 gt T 1 2408 Teledistacco Figura 22 Schema logico funzionale del SPI NOTA Reset time setting 1 200 ms serve in caso di arco intermittente o all estinzione del guasto per evitare continui avviamenti e ricadute dell avviamento 59VO i Reset time setting 2 30 s trasformatori trasduttori per la misura della sola tensione residua 3 trasduttori fase terra possono essere posti anche a valle lato generatore del DDI In questo caso il SPI sulla base del comando di chiusura intenzionale manuale da automatismo in telecomando del DDI deve impostare automaticamente i tempi di intervento delle soglie 81 gt S2 81 lt S2 59V a 0 20 s mantenendo inalterati i tempi di intervento delle restanti soglie per un certo tempo dopo la chiusura del DDI 30 s Tale solu
125. 16 2014 09 All interno del locale di misura per la connessione al complesso di misura ed in prossimit dei TA e TV per la connessione dei cavi sui morsetti secondari dei trasformatori di misura i tubi devono essere fissati a vista cavi di misura non devono percorrere vie in comune con i cavi di potenza n devono correre paralleli ad essi i cavi medesimi non devono essere utilizzati per scopi diversi dalla realizzazione del complesso di misura salvo quanto sopra disposto circa la rilevazione della qualit del servizio elettrico Lo schermo dei cavi per la connessione dei circuiti secondari di misura e la parte metallica dei tubi flessibili di protezione devono essere collegati a terra ad entrambe le estremit ad un unico impianto di terra Il contatore e l eventuale quadro devono essere collocati in un locale di misura appartenente all impianto di utenza per la connessione preferibilmente dedicato all installazione del contatore o quadro di misura il locale ed il contatore installato devono essere usualmente accessibili al Distributore e all Utente senza dover ricorrere all utilizzo di mezzi speciali Il locale deve essere inoltre adeguatamente illuminato provvisto di alimentazione elettrica BT per l uso di dispositivi e attrezzature per la verifica privo di ostacoli per l esecuzione in sicurezza delle operazioni di manutenzione o verifica del contatore o quadro di misura Per le prescrizioni circa l alimentazione in BT vale qua
126. 20 ms Sistema di controllo e registrazione associato alla PG Le caratteristiche che deve possedere un dispositivo di memorizzazione degli eventi da associare alla PG al fine di essere utilizzato per le attivit di controllo da parte del Distributore nella soluzione di SPG integrato sono le stesse di cui al par C 3 Il dispositivo realizzato secondo le presenti prescrizioni si intende idoneo a soddisfare quanto prescritto dalla Delibera 247 04 art 33 15 per quanto attiene le informazioni relative alla PG Le necessit di impiego del dispositivo qui specificato sono dettagliate al par 8 5 12 3 197 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato E normativo Caratteristiche e prove del Sistema di Protezione di Interfaccia SPI Nel presente Allegato sono riportate le caratteristiche e le modalit di prova del Sistema di Protezione di Interfaccia SPI Vanno inoltre applicate per quanto possibile le Norme della serie IEC 60255 1 e correlate La specificazione delle caratteristiche e delle eventuali modalit di prova si rende indispensabile date le significative necessit di affidabilit e rapidit di intervento che il SPI deve garantire nel caso di guasti esterni all impianto dell Utente attivo allo scopo di eliminare nel pi breve tempo possibile il contributo al guasto dato dallo stesso Utente attivo E 1 Tipologie di prova Le tipologie di prove da eseguire sul SPI sono le seguenti e prove di tipo e prove di verifica
127. 3 di cui sopra effettuate a potenza ridotta Valgono le stesse considerazioni fatte in N 4 1 1 in merito alla registrazione dei risultati N 4 1 3 Generatori eolici DFIG prove con simulazione delle misure di tensione e frequenza in ingresso al sistema di controllo In subordine alle procedure descritte in N 4 1 1 e N 4 1 2 possibile prevedere la prova con simulazione delle misure di tensione e frequenza Questo nei casi in cui non sia possibile approntare i circuiti di prova specificati in N 4 1 1 e N 4 1 2 a causa delle caratteristiche costruttive e della taglia del convertitore oppure per mancanza di una sorgente di alimentazione e o di un simulatore di rete con caratteristiche e taglia idonea Le uscite del sistema di controllo devono essere in grado di funzionare in modo stabile sequenze analoghe alle Prove 1 2 e 3 di cui sopra effettuate in assenza di potenza Il riferimento di potenza del generatore dovr mantenersi stabile entro un limite di 5 S rispetto al valore impostato per tutta la durata di ciascuna sequenza di prova In aggiunta necessario dimostrare la capacit del generatore di poter assicurare il proprio corretto funzionamento nel campo di variazione della tensione e della frequenza considerando ad esempio anche possibili effetti di saturazione delle parti magnetiche A tale Scopo possono essere effettuate prove a potenza ridotta purch almeno pari a 30 kW e il sistema sia in grado di funzionare in modo stab
128. 4 54 160 2 2 60 120 0 nessuno scatto z 2 4 2 4 66 160 2 2 607120 0 scatto 67N S2 200 ms c 2 4 2 4 90 160 2 2 60 120 0 scatto 67N S2 200 ms E 2 4 2 4 114 160 2 2 60 120 0 scatto 67N S2 200 ms 0 2 4 2 4 126 160 2 2 60 120 0 nessuno scatto 2 4 2 4 66 180 2 2 60 120 380 nessuno scatto 6 2 4 54 160 5 2 60 250 0 nessuno scatto 6 2 4 66 160 5 2 60 250 0 scatto 67N S1 200 ms o 6 2 4 90 160 5 2 60 250 0 scatto 67N S1 200 ms z 6 2 4 180 160 5 2 60 250 0 scatto 67N S1 200 ms S 6 2 4 244 160 5 2 60 250 0 scatto 67N S1 200 ms d 6 2 4 256 160 5 2 60 250 0 nessuno scatto v 6 2 4 264 160 5 2 60 250 0 nessuno scatto 6 2 4 270 160 5 2 60 250 0 nessuno scatto 6 2 4 244 180 5 2 60 250 380 nessuno scatto In occasione della prova della soglia NI settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in isolato la soglia NC settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in regime di neutro compensato deve essere esclusa agendo opportunamente sulle regolazioni delle soglie di tensione e corrente omopolare e o sul tempo di ritardo intenzionale viceversa in occasione della prova della soglia NC regime di neutro In occasione della prova della soglia NI settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in regime di neutro isolato la soglia NC settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in regime di neutro compensato
129. 45 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 7 5 3 2 Criteri di dimensionamento La separazione tra Utente e Distributore in termini di responsabilit nell esercizio con riferimento alle attivit di conduzione e manutenzione dell impianto di connessione deve essere ben individuabile sugli schemi e ben visibile in sito Per gli impianti gi in esercizio la separazione deve essere realizzata compatibilmente con la struttura d impianto esistente ed in particolare con gli spazi disponibili La Norma CEI 99 3 il di riferimento per la progettazione e la costruzione dell impianto per la connessione componenti dell impianto devono rispondere agli standard normativi CEI e CENELEC applicabili Tutte le apparecchiature dovranno essere dimensionate in modo compatibile con le caratteristiche della rete nel punto di inserimento p e tensioni e correnti nominali correnti di cortocircuito ecc Le dimensioni dell area occupata dagli impianti e dai fabbricati devono essere tali da rispettare le distanze di sicurezza ed ogni vincolo stabilito dalle Norme CEI vigenti Il Distributore pu modificare le caratteristiche dell energia che fornisce all Utente ovvero i propri impianti nonch i criteri di esercizio della rete sulla base dell evoluzione della normativa del progresso tecnologico che interessa sistemi ed apparecchiature e della situazione regolatoria alla luce delle pi recenti e affidabili acquisizioni tecniche e scientifiche o a standar
130. 5 V 9o E 9 Tempo di avviamento 59Vi per lo sblocco voltmetrico lt 40 ms E 3 7 Sblocco voltmetrico Minima tensione sequenza diretta 27Vd La tensione di sequenza diretta pu essere misurata sulle tensioni concatenate oppure sulle tensioni di fase campi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia 27V 0 10 0 90 V o E a gradini di 0 05 Vno En Tempo di avviamento 27V per lo sblocco voltmetrico lt 40 ms E 3 8 Tempo di ricaduta dello sblocco voltmetrico Reset time setting 2 1 240 s a gradini di 1 s E 4 Verifiche e prove di tipo La Pl o il SPI integrato deve essere sottoposta alle seguenti prove di tipo funzionali vedi E 4 2 compatibilit EMC vedi E 4 3 compatibilit climatica vedi E 4 4 isolamento vedi E 4 5 sovraccaricabilit dei circuiti di misura vedi E 4 6 Per qualsiasi Pl o SPI integrato deve sempre essere possibile verificare il corretto funzionamento dello stesso secondo le soglie ed i tempi impostati La verifica positiva quando lo scatto avviene nei limiti di errore seguenti per almeno 5 prove consecutive lt 2 per le soglie di tensione t 20 mHz per le soglie di frequenza 3 20 ms per i tempi di intervento esclusa la soglia 59 51 per le motivazioni di cui ai par E 4 2 1 1 e E 4 2 1 2 variazione dell errore durante la ripetizione delle prove lt 1 per le tensioni 20 mHz per le soglie di frequenza lt 1 9o 20 ms per i tempi di intervento 36
131. 6 2014 09 N 7 3 Verifica dell incremento automatico della potenza attiva in presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete Come indicato in 8 8 6 4 3 la prescrizione in oggetto allo studio pertanto al momento della pubblicazione della presente norma non prevista la esecuzione di prove di tipo per verificare questo requisito N 7 4 Verifica della limitazione della potenza attiva su comando esterno proveniente dal Distributore La capacit di ridurre la potenza attiva generata a seguito di segnale da remoto deve essere testata concordando con il costruttore del generatore la modalit di ricezione e trattamento del segnale Sar impiegata la procedura qui di seguito riportata Si partir impostando il generatore in modo da produrre il 10096 della potenza nominale Dopo 1 minuto di funzionamento si richieder di ridurre la potenza al 90 Si dar 1 minuto di tempo al generatore per eseguire il comando dopodich si dovr misurare il valore di potenza attiva media su 1 minuto Lo scostamento rispetto al set point nel minuto di misurazione dovr essere di 2 5 P perch la prova possa ritenersi superata Successivamente si proseguir richiedendo di ridurre la potenza di un ulteriore 1096 rimanendo a quel valore per altri 2 minuti e cos fino a raggiungere il valore di 096 PA La misurazione relativa al set point 1096 P si verificher in base alle prescrizioni normative in Allegato e quindi la p
132. 6 della tensione nominale per 10 minuti 2 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 120 della tensione nominale per 10 minuti verificando che l intervento si verifichi in un tempo compreso tra 210 s tempo corrispondente ad un errore del 2 5 sulla tensione e 375 s tempo corrispondente ad un errore del 2 5 sulla tensione 3 s dovuto all incertezza sull istante di aggiornamento del calcolo di valor efficace 3 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 100 della tensione nominale per 10 minuti verificando che il ripristino si verifichi in un tempo compreso tra 333 s tempo corrispondente ad un errore del 2 5 sulla tensione e rapporto di ripristino massimo di 0 97 e 552 s tempo corrispondente ad un errore del 2 5 sulla tensione e rapporto di ripristino mimino di 0 95 3 s dovuto all incertezza sull istante di aggiornamento del calcolo di valor efficace E 4 2 2 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzione di massima tensione Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso della funzione di massima tensione A Misura della precisione della soglia di intervento 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione pari al 90 della soglia regolata 3 aumentare la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichia
133. 67N in 51N L IMS pu essere omesso qualora la protezione sia in grado di commutare da 67N in 51N eseguendo costantemente almeno il controllo dell assenza di una o pi tensioni secondarie dei TV 66 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 5 1 Punto di connessione confini di competenza funzionale e di propriet L individuazione dei confini di competenza funzionale cio l insieme di impianti ed apparecchiature il cui esercizio e manutenzione sono posti in capo ad un determinato soggetto deve essere effettuata per il raggiungimento dei seguenti obiettivi e il controllo della continuit circuitale della rete da parte del Distributore ottenuta attraverso sezionatori interruttori quadri cavi ed apparecchiature elettriche e la chiarezza dei rapporti intercorrenti tra il Distributore e l Utente ai fini del corretto esercizio della rete elettrica e la chiara individuazione delle responsabilit inerenti la conduzione e la manutenzione di ogni singolo organo di manovra ai fini della sicurezza del personale durante i lavori sugli impianti e il mantenimento degli standard realizzativi e del coordinamento dei sistemi di protezione fra la rete di distribuzione ed impianto dell Utente Per ottemperare agli obiettivi suddetti necessario che gli organi di manovra facenti parte dell impianto di rete presso l utenza siano sempre accessibili agli incaricati del Distributore in turno continuo nell arco delle 24 ore della giornata e nell arco de
134. 9 B Si imposti la sorgente in modo che sia disponibile almeno la potenza nominale del generatore e si regoli la potenza attiva agendo sul controllo del generatore in modo da erogare il 2096 P a questo scopo si pu utilizzare l interfaccia software e le modalit che il Costruttore metter a disposizione purch ci non vada in alcun modo ad influire sull erogazione di potenza reattiva in funzione della curva in esame C Si misuri la potenza attiva la potenza reattiva ed il fattore di potenza cosg come medie a 1s riportando questi valori in una tabella vedi Tab 30 e in un grafico analogo a quello di Fig 20 D Si ripeta la misura di cui al punto c precedente aumentando la potenza attiva erogata agendo sulla regolazione dell inverter a scaglioni del 10 96 della potenza nominale dal 20 96 P fino al 100 96 P Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo del cosg rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard Acosp_max deve essere compreso tra 0 01 e 0 01 N 6 4 Erogazione assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica Q f V Secondo quanto stabilito in 1 3 tutti i generatori collegati a linee di media tensione devono poter assorbire o erogare potenza reattiva in modo automatico ed autonomo logica di controllo locale secondo la curva caratteristica Q f V riportata a titolo esemplificativo in Fig 21 La prova ha come scopo di verificare che il generatore op
135. 9 5 11125 4 122 8 2073 9 i 111 1 12 300 130 7500 11488 5 09 11730 6 119 8 11424 3 120 7 561 3 108 7 13 500 100 0 0 0 i 0 0 20000 0 150 0 20000 0 150 0 34641 0 180 0 14 500 10096 1000 8247 9 00 13502 3 132 2 13502 3 1322 9897 3 180 0 15 500 100 2000 9622 55 00 12619 8 127 6 12619 8 127 6 5773 5 180 0 11028 0 11815 0 11815 0 1557 0 Corrente di fase R IR 3 Modulo A Fase Corrente di fase S IS Modulo A Fase Corrente di fase T IT Modulo A Fase Modulo A Fase Corrente residua IE 3x10g Sfasamento di VE rispetto a Risultato atteso 93 2 37 6 52 4 92 4 49 9 149 2 41 7 46 1 133 9 Scatto soglia 67N S1 59 8 24 5 51 0 92 7 50 8 147 9 9 0 133 9 Scatto soglia 67N S1 55 5 25 4 50 9 92 6 50 8 147 8 133 9 Scatto soglia 67N S1 Nessuno scatto Scatto soglia 67N S1 Scatto soglia 67N S1 Scatto soglia 67N S1 Nessuno scatto Nessuno scatto Nessuno scatto Nessuno scatto Nessuno scatto Scatto soglia 67N S1 Scatto soglia 67N S1 Scatto soglia 67N S1 Nessuno scatto Correnti da applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di tensione di fase per ricavare la tensione omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la tensione omopolare mediante TV omopolare Correnti da
136. 9 la variante della curva rispetto allo standard consiste in una modifica del livello di potenza attiva in cui inizia la regolazione in assorbimento di potenza reattiva punto A con P 0 05 Pn La modalit suddetta abilitata in funzione di una tensione di lock in per esempio pari a 1 05 Vn il cui valore comunicato dal Distributore nel Regolamento di Esercizio Il valore di lock in deve essere regolabile tra Vn e 1 1 Vn con intervalli di 0 01 Il valore di lock out ad esempio pari a 0 98 Vn deve essere regolabile tra 0 9 Vn e Vn con intervalli di 0 01 252 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Qualora il Distributore prescriva una curva caratteristica ogni valore derivante dalla stessa deve essere regolato automaticamente dall inverter entro 10 s si veda a questo proposito le prove sul tempo di risposta di cui all Allegato N L implementazione dei requisiti di potenza reattiva avviene sui morsetti di uscita del convertitore Vengono di seguito precisate le modalit di funzionamento della regolazione automatica della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard cos q f P Al superamento del punto di lavoro P Pn 0 5 l inverter verifica se la tensione ai suoi morsetti superiore al valore critico per il lock in per esempio pari a 1 05 V comunque un valore inferiore al limite di funzionamento stabile secondo CEI EN 50160 Se la verifica positiva viene attivata la regolazione di reattivo loc
137. 95 induttivo nel caso di funzione implementata ai terminali del generatore eolico e un valore da indicare a cura del Distributore nel caso di regolazione realizzata a livello di impianto Per questo tipo di generatori non sono richieste soglie di lock in e di lock out e Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Vale quanto previsto al punto d 1 3 Erogazione assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva caratteristica Q f V In aggiunta a quanto previsto nel par 1 2 i sistemi di generazione devono consentire anche l erogazione assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita secondo curve caratteristiche Q f V come di seguito riportate Tale regolazione presuppone un funzionamento del generatore in punti interni alla propria capability P Q rettangolare secondo quanto specificato al par 8 8 5 3 46 Il controllo della potenza reattiva comporta una maggiore dissipazione sulla rete di media tensione Come stabilito nel presente paragrafo tale dissipazione pu essere ridotta al minimo attivando la regolazione automatica della potenza reattiva secondo una curva caratteristica cosg f P solo al superamento di un livello critico della tensione rilevata ai morsetti di uscita del convertitore L impianto di produzione opera quindi in assorbimento di reattivo s se eroga potenza attiva e solo quando la tensione mi
138. Ai fini della presente Norma l impianto di cogenerazione un particolare impianto di produzione destinato alla produzione di energia elettrica e calore 3 34 Impianto di utenza o di Utente Impianto di produzione o impianto utilizzatore nella disponibilit dell Utente 3 35 Impianto utilizzatore Insieme del macchinario dei circuiti delle apparecchiature destinate all utilizzo di energia elettrica 5 Si definisce generatore eolico aerogeneratore un sistema di generazione per la trasformazione della energia cinetica del vento in energia elettrica Comprende la turbina eolica il generatore elettrico il sistema di conversione i servizi ausiliari SA e le strutture di sostegno 6 A questa categoria appartengono anche generatori sincroni o asincroni connessi alla rete mediante interposizione di sistemi di raddrizzamento inversione inverter lato rete di distribuzione Questi generatori sono di fatto assimilati a generatori eolici FC 7 Vedi nota 4 10 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 36 Impianto per la connessione L insieme degli impianti realizzati a partire dal punto di inserimento sulla rete esistente necessari per la connessione alla rete di un impianto di Utente L impianto per la connessione costituito dall impianto di rete per la connessione e dall impianto di utenza per la connessione 3 37 Impianto di rete per la connessione La porzione di impianto per la connessione di competenza del Distrib
139. CIA PARTE DI RETE UTENTE ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA UTENZE PRIVILEGIATE DISPOSITIVO DI GENERATORE GENERATORE Figura 13 Schema di principio della connessione di un impianto di produzione Lo schema riportato in figura esemplifica il caso di generatore rotante per il quale si dia la possibilit di funzionamento in isola sui propri carichi privilegiati Nel caso di generatori statici o in generale non concepiti per funzionare in isola su propri carichi la collocazione delle utenze privilegiate deve essere riconsiderata caso per caso 8 8 3 Dispositivi previsti dispositivi aggiuntivi che devono essere presenti qualora l Utente sia dotato di impianti di produzione che possono entrare in parallelo con la rete Utente Attivo devono essere e dispositivo d interfaccia DDI in grado di assicurare sia la separazione di una porzione dell impianto dell Utente generatori ed eventualmente carichi privilegiati permettendo il loro funzionamento in modo isolato sia il funzionamento dell impianto in parallelo alla rete e dispositivo di generatore DDG in grado di escludere dalla rete i soli gruppi di generazione singolarmente ammesso che in relazione al particolare schema di impianto dell Utente pi funzioni siano assolte dallo stesso dispositivo purch fra la generazione e la rete di distribuzione siano sempre presenti due interruttori in serie tra loro o in alternativa un interruttore e un contattore Il dispo
140. DG ll comando di chiusura dell interruttore generale deve essere sempre regolamentato per non danneggiare persone o cose e deve essere esclusivamente impartito dall Utente 47 L insieme di sezionatore generale e interruttore generale tipicamente realizzato mediante un unico involucro nel seguito denominato Dispositivo Generale DG 68 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 5 3 2 Criteri di dimensionamento La separazione tra Utente e Distributore in termini di responsabilit nell esercizio con riferimento alle attivit di conduzione e manutenzione dell impianto di connessione deve essere ben individuabile sugli schemi e ben visibile in sito Il progetto la costruzione la manutenzione la riparazione e l esercizio dell intero impianto di Utenza per la connessione sono di esclusiva pertinenza dell Utente L impianto di Utente deve essere costruito a regola d arte e rispondere alla vigente legislazione in materia di sicurezza e igiene del lavoro tenendo in debito conto lo stato del neutro indicato dal Distributore Il cavo di collegamento MT comprese le due terminazioni deve essere il pi corto possibile massimo 20 m e di sezione almeno equivalente a 95 mm di rame Qualora non sia possibile la realizzazione dei locali di consegna e di Utente in strutture adiacenti ammesso previo consenso del Distributore derogare dalla presente prescrizione purch si impieghi un cavo in tratta unica con protezione meccanica addiz
141. DI 2 30 s Ci implica che il SPI debba avere in ingresso anche la posizione del DDI e quindi bisogna prevedere un ingresso nello schema con le prove sono specificate nell Allegato E II DDI a sua volta deve disporre di contatti ausiliari di posizione liberi da tensione generatori sincroni devono effettuare il parallelo tramite DDI o altro interruttore quindi necessitano di TV posizionati necessariamente a monte del DDI stesso I TV NI per la misura della tensione frequenza possono essere installati fase terra e non necessitano della resistenza antiferrorisonanza In caso di SPI operante su grandezze rilevate in BT f V e distanze elevate oltre 300 m dei trasformatori trasduttori per la misura della tensione residua dal SPI ammesso scorporare la funzione di 59 Vo ed installarla in prossimit di tali trasformatori trasduttori Tale protezione invier alla PI sia lo scatto che il consenso per lo sblocco voltmetrico Con tale soluzione deve essere previsto un opportuno monitoraggio della continuit della connessione con la PI prevedendo lo scatto della PI qualora la connessione risulti assente In tal caso le prove devono essere fatte sul complesso delle due protezioni e del canale di comunicazione 8 8 8 8 Protezione dei trasformatori trasduttori di tensione Nel caso si utilizzino TV NI a monte del DG gli stessi non necessitano di dispositivi di protezione a monte 114 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nel caso si ut
142. Dati i criteri di esercizio di cui al paragrafo precedente l eliminazione selettiva dei guasti avviene con criteri diversi per i guasti polifasi e per i guasti monofasi a terra In quest ultimo caso guasti monofasi a terra le logiche di protezione automazione di rete sono radicalmente differenti a seconda dello stato del neutro A neutro isolato il guasto monofase viene eliminato dall interruttore ad inizio linea ed il tronco di linea guasto viene poi disalimentato con l apertura degli IMS posizionati lungo la linea A neutro compensato il guasto monofase pu essere eliminato con la suddetta modalit oppure tramite la sola apertura degli IMS posizionati lungo la linea 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per quanto riguarda invece i guasti polifasi la loro rapida eliminazione conseguita con l adozione di protezioni di massima corrente sugli interruttori ad inizio linea sbarre di CP Tali protezioni di massima corrente sono dotate di pi soglie di intervento tipicamente a tempo indipendente qualora caso pi critico ai fini della selettivit tra protezioni di rete e di impianto Utente si attivi la soglia istantanea i tempi di eliminazione dei guasti polifasi sono tipicamente non superiori a 150 ms 200 ms Inoltre la rete MT normalmente dotata di dispositivi di richiusura tripolare automatica rapida e lenta Le impostazioni usuali della richiusura rapida sono di alcune centinaia di millisecondi valori specifici sono comunica
143. Durata del cortocircuito t s 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 0 50 Energia specifica di cortocircuito trasferita sul secondario del TA Pt A s 9 7 813 3 472 1 953 1 250 868 488 313 217 Sovraccaricabilit transitoria 1 s dei circuiti ampermetrici riferita 100 100 50 50 50 50 50 50 alla In dei circuiti stessi k Sovraccaricabilit transitoria del rel di protezione Pt jas A s 10 000 10 000 2 500 2 500 2 500 2 500 2 500 2 500 Sovraccaricabilit transitoria dei collegamenti al rel di protezione Pt co A s 211 600 211 600 211 600 211 600 211 600 211 600 211 600 211 600 Verifica di tenuta al ctocto del secondario del TA Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Tempo di saturazione secondo la Norma CEI EN 60044 6 Tsat ms 10 11 10 10 10 11 10 10 VENNER AOS PU MIE COMPRENE Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva Positiva unidirezionale 7sa gt 10 ms VOINDAL VAYJON 60 7L07 9L 0 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Note riferite a Tab 19 e Tab 20 15 D 4 Valori normalizzati CEI EN 60044 1 25 5 10 15 30 VA Valori normalizzati CEI EN 60044 1 5 10 15 20 30 Ra 0 84 pn 1000 exp 0 925 per TA con ln 5 A v CEI 11 35 Ria 8 4 fpn 1000 exp 0 925 per TA con sn 1 A E opportuno che il valore esatto venga fornito dal costruttore in quanto pu essere significativame
144. EA AEREA O CAVO DISTRIBUTORE UTENTE PASSIVO arf Man A spe y r 1 b STALLO UTENTE EVENTUALE ULTERIORE STALLO UTENTE NOTE 1 IN ASSENZA DISPOSITIVO GENERALE DG SONO AMMESSI FINO A TRE STALLI ED E AMMESSA UNA SOLA TERNA DI TV SULLA SBARRA UTENTE 2 IN ASSENZA DI DG SULL INTERRUTTORE DI OGNI MONTANTE AGISCE LA PROTEZIONE TIPICA DEL DG Figura 2 Inserimento in antenna schema ISx per Utenti passivi 40 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 E ENS Scd LINEA AEREA O CAVO NECESSARIA SOLO PER UTENTI CON PIU STALLI haa 7 n rin ES e i STALLO UTENTE EVENTUALE ULTERIORE STALLO UTENTE NOTE 1 SE E PRESENTE UN UNICA APPARECCHIATURA DI MISURA ADM APPENA A VALLE DEL PUNTO DI CONNESSIONE E SEMPRE NECESSARIO IL DG E POSSIBILE OMETTERE IL DG SE CIASCUNA ADM E POSTA A VALLE DEL RISPETTIVO DISPOSITIVO DI MONTANTE 2 IN ASSENZA DI DISPOSITIVO GENERALE DG SONO AMMESSI FINO A TRE STALLI ED E AMMESSA UNA SOLA TERNA DI TV SULLA SBARRA UTENTE 3 SULL INTERFACCIA DI OGNI MONTANTE AGISCONO LE PROTEZIONI TIPICHE DEL DG AGISCONO ANCHE LE PROTEZIONI DI INTERFACCIA QUALORA TALI FUNZIONI SIANO PREVISTE E NON SIANO ASSOLTE DA ALTRI INTERRUTTORI A VALLE Figura 3 Inserimento in antenna schema ISx per Utenti attivi che si configurino come punti di immissione 41 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 7 5 Regole tecniche di connessione comuni a tutte le categ
145. ENTO CONSENTITO Distributore Utente NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 H 6 Schema d installazione TA I e TV I per DG coincidente con DDI per TO vedi schema H 1 6a POSIZIONAMENTO IDEALE 6b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributor Distributor Utente Utente 6c POSIZIONAMENTO CONSENTITO 6d POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributo Distributor Utente Utente NOTA Il DDI pu non coincidere in MT con il DG o essere posizionato lato BT L SPG e l SPI possono essere integrati in un unico apparecchio 247 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 H 7 Schema d installazione TA I e TV I per SPG e TV NI per SPI per DG coincidente con DDI per TO vedi schema H 1 7a POSIZIONAMENTO IDEALE 7b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributor Utente Distributor Utente 7c POSIZIONAMENTO CONSENTITO 7d POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributo Utente Distributo Utente NOTA Il DDI pu non coincidere in MT con il DG o essere posizionato lato BT SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 H 8 Schema d installazione per DG coincidente con DDI TA NI e TV NI per TO vedi schema H 1 8a POSIZIONAMENTO IDEALE 8b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Distributor Utente Utente NOTA Il DDI pu non coincidere in MT con il DG o essere posizionato lato BT TV NI e TA NI possono anche essere posizionati reciprocamente
146. G A Soglia gt gt valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim Guasto ms valore limite prescritto ms Soglia gt gt gt valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim guasto ms valore limite prescritto ms Protezione di massima corrente di terra Soglia h gt valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim guasto ms valore limite prescritto ms Soglia gt gt se prevista valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim guasto ms valore limite prescritto ms Protezione direzionale di terra soglia per neutro isolato NI se prevista settore impostato sulla PG settore limite prescritto Soglia Vo valore impostato sulla PG V valore limite prescritto V Soglia lo valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim guasto ms valore limite prescritto ms Protezione direzionale di terra soglia per neutro compensato NC se prevista settore impostato sulla PG settore limite prescritto Soglia Vo valore impostato sulla PG V valore limite prescritto V Soglia lo valore impostato sulla PG A valore limite prescritto A tempo di elim guasto o ms valore limite prescritto ms La prova di apertura del DG per azio
147. G 83 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Caso 1 Selezione del guasto mediante apertura dell interruttore di linea e richiusura Previa comunicazione scritta al Distributore l Utente pu regolare il SPG in modo che l estinzione completa del guasto per apertura dello stesso DG avvenga in un tempo complessivo non superiore a 200 ms Un simile ritardo all apertura del DG finalizzato alla ricezione dei segnali di blocco provenienti dalle protezioni a valle Per guasti appena a valle del DG il SPG deve comunque essere in grado di completare l apertura entro 200 ms considerando la contestuale apertura dell interruttore di linea tipicamente in grado di estinguere il guasto in tempi compresi tra 70 ms e 150 ms Ci significa che la PG deve essere in grado di individuare il guasto entro 50 ms e in assenza di segnale ricevuto da uno dei dispositivi a valle deve inviare il successivo comando di apertura dell interruttore generale anche se l estinzione della corrente di guasto gi avvenuta grazie all apertura dell interruttore di linea del Distributore 73 Caso 2 Selezione del guasto sulle utenze finali senza apertura dell interruttore di linea prevista per un Utente che si trovi nelle condizioni sotto riportate e rientri nei requisiti fissati dall AEEG requisiti di tipo A 4 e Sia connesso a una linea con caratteristiche tecniche fissate da ciascun Distributore cio tale da consentire un ritardo intenz
148. Gestore Le caratteristiche del contatore devono esser compatibili con le esigenze relative al trattamento della misura di energia elettrica stabilite da AEEG La composizione e le caratteristiche del sistema di misura devono essere autocertificate dall Utente e comunicate al Distributore Il sistema di misura deve essere verificato prima della messa in servizio secondo quanto disposto ai paragrafi precedenti in questo caso la verifica deve prevedere la prova di telelettura da parte del sistema di acquisizione del Distributore All esecuzione delle verifiche sia iniziali sia periodiche deve essere garantita la possibilit di presenza da parte di incaricati del Distributore un opportuno rapporto di verifica deve essere redatto a cura dell Utente e inoltrato in copia al Distributore medesimo L Utente deve garantire in ogni istante la telelettura del contatore 132 NORMA TECNICA gt CEI 0 16 V1 2013 12 Parte 8 Contratto per la connessione obblighi informativi e documentazione 13 Contratto per la connessione obblighi informativi e documentazione Nel presente articolo sono riportate puntualmente tutte le informazioni che devono essere scambiate tra Distributore e Utente nel processo di connessione Il complesso di tali informazioni deve essere riportato nel contratto per la connessione Tutti i dati che sono oggetto di comunicazione agli Utenti devono essere comunicati al momento della stipula del contratto di connessione e
149. L ingresso digitale sar connesso ad un rel di tensione posto in serie al circuito a mancanza che determina l apertura del DDI In alternativa la conferma di apertura pu essere ricevuta tramite la posizione dei contatti ausiliari del DDI Per il DI le possibili soluzioni realizzative sono le seguenti e Contatto ausiliario del DDI e Rel di corrente posto in serie al circuito a mancanza di tensione che determina l apertura del DDI vedi figura soluzione ammessa per impianti esistenti e Contatto ausiliario dalla protezione di interfaccia opportunamente ritardato alla ricaduta almeno 30 s soluzione ammessa per impianti esistenti 266 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Interfaccia Pl GS IN Bobina a mancanza DDI Circuito a mancanza apertura DDI Cavo seriale Comando Apertura Conferma Apertura M 6 Modalit di funzionamento l funzionamento basato sullo scambio di opportuni messaggi SMS tra il modulo di Interfaccia e il sistema centrale di gestione del Distributore M 6 1 Distacco del generatore Considerando un Utente Attivo avente codice POD x il distacco del generatore avverr con la seguenti modalit DISTRIBUTORE gt DISTACCO utenza x Il modulo di interfaccia interpreta il messaggio confrontandolo con quello memorizzato al suo interno secondo le indicazioni del Distributore e attiva l uscita digitale con segnale a livello collegata alla protezione di inter
150. Mantenere tali condizioni per almeno 5 s verificando il non intervento delle protezioni di massima frequenza Durante la prova della soglia restrittiva di massima frequenza a consenso voltmetrico il comando locale deve essere mantenuto nello stato alto stato logico 1 2 Applicare una variazione a gradino della frequenza con valore della fondamentale pari alla soglia impostata aumentata di 200 mHz e mantenendo lo stesso contenuto armonico di Tab 2 Verificare che la protezione intervenga nel tempo di intervento impostato con le relative tolleranze B Verifica di insensibilit alle armoniche della protezione di minima frequenza soglia permissiva e soglia restrittiva a consenso voltmetrico 1 Alimentare la PI o il SPI integrato con una terna di sequenza diretta del 10096 della nominale alla frequenza fondamentale di valore pari alla soglia impostata di minima frequenza aumentata di 200 mHz e con il contenuto armonico della Tab 2 Mantenere tali condizioni per almeno 5 s verificando il non intervento delle protezioni di minima frequenza Durante la prova della soglia restrittiva di minima frequenza a consenso voltmetrico il comando locale deve essere mantenuto nello stato alto stato logico 1 2 Applicare una variazione a gradino della frequenza con valore della fondamentale pari alla soglia impostata diminuita di 200 mHz e mantenendo lo stesso contenuto armonico di Tab 2 Verificare che la protezione intervenga nel tempo di intervento imp
151. Misura energia scambiata M2 Misura energia prodotta Carichi Utente ed eventuali servizi ausiliari Figura 24 Schema di collegamento dei sistemi di misura per i punti di prelievo di un Utente attivo con carico proprio Ai sensi dei provvedimenti dell AEEG il Distributore responsabile del servizio di misura dell energia elettrica prodotta da impianti di produzione di potenza complessiva fino a 20 kW maggiore di 20 kW che richiedano al Distributore il servizio di misura In tali casi Il sistema di misura utilizzato deve essere conforme alle relative norme di prodotto richiamate in 12 2 per il sistema di misura dell energia elettrica scambiata requisiti funzionali si intendono invece integrati dalle disposizioni del AEEG e dovranno assicurare la rilevazione richiesta requisiti antifrode potranno essere integrati dalle disposizioni dell Agenzia delle Dogane dati di misura di energia elettrica devono essere accessibili ai diversi soggetti autorizzati dall AEEG Il Distributore fornisce ed installa secondo le proprie modalit tecniche il sistema di misura M2 vedi Figura 24 e Figura 25 costituito da un contatore e da eventuali TA dedicati conforme alle indicazioni della AEEG L Utente tenuto a predisporre il proprio impianto ai fini del rispetto dei requisiti riportati al punto 12 5 Il Distributore apporr appositi sigilli sulla coprimorsettiera di ingresso del contatore dell energia elettrica prodotta su
152. Nei paragrafi seguenti sono indicate le caratteristiche ed i requisiti funzionali minimi del sistema di misura 12 1 Localizzazione dei sistemi di misura dell energia elettrica Di seguito descritta la localizzazione dei sistemi di misura dell energia elettrica 12 1 4 Punti di prelievo di Utenti passivi Per i punti di prelievo di Utenti passivi schema di collegamento fra la cabina consegna e impianto come rappresentato in Figura 7 il sistema di misura dell energia elettrica prelevata installato nell impianto di rete presso l utenza immediatamente a monte del punto di connessione lato rete M1 nella Figura 23 Rete MT Carichi Utente Figura 23 Schema di collegamento di misura per i punti di prelievo di un Utente passivo 12 1 2 Punti di prelievo di Utenti attivi Per i punti di prelievo di Utenti attivi con carico proprio schema di collegamento fra la cabina consegna e impianto come rappresentato in Figura 7 eventualmente comprensivo anche dei servizi ausiliari il sistema di misura dell energia elettrica prelevata e immessa installato nell impianto di rete presso l utenza immediatamente a monte del punto di connessione M1 nella Figura 24 mentre il sistema di misura dell energia elettrica prodotta installato il pi vicino possibile ai morsetti del generatore e comunque a monte del carico proprio e degli eventuali servizi ausiliari M2 nella Figura 24 121 NORMA TECNICA o CEI 0 16 2014 09 Rete MT M1
153. Norma Italiana Data Pubblicazione CEI 0 16 2014 09 Titolo Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica Title Reference technical rules for the connection of active and passive consumers to the HV and MV electrical networks of distribution Company Sommario La presente edizione della Norma CEI 0 16 la versione consolidata della stessa CEI 0 16 2012 12 dell Errata Corrige 2013 05 e della V1 2013 12 La presente Norma stata elaborata dal CEl a seguito di quanto indicato nella delibera dell Autorit per l energia elettrica e il Gas AEEG 84 12 che rende obbligatorio il recepimento degli Allegati A70 e A72 del codice di rete del Gestore della rete di trasmissione nazionale TERNA s p a La presente Norma tiene conto di innovazioni tecniche che si stanno delineando sia a livello nazionale che europeo con riferimento alla prossima realizzazione delle smart grid e pi in generale di segnali di comando trasmessi dai Distributori mirati a compensare situazioni locali o generalizzate correlate ai parametri afferenti alla qualit del servizio elettrico reso all utenza Gli Allegati contengono i principi che rendono possibile un corretto esercizio degli impianti di generazione diffusa al fine di salvaguardare la sicurezza la continuit e la qualit anche del servizio di trasmissione nazionale dell energia elettrica oltre a quello fornito da
154. ORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 Per quanto riguarda i trasformatori trasduttori di corrente di fase TA esse possono essere del tipo TA I TA T o TA NI Qualora si impieghino i TA T oppure i TA NI gli stessi possono essere installati a monte del DG Qualora si impieghino i TA I gli stessi possono essere installati solo a valle del DG Ovviamente vanno tenuti in considerazione gli eventuali interventi da parte del Distributore per la messa in sicurezza del cavo di collegamento in caso di intervento sui TA medesimi Qualunque intervento del personale del Distributore necessario per mettere a terra e in sicurezza l impianto dell Utente o sue parti deve essere regolato nel contratto per la connessione obbligatoria l installazione di partitori capacitivi come da Figura 9 8 4 2 Schema con doppio montante Nel caso di impianto MT con due soli montanti MT possibile omettere il Dispositivo Generale DG alle condizioni che sono in seguito dettagliate In tal caso le funzioni normalmente attribuite al DG sono assolte dagli interruttori attestati alla sbarra Utente dispositivi generali di linea Per quanto attiene il cavo di collegamento in una simile configurazione si intende che tale cavo abbia termine ai morsetti di monte del primo sezionatore di Figura 10 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 i i i i i 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 i i i i i 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Sezjonatore
155. RIBUTORE In generale le operazioni in occasione della messa in sicurezza del cavo di collegamento sono condotte da ciascuno Utente e Distributore per la parte di propria competenza Tutta la parte di impianto di utenza per la connessione tra il punto di connessione e il primo dispositivo di sezionamento dell Utente deve essere considerata permanentemente in tensione ad essa si potr accedere solo dopo aver provveduto alla messa fuori tensione e in sicurezza del cavo di collegamento mediante l intervento del Distributore e successiva messa a terra lato Utente In occasione di richiesta dell Utente del Distributore al Distributore Utente di intervenire per mettere fuori tensione il predetto cavo di collegamento il Distributore l Utente seziona il cavo nel proprio locale lo mette a terra e in cortocircuito e comunica per iscritto all Utente al Distributore tale condizione 8 3 Soluzioni indicative di connessione Nel presente paragrafo sono riportati criteri di massima per l individuazione delle soluzioni di connessione tipiche con solo riferimento agli schemi elettrici degli impianti di rete per la connessione che si interfacciano con gli impianti di Utente La Tabella 6 seguente riassume le indicazioni generali a carattere non strettamente vincolante sulla scelta degli schemi di connessione in funzione della tipologia di utenza e della relativa potenza l criterio di preferenza degli schemi di connessione presentati i
156. S Qmar Sn Legenda Sn potenza apparente nominale alla tensione nominale Un Pn potenza attiva con cos q 0 9 alla tensione nominale Un Pmax potenza attiva massima alla tensione nominale Un con cos q 1 Qmax 7 potenza reattiva massima alla tensione nominale Un con cos 0 9 Figura 16 Capability per i generatori statici in impianti di potenza 2 400 kW caratteristica semicircolare 281 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Campo di funzionamento dei generatori eolici nel piano P Q Campo di funzionamento senza prescrizioni 10 Qnax 0 312S Qmax 0 312 Sn Figura 17 Capability per i generatori eolici caratteristica rettangolare Ai fini della presente prova requisiti minimi il costruttore dovr indicare ed impostare la regolazione di potenza reattiva massima disponibile al variare della potenza attiva erogata con il fine di rendere possibile una caratterizzazione delle massime capability del sistema di generazione Per le curve di capability riportate in Fig 15 e Fig 16 si intende che il generatore in condizioni di erogazione della potenza reattiva potr erogare una potenza attiva massima inferiore alla potenza apparente nominale N 6 1 1 Modalit di esecuzione e registrazione della prova applicabile a generatori statici Le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su banco di prova purch quest ultimo si
157. Si ripeta la misura di cui al punto c precedente aumentando la potenza attiva erogata agendo sulla regolazione del generatore a scaglioni del 10 96 della potenza nominale dal 20 P fino al 100 96 P4 Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo del cose rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard Acoso max deve essere compreso tra 0 01 e 0 01 Le misure effettuate sul solo sistema di controllo verificando che i segnali di uscita siano coerenti con la curva richiesta coso f P prevedono di effettuare la prova a banco simulando le grandezze reali con segnali opportunamente inviati al sistema di controllo La prova pu essere eseguita solo nel caso il sistema di controllo possa essere fatto funzionare a banco senza alcuna conseguente alterazione della propria operativit La procedura di prova diventa quindi la seguente A Si abiliti la funzione di regolazione secondo la curva standard agendo sul convertitore in base alle indicazioni fornite dal costruttore B Si regoli il livello di potenza attiva agendo sul sistema di controllo del generatore in modo da prevedere l erogazione del 20 P C Si misuri i segnali generati dal sistema di controllo potenza attiva potenza reattiva ed il fattore di potenza cosg come medie a 1s riportando questi valori opportunamente scalati in una tabella vedi Tab 30 e in un grafico analogo a quello di Fig 20 D Si ripeta la misura di cui al punto c
158. TV NI e TA NI possono anche essere di tipo combinato L SPG e l SPI possono essere integrati in un unico apparecchio es schema 6b 249 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 H 9 Schema d installazione per DG coincidente con DDI TA I e TV NI per TO vedi schema H 1 9a POSIZIONAMENTO IDEALE 9b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Distributore Utente Utente NOTA Il DDI pu non coincidere in MT con il DG o essere posizionato lato BT L SPG e l SPI possono essere integrati in un unico apparecchio 250 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato normativo Partecipazione delle unit GD al controllo della tensione 1 1 Generalit Il presente allegato contiene le logiche di controllo locali nonch da remoto necessari alla partecipazione delle unit GD al controllo della tensione Attualmente le logiche descritte ed valori indicati per la tensione e la potenza reattiva si riferiscono al funzionamento richiesto a generatori statici ed a quelli eolici di tipo Full Converter e Double Fed Induction Generator Per i generatori convenzionali analoghe prescrizioni sono allo studio Tali logiche saranno attivate a richiesta del Distributore La prescrizione per la regolazione della potenza reattiva viene comunicata dal Distributore al produttore contestualmente alla connessione 1 2 Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica cos q f P Secondo quanto stabil
159. Un elenco non esaustivo di apparecchi sensibili riportato in Tabella 1 19 NORMA TECNICA SI Tabella 1 Apparecchi sensibili CEI 0 16 2014 09 FENOMENO CONSIDERATO APPARECCHIO SENSIBILE CONSEGUENZE 8 Buchi di tensione AU x 3096 Un At 60 100 ms Apparati elettronici digitali di controllo di processo o macchinari calcolatori in genere Arresti elo anomalie dei processi macchinari Azionamenti a velocit variabile elettronica di potenza Interventi delle protezioni dell elettronica di potenza Buchi di tensione AU gt 30 Un At 60 100 ms In aggiunta a quanto sopra caduta dei dispositivi elettromeccanici rel ausiliari teleruttori Arresto quasi globale di tutte le utenze b Sovratensioni non impulsive lunga durata Motori e macchine elettriche Bobine di contattori Lampade a incandescenza Riduzione di vita degli isolamenti Variazioni lente di tensione AU 10 Uy Impianti di illuminazione Gli stessi apparecchi di a e b In caso di riduzione rallentamento o arresto di motori elettrici le stesse conseguenze di a e b Sovratensioni impulsive Componenti elettronici sia di controllo che di potenza Perforazione isolamenti Motori cavi e macchinario elettrico in genere Danneggiamento ai circuiti elettronici Transitori di commutazione ponti convertitori tecniche chopper Linee trasmissione dati e segnali a bass
160. VA Ne consegue che i valori corrispondenti alla tensione fase fase Vst e all impedenza di rete Zrete equivalgono rispettivamente a Vst V3 Zete 1 Le linee guida per il dimensionamento dell impedenza Z4 sono descritte nel par N 8 3 1 Qui prescritto che l impedenza Z4 sia pari a circa venti volte il valore dell impedenza di cortocircuito Zete Lo scopo di salvaguardare la qualit del servizio elettrico sul lato rete MT a seguito dell intervento del simulatore di cortocircuito Cosi si garantisce una caduta di tensione nel punto di consegna non superiore al 5 della tensione nominale Il valore espresso in per unit di Z quindi pari a Z 20 Nell allegato N sono presenti anche le linee guida per il dimensionamento dell impedenza Z2 Quest ultima dimensionata fissando il valore della tensione di cortocircuito V c alla quale si vuole realizzare la prova e applicando le relazioni del partitore di tensione alla serie di impedenze Z4 Z2 e Zete Z2 quindi ottenuta come _Ve Z z rete Va E Veesidua La corrente di guasto circolante nelle impedenze Zi Z e Zete ottenuta attraverso l equazione di equilibrio elettrico del circuito di Fig 32 lg ottenuta come V I st g NE 2 Z Sostituendo nella relazione i valori in per unit delle impedenze e delle tensioni sopra riportati e ipotizzando le prime composte dalla sola componente reattiva si ottiene per i vari valori delle tensioni residue stabilite in Tab 33 le s
161. a A Ai fini del rispetto dei requisiti di tensione stabiliti per l impianto nel punto di connessione necessario che il generatore sia in grado di estendere il funzionamento oltre ai limiti indicati in figura in tal caso non richiesto di garantire la potenza e il fattore di potenza nominale CA b Generatori eolici Full Converter Per questi tipi di generatori nelle more della evoluzione delle relative norme di prodotto sono valide le prescrizioni generali relative ai campi di variazione della frequenza mentre per quanto riguarda le prescrizioni in tensione il limite inferiore dell 85 Un in condizioni eccezionali di funzionamento deve essere garantito per periodi di tempo limitati ma comunque non inferiori a 3 minuti en c Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Vale quanto previsto alla lettera b d Generatori statici Relativamente ai campi di funzionamento di tensione e frequenza in condizioni eccezionali il convertitore che assicura l interfacciamento dei generatori statici con la rete a ragione delle proprie caratteristiche costruttive deve mantenere la connessione con la rete per un tempo indefinito 8 8 5 2 Funzionamento degli impianti misti di produzione e consumo a scambio di potenza attiva limitato Il presente paragrafo si applica a quella tipologia di impianti per i quali lo scambio di potenza attiva tra la rete utente atta a funzionare in isola e la rete ad essa esterna 6 in condizioni ordinarie in as
162. a corrente di terra deve essere soglia o pari a 2 A primari Tim 250 ms soglia o pari a 40 A primari Tint Tbase di intervento lt 80 MS Tabella 15 Prove di arco intermittente per protezione di max corrente omopolare Prova Stato del neutro Durata arco int Risultato atteso Tint 1 NI 40 ms nessuno scatto 2 NI 280 ms lo gt gt 3 NI 1s lo gt gt 4 NI 1s lo gt 5 NC lt 40 ms nessuno scatto 6 NC gt 80 ms lo gt gt 7 NC 1s lo gt gt 8 NC 1s lo gt Gli archi intermittenti simulati tramite i files COMTRADE Tab 15 e o Tab 16 prevedono una serie di adescamenti ed estinzioni del guasto intervallati opportunamente Il SPG integrato deve essere in grado di comportarsi secondo quanto descritto in tabella anche in presenza di tali momentanee estinzioni dell arco D 3 3 4 2 Prove su SPG con protezione direzionale di terra La regolazione del SPG integrato funzione massima corrente di terra direzionale deve essere soglia 67N S1 Uo 5 lo 2 A primari settore di intervento 61 250 Tim 250 ms soglia 67N S2 Uo 2 lo 2 A primari settore di intervento 50 130 Tint Tbase di intervento lt 80 MS soglia o pari a 150 A primari Tim 1S 189 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 16 Prove di arco intermittente per protezione direzionale di terra Prova Stato del Durata arco int Risul
163. a di connessione al fine di garantire la selettivit di intervento e la possibilit di estinzione del guasto il Distributore e o il Gestore possono prescrivere l impiego di sistemi di telescatto diretto che agiscono sugli interruttori generali o d interfaccia 7 7 1 3 Teleprotezione e differenziali longitudinali Nel caso di linee corte o a pi di due terminali l estremo di competenza dell Utente deve essere equipaggiato con protezioni e apparati di teleprotezione compatibili con quelli adottati sulla rete In caso di impiego di protezioni differenziali longitudinali di linea gli apparati agli estremi da installare e mantenere a cura del Distributore e dell Utente devono essere uguali stesso costruttore e stesso modello 7 7 2 Utenti attivi non dotati di unit di produzione rilevanti Le regole tecniche di connessione di cui al presente paragrafo si applicano esclusivamente agli Utenti i cui impianti non comprendano unit di produzione rilevanti Su richiesta dell Utente qualora le condizioni della rete lo consentano possibile applicare in alternativa a quanto prescritto nel presente paragrafo le soluzioni previste in 7 7 3 per unit di produzione rilevanti 54 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 7 7 2 1 Impianto di utenza Dispositivi previsti Oltre a quanto previsto in 7 5 per gli impianti attivi devono essere presenti i seguenti dispositivi vedi Figura 5 e interruttore di generatore in grado di escludere ciascun
164. a di prova per PI Per effetto dell errore complessivo massimo del 2 5 sulla soglia del 110 della tensione nominale il massimo e minimo valore di sicuro intervento risultano rispettivamente 110 1 025 112 75 e 11096 0 975 107 25 della tensione nominale Considerato il minimo valore del rapporto di ricaduta di 0 95 il valore teorico della soglia di ripristino pari a 110 0 95 104 5 della tensione nominale Per effetto dell errore complessivo massimo del 2 5 il minimo valore di sicuro ripristino quindi 104 5 0 975 101 9 della tensione nominale La precisione del tempo di avviamento influenzata dalla precisione della misura di tensione come riportato in Allegato S Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso della funzione A Verifica della precisione della soglia di intervento e del rapporto di ricaduta 1 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 106 96 della tensione nominale per 10 minuti verificando il non intervento 2 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 114 96 della tensione nominale per 10 minuti verificando che l intervento si verifichi entro 10 minuti 3s 3 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 101 della tensione nominale per 10 minuti verificando che il ripristino si verifichi entro 10 minuti 206 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 B Verifica della precisione del tempo di intervento e del tempo di ricaduta 1 Applicare ad un ingresso una tensione pari al 100 9
165. a di tipo A devono essere verificate le funzioni di cui in E 4 3 durante l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di E 4 4 e il criterio di accettazione sia di tipo B devono essere verificate le funzioni di cui in E 4 3 1 dopo l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di E 4 4 La Tab 23 riassume le prove di compatibilit EMC e indica per ciascuna di esse il criterio di accettazione relativo 231 cec Tabella 23 Elenco prove di immunit su rel di misura e dispositivi di protezione secondo CEI EN 50263 e CEI EN 60255 26 Livelli di severit della classe B ambiente industriale Prove di disturbo elettrico su rel Norma di Alimentazione A z Terra Criterio di isti Involucro m Comunicazione Entrata uscita E f criteri di accettazione e procedure di prova base IEC ausiliaria funzionale accettazione CEI EN 60255 22 1 Prove di immunit a treno 61000 4 18 1 kV modo diff NA 1 kV modo diff B 2008 10 di oscillazioni a 1 MHz 2 5 kV m com i 2 5 kV m com CEI EN 60255 22 2 Prove di scarica 6 kV aria 2009 05 elettrostatica 91000542 8 kV contatto B ERR 10 V m CEI EN 00266 223 _ Immunit a 610004 3 o Mz 27 GHz Include 900 MHz Prove di immunit ai EA transitori elettrici 61000 4 4 2kV 1 KV 2kV 2kV B veloci treni di impulsi 1 kV fase fase 1 kV fase fase SELEN 002393259 Prova a impulso 61000 4 5 2 kV fase
166. a direttamente alla rete c a si abiliti la funzione di riduzione della potenza attiva P V secondo le modalit indicate dal costruttore che dovranno essere riportate nel rapporto di prova e si regoli il parametro di intervento della funzione P V al valore attuale misurato in uscita al convertitore 2 Vn si regoli il valore di intervento della funzione P V al valore misurato in uscita al convertitore in condizioni a vuoto 112 V soglia di intervento dichiarata dal costruttore in percentuale di Vn si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo entro 10 minuti dalla attivazione della funzione verificare che la potenza attiva erogata dall inverter sia stata ridotta ad un valore non superiore al 20 della potenza nominale qualora durante la prova su rete pubblica la tensione letta ai morsetti dell apparecchiatura diminuisca pi del 2 di V purch non superiore al 4 V regolare la soglia di intervento ad un valore tale da mantenere attiva la funzione di regolazione e ripetere la prova verificare che l apparecchiatura segnali la riduzione di potenza in atto registrando le modalit nel rapporto di prova si riporti il valore di intervento della funzione P V al valore impostato prima della attivazione della funzione 298 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un
167. a disponibile sul lato BT una tensione pari al 125 del valore nominale gt lpotizziamo che sia l impedenza di corto circuito della rete cui collegato il circuito di prova Zg che le due impedenze Z1 e Z2 siano prevalentemente induttive Ci vero con buona approssimazione per linee MT e nell ipotesi in cui Z1 e Z2 siano scelte in modo tale da avere un rapporto X R gt gt 1 comunque non inferiore a 3 definita ZO Zg Z1 il valore di Z2 si ottiene imponendo che con S2 chiuso sul secondario del trasformatore MT BT sia presente in condizioni a vuoto la tensione nominale del generatore in prova Z2 Z0 Z2 0 8 Z2 0 8 Z2 Z0 Z2 0 8 Z0 0 2 4 ZO 318 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Il valore limite inferiore di Z1 e Z2 si ottiene poi imponendo che durante l esecuzione della prova ad S2 chiuso si abbia al pi una riduzione di tensione di rete del 5 Ci comporta nota l impedenza di corto circuito della rete a monte pari a Zg e partendo dalla relazione precedente il rispetto dei seguenti vincoli Z1 gt 3 Zg Z2 gt 16 Zg II metodo proposto idoneo a condizione che durante l esecuzione della prova con generatore in erogazione il profilo della tensione si mantenga vicino a quello atteso a vuoto con uno scostamento al pi pari al 596 U Ci permette di definire il rapporto tra potenza massima Pmax del generatore connettibile ad un circuito di prova collegato ad un punto di consegna caratter
168. a documentazione tecnica relativa al proprio impianto Tale documentazione deve comprendere almeno e uno schema unifilare dell impianto di utenza per la connessione con indicate tutte le caratteristiche delle apparecchiature interruttori TA TV trasformatori protezioni cavi generatori ecc e schemi funzionali del sistema di protezione comando e controllo per ciascun componente di impianto e descrizioni tecniche manuali e dati di collaudo delle apparecchiature dei sistemi di protezione comando protezione e controllo dei servizi ausiliari e del macchinario presenti in impianto 135 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 segni grafici utilizzati negli schemi elettrici di impianto devono essere conformi alla relativa normativa tecnica vigente L Utente deve mettere a disposizione del Distributore a semplice richiesta di quest ultimo tutta la documentazione tecnica di impianto in forma elettronica e nei formati definiti dal Distributore L Utente altres tenuto a collaborare all aggiornamento periodico del Data Base del Sistema di Controllo Per ogni punto di connessione deve essere conservato presso il Distributore l elenco delle caratteristiche tecniche del sito stesso Tale elenco deve essere costituito ed aggiornato a cura del Distributore sulla base delle informazioni fornite dall Utente Nell elenco devono anche segnalate le eventuali deroghe concesse Le informazioni relative alle prestazioni degli imp
169. a fondamentale su finestra di 1s Anche il fattore di potenza dovr essere rilevato e riportato come media ad 1 minuto In aggiunta alle misure ai valori limite di impostazione della potenza reattiva si dovranno registrare i valori misurati impostando la potenza reattiva erogata a 0 cose 1 282 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 La capability massima in assorbimento Qmin ed erogazione Qmax di potenza reattiva risultante dalla sequenza di misure di cui sopra e quella per Q 0 deve essere documentata in forma tabulare riportando per ogni livello di potenza attiva erogata compreso tra 0 e 100 della potenza apparente nominale il corrispondente livello della potenza reattiva assorbita e erogata espresso sia in valore assoluto che in p u della potenza apparente nominale e in termini di coso La prova si intende superata con esito positivo se il valore rilevato riportato in un grafico P Q tutto esterni o al pi coincidente con il perimetro della capability minima di Fig 15 peri generatori statici da utilizzare in impianti di potenza inferiore a 400kW ovvero stanno sul perimetro del semicerchio rappresentato in Fig 16 per quelli utilizzabili in impianti di potenza pari o superiore a 400 kW Per ciascun punto misurato ammesso uno scostamento massimo della potenza reattiva AQ lt 5 della potenza apparente nominale del convertitore NOTA Per valori di P lt 10 S valgono i limiti di tolleranza e le deroghe ri
170. a necessit di contenere il pi possibile la durata delle sollecitazioni sulla rete nonch il buco di tensione percepito dalla complessiva utenza sottesa alla sbarra MT che alimenta il guasto Ne consegue che gli intervalli qui prescritti non sono tali da garantire in assoluto il coordinamento selettivo tra protezione in CP e DG Valutazioni puntuali circa il complessivo sistema rete di distribuzione Utente sotteso possono condurre all impiego da parte del Distributore di intervalli temporali maggiori tali da consentire un pi agevole coordinamento selettivo 74 Utenti in media tensione con potenza disponibile pari ad almeno 5 MW come stabilito nella Delibera ARG elt 33 08 e smi 75 In questo caso la comunicazione scritta deve contenere l attestazione dell impiego di un sistema di selettivit basato su scambio di informazioni nonch l attestazione dei requisiti di tipo A 76 Si sottolinea che qualora il Distributore ritardi l apertura dell interruttore di linea i limiti di immunit ai buchi di tensione durata e profondit ai quali deve far fronte l apparecchiature di tutta l utenza alimentata dal medesimo trasformatore AT MT in occasione di guasto sulla linea MT oggetto della connessione dovranno essere opportunamente considerati di conseguenza 84 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 Caso 3 Selezione del guasto su tutta la rete Utente senza n apertura dell interruttore di linea prevista per un Utente
171. a potenza attiva erogata generatore si riporti al valore congruente con la potenza resa disponibile dalla sorgente primaria o quella simulata Nel caso la prova venga effettuata agendo sulle tensioni in ingresso al sistema di controllo della funzione la sequenza di prova sono analoghe a quanto riportato in N 7 1 a Con riferimento al metodo di prova di cui al punto N 7 1 c si proceda analogamente a quanto fatto per la prova con simulatore modificando opportunamente il segnale di ingresso ed analizzando i parametri di uscita dal sistema di regolazione La prova sul solo sistema di controllo deve essere valutata in combinazione con la prova di risposta del generatore alle variazioni dei segnali di uscita del sistema di controllo testato La prova di risposta del generatore viene eseguita con la fonte primaria di energia disponibile a piena potenza Tali prove addizionali sono finalizzate ad assicurare che anche il sistema integrato generatore controllo risulti comunque conforme alle specifiche richieste dalla norma N 7 2 Verifica della riduzione automatica della potenza attiva in presenza di transitori di sovrafrequenza sulla rete Scopo della prova verificare la funzione di riduzione automatica della potenza attiva in caso di sovrafrequenza attraverso l estrapolazione di un grafico di P in funzione della frequenza Si dovranno eseguire due sequenze di misure partendo dal 10096 della potenza nominale sequenza A e partendo dal 50 s
172. a prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di TO diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove di cui al C 2 2 2 2 con le modalit sopra descritte per quanto riguarda l applicazione di grandezze primarie e o secondarie C 2 2 2 Caratteristiche e prove per TA omopolari TO non automaticamente idonei Il presente paragrafo contiene caratteristiche e prove necessarie a garantire il corretto intervento della PG qualora equipaggiata con TO di caratteristiche tali da non farli ritenere automaticamente idonei C 2 2 2 1 Caratteristiche dei TO non automaticamente idonei Si definiscono TO non automaticamente idonei quei TO che non presentino le caratteristiche di cui al par C 2 2 1 tali TO possono essere utilizzati solo se insieme ad una ben determinata e specificata PG soddisfano le prove di seguito indicate C 2 2 2 2 Prove funzionali per PG che utilizzino TO non automaticamente idonei Le prove funzionali da applicare nel caso di soluzioni protettive che impieghino TO non automaticamente idonei sono di seguito descritte 9 Nel caso in cui il guasto doppio monofase a terra sia rilevato tramite TO 153 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 In particolare le prove indicate in Tab 2 devono essere eseguite qualora il TO non automaticamente idoneo sia utilizzato per la funzione di massima corrente omopolare Tab 3 devono essere eseguite qualora il TO non automaticamente idone
173. a quelle inserite in edifici che quelle costituenti un fabbricato a s stante la dichiarazione attestante che le prestazioni delle strutture siano rispondenti a quanto sopra prescritto ed accompagnate da e certificato di agibilit dei locali in muratura se costruiti in loco rilasciato dal proprietario dell Utenza e attestato di qualificazione del sistema organizzativo dello stabilimento e del processo produttivo rilasciato dal Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici Servizio Tecnico Centrale per la produzione in serie dichiarata dei manufatti prefabbricati in c a in base al D M 14 01 2008 e ai sensi della Legge 5 novembre 1971 n 1086 art 9 attestante l avvenuto deposito del progetto strutturale ai sensi delle normative vigenti in caso di cabina bassa in box prefabbricato e dichiarazione rilasciata dal costruttore della rispondenza dei locali alla Norma CEI 99 2 in caso di cabina costruita in loco o in edifici civili e dichiarazione rilasciata dal fornitore della rispondenza dei locali e degli impianti degli stessi alla Norma CEI 17 103 in caso di cabina bassa in box prefabbricato 75 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Deve inoltre essere fornito un manuale tecnico contenente e relazione tecnica del fabbricato e disegni esecutivi della cabina e schema di impianto e di messa a terra e certificato del sistema di qualit atein caso di cabina bassa in box prefabbricato II posizionamento dei locali per l impi
174. a rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore disponibilit di sorgente primaria simulata come riportato in Allegato Q Per la esecuzione della prova vengono date le seguenti prescrizioni Il convertitore deve essere impostato affinch possa rispettivamente assorbire comportamento induttivo ed erogare comportamento capacitivo la massima potenza reattiva disponibile a ciascun livello della potenza attiva erogata in base alla propria capability Si regoli a questo punto la sorgente c c in modo da rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova ulteriori regolazioni sono possibili durante il test di modo che la sorgente non sia limitante per le prestazioni da misurare Si regoli o tramite regolazione della sorgente o tramite regolazione nel sistema di controllo del convertitore in prova la potenza attiva per valori compresi negli 11 intervalli 0 5 10 5 100 5 della potenza apparente nominale si effettui la misura della potenza attiva in condizioni stazionarie dopo 1 minuto circa dall effettuazione della regolazione valori medi ad 1 min calcolati sulla base dei valori misurati alla frequenza fondamentale su finestra di 200 ms Per ognuno degli 11 livelli di potenza attiva si dovranno registrare un valore della potenza reattiva induttiva e 1 per quella capacitiva come valori medi ad 1 min calcolati sulla base delle misure alla frequenz
175. a siano di valore prossimo al valore nominale e chela tensione di sequenza diretta sia di valore prossimo al nominale e chela tensione di sequenza inversa sia di valore pressoch nullo e chela tensione residua sia di valore pressoch nullo e che la frequenza sia di valore prossimo a 50 Hz E 5 2 2 Verifica della funzionalit del circuito di sgancio del SPI Con SPI in servizio sulla rete mediante attivazione di una soglia qualsiasi verificare e che l emissione del comando di sgancio provochi l apertura del dispositivo di potenza associato DDI E 5 2 3 Verifica della soglia della funzione di massima tensione basata sul calcolo di valor efficace su 10 minuti ed aggiornamento al pi tardi ogni 3 s Durante la prova di seguito descritta la soglia di intervento deve essere impostata al 110 96 della tensione nominale Vanno effettuate le seguenti prove 1 Applicare una tensione pari al 10596 della tensione nominale per 11 minuti verificando il non intervento 2 Applicare una tensione pari al 11596 della tensione nominale per 10 minuti verificando che l intervento si verifichi entro 10 minuti E 5 2 4 Verifica della soglia e del tempo di intervento della funzione di massima tensione Vanno effettuate le seguenti prove senza modificare il valore di taratura della Pl A Misura della precisione della soglia di intervento 1 a partire dal valore di tensione nominale applicare istantaneamente agli ingressi una tensione pari al 90 del
176. a sua applicazione agli impianti degli Utenti gi connessi definita dall AEEG 3 Definizioni convenzioni Convenzionalmente nel seguito della presente Norma la dizione a monte identifica i circuiti verso la rete rispetto al punto considerato dualmente la dizione a valle identifica i circuiti verso l impianto di Utente rispetto al punto considerato Ai fini della presente Norma si applicano le seguenti definizioni 3 1 Buco di tensione Riduzione temporanea della tensione al di sotto del 9096 della tensione dichiarata per un periodo superiore o uguale a 10 millisecondi e non superiore a 1 minuto ove non sussistano le condizioni di interruzione definizione tratta dalla norma CEI EN 50160 il buco di tensione unipolare un buco di tensione che interessa una sola fase La profondit di un buco di tensione definita come differenza tra il minimo valore efficace della tensione tra le fasi durante il buco e la tensione dichiarata tra le fasi La durata di un buco di tensione la differenza temporale tra l istante di inizio della diminuzione della tensione e l istante nel quale la stessa tensione ritorna oltre il 9096 della tensione nominale 3 2 Cabina del Distributore presso l utenza Cabina elettrica alimentata in MT dedicata alla connessione di uno o pi utenti MT 3 3 Cabina di Smistamento Cabina elettrica alimentata in MT provvista di almeno un apparecchiatura di manovra e o interruzione del Distributore In qu
177. acorrente estinzione del guasto si intende la somma del tempo di intervento della protezione del tempo di apertura dell interruttore fino alla completa estinzione della corrente 66 Il DG deve essere in grado di completare l apertura entro 120 ms considerando anche la contestuale apertura dell interruttore di linea tipicamente in grado di estinguere il guasto in tempi compresi tra 70 ms e 150 ms 67 Sono possibili valori minori comunque non inferiori a 1 A in caso di reti di estensione particolarmente ridotta 68 La soglia lo gt gt finalizzata all eliminazione del guasto doppio monofase a terra su reti a neutro compensato Qualora il tempo complessivo di intervento della prima soglia sia regolato a 450 ms il valore di corrente della seconda soglia si deve regolare secondo le indicazioni del Distributore tipicamente al 140 del valore di corrente di guasto a terra comunicato per il regime di neutro compensato 81 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 In alternativa alle regolazioni sopra esposte per gli utenti di reti a neutro compensato che non necessitano della protezione 67N S1 e 67N S2 pu essere impiegata la sola soglia gt con le seguenti regolazioni valore 2 A tempo di estinzione del guasto 170 ms 8 5 12 3 3 Protezione direzionale di terra I valori di regolazione della protezione direzionale di terra sono di seguito riportati e soglia 67N S1 selezione guasti a terra in regime di neutro compensato e W 2A e
178. afrequenza 258 e NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Caso1 AP P Pmin o 2 2596 Pn P Proml HEAT H T ROTTA ATEO A I A rete AAA HE A T poo pp 2 o 5 10 15 20 t min Figura 12 Funzionamento del regolatore che gestisce il ripristino della erogazione di potenza a valle di un transitorio di sovrafrequenza caso 1 Caso 2 AP P Pmin o 25 Pn TTT TAI RT HAAA NT EEE aaa ARO eee Aee ADAN P Pnoml 2 o 5 10 15 20 t min Figura 13 Funzionamento del regolatore che gestisce il ripristino della erogazione di potenza a valle di un transitorio di sovrafrequenza caso 2 259 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 d e Generatori eolici Full Converter Al rientro da una situazione transitoria di sovrafrequenza i generatori eolici DFIG e FC dovranno aumentare la produzione in maniera graduale compatibilmente con la disponibilit della fonte primaria percorrendo in senso opposto la caratteristica P f f seguita nella fase di aumento della frequenza e rispettando un gradiente positivo massimo pari a 20 Pn min dove P la potenza nominale dell aerogeneratore Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Vale quanto previsto al punto d 260 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato K informativo Aumento della potenza attiva per transitorio di sottofrequenza In presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete richiesto che le unit
179. aggiore influenza sui valori totali delle correnti di cortocircuito nel punto in esame e con minima generazione Quindi il calcolo delle correnti e delle potenze di cortocircuito minime viene effettuato con riferimento a una rete nelle condizioni normali di esercizio considerando in servizio solo parte del parco di generazione disponibile situazione di minima generazione in ore vuote ed assumendo la sorgente di tensione equivalente nel punto di cortocircuito pari al 10096 della tensione nominale Inoltre il calcolo nei singoli nodi della rete deve poi essere eseguito ipotizzando indisponibile un componente del sistema elettrico Qualora l impianto in esame sia esercito in antenna il calcolo della corrente e della potenza di cortocircuito minima nel nodo viene eseguito riferendo la suddetta regola al primo nodo di alimentazione a monte che disponga di almeno due collegamenti attivi con la restante rete 5 1 1 8 Corrente di guasto monofase a terra nel punto di inserimento e tempo di eliminazione del guasto Il valore della corrente di guasto monofase a terra come definita in 5 1 1 4 e il tempo di eliminazione del guasto devono essere comunicati dal Distributore all Utente in occasione della richiesta di connessione e ogni qualvolta si verifichino variazioni come meglio dettagliato in 7 5 5 24 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 valori massimi delle correnti di guasto monofase a terra devono essere calcolati secondo la Norma CEl EN 6
180. ale a C con riferimento alla Norma CEI EN 50470 3 e per la misura di energia reattiva una classe di precisione migliore o uguale a 2 secondo la Norma CEI EN 62053 23 eventuale morsettiera di sezionamento e raccolta cavi ed eventuale dispositivo di protezione del circuito voltmetrico montati su armadio esterno sigillabile previsto di norma solo per le connessioni alle reti AT cavi di tipo schermato per la connessione dei circuiti secondari voltmetrici ed amperometrici dei TV e TA rispettivamente al contatore eventuali apparati di alimentazione ausiliaria dispositivi per la connessione del contatore ai sistemi di acquisizione remota delle misure finalizzati alla trasmissione dei dati per es modem 128 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 V1 2013 12 relativi componenti dovranno essere anche conformi alle seguenti norme ed alle eventuali varianti ed aggiornamenti 1 Guida CEI 13 35 2 Norma CEI EN 62052 11 Apparati per la misura dell energia elettrica prescrizioni generali prove e condizioni di prova Parte 11 Apparato di misura 3 Norma CEl EN 62053 22 Apparati per la misura dell energia elettrica prescrizioni particolari Parte 22 Contatori statici di energia attiva classi 0 25 e 0 58 4 Norma CEI EN 62053 23 Apparati per la misura dell energia elettrica prescrizioni particolari Parte 23 Contatori statici di energia reattiva classi 2 e 3 5 Norma CEl EN 60044 1 Trasformatori d
181. ale del TA stesso con durata pari a 1 s non deve danneggiare n i cavi di collegamento fra il secondario del TA e il PG n gli ingressi amperometrici dello stesso PG bene tener presente che le considerazioni relative ai TA di fase di interesse per questo punto si riferiscono a TA destinati a fornire ingressi idonei alle protezioni contro le sovracorrenti elevate cortocircuiti tali TA quindi possono non essere adeguati alla misura di sovracorrenti contenute non molto diverse dalla nominale del TA stesso quali ad es quelle in gioco in caso di sovraccarichi In ogni caso i TA devono possedere le seguenti caratteristiche corrente termica nom permanente 1 2 nominale corrente termica nom di cortocircuito per 1 s superiore o uguale al valore minimo indicato dal Distributore comunque non inferiore a 12 5 kA corrente dinamica nominale superiore od uguale al valore minimo indicato dal Distributore comunque non inferiore a 31 5 KA di picco livello di isolamento secondo le indicazioni del Distributore non inferiore a 24 kV per TA avvolti a 0 72 kV per TA toroidali da applicare su cavo II paragrafo seguente C 2 1 1 dedicato alle soluzioni protettive conseguite mediante l impiego di TA che presentano un comportamento lineare in tutto il campo di variabilit delle correnti primarie di cortocircuito attese il par C 2 1 2 dedicato alle soluzioni protettive basate sull impiego di TA con possibi
182. alla norma Le regolazioni delle tensioni e dei parametri utilizzati durante l esecuzione del protocollo di verifica andranno adattati di conseguenza si veda quanto riportato in N 6 4 1 Il rapporto di prova dovr riportare i parametri caratteristici utilizzati N 6 4 1 Verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva caratteristica Q f V per i generatori statici Le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su banco di prova purch quest ultimo sia rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore disponibilit di sorgente primaria simulata come riportato in Allegato Q 293 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 L uscita del generatore potr essere collegata ad un simulatore in grado di operare a piena potenza nel campo 0 9V 1 1V oppure direttamente alla rete pubblica In quest ultimo caso la verifica dovr essere effettuata modificando di volta in volta i parametri di tensione caratterizzanti la curva Q f V affinch sia possibile attivare la funzione di regolazione e verificare la capacit regolante del generatore su tutta la dinamica della potenza reattiva da Qmax a Qmax pur avendo a disposizione una tensione fissa ai morsetti di uscita Per generatori statici in base a quanto stabilito in 1 3 con riferimento alla Fig 21 e a quanto riportato sopra per la verifica di rispondenza alle modalit di appl
183. alla rilevazione degli eventi di cortocircuito polifase franco all interno dell impianto di Utente indicata nel seguito come soglia l gt gt gt protezione di massima corrente omopolare a due soglie oppure quando il Gontibuto alla corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT dell Utente 9 supera l 80 della corrente di regolazione stabilita Distributore per la protezione 51N 9 protezione direzionale di terra a due soglie e massima corrente omopolare a una soglia Nel caso di protezione di massima corrente omopolare e prima soglia dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra sia esso franco o su impedenza all interno dell impianto di Utente indicata nel seguito come soglia lo gt e seconda soglia dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto doppio monofase a terra con uno dei punti di guasto all interno dell impianto di Utente indicata nel seguito come soglia lo gt gt Nel caso di protezione direzionale di massima corrente omopolare e prima soglia dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra durante il funzionamento in regime di neutro compensato indicata nel seguito come soglia 67N S1 e seconda soglia dedicata alla rilevazione degli eventi di guasto monofase a terra durante il funzionamento in regime di neutro isolato indicata nel seguito come soglia 67N S2 caso di PG di Utenti attivi di potenza installata superiore a 3 MW per evitare
184. amento del SPI illustrato nella Figura 22 Tale schema logico contiene anche l indicazione dei segnali di teledistacco Per i generatori tradizionali le eventuali protezioni del generatore le cui regolazioni interferiscono con quelle della protezione di interfaccia risulteranno dal Regolamento di Esercizio vedi par 8 8 8 5 97 ammessa una tolleranza del 3 98 Comprende anche il tempo di intervento 99 E ammessa una tolleranza del 3 sul totale 110 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Le eventuali protezioni del generatore statico devono essere coordinate con le protezioni di interfaccia e quindi devono consentire il funzionamento del generatore nei campi di tensione e frequenza impostati nella protezione di interfaccia come specificati nel Regolamento di Esercizio Lo stato logico del comando locale di inclusione delle soglie 81 gt S1 ed 81 lt S1 definito prima della connessione nel Regolamento di Esercizio stabilito tra il Distributore e l Utente attivo secondo le logiche riportate nei par 8 8 8 2 1 e Misure 5 A tensione 2 s n A gt Bobina a mancanza di tensione ot T o gt del DDI 1Un 1 3 Un T 3s 27 92 T o Reset time setting 1 default A 0 05 Un
185. ampi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia massima tensione Soglia 59 81 1 0 1 30 V regolabile con passo di 0 05 V Ritardo intenzionale 59 51 dopo il raggiungimento della soglia di intervento 3s Soglia 59 82 1 0 1 30 Vn regolabile con passo di 0 05 V Tempo di intervento 59 52 0 05 1 s regolabile con passo di 0 05 s La protezione di massima tensione 59 81 deve essere realizzata come protezione basata sul calcolo previsto dall Allegato S E 3 3 Protezione di minima frequenza 81 lt Utilizzando TV I fase fase la misura della frequenza deve essere effettuata almeno su una tensione concatenata Utilizzando TV NI la frequenza pu essere misurata sulle tensioni di fase ricavate direttamente dai sensori voltmetrici oppure sulle tensioni concatenate calcolate internamente al rel Si possono comunque utilizzare direttamente almeno una tensione concatenata BT In tutti i casi qualora si utilizzino pi grandezze di misura lo scatto deve essere previsto e in caso di minima frequenza considerando il valore di frequenza minore misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore di frequenza maggiore misurato 32 gradini indicati per le tarature sono i massimi ammissibili 33 gradini indicati per le regolazioni sono i massimi ammissibili 200 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 campi di regolazione previsti sono i seguenti 94 Soglia 81 lt S1 47 0 50 0 Hz regolabile
186. ando un gradiente positivo massimo pari a 20 Pn min dove P la potenza nominale del generatore in analogia a quanto riportato in F 5 2 per il gradiente di presa di carico la verifica potr essere effettuata a partire dall istante in cui il generatore supera un livello di erogazione di potenza pari a 10 P superato il quale sono comunque ammessi scarti positivi massimi di 2 5 P lungo il tratto di rampa fino al raggiungimento del livello di potenza memorizzato Pmem rispettivamente pari a 100 P e 50 P per le due sequenze di prova A e B Tempi inferiori di ripristino della potenza sono possibili quando la differenza di potenza tra il livello minimo raggiunto in regime di sovrafrequenza ed il livello iniziale erogato prima del transitorio di frequenza sia inferiore a 25 Pwax in quanto in tali casi possibile applicare un gradiente minimo pari a 5 Pmax min ove Pmax la potenza massima del sistema di generazione 302 CEl 0 16 2014 09 o NORMA TECNICA Pi Pn 96 Sequenza A Sequenza A Sequenza B Sequenza B 51 5 50 6 nm m 13 Ri d 50 3 50 4 tz 50 2 t e 50 1 50 t e 47 5 Ed xX o S B ix Pi Pn 96 51 5 50 6 303 50 1 50 2 50 3 50 4 50 generatori statici in alto e per i generatori eolici in basso 47 5 Figura 22 Curve di limitazione della potenza attiva rispetto alla frequenza per NORMA TECNICA 2 CEI 0 1
187. andola prima al 10 P e poi trascorsi almeno 30 sec al di sotto del 5 P Durante la sequenza si dovr verificare che la potenza reattiva rimanga al valore massimo induttivo Qmin in corrispondenza del primo gradino di potenza attiva 100 gt 10 per scendere a valori prossimi a zero SOLO dopo aver effettuato il secondo scalino dal 10 P 3 lt 5 P Questo serve a verificare che una volta superato il valore di potenza attiva di Lock In l inverter permane in modalit di erogazione della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard mantenendo questo comportamento per tutti i valori di potenza attiva erogata in uscita superiori alla soglia di Lock Out soglia di default impostata a 5 P Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo della potenza reattiva rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard deve essere inferiore a AQ lt t5 S Vas 1 1 Vn Vis 1 08Vn Va 0 92 Va Vi 0 9V Figura 17 Curva caratteristica standard Q f V 295 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Tabella 31 Verifiche di erogazione della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard Q f V P P Vac V PIP Vac V QIVAr Q Var 2 Set point Set point misurata misurata misurata atteso E ES lt 20 1 07Vn 0 lt t5 Sn lt 20 1 09Vn 0 lt t5 Sn lt 20 gt 30 1 09V 0 5Qmin entro 10sec 4096 1 09Vn
188. anto di rete presso l utenza rispetto agli ambienti circostanti deve rispondere ai requisiti del DM 29 maggio 2008 Approvazione della metodologia di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto per gli elettrodotti in relazione alla distanza di prima approssimazione DPA relativamente all esposizione ai campi elettromagnetici 8 5 10 Caratteristiche dei componenti elettrici Le prescrizioni seguenti si applicano sia all impianto di rete presso l utenza che all impianto dell Utente Tutte le parti di impianto e le apparecchiature devono essere realizzate a regola d arte a tal fine sufficiente che siano conformi alle norme tecniche in vigore al momento dell invio all Utente della soluzione tecnica minima generale Le parti di impianto rilevanti ai fini dell affidabilit e della continuit del servizio della rete devono essere fornite da costruttori operanti in regime di qualit Tutti gli apparati e tutti i circuiti primari e secondari devono presentare caratteristiche di funzionamento e sovraccaricabilit permanente e transitoria per almeno 1 s nel caso dei circuiti primari corrispondenti alle caratteristiche nominali e alle correnti massime di cortocircuito possibili in un qualsiasi punto di inserimento sulla rete valori che devono essere comunicati dal Distributore Particolare attenzione deve essere posta nella scelta di interruttori sezionatori TA TV e trasformatori per i quali le caratteristiche
189. aperture intempestive in occasione di guasti esterni alla rete di Utente aperture per guasti su linee diverse da quella cui collegato l impianto di Utente attivo non selettive rispetto all intervento della protezione di linea del Distributore prevista la possibilit di condizionare lo scatto per effetto della soglia gt gt gt a un consenso direzionale La presenza di tale consenso direzionale non 55 56 57 58 59 60 61 62 deve comunque inficiare le prestazioni richieste alla PG Nel caso di SPG integrato i segnali vengono forniti a un opportuna unit elettronica da sensori di corrente e se necessario di tensione La prima di queste tre soglie si deve prevedere attivare secondo le prescrizioni di ciascun Distributore Una per i guasti monofase a terra una per i guasti doppi monofase a terra Tale contributo che tiene conto solo della rete MT allo stesso livello della tensione di consegna pu essere determinato a mezzo della formula empirica di cui in 5 2 1 7 oppure sulla base delle reali caratteristiche dei cavi e delle linee desumibili da cataloghi o data sheet del Costruttore Ci si riferisce alla regolazione richiesta per la protezione 51N nei casi in cui la medesima 51N sia l unica protezione richiesta contro i guasti a terra Una soglia per la selezione dei guasti interni in caso di reti funzionanti a neutro compensato una in caso di neutro isolato Finalizzata alla selezione dei guasti doppi
190. applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare Convenzionalmente gli angoli sono considerati positivi in anticipo VOINO3L VINHON 60 4Y10Z 91 0 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 D 3 3 4 Prove con arco intermittente La rete presa in considerazione a 20 kV estensione tale da fornire 300 A capacitivi con l esercizio del neutro e le caratteristiche dell arco intermittente indicate in Tab 15 e in Tab 16 Per i transitori di guasto in presenza di arco intermittente vengono fornite le tensioni di fase o tensione omopolare correnti di fase o corrente omopolare da considerare La modellizzazione dell arco utilizzata relativamente semplice consiste in un guasto che innescatosi per una tensione fase terra di opportuno valore mantiene una certa resistenza per una parte di ciclo tale resistenza poi fatta crescere molto rapidamente portando in circa 1 ms all estinzione del guasto stesso Le simulazioni si differenziano per la durata del fenomeno e per l ipotesi di innesco dell arco D 3 3 4 1 Prove su SPG integrato con protezione di massima corrente omopolare Se la protezione contro i guasti a terra prevede la funzione direzionale di terra le prove successive non devono essere effettuate La regolazione del SPG funzione massim
191. applicazione del presente documento L Allegato H riporta la disposizione di TV TA di fase e del TO da adottare 41 Mantenendo la stessa posizione delle apparecchiature la Figura 9 si pu realizzare anche con una cella rovesciata senza risalita sbarra o una cella con risalita cavo 63 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Lo schema da adottare per la generalit delle utenze per il quadro MT immediatamente a valle del cavo di collegamento di seguito illustrato in Figura 9 D TA di fase I amp Sezionatore 4 74M opzionale vedi 8 2 1 TO Cavo di collegamento Al rimanente impianto di utenza NOTA Il TV tratteggiato in derivazione sulla sbarra indicato con B un alternativa alla soluzione indicata con A soluzione consigliata re i i i i i i i i i i i 1 1 1 1 1 1 1 H i i i i i i i i i i i i i i i i i i 1 1 1 1 1 1 H i i i i i i i i i i i i Figura 9 Schema di impianto di utenza per la connessione caso generale A seconda delle necessit protettive dettagliate nel par 8 5 12 necessario completare lo schema con una terna di trasformatori trasduttori che possono essere del tipo TV I o TV NI Qualora i TV siano derivati dalle sbarre MT a monte dell interruttore automatico o dei TA di fase essi dovranno essere protetti lato MT con un IMS combinato con fusibili In lt 6 3 A a protezione del primario dei TV l qualora invece i TV siano
192. asformatori in parallelo sul lato BT sar necessario prevedere opportuni interblocchi e asservimenti tra gli interruttori MT e BT di ciascun trasformatore per evitare di avere in tensione il lato MT di un trasformatore a mezzo del collegamento in parallelo sulla BT Nella figura le linee tratteggiate rappresentano la soluzione con TV di sbarra le linee a tratto pieno rappresentano la soluzione con due terne di TV protette dal rispettivo interruttore In questo ultimo caso non sono da prevedere i TV di sbarra L eventuale stato di spento delle lampade di segnalazione non assicura l assenza di tensione sulla relativa apparecchiatura obbligatoria l installazione di partitori capacitivi come da Figura 10 8 5 Regole tecniche di connessione comuni a tutte le categorie di Utenti Nel presente paragrafo sono fornite indicazioni circa le regole tecniche di connessione applicabili all impianto di utenza per la connessione relativamente a tutte le categorie di Utenti Specificazioni ulteriori sono contenute nei paragrafi dedicati alla categoria degli Utenti attivi par 8 8 44 Quindi in posizione tale che un guasto sui TV non sia risolvibile dall intervento dei dispositivi di montante 45 L IMS dovr essere provvisto di meccanismo tale da causare l apertura di tutti e tre i poli anche in caso di intervento di un solo fusibile dovr inoltre essere dotato di un contatto ausiliario in grado di provocare la commutazione della protezione
193. assetto provvisorio di rete si prolunghi nel tempo l alimentazione temporanea pu avvenire stipulando accordi con titolari di impianti di produzione ed eventuali Utenti passivi per esempio carichi disturbanti o di potenza rilevante connessi alla porzione di rete MT interessata Durante l esercizio in isola intenzionale nella porzione di rete in isola i parametri di qualit del servizio debbono essere contenuti entro i seguenti limiti e variazioni di frequenza 50 5 durante il 100 del tempo 50 296 durante il 95 del tempo e variazioni lente di tensione U 10 U 15 Tutti gli altri parametri di qualit del servizio possono invece subire un degrado in funzione delle caratteristiche della rete in isola e dei carichi e della generazione connessa In ogni caso il Distributore nell esercire la rete MT in isola intenzionale deve prendere tutti gli accorgimenti atti a limitare per quanto possibile il suddetto degrado Nel funzionamento di porzioni di rete MT in isola intenzionale il Distributore in veste di coordinatore e i succitati titolari di impianti di produzione qualora coinvolti devono e garantire la sicurezza delle persone con livello uguale a quello previsto durante le condizioni normali di funzionamento e assicurare l eliminazione del guasto mediante utilizzo delle protezioni installate sulla rete e sui singoli impianti di produzione ammessa comunque la non completa selettivit del sistema di protezion
194. associato a un circuito di comando a mancanza di tensione deve risultare chiuso in presenza della tensione ausiliaria qualora invece associato a un circuito di comando a lancio di corrente tale contatto NA deve risultare aperto in presenza di alimentazione ausiliaria 23 La protezione direzionale contro i guasti a terra prevista solo per impianti Utente il cui contributo capacitivo al guasto esterno superi valori predeterminati 175 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Il comando di apertura dell interruttore deve permanere fino al ricadere dello stato logico di scatto che l ha determinato e comunque per un tempo minimo di 150 ms per garantire l apertura dell interruttore D 3 1 5 Segnalazioni locali Le segnalazioni locali devono consistere in una segnalazione differenziata di rel in funzione o in anomalia un segnale memorizzato di scatto generico protezione di massima corrente di fase massima corrente di terra direzionale di terra una segnalazione di posizione interruttore che indichi interruttore aperto o chiuso sulla PG o sul fronte quadro D 3 2 Prove e certificazioni del SPG integrato Il dispositivo deve essere dotato di marcatura CE Le prove da effettuare sul dispositivo si dividono in prove funzionali prove di compatibilit elettromagnetica prove di compatibilit ambientale Deve essere certificato con le modalit in seguito indicate al punto D 3 7 il superamento delle
195. ata pu essere un singolo dispositivo oppure una combinazione di pi sorgenti ciascuna idonea all utilizzo in una o pi sequenze di test come previste nei vari paragrafi dell Allegato N Q 2 Requisiti tecnici della sorgente DC simulata Q 2 1 Taglia di potenza Per verificare la massima potenza erogabile dal convertitore in prova la sorgente DC deve essere progettata per garantire una disponibilit di potenza ai morsetti di ingresso del generatore pari a 1 1 P preferibile che la sorgente sia progettata in modo da rendere la tensione di uscita regolabile tramite un comando esterno La sorgente deve poter operare senza restrizioni su tutto l intervallo di potenza attiva di funzionamento del generatore in prova 0 1 1 P con tensioni di uscita rese disponibili ai morsetti di ingresso del generatore in prova fino al limite inferiore del campo di funzionamento in MPPT dichiarato dal costruttore MPPT Maximum Power Point Tracking Q 2 2 Tensione di uscita La sorgente DC deve fornire una tensione regolabile nel campo di funzionamento in MPPT del convertitore in prova L intera dinamica di potenza deve poter essere erogata all interno del campo di tensione del generatore Come minimo requisito la sorgente simulata deve poter erogare la potenza nel campo 0 1 1 P su almeno 3 tensioni rispettivamente i valori di Umpp minima Umpp min massima Umpp max e quella tipica o nominale dichiarata dal costruttore qualora non sia f
196. ato a livello di singolo generatore oppure tramite un opportuno regolatore centralizzato di impianto Eventuali verifiche circa il rispetto dei requisiti devono essere effettuate su base quartoraria o al massimo oraria come da Allegato N 8 8 6 3 Regolazione della potenza attiva Le prescrizioni di cui al presente paragrafo si applicano a tutti i generatori connessi alle reti MT con le modalit e le restrizioni di seguito specificate richiesto che il generatore sia in grado di variare la potenza immessa in rete nei seguenti casi e con le modalit indicate nei paragrafi di seguito Eventuali verifiche circa il rispetto dei requisiti devono essere effettuate come da Allegato N 8 8 6 3 1 Limitazione della potenza attiva per valori di tensione prossimi al 110 di Un Al fine di evitare il distacco del generatore dalla rete per valori di tensione prossimi al 110 96 deve essere possibile prevedere la limitazione automatica della potenza attiva immessa in funzione della tensione secondo la logica e le modalit di attivazione contenute nel par J 2 8 8 6 3 2 Limitazione della potenza attiva per transitori di sovra frequenza originatisi sulla rete In presenza di transitori di sovrafrequenza sulla rete richiesto che i gruppi di generazione attuino una opportuna regolazione locale in diminuzione della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza nominale regolazione primaria in sovra frequenza Tale rego
197. atore prescrizione allo studio supporto dinamico alla rete nella zona di distacco non ammesso area in grigio in Fig 24 per i generatori statici e in Fig 25 per i generatori eolici ai generatori verr richiesto in futuro di sostenere la tensione di rete erogando potenza reattiva nei modi e nelle condizioni specificate a titolo preliminare e informativo nel par 8 8 6 4 AI momento questa prescrizione allo studio pertanto non si ritenuto necessario inserire requisiti prestazionali specifici relativi all andamento della corrente reattiva durante e al termine del transitorio della tensione Questi requisiti verranno formulati in occasione della prossima revisione della norma 13 Zona di distacco ammesso 12 MMI m 1 15 Caratteristica OVRT 1 15 Zona di distacco non ammesso Caratteristica LVRT Tensione Vn o y Zona di distacco ammesso 0 4 0 3 0 2 0 1 100 100 200 300 400 500 600 700 800 o S 8 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 Tempo ms Figura 24 Caratteristica V t LVRT e OVRT per i generatori statici Qualora il rilievo sia eseguito in BT con interposto tra MT e BT un trasformatore del tipo Dy sulle tensioni di fase BT rispetto al centro stella alla tensione di fase pi ridotta si rilevano gli stessi valori percentuali rilevabili sul lato MT in termini di con
198. atori asincroni con potenza fino a 100 kW possono essere effettuati con il motore primo oppure utilizzando il generatore come motore elettrico di lancio Per i generatori di potenza uguale o superiore a 100 kW e qualora sia attuato un avviamento da rete devono essere previsti opportuni sistemi di limitazione della corrente di avviamento in modo da non superare due volte la corrente nominale del generatore e qualora invece sia impiegato un motore primo la chiusura del dispositivo di parallelo deve essere subordinata alla verifica che la velocit di rotazione sia prossima a quella di sincronismo con una tolleranza del 2 96 Fra lavviamento di un generatore e l avviamento di altri eventuali generatori deve intercorrere un intervallo di almeno 30 s Generatori eolici Full Converter Questi tipi di generatori devono effettuare il parallelo con la rete in condizioni di tensione e di frequenza stabili ed aumentando l erogazione di potenza in modo progressivo Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Per questo tipo di generatori eolici l avviamento e la sincronizzazione devono essere effettuati col motore primo Il dispositivo di parallelo pu essere azionato in chiusura a condizione che la tensione di statore del generatore sia sincrona con quella della rete con le seguenti tolleranze e differenza di ampiezza 5 96 e differenza di fase 5 Generatori statici Questi tipi di generatori devono effettuare il parallelo
199. atorio Grandezza di influenza Valore di riferimento Temperatura ambiente 25 C 5 C 50 Hz nel campo 47 5Hz 51 5Hz ove applicabile N 3 Misure per la qualit della tensione Le misure delle correnti armoniche e delle fluttuazioni di tensione si effettuano secondo quanto descritto dai par N 3 1 N 3 2 N 3 3 Data l aleatoriet e la non prevedibilit delle emissioni armoniche di impianti e o apparati di Utente inclusi i generatori statici inverter questi non devono comunque provocare disturbi che non consentano il regolare esercizio della rete del Distributore inficiando ad es la telegestione dei gruppi di misura elettronici previsto dalle delibere vigenti Del AEEG 292 06 eventuali sistemi di telescatto od altri telecomandi tele segnali che utilizzino la banda di frequenza assegnata ad uso esclusivo dei Distributori per la trasmissione dei segnali sulla rete BT 3 kHz 95 kHz Le apparecchiature degli Utenti non devono pertanto introdurre interferenze condotte nel suddetto intervallo di frequenza sulla rete BT Qualora questo non si verifichi l Utente dovr realizzare opportuni provvedimenti correttivi filtri attivi o sostituire le apparecchiature disturbanti anche in carenza di una definita e consolidata norma IEC che copra il suddetto campo di frequenze Per i generatori statici le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo p es su un impianto di prova oppure su ban
200. azione AT MT schema B1 L inserimento prevede la realizzazione di una linea alimentata direttamente dalla Stazione AT MT al fine di consentire la connessione di un utenza Tale tipologia d inserimento pu essere adottata qualora gli schemi di inserzione lungo una linea esistente non siano ammissibili dal punto di vista tecnico Il locale dedicato all impianto di rete presso l utenza deve poter ospitare le apparecchiature per un eventuale adozione successiva dell inserimento in entra esce 8 1 3 Inserimento in antenna da cabina MT BT schema B2 Per inserimento in antenna da cabina MT BT s intende l inserimento di un impianto di rete per la connessione tramite un tratto di linea connesso alle sbarre MT di una cabina di distribuzione esistente ll locale dedicato all impianto di rete presso l utenza deve poter ospitare le apparecchiature per un eventuale adozione successiva dell inserimento in entra esce 8 1 4 Inserimento in antenna con O d M eventualmente in cabina aggiunta lungo una linea esistente schema C Per inserimento in antenna con organo di manovra O d M eventualmente in cabina aggiunta part A in Figura 6 lungo una linea esistente s intende il collegamento di un impianto di rete per la connessione tramite l inserimento di un O d M in prossimit di una linea preesistente A partire da O d M si prevede una linea dedicata all alimentazione di un utenza L eventuale locale dedicato all O d M deve poter ospitare le apparec
201. azione normale ed il passaggio a quella di emergenza al fine di consentire il sollecito avvio degli opportuni interventi per il tempestivo ripristino dell alimentazione ausiliaria e dimensionare l autonomia dell alimentazione di emergenza dei circuiti ausiliari comunque realizzata dopo la comparsa dell allarme tenendo conto dei tempi massimi previsti per il completamento dei sopra citati interventi di ripristino e effettuare la necessaria manutenzione ordinaria e straordinaria sui sistema di alimentazione dei circuiti ausiliari ordinari e di emergenza 82 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La protezione deve essere munita di un contatto NA in assenza di alimentazione ausiliaria Tale contatto qualora associato a un circuito di comando a mancanza di tensione deve risultare chiuso in presenza della tensione ausiliaria Devono essere previsti opportuni accorgimenti atti a prevenire l interruzione accidentale dei cavi di collegamento fra la PG e la bobina di apertura del DG In alternativa alla bobina di apertura a mancanza di tensione possibile impiegare per il comando del DG da parte della PG una bobina di apertura a lancio di corrente purch la PG sia dotata di un opportuno sistema di controllo e registrazione atto a consentire le verifiche del caso Le caratteristiche di tale sistema di controllo e registrazione sono riportate in Allegato C e D In questo caso circuito di comando a lancio di corrente il contatto NA della PG d
202. bene rilevare come la corrente sulla fase s e la corrente sulla fase t siano in controfase per tutta la durata del guasto Sotto sono riportate le relazioni da utilizzare per il calcolo delle tensioni esclusivamente nel caso di tensione di cortocircuito fase fase pari al 75 del valore nominale restanti valori sono riportati in Tab 27 Ecc E Zretet Z1 lgr 21e 1 20 0 z E 10 Es ES S Zastz1 210 7 1 20 0 010509 0 8264 Ea E ZietetZi lyr 2169 1420 0 010589 0 829575 Tabella 27 Vettori di fase sul lato MT in presenza di guasti asimmetrici bifase simulati in base alle sequenze di Tab 33 con il circuito di Fig 15 Prova No V Vnom Tensioni fase terra lato BT Angoli di fase rif Tab 40 lato MT U4 U1 nom U2 U2 nom U3 U3 nom Qui Qu2 Qua 1a 0 05 0 05 0 866 0 865 0 05 28 33 148 4 120 4 2a 0 25 0 05 0 8745 0 8724 0 2496 21 8 141 8 120 3 3a 0 50 0 05 0 9018 0 9002 0 4999 13 9 133 9 120 2 4a 0 75 0 05 0 943 0 941 0 7517 6 487 126 5 120 1 condizioni normali 1 1 1 1 0 120 120 Per risalire alle tensioni ai capi del generatore sul lato BT necessario conoscere la tipologia di trasformatore utilizzato con il relativo rapporto spire La soluzione pi comune consiste nell utilizzo di un trasformatore abbassatore triangolo stella DY11 Tale tipologia di trasformatore caratterizzata da un rapporto t
203. bilit EMC C 2 4 7 2 1 Generalit La protezione una funzione particolarmente importante nei sistemi di potenza abbinata alla Sicurezza e salvaguardia sia della rete di distribuzione che degli impianti di produzione La protezione implica il riconoscimento di condizioni anomale anche in presenza di fenomeni elettromagnetici ed il conseguente comportamento corretto con la precisione e la rapidit che non devono essere soggette a degradazioni quali perdita delle funzioni di protezione ritardo nell attuazione della funzione di protezione interventi spuri Nelle prove EMC le funzioni di protezione non devono presentare alcuna degradazione La memorizzazione dei parametri di regolazione non deve essere influenzata dai fenomeni elettromagnetici Nelle prove EMC la memorizzazione dei parametri di regolazione non deve presentare alcuna degradazione 163 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ai fini dell accettazione durante le prove EMC condotte conformemente alla norma CEI EN 60255 1 devono essere verificate almeno le seguenti funzioni massima corrente di fase soglia I2 massima corrente omopolare soglia lo gt gt direzionale di terra soglia 67N S1 Per tali funzioni saranno da verificare soglie di intervento tempi di intervento C 2 4 7 2 2 Criteri di valutazione Nella valutazione delle prestazioni di qualsiasi dispositivo elettronico rivestono un ruolo importante i cosidd
204. bilit che si verifichino inversioni del flusso di potenza rispetto al naturale funzionamento che prevede un transito di potenza dall Alta alla Media Tensione Qualora le situazioni di funzionamento in cui il suddetto transito risulti invertito cio si abbia un transito di potenza dalla MT verso la AT superino una percentuale significativa del complessivo tempo annuo di funzionamento 5 necessario equipaggiare la Cabina Primaria e le linee AT ad essa afferenti con opportuni dispositivi di protezione e controllo che consentano un sicuro esercizio della rete stessa quale rete attiva Il Distributore deve indicare i dispositivi necessari a tale scopo ad es regolatori di tensione modificati dispositivi per il controllo di parallelo dispositivi di protezione per la rilevazione dei guasti di sbarra AT ecc Le condizioni economiche correlate agli adeguamenti di cui sopra sono stabilite dall AEEG 8 8 2 Schema tipico di connessione di un Utente attivo In caso di connessione di Utenti attivi dovranno essere rispettate le prescrizioni contenute nella Norma CEl 11 20 se non in contrasto con la presente Norma Nella seguente Figura 13 rappresentato uno schema tipico di connessione di un Utente attivo caso generale senza esplicitazione della e sezioni di trasformazione 88 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 DISPOSITIVO GENERALE PARTE DI RETE UTENTE NON ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA DISPOSITIVO DI INTERFAC
205. buzione di tale dispositivo devono essere comunicati dal Distributore in base al valore pianificato del livello di isolamento della rete e secondo quanto prescritto dalle Norme CEI EN 60071 1 e CEI EN 60071 2 o superiori 5 2 2 Caratteristiche di esercizio 5 2 2 1 Funzionamento della rete Le reti MT di distribuzione sono generalmente esercite in modo radiale e sono solitamente controalimentabili Nelle reti con possibilit di controalimentazione esistono collegamenti usualmente aperti che vengono riconfigurati in caso di guasti per assicurare la continuit del servizio 29 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Per i singoli punti di connessione il Distributore deve indicare la tensione dichiarata e il relativo campo di variazione in accordo alla Norma CEI EN 50160 NOTA La Norma CEI EN 50160 prevede condizioni specifiche relative al modulo della tensione e alla frequenza da adottare per i sistemi elettrici in condizioni particolari p e sulle isole non interconnesse in maniera sincrona 5 2 2 2 Funzionamento di porzioni di rete MT di distribuzione in isola intenzionale Il Distributore pu temporaneamente per esempio per motivi di manutenzione o per il rapido ripristino del servizio elettrico mantenere in esercizio in isola intenzionale porzioni di rete MT Nel caso pi comune la rialimentazione temporanea ottenuta tramite generatori di emergenza resi disponibili dal Distributore In alcuni casi tipicamente qualora l
206. catenate Qualora invece il rilievo sia effettuato sulle tensioni concatenate BT devono attuarsi opportuni riporti per il calcolo si veda Allegato R 306 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 1 3 Zona di distacco ammesso 12 E 1 15 p 7 11 Caratteristica OVRT MM A 1 10 Zona di distacco non ammesso 0 9 0 8 Caratteristica LVRT 0 7 Tensione Vn 0 6 0 5 Zona di distacco ammesso 0 4 0 3 0 2 0 1 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 160 180 200 220 Figura 25 Caratteristica V t LVRT e OVRT per generatori eolici Comportamento in sovratensione caratteristica OVRT il generatore non deve disconnettersi dalla rete nella zona al di sotto e lungo i punti della caratteristica OVRT V t indicata in Fig 24 per i generatori statici e in Fig 25 per gli eolici dove V la tensione concatenata nel punto di connessione Tali valori sono espressi in percentuale della tensione nominale nella zona sovrastante in colore grigio il generatore pu scollegarsi dalla rete la logica di funzionamento deve essere del tipo 1 su 3 ovvero sufficiente che sia rilevato l innalzamento di una sola delle tre tensioni concatenate per garantire il comportamento previsto dalla curva di Fig 24 e di Fig 25 entro 400 ms per generatori statici
207. cessario che e per valori di tensione superiori al 120 di Un per pi di 0 6 s le unit di GD siano distaccate dalla rete compito assolto dalla regolazione 59 52 del SPI e quando il valore medio della tensione misurato su una finestra temporale di 10 min in modalit a media mobile supera il 110 96 di Un le unit di GD siano distaccate dalla rete entro 3 s compito assolto dalla regolazione 59 51 del SPI Indipendentemente dalle funzioni di distacco assolte dal SPI il Distributore concorder con gli Utenti attivi connessi alle reti MT i modi per contribuire alla limitazione della tensione tramite assorbimento o erogazione di potenza reattiva Quindi la condizione base di funzionamento delle macchine prevede la iniezione di potenza attiva a cosq 1 il funzionamento ad un fattore di potenza diverso da 1 purch ricompreso nella curva di capability del generatore a un dato livello di potenza attiva viene richiesto dal Distributore per consentire la regolazione della tensione secondo le esigenze di esercizio della rete stessa La fornitura di potenza reattiva erogata assorbita da parte degli utenti attivi dovr avvenire secondo le logiche di controllo locale contenute nell Allegato 102 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Inoltre i gruppi potranno anche essere asserviti a una regolazione centralizzata e quindi dovranno operare secondo le logiche specificate nell Allegato ed i segnali esterni di regolazione e controllo re
208. che si riferiscono agli Utenti attivi indicato il primo sezionatore di terra dell impianto Utente e la relativa posizione in quanto l Utente attivo costituisce una possibile sorgente di alimentazione Per le attivit di manutenzione sui sezionatori immediatamente a valle del punto di connessione tutti gli Utenti o immediatamente a monte Utenti attivi necessario prendere opportuni accordi tra le parti come previsto nelle procedure di lavoro della Norma CEI 11 27 7 3 Soluzioni indicative di connessione La Tabella 5 seguente riassume le indicazioni generali sulla scelta degli schemi di connessione in funzione della tipologia di utenza della potenza e del numero di stalli Utente Il criterio di preferenza degli schemi di connessione presentati in Tabella 5 congruente con le considerazioni di affidabilit e flessibilit della rete riportati nel par 6 4 2 20 In caso di particolari necessit di esercizio della rete o di particolari esigenze di sicurezza previo accordo tra Distributore e Utente i sezionatori di terra potranno essere installati anche a monte del primo sezionatore di linea dell Utente 37 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2012 12 L applicazione della Tabella 5 nel caso di Utenti che possono immettere o prelevare energia dalla rete la seguente a si considera la massima potenza disponibile all Utente in fase di prelievo e si ricavano le relative soluzioni b si considera la potenza nominale dei
209. chiature per una possibile adozione successiva dell inserimento in entra esce 8 1 5 Inserimento in derivazione rigida a T su una linea esistente schema D Per inserimento rigido a T s intende l inserimento mediante una derivazione da una linea MT esistente di un tratto di linea con il solo interruttore in corrispondenza dell impianto di rete per la connessione Tale schema il pi semplice ed il meno oneroso ma riduce l affidabilit delle reti esso offre inoltre una continuit del servizio inferiore L eventuale connessione a T rigida da intendersi come eccezionale 8 2 Schema dell impianto per la connessione A prescindere dalla soluzione di connessione prescelta per l impianto di rete presso l utenza si ha sempre la situazione impiantistica di Figura 7 A partire dal cavo MT a valle del punto di connessione la figura indica lo schema dell impianto di utenza per la connessione Con riferimento alla suddetta figura la cabina del Distributore presso l utenza la cabina realizzata per connettere l impianto dell Utente La disposizione delle apparecchiature di misura riferita al caso generale di Utente passivo nel caso di Utenti attivi qualora i dispositivi per la realizzazione della misura siano di pertinenza dell Utente stesso punto di immissione essi devono essere collocati appena a valle del dispositivo generale in posizione tale da essere protetti contro le correnti di guasto provenienti dalla rete dal dispositivo genera
210. cibile Definiti Pe potenza attiva erogata all istante di superamento di f 50 3Hz valore memorizzato Pqin o potenza attiva minima raggiunta durante il transitorio di sovrafrequenza individuata univocamente dalla potenza erogata P dallo statismo in sovrafrequenza impostato so e dall entit della sovrafrequenza raggiunta nel transitorio si veda grafico di Fig 11 Statismo sc Rapporto tra la variazione percentuale a regime della frequenza di rete e la corrispondente variazione percentuale di potenza del generatore conseguente all azione di regolazione Lo statismo s deve essere regolabile tra 2 e 5 con un valore di default pari al 2 4 96 che corrisponde ad un gradiente di potenza pari all 83 3 96 P Hz Per i generatori ORC lo statismo deve essere non superiore al 496 Al superamento dei 50 3 Hz tutti gli impianti di produzione regolabili dotati di convertitori statici devono ridurre la potenza P immessa in rete secondo lo statismo s in funzione dell entit dello scarto in frequenza positivo La riduzione della potenza immessa in rete secondo lo statismo so impostato deve avvenire in modo lineare con tempi inferiori a 2 s nel caso dei generatori statici ed inferiori a 10 s nel caso dei generatori eolici DFIG e FC La precisione della misurazione di frequenza deve essere di almeno 10 mHz 47 MIA API Pe 257 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Il rientro da una situazione di sovrafrequenza
211. circuito sulla rete elettrica che alimenta il circuito di prova Il dimensionamento di Z4 deve quindi consentire di eseguire tutte le sequenze di prova limitando la massima corrente di cortocircuito prelevata dalla rete a valori tali da non provocare una riduzione eccessiva della tensione a monte in particolare nel caso peggiore e cio con tensione residua 5 V Considerando al pi una riduzione di tensione di rete accettabile del 5 durante l esecuzione dei test il valore minimo di Z1 dovr essere pari ad almeno 20 Zg ove Zg l impedenza di cortocircuito della rete misurata al punto di connessione del circuito di prova gt al fine di rendere realistica la prova tuttavia necessario che la potenza apparente di cortocircuito disponibile al nodo di connessione del generatore Asc ovvero ai capi di Z2 sia almeno pari a 3 P ove P la potenza nominale del generatore valore minimo Asc gt 3 Pn consigliato Asc 5 6 P Questo fa si che durante l esecuzione dei test di cortocircuito il contributo di corrente proveniente dalla rete rimane dominante rispetto a quello impresso dal generatore ipotizzando che quest ultimo sia limitato al valore della corrente nominale In ipotesi plausibile per convertitori statici di tipo FV Per esempio con Z1 tale che Asc 5 P il contributo alla corrente in Z2 proveniente dall inverter al pi pari ad 1 5 del contributo proveniente dalla rete attraverso Z1 In tal modo la corrente che eventualmente il
212. co di prova purch quest ultimo sia rappresentativo delle condizioni di funzionamento effettive del generatore disponibilit di sorgente primaria simulata come riportato in Allegato Q Per i generatori eolici FC di potenza fino a 100 kW le misure possono essere effettuate sia tramite campagna di acquisizioni in campo oppure su banco di prova sostituendo il generatore elettrico con una rete AC conforme all Allegato V La sorgente AC deve rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova Per i rimanenti generatori le misure devono essere eseguite tramite campagna di acquisizioni in campo 274 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 3 1 Misura di correnti armoniche Per la misura delle correnti armoniche si applica la norma IEC 61400 21 par 7 4 correnti armoniche interarmoniche e componenti in alta frequenza Le prescrizioni che riguardano la strumentazione di misura modalit di calcolo e incertezza associata alle misure sono contenute nella norma EN 61000 4 7 La misura va effettuata misurando il contributo armonico del generatore per ciascun valore di potenza negli 11 intervalli 0 5 10 5 100 5 della potenza apparente nominale In alcuni casi per esempio nel caso di misure sul campo non possibile attribuire al solo generatore la responsabilit delle correnti armoniche misurate che va quindi attribuita ad una interazione tra il generatore e gli altri carichi utenti connessi in
213. comando di chiusura dell interruttore e invio comando di ripristino e spegnimento interfaccia locale e verifica comparsa allarme da remoto e accensione modem e richiesta reset da remoto M 7 2 Prove su evento o cicliche Le prove su evento vengono eseguite in caso di manifeste anomalie del sistema o in caso di sostituzione riconfigurazione di parti del dispositivo di riduzione della potenza le prove cicliche invece vengono definite dal Distributore con cadenza tale da consentire una verifica periodica del corretto funzionamento del sistema Le prove di cui sopra possono essere parte o totalit del set definito al par M 7 1 268 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato N normativo Prove sui generatori statici eolici FC e DFIG Il presente allegato contiene i protocolli di test direttamente applicabili ai generatori statici totalmente privi di parti in movimento tipicamente FV connessi alla rete mediante interposizione di sistemi di raddrizzamento inversione inverter lato rete e le indicazioni per la esecuzione di analoghe prove in campo oppure ove applicabile su banco di prova in laboratorio per i generatori di tipo Eolico Full Converter FC ed Eolico Double Fed Induction Generator DFIG N 1 Esecuzione delle prove accreditamento Le prove sui generatori statici ed eolici sono tipicamente eseguite presso un laboratorio accreditato EA secondo la Norma ISO 17025 Tale laboratorio deve possedere nel proprio elenco
214. come riportato a titolo esemplificativo in Fig 22 in alto per generatori statici in basso per generatori eolici Sul grafico devono anche essere rappresentati gli andamenti attesi per la Sequenza A e la Sequenza B La prova si considerer superata se per le sequenze A e B sono soddisfatte entrambe le condizioni di seguito riportate per ciascuno dei 6 punti da t f a fs f lo scostamento tra il valore atteso di potenza attiva e quello misurato rientra all interno di una tolleranza pari a 2 596 P dove P la potenza nominale del generatore al ritorno della frequenza di rete al valore nominale passo 7 delle sequenze riportate in N 7 2 1 nel caso di generatori statici il generatore dovr mantenere il livello minimo di potenza raggiunto nella fase precedente di aumento della frequenza pari a Pmin per un tempo minimo di attesa pari a 5 minuti terminato il quale potr ripristinare l erogazione al valore precedente il transitorio pari a Pmem in maniera graduale seguendo una rampa lineare con pendenza pari a 20 Pmem Pmin min ovvero in modo tale da ripristinare con gradualit la potenza al valore precedente il transitorio in un tempo pari a 5 minuti Nel caso di generatori eolici il generatore dovr aumentare la produzione in maniera graduale compatibilmente con la disponibilit della fonte primaria percorrendo in senso opposto la caratteristica P f f seguita nella fase di aumento della frequenza e rispett
215. complessive di generazione superiori a 3 MW indicativamente in alternativa al telescatto pu essere realizzata una logica nella CP da cui parte la linea MT in antenna tale da fare aprire l interruttore in testa alla linea al verificarsi di determinate condizioni ad es mancanza rete AT scatto trasformatore AT MT ecc anche in assenza di intervento delle protezioni del Distributore che agiscono sull interruttore di linea La logica di Cabina Primaria deve essere realizzata e mantenuta in esercizio dal Distributore gli oneri saranno ripartiti secondo le vigenti disposizioni dell AEEG Anche in tale caso non necessaria l installazione della eventuale protezione contro la perdita di rete L Utente pu comunque per proprie esigenze richiedere la realizzazione del telescatto anche in queste situazioni possibile che PI e PG siano un unico apparecchio e o se distinte che utilizzino TV in comune Le prove cui sottoporre l apparecchiatura in questo caso dovranno essere relative sia alle funzioni di PG che di Pl DG e DDI possono essere coincidenti e o distinti indifferentemente ed a scelta del Costruttore Progettista Per le funzioni di Pl lo scatto deve avvenire obbligatoriamente tramite bobina a mancanza di tensione salvo per i tipi di interruttori di cui alla nota 9 per le funzioni di PG vale quanto detto nella presente norma La tensione ausiliaria impiegata per alimentazione di Pl e PG dei circuiti di apertura a lancio di corr
216. comporta l apertura del collegamento e La gestione da parte dell Utente degli apparati di cui alla lettera c deve assicurarne la piena e continua funzionalit nonch il ripristino della stessa in tempi minimi e La gestione da parte dell Utente degli apparati di cui alla lettera d deve assicurare le stesse prestazioni assicurate per gli apparati di cui alla lettera b tenendo tuttavia conto della minore criticit dei tempi di ripristino delle parti di impianto in oggetto rispetto ai sistemi di protezione e controllo e Qualsiasi modifica degli apparati di cui ai punti a b c e d rilevante ai fini della funzionalit della rete deve essere concordata con il Distributore 44 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 e In caso di sviluppo e o modifica della rete l Utente tenuto ad adeguare gli apparati di cui al punto precedente a quanto richiesto dal Distributore e La manutenzione degli apparati di cui ai punti a b c e d rilevanti ai fini della funzionalit della rete deve essere concordata col Distributore ed allo stesso notificata 7 5 2 Impianto di rete per la connessione Il progetto la realizzazione la manutenzione la riparazione e l esercizio dell intero impianto sono generalmente di pertinenza del Distributore Nei casi previsti dalla regolazione vigente possibile la realizzazione dell impianto di rete per la connessione da parte del soggetto produttore Nell ambito dell impianto di rete per la connessio
217. con la rete in condizioni di tensione e di frequenza stabili ed aumentando l erogazione di potenza in modo progressivo 5 Funzionamento continuativo in parallelo alla rete del Distributore 5 1 Campo di funzionamento degli impianti di produzione impianti di produzione devono essere progettati realizzati ed eserciti per rimanere nessi alla rete MT mantenendo costante in modo continuativo la potenza erogata in ogni condizione di carico nelle normali condizioni di funzionamento della rete stessa ovvero quando tensione e frequenza nel punto di connessione si mantengono nei seguenti campi di vari azione in tensione 9096 U S Un S 11096 U in frequenza 86 49 9 Hz lt f lt 50 1 Hz Le condizioni di esercizio sono oggetto di parziale deroga per gli impianti di cui al paragrafo 8 8 5 2 92 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Inoltre essi devono essere in grado di rimanere connessi alla rete variando la potenza erogata nei modi stabiliti dalla presente norma in condizioni eccezionali di funzionamento della rete ovvero quando nel punto di connessione la tensione e la frequenza per periodi di durata limitata possono rispettivamente variare nei campi di 85 Un Un lt 110 Un 47 5 Hz lt f lt 51 5 Hz Al fine di assicurare quanto sopra le protezioni di interfaccia e le protezioni dei generatori nonch i sistemi di regolazione degli stessi dovranno essere regolati in modo coerente con i limiti di tens
218. consegnare all Utente in base a un vincolo contrattuale da inserire esplicitamente negli accordi tra Utente e installatore Il Distributore ha facolt di presenziare alle suddette verifiche 24 consigliabile che le parti si accordino in modo che l Utente si faccia carico della verifica di ambo gli impianti mentre il Distributore mette a disposizione il circuito amperometrico e il dispersore ausiliario compatibilmente con le esigenze di esercizio della rete e di alimentazione di altri Utenti 47 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Le verifiche periodiche dell impianto di terra di utenza sono di esclusiva pertinenza dell Utente il quale invia al Distributore copia del verbale delle verifiche di legge eseguite ai sensi del DPR 462 01 e s m i 9 I Distributore provvede a comunicare autonomamente all Utente variazioni significative e permanenti dei valori di corrente di guasto monofase a terra e o dei relativi tempi di eliminazione del guasto tramite raccomandata AIRC9 Al fine di comunicare il valore della corrente di guasto monofase a terra all Utente l esercente la rete di alta tensione deve mantenere aggiornati i dati con frequenza almeno annuale Il calcolo va effettuato con riferimento all assetto normale di esercizio della rete AT non vanno considerate pertanto situazioni non permanenti ad es derivanti da guasti variazioni di assetto per lavori purch si preveda il ripristino delle precedenti condizioni di esercizi
219. consentire la minimizzazione degli interventi da parte del Distributore in caso di eventuali manutenzioni sul primo interruttore lato Utente la cui frequenza comunque dipende ovviamente dalle soluzioni tecniche e realizzative adottate per la realizzazione di tale interruttore da parte del Costruttore dello stesso Tale disposizione mutua e la realizzazione costruttiva conseguita mediante due distinte apparecchiature non sono vincolanti purch siano realizzate le funzioni proprie di entrambe le apparecchiature e siano rispettati i criteri di sicurezza Lo sganciatore di apertura deve essere asservito ad adeguate protezioni conformi a quanto stabilito al successivo paragrafo Le apparecchiature MT in particolare quelle del DG devono essere costantemente mantenute efficienti dall Utente Tenendo conto che necessario limitare gli interventi di personale del Distributore necessari per mettere fuori tensione il cavo di collegamento qualora l Utente adotti la disposizione delle apparecchiature indicate in Figura 9 cio con sezionatore fisicamente distinto dall interruttore e posto a monte di esso pu effettuare la manutenzione della sezione ricevitrice minimizzando le necessit di fuori tensione del cavo di collegamento Per i quadri A I S air insulated switchgear un ulteriore minimizzazione delle necessit di fuori servizio del cavo di collegamento ottenuta mediante la possibilit di controllare visivamente lo stato delle terminazion
220. controllo la piena compatibilit con la rete e con le esigenze della relativa gestione In considerazione della molteplicit dei casi il procedimento di determinazione e valutazione delle connessioni esamina separatamente le componenti che concorrono alla determinazione dell impianto e definisce soluzioni tipiche per i casi ricorrenti 6 2 Definizione della connessione Le soluzioni per la connessione alle reti di distribuzione AT e MT devono essere valutate tenendo conto delle richieste dell Utente e verificando il corretto e sicuro funzionamento locale e globale della rete stessa L individuazione dell impianto di rete per la connessione si articola nei seguenti passi P 1 livello di tensione e punto della rete di distribuzione al quale l Utente pu essere connesso in relazione alla tipologia alla taglia e alle esigenze di esercizio dell impianto Utente e alle esigenze e alle caratteristiche della porzione di rete di distribuzione interessata P 2 schema d inserimento dell impianto entra esce antenna ecc P 3 schema di connessione sistemi di sbarra e organi di manovra e d interruzione in relazione alla manutenzione e al sistema di protezione della rete passi P1 e P2 sono descritti unitariamente per quanto riguarda le reti AT e MT ai seguenti par 6 3 e 6 4 31 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ulteriori specificazioni circa il passo P2 sono fornite per la rete AT al par 7 1 e per la rete MT al par 8 1 Il passo
221. conversione c a c c in grado di rialimentare la rete a monte con batteria e 70 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Il funzionamento di breve durata in parallelo alla Rete MT del Distributore consentito per qualsiasi impianto di produzione statico o rotante anche privo del SPI purch la durata del parallelo non ecceda tramite rel temporizzatore 30 s per gli impianti trifase e 10 s per quelli monofase Trascorso tale tempo la condizione di parallelo deve essere interrotta Il suddetto rel deve quindi e avviarsi al momento di inizio del funzionamento breve in parallelo e separare l impianto di produzione dalla rete alla fine del tempo di ritardo Qualora il generatore preveda la necessit di funzionamento in parallelo alla rete superiore a 30 s ma inferiore a 30 minuti ad esempio per prove periodiche a carico di generatori di emergenza deve essere prevista una protezione di interfaccia che agisca sull interruttore del generatore con le regolazioni 10 Un 15 Un 8 5 5 Impianto di terra sotteso all impianto di rete presso l utenza 8 5 5 1 Dimensionamento Nel progetto del dispersore unico si pu tenere conto della riduzione della corrente di terra le rispetto a quella di guasto di fase a terra f dovuta allo schermo dei cavi secondo le indicazioni contenute nella Norma CEI 99 3 in particolare a titolo cautelativo si assume un fattore di riduzione pari a 0 7 Nelle connessioni realizzate in cavo con almeno 3 t
222. d eventualmente realizzate secondo condizioni economiche allo scopo fissate dall AEEG 33 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 6 4 1 Schemi d inserimento principali schemi di inserimento si distinguono in a inserimenti su linee esistenti e inentra esce e in derivazione rigida a T b inserimento in antenna su stazioni e cabine primarie esistenti Ulteriori specificazioni circa i possibili schemi di inserimento sono riportate nel par 7 1 per l Alta Tensione e 8 1 per la Media Tensione 6 4 2 Affidabilit dei diversi schemi di connessione Il Distributore tenuto a fornire all Utente informazioni circa la diversa affidabilit degli schemi di connessione proposti L indice di affidabilit dello schema di connessione correlato alla durata cumulata probabile di interruzione del servizio ore anno e al numero di interruzioni sopportate dall Utente a causa di guasti sul sistema di alimentazione o per lavori anche se questi ultimi in generale sono programmabili e l interruzione per lavori avviene generalmente con preavviso L affidabilit di cui sopra fa astrazione dalle interruzioni transitorie e di breve durata nonch dall affidabilit degli elementi componenti l impianto di rete presso l utenza La diminuzione di affidabilit conseguente ad un guasto sul tratto di linea AT che alimenta l Utente e trascurabile per lo schema di inserimento in entra esce e dipendente dalla lunghezza della linea in anten
223. d internazionalmente accettati In tal caso la necessaria trasformazione degli impianti ed apparecchi deve aver luogo a cura del Distributore e dell Utente per quanto di rispettiva propriet All Utente deve essere garantito un anticipo minimo di 12 mesi per l adeguamento eventualmente necessario dei propri impianti ed apparecchi Specifici accordi verranno presi tra le parti 7 5 4 Punti di connessione multipli e alimentazioni di emergenza Il parallelo tra punti diversi della rete di distribuzione attraverso Utenti con pi punti di connessione regolato dal Distributore In caso di presenza di punti di connessione multipli anche al fine dell alimentazione di emergenza devono essere previsti su richiesta del Distributore opportuni interblocchi meccanici Tali interblocchi devono operare sugli organi di manovra per evitare il funzionamento in parallelo di distinti sistemi elettrici Qualora per motivi legati alla complessit impiantistica o all ubicazione delle apparecchiature non siano possibili altre soluzioni si dovranno prevedere blocchi elettrici a sicurezza positiva o di tipo ridondante Il Distributore pu assicurarsi del corretto funzionamento degli interblocchi presenziando alle prove di funzionamento dei blocchi al momento della messa in servizio e o richiedendo in qualsiasi momento l effettuazione delle relative manovre alla presenza dei propri incaricati Allo scopo di evitare interruzioni del servizio durante il cambio
224. da poter integrare il modulo nel suo sistema di comunicazione attivando le opportune misure per la sicurezza informatica ad es disattivazione chiamate vocali Gruppo chiuso di Utenze lista chiamanti abilitati etc L alimentazione ausiliaria del modem GSM GPRS e dell eventuale modulo di interfacciamento con SPI garantita dallo stesso sistema di alimentazione ausiliario che in assenza dell alimentazione principale consente il funzionamento del SPI la tenuta in chiusura del DDI Negli impianti dotati di controllore d impianto ammesso che le azioni di tele distacco inibizione e ripristino possano essere soddisfatte all interno della architettura funzionale e comunicativa prevista dall Allegato O a condizione che siano rispettate le modalit di funzionamento di seguito prescritte M 3 Caratteristiche del modem GSM GPRS possibile adottare un modulo GSM GPRS completo di SW di decodifica testi SMS programmazione dei testi SMS da riconoscere gestione ingressi uscite diagnostica etc implementati nel SW del modem stesso 1 Eventuali modalit di implementazione delle prescrizioni differenti da quanto specificato nel presente paragrafo saranno concordate tra il Distributore e TERNA e comunicate all Utente in fase di connessione 264 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Il modem deve essere dotato in alternativa e 1 DI contatti puliti oppure polarizzati con la tensione di alimentazione del modem e di porta seriale pe
225. dei valori sopra indicati comunque necessario garantire la possibilit di regolare il rel con il TA associato in modo da coprire i seguenti campi di grandezze primarie da 200 A a 500 A per I2 da 500 A a 1500 A per I 157 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Gli Prima soglia I gt Valore 20 120 a gradini di 5 Caratteristica a tempo dipendente tempo inverso in accordo alla IEC 60255 VIT NIT EIT con parametri da comunicare a cura del Distributore Seconda soglia 122 Valore 20 500 a gradini di 10 Caratteristica a tempo indipendente Tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s Terza soglia 1 gt gt gt Valore 80 1500 a gradini di 20 Caratteristica a tempo indipendente Tempo di intervento 0 05 0 2 s a gradini di 0 05 s errori limite per le grandezze sono amperometrico lt 5 variazione dell errore limite lt 3 tempo di ricaduta 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 z 20 ms variazione dell errore limite lt 1 5 10 ms L assorbimento del circuito amperometrico lt 0 2 VA per h 1A e x1 VA per In 5A C 2 4 2 Prescrizioni funzionali per la protezione di massima corrente omopolare 13 II rel deve prevedere una protezione di massima corrente omopolare con due soglie temporizzabili e regolabili in modo completamente indipendente fra loro Le caratteristiche della suddetta protezione sono
226. del presente paragrafo Per quanto attiene ai TA e TV che forniscono grandezze secondarie al Sistema di Protezione Generale vale invece quanto riportato in Allegato C e D Le protezioni del SPI devono essere basate sul rilievo di tensioni secondarie di TV diversi da quelli utilizzati per la misura a fini commerciali 6 ammesso l uso di avvolgimenti secondari dedicati seppur alimentati dallo stesso avvolgimento primario 113 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 TV I o TV NI che forniscono grandezze secondarie alle protezioni di min max f e min max V devono garantire le seguenti caratteristiche e prestazione nominale dei TV I non inferiore a 5 VA e classe di precisione 0 5 3P e fattore di tensione 1 2 per 30 s per TV fase fase e fattore di tensione 1 9 per 30 s per TV fase terra Per i TV I collegati a triangolo aperto valgono le stesse prescrizioni relative ai TV collegati a triangolo aperto del SPG 8 8 8 7 Posizione dei trasformatori trasduttori per il SPI trasformatori trasduttori per la misura della sola tensione residua 3 trasduttori fase terra possono essere posti anche a valle lato generatore del DDI In questo caso non possibile per il SPI rilevare un guasto monofase sulla rete MT prima di effettuare la chiusura richiusura DDI aperto pertanto al fine di consentire la richiusura stessa senza alimentare tale guasto monofase fino allo scatto del SPI per soglia 59 Vo 25 s valore di default sono possibili l
227. della protezione in CP e del medesimo DG con la successiva richiusura rapida dell interruttore di linea e la ripresa del servizio per gli altri Utenti La possibilit di coordinamento selettivo che consenta di evitare l intervento della protezione di linea per guasti su porzioni di rete di utenza alla stessa tensione di consegna pu essere conseguita impiegando per la protezione delle apparecchiature a valle del DG trasformatori fusibili limitatori di corrente guasti estinti per mezzo di tali dispositivi limitatori non provocano con buona probabilit l intervento dell interruttore di linea inoltre i guasti cosi risolti hanno minori conseguenze sulla qualit del servizio buchi pi brevi e meno profondi A 2 3 Coordinamento selettivo tra le protezioni di utenza alla stessa tensione della consegna Anche per quanto riguarda il coordinamento tra protezioni di utenza per guasti su porzioni di rete di utenza alla stessa tensione di consegna si hanno situazioni differenti a seconda del guasto considerato monofase a terra o polifase In caso di guasti monofasi a terra la possibilit di coordinamento selettivo tra DG e dispositivi a valle posti a protezione dei singoli montanti subordinata al massimo ritardo impostabile sul medesimo DG ritardo generalmente tale da garantire un tempo complessivo di interruzione del guasto a 450 ms per reti a neutro compensato e 170 ms per reti a neutro isolato La disponibilit di un gradino di
228. derivati a valle di DG e TA di fase non vi sono vincoli circa la protezione primaria dei TV medesimi A prescindere dalla posizione della terna di TV l intervento di eventuali fusibili primari e o di eventuali protezioni del circuito secondario deve in ogni caso provocare l apertura del DG oppure la commutazione della funzione della protezione 67N protezione direzionale per guasto a terra in 51N protezione di massima corrente omopolare mantenendo i medesimi valori impostati relativi alle soglie di intervento di corrente omopolare TV NI non necessitano di protezione lato MT come dettagliato nelle figure riportate nell Allegato H Il ripristino della protezione 67N deve essere effettuato nel pi breve tempo possibile tempo minimo necessario alla sostituzione dell elemento guasto in modo da evitare scatti intempestivi in caso di guasto monofase a terra esterno alla rete dell Utente 42 Quindi in posizione tale che un guasto sui TV non sia risolvibile dall intervento del DG 43 L IMS dovr essere provvisto di meccanismo tale da causare l apertura di tutti e tre i poli anche in caso di intervento di un solo fusibile dovr inoltre essere dotato di un contatto ausiliario in grado di provocare la commutazione della protezione 67N in 51N L IMS pu essere omesso qualora la protezione sia in grado di commutare da 67N in 51N eseguendo costantemente almeno il controllo dell assenza di una o pi tensioni secondarie dei TV 64 N
229. deve essere esclusa agendo opportunamente sulle regolazioni delle soglie di tensione e corrente omopolare e o sul tempo di ritardo intenzionale viceversa in occasione della prova della soglia NC In occasione della prova della soglia NI settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in regime di neutro isolato la soglia NC settore angolare dedicato alla rilevazione dei guasti a terra sulla rete Utente in regime di neutro compensato deve essere esclusa agendo opportunamente sulle regolazioni delle soglie di tensione e corrente omopolare e o sul tempo di ritardo intenzionale viceversa in occasione della prova della soglia NC VOINO3 L VINHON 60 7L07 9L 0 139 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Registrazione sul medesimo strumento di misura dell istante di completamento di apertura dei contatti dell interruttore comune alle prove 1 e 2 rilevabile in uno dei modi seguenti rilievo della posizione dei contatti ausiliari rilievo della assenza di tensione sui circuiti a valle dell interruttore mediante TV eventualmente presenti sull impianto rilievo mediante opportuna pinza amperometrica della estinzione della corrente per opera dell interruttore La prova 1 2 ed eventualmente 3 si ritengono superate qualora vengano effettuate tre aperture manovre consecutive in tempi inferiori a 200 ms inteso come tempo complessivo intercorrente tra l applicazione del segnale in ingresso
230. di abbassamenti di una o pi tensioni 4 entro 400 ms dal ripristino di un livello di tensione di rete compreso entro 10 e b d 90 91 92 93 15 della tensione nominale il generatore deve riprendere l erogazione della potenza attiva e reattiva immessa in rete prima della insorgenza del guasto con una tolleranza massima del 10 della potenza nominale del generatore qualora la tensione si ripristini ma rimanga nella fascia tra 85 e 90 ammessa una riduzione della potenza erogata in base ai limiti della corrente massima erogabile dal generatore Caratteristica V t in sovra tensione OVRT di Figura 19 1 il generatore non deve disconnettersi dalla rete nella zona tratteggiata ovvero nella zona al di sotto e lungo i punti della caratteristica V t indicata dove V la tensione concatenata nel punto di connessione Tali valori sono espressi in percentuale della tensione nominale 2 nella zona sovrastante in colore grigio il generatore pu scollegarsi dalla rete 3 il comportamento previsto dalla curva di Figura 19 deve essere garantito a fronte di innalzamenti di una o pi tensioni Generatori Eolici Full Converter Vale quanto indicato per i generatori statici al punto c precedente con le differenze illustrate nel seguito 1 Caratteristica LVRT di Figura 20 a per bassi valori di tensione la zona di distacco ammesso presenta un area pi ampia per la introduzione di un gradino
231. di consegna per emergenza in MT o BT al fine di evitare il trasferimento di tensioni tra i diversi impianti di terra nel caso in cui la tensione totale di terra durante un guasto a terra in AT superi la tenuta d isolamento a frequenza industriale della apparecchiature deve essere previsto un trasformatore di isolamento opportunamente dimensionato 7 5 6 Responsabilit per la sicurezza Il Distributore e gli Utenti adottano regole di sicurezza per l esecuzione di lavori nell impianto stesso in accordo con tutte le norme vigenti in materia in particolare CEI EN 50110 1 e CEI 11 27 e con le procedure adottate dal Distributore prevedendo tra l altro le misure di sicurezza nei punti di sezionamento e sul posto di lavoro Distributori e gli Utenti aggiornano le regole di sicurezza in relazione all evoluzione normativa e alle modificazioni degli impianti 25 In alcune specifiche situazioni ove non ricorrano gli obblighi del DPR 462 01 si richiede la documentazione per le verifiche equivalente 26 In alternativa previa comunicazione in fase di connessione pu essere impiegato un sistema di posta elettronica certificata 27 Solo se la variazione superiore al 1096 28 Per ampliamenti o modifiche si intende anche l aggiunta o la diversa collocazione di masse non comprese nelle informazioni vincolanti fornite in fase di progetto vedi 7 5 5 1 48 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 5 7 Indisponibilit per manutenz
232. di fase della tensione ai morsetti di uscita dell inverter rispettivamente di 90 e di 180 Generatore in funzionamento ad un livello di potenza compatibile con le caratteristiche del circuito di prova e con fattore di potenza unitario cos 1 VR tensione di rete simulata Il generatore va portato in funzionamento alla potenza nominale Si lasci il sistema operare nelle condizioni impostate per almeno 5 minuti o il tempo necessario affinch si stabilizzi la temperatura interna al convertitore Al termine per periodo di stabilizzazione si dovranno effettuare in sequenza 2 prove inducendo un transitorio che produca repentinamente un angolo di sfasamento sulla tensione di rete simulata VR pari a 180 ed a 90 320 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nel test report vanno indicati per ciascuna delle due sequenze di test langolo fra la tensione prima e dopo il salto di fase con uno strumento avente errore di 1 la corrente del generatore su una finestra temporale che decorre da 20 ms prima ad almeno 200 ms dopo il salto di fase della tensione di rete simulata Qualora non siano disponibili simulatori di taglia idonea ammesso l utilizzo di questo metodo effettuando le prove con generatore operante a potenza ridotta purch il simulatore sia di taglia almeno pari a 30kW N 9 2 Test su rete reale per generatori statici ed eolici FC Test su rete di distribuzione tramite trasformatore di accoppiamen
233. di funzionamento in regolazione automatica di reattivo secondo la curva Q f V Fig 10 viene abilitata al superamento di un livello di potenza attiva minima cosiddetto di lock in per esempio pari a 0 20 P il cui valore comunicato dal Distributore nel Regolamento di Esercizio La funzione di erogazione cessa quando la potenza attiva scende stabilmente al di sotto del valore di lock out di potenza pari a 0 05 Pn o al valore minimo a cui il convertitore pu garantire il controllo della funzione di erogazione automatica purch non superiore a 0 05 Pn Qualora il Distributore prescriva una curva caratteristica ogni valore derivante dalla stessa deve essere regolato automaticamente dall inverter entro 10 s si veda a questo proposito le prove sul tempo di risposta di cui all Allegato N L implementazione dei requisiti di potenza reattiva avviene sui morsetti di uscita del convertitore Modalit di funzionamento della regolazione automatica della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard Q f V per la curva di Fig 10 al superamento del punto di lavoro V gt V1s oppure V lt Vii l inverter verifica se la potenza attiva erogata superiore al valore di soglia di lock in per esempio pari a 0 2 P se la verifica positiva viene attivata la regolazione di reattivo lock in secondo il profilo riportato in Fig 10 entro 10 s altrimenti la macchina continua ad erogare a cose unitario fino a ch
234. di presenza della tensione ausiliaria Qualora i parametri della rete del Distributore siano al di fuori dei limiti prefissati la PI e provoca l apertura del DDI e qualora necessario attivano la logica che porta all apertura del DDR e inibisce l eventuale ingresso in parallelo dei gruppi di generazione Le finalit della PI sono quelle di e consentire la deenergizzazione di eventuali guasti sulla rete locale del Distributore evitare la formazione di isole indesiderate sulla rete del Distributore e evitare che eventuali richiusure dei dispositivi presenti sulla rete del Distributore o sulla rete di trasmissione possano provocare danni alle persone e alle apparecchiature La Pl capace di ricevere segnali dal Distributore include anche una funzione di telescatto il cui intervento subordinato a un comando proveniente dal Distributore 3 56 Protezione Generale PG Insieme di protezioni utilizzate per la rilevazione di guasti interni all impianto dell utente La PG richiesta a tutti gli impianti di utente e agisce sul DG con la finalit di provocare la separazione dell impianto dell utente dalla rete del Distributore in caso di guasti interni all impianto stesso in modo selettivo con le protezioni presenti sulla rete di distribuzione 3 57 Punto di confine Punto tra la rete e l impianto di Utente per la connessione dove avviene la separazione di propriet tra rete e Utente 3 58 Punto di Connessione PdC Co
235. di seguito elencate o Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione del comando di scatto per grandezze d ingresso pari a 1 2 volte il valore d intervento tarato deve essere per tutte le funzioni di seguito indicate minore o uguale a 50 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base Protezione di massima corrente di terra la corrente nominale I deve essere compatibile con i dispositivi di acquisizione delle grandezze primarie campi di regolazione previsti sono i seguenti i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili i valori sono in percentuale della corrente omopolare nominale della PG e sono riferiti a una PG equipaggiata con un TO con corrente nominale primaria 100 A e secondaria di 1 Al Prima soglia h gt valore 1 20 a gradini di 0 5 tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s 12 13 14 La prima soglia deve essere attivata a discrezione del Distributore La protezione di massima corrente omopolare richiesta a prescindere dalla consistenza dell impianto Utente Qualora la PG dovesse essere impiegata con TO di corrente nominale primaria diversa da 100 A sar comunque necessario garantire la possibilit di regolare il rel con il TO associato in modo da coprire i seguenti campi di grandezze primarie l gt
236. di tensione In generale la richiusura rapida tripolare non adottata nei collegamenti direttamente afferenti agli Utenti attivi per evitare sollecitazioni meccaniche inammissibili sui generatori presenti e nei tronchi successivi di rete In casi particolari la richiusura rapida tripolare pu essere adottata anche in prossimit di Utenti attivi predisponendo opportuni criteri di esercizio cautelativi In alternativa pu essere richiesta l apertura e la richiusura uni tripolare anche adeguando gli interruttori della rete esistente Sugli stalli AT afferenti a linee totalmente in cavo solitamente non si attivano le richiusure Il proprietario di ciascun componente o apparato garantisce la rispondenza del componente o dell apparato stesso ai requisiti di cui sopra 7 5 13 Stato del neutro Per tensioni uguali o superiori a 120 kV i centri stella dei trasformatori elevatori di centrale e di interconnessione tra reti devono essere predisposti per il collegamento francamente a terra rendendo il neutro lato AT accessibile Per consentire la circolazione della corrente omopolare tali trasformatori dovranno avere un avvolgimento a triangolo 7 5 14 Sistemi di comunicazione L Utente deve trasmettere al Distributore se da questo richieste i segnali e le misure stabilite in fase di definizione della connessione limitatamente al punto di connessione Per gli Utenti i cui impianti comprendano unit di produzione o di consumo rilevanti i sist
237. di tensione 0 3 U 200 ms b il limite di distacco ammesso al valore 0 85 U non permanente ma ha una durata limitata di 180 s in accordo alle prescrizioni indicate per questo tipo di generatori al par 8 8 5 1 lettera b 2 Caratteristica OVRT di Figura 20 deve essere garantito il mantenimento della connessione del generatore eolico alla rete per sopraelevazioni della tensione di valore pari a 1 20 Un con durata non inferiore a 100 ms e di un valore pari a 1 15 Un con durata non inferiore a 500 ms caratteristica OVRT 93 3 L erogazione della potenza attiva e reattiva nella fase post guasto dovr avvenire compatibilmente con le condizioni di vento del momento in un tempo non superiore a 2 s inteso come tempo di risposta del generatore Tali vincoli devono essere opportunamente riportati sul livello di tensione al quale il generatore risulta connesso vedi Allegato R Qualora il rilievo sia eseguito sulle tensioni di fase in BT con interposizione tra MT e BT di un trasformatore del tipo Dy sulla tensione di fase pi ridotta si rilevano gli stessi valori percentuali rilevabili sul lato MT in termini di concatenate Qualora invece il rilievo sia effettuato sulle tensioni concatenate BT devono attuarsi opportuni riporti per il calcolo vedi Allegato R Vedi nota 84 limiti relativi alla OVRT per i generatori eolici sono transitoriamente fissati a valori ridotti rispetto ai generatori statici la probabile evoluzione del
238. diretta delle tensioni con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta E 4 2 9 Procedura di prova per verifica del consenso voltmetrico Durante le prove il comando locale deve essere mantenuto nello stato basso stato logico 0 La terna di tensioni da applicare durante le prove quella delle tensioni di fase V V v o delle tensioni concatenate U12 U23 U31 in funzione del metodo di misura impiegato dalla PI o SPI integrato La tensione residua va applicata direttamente all ingresso dedicato se la PI o SPI integrato effettua la misura diretta di tensione residua oppure applicando le tensioni come in Fig 1 se la PI o SPI integrato effettua il calcolo di tensione residua come somma vettoriale delle tensioni di fase Durante le seguenti prove le soglie ed i tempi di intervento delle funzioni di massima e minima frequenza massima tensione residua massima tensione di sequenza inversa e minima tensione di sequenza diretta i tempi di ricaduta di massima tensione residua e sblocco voltmetrico sono da regolarsi ai seguenti valori 212 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Soglia di Tempo di intervento intervento A Massima frequenza 81 gt S1 50 2 Hz 0 15 s soglia re
239. do il non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa avente ricaduta prima del tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 Applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 3 Hz V 1 05E Z0 U12 1 05 V 0 V 0 77 E Z 133 Uz 0 77 V Z 133 V 0 77 E Z 133 Usi 0 77 V Z 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata 222 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 7 0 85 E U 0 85V V 0 20E U 0 20V Vies V Vo V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensi
240. do la tensione di uscita simulatore a step di 1 V dal valore iniziale pari a 1 07V fino a 1 09V In queste condizioni essendo la potenza attiva erogata inferiore a 0 2P l inverter NON deve abilitare l erogazione della potenza reattiva alternativamente si imposti il valore di V1s 0 99V e V2s 1 01V rispettivamente al 99 e 101 del valore attuale della tensione di uscita F A questo punto con tensione c a sempre pari a 1 09V si aumenti la potenza attiva erogata agendo sulla sorgente c c o sull impostazione del convertitore affinch questa sia superiore 10 del limite di Lock In quindi portandola al valore di 0 3 P G Si verifichi che trascorsi non oltre 10 s dall istante in cui la potenza attiva erogata ha superato il limite di Lock In il generatore abiliti l erogazione della potenza reattiva Si riporti il valore della potenza attiva e di quella reattiva erogata nella Tab 31 e nel grafico analogo a quello di Fig 21 che mette a confronto la curva attesa con quella rilevata sperimentalmente In base alle impostazioni di default della curva standard il livello atteso di potenza reattiva deve essere pari a 0 5Qmin a meno di una tolleranza pari a AQ lt 5 S H Si ripeta la misura di cui al punto g precedente aumentando la potenza attiva erogata a scaglioni del 10 della potenza nominale dal 30 P fino al 100 P sempre con tensione c a letta ai morsetti di uscita tenuta al valore di V 1 09V ovvero mantenendo la
241. do quanto previsto in 3 53 la capability limitata a cosg 0 90 con sagoma rettangolare prescrittiva mentre la sezione circolare superiore opzionale e rimane a discrezione del costruttore Campo di funzionamento deigeneratori statici Campo di funzionamento senza prescrizioni Que 0 436 S Qm 0 4365 1 Legenda S57 potenza apparente nominale alla tensione nominale Un Pn potenza attiva con cos 0 9 alla tensione nominale Un Pmax 7 potenza attiva massima alla tensione nominale U con cos o 1 Qmax 7 potenza reattiva massima alla tensione nominale Un con cos q 0 9 Figura 17 Capability per i generatori statici in impianti di potenza lt 400 kW caratteristica semicircolare limitata Per bassi valori della potenza attiva generata P lt 10 Sn sono consentiti scostamenti nella fornitura della potenza reattiva misurata sul limite della curva di capability in corrispondenza di un prefissato valore di P fino ad un massimo del 10 di Sn 97 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 Durante lo scambio di potenza reattiva con la rete sia in logica locale sia in logica centralizzata come da par 8 8 6 2 e Allegato I l eventuale indisponibilit della fonte primaria non dovr comportare variazioni a gradino della potenza reattiva nel tempo Nella Figura 17 la zona tratteggiata deve intendersi estesa al di sotto dell asse delle ascisse a rappresentare l assorbimento dalla rete di una minima quantit di pote
242. do secco 55 C 2 C 16 ore EN 60068 2 2 A caldo umido 40 C 2 C EN 60068 2 78 A Apparecchiatura RH 93 96x 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 A cambio temperatura 10 C 55 C EN 60068 2 14 A 2 C 3 ore 3 ore E 4 5 Prove di isolamento Tabella 25 Prove di isolamento Porta Verifica delle Note Livelli di Prova Norma Tecnica propriet dielettriche Ingresso Categoria di sovratensione Alimentazione sia a c Tenuta ad impulso IV Vedi V2 Norma CEI 0 CEI EN 60255 5 che c c 16 Ingresso Alimentazione a c Tensione di prova 2 kV per i circuiti in c a RENE Rigidit dielettrica A a c Resistenza di gt 100 MQ a 500 V CEI EN 60225 5 che c c da isolamento 2 a c c E 4 6 Prove di sovraccaricabilit dei circuiti di misura Per i circuiti voltmetrici la sovraccaricabilit deve essere e permanente 2 1 3 Vn e transitoria 1 s 2 1 5 V E 4 7 Conformit delle apparecchiature La rispondenza ai requisiti sopra elencati deve essere attestata da Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura Tale Dichiarazione di conformit deve essere emessa a cura e responsabilit del costruttore nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo redatta ai sensi dell art 47 del DPR 28 dicembre 2000 n 445 secondo il modello riportato nell Allegato B della presente Norma e deve essere consegnata dall Utente al Distribut
243. duttore deve prevedere all interno del proprio impianto uno o pi DDR in modo da potere effettuare il rincalzo alla mancata apertura di tutti i DDI presenti II DDR pu coincidere con il Dispositivo Generale in tal caso viene indicato con la sigla DG DDR con il Dispositivo Di Generatore in tal caso viene indicato con la sigla DDG DDR o con un altro dispositivo interposto tra i due in tal caso viene indicato con la sigla DDR Non pu invece mai coincidere con il DDI Qualora vi fossero pi DDR questi devono essere indicati con le sigle DDR1 DDR2 ecc 3 18 Dispositivo Generale di Linea DGL Apparecchiatura di protezione manovra e sezionamento la cui apertura comandata da un opportuno sistema di protezione assicura la separazione di una delle due linee dell impianto dell Utente dalla rete del Distributore 3 19 Dispositivo Generale di utente DG Apparecchiatura di protezione manovra e sezionamento la cui apertura comandata dal Sistema di Protezione Generale assicura la separazione dell intero impianto dell Utente dalla rete del Distributore Nel caso di impianto che presenti un unica linea di alimentazione immediatamente a valle del cavo di collegamento il DG unico In caso di pi linee di alimentazione immediatamente a valle del cavo di collegamento il DG pu essere costituito da due DGL 3 20 Distributore Gestore della Rete di Distribuzione Persona fisica o giuridica individuata dall art 9 del D Lgs 79
244. duttori di tensione che deve essere identificato in maniera inequivocabile nei rapporti di prova 172 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 D 3 1 1 Prescrizioni funzionali per la protezione di massima corrente di fase II SPG deve prevedere una protezione di massima corrente almeno a tre soglie temporizzabili in esecuzione almeno bipolare Ciascuna soglia deve poter essere esclusa in modo indipendente dalle altre Le caratteristiche delle suddette protezioni sono di seguito elencate Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione del comando di scatto per grandezze d ingresso pari a 1 2 volte il valore d intervento tarato deve essere per tutte le funzioni di seguito indicate minore o uguale a 50 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base d intervento pi l eventuale ritardo intenzionale Campi di regolazione i campi di regolazione 9 previsti sono di seguito riportati i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili Prima soglia I gt o Valore 20 120 a gradini di 5 o Caratteristica a tempo dipendente tempo molto inverso in accordo alla IEC 60255 VIT Seconda soglia gt gt o Valore 20 500 a gradini di 10 o Caratteristica a tempo indipendente o Tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s Terza soglia 1222
245. duzione non rientranti nella definizione di Unit di produzione rilevanti 3 99 Unit di produzione rilevanti Unit di produzione con potenza complessiva dei gruppi di generazione associati non inferiore a 10 MW si veda il Codice di Rete 3 100 Utente della rete Utente Soggetto che utilizza la rete per immettere o prelevare energia elettrica Gli Utenti della rete sono individuati in passivi e attivi 3 101 Utente direttamente connesso alla RTN Per Utente direttamente connesso alla rete di trasmissione nazionale si intende quel soggetto il cui impianto elettrico risulta direttamente connesso alla RTN ovvero sussiste in almeno un punto una continuit circuitale con la RTN senza interposizione di impianti elettrici di soggetti non titolari di RTN 3 102 Utente indirettamente connesso alla RTN Per Utente indirettamente connesso alla rete di trasmissione nazionale si intende quel soggetto il cui impianto elettrico risulta indirettamente connesso alla RTN ovvero non sussiste la condizione di direttamente connesso 3 103 Utenti attivi Utenti che utilizzano 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 A questa categoria appartengono anche tutti gli utenti che installano sistemi di accumulo diversi dagli UPS come definiti dalla Norma EN 62040 3 104 Utenti passivi Tutti gli U
246. e e adottare opportuni accorgimenti o procedure in modo da evitare condizioni potenzialmente pericolose per le apparecchiature connesse durante il ripristino del parallelo con la restante rete di distribuzione Il funzionamento permanente in isola intenzionale nella prospettiva delle smart grid non oggetto di prescrizioni della presente Norma eventuali realizzazioni sono soggette a condizioni specifiche ed accordi tra Distributore e Utenti sottesi 5 2 2 3 Eliminazione dei guasti Le reti di distribuzione MT sono generalmente protette almeno contro il cortocircuito il sovraccarico ed i guasti a terra Il sistema di protezione della rete MT strutturato e coordinato in modo da operare l eliminazione selettiva di cortocircuiti sovraccarichi e guasti a terra in tempi correlati alle prestazioni delle apparecchiature di manovra e dei sistemi di protezione che la tecnologia rende disponibili 14 Per quanto riguarda l eliminazione dei cortocircuiti la completa selettivit non conseguibile in tutte le situazioni 30 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Non sono adottate misure contro l interruzione di fase In ogni caso le protezioni adottate dal Distributore non hanno lo scopo di proteggere gli impianti di Utente di conseguenza la protezione di tali impianti esclusivamente a carico dell Utente stesso Inoltre come evidenziato dalla Norma CEI 99 2 i rel di protezione contro le sovracorrenti contro i guasti
247. e 2 seguenti alternative e peri soli generatori statici ed asincroni non autoeccitati il generatore deve attendere un tempo superiore al ritardo impostato per la soglia 59 VO prima di effettuare il parallelo 230 s e per tutti i generatori ad eccezione dei generatori sincroni il SPI sulla base del comando di chiusura intenzionale manuale da automatismo in telecomando del DDI imposti automaticamente i tempi di intervento delle soglie 812 92 81 lt S2 59VO a 0 20 s mantenendo inalterati i tempi di intervento delle restanti soglie per un certo tempo dopo la chiusura del DDI 2 30 s trasformatori trasduttori per la misura della frequenza tensione devono essere installati a monte del DDI a monte del DG se coincidente con DDI In caso di trasformatori trasduttori installati a valle del DDI lato generatore deve essere prevista la esclusione temporanea del SPI con DDI aperto con circuito a sicurezza positiva cio con SPI escluso solo in presenza di segnale di DDI aperto in caso di interruzione del circuito elettrico che trasmette la posizione del DDI quindi la PI rimane costantemente attivo Per i soli generatori statici ed asincroni non autoeccitati alla chiusura del DDI rimozione del segnale di esclusione il SPI deve automaticamente impostare i tempi di intervento delle soglie 812 892 81 lt S2 59V0 a 0 20 s mantenendo inalterati i tempi di intervento delle restanti soglie per un certo tempo dopo la chiusura del D
248. e 2s per generatori eolici dal ripristino di un livello di tensione di rete compreso tra 10 e 15 della tensione nominale il generatore deve riprendere l erogazione della potenza attiva e reattiva immessa in rete prima della insorgenza del guasto con una tolleranza massima del 10 della potenza nominale del generatore qualora la tensione si ripristini ma rimanga nella fascia tra 85 e 90 ammessa una riduzione della potenza erogata in base ai limiti della corrente massima erogabile dal generatore N 8 1 LVRT modalit di esecuzione e registrazione delle prove per i generatori statici Lo scopo di queste prove di verificare che il generatore sia in grado di riconoscere correttamente gli abbassamenti transitori della tensione di rete e di superarli mantenendo la connessione senza subire danni riprendendo poi l erogazione della potenza attiva e reattiva pre transitorio entro un tempo limite dal rientro della tensione nei limiti tra 85 e 110 del valore nominale L analisi della corrente erogata durante il transitorio e gli istanti immediatamente precedenti e successivi ad esso permetter anche di verificare le prestazioni che in futuro saranno richieste per il supporto dinamico alla rete elettrica Le verifiche di rispondenza ai requisiti di immunit agli abbassamenti di tensione si effettuano secondo le sequenze di test riportate in Tab 33 da eseguire in accordo alla Norma IEC 61400 21 sez 7 5 ed 2 2008 con i
249. e 4 8 12 16 indicate nella attuale Tab 11 deve essere pari a 65000 181 c8L Tabella 11 Prove di guasto monofase a NI per protezione di max corrente omopolare estranei Corrente Si fase R Corrente a fase S Corrente fase T daa Prova guasto franco Rg f ni t M residua Risultato atteso Ri Q Modulo pace Modulo raso Modulo n Ex IA AJ Fn IJ Fn 1 20 0 614 42 9 505 93 8 50 0 1465 18 9 Scatto soglia 10 gt 2 20 1000 60 0 26 8 50 2 94 0 50 2 146 4 9 6 Scatto soglia 10 gt 3 Scatto soglia 10 gt 4 Nessuno scatto 5 Scatto soglia 10 gt 6 Scatto soglia 10 gt 7 Scatto soglia 10 gt 8 Nessuno scatto 9 Scatto soglia 10 gt gt 0 100 614 23 8 508 92 7 509 1477 Scatto soglia I0 100 56 0 25 2 50 8 92 6 50 8 147 6 5 4 Scatto soglia 10 gt 100 52 3 26 7 50 8 92 5 50 8 147 6 1 8 Nessuno scatto 200 0 226 3 78 5 54 9 90 8 49 9 152 5 189 9 Scatto soglia 10 gt gt 200 6500 53 1 28 3 51 5 90 9 51 6 149 2 1 8 Nessuno scatto 1 2 3 Correnti da applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare Convenzionalmente gli angoli sono considerati positivi in anticipo VOINDAL VINHON 6 v10Z 91 0 139 NORMA
250. e Lock out ai valori di default In base a quanto stabilito in 1 2 con riferimento alla Fig 20 per la verifica di rispondenza alle modalit di applicazione della curva standard di erogazione si proceda come di seguito A Si colleghi il convertitore alla sorgente primaria o alla sorgente simulata e in uscita direttamente alla rete c a oppure tramite un simulatore di rete purch questo consenta il funzionamento a piena potenza del generatore e la regolazione della tensione ai morsetti di uscita c a nel campo compreso tra 0 9 V e 1 1 V 289 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 B C G Si abiliti la funzione di regolazione secondo la curva standard agendo sul convertitore in base alle indicazioni fornite dal costruttore Si imposti la sorgente primaria simulata in modo che la potenza attiva erogata dal convertitore sia pari al 20 della potenza nominale P 0 2P punto A In alternativa si imposti la sorgente in modo che sia disponibile almeno la potenza nominale del generatore e si regoli la potenza attiva agendo sul controllo del generatore in modo da erogare il 2096 P a questo scopo si pu utilizzare un interfaccia software e le modalit che il Costruttore metter a disposizione purch ci non vada in alcun modo ad influire sull erogazione di potenza reattiva in funzione della curva in esame In queste condizioni qualora il sistema sia collegato direttamente alla rete c a si imposti il parametro di lock in a
251. e dell ingresso digitale all apertura del DDI opzionale I Verifica di intervento in 0 2 s della protezione di massima tensione residua di PI o SPI integrato per almeno 30 s dalla disattivazione dell ingresso digitale per chiusura del DDI opzionale verifica del comando di scatto del SPI in caso di interruzione delle connessioni alla funzione di massima tensione residua remota opzionale 2 41 Disabilitare la protezione significa lasciarla accesa inibendo la funzione di protezione 204 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tutte le prove di cui sopra devono essere effettuate ad apparecchiatura funzionante e con le condizioni di riferimento riportate nella Tab 21 Tabella 21 Valori di riferimento per la verifica delle funzioni e misura delle precisioni Grandezza Valore di riferimento Temperatura ambiente 20 C 2 C Pressione atmosferica 96 kPa 10 kPa Umidit relativa 65 Tensione di alimentazione ausiliaria Nominale Le verifiche devono essere effettuate su ciascuna soglia e quindi durante la verifica della singola soglia possono essere inibite escluse tutte le soglie che possono eventualmente interferire Le prove per le misure di precisione delle soglie dei rapporti di ricaduta dei tempi di intervento e dei tempi di ricaduta devono essere effettuate secondo le modalit di seguito indicate ripetendo ciascuna prova almeno 5 volte in modo da verificare che gli errori si mantengano entro i limiti
252. e delle protezioni distanziometriche sono tali da assicurare l eliminazione dei guasti in 1 gradino tempo 100 ms oppure in 2 gradino tempo tipico 350 ms ove presenti esigenze di selettivit 500 ms per le reti a 150 kV 132 kV La rete AT inoltre dotata di dispositivi di richiusura automatica rapida e lenta Le impostazioni usuali della richiusura rapida per le tensioni 150 kV e 132 kV sono 0 3s per richiusura tripolare 0 5 s per richiusura unipolare tempi di attesa sono legati ai tempi minimi di estinzione dell arco valori riportati sono quelli che l esperienza di esercizio della rete ha dimostrato statisticamente efficaci per l eliminazione dei guasti transitori non permanenti La richiusura rapida abilitata in modalit unipolare a fronte di guasti monofasi e tripolari per guasti polifasi Peraltro abilitata in modalit esclusivamente unipolare nel caso di linee che compongono arterie a 150 kV 132 kV cui fanno capo gruppi di generazione La richiusura lenta sempre di tipo tripolare e con controllo di sincronismo interviene invece con tempi di attesa di 60 s o 180 s a seconda del tipo di interruttore controllato Si distingue fra estremo di linea che rilancia tensione A ed estremo che rimaglia la rete B L interruttore in A richiude in presenza di tensione sul lato sbarra ed assenza di tensione sul lato linea L interruttore in B richiude in presenza di tensione sia sul lato
253. e di potenza fino a 10 kW 87 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nei paragrafi seguenti sono indicate prescrizioni per i generatori raggruppati secondo le categorie definite in 3 30 sincroni asincroni eolici Full Converter eolici doubly fed induction statici La connessione di generatori a Ciclo di Rankine Organico ORC deve rispettare le prescrizioni previste per la connessione di generatori sincroni qualora il generatore ORC sia connesso alla rete tramite questa tipologia di generatori generatori asincroni qualora il generatore ORC sia connesso alla rete tramite questa tipologia di generatori convertitori statici qualora il generatore ORC sia connesso alla rete tramite questa tipologia di convertitori Tuttavia nelle more di ulteriori sviluppi della tecnologia ORC le prescrizioni relative alla riduzione della potenza attiva in sovrafrequenza sono limitate come indicato nel par 8 8 6 3 2 Qualora risultasse necessario connettere alla rete generatori di tecnologie non ricomprese tra quelle sopra citate il Distributore dar indicazioni specifiche impiegando per analogia i criteri nel seguito elencati 8 8 1 Limiti alla complessiva generazione che possibile connettere alle reti MT La complessiva potenza di generazione che possibile connettere alla rete MT sottesa a ciascuna interfaccia AT MT CP senza introdurre modificazioni strutturali alla medesima interfaccia AT MT limitata dalla proba
254. e di rete o di valori di tensione e frequenza sulla rete MT non compresi entro i valori di seguito stabiliti e La tensione di rete per la sincronizzazione e la presa di carico deve essere compresa tra il 90 9o e il 110 del valore nominale per almeno 30 s e La frequenza di rete prima del parallelo dei generatori deve mantenersi stabile nell intervallo 49 9 50 1 Hz per almeno 30 s Tale tempo si riferisce alla partenza degli impianti alla riconnessione dopo una manutenzione e in generale alla ripartenza dopo una disconnessione non dipendente dall intervento delle protezioni In caso di rientro a seguito intervento della protezione di interfaccia vale quanto indicato al par 8 8 7 2 Per quanto attiene la presa di carico l operazione deve essere eseguita con un gradiente positivo della potenza non superiore al 20 Pn min Per gli impianti con una potenza nominale superiore a 3 MW la presa di carico pu essere realizzata a livello di impianto con l utilizzo di un apposito controllore che assicuri il rispetto e la verificabilit dei requisiti di cui sopra con le caratteristiche funzionali di cui all Allegato O a Generatori sincroni L avviamento e la sincronizzazione dei generatori sincroni si deve effettuare con il motore primo Per gli impianti di produzione con potenza nominale fino a 400 kW il dispositivo di parallelo con la rete pu essere azionato in chiusura alle seguenti condizioni e la tensione generata dall impia
255. e di valore nominale e frequenza avente variazione a gradino di valore iniziale pari alla soglia impostata aumentata di 200 mHz e valore finale pari alla soglia impostata diminuita di 200 mHz Il tempo registrato tra l istante di applicazione della frequenza e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento D Misura della precisione del tempo di ricaduta 1 Dalla condizione finale di cui al punto C riportare istantaneamente la frequenza ad un valore pari alla soglia impostata aumentata di 200 mHz Il tempo registrato tra l istante di variazione istantanea della frequenza e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di ricaduta 209 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 E 4 2 6 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzione di massima tensione residua Le prove devono essere effettuate applicando tensione all unico ingresso della funzione di massima tensione residua per PI o SPI integrato che effettua la misura di tensione residua da un unico ingresso Contemporaneamente ai tre ingressi per PI o SPI integrato che effettua la misura di tensione residua come somma vettoriale delle tre tensioni di fase Per l applicazione della tensione residua occorre ricorrere ad una cassetta prova rel dotata di quattro uscite di tensione collegata come da figura seguente Le prime tre uscite di tensione del generatore di p
256. e la potenza erogata permane al di sotto del limite di lock in P lt 0 2 Pn La condizione di regolazione attivata viene rimossa solo quando la potenza attiva P erogata scende stabilmente sotto il 5 di P lock out in potenza indipendente dalla tensione rilevata ai morsetti oppure la tensione misurata all interno del range di Vis Vi La funzione di regolazione richiesta pu essere realizzata anche in modo centralizzato a livello di impianto tramite un sistema di controllo di parco In questo caso uno o pi generatori ricevono i setpoint dal sistema di controllo centrale per attuare la regolazione del fattore di potenza secondo la modalit richiesta Queste funzioni di controllo possono essere realizzate sia in maniera integrata con la singola macchina sia in maniera centralizzata In questo ultimo caso sar assoggettato a prove l insieme controllore generatore Tali prove saranno condotte per ciascuna coppia controllore generatore di una data tipologia taglia come da Allegato O Generatori eolici Full Converter Su richiesta del Distributore i generatori eolici devono poter attivare una funzione di regolazione Q f V come da Fig precedente La funzione su richiesta del Distributore deve poter essere abilitata o localmente o da remoto attraverso un interfaccia di controllo la modalit di abilitazione purch eseguibile dal cliente produttore o da un installatore qualificato a discrezione del costru
257. e perdita delle funzioni di protezione e ritardo nell attuazione della funzione di protezione e interventi spuri Nelle prove EMC le funzioni di protezione non devono presentare alcuna degradazione La memorizzazione dei parametri di regolazione non deve essere influenzata dai fenomeni elettromagnetici Nelle prove EMC la memorizzazione dei parametri di regolazione non deve presentare alcuna degradazione Ai fini dell accettazione durante le prove EMC condotte conformemente alla Norma CEI EN 60255 1 e devono essere verificate almeno le seguenti funzioni e minima tensione e minima frequenza e telescatto Per tali funzioni saranno da verificare e soglie di intervento e tempi di intervento E 4 3 2 Criteri di valutazione Nella valutazione delle prestazioni di qualsiasi dispositivo elettronico rivestono un ruolo importante i cosiddetti criteri di valutazione Con tali criteri si intende fornire una classificazione sull accettabilit o meno della degradazione pi o meno temporanea delle prestazioni del singolo dispositivo criteri presi in considerazione dalla presente norma sono i seguenti 230 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Criterio di prestazione A L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto durante e dopo la prova Criterio di prestazione B L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto dopo la prova Ai fini della presente norma qualora e il criterio di accettazione si
258. e permanente si intende una qualsiasi variazione del tempo di intervento 9 49 Solo se la variazione della corrente superiore a 20 A a neutro isolato o il valore finale della corrente risulta superiore a 40 50 A a neutro compensato 50 Solo se il tempo di intervento precedentemente comunicato era inferiore a 10 s 72 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 5 5 2 Verifiche Le verifiche iniziali e periodiche devono essere eseguite a cura dell Utente La verifica iniziale dell impianto di terra relativo all impianto di utenza deve essere eventualmente effettuata mediante la misura delle tensioni di contatto e di passo secondo le indicazioni contenute nella Norma CEI 99 3 tenuto conto della Guida CEI 11 37 per quanto attiene i valori di Urp In particolare richiesto che la misura delle tensioni di contatto e di passo sia condotta con uno strumento in grado di alimentare il circuito amperometrico con almeno 5 A Al termine della verifica deve essere sempre compilata una relazione nella quale siano indicati la metodologia di prova e i risultati della verifica con le eventuali indicazioni dei valori misurati delle tensioni di contatto e di passo e dei punti in cui sono state misurate Prima dell attivazione della connessione l Utente consegna al Distributore copia della Dichiarazione di Conformit rilasciata dall installatore secondo quanto prescritto dalle vigenti normative Tale dichiarazione pu riferirsi all intero impianto elet
259. e previsto un trasformatore di isolamento opportunamente dimensionato 8 5 6 Responsabilit per la sicurezza Il Distributore e gli Utenti devono adottare regole di sicurezza per l esecuzione di lavori negli impianti di relativa pertinenza in accordo con tutte le norme di Legge vigenti in materia In particolare per tutti gli interventi che richiedano la disattivazione dell impianto di rete presso l utenza o dell impianto di utenza per la connessione gli Utenti devono rispettare regole coerenti con le procedure definite dal Distributore prevedendo tra l altro le misure di sicurezza nei punti di sezionamento e sul posto di lavoro Per attuare gli interventi l Utente ed il Distributore devono utilizzare specifiche procedure organizzative che prevedano l individuazione di operatori e organismi tipici nonch l utilizzazione di documenti specifici per lo scambio di informazioni Il Distributore e gli Utenti aggiornano le regole di sicurezza in relazione all evoluzione normativa e alle modificazioni degli impianti L installazione e la manutenzione di apparecchiature del Distributore o dell Utente rientrano nelle competenze e nelle responsabilit del titolare delle stesse anche se installate in un area di competenza altrui 51 In alcune specifiche situazioni ove non ricorrano gli obblighi del DPR 462 01 si richiede la documentazione per le verifiche equivalente 73 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 5 7 Indisponibilit per
260. econda per risolvere eventi di rete a dinamica rapida controllo della frequenza ed azioni preventive per evitare rischi di instabilit della rete La prima modalit pu essere attuata con procedura automatica o manuale la seconda potr essere solo automatica 8 8 6 bis Servizi di rete per i sistemi di accumulo Le informazioni contenute in questo paragrafo sono allo studio 8 8 7 Separazione dell impianto di produzione dalla rete II funzionamento di un impianto di produzione in parallelo alla rete di distribuzione subordinato a precise condizioni tra le quali in particolare e il regime di parallelo non deve causare perturbazioni al servizio sulla rete di distribuzione al fine di preservare il livello di qualit del servizio per gli altri Utenti connessi e il regime di parallelo deve interrompersi immediatamente ed automaticamente in assenza di alimentazione della rete di distribuzione o qualora i valori di tensione e frequenza della rete stessa non siano compresi entro i valori comunicati dal Distributore e in caso di mancanza tensione o di valori di tensione e frequenza sulla rete di distribuzione non compresi entro i valori stabiliti dal Distributore il dispositivo di parallelo dell impianto di produzione non deve consentire il parallelo con la rete stessa Allo scopo di garantire la separazione dell impianto di produzione dalla rete di distribuzione in caso di perdita di rete deve essere installato oltre ai dispositivi p
261. egato D normativo Caratteristiche del Sistema di Protezione Generale SPG integrato per reti MT D 1 Definizione di SPG integrato per reti MT Per realizzare le funzioni previste il SPG soluzione integrata sar realizzato prevedendo un unica apparecchiatura integrata che svolga le funzioni di PG TA TO TV SPG integrato comunque realizzata a regola d arte L integrazione pu essere totale o riferirsi solo ad alcune delle funzioni proprie del SPG stesso ad es rilevazione direzionale dei guasti monofasi a terra e o rilevazione delle sovracorrenti o entrambe ecc In questo caso SPG integrato tutte le prove si riferiscono ad un apparecchiatura integrata in cui non sono individuabili e o verificabili separatamente le funzioni dei singoli componenti che costituiscono l intero SPG D 2 Specificazioni circa il SPG integrato La specificazione delle caratteristiche e delle eventuali modalit di prova si rende indispensabile date le significative necessit di affidabilit e rapidit di intervento che il SPG deve garantire coniugate con l esigenza di evitare sovradimensionamenti del sistema di protezione allo scopo di contenere i costi In particolare date le prestazioni da garantire in termini di corretta e tempestiva individuazione delle correnti di guasto necessario assicurare il corretto coordinamento tra PG TA TO e TV nonch dimostrare tale corretto coordinamento mediante l adempimento di requisiti funzionali e il s
262. egolata Il tempo registrato tra l istante di applicazione della tensione di intervento e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento E 5 2 6 Verifica della soglia e del tempo di intervento della funzione di massima frequenza soglie permissiva e restrittiva a consenso voltmetrico Vanno effettuate le seguenti prove senza modificare il valore di taratura della Pl A Misura della precisione della soglia di intervento 1 a partire dal valore di tensione e frequenza nominale applicare istantaneamente agli ingressi una frequenza pari alla soglia impostata diminuita di 50mHz verificando il non intervento 2 aumentare la frequenza a rampa con ampiezza dei passi della rampa x 10mHz e durata dei passi pari al 12096 del tempo di intervento B Misura della precisione del tempo di intervento 1 a partire dal valore di tensione e frequenza nominale applicare istantaneamente agli ingressi una frequenza pari alla soglia impostata aumentata di 200mHz ll tempo registrato tra l istante di applicazione della frequenza di intervento e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento E 5 2 7 Verifica della soglia e del tempo di intervento della funzione di minima frequenza soglie permissiva e restrittiva a consenso voltmetrico Vanno effettuate le seguenti prove senza modificare il valore di taratura della Pl A Misura della precisio
263. eguenti correnti di guasto e Tensione cortocircuito fase fase del 75 V J3 e be 0 0105e 9 DZ 4 Z 2 1 20 61 bel e Tensione cortocircuito fase fase del 50 V ger 602 Ps E SILLA ZW4Z Z 2 1 20 20 37 e e Tensione cortocircuito fase fase del 25 T ZEN tZ Za y 2 1 20 6 77 aa e Tensione cortocircuito fase fase del 5 MZ Z2 2 1 20 1 075 ei o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 R 3 Calcolo delle tensioni di cortocircuito Il calcolo delle tensioni di cortocircuito che si manifestano tra fase e terra sul lato MT del trasformatore avviene calcolando le cadute di tensione su ogni singola fase prodotte dalle correnti di guasto sopra calcolate per le tensioni di cortocircuito prese in esame dalla normativa Per la procedura di calcolo si deve comunque ricordare che la fase r non interessata dalla corrente di guasto e che quindi la tensione presente tra questa fase e terra corrisponde esattamente a quella presente sul punto di consegna La relazione cui fare riferimento per il calcolo delle restanti tensioni di cortocircuito ottenuta scrivendo l equazione di equilibrio elettrico su una fase ed eguale a Ecc E Zrote Zi lg Dove E corrisponde alla tensione fase terra nel punto di consegna mentre E_cc corrisponde alla tensione fase terra nel nodo di cortocircuito sul lato MT del trasformatore ly corrisponde invece alla corrente di fase presente durante il cortocircuito
264. ei dati le caratteristiche costruttive del misuratore devono garantire l implementazione di tecniche di protezione dei dati di misura e di elaborazione nonch delle funzionalit medesime del misuratore Devono essere inoltre garantiti gli accessi in sicurezza con modalit autorizzata ai dati di misura e di elaborazione sia in lettura che scrittura onde evitare alterazioni dei dati deliberate o accidentali ai sensi delle disposizioni vigenti 12 7 Sistema di misura dell energia nei punti di immissione Il titolare dell impianto di produzione responsabile dell installazione e della manutenzione del sistema di misura dell energia elettrica in corrispondenza del punto di immissione La misura dell energia elettrica in corrispondenza di un punto di immissione pu anche essere eseguita per proprie finalit dal Distributore al solo scopo di controllo e senza incidere negli obblighi posti in capo al titolare dell impianto medesimo L Utente ha facolt di avvalersi del Distributore previo accordo con il medesimo per l installazione e della manutenzione del sistema di misura dell energia elettrica in corrispondenza del punto di immissione in tale caso il Distributore responsabile dell installazione e della manutenzione del sistema di misura I Distributore comunque responsabile della rilevazione e della registrazione dei dati di misura Tali letture per utenti con unit di produzione rilevanti devono essere disponibili anche al
265. ell Utente conducano all adozione di sistemi di selettivit basati sullo scambio di informazioni si dovranno seguire le prescrizioni riportate in 8 5 12 7 Data la specificit delle funzioni che devono essere garantite dal SPG in rapporto alle peculiari caratteristiche delle reti MT di distribuzione nonch le necessit di elevata affidabilit e rapidit di intervento che tale protezione deve garantire negli Allegati C e D si descrivono in dettaglio i requisiti dello stesso SPG Nei medesimi Allegati sono anche dettagliate le modalit secondo cui deve essere attestata la rispondenza del SPG alle prescrizioni della presente Norma In particolare il SPG pu essere realizzato con una delle modalit costruttive qui di seguito richiamate e SPG non integrato ovvero SPG che prevede singoli PG TA TO TV ciascuno rispondente alle rispettive Norme di riferimento combinati in vari modi previa verifica del corretto funzionamento della combinazione vedere Allegato C e SPG integrato ovvero SPG che prevede un unica apparecchiatura integrata che svolga le funzioni di PG TA TO TV ciascuno rispondente alle rispettive Norme di riferimento per quanto applicabili vedere Allegato D 8 5 12 3 Regolazioni della PG La regolazione della protezione generale dipende dalle caratteristiche dell impianto dell Utente e della rete di alimentazione valori di regolazione della protezione generale devono essere impostati dall Utente sulla base di
266. elli e tipi nel sistema di acquisizione e validazione a tal fine i costruttori di contatori devono recepire le caratteristiche tecniche necessarie alla realizzazione dell integrazione rese disponibili dal Distributore e rendere disponibile al medesimo gli applicativi di interfaccia API driver da integrare nel sistema di acquisizione e validazione dati di misura L impiego degli API driver a tal fine deve essere libero da vincoli informatici e legali che ne impediscano l uso ai fini della rilevazione dei dati di misura qui contemplati L integrazione si ritiene conclusa dopo le opportune prove e dopo la positiva attestazione rilasciata dal Distributore 131 NORMA TECNICA o CEI 0 16 2014 09 12 6 Sistema di misura dell energia nei punti di prelievo Il sistema di misura destinato alla rilevazione e registrazione dell energia elettrica attiva e reattiva Il Distributore responsabile dell installazione e della manutenzione del sistema di misura dell energia in corrispondenza del punto di prelievo pertanto i componenti del sistema di misura devono rispondere alle caratteristiche tecniche ed ai requisiti di prova stabiliti dal Distributore ed essere compatibili con le esigenze relative al trattamento della misura di energia elettrica stabilite dell AEEG Tutti gli elementi che compongono il sistema di misura devono essere sigillati al fine di non permettere manomissioni In alternativa alla sigillatura dei dispositivi di scambio d
267. emi di controllo in tempo reale di comunicazione teleregolazione e teletrasmissione dati telefonia e telecomandi devono essere compatibili con quanto richiesto dal Codice di Rete Limitatamente alle linee di connessione dell impianto alla rete potranno essere richieste dall Utente se disponibili informazioni rilevate da e registratori cronologici degli eventi e segnalazioni locali e dispositivi per la rilevazione della qualit della tensione Si raccomanda che i protocolli di comunicazione siano conformi alle norme della serie IEC 60870 7 6 Regole tecniche di connessione per gli Utenti passivi Le prescrizioni del presente paragrafo si applicano a tutte le apparecchiature elettriche direttamente connesse con la rete che prelevano energia per uso proprio 7 6 1 Dispositivi per il distacco del carico L alleggerimento del carico viene effettuato e con dispositivi locali EAC basati sulla misura della frequenza e o della tensione e con dispositivi centralizzati del Gestore BME BMI L alleggerimento del carico con dispositivi locali viene realizzato a fronte di variazione della frequenza in modo da assicurare che venga disalimentato selettivamente il minimo carico in MW necessario a ristabilire la frequenza nominale A tale scopo su richiesta del Gestore sono installati dal Distributore nei propri impianti opportuni dispositivi di alleggerimento del carico sensibili alla frequenza e o alla sua derivata che possono aprire
268. endo in generale l installazione di contatori che abbiano la possibilit di rilevare i dati con dettaglio orario in conformit con quanto stabilito nella normativa vigente necessario installare tra il sistema di accumulo e il resto dell impianto un contatore M3 bidirezionale per la misura dell energia immessa nell impianto dal sistema di accumulo che abbia in generale la possibilit di rilevare i dati con dettaglio orario in conformit con quanto stabilito nella normativa vigente 126 NORMA TECNICA o CEI 0 16 V1 2013 12 Rete di distribuzione M3 Misura energia eg Misura energia scambiata Wh scambiata lt gt Wh H lt gt M2 Misura energia Accumulo Carico Wh l Li ESS BMS equivalente AC DC DC Nu Generatore Figura 28 Misura dei flussi di energia con accumulo posizionato nella parte d impianto in corrente alternata a monte del contatore dell energia generata 12 1 4 4 Sistemi di accumulo in impianti non incentivati Nei sistemi di accumulo in impianti di generazione non incentivata gli apparati di misura consistono unicamente nel contatore di scambio bidirezionale con la rete 12 1 4 5 Punti di connessione di Utenti Passivi con sistemi di accumulo Figura 29 Gli utenti passivi che installano nel loro impianto sistemi di accumulo diventano a tutti gli effetti utenti attivi della rete
269. eneratore In particolare sono ammessi circuiti di prova alternativi basati sull utilizzo di simulatori di rete come rappresentato in Fig 28 Questi sono composti fondamentalmente da una sorgente di tensione a bassa resistenza interna combinata con amplificatori a larga banda lineari o del tipo a commutazione forzata in grado di riprodurre fedelmente 3 tensioni sinusoidali a contenuto armonico controllato con ampiezza frequenza fondamentale e relazione di fase regolabili entro ampi margini Esistono in particolare versioni di tipo cosiddetto rigenerativo basate su topologie switching bidirezionali in grado quindi di gestire flussi di potenza attiva e reattiva sia entranti che uscenti dai morsetti di uscita Questi modelli sono in genere collegati alla rete elettrica potendo erogare o assorbire potenza a tensioni e frequenza diverse lato DUT in Fig 28 pur mantenendo un assorbimento o erogazione in ingresso verso la rete a 50Hz con fattore di potenza unitario e bassissimo contenuto armonico Qualora si utilizzi un simulatore di rete purch di potenza almeno pari a 0 9 S quest ultimo deve 1 garantire la possibilit di un controllo indipendente in ampiezza e angolo di fase delle tre tensioni 2 essere fornito delle impedenze Z4 Z2 e Za Zn in modo da riprodurre le componenti ohmica e induttiva della impedenza di cortocircuito tipiche della rete Sono utilizzati i valori minimi di impedenze indicati in N 8 3 1 3 Essere
270. ente dal Gestore di Rete Il distacco dei gruppi deve avvenire per mezzo dell intervento della protezione di interfaccia i cui requisiti funzionali sono riportati in Allegato E Per impianti connessi direttamente o tramite linea a impianti di connessione dotati di protezione contro la mancata apertura dei relativi interruttori l impianto d Utente deve essere predisposto per ricevere un comando d apertura da smistare ad opportuni interruttori in modo da eliminare il contributo dei generatori al guasto Nel contratto per la connessione possono essere concordate modalit di distacco per guasti esterni per consentire la richiusura rapida tripolare anche in prossimit dei gruppi stessi In tutte le situazioni e connessioni l Utente attivo pu continuare ad alimentare il suo impianto interno in isola Per quanto riguarda le linee AT di collegamento afferenti all impianto di rete presso l utenza esse devono essere protette secondo i criteri adottati dal Gestore per le linee della rete di trasmissione di pari livello di tensione Nell impianto di rete presso l utenza devono essere installati interruttori in grado di interrompere la massima corrente di cortocircuito proveniente dalla rete ovvero dall impianto dell Utente calcolata dal Distributore 33 Si intendono in particolare i guasti tali da portare alla disalimentazione dell Utente attivo 34 Si intendono in particolare i funzionamenti della rete con una frequenza o tensione
271. ente e o a mancanza di tensione di eventuale data logger non integrati in PG deve essere la medesima Nel caso PG e PI coincidano la durata dell alimentazione ausiliaria deve essere quella attualmente indicata nella presente norma nel caso la Pl sia una protezione a se stante l alimentazione ausiliaria deve consentire il funzionamento della PI per un tempo opportuno 8 8 8 2 Regolazioni del sistema di protezione di interfaccia Le regolazioni della PI sono riportate nella seguente Tabella 8 Tali regolazioni sono da intendere come valori di default Qualora il Distributore per esigenze particolari di esercizio richieda valori differenti da tali default in fase di connessione essi saranno specificati a valle dell accettazione del preventivo 109 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 8 Regolazioni del SPI Protezione Soglia di Tempo di Tempo di i apertura intervento intervento DDI Massima tensione 59 51 basata vedi par E 3 2 su calcolo valore LE secondo Variabile in funzione l Allegato S valore iniziale e finale di tensione al massimo 603 s Massima tensione 59 92 1 20 Un Il tempo totale di t i apertura del DDI si Minima tensione 27 S1 0 85 Un ottiene dalla colonna precedente massimo 70 ms per Massima frequenza 815 81 0 50 2 Hz 0 15s E qi MTe Sy ms per soglia restrittiva apparecchiature BT Minima frequenza 81 lt S1 0 49 8 Hz 0 15 s soglia restrittiva Massima frequenza 812 82 o
272. enti sono facoltativi La memorizzazione degli eventi sopra citati completi di data e ora minuti secondi deve estendersi per almeno cento eventi e deve avvenire su un supporto interno non sovrascrivibile dall Utente deve essere consentita la lettura della memoria e l impostazione della data e dell ora mediante un interfaccia resa disponibile dal fornitore del logger per esempio mediante il proprio sito web L elenco degli eventi registrati deve essere esportato in un formato testo con la seguente sintassi data virgola di separazione ora minuti secondi virgola di separazione messaggio evento a titolo di esempio nel caso di intervento del PG si ha 12 10 2007 9 55 23 intervento prima soglia di fase nel caso di modifica della regolazione del PG si ha 12 10 2007 9 55 23 prima soglia di fase 150 A L acquisizione degli eventi pu avvenire sia tramite ingressi digitali sia tramite la rete di comunicazione eventualmente disponibile sul DG Ai fini della sincronizzazione degli eventi fa fede l ora minuti secondi riscontrata all atto del controllo da parte del Distributore Il logger pu essere incorporato nella PG piuttosto che costituire un dispositivo separato dal rel stesso In quest ultimo caso il logger deve registrare tra gli eventi anche le disconnessioni dalla PG La scansione temporale degli eventi deve avere cadenza massima di 10 s C 3 2 Funzioni del data logger C 3 2 1 Presenza del collegamento t
273. ento e per la ricostruzione dei disservizi e assicurare la riserva reciproca in caso di malfunzionamento La scelta del sistema di protezione dell Utente per gli aspetti rilevanti ai fini della rete di distribuzione deve essere effettuata seguendo le indicazioni del Distributore tenendo conto tra l altro dei seguenti aspetti e assetto delle protezioni nelle stazioni limitrofe e schemi di connessione e caratteristiche dell impianto di rete per la connessione dell impianto di utenza per la connessione e del restante impianto dell Utente esecuzione in aria SF ecc e caratteristiche dei collegamenti linea aerea in cavo mista Le caratteristiche e la tipologia dei rel da adottare devono tenere conto della natura attiva o passiva dell impianto dell Utente L Utente e il Distributore sono responsabili del corretto funzionamento dei propri sistemi di protezione Tali sistemi devono essere correttamente mantenuti In occasione di interventi intempestivi ovvero di mancati interventi del sistema di protezione dell Utente su richiesta l Utente stesso tenuto a fornire al Distributore e al Gestore le informazioni necessarie alla ricostruzione dell evento Analoghe procedure si applicano al Distributore in caso di malfunzionamenti al sistema di protezione di pertinenza del medesimo In caso di malfunzionamento del sistema di protezione dell Utente il Distributore e il Gestore hanno facolt di chiedere la revisione del sistema
274. enute nella Norma CEI 99 3 La possibilit di tale collegamento deve essere concessa dal Distributore previo accordo con l Utente e compatibilmente con le condizioni specifiche circa il trasferimento di potenziali pericolosi In tal caso il Distributore tenuto a garantire la continuit della fune di guardia e dello schermo dei cavi L informazione circa la disponibilit o meno delle funi di guardia o dello schermo dei cavi ai fini del presente paragrafo deve essere resa disponibile all Utente da parte del Distributore unitamente alle informazioni vincolanti di cui sopra Il dimensionamento del dispersore deve essere effettuato dall Utente sulla base del valore della corrente come definita nella Norma CEI 99 3 e del tempo di eliminazione del guasto Il Distributore deve fornire all Utente il valore di corrente di guasto monofase a terra come definita nella Norma CEI 99 3 e il tempo di eliminazione del guasto vedi anche in 5 1 1 8 7 5 5 2 Verifiche La verifica iniziale dell impianto di terra relativo all impianto di utenza deve essere effettuata mediante la misura delle tensioni di contatto e di passo secondo le indicazioni contenute nella Norma CEI 99 3 tenuto conto della Guida CEI 11 37 per quanto attiene i valori di Urp In particolare richiesto che le verifiche siano condotte con uno strumento in grado di alimentare il circuito amperometrico con almeno 50 A Al termine della verifica deve essere sempre compilata una re
275. enza per la connessione 8 5 3 1 Dispositivi previsti Gli impianti d utenza per la connessione debbono risultare collegati alla rete attraverso uno o pi dispositivi di sezionamento e interruzione In particolare sono sempre necessari i dispositivi di seguito elencati in funzione del tipo di impianto da connettere impianto attivo o passivo sono necessari ulteriori dispositivi specificati in 8 8 e Sezionatore generale posto immediatamente a valle del punto di connessione e destinato a sezionare l impianto di utenza dalla rete e Interruttore generale posto immediatamente a valle del sezionatore generale e in grado di escludere dall impianto di rete per la connessione l intero impianto di utenza Tale dispositivo normalmente da prevedere per tutte le tipologie di Utenti Tuttavia l interruttore generale pu essere omesso pur di rispettare tutte le seguenti condizioni illustrate nella Figura 10 e la sbarra dell Utente sia posta immediatamente a valle del punto di connessione e sia equipaggiata al pi con una terna di trasformatori trasduttori voltmetrici e atale sbarra siano attestati non pi di due montanti con interruttore di protezione In caso di omissione del dispositivo generale DG le funzioni normalmente attribuite a tale dispositivo sono assolte dai dispositivi immediatamente attestati alla sbarra Utente dispositivi di montante su ciascuno dei quali si devono prevedere le protezioni e le regolazioni tipiche del
276. eolici FC V 1 Aspetti generali Le prove sui generatori eolici richiedono in generale di essere effettuate mediante opportune campagne di acquisizioni sul campo ad esempio su un impianto di prova In tal modo le prove tengono in considerazione il comportamento di tutte le parti costituenti il generatore es rotore moltiplicatore di giri freni generatore elettrico trasformatore sistema d imbardata sistemi di controllo e protezione dispositivi ausiliari In alcune situazioni particolari viene proposto come metodo alternativo per l effettuazione delle prove l impiego di un opportuno simulatore AC che simula l uscita del generatore elettrico utilizzato dal generatore eolico In particolare tale metodo proposto per le prove dei generatori eolici Full Converter di potenza limitata fino a 100 kW In alcune situazioni il metodo esteso anche ai generatore eolici FC di potenza maggiore di 100 kW In questi casi si presume che le propriet elettriche rilevanti per la rete elettrica siano scarsamente influenzate dalla presenza dei componenti meccanici e del generatore elettrico e pertanto sia sufficiente valutare il comportamento dei soli convertitori elettrici di potenza utilizzati nel generatore eolico Pertanto le verifiche sulle caratteristiche che hanno rilevanza per la rete possono essere effettuate utilizzando una sorgente AC a tensione e frequenza variabile in sostituzione del sistema turbina generatore elettrico Questa solu
277. equenza B per i generatori statici Per i generatori eolici i livelli iniziali di potenza generata per le due sequenze di prova possono essere P gt 80 P e 40 P lt P lt 60 P In ragione delle differenti tecnologie di convertitori della disponibilit della fonte primaria o di una sorgente simulata in grado di erogare la potenza nominale del generatore e della eventuale disponibilit di un simulatore di rete di taglia adeguata possibile adottare uno qualsiasi dei seguenti metodi di prova alternativi N 7 2 a Prove a piena potenza su rete simulata per quanto riguarda il circuito di prova vale quanto riportato in N 3 1 applicabile nei casi in cui sia disponibile un simulatore di rete in grado di modificare i parametri di frequenza ai morsetti di uscita del generatore nel campo compreso tra 47 5Hz e 51 5Hz Nel caso dei sistemi di conversione fotovoltaici la fonte primaria potr essere sostituita da una sorgente DC avente le caratteristiche riportate in Allegato Q purch in grado di erogare in modo continuativo la potenza nominale del convertitore Nel caso di generatori eolici questa metodologia pu essere adottata limitatamente ai generatori FC di potenza fino a 100 kW dove la fonte primaria potr essere sostituita da una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V 300 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 N 7 2 b Su rete pubblica con modifica dei parametri di controllo in questo caso per effettuare le prove
278. equivalente AC C E DC Accumulo ESS BMS P Na Generatore Figura 26 Misura dei flussi di energia con accumulo posizionato nella parte d impianto in corrente continua 12 1 4 2 Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto in corrente alternata a valle del contatore di produzione Figura 27 Questo tipo di impianto prevede la connessione del sistema di accumulo nella parte in corrente alternata a valle del contatore di produzione Al fine di gestire correttamente l accumulo di energia dalla rete il contatore di produzione normalmente monodirezionale deve essere di tipo bidirezionale 125 NORMA TECNICA o CEI 0 16 2014 09 Rete di distribuzione M1 Wh Misura energia scambiata M2 Carico Wh Misura energia prodotta equivalente LL AC Accumulo ESS BMS DC f X cu Generatore Figura 27 Misura dei flussi di energia con accumulo posizionato nella parte di impianto in corrente alternata a valle del contatore dell energia generata 12 1 4 3 Sistema di accumulo connesso nella parte di impianto in corrente alternata a monte del contatore di produzione Figura 28 Per questo tipo di impianto valgono le considerazioni viste in precedenza con le seguenti precisazioni necessario che il contatore di produzione M2 e quello M1 di scambio siano di tipo bidirezionale preved
279. er i commutatori orari Il contatore deve essere identificato mediante un codice anagrafico riportato in una distinta memoria interna riservata e non modificabile Il contatore deve essere predisposto per lo scambio dati sia in locale che in remoto deve quindi essere predisposto per la telelettura conformemente alle Norme CEI EN serie 62056 deve inoltre essere dotato di dispositivi per l interrogazione e l acquisizione per via telematica delle misure da parte del Distributore secondo le disposizioni stabilite dall AEEG Deve essere previsto un piano di verifiche periodiche da eseguire a cura del responsabile dell installazione e manutenzione del sistema di misura conformemente alla Norma CEI 13 4 risultati delle verifiche sono resi disponibili ai soggetti autorizzati dall AEEG Detto contatore infine deve essere scelto tra le marche i modelli e i tipi approvati dal Distributore la cui gestione integrata nel sistema di acquisizione e validazione dei dati di misura del medesimo 9 II modulo di comunicazione del sistema di misura deve essere tale da garantire che la modalit di connessione e le logiche di comunicazione tra il centro e la periferia siano approvate dal Distributore 12 5 Attivazione e manutenzione del sistema di misura componenti del sistema di misura se nuovi si intendono tarati all origine Il soggetto responsabile dell installazione e manutenzione prima della messa in servizio deve verificare la corretta i
280. ercizio 2 le misure delle principali grandezze elettriche dell impianto P Q V suddivise e aggregate per fonte di generazione primaria solare eolico altre fonti secondo le modalit e i formati che saranno definiti dal distributore e riportati nei regolamenti di esercizio Tutte le misure riportate al punto di consegna dovranno essere aggiornate ogni 10 minuti e mediate in suddetto intervallo conformemente alla Norma EN 61000 4 30 3 i comandi per il set point della potenza reattiva immessa assorbita compatibilmente con le curve di capability comunicate dal produttore al punto di consegna ed i comandi per il set point riduzione aumento se disponibile della potenza attiva immessa in rete Le modalit di azionamento ed i formati saranno comunicati dal distributore e contenute nei regolamenti di esercizio 118 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Parte 5 Disposizioni per Utenti attivi e passivi AT ed MT per la compatibilit elettromagnetica EMC misura della continuit e qualit della tensione 9 Disposizioni per la compatibilit elettromagnetica L Utente tenuto ad installare apparecchiature conformi alle normative sulla compatibilit elettromagnetica in materia di limiti di emissione ed immunit ai disturbi elettromagnetici utilizzando le norme armonizzate CENELEC applicabili Tutti i carichi presenti sull impianto dell Utente se disturbanti devono rispettare le Norme CEI che regolamentano i disturbi condotti
281. ercizio della rete nonch all incertezza dei dati di rete pi marcata per la MT Livelli di disturbo immessi variazioni rapide armoniche flicker dissimmetria delle tensioni dalle utenze sia attive che passive che devono essere tali da non far superare i livelli di pianificazione della compatibilit elettromagnetica stabilita dal Codice di Rete per la rete AT e i livelli stabiliti dalla Norma CEI EN 61000 2 12 per la rete MT Le valutazioni tecniche devono essere condotte secondo i rapporti tecnici IEC TR 61000 3 6 per le armoniche IEC TR 61000 3 7 9 per quanto riguarda il flicker e le variazioni rapide IEC TR 61000 3 13 per gli squilibri Esigenze dell Utente in merito alla continuit del servizio Esigenze dell Utente in merito a variazioni lente buchi di tensione potenza di cortocircuito qualit della tensione Possibilit di sviluppo della rete ai fini del soddisfacimento delle esigenze di cui ai punti precedenti qualora tali esigenze non siano conseguibili in maniera efficace con modifiche dell impianto di utenza in un ottica di contenimento dei costi complessivi In questa fattispecie insufficiente tenuta al cortocircuito delle apparecchiature esistenti sar valutata la possibilit di sostituire le apparecchiature medesime secondo quanto stabilito dall AEEG Per le variazioni rapide possibile applicare un metodo per la valutazione delle stesse basato sulla comparazione tra la potenza di cortocircuito nel nodo d
282. ere subordinabile agli stati dei dispositivi di interruzione presenti sulla linea di produzione 8 9 Regole tecniche per la connessione delle reti interne d utenza Per i sistemi interni di utenza che non comprendano gruppi di generazione si applicano le regole di cui ai par 8 4 e 8 5 qualora invece comprendano gruppi di generazione necessario anche applicare quanto previsto in 8 8 8 10 Disponibilit delle grandezze elettriche al punto di connessione In corrispondenza di ciascun PdC obbligo del produttore fornire al distributore 1 la curva equivalente di capability dovuta all effetto combinato di generazione eventuali dispositivi di rifasamento cavi MT SVC reattori shunt etc sia in condizioni di presenza della fonte primaria sia in condizioni di assenza riportata al punto di connessione Tale curva sar ricavata dalle caratteristiche proprie dei generatori secondo quanto prescritto nella presente norma riportate al punto di connessione Dovr tenere conto dell eventuale rete interna di competenza del produttore realizzata fino al punto di connessione comprensiva di tutte le apparecchiature che la costituiscono Nel caso di impianto di non esclusiva produzione il calcolo della curva andr effettuato ritenendo distaccati i soli carichi In subordine la curva equivalente di capability potr essere calcolata come somma delle capability di tutti i generatori presenti La curva dovr essere allegata al Regolamento di Es
283. erenti tecnologie di convertitori e di generatori eolici della disponibilit della fonte primaria o di una sorgente simulata in grado di erogare la potenza nominale del generatore e della eventuale disponibilit di un simulatore di rete di taglia adeguata possibile adottare uno qualsiasi dei seguenti metodi di prova alternativi N 7 1 a Prove a piena potenza su rete simulata applicabile nei casi in cui sia disponibile un simulatore di rete in grado di modificare i parametri di tensione ai morsetti di uscita del generatore nel campo compreso tra V e 115 di V per i generatori statici e tra V e 110 di V per i generatori eolici Nel caso dei sistemi di conversione fotovoltaici la fonte primaria potr essere sostituita da una sorgente DC avente le caratteristiche riportate in Allegato Q purch in grado di erogare in modo continuativo la potenza nominale del convertitore Nel caso di sistemi eolici questa metodologia pu essere adottata limitatamente ai generatori FC di potenza inferiore a 100 kW dove la fonte primaria potr essere sostituita da una sorgente AC con tensione e frequenza costanti N 7 1 b Prova su rete pubblica con modifica dei parametri di controllo in questo caso per effettuare le prove consentito modificare i parametri oppure le tensioni utilizzate dal sistema di regolazione della potenza in caso di sovratensione in modo da simulare un incremento della tensione ed il successivo rientro della stessa nell intorno de
284. erifichi l indebita separazione dalla rete in occasione di buchi di tensione conseguenti a guasti l impianto di produzione deve soddisfare opportuni requisiti funzionali che in letteratura internazionale sono indicati con l acronimo FRT Fault Ride Through Il requisito essenzialmente previsto per gli impianti statici e per gli impianti rotanti eolici con inverter Per i generatori rotanti convenzionali sincroni o asincroni esso sar parzialmente soddisfatto in ragione della profondit e della durata del buco di tensione del numero delle fasi coinvolte e dei limiti consentiti dalle norme di prodotto 99 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Le verifiche di rispondenza dei generatori ai requisiti di immunit agli abbassamenti di tensione si effettuano secondo le modalit riportate nell Allegato N a Generatori sincroni L insensibilit ai buchi di tensione per i generatori sincroni una variabile connessa alla caratteristiche costruttive del generatore e del motore primo dei sistemi di regolazione della velocit e dell eccitazione nonch delle caratteristiche dell abbassamento della tensione di rete profondit durata e numero di fasi coinvolte Non potendo essere decisa a priori essa dovr essere valutata caso per caso e risolta attraverso una regolazione delle protezioni di tensione proprie del generatore tale da massimizzare le condizioni di funzionamento in parallelo con la rete a fronte di guasti sulla rete esterna se
285. essi devono essere installati a monte lato rete del dispositivo di interfaccia equipaggiati con dispositivi di manovra ed interruzione ed asserviti alle condizioni aperto chiuso del dispositivo di interfaccia medesimo 96 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 c d e Capability dei generatori eolici Full Converter generatori eolici FC devono essere in grado di fornire potenza reattiva in maniera regolabile con i limiti indicati in Figura 16 Campo di funzionamento dei generatori eolici nel piano P Q Campo di funzionamento senza prescrizioni 1096 Qnax 0 312S Qmax 0 312 Sn Figura 16 Capability per i generatori eolici caratteristica rettangolare Durante lo scambio di potenza reattiva con la rete sia in logica locale sia in logica centralizzata come da par 8 8 6 2 e Allegato I l eventuale indisponibilit della fonte primaria non dovr comportare variazioni a gradino della potenza reattiva nel tempo Capability dei generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Stessa forma caratteristica quadrangolare prevista per i generatori eolici Full Converter Capability dei generatori statici in impianti di potenza complessiva inferiore a 400 kW Per generatori in impianti di potenza complessiva inferiore a 400 kW gli inverter devono presentare una capability di tipo semicircolare limitata con cosp compreso fra 0 90 in assorbimento e 0 90 in erogazione Figura 17 In particolare anche secon
286. essione l impianto di rete presso l utenza essenzialmente costituito dalle apparecchiature di manovra e sezionamento del Distributore Sulla stessa sbarra MT facente parte dell impianto di rete presso l utenza pu essere prevista la predisposizione per la realizzazione della derivazione di un trasformatore MT BT cabina secondaria funzionale all attivit del Distributore ad esempio distribuzione pubblica in bassa tensione BT In tal caso la messa a disposizione degli spazi necessari alle attivit del Distributore non direttamente funzionali alla connessione dell Utente deve essere oggetto di appositi accordi Inoltre il Distributore deve collegare il neutro BT del trasformatore ad un impianto di terra separato da quello dell Utente a meno che e limpianto faccia parte di un impianto di terra globale oppure e gli schermi metallici dei cavi MT del Distributore siano connessi all impianto di terra dell Utente L impianto di rete presso l utenza di norma installato in un locale messo a disposizione dall Utente il cui accesso riservato esclusivamente al personale operativo del Distributore L impianto dell Utente deve essere sempre sezionabile dal resto della rete come da Figura 8 Pertanto il dispositivo di sezionamento comando e interruzione installato dal Distributore in prossimit del punto di connessione deve avere caratteristiche tecniche minime conformi alle prescrizioni della Norma CEI EN 60265 1 8 5 3 Impianto di ut
287. esta categoria rientrano anche i centri satellite e le cabine di sezionamento 3 4 Cabina Primaria CP Stazione elettrica alimentata in AT o AAT provvista almeno di un trasformatore AT MT o AAT MT dedicato alla rete di distribuzione 3 5 Cabina Secondaria CS Cabina elettrica alimentata in MT provvista di almeno un trasformatore MT BT dedicato alla rete di distribuzione Rientrano in questa definizione anche i Posti di Trasformazione su Palo PTP 4 In fase di connessione l Utente ha come interfaccia il Gestore della Rete A connessione stabilita in fase di esercizio il soggetto titolare di impianti di produzione comprendenti unit di produzione rilevanti si rapporter anche con il Distributore A tale scopo il Regolamento di Esercizio previsto nell ambito del Contratto per la Connessione deve essere redatto congiuntamente dall Utente dal Distributore e dal Gestore di rete 6 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 6 Carichi essenziali relativi a impianti di produzione Carichi elettrici direttamente associati al processo di produzione di energia elettrica del produttore ed indispensabili alla continuit dello stesso processo di produzione di energia elettrica 3 7 Carichi privilegiati Parte dei carichi elettrici presenti nell impianto cui l Utente intende garantire una particolare continuit In caso di funzionamento separato dalla rete elettrica di distribuzione i carichi privilegiati sono tipicamente alimen
288. estrittiva di massima frequenza 221 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa avente ricaduta prima del tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 Applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 7 Hz V 1 05E 20 U12 1 05 V Z0 V 20 77 E Z 133 Us 0 77 V Z 133 V 20 77 E Z 133 U31 0 77 V Z 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 0 85E U 0 85V V 0 20E U 0 20V Vres 1 V V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 49 7 Hz verifican
289. et di condizioni univoche e ripetibili Si veda a questo proposito quanto riportato in Tab 34 di N 8 3 2 Nei diagrammi fasoriali seguenti sono rappresentati i fasori delle tensioni fase terra sul lato MT e sul lato BT che si manifestano durante i guasti asimmetrici con le tensioni di cortocircuito prese in esame nell allegato N Tab 33 Sul lato MT si osserva come il valore della tensione ai capi del trasformatore durante il cortocircuito sulla fase non interessata dal guasto nel nostro caso la fase r sia lo stesso presente nella condizione che precede il cortocircuito Questo vero nell ipotesi in cui la caratterizzazione del circuito sia eseguita in condizioni di erogazione nulla di potenza da parte del generatore statico Per le tensioni fase terra relative alle fasi interessate dal guasto si ottiene una riduzione dell ampiezza proporzionale dovuta alla caduta di tensione su Zete e Z4 e una conseguente riduzione del loro sfasamento reciproco Sul lato BT si ha invece una riduzione delle ampiezze delle tensioni su tutte le fasi Tale riduzione e il valore dello sfasamento reciproco che ne consegue sono entrambi funzione del tipo di trasformatore MT BT utilizzato Nel caso in esame si ipotizzato una connessione D Y11 Interessante notare come tutte le tensioni sul lato BT durante le simulazioni di cortocircuito bifase lato MT subiscano un attenuazione durante il guasto poich sono funzioni delle tensioni fase fase presenti sul lato MT
290. etri di tensione caratterizzanti la curva Q f V affinch sia possibile attivare la funzione di regolazione e verificare la capacit regolante del generatore su tutta la dinamica della potenza reattiva da Qmax a Qmax pur avendo a disposizione una tensione fissa ai morsetti di uscita In alternativa possibile prevedere anche la simulazione delle misure di tensione in ingresso al sistema di controllo La prova deve essere integrata con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di tensione previsto ammesso che l apparecchiatura sotto test limiti la potenza attiva massima per poter erogare la potenza reattiva richiesta secondo la curva caratteristica rimanendo entro i limiti di massima corrente erogabile cfr come definita dalla curva di capability Nel caso di generatori eolici DFIG i valori di Qmax si riferiscono alle condizioni di tensione nominale del generatore e potrebbero subire delle variazioni nel campo 0 9V 1 1V E inoltre possibile valutare la curva Q f V ai morsetti MT del trasformatore dell aerogeneratore 296 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le modalit di esecuzione della prova sono equivalenti a quanto indicato nel par N 6 4 1 per i generatori statici opportunamente adattate ai generatori eolici Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo della potenza reattiva rispetto al valore previsto in base alla curva carat
291. etta stessa sia superiore alla tensione massima da applicare durante le prove oppure interponendo tra la cassetta di prova e la Pl dei TV elevatori aventi classe di precisione 0 2 o migliore nel caso in cui il valore della tensione generata dalla cassetta sia inferiore alla tensione massima da applicare durante le prove Per un SPI integrato che non disponga di morsetti accessibili per iniezione secondaria applicando tensione agli ingressi primari del SPI mediante cassetta prova rel e TV elevatori aventi classe di precisione 0 2 o migliore connessi con gli avvolgimenti a tensione inferiore alle uscite della cassetta prova rel e con gli avvolgimenti a tensione superiore agli ingressi del SPI integrato Per un SPI integrato che disponga comunque di morsetti accessibili di iniezione secondaria applicando tensione direttamente mediante cassetta prova rel a tali morsetti 235 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Durante le prove in campo il SPI deve avere le tarature definitive e deve essere lasciato connesso al DDI in modo da verificare la continuit del circuito di apertura e la corretta apertura del DDI stesso allo scatto delle funzioni di protezione Le prove possono essere eseguite una sola volta per ogni verifica di soglia e di tempo di intervento E 5 2 1 Verifica della continuit dei circuiti voltmetrici del SPI Con SPI in servizio sulla rete mediante lettura direttamente a display del SPI verificare e chele tensioni d entrat
292. etti criteri di valutazione Con tali criteri si intende fornire una classificazione sull accettabilit o meno della degradazione pi o meno temporanea delle prestazioni del singolo dispositivo criteri presi in considerazione dalla presente norma sono i seguenti Criterio di prestazione A L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto durante e dopo la prova Criterio di prestazione B L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto dopo la prova Ai fini della presente norma qualora il criterio di accettazione sia di tipo A devono essere verificate le funzioni di cui in C 2 4 7 2 1 durante l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di C 2 4 7 3 il criterio di accettazione sia di tipo B devono essere verificate le funzioni di cui in C 2 4 7 2 1 dopo l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di C 2 4 7 3 La Tab 6 riassume le prove di compatibilit EMC e indica per ciascuna di esse il criterio di accettazione relativo 164 GOL Tabella 6 Elenco prove di immunit su rel di misura e dispositivi di protezione secondo CEI EN 50263 e CEI EN 60255 26 Livelli di severit della classe B ambiente industriale Prove di disturbo elettrico su rel Norma di Alimentazione y Terra Criterio di IA A Involucro Frane Comunicazione Entrata uscita criteri di accettazione e procedure di prova ba
293. ettrici o per un determinato numero di ore tipico dei gruppi di produzione idroelettrici 3 49 Potenza disponibile in prelievo La potenza disponibile la massima potenza che pu essere prelevata in un punto di connessione in esito al processo di connessione livello finale di potenza raggiunto 3 50 Potenza disponibile in immissione E la massima potenza che pu essere immessa in un punto di connessione senza che l utente sia disconnesso in esito al processo di connessione livello finale di potenza raggiunto 3 51 Potenza disponibile per la connessione E il valore massimo tra la potenza disponibile in prelievo e la potenza disponibile in immissione 3 52 Potenza immessa nella rete Potenza attiva che transita sul collegamento o sui collegamenti fra l impianto di produzione e la rete Detta potenza pu essere inferiore alla potenza efficiente dell impianto di produzione 3 53 Potenza nominale Potenza apparente massima a cui un generatore elettrico o un trasformatore possono funzionare con continuit in condizioni specificate kVA Per generatori tradizionali ed eolici come potenza nominale pu essere indicata la potenza attiva del gruppo di generazione a cosg nominale turbina convertitore ecc KW Nel caso di generatori FV la potenza attiva massima erogabile limitata dalla potenza nominale dell inverter qualora questa sia minore della somma delle potenze STC dei moduli FV 3 53 bis Potenza ai f
294. eve essere aperto in presenza di alimentazione ausiliaria comandi di apertura degli interruttori devono essere di tipo elettrico 8 5 12 5 Interventi sui dispositivi di protezione Le caratteristiche funzionali e le regolazioni delle protezioni elettriche concordate o gi impostate sulle protezioni stesse non possono essere modificate dall Utente senza il preventivo assenso del Distributore L Utente tenuto ad adeguare le protezioni installate sui propri impianti che possano a qualsiasi titolo interferire con il corretto funzionamento della rete qualora siano caratterizzate da prestazioni stimate o verificate insufficienti a soddisfare le richieste del Distributore e o del Gestore 8 5 12 6 Dispositivi di richiusura automatica Alle protezioni di linea MT installate in CP caso pi comune ed eventualmente lungo linea sono tipicamente associati dispositivi di richiusura rapida e o lenta Qualora la richiusura rapida sia attivata il Distributore comunica all Utente il tempo di attesa associato alla richiusura medesima 8 5 12 7 Coordinamento selettivo tra le protezioni MT di utenza protezioni basate su scambio di informazioni sistemi di selezione del guasto basati su scambio di informazioni descritti nel presente paragrafo si riferiscono al coordinamento tra la PG e le protezioni di Utente a valle attualmente l eventuale coordinamento con la protezione di linea del Distributore conseguito mediante l introduzione di
295. eve essere in grado di funzionare correttamente in tutto il campo di variabilit delle correnti e delle tensioni che si possono determinare nelle condizioni di guasto per le quali stato previsto II SPG deve provvedere a isolare in modo definitivo e selettivo la sola parte guasta dell impianto di Utente solo in caso di guasti interni 9 compatibilmente con lo schema di connessione adottato senza coinvolgere parti di rete o altri Utenti direttamente o indirettamente connessi Il SPG non deve intervenire in caso di guasto sulla rete del Distributore Le protezioni del SPG Protezione Generale PG nel seguito devono agire sull interruttore generale ovvero sugli interruttori attestati sulla sbarra Utente in caso di omissione del DG 31 Per gli utenti passivi le funzioni sopra descritte devono essere garantite per esempio mediante e protezione di massima corrente tripolare a due soglie a tempo indipendente qualora sia presente nell impianto un generatore deve essere verificato che la PG non intervenga intempestivamente in caso di guasto sulla rete esterna In tal caso devono essere utilizzate soluzioni protettive diverse dalla massima corrente L utilizzo delle suddette soluzioni non deve comunque inficiare le prestazioni richieste alla PG e protezione che provvede ad isolare l Utente dalla rete aprendo il dispositivo generale in caso di mancanza di tensione ausiliaria ad esempio realizzata con un rel di minima tensione
296. faccia detto segnale permane nello stato di attivazione fino a quando non verr ricevuto il messaggio di ripristino determinando l apertura del DDI ed inibendone la chiusura fino al ripristino La Pl aprir il circuito a mancanza che determina l apertura del DI con conseguente attivazione dell input digitale del modulo di interfaccia Quest ultimo invia al distributore tramite il GSM l SMS di avvenuta apertura confermando la riuscita dell operazione UTENTE ATTIVO gt utenza x distaccata Input K Ouput Y M 6 2 Ripristino del generatore Al cessare delle condizioni di rete critiche il Distributore invier un SMS opportuno al cliente per consentire l avvio delle procedure di riconnessione dell unit di generazione alla rete DISTRIBUTORE gt RIPRISTINO utenza x Alla ricezione di detto segnale il modulo di interfaccia disattiver l uscita digitale che pilota lo scatto della PI riabilitando l impianto alla riconnessione la riconnessione avverr a cura dell utente attivo secondo le modalit definite nella Norma UTENTE ATTIVO gt utenza x ripristinata Input K Ouput Y K 1 gt Ingresso attivo K 0 gt ingresso disattivo Y 1 gt Uscita attiva K 0 gt uscita disattiva 267 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 M 6 3 Diagnostica Devono essere implementati anche alcuni messaggi di diagnostica al fine di risolvere eventuali problemi di funzionamento del
297. ficazione di prodotto Pertanto si proceder all identificazione del campione oltre che attraverso documentazione fotografica anche riportando il nome del modello il numero di serie e la versione del firmware installata a bordo del rel E 4 2 1 Procedura di prova per verifica delle precisioni della funzione di massima tensione basata sul calcolo di valor efficace su 10 minuti ed aggiornamento al pi tardi ogni 3 s Durante le prove di seguito descritte la soglia di intervento deve essere impostata al 110 della tensione nominale E 4 2 1 1 Procedura di prova per SPI integrato Per effetto dell errore complessivo massimo del 3 sulla soglia del 110 della tensione nominale il massimo e minimo valore di sicuro intervento risultano rispettivamente 110 1 03 113 3 e 110 0 97 106 7 della tensione nominale Considerato il minimo valore del rapporto di ricaduta di 0 95 il valore teorico della soglia di ripristino pari a 110 0 95 104 5 della tensione nominale Per effetto dell errore complessivo massimo del 3 il minimo valore di sicuro ripristino quindi 104 5 0 97 101 4 della tensione nominale 205 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La precisione del tempo di avviamento influenzata dalla precisione della misura di tensione come riportato in Allegato S Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso della funzione A Verifica della precisione della soglia di intervento e del rapporto di ricaduta 1 Applicare
298. fico riportato sotto vanno adeguatamente documentati e giustificati nel rapporto di prova Tensione V Tempo ms Figura 29 Tolleranze di ampiezza e tempo per le sequenze di prova di innalzamento della tensione di rete OVRT Test N 8 6 1 Circuito di prova simulatore di cortocircuiti Di seguito sono descritti i requisiti per il dimensionamento del circuito di prova e la verifica della compatibilit delle infrastrutture della rete disponibile al punto di connessione per la esecuzione dei test qualora la prova sia eseguita tramite il simulatore di cortocircuiti combinato con un trasformatore elevatore interposto tra il il circuito ed il generatore in prova vedi Fig 30 L utilizzo di un trasformatore trifase MT BT a valle del simulatore di corto circuito avente la tensione nominale sul secondario uguale a 1 25 volte 1 20 per la sequenza di prova OV2 di Tab 35 la tensione nominale del generatore in prova permette di riprodurre i gradini di sovratensione richiesti dalla norma agendo sul comando degli interruttori S1 e S2 purch Z1 e Z2 siano opportunamente dimensionate come meglio illustrato nel seguito In ogni caso il trasformatore sempre presente nei sistemi di generazione utilizzati in impianti connessi a linee MT pertanto sar sufficiente adottare un trasformatore con rapporto spire opportunamente modificato affinch questo renda disponibile con S2 aperto e in condizioni a vuoto una tensione rispettivamente
299. fini dell accettazione durante le prove climatiche devono essere verificate almeno le seguenti funzioni massima corrente di fase soglia gt gt massima corrente omopolare soglia b gt gt direzionale di terra soglia 67N S1 Per tali funzioni saranno da verificare soglie di intervento tempi di intervento Le prove di compatibilit ambientale sono riportate nella seguente Tab 7 Tabella 7 Prove di compatibilit ambientale Dettaglio Note Livelli di Prova Norme Criterio S accettazione caldo secco 70 C 2 C 16 ore EN 60068 2 2 B caldo umido 40 Ct 2 C EN 60068 2 78 B Apparecchiatura non RH 93 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 cambio temperatura 10 70 C EN 60068 2 14 2 C 3 ore 3 ore caldo secco 55 Ci 2 C 16 ore EN 60068 2 2 A caldo umido 40 Ct 2 C EN 60068 2 78 A Apparecchiatura RH 93 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 A cambio temperatura 10 C 55 C EN 60068 2 14 A 2 C 3 ore 3 ore C 2 4 7 4 Prove di isolamento Verifica delle Porta propriet Note Livelli di Prova Norma Tecnica dielettriche Ingresso Alimentazione sia a c Tenuta ad impulso Categoria di sovratensione III CEI EN 60255 5 che c c Ingresso Tensione di prova Rigidit dielettrica CEl EN 60255 5 Alimentazione a c 2 kV per i circuiti in c a
300. g 10 La curva caratteristica Q f V definita univocamente dai seguenti parametri valori di V4 e V5 definiti dal Distributore purch entro i limiti di o Vn lt Vis Vos lt Vmax Vn gt Vii V2i gt Vmin o Vmin 2 27 S1 valore di default per Vmin 0 9 V o Vmax lt 59 51 valore di default per Vmax 1 1 V4 o Quqi Qmax corrispondono ai limiti di capability rettangolare stabiliti in 8 8 5 3 e verificati mediante le prove di cui all Allegato N comunque non inferiori in modulo al 43 6 di Sn 254 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 d Il funzionamento in modalit di regolazione automatica secondo la curva caratteristica Q f V previa richiesta del Distributore dovr essere abilitato tramite apposita impostazione da eseguire direttamente agendo localmente sul convertitore la modalit di abilitazione purch eseguibile in loco dal cliente produttore o da un installatore qualificato a discrezione del costruttore Eventuali modifiche alla prescrizione o alla procedura apportate dal Distributore devono essere implementate dal proprietario dell impianto nei limiti riportati di seguito Il Distributore in base alla tipologia di rete al carico e alla potenza immessa pu prescrivere curve caratteristiche diverse purch riconducibili a quella riportata a titolo esemplificativo in Fig 10 tramite impostazione dei parametri V4 V2 V4 Va secondo i criteri e limiti suesposti La modalit
301. generatore imprime in Z2 per la durata dell abbassamento di tensione non produce un significativo innalzamento della tensione ai suoi capi mantenendo cos il profilo tensione tempo in linea con quello misurato a vuoto e specificato nella Tab F7 Inoltre opportuno che le impedenze Z1 e Z2 di natura induttiva siano caratterizzate da un rapporto X R almeno pari a 3 questo al fine di riprodurre i valori minimi tipici di X R riscontrati sulle linee elettriche AT ma anche in MT 310 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 le due condizioni riportate sopra definiscono quindi i limiti minimo e massimo che Z1 pu assumere in base alla potenza di cortocircuito disponibile dalla rete P e alla taglia del generatore Le due condizioni combinate insieme definiscono anche i criteri limite per la scelta della infrastruttura di rete idonea alla esecuzione dei test con il circuito delle impedenze Considerando un valore tipico di Z1 tale che Asc 5 P ed una riduzione di tensione di rete durante la sequenza pi severa prove 1s e la in Tab 33 pari al 5 il punto di connessione del circuito dovr disporre di una potenza di cortocircuito reale Pse almeno pari a 100 P valore minimo 60 P nel caso limite di Asc 3 P gt un interruttore di bypass S viene solitamente impiegato per evitare il surriscaldamento della impedenza serie Z prima e dopo l esecuzione di ciascuna sequenza 3 la caduta di tensione viene creata collegando a terra o verso un al
302. giori quanto minore la potenza di cortocircuito in gioco Alla luce del forte incremento del numero degli impianti di generazione connessi alle reti MT diventa importante l adozione di tecniche di supporto dinamico alla rete Ci significa che gli impianti di generazione non solo dovranno rimanere connessi alla rete in caso di cortocircuiti ma dovranno anche e sostenere la tensione erogando corrente reattiva induttiva e a guasto rimosso non assorbire dalla rete potenza reattiva superiore a quella prelevata prima del guasto Il servizio richiesto in relazione a tutti i guasti che per posizione o per tipo sono in grado di provocare un abbassamento della tensione di sequenza diretta sulla rete MT ovvero e cortocircuiti sulla reti AAT ed AT di tipo trifase bifase netto bifase con terra e monofase e cortocircuiti sulla rete MT di tipo trifase bifase netto e bifase con terra Nessuna iniezione di corrente reattiva deve essere prevista in caso di guasto monofase a terra sulla rete MT 263 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato M normativo Partecipazione ai piani di difesa M 1 Modalit di riduzione della potenza attiva in relazione alla partecipazione degli utenti attivi ai piani di difesa Le prescrizioni qui contenute si applicano agli impianti di generazione non programmabili da fonte rinnovabile fotovoltaica ed eolica che presentano potenza nominale complessiva dei gruppi di generazione maggiore o uguale a 100
303. glia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 3 Hz e verificare l intervento della soglia restrittiva di massima frequenza E 4 2 11 Verifica di insensibilit alle armoniche delle protezioni di massima e minima frequenza A Verifica di insensibilit alle armoniche della protezione di massima frequenza soglia permissiva e soglia restrittiva a consenso voltmetrico Per i rel di frequenza deve essere verificata l insensibilit alle armoniche indicate nella Tab 22 applicate contemporaneamente con angoli di fase in quadratura rispetto alla fondamentale avente ampiezza del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 226 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Tabella 22 Armoniche per la insensibilit della funzione di protezione di frequenza Armoniche dispari Armoniche pari Non multipli di 3 Multipli di 3 Ordine Un Ordine Un Ordine Un 5 12 0 3 10 0 96 2 4 0 96 7 10 0 96 9 3 0 96 11 7 0 96 13 6 0 96 17 4 0 96 1 Alimentare la PI o il SPI integrato con una terna di sequenza diretta del 10096 della nominale alla frequenza fondamentale di valore pari alla soglia impostata di massima frequenza diminuita di 200 mHz e con il contenuto armonico della Tab 2
304. golazione della PG soglie di massima corrente deve essere soglia gt gt 200 A primari Tin 430 ms soglia gt gt gt 500 A primari Tim lt 50 ms Tensioni e correnti di prova sono riportate nella seguente Tab 10 Tabella 10 Prove di guasto polifase Prova Corrente di guasto Ampiezza componente unidirezionale Risultato atteso A r m s primaria 1 9000 A pri i 59 Scatt lia primari 5 900042 A 596 costante di tempo 20 ms 5 bes dot m inizio transitorio sullo O di tensione massima componente unidirezionale 2 1350 A primari Scatto soglia primari 135042 A 5 costante di tempo 20 ms 5 sc inizio transitorio sullo 0 di tensione massima componente unidirezionale 3 600 A pri i 59 Scatt lia primari 25 60042 A 5 20 ms 5 inizio transitorio Senn BUE sullo 0 di tensione massima componente unidirezionale 4 240 A primari 5 0 A 596 Scatto soglia gt gt entro 430 ms 5 180 A primari Nessuno scatto 180 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 D 3 3 3 Prove di guasto monofase a terra La rete presa in considerazione a 20 kV Si tratta di guasti monofasi a terra con resistenza di guasto opportuna e ciascuna prova consiste nel fornire al SPG correnti primarie di fase oppure con la corrente omopolare nel caso di SPG con funzione di massima corrente omopolare correnti di fase oppure corrente omopolare tensioni di fase oppure te
305. gresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 3 Hz 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 3 Hz e verificare il non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta avente ricaduta oltre il tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 7 Hz Verificare l intervento della soglia restrittiva di minima freq
306. gruppi del medesimo Utente attivo e si ricavano le relative soluzioni le soluzioni consigliate sono quelle che soddisfano entrambi i criteri a e b Tabella 5 Soluzioni indicative di collegamento alle reti di distribuzione AT Potenza disponibile Antenna in cabina MW adiacente 10 20 20 50 50 100 Utenti passivi Potenza nominale Mw 10 20 20 100 100 200 Utenti attivi Legenda x soluzione consigliata nc casistica non considerata nella presente Tabella 1 Per potenza nominale dell Utente attivo si intende la somma delle potenze nominali di tutti i generatori installati 7 4 Schemi di connessione Nel presente paragrafo sono riportati gli schemi unifilari delle soluzioni standard di connessione Gli schemi sono di principio in quanto non rappresentano in maniera esaustiva tutte le apparecchiature necessarie alla pratica realizzazione della connessione Negli schemi tutte le apparecchiature funzionali alla connessione sono evidenziate con lettere maiuscole Il significato di ciascuna lettera riportato nelle legende che seguono Legende per tutti gli Schemi degli Utenti passivi 1 gli interruttori indicati con la lettera A le sbarre indicate con la lettera C e i sezionatori indicati con la lettera D sono necessari solo per Utenti con piu stalli 2 TV indicati con la lettera E non sono sempre necessari Possono essere sostituiti dai TV di sbarra indicati con la lettera B per Utenti con p
307. h si imposti il simulatore di rete in modo che la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore sia pari al 110 V Si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo entro 10 minuti dall istante di applicazione della sovratensione verificare che la potenza attiva erogata dal generatore sia stata ridotta senza brusche variazioni ad un valore non superiore al 20 della potenza nominale verificare che l apparecchiatura segnali la riduzione di potenza in atto registrando le modalit nel rapporto di prova si imposti il simulatore di rete ad un valore di tensione il 296 V inferiore alla soglia di attivazione dichiarata dal costruttore Si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo verificare che la potenza attiva erogata dal generatore si riporti al valore congruente con la potenza resa disponibile dalla sorgente primaria o quella simulata Con riferimento al metodo di prova su rete pubblica si veda il punto N 7 1 b si proceda come segue si colleghi il generatore eolico alla sorgente primaria simulata o si utilizzi la sorgente primaria reale nel caso di prove in impianto in tal caso deve essere disponibile una potenza almeno pari al 50 di P Si colleghi i terminali di uscita del generatore direttamente alla rete c a Siabiliti la funzione di riduzione della
308. he statiche meccaniche e strutturali ad es protezione dagli agenti atmosferici adeguate al loro impiego secondo quanto previsto dalle norme vigenti e dalle prescrizioni del Distributore Il locale ospitante i complessi di misura deve essere sempre accessibile all Utente ed al Distributore La posizione dei locali deve essere tale che le linee MT necessarie per la connessione possano essere costruite e manutenute nel rispetto delle vigenti norme sugli impianti e sulla sicurezza nonch sull inquinamento elettromagnetico La separazione in termini di responsabilit nell esercizio nella conduzione e nella manutenzione dei diversi locali deve essere ben individuabile sugli schemi planimetrici comunque responsabilit dell Utente mantenere adeguate nel tempo le caratteristiche di tutti i locali sopra citati La misura dell energia prelevata da un Utente in un punto di prelievo deve avvenire in prossimit del punto di connessione in MT attraverso trasformatori di tensione e di corrente di misura di competenza del Distributore non consentita l installazione di tali trasformatori di misura sull impianto BT dell Utente La misura dell energia immessa e prelevata da un Utente in un punto di immissione 52 deve avvenire in prossimit del punto di immissione in MT attraverso trasformatori di tensione e di corrente di misura di competenza dell Utente stesso come da Figura 8 Vedi delibera AEEG 5 04 182 06 e s m i locali di co
309. i stalli 38 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Utenti attivi 1 TV indicati con la lettera A sono necessari solo se gli interruttori indicati con B sono di parallelo 2 gli interruttori indicati con la lettera B e i sezionatori indicati con la lettera C sono necessari solo se l ADM unica 3 le sbarre indicate con la lettera E ed i sezionatori indicati con la lettera F sono necessari solo per Utenti con pi stalli 4 i TV indicati con la lettera G sono necessari solo se gli interruttori indicati con la lettera H sono di parallelo Possono essere sostituiti dai TV indicati con la lettera D solo per Utenti con pi stalli 5 gli interruttori indicati con la lettera H sono necessari per Utenti con pi stalli se non presente il DG a monte indicato con la lettera B Si noti che i sezionatori di terra indicati seguono il principio di permettere la messa a terra in sicurezza di tutte le possibili fonti di alimentazione e quindi non sono indicate le messe a terra sul posto di lavoro che sono regolate da apposite procedure Lo schema indicato nella Figura 3 fa eccezione al principio suddetto e pu essere adottato solo previo accordo con il Distributore tenendo comunque presente la necessit dell accesso all impianto di utenza per la connessione da parte del Distributore stesso in caso di messa a terra della linea AT 39 NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 7 4 1 Schemi unifilari per connessione in antenna M Puy LIN
310. i alternativi N 5 1 2 a Prova su simulatore a potenza ridotta purch il simulatore sia di taglia almeno pari a 30kW e il convertitore sia in grado di funzionare in modo stabile a questo livello di potenza Valgono le stesse considerazioni fatte in N 5 1 1 in merito alla sequenza di esecuzione della prova ed ai risultati attesi N 5 1 2 b Prova sul solo sistema di controllo tramite generatore di segnale in grado di simulare frequenza e tensione quest ultima con eventuale scalatura In genere questa prova pu essere effettuata solo a generatore convertitore in stand by e comunque non connesso alla rete Pertanto la prova in tali casi si limiter a registrare in una opportuna forma i segnali di abilitazione del generatore presenti sulle uscite del sistema di controllo oltre che il set point che determina la rampa graduale per la presa di carico a valle dell avviamento La prova deve essere integrata con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di tensione e frequenza previsto Tali prove addizionali sono finalizzate ad assicurare che anche il sistema integrato generatore controllo risulti comunque conforme alle specifiche richieste dalla norma 278 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 5 1 2 c Con generatore connesso alla rete in tal caso si proceder come in N 5 1 2 b imprimendo in sequenza ai morsetti di ingresso del sistema di controllo i
311. i capability data in Figura 15 89 In alternativa in base alle esigenze impiantistiche dell Utente tale secondo insieme di regolazioni potr essere implementato su un ulteriore rel 95 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 generatore in impianti di potenza superiore a 400 kW funzionamento con fattore di potenza regolabile compreso tra cosg 0 98 in assorbimento di reattivo e cosq 0 80 in erogazione di reattivo a potenza nominale Pn secondo la curva di capability data in Figura 15 Figura 15 Curva di capability tipica per un gruppo di generazione Legenda Sn potenza apparente nominale erogabile alla tensione nominale Un Pn limite di potenza meccanica b Generatori convenzionali asincroni generatori asincroni non autoeccitati possono in concomitanza con la immissione di potenza attiva assorbire dalla rete potenza reattiva con le seguenti limitazioni generatore in impianti di produzione con potenza nominale complessiva non superiore a 400 kW il funzionamento dei generatori deve essere consentito con fattore di potenza non inferiore a cosg 0 9 in assorbimento generatore in impianti di produzione con potenza nominale complessiva superiore a 400 kW il funzionamento dei generatori deve essere consentito con fattore di potenza non inferiore a 0 95 in assorbimento In entrambi i casi i limiti di cosg sopra indicati possono essere soddisfatti con l utilizzo di banchi di condensatori In tal caso
312. i con gli inverter e gli altri componenti del sistema il BOS Balance of System Components La composizione del sistema specifica per ogni singola applicazione tuttavia al fine di individuare e valutare le propriet elettriche che hanno rilevanza e impatto per la rete elettrica sufficiente caratterizzare il comportamento dei soli inverter La tipologia e il numero di moduli fotovoltaici installati nonch la loro configurazione in stringhe e sottocampi non ha praticamente influenza sul comportamento del sistema verso la rete di distribuzione Pertanto le verifiche sulle caratteristiche che hanno rilevanza per la rete possono essere effettuate utilizzando una sorgente DC a tensione variabile anzich una combinazione serie parallelo di moduli fotovoltaici Questa soluzione consente di svincolarsi dalla sorgente primaria e di ridurre notevolmente la complessit sia logistica che tecnica per la esecuzione in campo del protocollo di verifiche previsto e dettagliato nell Allegato N In questo allegato vengono fornite alcune indicazioni sui requisiti minimi per il dimensionamento di sorgenti DC idonee alla simulazione della sorgente primaria fotovoltaica affinch si possano effettuare tutte le prove previste in Allegato N garantendo che siano riprodotte con adeguata fedelt le propriet della sorgente reale che pi hanno influenza sul comportamento del convertitore nel funzionamento in parallelo con la rete elettrica La sorgente utilizz
313. i connessione e la potenza disponibile all Utente contenuto in Allegato F 32 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 In genere la potenza che possibile connettere in funzione del livello di tensione prescindendo dagli aspetti di qualit e continuit del servizio indicata nella Tabella 4 Tabella 4 Valori indicativi di potenza che possibile connettere sui differenti livelli di tensione delle reti di distribuzione Potenza Livello di tensione MW della rete z 0 1 BT BT 0 1 0 2 MT 0 2 3 Limite superiore elevato a 6 MW per MT impianti di produzione 3 10 MT Limite inferiore elevato a 6 MW per impianti di produzione AT 10 100 impianti di utilizzazione AT 10 200 impianti di produzione disturbi generati dall Utente e immessi nella rete sono valutati dal Distributore con modalit stabilite dalle relative norme tenendo conto di quanto precisato di seguito livelli di compatibilit sono normalizzati solo per le reti BT e MT Per le reti AT le guide tecniche di supporto alle normative forniscono dei livelli di pianificazione da intendere non come limiti assoluti ma come valori che consigliabile non oltrepassare per rispettare i livelli di compatibilit nelle reti di categoria inferiore limiti di emissione del singolo impianto disturbante devono essere fissati tenendo conto del livello di pianificazione adottato delle emissioni degli altri impianti Utenti gi
314. i connessione in accordo alle disposizioni vigenti in materia 36 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 e lo schema non deve diminuire la disponibilit della rete nella zona circostante al punto di connessione e deve consentire in caso di guasto all impianto dell Utente l esclusione dello stesso col minimo danno per la rete e lo schema deve prevedere l esclusione dell impianto dell Utente mediante apertura di uno o pi dispositivi di sezionamento in modo permanente o per lavori sulla rete o presso l Utente realizzata secondo le vigenti norme di sicurezza la funzione di sezionamento obbligatoria e deve escludere con sicurezza l impianto d Utente dal punto di connessione in generale per esigenze di manutenzione In ogni caso l elemento di impianto di utenza per la connessione pi prossimo all impianto di rete per la connessione deve essere un sezionatore allo scopo di permettere la manutenzione degli altri elementi dell impianto dell Utente senza dovere interessare il Distributore 7 2 1 Assenza di sbarre Lo schema dell impianto di rete presso l utenza con assenza di sbarre sulla rete AT adottabile nel solo caso di inserimento in antenna qualora alla linea d arrivo corrispondano le configurazioni di impianto Utente riportate negli schemi unifilari di Figura 2 e Figura 3 In particolare lo schema rappresentato nella Figura 2 ammissibile qualora l impianto Utente sia presidiato 24 ore al giorno in modo da consentire la
315. i cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 7 Hz e verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento H Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 214 NORMA TECNICA I lt CEI 0 16 2014 09 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 3 Hz e verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di
316. i dall esterno del quadro A tal fine possono essere utilizzate finestre di ispezione nello scomparto di arrivo linea Fatte le dovute valutazioni frequenza di tali interventi costi di apparecchiature affidabilit delle stesse in funzione delle soluzioni tecniche adottate ecc l Utente ha comunque piena facolt di adottare soluzioni diverse ad es apparecchi integrati o diverso posizionamento reciproco di sezionatore ed interruttore ma funzionalmente rispondenti alla presente Norma L interruttore deve essere tripolare simultaneo ed avere potere d interruzione adeguato alla corrente di cortocircuito della linea d alimentazione comunicato dal Distributore Le funzioni di protezione associate al DG sono dettagliate nel paragrafo seguente 8 5 12 Sistema di protezione associato al Dispositivo Generale 8 5 12 1 Criteri generali sistemi di protezione dell Utente e della rete devono e contribuire alla sicura individuazione degli elementi guasti del sistema elettrico ed alla loro conseguente esclusione per accelerare la diagnosi del disservizio e la ripresa del servizio e essere opportunamente coordinati La scelta del sistema di protezione dell Utente per gli aspetti rilevanti ai fini della rete di distribuzione deve essere effettuata seguendo le indicazioni del Distributore tenendo conto tra l altro dei seguenti aspetti e assetto delle protezioni in Cabina Primaria e caratteristiche dell impianto di rete presso l utenza de
317. i dar luogo la presente Norma possono essere affidate ad imprese appaltatrici In tal caso si raccomanda che le imprese appaltatrici delle suddette attivit siano qualificate da appositi Organismi all uopo costituiti Qualora ci avvenga opportuno che gli Organismi qualificatori che si propongono e le imprese che volessero qualificarsi presso gli stessi Organismi facciano riferimento alla Specifica tecnica costituita dal documento europeo CEI TS 50349 2007 Le procedure prescrizioni previste nella predetta Specifica Tecnica avranno carattere di orientamento e potrebbero essere adattate alle peculiarit delle diverse situazioni possibili in particolare in ragione della tipologia delle attivit cui si voglia partecipare e dell entit degli appalti cui si vuole accedere 5 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 e impianti di produzione comprendenti unit di produzione rilevanti connessi alle reti di distribuzione a questi impianti si applicano inoltre le regole tecniche stabilite dal Gestore per gli aspetti riguardanti il dispacciamento la misura la programmazione delle manutenzioni nonch per aspetti riguardanti i dispositivi di controllo e protezione 4 e reti interne di utenza come definite dalle vigenti disposizioni dell AEEG e reti di distribuzione nell ambito della realizzazione e del mantenimento della connessione tra reti di distribuzione La presente Norma si applica alle nuove connessioni applicazione integrale l
318. i della presente norma come eventualmente integrate dal Distributore e riportate nel Regolamento di Esercizio 239 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato F informativo Potenza di cortocircuito nel punto di connessione Il presente Allegato contiene informazioni utili alla valutazione del valore minimo di esercizio di potenza di cortocircuito presente in un particolare punto di una rete di distribuzione MT all atto della connessione di un cliente di potenza disponibile Pj In generale non esiste un unico valore minimo di potenza di cortocircuito per tutti gli Utenti delle reti di distribuzione in media tensione Il valore minimo di potenza di cortocircuito in un nodo dipende da diversi aspetti tra cui la potenza nominale dell Utente passivo e il suo profilo di assorbimento all avvio dei propri carichi In particolare i livelli di potenza di cortocircuito trifase minima di esercizio tipicamente attesi sulle reti di distribuzione MT sono dati nella tabella seguente S in rapporto alla potenza disponibile P dell Utente imponendo un limite del 596 alle variazioni rapide di tensione ammesse Tabella 26 S della rete in rapporto alla potenza disponibile P dell Utente reti MT Pa kW 100 250 630 1000 3000 Sec MVA 8 14 30 40 54 Max assorbimento istantaneo p u corrente nominale 4 2 8 2 4 2 0 9 valori riportati nelle Tabelle sono derivati da studi relativi al contenimento delle variaz
319. i domestici e Microonde 1 e Infrarossi 1 Forni industriali e ainduzione e e HF e UHF e Plasma e Arco Saldatrici e aresistenza e adarco 3 Motori e asincroni es per compressori e a velocit variabile Trasformatori Convertitori e ca cc e calcae ciclo convertitori Elettroerosione Lampade a scarica Televisori Radiologia Legenda SQ dissimmetrie e squilibri FT fluttuazioni di tensione flicker VT variazioni di tensione AR armoniche FS frequenze spurie RE radioemissione 1 se monofase 2 all inserzione quando la potenza non piccola rispetto a quella di cortocircuito della rete 3 se a controllo elettronico Tutti i carichi presenti sull impianto dell Utente se disturbanti devono rispettare le Norme CEI che regolamentano i disturbi condotti e indotti sulla rete cui essi sono collegati al fine di non introdurre degrado alla qualit del servizio della rete disturbi massimi che possono essere immessi nella rete sono indicati dal Distributore tenendo conto dei margini disponibili nella zona di rete interessata e riguardano e variazioni di tensione lente e rapide e fluttuazioni di tensione flicker e armoniche e squilibrio delle fasi 21 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per la definizione di queste grandezze il riferimento n
320. i impiego di TA non lineari In questo paragrafo si considerano TA che possono incorrere in saturazione nel campo di correnti di interesse ma il cui segnale secondario comunque correttamente interpretato da una generica PG ai fini della presente Norma ci si riferir a tali TA come TA non lineari C 2 1 2 1 Verifiche per TA non lineari Nel caso di impiego di TA non lineari non sono previste verifiche ulteriori rispetto a quelle riportate in C 2 1 Sono invece previste le prove funzionali di seguito riportate C 2 1 2 2 Prove per accertare il corretto accoppiamento PG TA non lineari In questi casi va caratterizzato sia il segnale secondario del TA affetto da saturazione sia la capacit di una PG di trattare correttamente tale segnale tale capacit deve essere accertata tramite opportune prove effettuate sulla PG stessa II metodo di seguito esposto prevede l applicazione di correnti di prova alla PG che riproducono le forme d onda tipiche di segnali di corrente erogati da TA con condizioni di funzionamento non lineari Ovviamente tali segnali di corrente oltre ad essere funzione della corrente di fase MT dipendono dalle caratteristiche del TA e del circuito secondario del TA stesso che comprende l avvolgimento secondario del TA l ingresso della PG e i cavi di collegamento Il metodo di prova specificato di seguito ha lo scopo di consentire l economica ripetizione delle prove per diversi tipi di TA 3 I dati tra parentesi si
321. i massima tensione residua 224 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 J 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 49 7 Hz verificando il non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua avente ricaduta prima del tempo di intervento 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 50 3 Hz Nel caso di tensione residua calcolata il sistema di prova cui riferirsi quello di Fig 1 V 1E Z 4 U12 1V Z 30 V 0 94E Z 122 U23 1V Z 90 V 1 06E Z 118 Us 1V Z amp 150 Vros 0 2 Va Vres 0 2V E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 21V V 0 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivaz
322. i misura Parte 1 trasformatori di corrente TA che resta valida fino al 2015 10 23 e sostituita dalla Norma CEI EN 61869 2 2012 6 Norma CEI EN 60044 2 Trasformatori di misura Parte 2 trasformatori di tensione induttivi TV che resta valida fino al 2014 08 17 e sostituita dalla Norma CEI EN 61869 3 Per i trasformatori di tensione capacitivi la Norma CEI EN 60044 5 resta valida fino al 2014 08 17 e sostituita dalla CEI EN 61869 5 7 Norme armonizzate CEl EN serie 50470 ove richiesta la conformit alla Direttiva 2004 22 CE 31 marzo 2004 del Parlamento europeo e del Consiglio tale riferimento pu essere in tal caso alternativo alla Norma indicata ai punti 2 e 3 relativamente alla misura di energia attiva 8 Norma CEI 13 4 Sistemi di misura dell energia elettrica Composizione precisione e verifica Per i sistemi di misura gi in esercizio ammessa una scelta dei singoli componenti con precisione diversa da quella indicata purch la precisione complessiva del sistema per la misura dell energia attiva risulti almeno equivalente all indice di classe 1 5 e per la misura dell energia reattiva all indice di classe 2 5 secondo i criteri indicati nella Norma CEI 13 4 TA e TV di misura devono essere dotati di avvolgimenti secondari dedicati esclusivamente alla connessione del contatore e di eventuali componenti accessori vietato il cablaggio di ulteriori circuiti per i sistemi di protezione a tali avvolgime
323. i normali con massima generazione MT e corrente di cortocircuito massima di esercizio sulla rete AT 5 2 1 5 Corrente di cortocircuito trifase minima di esercizio Valore minimo della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nel funzionamento della rete in condizioni normali con minima generazione sulla rete MT e corrente di cortocircuito minima di esercizio sulla rete AT 5 2 1 6 Corrente di cortocircuito trifase minima convenzionale Valore minimo convenzionale della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nell assetto che prevede le normali misure di controalimentazione assenza di generazione sulla rete MT e corrente di cortocircuito minima di esercizio sulla rete AT 5 2 1 7 Correnti di guasto monofase a terra e tempo di eliminazione del guasto valori massimi attuali delle correnti di guasto monofase a terra e del tempo di eliminazione della corrente di guasto a terra devono essere dichiarati dal Distributore all Utente sulla base dei parametri di rete e consentono di definire il dimensionamento degli impianti di terra secondo quanto previsto dalla Norma CEI 99 3 13 Nel seguito della presente Norma si far riferimento ai suddet
324. i parametri 80 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 facolt dell Utente implementare valori di regolazione minori ovvero soglie in corrente pi ridotte e o tempi di intervento pi brevi qualora le caratteristiche del proprio impianto lo richiedano Al fine di garantire che guasti all interno dell impianto dell Utente vengano selezionati dal SPG dell Utente stesso dando luogo al limite ad una sola richiusura rapida da parte dell interruttore in testa alla linea MT o lungo la linea MT del Distributore deve essere assicurata sempre e comunque la piena funzionalit dello stesso SPG secondo le regolazioni fornite dal Distributore Le regolazioni minime per le varie funzioni protettive di seguito elencate si applicano alla generalit degli Utenti per Utenti con potenza impegnata superiore a 3 MW prevista la possibilit di concordare con il Distributore regolazioni differenti compatibilmente con le necessit di esercizio e con le caratteristiche della rete di distribuzione 8 5 12 3 1 Protezione di massima corrente di fase I valori di regolazione minimi comunicati dal Distributore all Utente circa la protezione di massima corrente di fase sono di seguito riportati e prima soglia gt attivazione opzionale valore e tempo di estinzione da concordare con il Distributore e seconda soglia gt gt valore 250 A tempo di estinzione della sovracorrente 500 ms e terza soglia gt gt gt valore 600 A tempo di e
325. i potenza del 1096 P a partire dal 20 Pn fino al 10096 P In alternativa la sorgente DC viene impostata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova e si agir su quest ultimo per definire i livelli di potenza a cui effettuare i rilievi del cosg per tracciare la curva cosp f P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Verifica della curva standard di erogazione Q f V La sorgente DC viene regolata sul campo di funzionamento del generatore in prova per gradini di potenza del 10 Pn a partire dal 20 P fino al 10096 P Inoltre dovr essere possibile regolare la potenza a valori appena al di sotto del 20 P per la verifica della funzione di lock in in potenza e al di sotto del 5 P per verificare il limite di lock out In alternativa la sorgente DC viene impostata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova e si agir su quest ultimo per definire i livelli di potenza a cui effettuare i rilievi della potenza reattiva per tracciare la curva Q f V Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova 328 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Q 3 5 Verifica dei requisiti costruttivi ci
326. i potenza reattiva erogata pari al limite massimo cosg 0 90 in assorbimento di reattivo si riduca la tensione c a portandola ad un valore inferiore alla soglia di lock in e leggermente superiore alla soglia di lock out ad esempio 1 01 V oppure su rete alla tensione V si aumenti il parametro di Lock out affinch sia leggermente inferiore al valore attuale della tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore p es 0 99 V portando contemporaneamente il valore del parametro di Lock In al suo livello di default pari a 1 05V verificando che la potenza reattiva rimanga agganciata al valore limite massimo Questo serve a verificare che una volta superato il valore di tensione critico di Lock In il generatore permane in modalit di erogazione della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard mantenendo questo comportamento per tutti i valori di tensione di uscita superiori alla soglia di Lock Out soglia di default impostata a Va 290 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 K A questo punto partendo dalle condizioni finali di cui al punto precedente si pu completare la sequenza riducendo ulteriormente la tensione c a o innalzando ulteriormente la soglia di Lock Out fino a farla scendere al di sotto del valore impostato per la soglia di Lock Out p es portando Vca a 0 99 V su rete simulata o innalzando la soglia di Lock out a 1 01 il valore attuale della tensione ai morsetti di uscita del generatore nel
327. i un segnale di corrente pari a 1 2 volte il valore della soglia di massima corrente riportato al secondario dei TA di fase per cui previsto lo scatto istantaneo all ingresso amperometrico di fase del rel e rilievo dell istante di applicazione del segnale medesimo mediante opportuno strumento di misura prova 1 La durata del segnale da applicare deve essere non superiore a 100 ms Prova 2 Applicazione di un segnale di corrente pari a 1 2 volte il valore della soglia di massima corrente omopolare riportato al secondario del TO per cui previsto lo scatto e rilievo dell istante di applicazione del segnale medesimo mediante opportuno strumento di misura prova 2 In particolare verifica della soglia o gt regolazione della soglia b gt lo 2 A ritardo intenzionale nullo regolazione soglia lo gt gt lo 70 A oppure 1 4 volte il valore richiesto dal Distributore ritardo intenzionale nullo valore del segnale da applicare 1 2 2 A valori primari durata del segnale da applicare non superiore a 100 ms verifica della soglia o gt gt regolazione della soglia b gt lo 2 A ritardo intenzionale 380 ms regolazione soglia gt gt lo 70 A oppure 1 4 volte il valore richiesto dal Distributore ritardo intenzionale nullo valore del segnale da applicare 1 2 70 A valori primari durata del segnale da applicare non superiore a 100 ms
328. ia restrittiva di minima frequenza Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 1 Hz e verificare il non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni d
329. ianti e dei processi di produzione di energia elettrica devono essere riportate negli accordi complementari e nelle apposite sezioni del presente documento 13 2 1 Schema unifilare Lo schema unifilare deve rappresentare accuratamente i circuiti e le loro connessioni per l intero impianto di utenza per la connessione Sullo schema unifilare devono essere rappresentate tutte le apparecchiature cosi come posizionate in impianto e i collegamenti a tutti i circuiti in bassa tensione ed esterni Lo schema unifilare deve recare inoltre nomi numerazioni e caratteristiche nominali principali di tutto il macchinario e di tutte le apparecchiature presenti in impianto Se nell impianto di utenza per la connessione sono presenti apparecchiature in involucro metallico con compartimenti in pressione e riempiti di gas SF6 tale circostanza deve essere chiaramente indicata sullo schema stesso evidenziandone la compartimentazione 13 2 2 Schemi funzionali del Sistema di Comando Controllo e Protezione Per ciascuno stallo dell impianto di utenza per la connessione l Utente deve redigere e uno schema funzionale anche semplificato che documenti le logiche fondamentali di protezione gli interblocchi e le relazioni tra le funzioni di automazione e di protezione e uno schema o una lista dei segnali logici ed analogici disponibili per il monitoraggio 13 2 3 Descrizioni tecniche manuali e dati di collaudo Per ciascuna tipologia di apparato e di componen
330. iazioni di assetti per lavori purch si preveda il ripristino delle precedenti condizioni di esercizio una volta avvenuta la riparazione dei guasti o completati i lavori Non sono altresi da considerare situazioni derivanti da disaccordi dell eventuale sistema di compensazione per i quali sia previsto il ripristino delle condizioni normali di compensazione ad es tramite nuovo accordo manuale sulle bobine fisse adeguamento del sistema di compensazione in caso di corrente di guasto monofase a terra eccedente il campo di regolazione delle bobine in funzione del grado di compensazione adottato ecc Per quanto riguarda la corrente di guasto per variazione significativa e permanente si intende una variazione stabile ad es aumento dell estensione delle parti in cavo in reti a neutro isolato oppure in reti a neutro compensato per le quali non si preveda l accordo manuale dell eventuale bobina fissa entro tempi ragionevoli aumento dell estensione delle parti in cavo in reti a neutro compensato con bobina fissa o mobile tale da eccedere il campo di regolazione della bobina corretto in funzione del grado di compensazione adottato e per le quali non si preveda l adeguamento del sistema di compensazione entro tempi ragionevoli aumento della tensione di esercizio della rete etc della corrente effettiva di guasto monofase a terra superiore al valore gi comunicato all Utente Co Per quanto riguarda il tempo di intervento per variazione significativa
331. icare l intervento della soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 49 7Hz e verificare l intervento della soglia restrittiva di minima frequenza L Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua avente ricaduta oltre il tempo di intervento 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 50 3 Hz V 2IE Z 4 4 U12 1V Z 30 V 0 94E Z 122 U23 1V4Z 90 V 106E Z 118 Usi 1V Z 4 150 Vres 0 2Vn Vres 0 2 Vn E tensione nominale stellata Vn tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 1V V 20 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verificare l intervento della so
332. icate per quanto possibile le Norme della serie IEC 60255 1 e correlate C 2 4 1 Prescrizioni funzionali per la protezione di massima corrente di fase Il rel deve prevedere una protezione di massima corrente almeno a tre soglie temporizzabili in esecuzione almeno bipolare Ciascuna soglia deve poter essere esclusa in modo indipendente dalle altre Le caratteristiche delle suddette protezioni sono di seguito elencate Tempo base di intervento pari alla somma del tempo di misura della protezione e del tempo di emissione del comando di scatto per grandezze d ingresso pari a 1 2 volte il valore d intervento tarato deve essere per tutte le funzioni di seguito indicate minore o uguale a 50 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base d intervento pi l eventuale ritardo intenzionale Campi di regolazione la corrente nominale In della PG deve essere compatibile con i dispositivi di acquisizione delle grandezze primarie campi di regolazione previsti sono di seguito riportati i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili i valori sono in percentuale della corrente nominale della PG 11 campi di regolazione indicati in valori secondari sono calcolati nell assunzione di impiegare TA di fase con correnti primarie da 100 A a 600 A Qualora la PG dovesse essere impiegata con TA di corrente nominale primaria al di fuori
333. icazione della curva caratteristica Q f V si procede come di seguito A Si colleghi il convertitore alla sorgente primaria o alla sorgente simulata e in uscita direttamente alla rete c a oppure tramite un simulatore di rete purch questo consenta il funzionamento a piena potenza del generatore e la regolazione della tensione ai morsetti di uscita c a nel campo compreso tra 0 9 V e 1 1 V B Si abiliti la funzione di regolazione secondo la curva standard di cui alla Fig 21 agendo sul convertitore in base alle indicazioni fornite dal costruttore C Si imposti il simulatore di rete in modo che la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore sia pari a 1 07 V e la sorgente c c in modo che la potenza attiva erogata in uscita sia inferiore a 0 2P quindi inferiore al valore di Lock In che abilita la regolazione secondo la curva Q V alternativamente si imposti l inverter con potenza inferiore a 0 2P e si regoli il valore di V1s 1 01V e di V2s 1 03V questo nell ipotesi che la tensione di rete sia pari a V4 altrimenti si dovranno impostare valori del 101 e del 103 del valore attuale misurato in uscita al convertitore rispettivamente per V1s e per V2s D Si misuri la potenza attiva e la potenza reattiva come medie a 1 sec riportando questi valori in una tabella vedi esempio in Tab 31 e in un grafico analogo a quello di Fig 21 per la potenza reattiva E Si ripeta la misura di cui al punto d precedente aumentan
334. idale conforme alla Norma CEI EN 60044 1 inserito come sommatore delle tre correnti di fase 3 92 TV I Trasformatori trasduttori di tensione di tipo induttivo conforme alla Norma CEI EN 60044 2 3 93 TV NI Trasformatori trasduttori di tensione non induttivi impiegabili sulle reti MT a loro volta distinguibili in e TV NI conformi alla Norma CEI EN 60044 7 e altri TV NI 3 94 Unit di consumo Insieme di impianti elettrici per il consumo di energia elettrica connessi alla rete anche indirettamente tali che i prelievi di energia elettrica da parte di tali insiemi siano misurabili autonomamente 3 95 Unit di consumo non rilevanti Tutte le Unit di consumo non rientranti nella definizione di Unit di consumo rilevanti 3 96 Unit di consumo rilevanti Unit di consumo i cui programmi di prelievo risultano rilevanti tenendo conto della potenza disponibile della medesima e dei limiti della capacit di trasporto ai fini della previsione da parte del Gestore del fabbisogno di risorse per il dispacciamento 3 97 Unit di produzione generazione Insieme di impianti elettrici per la produzione di energia elettrica connessi alle reti di distribuzione anche per il tramite di linee dirette o di reti interne d utenza tali che le immissioni di energia elettrica relative a tale insieme siano misurabili autonomamente 17 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 98 Unit di produzione non rilevanti Tutte le Unit di pro
335. il tempo necessario affinch si stabilizzi la temperatura interna al convertitore Si verifichi che per almeno 1 minuto la corrente attraverso l interruttore CB sia inferiore al 2 96 della corrente nominale Il valore misurato va riportato nel test report Quindi aprire il contattore CB e chiudere il contattore CB in modo coordinato e istantaneo a meno della differenza sui tempi di apertura e chiusura La resistenza di zavorra attenua i transitori elettrici sull uscita dell inverter ed impedisce che l inverter si scolleghi dalla rete Lo spegnimento del generatore o l intervento delle protezioni possono avvenire solo a valle della completa chiusura del contattore CB Vanno effettuate 2 prove con angolo di sfasamento alla chiusura rispettivamente pari a 180 ed a 90 A tal fine il gruppo vettoriale del trasformatore TR va riconfigurato in modo opportuno Nel test report vanno indicati l angolo fra le 2 tensioni misurate con uno strumento avente errore di 1 la corrente del generatore a seguito della chiusura rilevata su una finestra temporale che decorre da 20 ms prima ad almeno 200 ms dopo il salto di fase della tensione di rete 322 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato N bis normativo Prove sui sistemi di accumulo Le informazioni contenute in questo Allegato sono allo studio 323 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato O informativo Controllore centrale di impianto Le informazioni c
336. ile a questo livello di potenza Il sistema di generazione viene alimentato con i valori di tensione e frequenza tali da evidenziarne il corretto funzionamento nel campo di richiesto di tensione e frequenza N 4 2 Tutte le rimanenti tipologie di generatori Per le rimanenti tipologie di generatori devono essere eseguite prove utilizzando metodi analoghi a quelli riportati in N 4 1 1 e N 4 1 2 Qualora il Costruttore attesti la impossibilit di eseguire le suddette prove potr in subordine produrre adeguata documentazione basata su test o simulazioni che dimostri la rispondenza del generatore ai requisiti riportati in N 4 N 5 Verifica delle condizioni di sincronizzazione e presa di carico N 5 1 Verifica delle condizioni di sincronizzazione La prova ha lo scopo di verificare che il dispositivo di controllo del generatore abiliti il parallelo e la sincronizzazione alla rete SOLO quando sono verificate entrambe le seguenti condizioni tensione di rete stabilmente compresa tra 90 e 110 di Un frequenza compresa tra 49 90Hz e 50 10Hz regolazione di default campo di regolazione compreso tra 49 Hz e 51 Hz tempo minimo di permanenza di tensione frequenza nei limiti di cui sopra prima di abilitare il parallelo pari a T 30s nei casi di partenza degli impianti oppure alla riconnessione dopo una manutenzione e in generale alla ripartenza dopo una disconnessione non dipendente dall intervento delle protezioni SPI T 300s
337. ilit di regolare il rel con il TO associato in modo da coprire i seguenti campi di grandezze primarie I0 da 1 A a 10 A 159 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Gli errori limite per le grandezze sono voltmetrico lt 5 amperometrico lt 5 variazione dell errore limite lt 3 errore d angolo 3 tempo di ricaduta 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 20 ms variazione dell errore limite 1 596 10 ms L assorbimento del circuito amperometrico lt 0 2 VA l assorbimento del circuito voltmetrico lt 1 VA L eventuale commutazione da direzionale di terra a 51N per i motivi esposti in 8 4 1 deve avvenire entro 1 s Entro pari tempo deve essere ripristinata la funzionalit 67N al ritorno delle condizioni previste in 8 4 1 C 2 4 4 Prove con arco intermittente La rete presa in considerazione a 20 kV estensione tale da fornire 300 A capacitivi con l esercizio del neutro e le caratteristiche dell arco intermittente indicate in Tab 4 e in Tab 5 Per i transitori di guasto in presenza di arco intermittente vengono fornite le tensioni di fase o tensione omopolare correnti di fase o corrente omopolare da considerare La modellizzazione dell arco utilizzata relativamente semplice consiste in un guasto che innescatosi per una tensione fase terra di opportuno valore mantiene una certa resistenza per una parte di ciclo tale resistenza poi fatta cresce
338. ilizzata al valore di U la tensione Um ha un andamento transitorio con legge quadratica come evidenziato nella Fig 37 ed il tempo necessario per raggiungere il valore finale di U pari a 600 s 336 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 o ni A oe d Wu Si W ou Y Pide d jog 1 T cp pm PARE et a dl e A MAA ARMA AAA ATA SARA AAA EA Je ica Boroli ca rl ppm Alis al rei leed valli Mica alo e deal cale rd lo fiere pat m ARANA AAA a e qp quom du salis Es rai rfi sr vali Diga eds iii ali reni Ets pi Fio nali a vee caffe it e o ati so Ss e dl ls lis dd la IET Y ls ll bp 1 1 7 9 4 n 4 1 5 9 8 FT a a e al U Um p u Un 200 0 100 0 0 0 100 0 200 0 300 0 400 0 500 0 600 0 Figura 21 Andamento della tensione Um l tempo di avviamento della soglia dipende fortemente dal valore iniziale e finale della tensione d ingresso Con una regolazione della soglia U gt pari a 1 1 Un nelle figure seguenti si riportano a titolo esemplificativo l andamento nel tempo della misura Um a fronte di una variazione a gradino della tensione d ingresso U e nella Fig 38 con valore iniziale 0 9 U gt 0 9x1 1 0 99 Un e valore finale 1 1 U gt 1 1x1 1 Un 1 21 Un e nella Fig 39 con valore iniziale 0 e valore finale 1 1 U gt 1 1x1 1 U 1 21 Un Le figure evidenziano inoltre i tempi di avviamento ed intervento 1 4 1 2 j Um z U gt 2 A 5
339. ilizzino TV I a monte del DG o dei TA di fase essi dovranno essere protetti lato MT con un IMS combinato con fusibili In lt 6 3 A a protezione del primario dei TV Se posizionati a valle di DG e TA di fase non vi sono vincoli circa la protezione primaria dei TV medesimi A prescindere dalla posizione della terna di TV e lintervento di eventuali fusibili primari a protezione dei TV I per la misura della tensione concatenata determiner lo scatto del SPI per intervento della protezione di minima tensione 27 e intervento di eventuali fusibili primari a protezione dei TV per la misura della tensione residua deve determinare l apertura del DDI L eventuale protezione del secondario dei trasduttori di tensione per la misura delle tensioni di fase e o concatenate MCB fusibili ecc determiner lo scatto del SPI per intervento della protezione di minima tensione 27 L eventuale protezione del secondario dei TV I stella triangolo aperto per la misura della tensione residua MCB Miniature Circuit Breakers fusibili ecc deve determinare l apertura del DDI Il collegamento tra la Pl e i TV I installati sul lato MT per la misura della tensione residua Vo dovr essere realizzato con le modalit elencate nel seguito e Sela PI ei TV I risiedono all interno dello stesso locale cabina per la connessione tra i due quadri sufficiente utilizzare un cavo bipolare twistato e schermato di sezione adeguata gt 1 5 mm Se la PI e i TV I n
340. ilo tensione tempo della caratteristica FRT comprenda almeno tutti i punti della zona di distacco non ammesso riportata in Fig 24 ovvero le prove siano effettuate utilizzando sequenze di test di ampiezza e durata almeno pari a quelle previste in Tab 33 In genere questo possibile senza alterare il protocollo di test previsto in IEC 61400 ed FGW TR3 ad eccezione delle due sequenze con tensione residua di ampiezza minima sequenze 1s e 1a in Tab 33 per le quali la FGW prevede una durata minima del gradino di tensione pari a 150ms anzich 200ms in quanto la curva di LVFRT capability utilizzata in conformit alla BDEW 2008 regole di connessione dei generatori a linee MT in Germania prevede una zona a tensione minima 0 0596V non superiore a 150ms A questo proposito qualora siano soddisfatti i requisiti di congruenza riportati in precedenza in merito alla durata e profondit dei buchi di tensione simulati eventuali test report emessi da laboratori accreditati alla esecuzione delle prove secondo le procedure stabilite nelle suddette normative in particolare i laboratori accreditati EN ISO IEC 17025 alle procedure FGW TR3 potranno essere utilizzati per la dichiarazione di conformit ai presenti requisiti La dimostrazione analitica dei valori specificati in Tab 41 riportata a titolo informativo in Allegato R 315 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 N 8 5 OVRT modalit di esecuzione e registrazione delle prove
341. ima frequenza 81 lt S1 con sblocco voltmetrico e massima frequenza 81 gt S2 e minima frequenza 81 lt S2 198 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 e funzione di sblocco voltmetrico basata sulle funzioni massima tensione residua 59VO sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 812 51 e 81 lt S1 massima tensione di sequenza inversa 59Vi sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 812 51 e 81 lt S1 massima tensione di sequenza diretta 27Vd sblocco voltmetrico per attivazione delle soglie restrittive 812 51 e 81 lt S1 e una funzione di elaborazione del segnale di telescatto e una funzione di autodiagnosi e eventuali trasduttori finalizzati alla acquisizione dei segnali di tensione e un circuito di apertura del dispositivo di interfaccia e un sistema di alimentazione ausiliario che in assenza della tensione principale consenta il suo funzionamento per almeno 5 s sistema di alimentazione ausiliario deve essere opportunamente dimensionato per consentire in assenza dell alimentazione principale il funzionamento del SPI la tenuta in chiusura del DDI e dell eventuale dispositivo di comando per il rincalzo almeno per il tempo sopra definito il modem GSM GPRS necessario per il teledistacco e dell eventuale interfaccia e una funzione di rilevazione dello stato di aperto chiuso del DDI opzionale e una funzione di controllo della continuit delle connessioni
342. imarie e o secondarie Prova funzione direzionale di terra Regolazione rel soglia 67N S1 Us 5 lo 2 A primari settore di intervento 61 250 Tin 380 ms soglia 67N S2 U 2 lo 2 A primari settore di intervento 50 130 Tin 100 ms soglia o pari a 150 A primari Tin 100 ms 154 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tensioni e correnti di prova sono riportate nella seguente Tab 3 Tabella 3 Elenco prove per TA omopolari non automaticamente idonei PG direzionale di terra Prova Tensione Corrente Corrente Costante Fase tensione4 Scatt Massimo Fase omopolare omopolare unidirezionale di tempo corrente o tempo di misurata primaria primaria primaria omopolare intervento da SPG secondaria ms 1 6 50 A 596 500 x J2 A 590 150 ms 240 67S 1 530 3 225 255 2 6 2000 At5 30 lo gt 100 3 3 6 2 5 A 15 240 675 1 380 3 233 247 4 6 1 8 Ax596 240 NO 5 4 96 2 5 At5 240 NO 6 6 2 5 At5 260 NO 7 2 8 140 A 5 90 675 2 100 3 83 97 8 2 8 96 2 5 A 45 90 675 2 100 3 83 97 9 1 2 5 At5 90 NO 10 1 96 140 At5 90 NO 11 1 160 At5 90 lo 100 7396 12 2 8 96 160 At5 30 lo 100 7396 13 1 350 A 5 30 lo 100 7396 14 2 8 2 5 At5 40 NO 15 2 8 2 5 At5 60 675 2 100 3
343. imentatore interno alla protezione in caso di caduta della tensione dell alimentazione principale arrivi alla condizione di spento senza malfunzionamenti o necessit di reset manuale successivo 30 Si intende che al ritorno dell alimentazione il rel effettui il controllo sui parametri di rete tensione frequenza prima di consentire la richiusura del DDI 31 Perle reti esercite a tensioni diverse le regolazioni della SPI devono essere riferite alla tensione di esercizio 199 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 3 1 Protezione di minima tensione concatenata 27 La protezione di minima tensione deve controllare le tre tensioni concatenate logica OR a due soglie di intervento Le tensioni concatenate possono essere misurate direttamente oppure ricavate dalle tensioni di fase qualora si utilizzino TV NI campi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia 27 81 0 20 1 00 V regolabile con passo di 0 05 V Tempo di intervento 27 81 0 05 5 s regolabile con passo di 0 05 s Soglia 27 82 0 05 1 00 V regolabile con passo di 0 05 V Tempo di intervento 27 82 0 05 5 s regolabile con passo di 0 05 s E 3 2 Protezione di massima tensione concatenata 59 La protezione di massima tensione deve controllare le tre tensioni concatenate logica OR a due soglie di intervento Le tensioni concatenate possono essere misurate direttamente oppure ricavate dalle tensioni di fase qualora si utilizzino TV NI c
344. imo livello raggiunto in precedenza P 0 6 P si aumenti la tensione del simulatore affinch questa sia pari a 1 06 V4 superiore al limite critico V 1 05 V4 In alternativa per il sistema connesso direttamente alla rete si riduca sia il valore del parametro di lock out che quello di lock in al di sotto del valore attuale della tensione di rete p es portandoli rispettivamente a 0 95V e 0 99V nel caso in cui la tensione disponibile sia pari a Va Si ripeta la misura di cui al punto d precedente aumentando la potenza attiva erogata a scaglioni del 10 96 della potenza nominale dal 60 P fino al 100 P sempre con tensione c a letta ai morsetti di uscita superiore a V 1 05 V nel caso di utilizzo del simulatore o V lock In pari a 0 99V essendo V la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore qualora collegato alla rete pubblica Si trascrivano nella tabella i valori della potenza attiva potenza reattiva e del cose rilevati durante le misure effettuate ai 5 livelli di potenza attiva erogata dal 60 96 al 100 della potenza nominale In queste condizioni essendo la tensione c a ai morsetti di uscita superiore a 1 05 V 0 99V nel caso di collegamento alla rete con tensione almeno pari a Vn il generatore statico deve attivare l erogazione della potenza reattiva seguendo la curva caratteristica standard Con generatore in piena erogazione di potenza attiva tensione c a di uscita superiore al 105 V o 0 99 V e quind
345. impianto rilevanti ai fini dell affidabilit e della continuit del servizio della rete quali ad esempio macchine apparecchiature o sistemi di controllo devono essere fornite da costruttori operanti in regime di qualit secondo ISO 9001 Vision 2000 e s m i Tutti gli apparati e tutti i circuiti primari e secondari devono presentare caratteristiche di funzionamento e sovraccaricabilit permanente e transitoria corrispondenti alle caratteristiche nominali e alle correnti massime di cortocircuito della rete nei siti di connessione Per la particolare importanza associata al Dispositivo Generale cui sono delegate le funzioni di intervento selettivo in caso di guasto interno alla rete di Utente le relative prescrizioni sono contenute nel successivo paragrafo dedicato 7 5 11 Dispositivo Generale Il Dispositivo Generale deve rispondere alle prescrizioni contenute in 7 5 3 1 Le funzioni di protezione associate al DG sono dettagliate nel paragrafo che segue 50 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 7 5 12 Sistema di protezione associato al Dispositivo Generale 7 5 12 1 Criteri generali sistemi di protezione dell Utente e della rete devono e contribuire alla sicura individuazione degli elementi guasti del sistema elettrico ed alla loro conseguente esclusione per accelerare la diagnosi del disservizio e la ripresa del servizio e essere opportunamente coordinati e essere monitorati ai fini dell accertamento del comportam
346. imul rete gr elettrogeno rete pubblica prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica VOINDAL VINHON 60 4Y10Z 91 0 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le prove qualora effettuate in ambiente di laboratorio dovranno essere eseguite sul dispositivo nelle condizioni di riferimento della Tab 27 Tenuto conto della taglia dei generatori utilizzati per impianti connessi in MT delle caratteristiche della sorgente primaria e della difficolt di effettuare prove in ambienti le cui condizioni climatiche siano controllate sono ammesse deviazioni rispetto ai valori di riferimento riportati in Tab 27 purch opportunamente documentate nel rapporto di prova Qualora le prove siano effettuate in campo nelle condizioni ambientali reali di utilizzo dei generatori non possibile garantire la stabilit e uniformit delle condizioni ambientali nell ambito della stessa prova tra prove effettuate in sequenza ovvero cosi come tra prove diverse effettuate sullo stesso generatore o su generatori diversi realizzate in luoghi e intervalli temporali differenti Per tutti questi casi vale quanto riportato in precedenza Il rapporto di prova dovr riportare il valore medio delle grandezze di influenza riportate in Tab 27 rilevato durante l intervallo temporale di osservazione per ciascuna prova Tabella 27 Condizioni di riferimento per la esecuzione delle prove in labor
347. ini dei servizi di rete Potenza apparente massima a cui un unit di generazione inverter nel caso di impianti FV ed eolici FC pu funzionare con continuit per un tempo indefinito a tensione e frequenza nominali 9 7bis Ai fini della prestazione dei servizi di rete potenza reattiva il generatore inverter nel caso di impianti FV ed eolici FC deve essere in grado di scambiare con la rete una Q non inferiore a S sendo In queste condizioni la massima potenza attiva erogabile nel funzionamento a potenza nominale Sn pari a Sn cos n Le eventuali richieste di potenza reattiva hanno quindi priorit rispetto all erogazione della potenza attiva e saranno attuate limitando all occorrenza la potenza attiva scambiata valori di cose sono quelli definiti nelle curve di capability par 8 8 5 3 12 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 54 Programmazione dell esercizio Insieme di attivit che consentono di assicurare la copertura ottimale del fabbisogno in energia ed in potenza con prefissati livelli di rischio e di qualit 3 55 Protezione di Interfaccia PI Insieme di protezioni utilizzate per il monitoraggio dei parametri di frequenza e di tensione della rete del Distributore La PI richiesta nel caso di impianti produttori eserciti in parallelo con la rete del distributore e agisce sul DDI tramite rel a logica positiva ossia eccitati con paramenti della rete all interno dei limiti prefissati e in condizioni
348. internamente al rel secondo uno dei seguenti metodi e Vd 1 3 V1 aV2 a2V3 a tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase espressa in funzione di tre tensioni di fase misurate direttamente e Vi 1 3 V1 a2V2 aV3 b tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase espressa in funzione di tre tensioni di fase misurate direttamente oppure e Ud 1 3 U12 aU23 a2U31 c tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate calcolate e Vi 1 3 U12 a2U23 aU31 d tensione di sequenza inversa della terna di tensioni concatenate calcolate La misura della tensione residua funzione 59 Vo utilizzata sia per scatto con ritardo intenzionale che come avviamento per funzione 81 V deve avvenire ricostruendo la stessa all interno della Pl a partire dalle 3 tensioni di fase 116 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Caso C misura diretta delle tensioni concatenate in BT e n 3 TV NI fase terra o 3 TV I stella triangolo aperto in MT per misura di tensione residua La frequenza funzioni 81 deve essere misurata dalle tensioni BT concatenate Qualora si utilizzino pi grandezze di misura gt 1 concatenata lo scatto deve essere previsto e in caso di minima frequenza considerando il valore minore di frequenza misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore maggiore di frequenza misurato La soluzione per la misura della frequenza a scelta del costruttore La misura delle
349. interponendo in parallelo tra il convertitore e i morsetti di ingresso al simulatore un carico resistivo trifase bilanciato di potenza pari o leggermente superiore a quella del convertitore purch l eccedenza non superi la portata in erogazione offerta dal simulatore Questo assicura al simulatore il funzionamento stabile in erogazione di potenza quindi consente di eseguire la prova anche utilizzando simulatori di rete unidirezionali non rigenerativi oppure Gen set a frequenza variabile Nel caso dei sistemi di conversione fotovoltaici la fonte primaria pu essere simulata da una sorgente DC avente le caratteristiche riportate in Allegato Q purch in grado di erogare in modo continuativo la potenza nominale del convertitore Nel caso dei generatori eolici FC la fonte primaria pu essere simulata da una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V in grado di erogare in modo continuativo la potenza nominale del convertitore Nel caso dei generatori eolici DFIG la prova deve essere eseguita sul sistema completo sistema di conversione generatore elettrico Quando praticamente possibile il generatore elettrico pu essere fatto funzionare a banco con un opportuno motore di trascinamento Durante la prova si dovranno registrare la frequenza la tensione e la potenza attiva rilevate ai morsetti di uscita del generatore con una cadenza di almeno 1 campione al secondo La potenza erogata dovr mantenersi stabile entro un limite di
350. io in due prove ottenute alimentando il dispositivo rispettivamente con le grandezze relative ad una linea guasta guasto a valle del RP linea 1 del file COMTRADE e con le grandezze relative ad una linea sana guasto a monte del RP linea 2 del file COMTRADE risultati della tabella precedente sono relativi ad i guasti a valle del RP linea 1 Non ammesso alcun intervento della protezione per guasto a monte del RP linea 2 C 2 4 5 Comandi di apertura interruttore La PG deve essere munita di un contatto NA in assenza di alimentazione ausiliaria Tale contatto qualora associato a un circuito di comando a mancanza di tensione deve risultare chiuso in presenza della tensione ausiliaria qualora invece sia associato a un circuito di comando a lancio di corrente tale contatto NA deve essere aperto in presenza di alimentazione ausiliaria Il comando di apertura dell interruttore deve permanere fino al ricadere dello stato logico di scatto che l ha determinato e comunque per un tempo minimo di 150 ms per garantire l apertura dell interruttore 161 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 C 2 4 6 Segnalazioni locali Le segnalazioni locali devono consistere in una segnalazione differenziata di rel in funzione o in anomalia un segnale memorizzato di scatto generico protezione di massima corrente di fase massima corrente di terra direzionale di terra una segnalazione di posizione interruttore che indichi interruttore ape
351. ionale vedi Norma CEI 11 17 Le caratteristiche elettriche corrente ammissibile di breve durata potere di interruzione tensione nominale livello dell isolamento ecc dei componenti interruttori interruttori di manovra sezionatori cavi isolatori ecc costituenti l impianto devono essere adeguate al tipo di installazione e alle indicazioni fornite dal Distributore l Distributore fornisce alllUtente i dati in particolare tensione nominale livello dell isolamento corrente di cortocircuito massima nel punto di connessione punto 5 2 1 3 per consentirgli di dimensionare correttamente il proprio impianto di utenza per la connessione valori massimi di regolazione della PG richiesti dal Distributore non hanno il fine di proteggere l impianto di Utente bensi di assicurare la massima selettivit possibile con le protezioni di rete Il Distributore pu modificare le caratteristiche dell energia che fornisce all Utente ovvero i propri impianti nonch i criteri di esercizio della rete sulla base dell evoluzione della normativa del progresso tecnologico che interessa sistemi ed apparecchiature e della situazione regolatoria alla luce delle pi recenti e affidabili acquisizioni tecniche e scientifiche o a standard internazionalmente accettati In tal caso la necessaria trasformazione degli impianti ed apparecchi deve aver luogo a cura del Distributore e dell Utente per quanto di rispettiva propriet All Utente deve essere garanti
352. ionale allo scatto 2 Applicare istantaneamente alla Pl o al SPI integrato una tensione residua pari al 11096 della soglia regolata 3 Diminuire la tensione residua a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta fino a verificare il valore di ricaduta come dichiarato dal Costruttore Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta C Misura della precisione del tempo di intervento 1 Impostare la funzione con ritardo intenzionale alla ricaduta 2 Applicare istantaneamente alla Pl o al SPI integrato una variazione a gradino della tensione residua da 0 al 120 della soglia regolata Il tempo registrato tra l istante di applicazione della tensione e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento D Misura della precisione del tempo di ricaduta 1 Dalla condizione finale di cui al punto C riportare istantaneamente la tensione residua a 0 Il tempo registrato tra l istante di variazione istantanea della tensione residua e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di ricaduta E 4 2 7 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzione di massima tensione di sequenza inversa Poich il SPI impiega il solo avviamento della funzione di massima tensione di sequenza inver
353. ionale dell apertura dell interruttore in Cabina Primaria e abbia ottenuto la preventiva approvazione scritta del Distributore ue la possibilit di ritardare la protezione di linea allo scopo di consentire la realizzazione di un solo livello di selettivit all interno del proprio impianto Di conseguenza consentito il ritardo all intervento del DG purch sia comunque conseguita la completa estinzione del guasto in 170 ms Un simile ritardo all apertura del DG finalizzato alla ricezione dei segnali di blocco provenienti dalle protezioni a valle Per questa tipologia di Utenti il Distributore deve prevedere un ritardo nell intervento delle proprie protezioni di linea comunque non inferiore a 170 ms 9 al fine di permettere il coordinamento selettivo tra l interruttore di linea e gli interruttori a valle del DG in grado di completare l estinzione del guasto in meno di 120 ms tipicamente posti a protezione delle utenze finali Per guasti appena a valle del DG o comunque in una zona protetta da interruttori non in grado di estinguere il guasto nel tempo sopra citato si ha comunque l apertura dell interruttore di linea o dell interruttore lungo linea la cui successiva richiusura deve trovare il DG Utente aperto 72 In questo caso la comunicazione scritta dovr contenere l attestazione dell impiego di un sistema di selettivit basato su scambio di informazioni 73 Il rispetto di intervalli temporali cosi ridotti motivato dall
354. ionale di terra La regolazione del PG direzionale di terra deve essere soglia 67N S1 Uo 5 l 2 A primari settore di intervento 61 250 Tint 380 ms soglia 67N S2 U 2 l 2 A primari settore di intervento 50 130 Tint 100 ms soglia b gt gt 150 A primari Tin 100 ms Le prove da effettuare sono riportate di seguito Prove con rete a 20 kV neutro isolato La rete presa in considerazione a 20 kV a neutro isolato Si tratta di guasti monofasi a terra con resistenza di guasto e caratteristiche della rete indicate in Tab 13 Il circuito di riferimento per le prove di cui alla Tab 13 indicato in Fig 6 dove E 20000 3 V lc 3E Xs Xg Xs Xg corrente di guasto franco monofase a terra della rete a NI A Xs Xs Xg 0 05 si ipotizza quindi che il contributo della rete utente alla totale corrente capacitiva di guasto monofase a terra sia pari al 5 del totale Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare le correnti di prova con cui alimentare la protezione n ls k sono indicate in Tab 13 Nel caso di SPG ce misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare la corrente di prova con cui alimentare la protezione le 3 log Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di tensione di fase per ricavare la tensione omopolare le tensioni di prova con cui alimentare la prote
355. ionare il dispositivo del generatore e sono definite dalla Norma CEI 11 20 in funzione della tipologia di generatore Le protezioni sensibili ai guasti ed ai disturbi sulla rete MT esterna all impianto di generazione devono avere valori di regolazione soglie e tempi di intervento selettivi con quelli della protezione di interfaccia SPI in modo da evitare scatti anticipati dei generatori rispetto alla separazione dell impianto di produzione dalla rete comandata dal medesimo SPI In particolare questa prescrizione si applica alle seguenti protezioni e minima tensione 27 e massima tensione 59 e minima frequenza 81 lt e massima frequenza 81 gt a cui si aggiungono per i generatori sincroni ed asincroni convenzionali anche le sotto indicate protezioni e massima corrente 50 51 e Sottoeccitazione 40 Si precisa che per esigenze connesse alla stabilit il distacco dalla rete dei gruppi generatori sincroni a fronte di cortocircuiti con forte abbassamento di tensione pu avvenire anche in tempi pi rapidi di quelli del SPI si veda par 8 8 6 1 Le regolazioni impostate nelle protezioni suddette dovranno essere dichiarate dal Produttore al momento della connessione alla rete e riportate in uno specifico Allegato del Regolamento di Esercizio 8 8 8 6 Caratteristiche dei trasformatori trasduttori per il SPI Qualora il SPI agisca in base a grandezze rilevate sulla rete MT necessario dotarlo di opportuni TV oggetto
356. ione programmi di manutenzione delle parti d impianto d utenza direttamente funzionali all assetto di esercizio della rete di distribuzione devono essere concordati e approvati dal Distributore per tener conto della compatibilit con i piani di manutenzione della rete L Utente tenuto a e comunicare al Distributore il piano di indisponibilit nelle scadenze dal medesimo stabilite e comunicare tempestivamente ogni richiesta di variazione e coordinare i propri piani di lavoro con quelli del Distributore attenendosi ai programmi concordati programmi di manutenzione di tutti gli altri elementi rel sistemi di comunicazione ecc che non comportano indisponibilit dei collegamenti ma di una o pi funzioni d interesse del Distributore devono essere comunicati al Distributore stesso con congruo anticipo e da questi approvati 7 5 8 Servizi ausiliari L Utente tenuto a fornire al locale di competenza del Distributore un alimentazione trifase BT con neutro derivata dai propri impianti con potenza adeguata alle esigenze dell impianto collegato generalmente 10 kW per connessioni in antenna La messa a terra del neutro BT deve essere effettuata allo stesso impianto di terra dell impianto di rete presso l utenza Per le connessioni in entra esce da linea AT l indisponibilit di tale alimentazione deve essere limitata a due ore dalla comunicazione da parte del Distributore per esempio tramite gruppo elettrogeno ovvero ulte
357. ione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 3 Hz verificando il non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza K Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua avente ricaduta oltre il tempo di intervento 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 49 7 Hz V 1E Z 4 4 U12 1V Z 30 V 0 94 E z 122 U23 1V Z 90 V 1 06 E 4 118 Us 1V Z 150 V es 0 2 Va Vres 0 2 Va E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata 225 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 1V V 20 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verif
358. ione della potenza immessa in rete deve avvenire sulla base di uno statismo del 4 596 comunque correlato alle caratteristiche della macchina del motore primo e del sistema di regolazione La riduzione della potenza generata deve avvenire in modo lineare per superamento di una banda morta regolabile costruita intorno alla frequenza nominale range di regolazione della banda morta 0 600 mHz in un tempo non superiore a 10 s ll valore di default della frequenza in cui ha inizio la diminuzione della potenza pari a 50 3 Hz Tale funzione deve essere escludibile Generatori asincroni Si applicano le stesse prescrizioni di cui al punto a Generatori statici generatori statici devono rispettare le seguenti prescrizioni La diminuzione di potenza attiva generata deve avvenire per superamento del valore di frequenza regolabile tra 50 e 52 Hz di default pari a 50 3 Hz con uno statismo regolabile compreso tra il 2 ed il 5 e con un valore di default pari al 2 4 corrispondente ad un gradiente di potenza pari all 83 3 Pe Hz dove Pe la potenza erogata al momento del superamento della frequenza di 50 3 Hz In considerazione delle caratteristiche tecniche dei generatori statici la riduzione della potenza immessa in rete al variare in aumento della frequenza deve avvenire in modo lineare e con tempi di risposta inferiori a 2 s Tale funzione deve essere escludibile L impianto di produzione non dovr aumentare il livello minimo di potenza
359. ione di fase o concatenata lo scatto deve essere previsto e in caso di minima frequenza considerando il valore minore di frequenza misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore maggiore di frequenza misurato La soluzione per la misura della frequenza a scelta del costruttore La tensione funzione 2751 2782 5981 5982 deve essere misurata a partire dalle 3 tensioni concatenate Non ammesso misurare la tensione impiegando TV I inseriti fase terra sulla rete MT Lo scatto deve essere previsto e in caso di minima tensione considerando il valore minore di tensione misurato e in caso di massima tensione considerando il valore maggiore di tensione misurato 115 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La misura delle tensioni al fine di ricavare le tensioni di sequenza diretta 27Vd ed inversa 59Vi pu avvenire secondo uno dei seguenti metodi e Vd 1 3 U12 a2U23 a tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente e Vi 1 3 U12 aU23 b tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente oppure e Ud 1 3 U12 aU23 a2U31 c tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate misurate direttamente e Vi 1 3 U12 a2U23 aU31 d tensione di sequenza inversa della terna di tensioni concatenate misurate direttamente La misura
360. ione e frequenza indicati tenendo conto dei margini di sicurezza da applicare ai valori di regolazione impostati a Generatori sincroni ed asincroni Per i generatori rotanti sincroni ed asincroni valgono per le combinazioni delle variazioni di tensione e frequenza le prescrizioni dettate dalla relativa norma di prodotto CEI 60034 1 Relativamente alla tensione tali prescrizioni si riferiscono alla tensione misurata ai morsetti dei generatori che differisce da quella misurata nel punto di connessione per effetto delle cadute di tensione nei circuiti interposti e principalmente nei trasformatori elevatori e non considerano le variazioni transitorie dovute a guasti sulla rete esterna che possono essere di notevole entit ma di breve durata inferiore a 5 s La norma CEI EN 60034 1 consente il funzionamento in una delle possibili combinazioni di valori di tensione e di frequenza secondo quanto indicato nelle Figura 14 a e b che si riferiscono rispettivamente ai generatori sincroni e ai generatori asincroni In particolare valgono le prescrizioni di seguito elencate Legenda asseX frequenza p u 1 zona A asse Y tensione p u 2 zona B all esterno della zona A 3 punto delle caratteristiche nominali a b Figura 14 Valori limiti di tensione e frequenza per generatori sincroni a e asincroni b a Condizioni nominali punto 3 servizio continuo a potenza nominale fattore di potenza nominale tensione e frequenza nominali
361. ioni rapide della tensione in caso di transitori tipicamente di presa e rilascio di carico attuati dall Utente Poich tali transitori sono causati potenzialmente da una significativa quota degli Utenti delle reti i valori di S indicati sono suggeriti per Utenti il cui profilo di assorbimento contenuto nel limite di max assorbimento indicato Per Utenti con profili di assorbimento diversi o con potenza disponibile superiore a quella massima indicata in tabella si deve procedere con analisi caso per caso In fase di connessione si procede nel seguente modo determinazione della S o Scc_rich_ut in base alle Tabelle di cui sopra in corrispondenza del valore di potenza disponibile richiesto dall Utente se la S nel nodo prescelto per la connessione Sc rete maggiore di Sec ricn ut la connessione possibile senza ulteriori verifiche in caso contrario opportuna una verifica congiunta con l Utente delle reali necessit di potenza di cortocircuito in relazione al suo specifico profilo di assorbimento avviamento motori ecc A connessione avvenuta qualora si registrino variazioni rapide superiori a quelle attese 5 96 da parte di Utenti collegati rispettando i valori della Tab 26 si provvede a installare presso l Utente uno strumento in grado di registrare a partire da una data soglia di corrente il valore massimo raggiunto dalla corrente in occasione di ciascun superamento la durata dell even
362. ioni e le correnti relative P ad un guasto a monte del punto in cui posizionato il SPG stesso linea sana In tutti questi i casi il SPG non deve attuare alcuno scatto Prove con rete a 20 kV neutro compensato La rete presa in considerazione a 20 kV a neutro compensato Si tratta di guasti monofasi a terra con resistenza di guasto e caratteristiche della rete indicate in Tab 14 Il circuito di riferimento per le prove di cui alla Tab 14 indicato in Fig 7 dove e E 20000 3 V e lc 3E Xs Xg Xs Xg corrente di guasto franco monofase a terra della rete a NC A e Xs Xs Xg 0 05 si ipotizza quindi che il contributo della rete utente alla totale corrente capacitiva di guasto monofase a terra sia pari al 596 del totale e X 100 Xs Xg c Xs Xg c grado di compensazione della bobina e R 4000 Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare le correnti di prova con cui alimentare la protezione lk ls k sono indicate in Tab 14 Nel caso di SPG ce misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare la corrente di prova con cui alimentare la protezione le 3 log Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di tensione di fase per ricavare la tensione omopolare le tensioni di prova con cui alimentare la protezione Vr Vs Vr sono indicate in Tab 14 Nel caso di SPG che misurano direttamente la tensione omopolare mediante TV omop
363. ioni in cui pu trovarsi l esercizio del sistema elettrico e per il 95 del tempo in condizione di esercizio normale e per il 100 del tempo in condizione di esercizio normale o di allarme e in condizioni di emergenza o di ripristino Per i singoli punti di connessione il Distributore deve comunicare all Utente il valore medio del valore efficace della tensione tensione dichiarata e del relativo campo di variazione nonch il valore della frequenza con relativo campo di variazione La frequenza di esercizio della rete in condizioni normali di 50 Hz 0 2942 Nel funzionamento della rete in condizioni di emergenza o di ripristino i valori di frequenza possono variare nel campo 3 5 5 1 2 2 Eliminazione dei guasti Il sistema di protezione della rete strutturato e coordinato in modo da operare l eliminazione selettiva del guasto in tempi allineati alle prestazioni delle apparecchiature di manovra e dei sistemi di protezione che la tecnologia rende disponibili Non sono adottate misure contro l interruzione di fase In ogni caso le protezioni adottate dal Distributore non hanno lo scopo di proteggere gli impianti di Utente di conseguenza la protezione di tali impianti esclusivamente a carico dell Utente stesso 11 La Norma CEI 99 3 sostituisce tutto l art 9 e gli Allegati da A ad T compreso dell HD 637 S1 1999 Norma CEI 11 1 1999 che rimane applicabile fino al 01 11 2013 quest ultima pertanto viene comple
364. ispettivamente Questa predisposizione deve essere un operazione puramente numerica fatta a valle della misura di modulo e fase delle due correnti in questione e solo in fase di verifica degli errori ai fini della presente Norma In presenza di questa correzione SW funzionale evidentemente alla sola verifica di cui al presente paragrafo la corrente residua calcolata dal SPG integrato dovrebbe essere in teoria nulla per meglio dire il valore risultante rappresenta l insieme degli errori del solo complesso dei tre TA di fase per il valore impostato di corrente primaria In queste condizioni applicare tramite un distinto canale di corrente ed un distinto circuito passante in uno solo dei tre TA di fase una corrente pari alla componente residua che si vuole provare tre canali di tensione una tensione omopolare di ampiezza e fase rispetto alla corrente residua prefissata ed eseguire la prova di precisione 26 In realt 300 A equivalenti come gi accennato ottenuti ad esempio realizzando pi spire concatenate con i trasduttori di corrente 178 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Con lo schema sopra descritto si ha il vantaggio di evitare il problema della precisione angolare del generatore di segnale per quanto riguarda le correnti di fase correnti di carico disporre della precisione in modulo e fase del generatore direttamente sulla corrente residua in questo caso le precisioni generalmente dis
365. issione Utente Massima emissione di disturbo in rete consentita all Utente connesso alla rete stessa 3 43 Livello di compatibilit Valore di disturbo elettromagnetico con assegnata probabilit di non essere superato cui pu essere esposta un apparecchiatura funzionante all interno di un sistema elettrico 3 44 Livello di emissione Valore di disturbo elettromagnetico con assegnata probabilit di non essere superato generato da un apparecchiatura funzionante all interno di un sistema elettrico 3 45 Livello di emissione trasferita Massimo valore di disturbo elettromagnetico trasferibile ad una rete con un certo livello di tensione da parte di reti con altri livelli di tensione 11 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 3 46 Microinverter Microinverter inverter adibito alla conversione CC CA della potenza di un solo modulo FV Tale potenza non supera alcune centinaia di watt 3 47 Pianificazione della rete di distribuzione Attivit finalizzata alla previsione dello sviluppo della rete di distribuzione su un orizzonte temporale di alcuni anni Ai fini delle connessioni le informazioni da fornire all Utente da connettere si riferiscono al piano di sviluppo correntemente previsto dal Distributore all atto della richiesta di connessione 3 48 Potenza efficiente Potenza attiva massima erogabile di un gruppo o di un impianto di generazione che pu essere prodotta con continuit tipico dei gruppi di produzione termoel
366. istacco pu anche essere attivato tramite sistema GSM GPRS come definito in Allegato M ed utilizzato al fine di evitare l isola indesiderata dovuta a manovra intenzionale del Distributore ad esempio apertura interruttore di Cabina Primaria II protocollo IEC 61850 deve essere certificato di livello A da ente esterno ISO 9000 o ISO 17025 relativamente alle funzioni necessarie alla predetta gestione del comando di telescatto Le protezioni di massima minima tensione devono misurare le tre tensioni concatenate che possono essere rilevate secondo le modalit previste nell Allegato E e dal secondario di TV I collegati fra due fasi MT o BT e dal secondario di una terna di TV NI collegati fase terra e direttamente da tensioni concatenate in BT La posizione consigliata per i trasformatori trasduttori riportata nell Allegato H Utilizzando TV I fase fase la misura della frequenza deve essere effettuata almeno su una tensione concatenata Utilizzando TV NI fase terra la frequenza pu essere calcolata a partire dalle tre tensioni di fase misurate direttamente dai TV NI oppure a partire dalle tre tensioni concatenate calcolate internamente al SPI La misura della frequenza pu comunque essere effettuata utilizzando direttamente almeno una tensione concatenata in BT In entrambi i casi qualora si utilizzino pi grandezze di misura pi di una tensione concatenata o di fase lo scatto deve essere previsto e in caso di mi
367. istema di sbarre BT che se eccessiva in caso di guasto su tale sezione pu determinare l intervento della protezione di massima corrente in testa alla linea MT di distribuzione Il Distributore all atto della richiesta di connessione deve comunicare il limite alla potenza massima del singolo trasformatore e o di pi trasformatori in parallelo sulla stessa sbarra BT riferita alle tensioni di cortocircuito tipiche riportate nella Norma CEI EN 60076 5 ue 6 per trasformatori con potenza nominale maggiore di 630 kVA che l Utente pu installare nel proprio impianto al fine di evitare l intervento della protezione di massima corrente installata sulla linea MT che lo alimenta in caso di cortocircuito sulle sbarre BT del trasformatore Tale limite alla potenza massima comunicato dal Distributore non deve essere generalmente inferiore a 2000 kVA reti a 20 kV e 1600 kVA reti a 15 kv Limiti inferiori possono essere definiti dal Distributore nel caso di strutture particolari della rete MT esistente L Utente non deve installare sezioni di trasformazione eccedenti tale potenza massima fatto salvo il caso di taglie maggiori purch per effetto delle impedenze interposte tra il punto di connessione e il lato BT dei trasformatori linee MT di Utente impedenza di cortocircuito dei trasformatori eventuali reattanze di limitazione la corrente di guasto calcolata ai morsetti BT del trasformatore sia limitata a un valore equivalente a quello o
368. ita della Pl o del SPI integrato collegando il contatto stesso alla cassetta prova rel La prova da effettuare quella del punto A del par E 4 2 8 E 5 2 11 Verifica del consenso voltmetrico Le prove da effettuare sono quelle dei punti E G I K N P del par E 4 2 9 E 5 2 12 Verifica del telescatto La prova da effettuare quella del par E 4 2 13 E 5 2 13 Verifica di disabilitazione della Pl o SPI integrato all attivazione dell ingresso digitale per apertura del DDI verifica richiesta solo se i TV sono posizionati a valle del DDI La prova da effettuare quella del par E 4 2 15 limitatamente alla sola seconda soglia della protezione di minima tensione 238 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 5 2 14 Verifica di intervento in 0 2 s della protezione di massima tensione residua di Pl o SPI integrato per almeno 30 s dalla disattivazione dell ingresso digitale per chiusura del DDI verifica richiesta solo se i TV sono posizionati a valle del DDI La prova da effettuare quella del par E 4 2 16 E 5 2 15 Verifica del comando di scatto del SPI in caso di interruzione delle connessioni alla funzione di massima tensione residua remota verifica richiesta solo con funzione 59V0 remota La prova da effettuare quella del par E 4 2 17 E 5 2 16 Verifiche a valle delle prove A valle delle prove e delle verifiche effettuate necessario ricontrollare che le soglie di regolazione siano congruenti con le prescrizion
369. itivi di messa a terra funzionali alla connessione Per la realizzazione di queste tipologie di connessione Figura 7 Figura 8 e le successive manovre di esercizio e o per la manutenzione la presente Norma fa riferimento all art 11 della Norma CEI 11 27 relativo ai lavori fuori tensione ed in particolare al par 11 2 6 1 che recita L esecuzione della messa a terra ed in cortocircuito dell impianto AT tensione superiore a 1 kV pu essere effettuata con due modalit e applicando i dispositivi mobili e utilizzando ove esistenti le apparecchiature predisposte per effettuare la messa a terra ed in cortocircuito della parte d impianto 37 Nel caso in cui l Utente titolare di un punto di immissione si avvalga del Distributore per il servizio di misura inteso come comprensivo dell approvvigionamento istallazione e manutenzione dei trasformatori trasduttori di tensione e corrente deve essere impiegato lo schema di figura 7 61 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Ci premesso l Utente pu adottare una delle soluzioni impiantistiche di seguito delineate 1 Non predisporre alcun sezionatore di terra immediatamente a valle dei terminali del cavo di collegamento alla rete nella cabina Utente lato rete in questo caso quando l Utente chiede l intervento del Distributore per mettere fuori tensione e in sicurezza il cavo di collegamento la messa a terra richiesta dalla Norma CEI 11 27 deve essere conseguita mediante l im
370. ito da e un interruttore tripolare in esecuzione estraibile con sganciatore di apertura a mancanza di tensione oppure e un interruttore tripolare con sganciatore di apertura a mancanza di tensione e un sezionatore installato a monte o a valle dell interruttore l eventuale presenza di due sezionatori uno a monte e uno a valle del DDI da prendere in considerazione da parte dell utente in funzione delle necessit di sicurezza in fase di manutenzione Qualora il DDI sia installato sul livello BT esso deve essere costituito da un interruttore automatico con bobina di apertura a mancanza di tensione manovrabile dall operatore ovvero da un contattore coordinato con dispositivi di protezione da cortocircuito atti al sezionamento fusibili conforme alla Norma CEI EN 60947 4 1 categoria AC 1 o AC 3 rispettivamente in assenza o presenza di carichi privilegiati fra l uscita in c a del sistema di generazione e dispositivo di interfaccia l dispositivo di interruzione deve essere dimensionato sulla base della configurazione d impianto dell Utente e per quanto riguarda le caratteristiche ai fini del sezionamento dei circuiti deve essere conforme a quanto prescritto nella Norma CEI 64 8 Per impianti con pi generatori il dispositivo di interfaccia deve essere di norma unico in MT o in BT e tale da escludere contemporaneamente tutti i generatori Qualora necessit impiantistiche lo imponessero ammesso l utilizzo di pi protezioni di
371. ito nei par 8 8 5 3 e 8 8 6 2 tutti gli impianti di generazione connessi alla rete MT devono partecipare al controllo della tensione tramite assorbimento ed erogazione di potenza reattiva L assorbimento ed erogazione della potenza reattiva in questi casi finalizzato alla limitazione delle sovratensioni sottotensioni causate dal generatore stesso a seguito della immissione di potenza attiva Per il presente paragrafo e il comportamento capacitivo del generatore equivale ad una erogazione di potenza reattiva verso la rete proprio di un condensatore e il comportamento induttivo del generatore equivale ad un assorbimento di potenza reattiva verso la rete proprio di un induttore In questi casi il tipo ed i valori nominali della regolazione della potenza reattiva dipendono dalle caratteristiche di rete e possono quindi essere prescritti individualmente dal Distributore purch all interno dei limiti della capability rappresentate al par 8 8 5 3 Seguendo questo criterio i sistemi di generazione devono poter erogare potenza reattiva automaticamente in logica di controllo locale secondo uno dei seguenti metodi e fattore di potenza funzione della potenza attiva cos q f P Fig 9 e fattore di potenza cos q fisso ed impostabile La modalit di controllo su richiesta del Distributore deve poter essere abilitata o localmente o da remoto attraverso un interfaccia di controllo la modalit di abilitazione purch eseguibile dal
372. ity par 8 8 5 3 Tabella 7 Servizi di rete Generatori rotanti Eolici o a Eolici Doubly Fed Generatori Sincroni Asincroni statici E E a Full Induction Convenzionali Convenzionali Converter Generator DFIG Insensibilit alle 1 variazioni di tensione NO NO SI SI SI par 8 8 6 1 Partecipazione al controllo della 2 tensione SI NO SI SI SI par 8 8 6 2 Regolazione della SI SI 3 potenza attiva SI SI SI gt par 8 8 6 3 per P2 1MW per Pz 1MW Sostegno alla tensione durante un 4 cortocircuito NO NO SI SI SI par 8 8 6 4 Partecipazione ai 5 piani di difesa NO NO SI SI SI par 8 8 6 5 Con riferimento alle sole prescrizioni ad oggi obbligatorie limitazione della potenza attiva per valori di tensione prossimi al 110 di Un e limitazione della potenza attiva per transitori di sovrafrequenza originatisi sulla rete Prescrizione allo studio generatori eolici asincroni a velocit fissa avvolgimento rotorico classico a gabbia di scoiattolo quelli con resistenza rotorica variabile e quelli con sistemi a due velocit avvolgimenti a doppio numero di poli oppure con due generatori asincroni non sono considerati dalla presente Norma Trattandosi di macchine di tipo superato si assume che esse non possano essere oggetto dei nuovi impianti o far parte degli ampliamenti e o rinnovamenti degli impianti esistenti 8 8 6 1 Insensibilit alle variazioni di tensione Per evitare che si v
373. izzato da una certa potenza di corto circuito Psc Zg Imponendo per esempio che il generatore in prova possa erogare la propria corrente nominale In a cos unitario senza produrre in condizioni di S2 chiuso una variazione della tensione al nodo Asc del circuito di Fig 30 superiore al 596 della tensione di rete nominale si ottiene Psc 2 12 5 Pmax Questo vuol dire che l esecuzione del test a piena potenza fattibile a condizione che il generatore eroghi una potenza non superiore all 896 della potenza di corto circuito disponibile al punto di connessione Qualora questa condizione non sia soddisfatta possibile effettuare la prova con generatore erogante il 30 della potenza nominale In tal caso l esecuzione della prova secondo il metodo del simulatore di corto circuito possibile purch la potenza di corto circuito al punto di consegna sia almeno pari a Psc 2 12 5 0 3 P 3 75 P NOTE 1 L analisi non tiene conto dell impedenza del trasformatore MT BT che contribuisce anch essa a modificare il profilo della tensione sotto carico Tuttavia si ritiene che le valutazioni sopra riportate siano sufficienti per stabilire i criteri di massima per il dimensionamento dei componenti NOTE 2 Il circuito proposto prevede che le impedenze Z1 e Z2 siano direttamente collegate sul lato MT al punto di consegna Lo stesso approccio pu essere utilizzato per simulare i profili di OVRT utilizzando un circuito di impedenze collegato sul lato
374. k in secondo il profilo riportato in Fig 9 entro 10 s altrimenti la macchina continua ad erogare a cos q unitario fino a che la tensione misurata ai morsetti rispetta il limite V 1 05 Vha Per livelli di potenza superiori a 0 5 Pn qualora la tensione verificata almeno ogni secondo superi il valore critico il convertitore attiver la regolazione di reattivo lock in posizionando il punto di lavoro P Q sulla curva caratteristica standard in base al livello attuale della potenza attiva entro 10 s La condizione di regolazione attivata viene rimossa solo quando la potenza attiva P erogata rientra sotto il 50 di Pn lock out in potenza indipendente dalla tensione rilevata ai morsetti oppure la tensione rientri sotto il valore di lock out di tensione per esempio pari a 1 00 Vnl 9 d Generatori eolici Full Converter generatori eolici devono prevedere come impostazione di default la regolazione del fattore di potenza ad un valore fisso Su richiesta del Distributore deve essere possibile attivare la funzione di regolazione automatica cosg f P rappresentata in Fig 9 La funzione di regolazione richiesta pu essere realizzata anche in modo centralizzato a livello di impianto tramite un sistema di controllo di parco In questo caso uno o pi generatori ricevono il setpoint dal sistema di controllo centrale per attuare la regolazione del fattore di potenza secondo la modalit richiesta Il cos p max deve risultare pari a e 0
375. kW Per garantire la sicurezza di esercizio del SEN deve essere possibile ridurre la produzione dei suddetti impianti di generazione in questo modo il Gestore della rete di trasmissione pu contrastare situazioni di riduzione di capacit regolante del SEN potenzialmente critiche Per attuare tali funzionalit necessario che il Distributore possa inviare segnali ad un opportuno ricevitore GSM GPRS situato presso l impianto dell utente attivo tale ricevitore elaborer il segnale ed emetter un comando al SPI cui sar collegato ingresso Telescatto in modo da consentire il distacco e l inibizione dei gruppi di generazione Qualora siano presenti pi SPI dovr comunque essere installato un solo ricevitore GSM GPRS che dovr assicurare l invio del segnale di telescatto a tutti gli SPI presenti Le funzionalit del ricevitore modem attuatore GSM GPRS sono descritte nel seguito M 2 Caratteristiche del sistema di comunicazione basato su tecnologia GSM Per consentire il teledistacco da remoto di un gruppo di generazione l Utente Attivo deve dotarsi di e modem GSM GPRS con alloggiamento per scheda SIM e antenna GSM GPRS omnidirezionale e eventuale Modulo di interfaccia verso la protezione di interfaccia PI in caso di modem non dotato di ingressi uscite digitali DI DO Per quanto riguarda la SIM card da utilizzare nel modulo questa verr fornita dal Distributore che si preoccuper di predisporla in maniera tale
376. l 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 51 6 Hz Verificare lo scatto della soglia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo ed a tale scatto togliere le tensioni in ingresso alla Pl o SPI integrato Verificare quindi il non intervento della soglia permissiva di massima frequenza 228 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 E 4 2 15 Verifica di disabilitazione della PI o SPI integrato all attivazione dell ingresso digitale per apertura del DDI opzionale La verifica si effettua come segue 1 Portare la soglia di una funzione di protezione all intervento mantenendo disattivato l ingresso digitale stato logico 0 Il contatto d uscita associato alla soglia commuta quindi dallo stato di chiuso corrispondente allo stato di non intervento allo stato di aperto corrispondente allo stato di intervento 2 A partire dalle condizioni di cui al punto 1 attivare l ingresso digitale stato logico 1 e verificare che il contatto d uscita associato alla soglia commuti dallo stato di aperto allo stato di chiuso Ripetere quindi la verifica di cui sopra separatamente per ciascuna soglia delle funzioni di protezione massima tensione a valore efficace su 10 minuti massima tensi
377. l Costruttore in base al metodo di misura prescelto fissare tutti i parametri della rete simulata ai rispettivi valori di normale esercizio portare tutti i parametri del generatore in prova ai rispettivi valori di normale esercizio tali che la potenza in c a erogata in uscita sia uguale alla potenza in c a massima erogabile per la sequenza A ovvero al 50 nel caso della sequenza B eseguire le misure su 7 punti il valore di frequenza dovr avere una incertezza di massimo 10 mHz temporalmente conseguenti l uno all altro f 47 51 Hz t1 per la sequenza A t 4 per la sequenza B f 50 Hz 0 2 Hz t2 per la sequenza A t per la sequenza B f 50 Hz 0 40 Hz t3 per la sequenza A t 5 per la sequenza B f 50 Hz 0 60 Hz t4 per la sequenza A t 4 per la sequenza B f 50 Hz 1 49 Hz t5 per la sequenza A t 5 per la sequenza B 301 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 f 50 Hz 0 11 Hz t6 per la sequenza A f per la sequenza B a questo punto eseguire il passo 7 riportando la frequenza al valore nominale per la verifica delle condizioni di ripristino graduale della erogazione massima sequenza A ovvero al 50 della potenza massima sequenza B f 50 Hz t7 per la sequenza A t per la sequenza B Qualora sia stato prescelto uno dei metodi di prova alternativi la procedura analoga a patto di sostituire la frequenza reale come misurata ai morsetti di uscita del generatore con quella i
378. l Distributore all atto della connessione 194 S6L Tabella 19 Esempio di verifica di TA di fase con corrente secondaria di 5 A la colonna in giallo si riferisce a TA automaticamente idonei Corrente nominale primaria pn A 100 150 200 250 300 400 500 600 Corrente nominale secondaria sn A 5 5 5 5 5 5 5 5 Prestazione nominale P VA 30 30 15 15 10 10 10 10 Classe di precisione 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P 5P Fattore limite di precisione F 20 20 30 30 30 30 30 20 Tensione nominale di riferimento per l isolamento Um kV 24 24 24 24 24 24 24 24 Corrente termica nominale permanente 1 2 lon 1 2 lon 1 2 lpn 1 2 lpn 1 2 lon 1 2 lpn 1 2 lpn 1 2 lon Corrente termica nominale di cortocircuito l per 1 s kA 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 12 5 Corrente nominale dinamica lan kA 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 31 5 Stima della resistenza secondaria degli avvolgimenti del TA Ri 2 0 100 0 145 0 190 0 233 0 276 0 360 0 442 0 524 Lunghezza complessiva dei conduttori tra TA e PG L m 5 5 5 5 5 5 5 5 Sezione dei conduttori di collegamento tra TA e PG S mm 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 6 0 Resistenza dei conduttori di collegamento del TA al rel di protezione Reo Q 0 018 0 018 0 018 0 018 0 018 0 018 0 018 0 018 Assorbimento dell ingresso amperometrico del rel di protezione P VA 1 1 1 1 1 1 1 1 Prestazione applicata al secondario del TA P VA 9 1 450 1 450 1 450 1 450 1 450 1 450
379. l comando di scatto per grandezze d ingresso pari a 1 2 volte il valore d intervento tarato deve essere per tutte le funzioni di seguito indicate minore o uguale a 50 ms tempi di intervento indicati di seguito sono comprensivi del tempo base Protezione di massima corrente di terra la corrente nominale In deve essere compatibile con i dispositivi di acquisizione delle grandezze primarie campi di regolazione previsti sono i seguenti i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili i valori sono dati in grandezze primarie Prima soglia b gt o valore 1 20 A a gradini di 0 5 A o tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s Seconda soglia gt gt o valore 10 500 A a gradini di 10 A o tempo di intervento 0 05 0 2 s a gradini di 0 05 s Le caratteristiche del SPG sono errore limite sulla corrente come da tabella seguente Tabella 8 Errori SPG integrato per massima corrente omopolare Corrente primaria Errore di rapporto A 12 10 5 6 100 6 2000 sicuro intervento Non tarabile 22 Qualora la protezione contro i guasti monofase a terra sia realizzata dall SPG integrato con la funzione di protezione direzionale di terra la protezione di massima corrente omopolare deve rispondere a quanto riportato in tabella ad eccezione di quanto prescritto per la prova con I0 1A
380. l comando di sgancio al DG Devono essere registrati i seguenti eventi intervento prima soglia di fase se prevista intervento seconda soglia di fase intervento terza soglia di fase intervento prima soglia di terra intervento seconda soglia di terra intervento prima soglia direzionale di terra se prevista intervento seconda soglia direzionale di terra se prevista C 3 2 8 Funzionalit del rel Viene controllata tramite l acquisizione del contatto di autodiagnosi watchdog che deve lavorare in sicurezza positiva C 3 2 9 Presenza dei circuiti amperometrici La funzione controllo TA consente di controllare la catena completa di misura delle correnti di fase i rilevatori di corrente di fase il collegamento dei rilevatori corrente di fase alla PG gli ingressi analogici di corrente di fase del PG Il controllo viene conseguito ad esempio con il seguente principio alla perdita della fase 1 corrente inferiore a 1 di e con le correnti nella fase 2 e 3 nei parametri nominali corrente maggiore del 5 di h e inferiore a 120 di h e l angolo di sfasamento tra h e h prossimo ai 120 si ha la segnalazione della perdita del TA della fase 1 Analogamente si deve operare ai fini del il controllo delle altre due fasi 169 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 C 3 2 10 Presenza dei circuiti voltmetrici La funzione controllo TV consente di controllare la catena completa di mis
381. l generatore funzionante rispettivamente trail 10 ed il 30 della potenza nominale e aldi sopra del 90 della potenza nominale 307 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per ognuna delle sequenze a e b prima di procedere alla simulazione dell abbassamento della tensione secondo una qualsiasi delle prove riportate in Tab 33 si lasci il sistema operare nelle condizioni impostate per almeno 5 minuti o il tempo necessario affinch si stabilizzi la temperatura interna al convertitore La protezione di interfaccia dovr essere disabilitata oppure regolata al fine di evitare scatti intempestivi durante l esecuzione della prova Il sistema di simulazione del guasto deve produrre gli abbassamenti di tensione con profilo riportato in Tab 33 e secondo la Fig 24 in condizioni di funzionamento a vuoto In linea generale a prescindere dal circuito di prova utilizzato il risultato di ciascuna sequenza dovr essere documentato come segue Andamento temporale di potenza attiva P potenza reattiva Q tensioni di fase ai morsetti di uscita Vr Vs e Vt e relative correnti di fase come valori rms a media mobile di un ciclo di rete e con aggiornamento ogni mezzo ciclo 10 ms su una finestra temporale che decorre da 100 ms prima dell inizio della prova e termina almeno dopo 1000 ms dalla fine del transitorio di tensione onde poter verificare il ripristino della potenza attiva e reattiva Il transitorio di tensione finisce quand
382. l istante in cui in almeno una fase la tensione Um come sopra misurata supera la soglia regolata U gt Se in almeno una fase la condizione Um gt U gt si mantiene sempre soddisfatta per 3 s trascorsi 3 s dall istante di avviamento si ha lo scatto della prima soglia di massima tensione S 2 METODOB e Si calcolano i valori efficaci U i di ciascuna della tre tensioni d ingresso su un intervallo di 0 2 s e separatamente per ciascuna fase i valori U i ogni 0 2 s vengono aggregati su 3 s eseguendo la radice quadrata della media aritmetica degli ultimi 15 valori U al quadrato x 115 Um 7 15 YU aggregazione su 3 s con aggiornamento ogni 0 2 s i 1 e Separatamente per ciascuna fase i valori U j ogni 3 s vengono aggregati su 10 min 600 s eseguendo la radice quadrata della media aritmetica degli ultimi 200 valori Uf al quadrato 1 900 7 Um 200 X U i aggregazione su 10 min con aggiornamento ogni 3 s 200 L avviamento del temporizzatore t della prima soglia di massima tensione si verifica nell istante in cui in almeno una fase la tensione Um come sopra misurata supera la soglia regolata U gt Se in almeno una fase la condizione Um gt U gt si mantiene sempre soddisfatta per 3 s trascorsi 3 s dall istante di avviamento si ha lo scatto della prima soglia di massima tensione A fronte di una variazione a gradino di ampiezza unitaria della tensione d ingresso U con tensione Un inizialmente gi stab
383. l valore nominale Tutto ci possibile a condizione che il sistema consenta di modificare i parametri con macchina collegata alla rete o comunque non in modalit stand by N 7 1 c Prova sul solo sistema di controllo tramite generatore di segnale in grado di simulare la tensione con eventuale scalatura In genere questa prova pu essere effettuata solo a generatore convertitore in stand by e comunque non connesso alla rete Pertanto la prova in tali casi si limiter a registrare in una opportuna forma i segnali che definiscono la limitazione di potenza del generatore presenti sulle uscite del sistema di controllo La prova deve essere integrata con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di tensione e frequenza previsto 297 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 7 1 1 Esecuzione delle prove e verifica dei risultati per generatori statici Con riferimento al metodo di prova su rete simulata si veda il punto N 7 1 a si proceda come segue si colleghi il convertitore alla sorgente simulata purch questo consenta il funzionamento a piena potenza del generatore e la regolazione della tensione ai morsetti di uscita c a nel campo compreso tra V e 1 15 V si abiliti la funzione di riduzione della potenza attiva P V secondo le modalit indicate dal costruttore che dovranno essere riportate nel rapporto di prova si imposti il simulatore di re
384. l vento e non dall ora del giorno per questo non si applica tale criterio ai sistemi fotovoltaici Se non possibile identificare chiaramente una differenza nel contenuto armonico della corrente nel passaggio tra le ore diurne e notturne non da escludere che sia presente una certa distorsione armonica a causa di altri utenti nelle vicinanze P 4 Arresto di generatori o carichi nelle vicinanze Se vi il sospetto che alcune armoniche rilevate siano dovute alla presenza di altri utenti in rete pu essere d aiuto il confronto tra le armoniche rilevate con le utenze vicine accese e quelle rilevate con le utenze vicine spente P 5 Uso di un simulatore di rete Per potenze modeste pu essere impiegato un simulatore di rete di cui siano note le caratteristiche delle armoniche di tensione e il THD P 6 Cambio di sito di prova Se non possibile identificare le armoniche presenti in rete pu essere presa in considerazione la misura effettuata in un altro sito di test 325 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato Q informativo Sorgente DC quale fonte primaria simulata per le verifiche di laboratorio sui generatori fotovoltaici Q 1 Convertitori fotovoltaici e caratteristiche rilevanti per la rete elettrica A differenza dei generatori eolici i generatori fotovoltaici non sono in genere installati dai costruttori dei componenti quanto piuttosto assiemati da installatori o integratori di sistema combinando i moduli fotovoltaic
385. la tensione di rete tramite scambio di potenza reattiva necessario non solo verificare l accuratezza del sistema di controllo dei generatori ma anche il tempo di risposta degli stessi quando sia applicata una variazione a gradino del livello di potenza reattiva richiesta dal comando esterno Lo scopo della prova di misurare il tempo di risposta del generatore statico ad un gradino applicato al comando di erogazione della potenza reattiva passando da un livello ad un altro livello con le modalit descritte di seguito ed illustrate in Fig 19 Dai risultati delle prove di capability di cui al par N 6 1 e N 6 1 1 si rilevino i valori QmaxXlcap e Qmaxlina della potenza reattiva capacitiva e induttiva massima erogabile dal convertitore rispettivamente al 5096 ed al 100 96 della potenza attiva nominale Si riportino in un grafico analogo a quello esemplare di Fig 19 i valori misurati come medie a 0 2 s della potenza reattiva durante l esecuzione di comandi di regolazione della potenza reattiva con variazioni a gradino quando il generatore eroga rispettivamente una potenza attiva pari al 50 Prova 1 ed il 100 della potenza attiva nominale P Prova 2 Qmax cap I I g Prova 1 P 50 Pn Tr tempo di E Prova 2 P Pn assestamento o I Q entro 5 Pn del I S I valore assegnato I 5 0 a I t I E d Set point L tv Potenza reattiva erogata o dall inverter media 0 2s Tolleranza 5 Pn OMAX ina Tempo min
386. la soglia regolata verificando il non intervento 2 aumentare la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi pari al 12096 del tempo di intervento B Misura della precisione del tempo di intervento 1 a partire dal valore di tensione nominale applicare istantaneamente agli ingressi una tensione pari al 120 della soglia regolata ll tempo registrato tra l istante di applicazione della tensione di intervento e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento 43 La tolleranza sui tempi di intervento da calcolarsi sul tempo totale 236 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 5 2 5 Verifica delle soglie e dei tempi di intervento della funzione di minima tensione soglia 27 52 Vanno effettuate le seguenti prove senza modificare il valore di taratura della Pl A Misura della precisione della soglia di intervento 2 a partire dal valore di tensione nominale applicare istantaneamente agli ingressi una tensione pari al 110 96 della soglia regolata verificando il non intervento 3 diminuire la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi pari al 12096 del tempo di intervento B Misura della precisione del tempo di intervento 1 a partire dal valore di tensione nominale applicare istantaneamente agli ingressi una tensione pari al 80 della soglia r
387. la soluzione descritta al par 8 4 1 possibile una configurazione semplificata rappresentata alla seguente Figura 12 purch siano rispettate le seguenti condizioni e unico quadro MT sono escluse le esecuzioni a giorno e nessuna apparecchiatura ulteriore rispetto a quelle esplicitamente indicate in Figura 12 installata sulle sbarre MT e rete di distribuzione MT con corrente di guasto monofase a terra inferiore o pari a 50 A e montante MT con a valle un trasformatore MT BT di potenza nominale pari o inferiore a 400 kVA e fusibile con x 25 A e cavo che collega l IMS al trasformatore di lunghezza non superiore a 20 m Come ovvio il trasformatore deve essere protetto da sovraccarico sul lato di bassa tensione 86 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2014 09 primi re Cavo di collegamento Caw MT lt 20m A Figura 12 DG semplificato per impianto con un solo montante MT con a valle un solo trasformatore MT BT di potenza nominale lt 400 kVA In questo caso il dispositivo generale pu essere costituito da un interruttore di manovra sezionatore IMS completo di fusibili sulle tre fasi dotato di bobina di apertura comandata da un sistema di protezione costituito da un rel di massima corrente omopolare conforme alla Norma CEI 17 126 8 7 Impianto con linea in antenna Qualora un impianto di potenza disponibile superiore a 3 MW oppure di potenza nominale superiore a 3 MW per utenti attivi non rientrasse nei
388. la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Q 3 4 Verifica dei requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reattiva N 6 Capability diagramma P Q La sorgente DC viene regolata su tutto campo di funzionamento del generatore in prova agli 11 livelli di potenza 0 5 10 5 100 5 della potenza apparente nominale In alternativa la sorgente DC viene impostata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova e si agir su quest ultimo per definire gli 11 livelli di potenza a cui effettuare i rilievi della massima potenza reattiva erogata o assorbita Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Scambio di potenza reattiva secondo un livello assegnato e tempo di risposta La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Verifica della curva standard di erogazione cosq f P La sorgente DC viene regolata sul campo di funzionamento del generatore in prova per gradini d
389. lata V tensione nominale concatenata A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 0 85E U 0 85V V 0 20 E U 0 20V Vis Vi V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento M Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 49 9 Hz V 1E2 4 U12 1V Z 30 V 0 94E Z 122 Us IV 90 V 1 06 E Z 118 Usi 1V Z 4 150 Vies 0 2Vn Ve 0 2V E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V4 1E Uy TM Vg U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del
390. lazione nella quale siano indicati la metodologia di prova e i risultati della verifica con le indicazioni dei valori misurati delle tensioni di contatto e di passo e dei punti in cui sono state misurate La verifica iniziale dell impianto di terra di competenza del Distributore viene effettuata a cura del medesimo incaricati dell Utente potranno presenziare a dette verifiche auspicabile che le due verifiche siano svolte contestualmente previo accordo tra le parti in quanto normalmente l effettuazione di dette misure rende tipicamente necessario l impiego di un dispersore ausiliario di corrente a una distanza difficilmente raggiungibile con collegamenti provvisori circuito per l iniezione di corrente di conseguenza il Distributore rende disponibile previ accordi con l Utente una propria linea di alimentazione nonch l impianto di terra di un installazione adiacente quali rispettivamente circuito amperometrico e dispersore ausiliario di corrente Prima dell attivazione della connessione l Utente consegna al Distributore copia della Dichiarazione di Conformit rilasciata dall installatore secondo quanto prescritto dalle vigenti normative Tale dichiarazione puo riferirsi all intero impianto elettrico di utenza o essere limitata al solo impianto di terra A tale dichiarazione deve essere aggiunta la relazione della misura delle tensioni di contatto e di passo limitatamente all impianto di utenza che l impresa installatrice deve
391. lazione risponde ad un esigenza di salvaguardia del sistema elettrico ed resa obbligatoria per tutte le generazioni statiche ed eoliche Full Converter e Doubly Fed Induction Generator connesse alla rete MT mentre ai generatori convenzionali sincroni ed asincroni si applica con le limitazioni di seguito specificate Per i generatori ORC la riduzione della potenza attiva dovr essere effettuata a partire da 50 3 Hz con uno statismo non superiore al 496 in un tempo non superiore a 10 s 103 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 La legge di variazione della potenza prodotta illustrata nel grafico seguente Figura 21 non applicabile ai generatori rotanti e dettagliato nel par J 3 richiesto che l insensibilit massima dei regolatori cio il limite tecnologico degli stessi sia minore di 20 mHz per tutte le tipologie di generatori Potenza immessa in rete per centro della potenza istantanea b 120 AAA AAA 4 D 100 op 80 Sistema 2 4 4 60 A A pce cre ore e A PP gt AA A A ono 40 20 A A A AS Jb sesan 0 49 3 49 5 O qeerooopercocaperafrr rm O d eo e 3j 24 9 501 503 50 5 9 54 1 513 515 E lola N A Frequenza Hz Figura 21 Regolazione della potenza attiva immessa in rete in condizioni di sovrafrequenza Generatori sincroni Per i generatori sincroni di taglia uguale o superiore a 1 MW la riduz
392. le medesimo vedi Figura 8 59 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 A Fa sl sul 1 sl ci sl sl I sl sl sl 1 1 iI i sl sl sl 04 sl l il iL Cavo di collegamento allestito dall Utente Linea Legenda D locale del Distributore presso l utenza locale misura U locale Utente SL scomparto cella per linea SC scomparto cella per consegna C punto di connessione 1 gruppo misura 2 dispositivo generale dell Utente 3 7 scomparto presente da prevedere per collegamento in entra esce Figura 7 Schema di collegamento fra la cabina del Distributore presso Putenza e l impianto che si configura come punto di prelievo des 36 Nel caso di punto di prelievo con produzione il contatore raffigurato deve essere di tipo bidirezionale 60 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 A di f par nf I gt Ld e u e ey I r b Cavo di collegamento allestito dall Utente Linea Legenda D locale del Distributore presso l utenza locale misura U locale Utente SL scomparto cella per linea SC scomparto cella per consegna C punto di connessione 1 gruppo misura 2 dispositivo generale dell Utente 3 scomparto presente da prevedere per collegamento in entra esce Figura 8 Schema di collegamento fra la cabina del Distributore presso l utenza e l impianto che si configura come punto di immissione 8 2 1 Dispos
393. le norme internazionali consentir la revisione di tali limiti nella prospettiva di uniformit di prestazioni 101 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 La caratteristica FRT richiesta indicata in Figura 20 1 3 Zona di distacco ammesso 12 58 1 15 MESI 11 i Caratteristica OVRT q 2 LAT 10 Zona di distacco non ammesso 0 9 0 8 Caratteristica LVRT 0 7 Tensione Vn 0 6 0 5 Zona di distacco ammesso 04 0 3 02 0 1 100 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 160 180 200 220 ms s Figura 20 Caratteristica V t LVRT e OVRT per generatori eolici e Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Vale quanto previsto al punto d 8 8 6 2 Partecipazione al controllo della tensione Le prescrizioni di cui al presente paragrafo si applicano a tutti i generatori connessi alle reti MT con le modalit e le restrizioni di seguito specificate La presenza dei generatori lungo le linee MT potenzialmente in grado di innalzare la tensione nel punto di connessione oltre i valori consentiti dalla Norma CEI EN 50160 Tale Norma prescrive che la media del valore efficace della tensione calcolata su 10 min non possa superare il 110 di U al momento non sono dati limiti su intervalli temporali pi ristretti Al fine di rispettare i limiti suesposti ne
394. le saturazione infine il par C 2 1 3 dedicato alle soluzioni protettive basate su TA non convenzionali C 2 1 1 Caratteristiche e verifiche nel caso di impiego di TA lineari Ai fini della presente Norma si considerano TA lineari i TA di classe 5P che nelle reali condizioni di installazione tenendo conto di sezione e lunghezza dei conduttori fra secondario del TA e il PG dell autoconsumo del PG delle prestazioni e delle altre caratteristiche del TA stesso ecc presentano un comportamento lineare fino a correnti primarie non inferiori a 9 KA C 2 1 1 1 Verifiche sui TA lineari Le verifiche da effettuare allo scopo di determinare il comportamento lineare dei TA nonch il loro corretto impiego sono di seguito riportate xh secondo la Guida CEI 11 35 sia non inferiore a 9 kA la verifica secondo la Norma CEI EN 60044 6 indichi che il TA satura per tempi gt 10 ms la verifica di tenuta dei circuiti amperometrici della PG sia superata A titolo esemplificativo la Tab 19 e la Tab 20 riportano le verifiche su alcuni TA valide per situazioni tipicamente ricorrenti nella pratica impiantistica 146 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Si richiama l attenzione sul fatto che le verifiche di cui alla Tab 19 e Tab 20 sono state condotte nell ipotesi di impiegare cavi di collegamento di lunghezza 5 m e sezione 6 mm TA con resistenze degli avvolgimenti secondari stimate come riportato in tabella Fra
395. lia U gt p u Un 1 1 Tempo di avviamento s 450 Ritardo d intervento dopo avviamento s 3 Figura 25 Errore che consegue per il tempo di avviamento a causa dell errore del 5 sulla tensione d ingresso caso 2 339 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato T informativo Segnali su protocollo CEI EN 61850 Tbis 1 Generalit Nella prospettiva di evoluzione delle reti di distribuzione verso il paradigma delle smart grid sar definito un insieme di segnali scambi informativi finalizzati al governo della rete di distribuzione in presenza di una massiccia quantit di Generazione Diffusa GD Tali segnali dovranno consentire di e erogare i servizi di rete attraverso una modulazione apposita di potenza attiva e reattiva secondo quanto richiesto dal Distributore e distaccare i generatori in caso di ricezione del relative segnale di tele distacco SPI e fornire le misure di tensione potenza attiva e reattiva nel punto di misura ecc 340 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato U normativo Fac simile di Regolamento di Esercizio per il funzionamento dell impianto di produzione dell energia elettrica di propriet del produttore in parallelo con la rete MT di Le informazioni contenute in questo Allegato sono allo studio 341 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 V1 2014 09 Allegato V informativo Sorgente AC quale fonte primaria simulata per le verifiche di laboratorio sui generatori
396. lia permissiva Massima tensione residua 59VO Massima tensione sequenza 1596 ValEn inversa 59 Vi Minima tensione sequenza diretta 7096 ValEn 27 Vd Tempo di ricaduta massima tensione residua Tempo di ricaduta consenso LM voltmetrico o Regolazione espressa in della tensione nominale concatenata V o della tensione nominale di fase En in funzione del tipo di misura delle tensioni di sequenza diretta e inversa 00 Regolazione espressa in della tensione residua nominale V n 3En V3Vn A Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza con comando locale nello stato alto 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 47 4 Hz Verificare lo scatto della soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo ed a tale scatto togliere le tensioni in ingresso alla Pl o SPI integrato Verificare quindi il non intervento della soglia permissiva di minima frequenza B Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza con comando locale nello stato alto 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo de
397. lit transitoria funzionamento stand alone nessun segnale comando da parte Distributore su rete di comunicazione tramite il setting del Comando locale che confluisce nella porta OR dello sblocco voltmetrico e se quest ultimo nello stato basso valore 0 si ottiene il funzionamento permanente in soglie permissive tranne che in caso di intervento della funzione di sblocco voltmetrico 81V e se quest ultimo nello stato alto valore 1 si ottiene il funzionamento permanente in soglie restrittive legato a possibili esigenze del Distributore indipendentemente dall intervento o meno dello sblocco voltmetrico 81V L impostazione locale del rel pu essere eseguita mediante diverse modalit purch protette da usi impropri p e password ecc 8 8 8 2 2 Modalit definitiva di funzionamento del sistema di protezione di interfaccia funzionamento del SPI sulla base di letture locali e di informazioni comandi esterni da parte DSO su opportuna rete di comunicazione Comando locale lo stato di questo ingresso logico dovr essere stabilmente basso default setting Il funzionamento del SPI quindi permanentemente in soglie permissive in caso di guasto lo scatto del SPI ottenuto con rete di comunicazione realmente operativa tramite Teledistacco o con rete di comunicazione temporaneamente non operativa tramite intervento della funzione di sblocco voltmetrico 81V Solo in caso di eventuali necessit temporanee di incremen
398. ll impianto di utenza per la connessione e del restante impianto dell Utente e caratteristiche dei collegamenti linea aerea in cavo mista L Utente e il Distributore sono responsabili del corretto funzionamento dei propri sistemi di protezione Tali sistemi devono essere correttamente manutenuti in occasione di interventi intempestivi ovvero di mancati interventi del sistema di protezione dell Utente su richiesta l Utente stesso tenuto a fornire al Distributore le informazioni necessarie alla ricostruzione dell evento Analoghe procedure si applicano al Distributore in caso di malfunzionamenti al sistema di protezione di pertinenza del medesimo In caso di malfunzionamento del sistema di protezione dell Utente il Distributore ha facolt di chiedere la revisione del sistema e l immediata adozione di provvedimenti correttivi Per quanto riguarda le informazioni che l Utente deve fornire al Distributore esse consistono nelle segnalazioni di avviamento e scatto delle protezioni con il relativo riferimento temporale come messe a disposizione dalla PG TT uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 II macchinario dell impianto di Utente deve essere protetto contro sollecitazioni dovute a guasti non coperti dalle protezioni di rete quali ad es i guasti longitudinali II macchinario medesimo deve inoltre resistere alle sollecitazioni dovute ai guasti in rete ed alle eventuali richiusure effettuate sulla rete stessa 8 5 12 2 Prote
399. ll intero anno Pertanto le attivit del Distributore devono essere separate dalle attivit svolte dall Utente A tal fine i confini e gli impianti devono essere realizzati conformemente a quanto riportato nel presente paragrafo Nel locale del Distributore individuato l impianto di rete presso l utenza costituito dall insieme delle apparecchiature e degli organi di manovra necessari al collegamento dell impianto d Utente alla rete del Distributore installati tra il punto di arrivo della e linea e ed il punto di connessione dell energia vedi Figura 7 e Figura 8 Il punto di connessione ubicato nell impianto di rete presso l utenza ed definito dai morsetti a valle del dispositivo di sezionamento del Distributore che alimenta l impianto Utente cui si attesta il terminale del cavo di collegamento esso costituisce il confine funzionale e di propriet tra impianto di rete per la connessione di competenza del Distributore e impianto di utenza per la connessione di competenza dell Utente L impianto dell Utente costituito in genere da apparecchiature linee motori apparecchi utilizzatori e generatori di propriet dell Utente strumentali alla propria attivit Il fabbricato destinato a locale del Distributore di norma appartiene all Utente confini di propriet 9 devono coincidere con i confini di competenza funzionale che ai fini delle regole tecniche di connessione interessano la separazione tra l attivit del Dist
400. lla misura della tensione omopolare corrente omopolare fase tra tensione e corrente omopolare TV necessari al rilievo della tensione omopolare possono essere automaticamente idonei o non automaticamente idonei in accordo a quanto di seguito specificato C 2 3 1 Caratteristiche e prove per TV omopolari automaticamente idonei C 2 3 1 1 Caratteristiche dei TV omopolari automaticamente idonei Qualora la terna di TV fase terra impiegati per la ricostruzione della tensione omopolare alla PG presenti le seguenti caratteristiche classe 0 5 3p 9 fattore di tensione 1 9 per 30 s prestazione nominale 2 50 VA per alimentare una resistenza di smorzamento antiferrorisonanza di valore x 100 Q sul triangolo aperto 100 W la prestazione nominale dei TV deve essere compatibile con la classe di precisione richiesta valore di induzione di lavoro non superiore a 0 7 T rapporto di trasformazione tale da produrre una tensione secondaria sul circuito del triangolo aperto pari a 100 V in caso di guasto monofase franco a terra sulla rete MT i TV che compongono tale terna si possono considerare automaticamente idonei C 2 3 1 2 Prove funzionali per TV omopolari automaticamente idonei Nel caso di applicazione di una terna di TV automaticamente idonei le prove per la verifica del corretto intervento delle soglie direzionali di terra della PG riportate in Tab 5 possono essere effettuate applicando alla PG i soli seg
401. lla potenza attiva erogata in base alla propria capability Si regoli a questo punto la sorgente c a in modo da rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova Si regoli tramite regolazione nel sistema di controllo del convertitore in prova la potenza attiva per valori compresi negli 11 intervalli 0 5 10 5 100 5 della potenza apparente nominale si effettui la misura della potenza attiva in condizioni stazionarie dopo 1 minuto circa dall effettuazione della regolazione valori medi ad 1 min calcolati sulla base dei valori misurati alla frequenza fondamentale su finestra di 200 ms Per ognuno degli 11 livelli di potenza attiva si dovranno registrare un valore della potenza reattiva induttiva e 1 per quella capacitiva come valori medi ad 1 min calcolati sulla base delle misure alla frequenza fondamentale su finestra di 1s Anche il fattore di potenza dovr essere rilevato e riportato come media ad 1 minuto In aggiunta alle misure ai valori limite di impostazione della potenza reattiva si dovranno registrare i valori misurati impostando la potenza reattiva erogata a 0 cose 1 La modalit di visualizzazione dei risultati deve ripercorrere le indicazioni fornite al par N 6 1 1 relativo ai generatori statici La prova si intende superata con esito positivo se il valore rilevato riportato in un grafico P Q tutto esterno o al pi coincidente con il perimetro della
402. lle caratteristiche e delle eventuali modalit di prova si rende indispensabile date le significative necessit di affidabilit e rapidit di intervento che il SPG deve garantire coniugate con l esigenza di evitare sovradimensionamenti del sistema di protezione allo scopo di contenere i costi In particolare date le prestazioni da garantire in termini di corretta e tempestiva individuazione delle correnti di guasto necessario assicurare il corretto coordinamento tra PG TA TO e TV nonch dimostrare tale corretto coordinamento mediante l adempimento di requisiti funzionali e il superamento di prove C 2 Caratteristiche del SPG non integrato Le caratteristiche le verifiche e le eventuali prove prescritte per il SPG non integrato riguardano i seguenti componenti trasformatori amperometrici di fase TA cui dedicato il par C 2 1 trasformatori amperometrici omopolari TO cui dedicato il par C 2 2 trasformatori voltmetrici TV cui dedicato il par C 2 3 rel di protezione generale PG cui dedicato il par C 2 4 Per quanto riguarda i trasformatori di corrente di fase ed omopolari essi devono essere conformi alle relative norme di prodotto CEI EN 60044 1 60044 6 60044 8 gli eventuali TV devono essere conformi alle relative norme di prodotto CEI EN 60044 2 60044 5 60044 7 i rel devono essere conformi alla Norma CEI EN 60255 Ulteriori prescrizioni sono riportate nel seguito C 2 1 TA per
403. lle imprese di distribuzione della stessa Alcune parti del documento che richiedono ulteriore tempo per una loro corretta definizione sono indicate nel testo come Allo studio Questa formulazione stata scelta per evidenziare anticipatamente tutti gli argomenti che completeranno la norma cosicch tutti i settori interessati siano allertati per quanto possibile anche per le prestazioni le prove e le caratteristiche che potranno essere richieste ai generatori in un prossimo futuro Un altra importante modifica della presente Norma rispetto all edizione precedente la drastica riduzione della parte dedicata agli impianti a tensione superiore a 35 kV essendo la gran parte delle linee in AT divenuta di propriet del Gestore della rete di trasmissione nazionale e regolate perci dal relativo codice di rete La presente edizione della Norma CEI 0 16 introduce prescrizioni tecniche relative ai sistemi di accumulo A tale scopo aggiunge integrazioni al capitolo delle definizioni Inoltre aggiorna l Allegato N relativo alle prove sui generatori statici eolici FC e DFIG La presente edizione sostituisce la precedente Norma CEI 0 16 2012 12 e comprende l Errata Corrige 2013 05 e la V1 2013 12 CEI COMITATO ELETTROTECNICO ITALIANO Milano 2014 Riproduzione vietata Tutti i diritti sono riservati Nessuna parte del presente Documento pu essere riprodotta messa in rete o diffusa con un mezzo qualsiasi senza il consenso scritto del CEI Conces
404. lo i valori di frequenza previsti nel protocollo di prova riportati in N 7 2 1 accertandosi che la potenza erogata riportata in un grafico segua l andamento atteso inclusa la rampa di ripresa del carico al rientro della frequenza impressa nell intorno del valore nominale Per entrambe le sequenze di misura sequenza A e B si provveder ad aumentare gradualmente la frequenza del simulatore di rete o del generatore di segnale e a misurare il valore di potenza valori medi su 0 2 s Nel caso si utilizzi la procedura indicata in N 7 2 b su rete pubblica a frequenza fissa sar necessario variare gradualmente il valore dei parametri di frequenza che controllano il sistema di riduzione della potenza in caso di sovrafrequenza di una entit tale da simulare lo stesso incremento decremento progressivo della frequenza previsto nelle altre modalit di prova Al termine di ciascuna sequenza si dovr riportare la frequenza o il parametro ad un valore prossimo a quello nominale con lo scopo di verificare che siano soddisfatti i requisiti temporali per il ripristino graduale della potenza erogata prima del transitorio di frequenza ovvero prima del superamento del limite di 50 3 Hz N 7 2 1 Esecuzione delle prove per generatori statici generatori eolici FC e DFIG Con riferimento al metodo di prova su rete simulata come meglio specificato in N 7 2 a si proceda come segue collegare il generatore in prova secondo le istruzioni fornite da
405. ltmetrico Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso di misura della frequenza Le prove vanno effettuate separatamente per la soglia permissiva e per la soglia restrittiva a consenso voltmetrico Durante le prove della soglia restrittiva a consenso voltmetrico il comando locale deve essere mantenuto nello stato alto stato logico 1 A Misura della precisione della soglia di intervento 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione di valore nominale e frequenza pari alla soglia impostata aumentata di 50 mHz 3 diminuire la frequenza a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 2 mHz e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione di valore nominale e frequenza pari alla soglia impostata diminuita di 50 mHz 3 Aumentare la frequenza a rampa con passi della rampa lt 2 mHz e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta C Misura della precisione del tempo di intervento 1 Applicare ad un ingresso una tension
406. manovra del sezionatore generale e di terra su richiesta del Distributore Tali apparecchiature risultano infatti funzionali alla messa in sicurezza della linea AT del Distributore medesimo 7 2 2 Sistema monosbarra schema normale E raffigurato nella Figura 2 e nella Figura 3 ed tipicamente utilizzato per la connessione di un singolo stallo di Utente Nella stessa figura sono evidenziate in tratteggio le apparecchiature da prevedere nel caso siano necessari pi stalli di Utente In simili casi qualora sia omesso l interruttore generale alle condizioni che saranno in seguito dettagliate le funzioni normalmente attribuite a tale interruttore sono assolte dagli interruttori attestati alla sbarra Utente 7 2 3 Dispositivi di messa a terra funzionali alla connessione Negli schemi seguenti Figura 2 e Figura 3 non sono indicati i dispositivi di messa a terra ulteriori rispetto a quelli strettamente funzionali alla connessione Pertanto e per gli schemi che si riferiscono agli Utenti passivi non indicato alcun sezionatore di terra nell impianto di Utente in quanto l Utente stesso non costituisce una sorgente di alimentazione onde evitare il pericolo di cortocircuiti accidentali fatto divieto di installare i sezionatori di terra immediatamente a valle del punto di connessione ne consegue che i sezionatori di terra potranno essere installati esclusivamente a valle del primo sezionatore dell impianto di utenza e per gli schemi
407. massima del generatore La verifica si effettua nel caso in cui si operi secondo quanto riportato in N 5 1 1 N 5 1 2 c e N 5 1 2 d registrando durante le sequenze di test b c e ed f con l analizzatore di rete la potenza di uscita al generatore con una cadenza di un campione ogni secondo campioni registrati a partire dall istante in cui il generatore supera un livello di erogazione di potenza pari a 10 P riportati su un grafico dovranno essere tutti al di sotto della curva limite P 0 33396P s con uno scarto positivo massimo di 2 5 P Nel caso si utilizzi un simulatore di rete a potenza limitata set up riportato in N 5 1 2 a si effettuer la stessa campagna di acquisizioni limitando la verifica al primo tratto fino al raggiungimento del limite di potenza del simulatore Infine le verifiche per il caso N 5 1 2 b saranno analoghe a quelle delle prove a piena potenza ove si sostituisca alla lettura della potenza di uscita il valore del parametro in uscita al sistema di controllo che regola il limite di potenza erogabile Per i generatori eolici in alternativa alla procedura qui esposta la prova pu essere eseguita in accordo alla norma IEC CEI 61400 21 ed 2 sez 6 6 2 e sez 7 6 2 ove si tenga conto del limite al gradiente pari al 20 Pn min richiesto anzich 10 Pn min previsto dalla norma CEI 61400 21 279 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 6 Verifica dei requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reatti
408. miti fissati dall Utente stesso L intervento di tali protezioni nel caso di Utenti attivi deve essere concordato con il Distributore e o il Gestore per unit di produzione rilevanti 5 1 4 Conduzione delle reti di distribuzione Il Distributore garantisce il funzionamento delle reti nei limiti delle prestazioni delle reti stesse Il Distributore responsabile della conduzione delle reti della relativa manutenzione e della sicurezza di persone e cose nei limiti stabiliti dalle vigenti leggi e norme tecniche La conduzione delle reti di distribuzione comprende la supervisione dello stato degli impianti l esecuzione delle manovre ed il pronto intervento Le manovre ordinarie in emergenza e di messa in sicurezza sono eseguite automaticamente o manualmente mediante sistemi di telecontrollo o tramite il presidio degli impianti e sono concordate tra il Distributore e il Gestore Fatti salvi gli aspetti relativi al comportamento degli impianti di produzione nei transitori di frequenza nonch alla compatibilit delle protezioni degli impianti di produzione con le esigenze di sistema per le necessit di esercizio delle reti di distribuzione i criteri delle manovre di connessione e distacco degli impianti di produzione con potenza inferiore a 10 MW e degli impianti di utilizzazione direttamente connessi alle reti di distribuzione AT sono concordati tra il Distributore e l Utente mentre per gli impianti di produzione con potenza superiore
409. moto che verranno erogati a cura del Distributore secondo quanto stabilito nell Allegato T Le sopracitate prescrizioni sono riferite alla tensione misurata ai morsetti di generatore Le prescrizioni fornite nel presente paragrafo vincoli circa lo scambio di potenza reattiva con la rete da assolvere a cura dei generatori secondo le modalit appena richiamate risultano di immediata applicazione per gli utenti attivi con immissione totale di energia cessione totale comprendenti un unico generatore In tal caso il rispetto dei vincoli circa le condizioni operative scambio di potenza reattiva garantito dal normale funzionamento del generatore nell ambito della curva di capability prescritta Per il caso di utenti attivi con immissione totale di energia cessione totale comprendenti pi di un generatore il rispetto dei vincoli circa le condizioni operative scambio di potenza reattiva garantito dal normale funzionamento di ciascuno dei generatori nell ambito della relativa curva Per i rimanenti casi utenti attivi con presenza di carichi al netto di eventuali servizi ausiliari il rispetto dei vincoli circa le condizioni operative scambio di potenza reattiva garantito dal normale funzionamento del dei generatore i nell ambito delle predette curve di capability e dal funzionamento dei carichi rifasati per rispettare i termini contrattuali riportati nel Regolamento di Esercizio Lo scambio di potenza reattiva deve essere realizz
410. mposizione dei componenti interni se equivalenti ai fini del comportamento elettrico verso la rete a fronte di un adeguata documentazione tecnica a supporto A questo proposito la identificazione dei componenti interni del generatore rilevanti per le prescrizioni che sono oggetto della presente norma dovr essere riportata nel rapporto di prova di tipo emesso dal laboratorio N 2 Elenco delle prove e condizioni di riferimento Il dispositivo dovr essere dotato di marcatura CE In particolare dovranno essere prodotti i fascicoli tecnici richiesti per valutare la conformit agli aspetti di Compatibilit Elettromagnetica e di Sicurezza Elettrica Inoltre lo stesso dovr aver superato con esito positivo le seguenti prove N 3 Misure per la qualit della tensione N 4 Verifica del campo di funzionamento in tensione e frequenza N 5 Verifica delle condizioni di sincronizzazione e presa di carico N 6 Verifica dei requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reattiva N 7 Verifica dei requisiti costruttivi circa la regolazione di potenza attiva 269 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 N 8 Verifica della insensibilit agli abbassamenti di tensione LVRT capability N 9 Verifica della insensibilit alle richiusure automatiche in discordanza di fase NOTA Le prove EMC devono essere svolte presso laboratori accreditati EA o in alternativa presso il cliente tramite prove valutative dei risultati sotto supervisione da
411. mpressa da un generatore di segnale per i metodi descritti in N 7 2 c ed N 7 2 d oppure modificando i parametri di controllo del convertitore della stessa entit riportata in ognuno dei 7 punti di misura ma con segno opposto qualora sia stata scelta la modalit riportata in N 7 2 b Relativamente al metodo descritto in N 7 2 c per i generatori eolici la verifica dei tempi di risposta dovr tenere in considerazione anche la dinamica del sistema meccanico La prova di risposta del generatore eolico viene eseguita con la fonte primaria di energia disponibile a piena potenza Tali prove addizionali sono finalizzate ad assicurare che anche il sistema integrato generatore controllo risulti comunque conforme alle specifiche richieste dalla norma Nel caso dei generatori eolici dopo il raggiungimento del punto ts per la sequenza A fs per la sequenza B la curva dovr percorrere il tracciato in senso inverso ts gt t t4 gt h per la sequenza A f5 gt f gt f3 gt fo per la sequenza B fino a riportare la frequenza al valore nominale per la verifica delle condizioni di ripristino della erogazione massima sequenza A ovvero al 50 della potenza massima sequenza B N 7 2 2 Esito delle prove per generatori statici generatori eolici FC e DFIG risultati devono essere riportati in una tabella e in base ad essi si deve estrapolare l andamento su un grafico con due curve rappresentanti rispettivamente la Sequenza A e la Sequenza B
412. n Tabella segue le considerazioni di affidabilit e flessibilit della rete riportate nel par 6 4 2 38 La scelta dell una o dell altra soluzione deve essere comunicata al Distributore preliminarmente alla connessione A connessione esistente l Utente non pu cambiare soluzione se non con il preventivo assenso scritto del Distributore 39 Il personale che esegue le operazioni succitate deve avere le caratteristiche previste sia nella Norma CEI 11 15 che nella Norma CEI 11 27 40 Data la peculiarit delle operazioni suddette in entrambi i casi 1 e 2 rigorosamente escluso l impiego di Persone Comuni come definite nella Norma CEI 11 27 62 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 6 Soluzioni di collegamento indicative per la connessione alle reti di distribuzione MT D B2 C A B1 Potenza disponibile Rete Derivazione a Antenna su Antenna su Antenna su MW T CS CS in Entra Esce CP derivazione BT nc nc nc nc nc 0 1 0 2 gt MT X X o S 0 2 1 MT x X X X 2 1 3 MT X o 5 MT x 3 10 AT nc nc nc nc nc Potenza nominale MW BT nc nc nc nc nc 0 1 0 2 MT x 2 0 2 1 MT E x z 1 3 MT X c 2 3 6 MT X D MT X 6 10 AT nc nc nc nc nc Legenda X soluzione consigliata x soluzione praticabile ma non consigliata per Utenti passivi fino a 0 4 MW soluzione sconsigliata nc casistica non conside
413. na per lo schema di inserimento in antenna e dipendente dalla somma della lunghezza della derivazione a T e di quella della relativa dorsale cui la derivazione rigidamente connessa per lo schema di inserimento in derivazione rigida a T in generale la derivazione a T quella che offre l affidabilit minore tra i diversi schemi di connessione La diminuzione di affidabilit a causa di lavori sul tratto di linea AT che alimenta l Utente e trascurabile per l inserimento in entra esce realizzato con due singole terne e dipendente dal doppio della lunghezza della linea per l inserimento in entra esce realizzato con una doppia terna e dipendente dalla lunghezza della linea in antenna per l inserimento in antenna e dipendente dalla somma della lunghezza della derivazione a T e di quella della relativa dorsale cui la derivazione rigidamente connessa per l inserimento in derivazione rigida a T La diminuzione di affidabilit conseguente a guasto e lavori sul tratto di linea MT che alimenta l Utente dipendente dalla lunghezza della linea stessa Nel caso di collegamento in entra esce pu essere ridotta la durata della disalimentazione qualora l Utente medesimo possa essere controalimentato 17 La lunghezza rilevante a questi fini quella della linea aggiunta a partire dalla dorsale esistente ovvero dai punti di inserimento come indicati in Figura 4 18 Il problema della diminuzione di affidabilit
414. na di colore bianco al di sopra e lungo i punti della caratteristica LVRT V t indicata in Fig 24 per i generatori statici e in Fig 25 per i generatori eolici dove V la tensione concatenata nel punto di connessione Tali valori sono espressi in percentuale della tensione nominale MT concatenata In questa zona il generatore dovr rimanere connesso alla rete senza subire alcun danno ma consentito interrompere temporaneamente l erogazione della potenza attiva erogata prima dell insorgenza del guasto nella zona sottostante il generatore pu scollegarsi dalla rete area in grigio zona di distacco ammesso la logica di funzionamento deve essere del tipo 1 su 3 ovvero sufficiente che sia rilevato l abbassamento di una sola delle tre tensioni concatenate per garantire il comportamento previsto dalla curva di Fig 24 per i generatori statici e di Fig 25 per i generatori eolici entro 400 ms per generatori statici e 2s per generatori eolici dal ripristino di un livello di tensione di rete compreso tra 10 e 15 della tensione nominale il generatore deve riprendere l erogazione della potenza attiva e reattiva immessa in rete prima della insorgenza del guasto con una tolleranza massima del 10 della potenza nominale del generatore qualora la tensione si ripristini ma rimanga nella fascia tra 85 e 90 ammessa una riduzione della potenza erogata in base ai limiti della corrente massima erogabile dal gener
415. na terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 49 7 Hz e verificare l intervento della soglia restrittiva di minima frequenza H Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa avente ricaduta oltre il tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 223 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 2 Applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 3 Hz V 1 05E Z0 U12 1 05 V Z0 V 2077 E Z 133 Uz 077 V Z 133 V 0 77 E Z 133 U31 077 V Z 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 0 85E U 0 85V V 0 20E U 0 20V Vies V V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare l intervento della soglia restrittiva di ma
416. nali di tensione in bassa tensione corrispondenti a quelli primari opportunamente scalati del rapporto di trasformazione dei TV stessi Tali TV possono essere utilizzati con una qualsiasi PG che abbia superato le prove funzionali con TV automaticamente idonei a patto che la PG utilizzi i TO con cui sono state superate le prove 10 Si precisa che per classe 0 5 3P si intendono tre TV fase terra collegati a triangolo aperto che soddisfano ciascuno la classe 3P dal 5 al 190 della tensione nominale e la classe 0 5 da 80 a 120 della tensione nominale Si possono impiegare sia terne di TV con un solo secondario dedicato unicamente alle protezioni 0 5 3P sia terne di TV a nucleo unico con due secondari distinti uno di misura classe 0 5 e uno di protezione classe 0 5 3P 156 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 C 2 3 2 Caratteristiche e prove per TV omopolari non automaticamente idonei C 2 3 2 1 Caratteristiche dei TV omopolari non automaticamente idonei Qualora la terna di TV fase terra impiegati per la ricostruzione della tensione omopolare alla PG non presenti le caratteristiche di cui in C 2 3 1 tali TV sono detti non automaticamente idonei C 2 3 2 2 Prove funzionali per TV omopolari non automaticamente idonei Nel caso di applicazione di una terna di TV non automaticamente idonei le prove di corretto funzionamento delle soglie direzionali di terra devono essere effettuate applicando direttamente le tensioni in valore p
417. ne si intende il collegamento dell impianto di utenza per la connessione direttamente presso lo stallo in CP stazione senza linea interposta Poich la linea di propriet dell Utente protetta dai dispositivi del Distributore essa deve presentare una tenuta al cortocircuito tale da consentire l intervento delle protezioni di rincalzo tipicamente 2 gradino delle distanziometriche L Utente deve stipulare una regolare servit di elettrodotto con il Distributore per il passaggio della linea all interno dei terreni di propriet del Distributore in particolare l area di CP Devono essere previsti algoritmi per la compensazione delle perdite dovute alla misura in un punto differente dal punto di confine consegna Dal punto di vista affidabilistico l inserimento su stallo di CP presenta caratteristiche funzionali analoghe a quello in antenna semplice 7 2 Schema dell impianto per la connessione Lo schema di connessione definito dal Distributore possibilmente di concerto con l Utente sulla base dei seguenti criteri e esigenze della rete e esigenze dell impianto dell Utente Nel caso di connessione alla rete AT di unit rilevanti la scelta dello schema di connessione deve essere concordata anche con il Gestore Le esigenze della rete sono le stesse enunciate per la scelta del punto e dello schema di inserimento con particolare riguardo alla flessibilit dei sistemi di sbarra per assicurare la dovuta disponibilit di
418. ne l impianto di rete presso l utenza essenzialmente costituito dalle apparecchiature di manovra e sezionamento del Distributore La eventuale messa a disposizione degli spazi necessari alle attivit del Distributore non direttamente funzionali alla connessione dell Utente deve essere oggetto di appositi accordi L impianto di rete presso l utenza di norma installato in un area messa a disposizione dall Utente il cui accesso riservato esclusivamente al personale del Distributore L impianto dell Utente deve essere sempre sezionabile dal resto della rete 7 5 3 Impianto di utenza per la connessione 7 5 3 1 Dispositivi previsti Gli impianti d utenza per la connessione debbono risultare collegati alla rete attraverso uno o pi dispositivi di sezionamento e interruzione In particolare sono sempre necessari i dispositivi di seguito elencati in funzione del tipo di impianto da connettere impianto attivo o passivo sono necessari ulteriori dispositivi specificati in 7 6 2 e Sezionatore generale posto immediatamente a valle di ciascun punto di connessione e destinato a sezionare l impianto di utenza per la connessione dalla rete e Interruttore generale posto immediatamente a valle del sezionatore generale e in grado di escludere dall impianto di rete per la connessione l intero impianto di utenza Tale interruttore pu essere dotato di un dispositivo per il parallelo tra reti ed normalmente da prevedere per tutte le tipologie
419. ne del pulsante di comando ha dato esito positivo L impianto conforme alle disposizioni contenute nella Norma CEI 0 16 come eventualmente integrata da nome societ di distribuzione in base alle deroghe approvate dall AEEG 241 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato H informativo Posizione di trasformatori trasduttori seguenti schemi non sono da intendersi esaustivi di tutte le possibili combinazioni di installazione ammesse dei trasformatori trasduttori di protezione ma relativi alle casistiche pi frequenti 49 Se i trasformatori trasduttori hanno un ulteriore avvolgimento dedicato alla misura prevalgono le regole e i vincoli di posizionamento riconducibili alla misura di cui alla Fig 7 e 8 della presente Norma n alcuni casi potrebbe rendersi necessaria l installazione di trasformatori trasduttori dedicati H 1 Posizionamento toroide omopolare schema da coordinare con le soluzioni TA I TA NI TV I TV NI riportate negli schemi successivi 1a POSIZIONAMENTO IDEALE 1b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Distributore TO ID Utente Utente Legenda LA Terminali cavo 45 Il posizionamento dei TA T consentito anche a valle del DG 242 NORMA TECNICA H 2 lt CEI 0 16 2014 09 Schema d installazione TA I TA T e TV I per TO vedi schema H 1 2a POSIZIONAMENTO IDEALE 2b POSIZIONAMENTO CONSENTITO Distributore Utente 2c POSIZIONAMENTO
420. ne della soglia di intervento 1 a partire dal valore di tensione e frequenza nominale applicare istantaneamente agli ingressi una frequenza pari alla soglia impostata aumentata di 50mHz verificando il non intervento 2 diminuire la frequenza a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10mHz e durata dei passi pari al 12096 del tempo di intervento B Misura della precisione del tempo di intervento 1 a partire dal valore di tensione e frequenza nominale applicare istantaneamente agli ingressi una frequenza pari alla soglia impostata diminuita di 200mHz Il tempo registrato tra l istante di applicazione della frequenza di intervento e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento 237 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 5 2 8 Verifica della soglia e del tempo di intervento della funzione di massima tensione residua Le seguenti prove vanno effettuate applicando tensione e all unico ingresso della funzione di massima tensione residua per PI o SPI integrato che effettua la misura di tensione residua da un unico ingresso e Sul solo terzo ingresso voltmetrico per PI o SPI integrato che effettua la misura di tensione residua come somma vettoriale delle tre tensioni di fase Le prove da effettuare sono le seguenti A Misura della precisione della soglia di intervento 1 applicare istantaneamente agli ingressi una tensione residua pari al 90 della soglia regolata ve
421. neratori sincroni e asincroni 95 Salvo il caso di apertura del DDI per minima tensione che tipicamente ritardata di 300 ms 106 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 8 7 1 SPI e risposta alle variazioni di frequenza Le prescrizioni del presente paragrafo si applicano a tutti gli impianti di produzione connessi alle reti MT rotanti e statici richiesto che gli impianti di produzione siano in grado di operare in range di frequenza differenziati in ragione di due diversi obiettivi 1 garantire il distacco rapido degli impianti in occorrenza di guasti sulla rete a cui sono connessi al fine di consentire il successo delle richiusure automatiche tripolari presenti nelle reti MT ed a beneficio della qualit del servizio tale risultato conseguibile con il ricorso a soglie restrittive di frequenza 2 garantire il sostegno delle generazioni alla rete mantenimento della connessione in caso di variazione relativamente lenta del parametro frequenza Il risultato conseguibile con il ricorso a soglie permissive di frequenza La discriminazione tra i due comportamenti anzidetti affidata al sistema di protezione di interfaccia SPI con modalit di funzionamento e campi di regolazione di cui al par 8 8 8 Il sistema di protezione proprio del generatore generatori dovr essere regolato salvo casi particolari espressamente previsti dalla presente norma in modo da soddisfare il secondo requisito e quindi dovr funzionare sem
422. nergia funzionanti in isola con interblocco elettrico e meccanico oppure con interblocco elettrico ridondante Il Distributore si riserva di presenziare alle prove di funzionamento degli interblocchi al momento della messa in servizio dell impianto nonch di richiederne in qualsiasi momento la verifica e o l effettuazione alla presenza dei propri incaricati Nel caso in cui l Utente sia dotato di gruppi statici di continuit per servizi non interrompibili di un certo rilievo trifase di potenza complessiva superiore a 30 kW si deve evitare che tali apparecchiature possano erogare potenza anche transitoriamente verso la rete A tal fine deve essere previsto un dispositivo che al passaggio di potenza verso la rete sul ramo di bypass interrompa tale condizione anomala di funzionamento entro 15 s in modo da impedire il funzionamento del gruppo statico di continuit come utente attivo CEI EN 62040 tale dispositivo deve assicurare il sezionamento rispetto alla rete 9 8 5 4 1 Funzionamento di breve durata in parallelo Allo scopo di evitare interruzioni del servizio durante il cambio di assetto della Rete ammesso il parallelo transitorio tra l alimentazione di riserva ad esempio gruppi elettrogeni e la Rete 48 Come noto ai fini del sezionamento non sono ammessi dispositivi di tipo statico La necessit di un dispositivo di interfaccia si ha allorch l UPS e o CPS sia dotato di ramo di bypass oppure abbia lo stadio di
423. nfine fisico tra due reti nella titolarit e o gestione di due soggetti diversi attraverso cui avviene lo scambio fisico di energia Il punto di connessione individuato al confine tra l impianto di rete per la connessione e l impianto di utenza vedi Figura 4 3 59 Punto di immissione Punto di immissione come definito ai sensi dell articolo 4 comma 4 7 del TIME Ci si ha in caso di fornitura a produttori con solo servizi ausiliari senza carico proprio 3 60 Punto di inserimento Punto della rete di distribuzione nell assetto preesistente alla connessione al quale l impianto di utente connesso attraverso l impianto di connessione 13 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 61 Punto di prelievo Punto di prelievo come definito ai sensi dell articolo 4 comma 4 7 del TIME Ci si ha in caso di fornitura a Utenti passivi oppure a Utenti attivi con carico proprio diverso dai servizi ausiliari 3 62 Rete rete di distribuzione rete di distribuzione pubblica Rete elettrica AT o MT alla quale possono collegarsi gli Utenti gestita da un impresa distributrice 3 63 Rete AAT Sistema a tensione nominale tra le fasi oltre 150 kV 3 64 Rete AT Sistema a tensione nominale tra le fasi superiore a 35 kV fino a 150 kV compreso livelli di tensione superiori non sono considerati nella presente Norma 3 65 Rete di distribuzione BT Rete con obbligo di connessione di terzi diversa dalla RTN decreto 25 giugno 2000 con te
424. nibilit e rintracciabilit 24 h Il Regolamento di Esercizio per gli impianti di produzione rilevanti connessi alla rete AT concordato tra Distributore Gestore e Utente 13 2 Documentazione tecnica del punto di connessione All atto della connessione l Utente deve fornire la documentazione attestante la rispondenza dell impianto di utenza per la connessione ai requisiti indicati nella presente Norma Tale documentazione consiste in un estratto della Dichiarazione di conformit redatta dall impresa installatrice abilitata ai sensi del Decreto 22 gennaio 2008 n 37 che deve avere come allegato il progetto dell intera rete di utenza allo stesso livello della tensione di consegna ivi compresi i trasformatori dal livello di consegna ad altri livelli di tensione nonch una attestazione dell effettuazione delle regolazioni delle protezioni secondo quanto prescritto dal Distributore compilata secondo il modulo riportato in Allegato G Il Distributore e l Utente devono identificare univocamente l impianto ed individuare i referenti abilitati a fornire le informazioni tecniche Per ogni punto di connessione deve essere predisposta la documentazione tecnica di riferimento ai fini della gestione del punto di connessione nei rapporti tra Distributore Titolare della Stazione della rete d interesse e l Utente L Utente responsabile della redazione dell aggiornamento della conservazione e della formale comunicazione al Distributore dell
425. nima frequenza considerando il valore minore di frequenza misurato e in caso di massima frequenza considerando il valore maggiore di frequenza misurato 96 La definizione dei segnali su protocollo standard serie CEI EN 61850 allo studio e sar oggetto dell Allegato T Questi segnali trasmessi dal Distributore ed uguali per tutti gli utenti attivi potranno essere contatti puliti tramite opportuno convertitore da protocollo 61850 oppure utilizzati direttamente dalla PI sempre nel rispetto dei tempi di intervento indicati nella presente norma 108 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 La soluzione per la misura della frequenza a scelta del costruttore Le regolazioni dovranno tenere conto del livello di tensione a cui le grandezze sono rilevate I SPI deve essere realizzato secondo le modalit previste nell Allegato E L intervento di tutti i rel deve determinare l apertura del dispositivo di interfaccia Tenendo conto dei valori di regolazione e dei tempi di intervento normalmente indicati per tutti i tipi di guasto sulla rete del Distributore si ha generalmente l intervento del rel di frequenza mentre i rel di tensione assolvono una funzione prevalentemente di rincalzo Le regolazioni delle protezioni avviene sotto la responsabilit dell Utente sulla base del piano di regolazione predisposto dal Distributore e comunicato in fase di connessione Qualora l Utente sia connesso a linea MT in antenna potenze
426. nnessione Figura 1 Inserimento in antenna 7 1 1 1 Inserimento in antenna semplice In questo caso l impianto di Utente viene inserito sulla rete per mezzo di una sola linea derivata da una CP o stazione esistente Nel valutare la disponibilit garantita da un simile inserimento si devono tenere in conto le conseguenze della manutenzione sulla linea tra CP e Utente Per la connessione di impianti di distribuzione per i quali si applica quanto previsto nell articolo 11 l inserimento in antenna semplice generalmente impiegato qualora la rete di distribuzione MT sottesa sia completamente rialimentabile da altri impianti 7 1 1 2 Inserimento in antenna in cabina adiacente Per inserimento in cabina adiacente s intende il collegamento di un impianto d Utente a sbarre di cabina senza linea interposta o con tratti di conduttori di lunghezza generalmente inferiore a 50 m senza interruttore in partenza dalla sbarra della CP In tali situazioni comunque necessario installare un sezionatore eventualmente motorizzato presso l impianto del Distributore 19 In tali casistiche generalmente l Utente risulta infatti direttamente connesso alla RTN 35 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Dal punto di vista affidabilistico l inserimento in cabina adiacente presenta caratteristiche funzionali analoghe a quello in antenna semplice 7 1 1 3 Inserimento in antenna su stallo di Cabina Primaria Per inserimento su stallo di CP o stazio
427. no a generare la potenza elettrica nominale 343 t NORMA TECNICA CEI 0 16 La presente Norma stata compilata dal Comitato Elettrotecnico Italiano e beneficia del riconoscimento di cui alla legge 1 Marzo 1968 n 186 Editore CEI Comitato Elettrotecnico italiano Milano Stampa inm proprio Autorizzazione del Tribunale di Milano N 4093 del 24 Luglio 1956 Direttore Responsabile ing R Bacci Comitato Tecnico Elaboratore CT 316 Connessioni alle reti elettriche Alta Media e Bassa Tensione Altre Norme di possibile interesse sull argomento 344 Via Saccardo 9 20134 Milano Tel 02 21006 1 Fax 02 21006 210 10 00 cei ceiweb it www ceiweb it
428. no ammessi i seguenti metodi di prova v anche Allegato P Misure in situ al punto di connessione della rete il flicker viene determinato mediante misure effettuate all effettivo punto di connessione del convertitore alla rete elettrica secondo la procedura descritta in IEC 61400 21 sezioni 6 3 2 e 7 3 3 Utilizzo di una sorgente simulata DC conforme all allegato Q per i generatori statici AC conforme all Allegato V per i generatori eolici FC di potenza fino a 100 kW in situ o con un simulatore di rete AC il flicker viene determinato all effettivo punto di connessione della rete o in alternativa mediante un simulatore di rete AC mediante l impiego di una adeguata sorgente di tensione che simuli il flusso di energia es irraggiamento luminoso o vento Il flicker viene quindi determinato secondo la procedura descritta in IEC 61400 21 sezioni 6 3 2 e 7 3 3 Utilizzo di una sorgente simulata DC conforme all allegato Q per i generatori statici AC conforme all Allegato V per i generatori eolici FC di potenza fino a 100 kW e di un simulatore di rete AC con regolazione dell impedenza di rete qualora la rete simulata consenta la regolazione degli angoli di fase dell impedenza di rete questa deve essere regolata ai valori di 30 50 70 e 85 con una tolleranza di 2 valori di flicker sono direttamente misurati con un adeguato flickermetro realizzato in conformit alla IEC 61000 4 15 valori di reattanza e resis
429. no le batterie i sistemi di conversione mono o bidirezionale dell energia gli organi di protezione manovra interruzione e sezionamento in corrente continua e alternata e i sistemi di controllo delle batterie Battery Management System BMS e dei convertitori Tali componenti possono essere dedicati unicamente al sistema di accumulo o svolgere altre funzioni all interno dell impianto di Utente 3 77 Sistema di Protezione Generale SPG Sistema di protezione associato al Dispositivo Generale composto da e trasformatori trasduttori di corrente e se previsti trasformatori trasduttori di tensione con le relative connessioni al rel di protezione e rel di protezione generale PG con relativa alimentazione e circuiti di apertura dell interruttore 9 3 78 Sistema di Protezione di Interfaccia SPI Sistema di protezione associato al Dispositivo Di Interfaccia composto da e trasformatori trasduttori di tensione con le relative connessioni al rel di protezione e rel di protezione di interfaccia PI con relativa alimentazione e circuiti di apertura dell interruttore DDI 8 Ai fini della presente Norma il SPG non comprende il DG Una o pi funzioni del SPG possono essere assolte da un unico dispositivo SPG integrato 15 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 3 79 Sovratensione transitoria Impulso di tensione di breve durata il cui valore di cresta supera la tensione di tenuta ad impulso delle apparecchiat
430. nsegna e di misura devono avere caratteristiche statiche e meccaniche adeguate alle sollecitazioni dovute al montaggio degli impianti interni e devono corrispondere alle seguenti tipologie e cabina bassa in box prefabbricato o costruita in loco e in edificio civile Soluzioni diverse quali per esempio quelle al di sotto del piano stradale imposte da specifiche necessit devono essere altrettanto idonee all installazione ed all esercizio degli impianti 52 La misura dell energia prodotta da un Utente attivo non oggetto di ulteriori prescrizioni nella presente Norma 74 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le dimensioni del locale di connessione devono di regola consentire l adozione dello schema di inserimento in entra esce che potrebbe rendersi necessario in un secondo tempo A titolo indicativo l occupazione di superficie complessiva di locale consegna e misure deve essere di circa 16 m2 dettagli costruttivi devono essere forniti nella documentazione di connessione a cura del Distributore in ogni caso il progetto del locale per l impianto di rete presso l utenza deve essere conforme alle prescrizioni emanate dal Distributore Tutti i locali devono essere dotati di un adeguato impianto d illuminazione realizzato a regola d arte alimentato dall impianto BT dell Utente e predisposto a cura del medesimo qualora non sia presente in loco una trasformazione MT BT del Distributore Il locale del Distributore presso l utenza
431. nsione nominale tra le fasi superiore a 50 V fino a 1 kV compreso se in c a o superiore a 120 V fino a 1 5 kV compreso se in c c le reti in c c non sono di interesse della presente Norma 3 66 Rete di distribuzione MT Rete con obbligo di connessione di terzi diversa dalla RTN decreto 25 giugno 2000 con tensione nominale tra le fasi superiore a 1 kV se in c a o superiore a 1 5 kV se in c c fino a 35 kV compreso le reti in c c non sono di interesse della presente Norma 3 67 Rete in isola Porzione di rete elettrica non connessa con la restante rete elettrica di distribuzione pubblica 3 68 Rete previsionale Assetto della rete di distribuzione come risultante dall attivit di pianificazione definita in 3 46 3 69 Rifiuto di carico Condizione di funzionamento di un gruppo di generazione il quale dopo un distacco dalla rete per eventi esterni continua ad alimentare i propri servizi ausiliari in modo da poter effettuare nel pi breve tempo possibile il rientro in parallelo con la rete 3 70 Richiusura rapida Richiusura automatica unipolare o tripolare di un interruttore che avviene di norma entro 1 s dalla precedente apertura automatica per guasto 3 71 Servizi ausiliari di rete Servizi necessari a sostenere la distribuzione dell energia elettrica ed a mantenere il funzionamento affidabile della rete 3 72 Servizi ausiliari per impianti di produzione Servizi direttamente necessari al funzionamento dell impiant
432. nsione omopolare nel caso di SPG con funzione direzionale di terra e massima corrente omopolare D 3 3 3 1 Prove su SPG con protezione di massima corrente omopolare La regolazione della funzione massima corrente omopolare della PG deve essere soglia o gt pari a 2 A primari tempo di intervento 380 ms soglia l gt gt pari a 80 A primari tempo di intervento 100 ms Le prove da effettuare sono riportate di seguito Prove con rete a 20 kV neutro isolato Si devono simulare guasti monofasi a terra con resistenza di guasto e caratteristiche della rete indicate in Tab 11 Il circuito di riferimento per le prove di cui alla Tab 11 indicato in Fig 6 dove E 20000 N3 V Ic 3E Xs Xg Xs Xg corrente di guasto franco monofase a terra della rete a NI A Xs Xs Xg 0 05 si ipotizza quindi che il contributo della rete utente alla totale corrente capacitiva di guasto monofase a terra sia pari al 596 del totale Lo I s 4 TA linea guasta TA linee sane 1 Nel caso di SPG che fanno uso di tre trasduttori di fase per ricavare la corrente omopolare le correnti di prova con cui alimentare la protezione lg ls Ir sono indicate in Tab 11 Figura 6 Circuito di riferimento per rete a NI Nel caso di SPG ce misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare la corrente di prova con cui alimentare la protezione le 3 log La Rg da utilizzare per le prov
433. nstallazione dei componenti ed il funzionamento regolare del sistema La verifica deve prevedere la prova di telelettura da parte del sistema di acquisizione del soggetto responsabile della rilevazione e registrazione dei dati La prova di telelettura pu essere eseguita preliminarmente alla verifica l attestazione dell esito positivo di tale prova rilasciata dal soggetto responsabile della rilevazione e registrazione dei dati al soggetto responsabile dell installazione e manutenzione L attivazione del sistema di misura pu essere eseguita solamente dopo la conclusione positiva della prova di telelettura e della verifica di prima installazione Il soggetto responsabile dell installazione e manutenzione esegue un programma periodico di verifica con periodicit triennale o con la periodicit eventualmente definita dalla normativa vigente e redige il relativo rapporto di verifica Tutte le verifiche dovranno essere eseguite conformemente alla Norma CEI 13 4 risultati delle verifiche sono resi disponibili anche agli altri soggetti autorizzati secondo le disposizioni dell AEEG Le attivit di manutenzione e verifica del sistema di misura dovranno essere oggetto di regolamentazione tra l Utente e il Distributore dati di misura di energia elettrica devono essere accessibili ai diversi soggetti autorizzati secondo le disposizioni dell AEEG 103 II Distributore deve consentire ai costruttori di contatori l integrazione dei relativi mod
434. nte ma deve essere ricavata dalle tre misure di corrente di fase Nel caso in cui i valori assoluti delle tre correnti di fase correnti di carico siano elevati la necessit di ricostruire la corrente residua con la precisione in modulo e fase richiesta comporta la necessit di disporre di TA con errori estremamente contenuti Ci vale in particolare per gli errori di fase La necessit di questi valori cos contenuti porta anche un evidente problema dal punto di vista della verifica funzionale del SPG integrato chiaro infatti che dovendo verificare la precisione dell SPGI con prove di laboratorio necessario disporre di generatori di segnale in grado di generare forme d onda di corrente sinusoidale con una precisione elevatissima oltre i valori limite di precisione disponibili anche sui migliori dispositivi di prova presenti sul mercato La conclusione di tutto questo che normalmente non risulta possibile verificare funzionalmente con una prova diretta le precisioni richieste in D 3 1 3 D altra parte risultando la corrente omopolare ricavata dalla lettura di 3 correnti di fase risulta non realistico ed assolutamente non indicativo del reale comportamento del SPG integrato fare transitare la sola corrente omopolare in un solo trasduttore di corrente di fase ai fini della valutazione degli errori delle soglie di intervento in regime statico una volta accertato il rispetto degli errori richiesti in regime statico le rimane
435. nte diverso dai valori stimati Roo 0 0216L S per conduttori in rame a 75 Assorbimento massimo ammesso per la PG nel presente Allegato P Roolsn2 Pr Calcolo del fattore limite di precisione effettivo alla prestazione applicata sul secondario del TA secondo la CEI 11 35 P F Rialen Pn Rialsn P l p hn F la corrente limite di precisione in A alla prestazione applicata vedi Norma CEI EN 60044 1 fino alla quale il TA mantiene l errore composto entro il limite del 5 della classe 5P Si considera convenzionalmente una durata del cortocircuito di 0 5 s Si considera una corrente di cortocircuito primaria di 12 5 KA Nel presente Allegato il valore richiesto pari a 50 h per 1 s Il rel deve essere certificato per gli eventuali valori maggiori necessari per il superamento della presente verifica Corrispondente a k h per 1 s Il rel deve essere certificato per gli eventuali valori differenti rispetto alle prescrizioni minime del presente Allegato che si rendano necessari per il superamento della presente verifica Pari a K S con K 115 assumendo conduttori isolati in PVC vedi CEI 11 17 La verifica di tenuta al cortocircuito dei collegamenti e del rel di protezione ha esito positivo se sono entrambe soddisfatte le condizioni Pt ss lt Pt rel e Pt lt Deo II tempo di saturazione calcolato come da Norma CEI EN 60044 6 nell ipotesi di guasto bifase con costante di tempo primaria di
436. nterne di utenza sono definite secondo le vigenti delibere dell AEEG 4 4 Reti di distribuzione Gli Utenti nell ambito della realizzazione e del mantenimento della connessione tra reti di distribuzione sono i soggetti titolari di e cabine primarie connesse a reti AT di altro Distributore esclusivamente in antenna da CP esistente e porzioni di reti di distribuzione MT connesse a reti di distribuzione MT di altri proprietari 5 Caratteristiche delle reti Nel seguito si descrivono le caratteristiche principali delle reti di distribuzione tali caratteristiche devono essere prese in considerazione per il collegamento degli Utenti alla rete stessa 5 1 Caratteristiche delle reti AT 5 1 1 Caratteristiche strutturali 5 1 1 1 Livelli di tensione e frequenza La rete AT costituita da sezioni a tensione nominale Un maggiore di 35 kV e minore o uguale a 150 kV ad una frequenza nominale fn di 50 Hz 5 1 1 2 Stato del neutro Le reti AT con tensione nominale Un 2 100 kV hanno il neutro connesso efficacemente a terra Le reti AT con tensioni nominali inferiori possono essere esercite con differenti stati del neutro 23 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 5 1 1 3 Corrente di cortocircuito trifase massima ai fini del dimensionamento delle apparecchiature Valore della corrente di cortocircuito assunta per la scelta delle apparecchiature che deve essere comunicato dal Distributore all Utente 5 1 1 4 Corrente di cortocircui
437. nti prove funzionali possono invece essere condotte applicando la sola corrente omopolare ad un singolo trasduttore di corrente Per ovviare a quanto sopra una possibile modalit di prova descritta nel seguito 24 In teoria le tre correnti di fase possono avere valore fino a qualche centinaio di Ampere primari valore di soglia della funzione di massima corrente gt gt 25 Devono essere utilizzati dispositivi con errori dichiarati come tipici per i canali in corrente sull intero range di emissione non superiori a 0 025 per quanto riguarda il modulo e non superiori a 0 1 per quanto riguarda l angolo 177 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 300 A CH li GENERATORE TA DIFASE DI SEGNALE Figura 3 Due possibili metodi alternativi equivalenti di prova per la verifica della precisione della soglia direzionale del SPG integrato con 3 sensori di corrente di fase in presenza di elevate correnti di carico Attraverso un unico conduttore quindi un unico canale di corrente del generatore di segnale passante in tutte e tre i traduttori di corrente fase con il medesimo verso alimentare il sistema al valore di corrente di carico prevista es 300 AC9 In questo modo i tre TA risultano attraversati esattamente dalla stessa corrente Attraverso un opportuna predisposizione SW dell SPG integrato imporre che le correnti misurate dal secondo e dal terzo TA di fase risultino sfasate esattamente di 120 e 120 r
438. nti secondari dedicati Previa autorizzazione del Distributore consentito l utilizzo degli stessi avvolgimenti secondari per il prelievo di segnali finalizzati a eventuali dispositivi per la rilevazione della qualit del servizio elettrico dispositivi nella disponibilit del Distributore Per gli impianti AT l eventuale armadio con i dispositivi di protezione e la morsettiera di sezionamento e raccolta cavi ove utilizzato deve essere collocato nelle immediate vicinanze dei TA e dei TV di misura 12 3 Installazione del sistema di misura L installazione del sistema di misura deve rispondere alle modalit indicate nella Norma CEl 13 4 con riferimento anche ai requisiti antifrode In particolare si richiamano le prescrizioni qui di seguito riportate cavi per la connessione dei circuiti secondari di misura devono essere adeguatamente protetti lungo tutto il percorso utilizzando un tubo per installazioni elettriche conforme alle Norme CEI EN 61386 1 e CEI EN 61386 23 Ogni tubo deve avere alle estremit opportuni raccordi filettati sigillabili atti ad assicurare la connessione delle diverse sezioni tra loro e ad impedire lo sfilamento dal contenitore cui il tubo stesso collegato cavi per la connessione dei circuiti secondari di misura ed il relativo tubo flessibile di protezione devono transitare in apposite tubazioni o cunicoli con percorso ispezionabile mediante opportuni pozzetti 129 uS NORMA TECNICA CEI 0
439. nto specificato in 7 5 8 e 8 5 8 dati di misura di energia elettrica devono essere accessibili ai diversi soggetti autorizzati dall AEEG Allo scopo di garantire i dati di misura da eventuali alterazioni le morsettiere del sistema di misura devono essere dotate di sistemi meccanici di sigillatura piombatura o similari Per quanto riguarda i cablaggi esterni ai quadri elettrici ed alle apparecchiature di misura essi devono essere eseguiti con cavi schermati oppure con cavi a neutro concentrico oppure ancora mediante tubazioni metalliche dedicate e sigillate requisiti di garanzia da manomissioni o alterazioni si devono estendere anche alle porte ed ai dispositivi di trasmissione dei dati porta ottica porta seriale modem e collegamenti per evitare connessioni non autorizzate In alternativa alla sigillatura dei dispositivi di trasmissione dei dati le caratteristiche costruttive del misuratore devono garantire l implementazione di tecniche di protezione dei dati di misura e di elaborazione nonch delle funzionalit medesime del misuratore Devono inoltre garantiti gli accessi in sicurezza con modalit autorizzata ai dati di misura e di elaborazione sia in lettura che scrittura onde evitare alterazioni dei dati deliberate o accidentali Le eventuali deroghe devono essere motivate da esigenze particolari devono comunque assicurare la correttezza della misura e non devono portare a discriminazioni tra Utenti e tra Distributori
440. nto A rappresenta il rapporto di ricaduta 211 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 4 2 8 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzione di minima tensione di sequenza diretta Poich il SPI impiega il solo avviamento della funzione di minima tensione di sequenza diretta quale consenso allo scatto delle soglie restrittive delle protezioni di minima e massima frequenza le sole prove di precisione da effettuare riguardano la soglia ed il rapporto di ricaduta Durante l esecuzione di tali prove si rende pertanto necessario impostare l avviamento della funzione di minima tensione di sequenza diretta su un contatto d uscita della Pl o del SPI integrato collegando il contatto stesso alla cassetta prova rel A Misura della precisione della soglia 1 Applicare istantaneamente una terna simmetrica di tensioni di sequenza diretta di ampiezza pari al 11096 della soglia regolata 2 diminuire a rampa l ampiezza della terna simmetrica di sequenza diretta delle tensioni con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Applicare istantaneamente una terna simmetrica di tensioni di sequenza diretta di ampiezza pari al 9 della soglia regolata 2 Aumentare a rampa l ampiezza della terna simmetrica di sequenza
441. nto di produzione ha valore prossimo a quello della rete nel punto di parallelo con una tolleranza del 10 96 e la frequenza dell impianto di produzione ha valore prossimo a quello della rete del Distributore con una tolleranza del 0 5 96 e a differenza di fase tra la tensione dell impianto di produzione e quella della rete del Distributore inferiore o uguale a 10 85 Sono escluse da questa disposizione le riconnessioni automatiche degli inverter dei generatori statici che avvengono durante e al termine della routine di Autotest Per questi casi possibile la riconnessione immediata tra un test ed il successivo oltre al ripristino della potenza erogata senza applicazione del gradiente massimo 91 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 b c d 8 8 8 8 Gli con Per gli impianti di produzione con potenza nominale uguale o superiore a 400 kW il dispositivo di parallelo pu essere azionato in chiusura alle seguenti condizioni e la tensione generata dall impianto di produzione ha valore prossimo a quello della rete nel punto di parallelo con una tolleranza del 5 96 e la frequenza dell impianto di produzione ha valore prossimo a quello della rete del Distributore con una tolleranza del 0 5 96 e la differenza di fase tra la tensione dell impianto di produzione e quella della rete del Distributore inferiore o uguale a 10 Generatori asincroni L avviamento e la sincronizzazione dei gener
442. nvertitori statici devono erogare la potenza attiva secondo lo statismo s La variazione della potenza immessa in rete deve avvenire in modo lineare con tempi inferiori a1s La precisione della misurazione di frequenza deve essere di almeno 10 mHz Al ritorno della frequenza al valore nominale compatibilmente con la disponibilit della fonte primaria la potenza erogata dovr essere mantenuta al valore massimo raggiunto durante il transitorio Pmax u fino a che la frequenza non si attesti stabilmente nella banda 50 0 1 Hz per un tempo minimo continuativo selezionabile tra 0 e 900 s valore di default 300 s Trascorso tale tempo la potenza erogata dovr essere riportata al nuovo valore assunto da P t Tale variazione di potenza erogata dovr avvenire seguendo una rampa lineare con pendenza massima pari a 20 Pmax u Pe fn mem min dove Pear mem il valore memorizzato di potenza attiva erogata prima del transitorio Al superamento della frequenza f tutti gli impianti devono ridurre la potenza erogata Pe con le modalit illustrate nell Allegato J 48 _ M API Pe max 262 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato L informativo Sostegno alla tensione durante un cortocircuito Sostenere la tensione durante un cortocircuito significa contrastare la caduta di tensione a fronte di cortocircuiti nelle reti AAT ed AT le cui ripercussioni nelle reti sottostanti e nelle aree al contorno del punto di guasto sono tanto mag
443. nza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna con frequenza 50 2 Hz V 1 05E 20 U12 1 05 V 20 V 20 77 E Z 133 U23 0 77V Z 133 V 0 77 E Z4133 Usi 0 77V Z 4 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata 215 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 7 0 85E U 0 85V V 2 0 20E U 0 20V Vies V V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare il non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza K Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto
444. nza attiva necessaria per coprire le perdite f Capability dei generatori statici in impianti di potenza complessiva superiore o uguale a 400 kW Per generatori in impianti di potenza complessiva superiore o uguale a 400 kW gli inverter devono presentare una capability di tipo semicircolare la cui area di lavoro quella interna al grafico di Figura 18 LZ Campo di funzionamento deigeneratori ZA statici Campo di funzionamento senza prescrizioni Oma 7S Qmax Sn Legenda S potenza apparente nominale alla tensione nominale Un Pn potenza attiva con cos 0 9 alla tensione nominale Un Pmax 7 potenza attiva massima alla tensione nominale Un con cos 1 Qmax 7 potenza reattiva massima alla tensione nominale Un con cos y 0 9 Figura 18 Capability per i generatori statici in impianti di potenza 2 400 kW caratteristica semicircolare Per bassi valori della potenza attiva generata P lt 10 S sono consentiti scostamenti nella fornitura della potenza reattiva misurata sul limite della curva di capability in corrispondenza di un prefissato valore di P fino ad un massimo del 10 di Sn Durante lo scambio di potenza reattiva con la rete sia in logica locale sia in logica centralizzata come da par 8 8 6 2 e Allegato I l eventuale indisponibilit della fonte primaria non dovr comportare variazioni a gradino della potenza reattiva nel tempo Nella Figura 18 la zona tratteggiata deve intendersi estesa al
445. nza rischio di danni per la macchina In ogni caso il distacco dalla rete per abbassamento di tensione al di sotto del 70 Un non deve avvenire in tempi inferiori ai 150 ms comprensivi del tempo di manovra dell interruttore b Generatori asincroni Anche per i generatori asincroni l insensibilit ai buchi di tensione non pu essere decisa a priori e dovr essere valutata caso per caso e risolta attraverso una opportuna regolazione delle protezioni di tensione proprie del generatore in modo da massimizzare le condizioni di funzionamento in parallelo con la rete a fronte di guasti sulla rete esterna senza rischio di danni per la macchina In ogni caso il distacco dalla rete per abbassamento di tensione al di sotto del 70 Un non deve avvenire in tempi inferiori ai 400 ms c Generatori statici Per evitare che si verifichi l indebita separazione dalla rete in occasione buchi di tensione l impianto di produzione deve essere in grado di rimanere connesso alla rete a seguito di un qualsiasi tipo di guasto polifase con e senza terra secondo le condizioni minime di tensione e di tempo rappresentate nella Figura 19 Sono ammesse curve caratteristiche diverse da quella rappresentata a condizione che venga comunque garantita almeno la copertura dell area tratteggiata Per fronteggiare i transitori aumenti di tensione che accompagnano la rimozione di un cortocircuito deve essere inoltre garantito il mantenimento della connessione del generatore
446. nzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento D Misura della precisione del tempo di ricaduta 1 Dalla condizione finale di cui al punto C riportare istantaneamente la tensione al 120 della soglia impostata ll tempo registrato tra l istante di variazione istantanea della tensione e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di ricaduta E 4 2 4 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzioni di massima frequenza soglie permissiva e restrittiva a consenso voltmetrico Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso di misura della frequenza Le prove vanno effettuate separatamente per la soglia permissiva e per la soglia restrittiva a consenso voltmetrico Durante le prove della soglia restrittiva a consenso voltmetrico il comando locale deve essere mantenuto nello stato alto stato logico 1 A Misura della precisione della soglia di intervento 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione di valore nominale e frequenza pari alla soglia impostata diminuita di 50 mHz 3 aumentare la frequenza a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 2 mHz e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento 208 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Impos
447. nzioni di minima tensione Durante le prove su un ingresso la tensione sui restanti ingressi deve restare costante e di valore superiore alla soglia della funzione A Misura della precisione della soglia di intervento 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione pari al 11096 della soglia regolata 3 diminuire la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione pari al 90 della soglia regolata 3 Aumentare la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta C Misura della precisione del tempo di intervento 1 Applicare ad un ingresso un gradino di tensione di valore iniziale pari al 12096 della soglia regolata e valore finale 0 Il tempo registrato tra l istante di applicazione del gradino di tensione e l istante in cui il contatto di scatto della fu
448. o di necessitare di un calcolo assai pi complesso ad es tramite utilizzo di modello di calcolo di transitori elettromagnetici La corrispondenza tra corrente secondaria e flusso di saturazione diretta in quanto per la natura prevalentemente resistiva del carico secondario dei TA la tensione applicata sul TA stesso derivata del flusso proporzionale alla suddetta corrente valendo le seguenti relazioni p t Jv t dt v t Ro Rra i t Il procedimento di valutazione della corrente secondaria di seguito illustrato Dati di ingresso Dati sulla corrente di cortocircuito valore efficace della corrente di cortocircuito lee riferimento 9 kA valore della costante di tempo associata T riferimento 20 ms Dati sul TA di fase rapporto nominale kta hail ln2 prestazione nominale in Q Ren prestazione effettiva in Q Rc fattore limite di precisione Klim resistenza secondario TA in O a 75 C Ria 149 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Calcoli Calcolo della forma d onda della corrente primaria funzione nel tempo formula matematica ottenuta sovrapponendo la sinusoide della corrente di cortocircuito con la componente unidirezionale al valore massimo valore di picco della componente sinusoidale stessa Calcolo del flusso di saturazione il flusso massimo picco sinusoidale corrispondente alla corrente limite di precisione alla prestazione nominale Psar 1 0 F
449. o di produzione 14 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 73 Servizio di interrompibilit del carico Servizio fornito dalle unit di consumo rilevanti connesse a reti con obbligo di connessione di terzi dotate in ogni singolo punto di prelievo di apparecchiature di distacco del carico conformi alle specifiche tecniche definite dal Gestore e disponibili a distacchi di carico con le modalit definite dal Gestore stesso 3 74 Servizio di regolazione della frequenza Azione di mantenimento della frequenza a 50 Hz attraverso il bilancio tra potenza immessa nella rete potenza prelevata e perdite 3 75 Servizio di regolazione della tensione Azione di mantenimento delle tensioni nei nodi della rete entro limiti specificati 3 76 Sistema con neutro efficacemente a terra Sistema nel quale in caso di contatto franco a terra di una fase la tensione verso terra delle fasi sane escluso il periodo transitorio non supera in nessun punto l 8096 della tensione nominale tra le fasi 3 76 bis Sistema di accumulo Insieme di dispositivi apparecchiature e logiche di gestione e controllo funzionale ad assorbire e rilasciare energia elettrica previsto per funzionare in maniera continuativa in parallelo con la rete di distribuzione Il sistema di accumulo Energy Storage System ESS pu essere integrato o meno con un generatore impianto di produzione se presente In caso di sistema di accumulo elettrochimico i principali componenti so
450. o la tensione rientra stabilmente oltre l 8596 del valore di tensione nominale Per le correnti di fase oltre al valore rms mediato su un periodo si dovr registrare e documentare anche il valore di picco per ciascuna fase Nello stesso periodo di osservazione si dovranno riportare gli oscillogrammi delle tensioni e delle correnti di fase eventualmente con dettaglio ingrandito dell andamento durante i fronti di salita e discesa di tensione Nel rapporto di prova si dovr descrivere anche il metodo di calcolo utilizzato per determinare la potenza il fattore di potenza e la corrente reattiva Una descrizione estensiva delle modalit di acquisizione e di registrazione dei parametri elettrici rilevati durante la esecuzione dei test di insensibilit agli abbassamenti di tensione disponibile anche nella Norma IEC 61400 21 sez 6 5 ed 2 2008 e nelle linee guida FGW Part 3 sez 5 7 Determination of electrical characteristics of power generating units and systems connected to MV HV and EHV grids anche FGW TR3 vedi www wind fgw de Qualora il generatore sia equipaggiato con un trasformatore di isolamento le misure devono essere effettuate sul lato rete dello stesso Sar quindi necessario effettuare almeno 16 sequenze di prova distinte corrispondenti a 4 livelli di tensione residua da replicare per simulare i casi di guasti trifase simmetrici e bifase di tipo asimmetrico Ciascuna sequenza si dovr poi ripetere con il gene
451. o livello di potenza Apparecchi elettronici di controllo Malfunzionamento dei sistemi di controllo e di elaborazione dati Armoniche Dissimmetrie e squilibri Condensatori Sovrariscaldamento e danneggiamento condensatori Rel di protezione Interventi intempestivi rel di protezione Collegamenti a basso livello di potenza Malfunzionamento sistemi di controllo e trasmissione dati Motori e macchine rotanti Trasformatori Cavi elettrici Motori elettrici e macchine rotanti in genere Incremento delle perdite di motori trasformatori e cavi e conseguente Sovrariscaldamento Sovrariscaldamento 4 1 2 Carichi disturbanti Gli impianti di utilizzazione possono essere caratterizzati in funzione dei disturbi immessi in rete nelle seguenti categorie e carichi non disturbanti e carichi distorcenti carichi non lineari tra cui azionamenti a velocit variabile lampade convertitori statici elettrodomestici forni ad arco saldatrici trasformatori motori ecc e carichi fluttuanti saldatrici motori di taglia elevata avviati direttamente in modo ripetuto nel tempo inserzione di trasformatori ecc Un elenco non esaustivo di apparecchi disturbanti riportato in Tabella 2 20 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 2 Apparecchi disturbanti APPARECCHI DISTURBI GENERATI sQ FT VT AR FS RE Riscaldamento a 1 2 3 resistenza Forn
452. o sia utilizzato per la funzione direzionale di terra sia a neutro compensato sia a neutro isolato Le grandezze di Tab 2 e Tab 3 devono essere applicate in valore primario direttamente al TO a sua volta connesso alla PG Prova funzione di massima corrente omopolare Regolazione rel soglia o pari a 2 A primari tempo di intervento 380 ms soglia o pari a 80 A primari tempo di intervento 100 ms Tabella 2 Elenco prove per TO omopolari non automaticamente idonei PG con sola protezione di massima corrente omopolare Prova Corrente omopolare Corrente Costante Scatto Massimo tempo di simmetrica unidirezionale di tempo intervento primaria primaria ms 1 50 Ax596 500x va A 5 150 ms lo 530 4396 2 2000 Ax596 lo gt gt 100 3 3 350 Ax596 lo gt gt 100 3 4 100 A 5 ly 100 7396 5 2 2 Ax5 lo 380 396 6 1 8 A45 NO II TA omopolare la funzione di massima corrente omopolare del PG superano la prova se la PG emette il comando di scatto in conformit a quanto indicato in Tab 2 Il superamento delle prove di Tab 2 attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento TO PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di TO diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove di cui al C 2 2 2 2 con le modalit sopra descritte per quanto riguarda l applicazione di grandezze pr
453. o stabilimento e del mantenimento delle connessioni tra reti di distribuzione tali reti di distribuzione a loro volta possono avere per utenti del servizio di connessione altre reti di distribuzione distributore sotteso Ai fini delle regole tecniche di connessione gli utenti attivi della rete con impianto di produzione di potenza nominale fino a 10 kW sono considerati utenti passivi 4 1 Impianti utilizzatori Ai fini della presente Norma gli impianti utilizzatori possono essere caratterizzati secondo i seguenti criteri e potenza e sensibilit dei carichi alla qualit dell alimentazione e disturbi immessi in rete e interrompibilit Tali criteri non esaustivi hanno lo scopo di caratterizzare in maniera semplificata gli impianti di utilizzazione rispetto alle loro esigenze minime e ai fattori che le influenzano 4 1 1 Sensibilit dei carichi alla qualit dell alimentazione Gli impianti utilizzatori possono essere caratterizzati in funzione della sensibilit alla continuit del servizio e alle diverse caratteristiche della tensione nelle due seguenti categorie e carichi non sensibili e carichi sensibili carichi possono essere sensibili alla continuit dell alimentazione interruzioni dell alimentazione e alle diverse caratteristiche della tensione quali e buchi di tensione e variazioni di tensione e sovratensioni e variazioni di frequenza e armoniche e dissimmetria della tensione trifase
454. o una volta avvenuta la riparazione dei guasti o completati i lavori Per variazione significativa e permanente del tempo di intervento si intende una qualsiasi variazione a crescere del tempo di intervento stesso Nel caso della corrente di guasto per variazione significativa e permanente si intende una variazione stabile ad es aumento significativo della corrente per effetto della costruzione di nuove linee o stazioni oppure ancora della connessione di nuovi impianti di generazione della corrente effettiva di guasto monofase a terra superiore al valore gi comunicato all Utente Le verifiche periodiche dell impianto di terra di competenza del Distributore sono di competenza del medesimo E auspicabile un accordo tra le parti L Utente resta esclusivo proprietario e responsabile del dispersore unico anche per la manutenzione esercizio ed eventuali provvedimenti correttivi che si rendessero necessari per rientrare nei limiti di sicurezza esclusi quelli dovuti ad ampliamenti o modifiche dell impianto condotti dal Distributore 7 5 5 3 Collegamenti ad altri impianti di terra Qualora sia necessario mantenere separati gli impianti di terra della parte di impianto Utente su cui insistono le masse delle apparecchiature AT dal rimanente impianto di terra dell Utente p e stazione AT con trasformatori AT MT di utenza posta a distanza rilevante dal rimanente impianto MT e BT dell Utente ovvero qualora siano presenti ulteriori punti
455. ofase a terra sono ipotizzati attorno al passaggio dello zero della tensione di fase questa condizione seppure poco probabile rappresenta in generale una condizione pi critica nel caso di rete compensata la corrente di guasto e quindi omopolare misurata sulla linea sede di guasto presenta la massima componente unidirezionale casi di guasto monofase sono ipotizzati a differenti resistenze di guasto secondo quanto specificato nel seguito Protezione di massima corrente Tutte le funzioni della protezione di massima corrente devono essere verificate rilevando i tempi di intervento le precisioni i tempi di ricaduta ed i rapporti di ricaduta 162 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Qualora la protezione di massima corrente sia basata su correnti secondarie fornite da TA lineari od assimilabili quindi conformi a quanto indicato in C 2 1 1 devono essere effettuate anche le prove definite in C 2 1 1 2 limiti di validit della certificazione sono indicati in C 2 1 1 2 Qualora la protezione di massima corrente sia basata su correnti secondarie fornite da TA non lineari quindi conformi a quanto indicato in C 2 1 2 devono essere effettuate anche le prove definite in C 2 1 2 2 limiti di validit della certificazione sono indicati in C 2 1 2 2 Protezione di massima corrente omopolare Tutte le funzioni della protezione di massima corrente omopolare devono essere verificate rilevando i tempi di intervento le precisioni ed i rappo
456. ogie di generatori statici la potenza attiva da essi erogabile nella condizione base di funzionamento a tensione nominale e a cosg 1 coincide con la potenza apparente nominale del generatore stesso Per i generatori eolici prevista la curva di capability rettangolare riportata in Fig 17 In ogni caso tutti i punti delle curve di capability sono riferiti a generatori operanti alla tensione nominale Le prove di cui al presente paragrafo hanno lo scopo di verificare la capability di erogazione della potenza reattiva al variare della potenza attiva affinch sia garantito il rispetto dei requisiti costruttivi minimi stabiliti in 8 8 5 3 lettera c e d per i generatori eolici e lettera e per quelli statici Limite in fase di definizione 200 400 T Limite in fase di definizione 200 400 280 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Di di funzi nto dei atori ZA ai o a Campo di funzionamento senza prescrizioni Qama 0 436 Sp Qm 0 436S 1 Legenda Sn potenza apparente nominale alla tensione nominale Un Pn potenza attiva con cos 0 9 alla tensione nominale Un Pmax potenza attiva massima alla tensione nominale Un con cos q 1 Qmax potenza reattiva massima alla tensione nominale Un con cos 0 9 Figura 15 Capability per i generatori statici in impianti di potenza lt 400 kW caratteristica semicircolare limitata A NEHME deigeneratori Campo di funzionamento senza prescrizioni Qmax
457. ogni qualvolta subiscano variazioni secondo quanto convenuto all art 5 Alcuni dei suddetti dati possono essere resi disponibili agli Utenti anche prima della stipula del contratto qualora siano necessari alla progettazione degli impianti limiti di utilizzo delle linee e dei trasformatori devono essere stabiliti dal Distributore e devono essere comunicati su richiesta agli Utenti che richiedono la connessione Per una progettazione ottimale degli impianti del Utente su richiesta del medesimo devono essere definite dal Distributore le condizioni di funzionamento della rete in termini di tensione dichiarata se differente dalla tensione nominale e potenza di cortocircuito massima e minima di esercizio Le condizioni della rete nei punti di consegna in condizioni normali e eccezionali sono le medesime gi definite per la rete in generale Per i singoli punti di consegna AT il Distributore deve indicare il valore medio della tensione tensione dichiarata e del relativo campo di variazione sulla base dei valori rilevati in condizioni normali di funzionamento della Rete tenendo eventualmente conto degli sviluppi di rete programmati ll campo di variazione cos definito espresso in valori assoluti deve essere contenuto in quello relativo alle condizioni normali di funzionamento della rete ad es valore nominale 132 kV valore dichiarato 127 kV campo di variazione 127 kV 5 13 1 Contratto per la connessione Il contratto
458. olabile da 40 Hz a 60 Hz precisione 0 02 96 risoluzione lt 1 mHz Misura dei tempi su ingressi digitali con contatti puliti e non con tensioni fino a 275 V in c c e 240 V in c a risoluzione 1 ms precisione 0 1 96 Contatti ausiliari Due contatti ausiliari consentono di simulare i comandi di telescatto e di presenza assenza del segnale di comunicazione e di verificare la temporizzazione del telescatto Memorizzazione automatica dei risultati Stampa del risultato nel formato opportuno Qualora la prova non sia eseguita in regime di certificazione ISO 9001 la stampa del rapporto di prova sar di tipo automatico non modificabile da parte dell operatore in ogni caso deve essere prodotto un rapporto di prova cartaceo siglato a cura di chi redige la Dichiarazione di Adeguatezza che riporti marca modello e matricola dello strumento impiegato La cassetta di prova deve inoltre supportare il protocollo EN 61850 opzione E 5 2 Verifiche e prove Le prove in campo possono essere effettuate per una PI che impieghi TV I oppure TV NI rispondenti alle Norme di prodotto CEI EN 60044 2 e CEI EN 60044 7 applicando tensione mediante cassetta prova rel direttamente agli ingressi della Pl Per una PI che effettui la misura diretta delle tensioni concatenate in BT applicando tensione mediante cassetta prova rel direttamente agli ingressi della PI nel caso in cui il valore della tensione generata dalla cass
459. olare la tensione di prova con cui alimentare la protezione Ve 3 Vo 28 Per precisazioni sulle modalit si veda D 3 3 1 In alcuni casi pu essere valutata previa analisi di dettaglio che attesti l assoluta equivalenza delle prove e che costituir parte integrante della documentazione di prova l applicazione di segnali di tensione di valore ridotto direttamente ai trasduttori di tensione e o tramite circuiti esterni addizionali 187 884 Ic Corrente di guasto franco monofase a terra della rete a NI A Tabella 14 Prove di guasto monofase a neutro isolato per direzionale di terra Grado di compensazione c Tensione di fase R VR Modulo V Fase Tensione di fase S VS Modulo V Fase 9 Tensione di fase T VT Modulo V Fase Tensione residua VE 3xV0 2 Modulo V Fase 1 100 65 0 0 00 20000 0 150 0 20000 0 150 0 34641 0 180 0 2 9798 8 11343 2 13927 5 7481 7 3 10638 3 11265 8 12861 1 4061 4 4 11281 7 11420 6 1 11949 8 1 1230 6 5 0 0 i 20000 0 20000 0 34641 0 6 84732 12810 3 13959 6 1 9607 8 7 9784 0 12124 7 12943 0 5547 0 1 8 10984 9 11683 3 11995 3 1779 3 9 300 130 0 0 0 00 20000 0 150 0 20000 0 150 0 34641 0 180 0 10 300 130 1000 11062 3 64 12892 2 119 4 10811 8 125 8 40545 1142 11 300 13096 2000 11317 1 33 12230 4 11
460. omporti l impegno di una percentuale rilevante della potenza P di cortocircuito disponibile al punto di prelievo ove collegato il circuito gt 5 Ps opportuno concordare preventivamente con il Distributore sia il piano di test fasce orarie intervallo minimo tra una sequenza e la successiva etc che il circuito e i dispositivi di protezione da adottare N 8 3 2 Metodi di prova alternativi simulatore di rete Il circuito di prova suggerito dalla norma IEC 61400 21 ed 2 2008 08 sez 6 5 e 7 5 per la simulazione dei guasti sulla rete e dei conseguenti abbassamenti transitori di tensione fornito a titolo di esempio in quanto altre topologie circuitali sono ammissibili purch in grado di riprodurre ai capi del generatore gli stessi gradini di tensione previsti nella Tab 33 Infatti in linea di principio pur considerando che il circuito descritto al par N 8 3 1 simula in maniera fedele anche il comportamento della rete durante un guasto trifase o bifase quello che rilevante per gli scopi di questa norma la verifica dell impatto che i transitori hanno sul generatore in prova non sulla rete elettrica Pertanto sono ammessi circuiti o dispositivi alternativi al simulatore di cortocircuiti riportato in IEC 61400 21 ed 2 2008 08 basato sul principio del partitore di tensione purch questi riproducano abbassamenti di tensione di forma e durata conforme a quanto riportato in Tab 33 in particolare per quan
461. on risiedono nello stesso locale cabina quindi con un percorso esterno ai locali necessario che il cavo bipolare sia oltre che twistato e schermato anche armato o in alternativa in percorso protetto come ad esempio canalina tubazione corrugato ecc sempre di sezione adeguata gt 1 5 mm e Nel caso si intenda proteggere il cavo di collegamento tra TV e PI da eventuali guasti cortocircuito attraverso un apparecchio di protezione interruttore automatico dotato di contatti ausiliari l intervento o l apertura intenzionale dello stesso dovr provocare tramite un contatto normalmente aperto lo scatto diretto del DDI agendo sulla bobina a mancanza di tensione o su un ingresso digitale della PI La funzione garantita dall armatura del cavo pu essere assolta con misure alternative che garantiscano una opportuna protezione meccanica e Come ulteriore possibilit tale contatto potr agire direttamente sul Dispositivo Generale o indirettamente attraverso la PG 8 8 8 8 1 Misura delle tensioni e della frequenza La misura della frequenza e delle tensioni possono essere effettuate secondo una delle seguenti alternative Caso A 2 TV l fase fase in MT o BT e 3 TV l a triangolo aperto in MT La frequenza funzione 81 deve essere misurata a partire dalle tensioni concatenate Non ammesso misurare la frequenza impiegando TV I inseriti fase terra sulla rete MT Qualora si utilizzino pi grandezze di misura pi di una tens
462. onale per guasto a terra in 51N protezione di massima corrente omopolare mantenendo i medesimi valori impostati relativi alle soglie di intervento di corrente omopolare Il ripristino della protezione 67N deve essere effettuato nel pi breve tempo possibile tempo minimo necessario alla sostituzione dell elemento guasto in modo da evitare scatti intempestivi in caso di guasto monofase a terra esterno alla rete dell Utente Qualora si adotti questa soluzione la necessit di ottenere le protezioni gt gt gt dell impianto Utente soglia gt presente a richiesta del Distributore viene soddisfatta con i rel che equipaggiano ciascun dispositivo di montante imponendo che la somma delle soglie di ciascun rel rispetti i vincoli imposti dal Distributore In alternativa la protezione pu essere anche realizzata sommando i segnali secondari dei TA di fase dei due montanti per esempio tramite opportuni TA sommatori Con riferimento allo schema di Figura 10 il sezionatore generale qualora si intenda installarlo deve essere interbloccato con la posizione di aperto di entrambi gli interruttori automatici a valle ovvero deve consistere in un interruttore di manovra sezionatore manovrabile sottocarico Per quanto riguarda la protezione contro i cortocircuiti 1 gt gt gt invece necessario che sia impostato sulla protezione di ciascun montante il valore indicato nel par 8 5 12 3 Qualora si impieghi questa soluzione con i due tr
463. oncordate o gi impostate sulle protezioni stesse non possono essere modificate dall Utente senza il preventivo assenso del Distributore L Utente tenuto ad adeguare le protezioni installate sui propri impianti che possano a qualsiasi titolo interferire con il corretto funzionamento della rete qualora siano caratterizzate da prestazioni stimate in base alla documentazione o verificate insufficienti a soddisfare le prescrizioni della presente Norma 30 Per guasti interni si intendono i guasti originantisi all interno dell impianto Utente 31 Perla protezione contro i guasti interni di impianti di Utenti attivi si veda anche la Norma CEI 11 32 32 Tale possibilit si ritiene garantita qualora l impianto sia presidiato permanentemente da personale in grado di effettuare le manovre ovvero manovrabile in teleconduzione su richiesta del Distributore 52 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 7 5 12 5 Dispositivi di richiusura automatica Alle protezioni di linea sono tipicamente associati dispositivi di richiusura rapida e lenta Il Distributore e il Gestore concordano a seconda delle caratteristiche dell impianto Utente e della rete il tipo di richiusura unipolare tripolare uni tripolare da adottare e ove necessario le finestre di sincronismo anche secondo le prescrizioni contenute nel Codice di Rete Tali scelte devono essere effettuate secondo i criteri usualmente adottati per linee della rete di trasmissione di pari livello
464. one nominale e frequenza 50 3 Hz verificando il non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa avente ricaduta oltre il tempo di intervento Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 Applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 7 Hz V 1 05E Z0 U12 1 05 V Z0 V 0 77 E Z 133 Us 0 77 V Z 133 Va 0 77Ep 4 133 Usi 0 77 V Z 133 E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata A tale terna corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua V4 0 85E U 0 85V V 0 20 E U 0 20V Vies V V V 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare l intervento della soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare u
465. one soglie di minima tensione massima tensione residua soglie permissiva e restrittiva di massima e minima frequenza E 4 2 16 Verifica di intervento in 0 2 s della protezione di massima tensione residua di Pl o SPI integrato per almeno 30 s dalla disattivazione dell ingresso digitale per chiusura del DDI opzionale Durante tale verifica la PI o SPI integrato deve essere regolata come da seguente tabella Soglia di Tempo di intervento intervento Massima tensione 59 51 basata su n 3 s inteso come calcolo valore efficace su 10 min ritardo dopo l avviamento Massima tensione 59 82 1 20 V Minima tensione 27 S1 0 85 Va Massima frequenza 812 81 50 2 Hz 0 15s soglia restrittiva Minima frequenza 81 lt S1 49 8 Hz 0 15s soglia restrittiva Massima frequenza 812 82 51 5 Hz soglia permissiva Massima tensione residua 59V0 tensione residua Massima tensione residua 59V0 Minima frequenza 81 lt S2 47 5 Hz soglia permissiva CCE COS Massima tensione sequenza inversa 15 V E 59 Vi Minima tensione sequenza diretta 70 VE 27 Vd Tempo di ricaduta massima tensione 0 2s residua Tempo di ricaduta consenso voltmetrico o Regolazione espressa in della tensione nominale concatenata Vn o della tensione nominale di fase En in funzione del tipo di misura delle tensioni di sequenza diretta e inversa 00 Regolazione espressa in della tensione residua nominale Vn 3En V3Vn
466. ontenute in questo Allegato sono allo studio 324 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Allegato P informativo Misura di correnti armoniche e criteri di valutazione Nella misura di correnti armoniche in alcuni casi potrebbero essere attribuiti al generatore delle emissioni causate in realt da altri utenti connessi alla rete elettrica Idealmente solo il contributo effettivamente causato dal generatore dovrebbe essere incluso nel rapporto di prova Tuttavia se a causa della presenza di particolari carichi impianti nelle vicinanze del punto di misura possibile identificare una strategia per isolare il contributo del generatore questa pu essere adottata purch venga opportunamente documentata nel test report Quando non possibile una valutazione per la separazione dei contributi armonici deve essere adottato un approccio di tipo conservativo eventualmente sovrastimando il valore delle correnti armoniche effettivamente prodotte dal solo generatore possibile quindi scorporare dal contenuto armonico rilevato solo quello imputabile al generatore in prova Nel presente allegato vengono proposte alcune modalit per realizzare tale scopo seguenti punti possono fornire utili indicazioni nel considerare e valutare le armoniche i metodi utilizzati devono essere documentati nel rapporto di prova P 1 Flusso di potenza associato alle componenti armoniche Alle componenti armoniche sono associabili opportune direzioni del flusso
467. oppure regolata al fine di evitare scatti intempestivi durante l esecuzione della prova l sistema di simulazione della sovratensione deve produrre gli innalzamenti di tensione simmetrici con profilo riportato in Tab 35 e secondo la Fig 29 in condizioni di funzionamento a vuoto Non necessaria l esecuzione di prove aggiuntive per le sovratensioni di natura asimmetrica In linea generale a prescindere dal circuito di prova utilizzato il risultato di ciascuna sequenza dovr essere documentato in modo analogo a quanto richiesto e meglio specificato in N 8 1 per le prove di LVRT Qualora il generatore sia equipaggiato con un trasformatore di isolamento le misure devono essere effettuate sul lato rete dello stesso laboratori accreditati per lo svolgimento del presente test presso propria sede potranno eseguire il test presso il costruttore con strumentazione di misura propria Nel caso il Costruttore possegga le attrezzature per l esecuzione del test sar cura dei laboratori di prova la verifica anche della rispondenza delle attrezzature alle richieste normative Tabella 35 Sequenze di test per verifica immunit agli innalzamenti temporanei di tensione OVRT capability Le ampiezze la durata e la forma si riferiscono alle condizioni di test a vuoto Ampiezza della tensione fase 9 Elenco prove fase V V Durata ms Forma OV1 sovratensione simmetrica trifase 1 25 4 0 05 Vov1 Vn 100 20 m g E OV2 sovra
468. opzionale va T d fase T d fase Cavo di cols game nto Aj rima nente Impianto di utenza NOTA Il TV I tratteggiato in derivazione sulla sbarra indicato con C un alternativa alla soluzione indicata con Ae B Figura 10 Schema di impianto di utenza per la connessione impianto con due montanti MT dalla sbarra principale Per questa tipologia di impianto ammessa la configurazione di cui alla Figura 10 purch siano rispettate le seguenti condizioni e unico quadro MT sono escluse le esecuzioni a giorno e nessuna apparecchiatura ulteriore rispetto a quelle esplicitamente indicate in Figura 10 installata sulle sbarre MT 65 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 A seconda delle necessit protettive dettagliate nel par 8 5 12 necessario completare lo schema con una terna di TV Qualora tali TV I siano derivati dalle sbarre MT a monte dell interruttore automatico o dei TA di fase essi dovranno essere protetti lato MT con un IMS combinato con fusibili lt 6 3 A a protezione del primario dei Tv 9 qualora invece i TV siano derivati a valle di DG e TA di fase non vi sono vincoli circa la protezione primaria dei TV medesimi A prescindere dalla posizione della terna di TV l intervento di eventuali fusibili primari e o di eventuali protezioni del circuito secondario deve in ogni caso provocare l apertura del DG oppure la commutazione della funzione della protezione 67N protezione direzi
469. ore all atto della connessione 233 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ad esclusione delle sole prove funzionali l esecuzione delle restanti prove deve avvenire presso un laboratorio accreditato secondo UNI EN 17025 da Ente facente capo all European cooperation for Accreditation EA In Italia l Ente accreditante l ACCREDIA www accredia it dal cui sito web possibile verificare tutti i laboratori prova che soddisfano i requisiti sopra richiesti Le prove funzionali possono in alternativa avvenire e presso il laboratorio di cui sopra oppure e presso i laboratori del costruttore o laboratori esterni non accreditati In questo secondo caso le prove devono avvenire sotto la sorveglianza e responsabilit di apposito organismo certificatore che abbia i requisiti della UNI EN 45011 o in alternativa sotto la sorveglianza e responsabilit del laboratorio accreditato ACCREDIA presso il quale sono state fatte le prove EMC La dichiarazione di conformit deve contenere tutti i riferimenti ai rapporti di prova rapporti di prova non allegati alla dichiarazione medesima Tali rapporti di prova conterranno a loro volta i risultati delle prove previste in E 4 In particolare si richiama l attenzione sulla necessit di riportare nei rapporti di prova in modo puntuale i risultati relativi alla verifica delle soglie di intervento dei tempi di ricaduta e del rapporto di ricaduta in tutte le condizioni previste La documentazione attes
470. orgente deve riprodurre l intera potenza nominale del generatore mentre per le prove richieste al par N 4 1 2 sufficiente una potenza ridotta purch almeno pari a 30 kW V 4 Verifica delle condizioni di sincronizzazione e presa di carico La sorgente AC deve riprodurre una potenza elettrica a tensione e frequenza costante corrispondente all intera potenza nominale del generatore o ad un valore ridotto purch almeno pari a 30 kW 342 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 V1 2014 09 V 5 Verifica dei requisiti costruttivi circa lo scambio di potenza reattiva La sorgente AC deve riprodurre una potenza elettrica a tensione e frequenza costante corrispondente all intera potenza nominale del generatore V 6 Verifica dei requisiti costruttivi circa la regolazione di potenza attiva generatori FC fino a 100 kW La sorgente AC ha la funzione di consegnare al convertitore elettrico una potenza elettrica a tensione e frequenza costanti con potenza corrispondente ai vari livelli richiesti per la effettuazione delle misure arrivando fino a generare la potenza elettrica nominale V 7 Verifica della insensibilit alle variazioni di tensione e alle richiusure automatiche in discordanza di fase generatori FC fino a 100 kW La sorgente AC ha la funzione di consegnare al convertitore elettrico una potenza elettrica a tensione e frequenza costanti con potenza corrispondente ai vari livelli richiesti per la effettuazione delle misure arrivando fi
471. ori FC sostituendo il generatore elettrico con una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V a tensione e frequenza costante Peri generatori DFIG facendo funzionare a banco il generatore elettrico utilizzando un opportuno motore di trascinamento Deve essere quindi seguita la procedura descritta nel presente paragrafo per i generatori statici adeguata per renderla applicabile ai generatori eolici Le misure effettuate devono quindi essere completate con la verifica dei tempi di risposta della parte meccanica Sia per i generatori statici che eolici la prova superata se il tempo di risposta massimo rilevato inferiore a 10 secondi in tutte le condizioni di misura N 6 3 Regolazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica coso f P Tutti i generatori statici ed eolici utilizzati in impianti connessi in MT devono poter assorbire potenza reattiva in modo automatico ed autonomo logica di controllo locale secondo una curva caratteristica del fattore di potenza della potenza attiva f P La prova ha come scopo di verificare che il convertitore oppure il combinato controllore generatore come da Allegato O segua la modalit di erogazione automatica della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard cose f P riportata in 1 2 secondo il metodo a La curva standard riportata in Fig 20 definita univocamente dall interpolazione lineare dei tre punti caratteristici A P
472. orie di Utenti 7 5 1 Confini di propriet e apparecchiature dell Utente funzionali all attivit di distribuzione Le attivit elettriche di competenza del Distributore devono essere separate dalle attivit elettriche di competenza dell Utente La Figura 4 riassume nei termini generali la configurazione del collegamento d Utente per la connessione in antenna di un Utente passivo Il punto di connessione costituito dal confine tra impianto di rete per la connessione e impianto di utenza per la connessione Tale punto posizionato generalmente in prossimit del confine di propriet degli impianti Qualora l impianto di rete presso l utenza preveda sistemi di protezione comando e controllo deve essere previsto un fabbricato idoneo secondo quanto riportato in 7 5 9 nel quale trovino posto i sistemi di protezione comando e controllo delle apparecchiature ed equipaggiamenti funzionali al collegamento Qualora il suddetto fabbricato sia realizzato in area di propriet dell Utente l accesso in sicurezza a tale fabbricato da parte del Distributore deve essere garantito in ogni momento e senza preavviso Nel caso di Utenti passivi trovano posto nel fabbricato anche i complessi di misura e o telemisura delle grandezze elettriche In tal caso a tale fabbricato da predisporre secondo quanto riportato in 7 5 9 ha accesso anche l Utente Nel caso di Utenti attivi deve essere previsto un idoneo locale per il misuratore da predispor
473. ormativo la Norma CEI EN 50160 Per i criteri di valutazione un attuale riferimento tecnico pur non esaustivo di tutti i fenomeni sopra citati eS Malo dai rapporti tecnici IEC TR 61000 3 6 per le armoniche IEC TR 61000 3 7 per il flicker e variazioni rapide e IEC TR 61000 3 13 per gli squilibri 4 1 3 Utenti interrompibili Si definiscono Utenti Interrompibili quegli Utenti che hanno sottoscritto un contratto per la fornitura del servizio di interrompibilit limitatamente ad alcuni carichi all interno del proprio sito industriale L architettura di controllo prevede che Jl Utente Interrompibile debba dotarsi di un collegamento per la trasmissione dati tra il proprio sito industriale ed una sede del Gestore generalmente la pi vicina Inoltre presso il sito industriale installata una macchina di teleoperazioni denominata Unit Periferica di Distacco Carichi UPDC che acquisisce la misura del carico asservito in tempo reale e quella di tutto il sito industriale nonch altre informazioni ausiliarie ed attua il comando di distacco su ordine proveniente dalle sale controllo del Gestore 4 2 Impianti di produzione Ai fini della presente Norma gli impianti di produzione di energia sono classificati soltanto in relazione alla potenza e ai disturbi immessi in rete 4 2 1 Potenza nominale La potenza nominale degli impianti di produzione influisce sulla scelta del livello di tensione della connessione alle reti di distribuzione 4
474. ornito un dato tipico si prender il valore medio tra Umpp min e Umpp max 326 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Q 2 3 Controllo della sorgente DC Ove disponibile una sorgente che consenta il funzionamento del generatore in prova in modalit a controllo di tensione preferibile In tal caso la sorgente DC controlla come minimo la sola tensione a vuoto tensione a circuito aperto di un generatore fotovoltaico Esistono tuttavia sorgenti programmabili che consentono di memorizzare profili di irraggiamento e di emulare con grande accuratezza la curva potenza tensione tipica di un generatore fotovoltaico L utilizzo di questi simulatori di pannello consentito ma non assolutamente indispensabile per gli scopi di questa normativa vedi ad esempio CEI 82 35 CEI EN 50530 2010 12 Q 2 4 Risposta dinamica Le prestazioni dinamiche della sorgente DC utilizzata devono consentire di riprodurre i transitori della sorgente primaria ovvero le variazioni di potenza conseguenti alle variazioni di irradianza affinch possano operare correttamente i sistemi di inseguimento MPPT implementati nei generatori in prova In base a quanto riportato nella Norma CEI EN 50530 2010 12 la sorgente DC deve essere in grado di erogare secondo un gradiente minimo pari a 10 Pn s ove Pn rappresenta la potenza attiva nominale del generatore in prova Q 3 Impostazione della sorgente per la esecuzione delle prove sui generatori La sorgente DC simulata deve con
475. ostato con le relative tolleranze E 4 2 12 Verifica della misura di frequenza mediante file comtrade Allo studio E 4 2 13 Verifica del telescatto Per PI o SPI integrato che riceve il segnale di telescatto all ingresso digitale dedicato deve essere verificata l emissione dello scatto entro 50 ms dalla ricezione del segnale all ingresso stesso Per PI o SPI integrato che riceve direttamente il messaggio messaggio GOOSE di telescatto in protocollo IEC 61850 deve essere verificata l emissione dello scatto entro 50 ms E 4 2 14 Procedura di verifica del comando locale Durante le prove il comando locale deve essere mantenuto nello stato alto stato logico 1 Non sono previste prove con comando locale nello stato basso stato logico 0 poich gi incluse nelle precedenti prove di verifica del consenso voltmetrico Durante le seguenti prove le soglie ed i tempi di intervento delle funzioni di massima e minima frequenza massima tensione residua massima tensione di sequenza inversa e minima tensione di sequenza diretta i tempi di ricaduta di massima tensione residua e sblocco voltmetrico sono da regolarsi ai seguenti valori 227 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 Funzione Soglia di Tempo di intervento intervento Massima frequenza 81 gt S1 50 2 Hz soglia restrittiva Minima frequenza 81 lt S1 49 8 Hz soglia restrittiva Massima frequenza 81 gt S2 51 5 Hz soglia permissiva Minima frequenza 81 lt S2 47 5 Hz sog
476. otenza misurata dovr rientrare nell intervallo tra 12 596 P e 0 perch la prova possa ritenersi superata risultati della prova dovranno essere riportati su una tabella simile alla seguente Tabella 32 Verifiche di limitazione della potenza attiva su comando esterno Set point P P P Set point P W P misurata W Precisione 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Inoltre si dovr riportare i risultati su un grafico contenente l andamento del set point l andamento dei valori delle potenze medie misurate le tolleranze sui valori delle potenze medie misurate rispetto ai set point vedi esempio in Fig 23 Nel grafico esemplificativo seguente si pu trovare in nero l andamento dei set point e in rosso i valori medi della potenza per ciascuna misura che devono tutti rientrare entro le aree grigie di tolleranza perch il test possa considerarsi superato 304 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 P Pn 96 100 96 12 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 tempo min Figura 23 Esempio di limitazione della potenza attiva in risposta a comando esterno In alternativa per i generatori eolici la prova pu essere eseguita in accordi alla norma IEC CEI 61400 21 ed 2 par 6 6 3 e 7 7 3 Il setpoint di potenza pu essere fornito anche mediante l utilizzo del sistema di controllo centralizzato dell impianto eolico Le misure di po
477. ove in campo agendo sul prove in campo agendo sul potenzaatilva prove in campo agendo sul prove in campo agendo sul controllo simul rete gr controllo simul rete gr Verifica della controllo simul rete gr controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica limitazione della elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica con simulazione della misura con simulazione della misura potenza attiva in con simulazione della misura con Similazione della misura di tensione o modifica dei di tensione o modifica dei logica locale per di tensione o modifica dei di tensione o modifica dei parametri di controllo parametri di controllo tensioni prossime al parametri di controllo parametri di controllo prove sul controllo senza prove sul controllo senza 110 V ME prove sul controllo senza prove sul controllo senza potenza e verifica della potenza e verifica della potenza potenza capacit del sistema di capacit del sistema di seguire il controllo seguire il controllo caratteristiche statiche e caratteristiche statiche e dinamiche con potenza dinamiche con potenza almeno pari al 50 di P almeno pari al 50 di P N 7 2 Requisiti costruttivi piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza piena potenza o senza potenza circa la regolazione di potenza attiva Verifica della riduzione automatica della potenza attiva in presenza
478. pari al 12596 e 12096 del valore nominale 317 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ph In Simulatore di corto circuito Rete MT Trasformatore m Figura 30 Esempio di circuito di prova per simulare gli innalzamenti temporanei di tensione La procedura con cui si realizza la prova la seguente gt si parte con S2 chiuso e S1 aperto Il partitore formato dalle due impedenze Z4 e Z dovr essere dimensionato in funzione delle caratteristiche della rete Z e dal rapporto spire del trasformatore in modo tale da determinare una tensione ai capi del generatore sul lato BT del trasformatore prossima a quella nominale gt Per applicare la sovratensione sar poi sufficiente aprire il contattore S2 e opzionalmente chiudere S1 se presente Grazie al rapporto spire del trasformatore MT BT si avr una tensione a vuoto sul generatore pari a 1 25 1 20 volte quella nominale gt La durata del gradino di sovratensione determinata dal tempo di apertura di S2 Pertanto la temporizzazione andr modificata portandola rispettivamente da 100ms per la prova a 1 25 V sequenza OV1 Tab 35 a 500ms nella sequenza successiva in cui si dovr verificare l immunit a sovratensioni di 1 20 V sequenza OV2 Tab 35 Con riferimento alla sequenza OV1 U 125 U per il dimensionamento del circuito di prova valgono le seguenti considerazioni gt lpotizziamo che il trasformatore in condizioni a vuoto e con S2 aperto rend
479. parte del laboratorio accreditato che svolger i restanti test previsti dalla presente normativa La modalit di esecuzione delle prove quella indicata nella tabella seguente nella quale deve essere inteso che le prove sul solo sistema di controllo devono essere integrate con la esecuzione di prove addizionali sul generatore tali da verificare la sua completa risposta dinamica nel campo di variazione di tensione e o frequenza previsto Le prove su rete pubblica non potendo essere eseguite su impianti nuovi non ancora connessi possono essere eseguite limitatamente ai soli impianti gi connessi alla rete elettrica o in appositi siti idonei previo accordo con il gestore della rete 270 LLC Inverter PV Eolici FC P lt 100 kW ORC IDRO Eolici FC P gt 100 kW ORC IDRO Eolici DFIG N 3 Misure per la qualit della tensione piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica piena potenza prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica piena potenza prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica piena potenza prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica N 4 Campo di funzionamento in tensione e frequenza potenza piena o ridotta prove su banco di prova potenza piena o ridotta prove su banco di prova potenza piena o ridotta
480. per i generatori statici Lo scopo di queste prove di verificare che il generatore sia in grado di riconoscere correttamente gli innalzamenti transitori della tensione di rete e di superarli mantenendo la connessione senza subire danni riprendendo poi l erogazione della potenza attiva e reattiva pre transitorio entro 400ms dal rientro della tensione nei limiti tra 8596 e 11096 del valore nominale L analisi della corrente erogata durante il transitorio e gli istanti immediatamente precedenti e successivi ad esso permetter anche di verificare le prestazioni che in futuro saranno richieste per il supporto dinamico alla rete elettrica Le verifiche di rispondenza ai requisiti di immunit agli innalzamenti di tensione OVRT capability si effettuano secondo le sequenze di test riportate in Tab 35 limitate agli innalzamenti di tensione di tipo simmetrico da eseguire con il generatore funzionante e al di sopra del 90 della potenza nominale Per generatori di grossa taglia gt 100kW ammesso effettuare le prove a potenza ridotta purch superiore al 3096 della potenza nominale del generatore Prima di procedere alla simulazione dell innalzamento della tensione secondo una qualsiasi delle prove riportate in Tab 35 si lasci il sistema operare nelle condizioni impostate per almeno 5 minuti o il tempo necessario affinch si stabilizzi la temperatura interna al convertitore La protezione di interfaccia dovr essere disabilitata
481. piego di dispositivi di messa a terra mobili realizzati secondo la Norma CEI EN 61230 e sue varianti In particolare l Utente dopo aver sezionato le parti del proprio impianto messe a terra ed in cortocircuito per evitare qualsiasi altra possibile alimentazione deve accertare anch egli l assenza di tensione sul cavo in questione metterlo a terra e in cortocircuito con i dispositivi di messa a terra suddetti Sul pannello la cui rimozione consente l accesso ai terminali del cavo deve essere apposto idoneo avviso recante PANNELLO RIMOVIBILE SOLO DOPO L INTERVENTO DEL DISTRIBUTORE 2 Predisporre un sezionatore di terra immediatamente a valle dei terminali del cavo di collegamento alla rete nella cabina Utente lato rete in questo caso quando l Utente chiede l intervento del Distributore per mettere fuori tensione e in sicurezza il cavo di collegamento gli incaricati del Distributore stesso devono consegnare una chiave assolutamente non duplicabile per l Utente che viene liberata una volta chiuso il sezionatore di terra dello scomparto cella di consegna del Distributore indicato con SC in Figura 7 e che consente la chiusura del primo sezionatore di terra dell Utente L Utente deve accertare anch egli l assenza di tensione sul cavo in questione prima di azionare la messa a terra del sezionatore medesimo Su tale sezionatore di terra deve essere apposto idoneo avviso recante SEZIONATORE MANOVRABILE SOLO DOPO L INTERVENTO DEL DIST
482. ponibili risultano sovrabbondanti In alternativa possibile ricorrere agli schemi di Fig 4 o Fig 5 nei quali con un unica sorgente trifase trasformatore trasduttore con alimentazione a tensione variabile viene realizzato un circuito trifase connesso a stella con centro stella isolato sulle cui fasi sono inseriti i tre TA dell SPGI in prova Nel conduttore di una delle tre fasi o comunque all interno del terzo TA si inietta tramite un generatore di corrente di adeguata precisione una corrente aggiuntiva di ampiezza prefissata pari alla soglia di corrente residua che si vuole provare es 1A o 2 A di fase nota rispetto alla tensione omopolare creata attraverso le tre tensioni di fase valore pari al 12096 della regolazione impostata e si rileva sempre in modulo e fase la corrente residua misurata dal dispositivo al variare della corrente principale alimentante nel campo 0 300 A Questa componente residua deve coincidere con la corrente aggiuntiva a meno degli errori del SPG integrato relativi alla misura della corrente Poich le correnti della sorgente trifase e quella aggiuntiva creata possono non essere isofrequenziali pu essere necessario effettuare preliminarmente una misura della frequenza con adeguata precisione della sorgente trifase ed adeguare di conseguenza la frequenza della corrente aggiuntiva sincronizzazione Questa metodologia valida per SPGI con tre TA di fase con misura diretta delle tre corren
483. portate in precedenza In particolare sono consentiti scostamenti nella fornitura della potenza reattiva fino ad un massimo del 10 della potenza apparente nominale del convertitore rispetto al valore teorico della curva di capability per inverter in impianti di potenza inferiore a 400 kW Per inverter da utilizzare in impianti di taglia pari o superiore a 400 kW la registrazione dei valori di capability disponibile per valori di potenza attiva erogata inferiore a 10 S richiesta ma i risultati non costituiscono un vincolo prestazionale prescrittivo Il valore della potenza reattiva massima assorbita comportamento induttivo ed erogata comportamento capacitivo risultante in ciascuno degli 11 punti di misura dovr essere riportato in una tabella simile all esempio di Tab 28 seguente Si dovranno quindi generare 3 tabelle per i casi di massima potenza reattiva induttiva massima capacitiva ed il comportamento con set point Q 0 Tabella 28 Registrazione della capability massima P Q 3 tabelle Qmax ina Qmax cap Q 0 p u per unit della potenza apparente nominale S Power Factor Potenza attiva Potenza reattiva Potenza DC W coso Power Bin KW p u KVA p u KW p u 0 X5 10 5 20 5 30 5 40 5 50 5 60 5 70 15 80 5 90 5 100 x5 Il Test Report dovr riportare i risultati delle misure della potenza reattiva
484. positivo di memorizzazione degli eventi da associare alla PG al fine di essere utilizzato per le attivit di controllo da parte del Distributore Il dispositivo realizzato secondo le presenti prescrizioni si intende idoneo a soddisfare quanto prescritto dalla Delibera 247 04 art 33 15 per quanto attiene le informazioni relative alla PG Le necessit di impiego del dispositivo qui specificato sono dettagliate al par 8 5 12 3 C 3 1 Caratteristiche Il dispositivo per la memorizzazione degli eventi in seguito logger ha la funzione di permettere la verifica del corretta disponibilit del SPG a intervenire basandosi sul controllo dello stato di funzionamento della PG in termini di 1 presenza del collegamento tra PG e logger 2 presenza dell alimentazione del logger 3 presenza dell alimentazione del rel 167 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 S presenza e continuit del circuito di comando al soglie di regolazione impostate dall installazione in poi Oo eventi che hanno causato l attivazione della PG Oo Y funzionalit del rel o eventi che hanno causato l emissione del comando di apertura al DG presenza dei circuiti amperometrici 0 10 presenza dei circuiti voltmetrici punti da 1 a 4 costituiscono i requisiti minimi del logger ai fini della presente Norma i punti da 1 a 7 costituiscono i requisiti per ritenere idoneo il logger ai fini della delibera 333 07 i punti riman
485. poste e gradiente di frequenza programmabile tra 0 1 Hz s e 999 Hz s Misura dei tempi e su ingressi digitali con contatti puliti e non con tensioni fino a 275 V in c c e 240 V in c a e risoluzione x 0 5 ms e precisione x 0 5 9o Contatti ausiliari e Due contatti ausiliari consentono di simulare i comandi di telescatto e di presenza assenza del segnale di comunicazione e di verificare la temporizzazione del telescatto Memorizzazione automatica dei risultati Stampa del risultato nel formato previsto risultati di prova non devono essere modificabili da parte dell operatore La cassetta di prova deve inoltre supportare il protocollo EN 61850 opzione E 4 2 Prove funzionali Le prove per la verifica delle funzioni e per la misura delle precisioni riguardano D misura della precisione delle soglie di intervento o misura della precisione dei tempi di intervento Q 0 misura della precisione del tempo di ricaduta 9 misura della precisione del rapporto di ricaduta verifica del consenso voltmetrico sblocco voltmetrico f verifica del temporizzatore di ricaduta del consenso voltmetrico g verifica di insensibilit alle armoniche delle protezioni di massima e minima frequenza h verifica della misura di frequenza mediante file comtrade i verifica del telescatto j verifica del comando locale k verifica di disabilitazione della PI o SPI integrato all attivazion
486. potenza attiva P V secondo le modalit indicate dal costruttore che dovranno essere riportate nel rapporto di prova e si regoli il parametro di intervento della funzione P V al valore attuale misurato in uscita dal generatore 2 Vn si regoli il valore di intervento della funzione P V al valore misurato in uscita al convertitore in condizioni a vuoto 110 V soglia di intervento dichiarata dal costruttore in percentuale di V si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo 299 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 entro 10 minuti dalla attivazione della funzione verificare che la potenza attiva erogata dall inverter sia stata ridotta ad un valore non superiore al 2096 della potenza nominale Qualora durante la prova su rete pubblica la tensione letta ai morsetti dell apparecchiatura diminuisca pi del 2 di V purch non superiore al 4 V regolare la soglia di intervento ad un valore tale da mantenere attiva la funzione di regolazione e ripetere la prova verificare che l apparecchiatura segnali la riduzione di potenza in atto registrando le modalit nel rapporto di prova Si riporti il valore di intervento della funzione P V al valore impostato prima della attivazione della funzione si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo verificare che l
487. potenza cose come medie a 1s riportando questi valori in una tabella vedi Tab 30 e in un grafico analogo a quello di Fig 20 Le acquisizioni devono essere effettuate per un periodo sufficiente a garantire l ottenimento di una adeguata serie di punti per ciascun intervallo di potenza attiva 20 5 3096 5 4096 5 100 5 291 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo del cosg rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard Acoso max deve essere compreso tra 0 01 e 0 01 Le misure effettuate in impianto regolando il punto di lavoro della potenza attiva prevedono la disponibilit della fonte primaria di energia a piena potenza La procedura di prova diventa quindi la seguente A Si abiliti la funzione di regolazione secondo la curva standard agendo sul generatore in base alle indicazioni fornite dal costruttore B Si regoli la potenza attiva agendo sul controllo del generatore in modo da erogare il 20 Pn a questo scopo si pu utilizzare l interfaccia software e le modalit che il Costruttore metter a disposizione purch ci non vada in alcun modo ad influire sull erogazione di potenza reattiva in funzione della curva in esame C Si misuri la potenza attiva la potenza reattiva ed il fattore di potenza cosg come medie a 1s riportando questi valori in una tabella vedi Tab 30 e in un grafico analogo a quello di Fig 20 D
488. pposto la caratteristica P f f seguita nella fase di aumento della frequenza e rispettando un gradiente positivo massimo pari a 20 Pn min dove Pn la potenza nominale dell aerogeneratore Tale funzione deve essere escludibile e Generatori eolici DFIG Si applicano le stesse prescrizioni di cui al punto d 8 8 6 3 3 Aumento della potenza attiva per transitori di sottofrequenza originatisi sulla rete prescrizione allo studio Al fine di contribuire al ristabilimento della frequenza nominale in presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete ai gruppi di generazione potrebbe essere richiesta una regolazione locale in aumento della potenza attiva secondo le modalit illustrate nell Allegato K 8 8 6 3 4 Limitazione della potenza attiva su comando esterno proveniente dal Distributore Nella prospettiva delle smart grid sulle reti di distribuzione MT in presenza di un opportuno sistema di comunicazione always on le unit di GD di potenza nominale installata superiore a 100 kW potranno essere asservite a una logica centralizzata di riduzione della potenza attiva e dovranno operare secondo i segnali specificati nell Allegato T In assenza di tali segnali riduzioni o distacchi di potenza potranno essere richiesti agli Utenti attivi dal Distributore tramite procedura predefinita prevista nel Regolamento di Esercizio In presenza di una regolazione centralizzata sar inviato un opportuno segnale di livello di potenza attiva da limi
489. pre sulla base delle soglie larghe di frequenza 8 8 7 2 Condizioni di rientro a seguito di uno scatto della protezione di interfaccia Le prescrizioni di cui al presente paragrafo si applicano a tutti gli impianti con generatori rotanti e statici connessi alla rete MT Per garantire stabilit alla rete e condizioni ordinate di ripresa del servizio successivamente ad un disturbo di rete l avviamento la riconnessione a seguito di distacco dovuto all intervento della protezione di interfaccia ed il ritorno dei generatori al funzionamento normale devono avvenire a nel rispetto delle soglie di tensione stabilite per l avviamento par 8 8 4 b dopo che la frequenza rimasta stabile in un intervallo regolabile intorno a f valore di default 50 0 1 Hz per un tempo selezionabile nel campo 0 900 s valore di default 300 s c variando l erogazione di potenza in modo graduale con la stessa rampa di presa di carico richiesta in avviamento par 8 8 4 8 8 8 Sistemi di protezione Le caratteristiche tecniche ed i requisiti di prova dei sistemi di protezione che l Utente attivo deve installare in funzione della tipologia del proprio impianto devono essere conformi a quanto prescritto nell Allegato E Nel medesimo Allegato sono anche dettagliate le modalit secondo cui deve essere attestata la rispondenza del SPI alle prescrizioni della presente Norma 8 8 8 1 Protezioni associate al DDI Il Sistema di Protezione di Interfaccia SPI
490. precedente aumentando la potenza attiva agendo sul sistema di controllo a scaglioni del 10 96 della potenza nominale dal 20 P fino al 100 96 P4 Per ciascun punto di lavoro lo scostamento massimo del cosq rispetto al valore previsto in base alla curva caratteristica standard Acoso max deve essere compreso tra 0 01 e 0 01 La prova sul solo sistema di controllo deve essere valutata in combinazione con la prova di risposta del generatore alla variazioni dei segnali di uscita del sistema di controllo testato Per i generatori eolici FC di potenza fino a 100 kW le misure possono in alternativa essere effettuate su banco di prova sostituendo il generatore elettrico con una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V a tensione e frequenza costante La sorgente AC deve rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova In tal caso il convertitore deve essere collegato alla sorgente primaria o alla sorgente simulata e in uscita direttamente alla rete AC oppure tramite un simulatore di rete purch questo consenta il funzionamento a piena potenza del generatore e la regolazione della tensione ai morsetti di uscita AC nel campo compreso tra 0 9 V e 1 1 V In questo caso la procedura di prova diventa la seguente A Si abiliti la funzione di regolazione secondo la curva standard agendo sul convertitore in base alle indicazioni fornite dal costruttore 292 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 0
491. previsto con modalit diverse per i vari tipi di generatori a b c Generatori sincroni Vedi punto 8 8 6 3 2 a Generatori asincroni Vedi punto 8 8 6 3 2 b Generatori statici In caso di ridiscesa della frequenza dopo un transitorio di sovrafrequenza si dovr limitare la potenza erogata al valore minimo raggiunto durante il regime di sovrafrequenza fino a che la frequenza non si attesti stabilmente nella banda 50 0 1 Hz regolazione di default per un tempo minimo continuativo di 300 secondi regolazione di default Trascorsi i 300 secondi di attesa si dovr riportare il limite della potenza erogata dal livello minimo Pmin o raggiunto durante il transitorio di sovrafrequenza al livello della potenza consentito dalla fonte primaria con un gradiente positivo massimo pari al maggiore tra 20 Ps Pmin o min e 5 Pn min ovvero tale da ripristinare in modo graduale lineare la potenza precedente il transitorio in un tempo pari a 5 minuti per valori elevati di AP Pe Pmin o e in un tempo inferiore a 5 minuti per valori di AP inferiori al 25 P dove Pn la potenza nominale dell inverter seguenti esempi Fig 12 e Fig 13 riassumono in forma grafica il funzionamento del regolatore che gestisce il ripristino della erogazione di potenza a valle di un transitorio di sovrafrequenza Pe f f Pe Statismo in sovra frequenza Figura 11 Curva di sola riduzione della potenza attiva in sovr
492. prove accreditate il riferimento alla presente norma In alternativa le prove possono essere realizzate presso altre strutture non accreditate oppure presso i costruttori oppure direttamente in campo purch le attrezzature utilizzate rispettino i requisiti riportati nel presente allegato le prove siano eseguite sotto la supervisione diretta del personale del laboratorio accreditato EA secondo la Norma ISO 17025 il quale responsabile per la verifica della correttezza delle procedure e per la stesura del rapporto di prova In particolare gli strumenti e le attrezzature appartenenti alle strutture non accreditate utilizzate ai fini della verifica di conformit alla presente norma sono tarati prima dell uso da centri di taratura ACCREDIA LAT o equivalenti oppure mediante tarature eseguite dal laboratorio accreditato Le tarature riguardano tutti i parametri richiesti dalla presente norma Le copie dei rapporti di taratura della suddetta strumentazione e attrezzature completi di tutti i dati rilevati sono riportate nei rapporti di prova Le misure devono essere effettuate ai terminali del generatore o sulla rete MT nel caso di funzioni implementate nel sistema di controllo di impianto Restano valide anche per questi generatori le condizioni riportate sopra alle lettere a e b Per tutti i tipi di generatori si precisa inoltre che le prove eseguite su un dato tipo di generatore sono ritenute valide in caso di varianti nella co
493. pure il combinato controllore generatore come da Allegato O segua la modalit di erogazione automatica della potenza reattiva secondo la curva caratteristica standard Q f V riportata in 1 2 Essendo il funzionamento secondo questo criterio di regolazione assimilato ad un servizio di rete erogato dall Utente Attivo su richiesta del Distributore vale quanto di seguito specificato L attivazione subordinata alla disponibilit di una opportuna regolamentazione stabilita dall AEEG modalit di attivazione e di esercizio condizioni economiche L attivazione dovr avvenire dietro richiesta del Distributore in occasione della emissione del Regolamento di Esercizio Il Distributore dovr altres specificare i valori dei parametri che caratterizzano univocamente la curva ovvero V1i V2i V1s e V2s nonch il valore di lock in di potenza attiva valore di default P 0 2P parametri V1i V2i V1s e V2s devono poter essere impostati nel campo 0 9 1 1 V con passo 0 01V Al fine di facilitare l esecuzione delle prove di tipo stato stabilito convenzionalmente di impostare i parametri caratterizzanti la curva come segue Vis 1 08V V2s 1 1V Vii i 0 92V V2i 0 9V nonch il valore di lock in di potenza attiva valore di default 0 2P facolt del laboratorio di prova utilizzare dei valori di V1s e V1i diversi da quelli di default durante l esecuzione delle prove purch nei limiti di regolazione previsti d
494. quanto comunicato dal Distributore Nel seguito si danno le regolazioni minime per le varie funzioni protettive Tali valori costituiscono il limite inferiore delle regolazioni che il Distributore pu comunicare all Utente in fase di connessione facolt del Distributore comunicare valori di regolazione maggiori ovvero soglie in corrente pi elevate e o tempi di intervento pi lunghi qualora le caratteristiche della rete lo consentano 63 La soglia a tempo inverso pu essere attivata volontariamente dall Utente allo scopo di proteggere il proprio impianto da sovraccarichi o da guasti sulla conduttura che va dall avvolgimento BT del trasformatore al primo quadro BT tratto che potrebbe risultare altrimenti non protetto per sovracorrenti di valore contenuto In un simile caso si dovr fare attenzione agli errori dei trasformatori trasduttori che potrebbero a seconda delle scelte effettuate essere utilizzati a correnti molto minori della loro corrente nominale Una pi accurata protezione contro i sovraccarichi dell impianto Utente pu essere ottenuta anche mediante rilievo delle temperature in opportuni punti del trasformatore oppure mediante adeguata regolazione del dispositivo di protezione di bassa tensione interruttore di trasformatore lato BT qualora presente oppure ancora mediante protezione a immagine termica 64 Perla protezione direzionale di terra sono dati valori minimi per le correnti e valori tipici per gli altr
495. que provocare disturbi che non consentano il regolare esercizio della rete del Distributore inficiando ad es la telegestione dei gruppi di misura elettronici previsto dalle delibere vigenti Del AEEG 292 06 eventuali sistemi di telescatto od altri telecomandi tele segnali che utilizzino la banda di frequenza assegnata ad uso esclusivo dei Distributori per la trasmissione dei segnali sulla rete BT 3 kHz 95 kHz Le apparecchiature degli Utenti non devono pertanto introdurre interferenze condotte nel suddetto intervallo di frequenza sulla rete BT Qualora questo non si verifichi l Utente dovr realizzare opportuni provvedimenti correttivi filtri attivi o sostituire le apparecchiature disturbanti anche in carenza di una definita e consolidata norma IEC che copra il suddetto campo di frequenze 10 Misura di continuit e qualit della tensione Il Distributore e l Utente hanno facolt di installare apparecchiature di misura e registrazione della qualit tecnica del servizio continuit e qualit della tensione nel punto di connessione collocate nei rispettivi impianti Le predette misure di continuit del servizio forniscono indicazioni locali e quindi possono differire da quelle definite dalla AEEG nella regolazione dei livelli di qualit del servizio 119 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Parte 6 Regole di connessione tra reti di distribuzione 11 Regole tecniche di connessione per le reti di distribuzione Le pre
496. r la connessione con il modulo di interfaccia verso la PI Detto modulo deve consentire attraverso un interfaccia locale e il settaggio attraverso comandi AT in particolare invio di SMS a numero predefinito memorizzazione su SIM degli SMS in ricezione con verifica della capacit di memoria lettura degli SMS in memoria e la gestione lista indicativi numerici CLI dei chiamanti abilitati almeno 5 numeri e il rilievo dei valori di copertura della rete cellulare M 3 1 Caratteristiche di relazione con la PI Nel caso di DI DO gli stessi devono avere le seguenti caratteristiche e 1DI portata ingresso 24 48 Vdc Vac 115 230 Vac 110 220 Vdc e 1 DO contatto libero da tensione portata contatti rel 24 265 V 1 A Nel caso di porta seriale il modem deve comprendere anche una opportuna interfaccia costituita da una schedina a microprocessore dotata di almeno e 1 DI Portata ingresso contatti rel 24 48 Vdc Vac 115 230 Vac 110 220 Vdc4 2 A 250Vca e 1 DO contatto libero da tensione portata contatti rel 24 265 V 1 A e porta seriale per la connessione con il modem GSM GPRS M 4 Programmazione del modulo e SIM CARD II modem GSM GPRS con SIM CARD inserita andr installato nell impianto dell Utente e dovr garantire un funzionamento affidabile della comunicazione In particolare verranno fornite le seguenti informazioni e stringhe AT per la configurazione del GSM e lista CLI abilitati alla chiamata
497. ra Ron V2 Kiim n2 Calcolo della forma d onda della corrente secondaria funzione nel tempo Valutazione 1 del flusso del TA ottenuto come integrale della tensione ai capi del TA stesso a sua volta prodotto della corrente secondaria per il carico effettivo Hc del TA al generico istante t l integrale calcolabile partendo dalle grandezze agli istanti precedenti 2 della corrente secondaria che per le ipotesi fatte pari alla corrente primaria diviso il rapporto nominale del TA oppure pari a zero a seconda che il flusso del TA calcolato come sopra sia minore o maggiore del flusso di saturazione La corrente secondaria da applicare alla PG presenta quindi l andamento determinato secondo lo schema sopra indicato e la PG deve intervenire nei tempi previsti Le prove descritte in questo paragrafo sono basate sul controllo dell intervento delle soglie della protezione di massima corrente A tale fine si applicano opportune correnti secondarie direttamente alla PG calcolate come descritto in precedenza La regolazione della PG per quanto riguarda le soglie di interesse soglia gt gt 200 A primari Ta 430 ms soglia gt gt gt 500 A primari Ti lt 50 ms Prova C 2 1 2 2a da effettuare con grandezze secondarie sugli ingressi amperometrici della PG lx Ampiezza componente simmetrica primaria 240 A efficaci 5 Imax Ampiezza componente unidirezionale primaria 0 A 5 Risulta
498. ra PG e logger solo se il logger non incorporato nella PG Il logger deve memorizzare data e ora sia del suo eventuale scollegamento dalla PG C 3 2 2 Presenza dell alimentazione del logger solo se il logger non incorporato nella PG Il logger deve memorizzare data e ora sia della sua messa in funzione sia dell eventuale perdita di alimentazione C 3 2 3 Presenza dell alimentazione della PG Viene controllata tramite l acquisizione del contatto di autodiagnosi watchdog che deve lavorare in sicurezza positiva 168 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 C 3 2 4 Presenza e continuit del circuito di sgancio La funzione deve rilevare la continuit del circuito la perdita di alimentazione la non complementariet dei contatti di posizione C 3 2 5 Soglie di regolazione impostate sul PG dall installazione in poi Devono risultare in termini di corrente e tempo inferiori o uguali alle soglie imposte dal Distributore C 3 2 6 Eventi che hanno causato l attivazione della PG Devono essere registrati i seguenti eventi avviamento prima soglia di fase se prevista avviamento seconda soglia di fase avviamento terza soglia di fase avviamento prima soglia di terra avviamento seconda soglia di terra avviamento prima soglia direzionale di terra se prevista avviamento seconda soglia direzionale di terra se prevista C 3 2 7 Eventi che hanno causato l emissione de
499. ra le tensioni fase fase sul lato MT e le tensioni fase fase sul lato BT pari a V 1fase fase K B i30 V3 Dove K il rapporto spire Ne deriva che il modulo della tensione fase fase sul lato BT pari al modulo della tensione fase fase sul lato MT diviso per il Qc mentre la fase 2 3 della tensione fase fase sul lato BT 30 in ritardo rispetto alla tensione fase fase sul lato MT 2fase fase 332 SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Prendendo in considerazione le tensioni fase terra sul lato BT e applicando quanto detto in precedenza per le tensioni fase fase si possono ricavare i seguenti valori di tensioni fase terra sul lato di BT Tabella 28 Vettori di fase sul lato BT di un trasformatore Dy11 in presenza di guasti asimmetrici bifase sul lato primario in MT simulati in base alle sequenze di Tab 33 con il circuito di Fig 15 Prova No VIVnom Tensioni fase terra lato BT Angoli di fase I rene EMESER 0 05 0 05 0 866 0 865 0 05 28 33 148 4 120 4 ese pe 9 IMEI Con gli opportuni arrotondamenti possibile utilizzare i valori riportati in Tab 36 come riferimento per la impostazione di ampiezza e relazione di fase tra le tensioni della terna da impostare in uscita al simulatore di rete per la esecuzione delle prove relative ai guasti asimmetrici bifase sequenze 1a 2a 2a 4a in Tab 33 qualora si utilizzi il metodo di prova alternativo riportato in N 8 3 2 questo al fine di fornire un s
500. rata in questa Tabella Nell applicazione delle indicazioni di cui alla Tabella si dovranno tenere conto le eventuali soluzioni di connessione gi in essere 8 4 Schema dell impianto di utenza per la connessione 8 4 1 Schema con singolo montante caso generale Per gli impianti connessi in MT gli impianti d utenza per la connessione consistono in e cavo di collegamento e dispositivo i generale i DG Gli schemi di Figura 7 e Figura 8 mostrano come il cavo di collegamento e la parte di rete MT a monte del primo dispositivo di protezione dell Utente siano protetti dall interruttore del Distributore posto in Cabina Primaria Per rendere minime le probabilit di guasto su questa sezione d impianto si devono rispettare le prescrizioni del presente articolo In particolare la parte di impianto indicata con il numero 2 in Figura 7 e Figura 8 che non comprende quindi tutto il rimanente impianto d utenza pu essere realizzata esclusivamente nei modi di seguito illustrati Gli schemi riportati nelle figure seguenti Figura 9 Figura 10 e Figura 12 rappresentano le apparecchiature che costituiscono gli impianti d utenza per la connessione In tali schemi sono indicate soltanto le apparecchiature relative alla connessione Altre eventuali apparecchiature a valle del dispositivo generale verso il rimanente impianto di utenza finalizzate a necessit di sicurezza o manutentive o di esercizio non sono qui esplicitate in quanto fuori dal campo di
501. rato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione pari al 11096 della soglia regolata 3 Diminuire la tensione a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta Misura della precisione del tempo di intervento 1 Applicare istantaneamente ad un ingresso una variazione a gradino della tensione da 0 al 120 della soglia regolata ll tempo registrato tra l istante di applicazione della tensione e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento Misura della precisione del tempo di ricaduta 1 Dalla condizione finale di cui al punto C riportare istantaneamente la tensione a O Il tempo registrato tra l istante di variazione istantanea della tensione e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di ricaduta 207 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 4 2 3 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzioni di minima tensione Le seguenti prove vanno ripetute su ciascun ingresso delle fu
502. ratore operante a due livelli di potenza iniziale erogata a 10 P 30 P b gt 90 P 308 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Tabella 33 Sequenze di test per verifica immunit agli abbassamenti temporanei di tensione Le ampiezze la durata e la forma si riferiscono alle condizioni di test a vuoto Elenco prove sd Fund reo d Durata ms Formal 1s guasto simmetrico trifase 0 05 0 05 V1 V 200 20 gy 1a guasto asimmetrico bifase 0 05 0 05 V1 V 200 20 2 e 2s guasto simmetrico trifase 0 25 0 05 V2 V 550 20 T O 2a guasto asimmetrico bifase 0 25 0 05 V2 V 550 20 Tog 3s guasto simmetrico trifase 0 50 0 05 V3 V 950 20 TE Gg 3a guasto asimmetrico bifase 0 50 0 05 V3 V 950 20 T cg 4s guasto simmetrico trifase 0 75 4 0 05 V4 V 1400 20 g AI pe 4a guasto asimmetrico bifase 0 75 0 05 V4 Vn 1400 20 g S I valori di tensione residua sono espressi in per unit della tensione nominale concatenata in MT quindi riferiti ai livelli di tensione previsti per guasti provocati su linee MT A prescindere dal metodo utilizzato per simulare i transitori rete di impedenze simulatore o altro metodo i fronti di discesa e di salita della tensione devono avere durata inferiore a 20ms N 8 2 LVRT modalit di esecuzione e registrazione delle prove per i generatori eolici Le verifiche di ri
503. rca la regolazione di potenza attiva N 7 Limitazione in logica locale per tensioni AC prossime a 110 Vn La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Riduzione della potenza attiva in presenza di transitori di sovrafrequenza sulla rete La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile rispettivamente la potenza nominale erogabile dal generatore in prova P per la sequenza A ed il 5096 P sequenza B Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Limitazione da comando esterno e tempo di assestamento La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 P Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Q 3 6 Verifica della insensibilit agli abbassamenti di tensione LVRT capability N 8 La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile rispettivamente una potenza nell intervallo 10 Pn 30 P e
504. rdo intenzionale sull apertura della protezione di linea causi un maggiore degrado dei componenti in occasione di ogni guasto nonch maggiori disturbi alla rimanente utenza sottesa alla stessa sbarra MT di CP buchi di tensione pi lunghi Pertanto una simile modalit di coordinamento deve essere riservata a Utenti con esigenze di continuit documentabili e non risolvibili in maniera pi efficiente con altri provvedimenti presso l impianto di utenza Infine si deve tenere presente che tale soluzione permette di evitare le interruzioni transitorie dovute alla richiusura rapida ma non evita i buchi di tensione la cui durata risulta in alcuni casi aumentata 141 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato B normativo Requisiti minimi di DG e SPG per gli impianti MT esistenti Dichiarazione di adeguatezza Il presente Allegato descrive le prove a cui sottoporre DG Dispositivo Generale e SPG Sistema di Protezione Generale installati su impianti esistenti per essere considerati adeguati alle Regole Tecniche di Connessione secondo quanto stabilito dalla Delibera ARG elt 119 08 e s m i Si specifica che le prove di seguito descritte sono finalizzate esclusivamente ad accertare il tempo complessivo di intervento del complesso DG SPG in caso di scatto delle protezioni Prove sul complesso DG PG Le prove per accertare i requisiti circa il tempo complessivo di intervento sopra citato sono indicate nel seguito Prova 1 Applicazione d
505. re cabine utente cabine secondarie i cui schermi risultino collegati tra di loro il Distributore deve collegare gli schermi dei cavi all impianto di terra della cabina Utente salvo diversa e motivata comunicazione del Distributore stesso A tale impianto devono essere collegate anche le masse delle apparecchiature funzionalmente di pertinenza del Distributore A tale scopo nel locale adibito all impianto di rete presso l utenza deve essere previsto un apposito morsetto per il collegamento delle masse delle apparecchiature del Distributore al dispersore Per dimensionare il suddetto impianto di terra il Distributore comunica all Utente il valore della corrente di guasto monofase a terra e il tempo di eliminazione del guasto tp calcolati secondo quanto previsto dalle norme CEI L Utente rimane proprietario e responsabile dell intero dispersore anche ai fini dell esercizio e della conseguente manutenzione Anche se l impianto di utenza compreso in un area urbana concentrata dove il Distributore ha individuato un impianto di terra globale ai sensi della Norma CEI 99 3 il dispersore deve essere costituito almeno da un dispersore ad anello eventualmente integrato con una maglia in funzione della resistivit del terreno con riferimento alla Norma CEI 99 3 alcuni esempi sono riportati nella Guida CEI 11 37 I Distributore deve comunicare con congruo anticipo all Utente l eventuale venir meno definitivamente della condizione di
506. re al 30 della potenza attiva prodotta per essi possibile concordare col Distributore condizioni di separazione diverse rispetto a quelle stabilite per la generalit degli Utenti Per consentire un rapido distacco degli impianti suddetti dalla rete in presenza di disturbi su di essa il sistema di protezione di interfaccia SPI previsto per la generalit degli impianti avr un secondo insieme di regolazioni nello stesso rel con le seguenti soglie di intervento e temporizzazioni pi sensibili e minima tensione 27 85 Un temporizzazione 0 2 s e massima tensione 59 110 Un temporizzazione 0 1 s e minima frequenza 81 49 8 Hz temporizzazione 0 15 s e massima frequenza 812 50 2 Hz temporizzazione 0 15 s Le suddette soglie e temporizzazioni possono anche essere realizzate pi semplicemente impostando sul sistema di protezione di interfaccia SPI due banchi di tarature il primo come da Tabella 8 il secondo con soglie di intervento e temporizzazioni pi sensibili indicate in questo paragrafo Tale secondo rel oppure insieme di regolazioni con soglie pi sensibili e tempi ridotti viene disattivato da un rel direzionale di potenza in grado di controllare che il flusso di potenza in uscita dalla rete predisposta al funzionamento in isola sia superiore al 30 della Potenza massima producibile dall impianto previsto un ritardo alla ricaduta di 60 s per impedire interventi intempestivi durante eventi transi
507. re automatico l dispositivo di interruzione deve essere dimensionato sulla base della configurazione d impianto dell Utente e per quanto riguarda le caratteristiche ai fini del sezionamento dei circuiti il dispositivo deve essere conforme a quanto prescritto nella Norma CEI 64 8 In ogni caso il dispositivo del generatore deve essere installato sul montante di ciascun generatore ad una distanza minima dai morsetti del generatore medesimo tale montante deve essere realizzato in modo che siano limitati i pericoli di cortocircuito e di incendio Nel caso di generatori statici a microinverter il DDG deve essere dimensionato in funzione della potenza complessivamente sottesa ad un unico sistema di connessione II DDG pu svolgere le funzioni del DDI qualora ne abbia le caratteristiche come sopra specificato comunque necessario che fra ciascun gruppo di generazione e la rete di distribuzione siano sempre presenti due interruttori in serie tra loro o in alternativa un interruttore ed un contattore 8 8 4 Avviamento sincronizzazione e presa di carico Nel presente paragrafo si definiscono i criteri di avviamento dei sistemi di generazione che possono funzionare in parallelo con la rete Le prescrizioni riportate nel presente paragrafo sono da riferirsi singolarmente a ciascun gruppo di generazione presente nell impianto Il parallelo dell impianto di produzione con la rete non deve essere consentito in caso di mancanza della tension
508. re molto rapidamente portando in circa 1 ms all estinzione del guasto stesso Le simulazioni si differenziano per la durata del fenomeno e per l ipotesi di innesco dell arco C 2 4 4 1 Prove su SPG con protezione di massima corrente omopolare Se la protezione contro i guasti a terra prevede la funzione direzionale di terra le prove successive non devono essere effettuate La regolazione della PG funzione massima corrente di terra deve essere soglia o pari a 2 A primari Tint 250 ms soglia o pari a 40 A primari Tint Tbase di intervento lt 80 ms Tabella 4 Prove di arco intermittente per protezione di max corrente omopolare Prova Stato del neutro Durata arco int Risultato atteso Tint 1 NI 40 ms nessuno scatto 2 NI 280 ms lo gt gt 3 NI 1s lo gt gt 4 NI 1s lo gt 5 NC lt 40 ms nessuno scatto 6 NC gt 80 ms lo gt gt 7 NC 1s lo gt gt 8 NC 1s lg o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Gli archi intermittenti simulati tramite i files COMTRADE Tab 4 e o Tab 5 prevedono una serie di adescamenti ed estinzioni del guasto intervallati opportunamente Il RP deve essere in grado di comportarsi secondo quanto descritto in tabella anche in presenza di tali momentanee estinzioni dell arco C 2 4 4 2 Prove su SPG con protezione direzionale di terra La regolazione della PG funzione massima corrente di terra direzionale deve essere soglia 67N S1 Uo
509. re quelli di taglia e tipologia normalizzata con gruppo vettoriale Dy o a questo gruppo assimilabile per caratteristiche di sfasamento Pertanto si ritenuto opportuno specificare sia le ampiezze che le relazioni di fase delle 3 tensioni da impostare nel simulatore per la esecuzione delle prove relative a guasti asimmetrici bifase sequenze 1a 2a 3a 4a in Tab 33 al fine di fornire un set di condizioni univoche e ripetibili per i casi in cui si intenda adottare il circuito di prova con il simulatore laboratori accreditati per lo svolgimento del presente test presso propria sede potranno eseguire il test presso il costruttore con strumentazione di misura propria Nel caso il Costruttore possegga le attrezzature per l esecuzione del test sar cura dei laboratori di prova la verifica anche della rispondenza delle attrezzature alle richieste normative N 8 4 Rapporti di prova emessi secondo CEI EN 61400 21 ed FGW TR3 Le verifiche di conformit alle prescrizioni di cui al presente paragrafo relative alla insensibilit agli abbassamenti di tensione si possono alternativamente assolvere utilizzando le procedure previste nella norma CEI EN 61400 21 ed 2 2008 08 cos come nelle linee guida tedesche FGW Part3 Determination of electrical characteristics of power generating units and systems connected to MV HV and EHV grids anche FGW TR3 vedi www wind fgw de che sono direttamente derivate dalla norma IEC 61400 21 purch il prof
510. re secondo quanto riportato in 7 5 9 con accesso garantito al Distributore preferibile che tale accesso avvenga da pubblica via L accesso in sicurezza a tale fabbricato da parte del Distributore deve essere garantito in ogni momento e senza preavviso Qualunque intervento del personale del Distributore necessario per mettere in sicurezza l impianto dell Utente o sue parti regolato dal contratto per la connessione 21 Nel presente documento per propriet s intende la disponibilit del bene in generale 42 NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 a A PER LA CONNESSIONE IMPIANTO DI RETE PER LA CONNESSIONE PUNTO DI INSERIMENTO H 1 L del iene en 0 246242 ie lo 26 242 2 e i LINEE AEREE O CAVI e 4 ii IMPIANTO DI RETE PRESSO L UTENZA i rr r rt20x 2_ PUNTO DI CONNESSIONE i IMPIANTO DI UTENZA PER LA CONNESSIONE IMPIANTO UTENTE PARTE RESTANTE Figura 4 Configurazione generale del collegamento d Utente p es caso di Utente passivo 43 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nell ambito dell impianto di rete presso l utenza possono essere collocati uno o pi punti di consegna che separano la propriet del Distributore da quelle di uno o pi Utenti e definiscono il confine circa le competenze per la realizzazione delle opere e le responsabilit in materia di manutenzione e garanzia reciproca delle prestazioni Nel
511. regolazione di V1s e di V2s rispettivamente di un punto percentuale inferiore e superiore al valore attuale della tensione di rete l Si trascrivano nella tabella i valori della potenza attiva potenza reattiva e tensione c a rilevati durante le misure effettuate agli 8 livelli di potenza attiva erogata dal 30 al 100 della potenza nominale In queste condizioni essendo la tensione c a ai morsetti di uscita pari 1 09V ovvero nel punto di mezzo della zona di regolazione in assorbimento di reattivo sulla curva Q f V con tensione di rete a 1 da Vis e 1 da V2s l inverter deve continuare ad erogare un livello di potenza reattiva pari a 0 5Qmin a meno di una tolleranza pari a AQxx596S seguendo la curva caratteristica standard 294 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 J A questo punto possibile aumentare la tensione ai morsetti di uscita fino a 1 1V in alternativa impostare V1s a 2 e V2s al valore attuale della tensione di rete per registrare i valori corrispondenti della potenza attiva che deve essere pari a P ultimo punto registrato al passo precedente e della potenza reattiva che deve raggiungere stabilmente il limite minimo della capability pari a Qmin a meno di una tolleranza pari a AQ lt t5 Sn K Con inverter in piena erogazione di potenza attiva tensione c a di uscita pari al 110 V e quindi potenza reattiva erogata pari al limite massimo Qmin in assorbimento di reattivo si riduca la potenza attiva port
512. resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul proprio sito web La Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura deve contenere tutte le informazioni necessarie all identificazione del dispositivo L esecuzione delle prove di compatibilit ambientale prove di isolamento climatiche ed EMC previste deve avvenire presso un laboratorio accreditato secondo EN 17025 da Ente facente capo all European cooperation for Accreditation EA in Italia l Ente accreditante il ACCREDIA Le prove funzionali possono in alternativa avvenire A presso il laboratorio di cui sopra oppure B presso i laboratori del costruttore o laboratori esterni non accreditati In questo caso lettera b le prove devono avvenire sotto la sorveglianza e responsabilit di apposito organismo certificatore che abbia i requisiti della EN 17065 o in alternativa sotto la sorveglianza e responsabilit del laboratorio accreditato ACCREDIA presso il quale sono state fatte le prove EMC Si deve inoltre prevedere l attestazione che la produzione del dispositivo avviene in regime di qualit secondo ISO 9001 ed 2000 e s m i Tale attestazione deve essere parimenti emessa a cura e responsabilit del costruttore e deve essere consegnata su richiesta dall Utente al Distributore all atto della connessione C 3 Sistema di controllo e registrazione associato alla PG Nel presente paragrafo sono definite le caratteristiche che deve possedere un dis
513. revisti nel par 8 4 un ulteriore dispositivo detto Dispositivo Di Interfaccia DDI Il sistema di protezione di interfaccia SPI agendo sul DDI separa l impianto di produzione dalla rete di distribuzione evitando che e in caso di mancanza della tensione di rete l Utente possa alimentare la rete stessa creando situazioni di esercizio in isola non intenzionale e in caso di guasto sulla linea MT cui connesso l Utente sostenga il guasto e in caso di richiusure automatiche o manuali di interruttori della rete di distribuzione il generatore convenzionale possa trovarsi in condizioni tali da provocare il danneggiamento dell albero del generatore stesso In particolari situazioni di carico della rete di distribuzione l intervento del SPI e la conseguente apertura del DDI potrebbero non avvenire in caso di mancanza dell alimentazione o di guasti sulla rete Pertanto l Utente attivo deve mettere in atto tutti gli accorgimenti necessari alla salvaguardia dei propri impianti che devono resistere alle sollecitazioni meccaniche causate dalle coppie elettrodinamiche conseguenti alle richiusura automatica rapida degli interruttori di linea in CP o lungo linea Nel seguito sono date prescrizioni circa la regolazione della protezione di interfaccia PI Tali regolazioni sono da applicare indistintamente a tutti i generatori lasciata la possibilit alla protezione di generatore di interferire rispetto alle regolazioni della Pl solo per i ge
514. rezza industriale si pu derogare a tale principio sempre che venga costantemente garantito al personale del Distributore il rapido e sicuro accesso agli impianti di pertinenza e le strade di accesso devono essere asfaltate mentre per i piazzali su cui installare le apparecchiature si devono adottare idonee pavimentazioni e il fabbricato deve essere conforme alle vigenti Norme di legge e tecniche deve avere caratteristiche statiche meccaniche e strutturali p e protezione dagli agenti atmosferici adeguate al suo impiego secondo quanto previsto dalle norme vigenti e dalle prescrizioni del Distributore e deve essere composto da un locale contatori solo per Utenti passivi dimensioni indicative 2 0 m x 3 5 m altezza 2 8 m per le misure AT che deve essere realizzato con porte distinte dotate di serrature diverse in modo tale che il personale del Distributore e quello dell Utente possano accedere solo all impianto di propria competenza Il fabbricato deve inoltre essere completato con un impianto elettrico di servizio illuminazione e forza motrice e climatizzazione estiva ed invernale 7 5 10 Caratteristiche dei componenti elettrici Le prescrizioni seguenti si applicano all impianto di rete presso l utenza e all impianto di utenza per la connessione Tutte le parti di impianto e le apparecchiature devono essere rispondenti alle normative in vigore all atto dell accettazione della soluzione tecnica minima di dettaglio Le parti di
515. ributore e quella dell Utente Sono di competenza del Distributore l installazione e la manutenzione dei misuratori dell energia elettrica prelevata dall Utente passivo e la rilevazione e registrazione delle stesse misure oltre alla rilevazione e registrazione delle misure dell energia elettrica prodotta dal produttore il telecontrollo e la protezione della parte di impianto di propria competenza che garantiscono la sicurezza e la connessione operativa dell impianto di rete per la connessione nelle condizioni di funzionamento ammesse Sono inoltre importanti ai fini del corretto esercizio della rete i sistemi di protezione e gli automatismi di apertura che agiscono sugli organi di manovra di cui al par 8 4 che garantiscono la sicurezza e la piena operativit dell impianto di Utente nelle condizioni di funzionamento ammesse La manutenzione di tali sistemi deve essere effettuata dall Utente 8 5 2 Impianto di rete per la connessione Il progetto la realizzazione la manutenzione la riparazione e l esercizio dell intero impianto sono generalmente di pertinenza del Distributore 46 Nel presente documento per propriet s intende la disponibilit del bene in generale 67 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nei casi previsti dalla deliberazione dell Autorit ARG elt 99 08 e s m i possibile la realizzazione dell impianto di rete per la connessione da parte del soggetto produttore Nell ambito dell impianto di rete per la conn
516. ributrici di energia elettrica Per le reti non connesse al continente i parametri caratteristici che possono differire dalla presente Norma a seguito della mancanza del predetto collegamento al continente e comunque sempre nel rispetto di quanto previsto nella CEI EN 50160 devono essere esplicitati dalle imprese distributrici al momento della richiesta di connessione La presente Norma si applica agli impianti elettrici degli Utenti dei servizi di distribuzione e di connessione alle reti di distribuzione nel seguito denominati Utenti della rete Utenti Gli Utenti della rete sono i soggetti titolari di e impianti di utilizzazione non comprendenti unit di consumo rilevanti connessi alle reti di distribuzione dell energia elettrica e impianti di utilizzazione comprendenti unit di consumo rilevanti connessi alle reti di distribuzione a tali impianti si applicano inoltre le regole tecniche stabilite dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale nel seguito Gestore circa il dispacciamento e impianti di produzione non comprendenti unit di produzione rilevanti connessi alle reti di distribuzione 2 Le prescrizioni della presente Norma si applicano per analogia anche ai limitatissimi casi di connessioni di Utenti a cabine primarie con livelli di tensione 220 kV MT con riferimento alla sola connessione in antenna da CP 3 L esecuzione di attivit elettriche necessarie al soddisfacimento tecnico amministrativo dei lavori cu
517. riferiscono a TA con rapporto nominale 300 1 147 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Il superamento delle prove attesta che l accoppiamento TA PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di TA diversi da quello da cui stata ricavata la corrente secondaria di prova necessario caratterizzare la corrente secondaria del nuovo TA secondo il metodo esposto nel presente articolo A valle di tale caratterizzazione possono darsi le seguenti alternative Se i valori istantanei della nuova corrente secondaria sono in modulo superiori per qualsiasi tempo compreso tra O ed il tempo di intervento della soglia istantanea gt gt gt registrato nella prova con il TA base la PG idonea a essere utilizzata con il nuovo TA in caso contrario necessario ripetere tutte le prove di cui al presente paragrafo per l accoppiamento tra la PG e il nuovo TA Caratterizzazione del TA non lineare Per quanto riguarda la caratterizzazione del comportamento non lineare del TA nel seguito sono riportate le modalit di determinazione convenzionale delle forme d onda di corrente da applicare alla PG durante le prove tenendo conto che i TA di fase sono lineari con errore di fase e di rapporto trascurabili per tutti gli istanti in cui il flusso di funzionamento inferiore a un valore caratteristico flusso di saturazione calcolabile direttamente dai dati nominale del TA stesso rapporto nominale prestazione
518. rificando il non intervento 2 aumentare la tensione residua a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica o comunque non inferiore alla precisione della cassetta di prova e durata dei passi pari al 12096 del tempo di intervento B Misura della precisione del tempo di intervento 1 applicare istantaneamente agli ingressi una tensione pari al 120 della soglia regolata Il tempo registrato tra l istante di applicazione della tensione di intervento e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento E 5 2 9 Verifica della soglia della funzione di massima tensione di sequenza inversa La seguente prova va effettuata applicando una terna di tensioni di sequenza ciclica inversa ai tre ingressi del SPI Durante l esecuzione di tale prova si rende necessario impostare l avviamento della funzione di massima tensione di sequenza inversa su un contatto d uscita della PI o del SPI integrato collegando il contatto stesso alla cassetta prova rel La prova da effettuare quella del punto A del par E 4 2 7 E 5 2 10 Verifica della soglia della funzione di minima tensione di sequenza diretta La seguente prova va effettuata applicando una terna di tensioni di sequenza ciclica diretta ai tre ingressi del SPI Durante l esecuzione di tale prova si rende necessario impostare l avviamento della funzione di minima tensione di sequenza diretta su un contatto d usc
519. rimario ai TV stessi secondo quanto specificato in Tab 5 Il superamento delle prove di Tab 5 attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento TV TO PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di TO e o TV diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove di cui al C 2 2 2 2 con le modalit sopra descritte per quanto riguarda l applicazione di grandezze primarie e o secondarie C 2 3 3 TV omopolari non convenzionali Qualora la PG utilizzi per la rilevazione direzionale dei guasti monofase a terra TV non convenzionali ad es basati su effetti capacitivi o privi di nucleo magnetico va fatto riferimento a quanto indicato al punto D 3 relativamente a tale funzione Il superamento delle relative prove attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento trasduttori PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG e o di trasduttori diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove Come stabilito in C 2 3 i trasduttori di tensione non convenzionali devono comunque essere dimensionati per avere fattore di tensione 1 9 per 30 s e livello di isolamento 24 kV C 2 4 Caratteristiche della Protezione Generale PG Nel presente paragrafo sono riportate le caratteristiche e le modalit di prova per verificare la Protezione Generale PG parte del SPG non integrato per Utenti di Media Tensione Vanno inoltre appl
520. riore alimentazione di emergenza In questa fattispecie connessione in entra esce in alternativa rispetto all alimentazione di emergenza messa a disposizione dall Utente facolt del Distributore predisporre un ulteriore alimentazione per i servizi ausiliari derivata da una connessione MT o BT per alimentazione di emergenza secondo le condizioni stabilite dall AEEG 7 5 9 Caratteristiche dell area e dei locali per l impianto di rete presso l utenza Per la realizzazione dell impianto di rete presso l utenza l Utente deve mettere a disposizione del Distributore un area opportunamente attrezzata nella quale deve essere realizzato anche il fabbricato servizi Al riguardo si precisa che l area da mettere a disposizione quella necessaria per l eventuale sezionamento e misure in caso di Utente passivo Le aree in oggetto resteranno di propriet dell Utente con cessione in uso al Distributore per tutta la durata in cui il rapporto con il Distributore resta in essere Qualora il Distributore ritenga necessario assicurarsi la disponibilit dell area per proprie esigenze anche nell eventualit di cessazione della connessione all Utente deve essere stipulato regolare atto di servit inamovibile con opzione per l acquisto del terreno con diritto di prelazione L area da mettere a disposizione del Distributore deve generalmente avere accesso diretto da strada aperta al pubblico qualora la suddetta area sia interna alla proprie
521. ritardo intenzionale sul DG consente di conseguire un livello di selettivit cronometrica consente inoltre pi livelli di selettivit qualora si impieghino tecniche di coordinamento basate sulla comunicazione tra i dispositivi di protezione 140 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Per quanto riguarda i guasti polifasi il medesimo coordinamento selettivo tra DG e dispositivi di protezione dei singoli montanti conseguibile impiegando tecniche di selettivit basate sulla comunicazione tra i dispositivi di protezione In tale caso si possono avere due diverse situazioni di seguito descritte 1 In generale l apertura dell interruttore di linea avviene senza ritardo intenzionale e la successiva richiusura rapida consente di rialimentare la porzione di impianto di Utenza non affetta da guasto Infatti nel caso di guasti a valle dei dispositivi di protezione dei singoli montanti il coordinamento logico tra tali dispositivi e il DG causa il blocco del medesimo DG Qualora invece l Utente sia connesso tramite una linea per la quale sia possibile ritardare l intervento della protezione in Cabina Primaria previe verifiche circa l energia specifica passante conseguente al ritardo adottato possibile evitare l intervento della medesima protezione di linea situazione analoga a quella relativa ai guasti monofasi a terra su reti a neutro compensato Si deve sottolineare come questa modalit di coordinamento selettivo imponendo un rita
522. ro i valori di Tab 1 in cui la corrente nominale di 100 A I la corrente primaria di prova 152 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Tabella 1 Errori TO Corrente Errore di rapporto Errore d angolo i in 0 01 15 0 05 1 E 1 1 2 20 15 600 lA 400 t lt I y j 200 en i n E y T f n nl A AMAA AAA NA MM AMANTI a j VATI WARN MAU iP ATA Win VIR E VIT bu RATA I MAL y M IB y uyyy j y LV Y AMAA d s i y 0 01 02 03 04 05 06 07 08 09 1 Figura 2 Corrente secondaria convenzionale per TA omopolari TO C 2 2 1 2 Prove funzionali per PG che utilizzino TO automaticamente idonei Le prove funzionali per PG che utilizzino TO automaticamente idonei per la rilevazione dei guasti monofasi a terra sia a neutro compensato sia a neutro isolato o doppio monofase a terra sono le medesime riportate per i TO non automaticamente idonei nel successivo par C 2 2 2 2 ma ad esclusione della prova 1 di Tab 2 o della prova 1 di Tab 3 l applicazione dei segnali di corrente avviene direttamente alla protezione PG applicazione di correnti secondarie La prova 1 della Tab 2 o la prova 1 della Tab 3 devono invece essere effettuate con i segnali di correnti primari applicati ai TO Il superamento di tutte le prove inclusa la prova 1 di Tab 2 o la prova 1 di Tab 3 attesta esclusivamente che il particolare accoppiamento TO PG oggetto dell
523. rotezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 50 3 Hz V 1E 2 40 U12 1V Z 30 V 0 94 E Z 122 Uz 1V 90 V 1 06 E Z 118 Usi 1V 4 150 Vres 0 2Vn Vies 0 2Vn E tensione nominale stellata Vn tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 1 V 20 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento E 4 2 10 Procedura di prova per verifica del tempo di ripristino del consenso voltmetrico Durante le prove il comando locale deve essere mantenuto nello stato basso stato logico 0 La terna di tensioni da applicare durante le prove quella delle tensioni di fase V V V o delle tensioni concatenate Ui Uz3 U3 in funzione del metodo di misura impiegato dalla Pl o SPI integrato La tensione residua va applicata direttamente all ingresso dedicato se la Pl o SPI integrato effettua la misura diretta di tensione residua oppure applicando le tensioni come in Fig 1 se la PI o SPI
524. rova V V V costituiscono una terna simmetrica di tensioni aventi modulo pari alla tensione nominale stellata E mentre la quarta uscita V viene impiegata per generare una tensione residua di ampiezza variabile e fase costante nell esempio in Fig 8 in fase con la tensione dell uscita V Nella stessa figura sono inoltre rappresentati i TV elevatori da impiegare nel caso le prove funzionali riguardino il SPI integrato Si osservi che la tensione da generare alla quarta uscita v ha modulo pari a 1 3 della tensione residua Vres misurata dalla PI o SPI integrato CASSETTA PROVA REL PI o SPI INTEGRATO TV elevatori da impiegare per le prove del SPI integrato Vres 3 V Figura 8 Sistema di prova di PI o SPI integrato che misura la tensione residua come somma vettoriale delle tensioni di fase 210 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 A Misura della precisione della soglia di intervento 1 Impostare la funzione senza ritardo intenzionale allo scatto 2 Applicare istantaneamente alla PI o al SPI integrato una tensione residua pari al 9096 della soglia regolata 3 Aumentare la tensione residua a rampa con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Impostare la funzione senza ritardo intenz
525. rova applicabile a generatori eolici La verifica pu essere effettuata secondo quanto prescritto dalla norma IEC CEI 61400 21 ed 2 sez 6 7 2 e 7 7 2 Il setpoint di potenza reattiva pu essere fornito anche mediante l utilizzo del sistema di controllo centralizzato dell impianto eolico Le misure possono in alternativa essere effettuate su banco di prova il banco deve rendere disponibile almeno l intera potenza attiva nominale del generatore in prova per i generatori FC sostituendo il generatore elettrico con una sorgente AC con caratteristiche adeguate Allegato V a tensione e frequenza costante peri generatori DFIG facendo funzionare a banco il generatore elettrico utilizzando un opportuno motore di trascinamento Deve essere quindi seguita la procedura descritta in N 6 2 1 adeguata per renderla applicabile ai generatori eolici La prova si intende superata con successo se lo scostamento massimo tra il livello assegnato ed il valore attuale misurato valore medio con finestra di 1 minuto per la potenza reattiva pari a e AQ s 15 della potenza apparente nominale del convertitore impostazione diretta del livello di potenza reattiva e Acosq lt 0 02 impostazione tramite fattore di potenza 286 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N 6 2 3 Tempo di risposta ad una variazione a gradino del livello assegnato Ad integrazione dei requisiti oggetto delle prove di cui al par N 6 2 relativi al controllo del
526. rti di ricaduta Devono inoltre essere condotte le prove funzionali in presenza di arco intermittente definite D 3 3 4 1 Qualora la protezione di massima corrente sia basata su correnti secondarie fornite da TO automaticamente idonei quindi conformi a quanto indicato in C 2 2 1 devono essere effettuate anche le prove definite in C 2 2 1 2 limiti di validit della certificazione sono indicati in C 2 2 1 2 Qualora la protezione di massima corrente sia basata su correnti secondarie fornite da TO non automaticamente idonei quindi conformi a quanto indicato in C 2 2 2 devono essere effettuate anche le prove definite in C 2 2 2 2 limiti di validit della certificazione sono indicati in C 2 2 2 2 Protezione direzionale di terra Tutte le funzioni della protezione direzionale di terra devono essere verificate rilevando i tempi di intervento le precisioni ed i rapporti di ricaduta Devono inoltre essere condotte le prove funzionali in presenza di arco intermittente definite in D 3 3 4 2 Qualora la protezione direzionale di terra sia basata su correnti secondarie fornite da TO non automaticamente idonei e quindi non conformi a quanto indicato in C 2 2 1 2 deve essere inoltre verificato il suo corretto funzionamento con la protezione direzionale collegata al secondario del TA toroidale a sua volta percorso dalla corrente di prova primaria nelle condizioni di prova di cui al par C 2 2 1 2 per quanto applicabili C 2 4 7 2 Prove di compati
527. rto o chiuso sulla PG o sul fronte quadro C 2 4 7 Prove sulla PG Il dispositivo deve essere dotato di marcatura CE Le prove da effettuare sul dispositivo si dividono in prove funzionali prove di compatibilit elettromagnetica prove di compatibilit ambientale prove di sovraccaricabilit dei circuiti di misura Deve essere certificato con le modalit in seguito indicate al punto C 2 5 il superamento delle prove di cui ai paragrafi seguenti C 2 4 7 1 Prove funzionali Le prove funzionali consistono in verifica funzioni misura della precisione delle soglie di intervento e ricaduta misura della precisione dei tempi di intervento e di ricaduta transitori rappresentativi delle suddette prove sono stati suddivisi nelle seguenti categorie transitori di guasto polifase transitori di guasto monofase transitori di guasto doppio monofase transitori di arco intermittente Le prove funzionali comprenderanno anche la risposta delle funzioni protettive a transitori di rete registrati in formato COMTRADE relativi file sono disponibili sul sito del CEI http www ceiweb it Norme 0 16 archi interm Comtrade zip Per quanto riguarda l arco intermittente sono presi in considerazione alcuni casi con durata inferiore a 80 ms e altri con durata superiore per verificare l eventuale capacit di rilevazione e di insensibilit nei confronti di guasti intermittenti guasti mon
528. sa quale consenso allo scatto delle soglie restrittive delle protezioni di minima e massima frequenza le sole prove di precisione da effettuare riguardano la soglia ed il rapporto di ricaduta Durante l esecuzione di tali prove si rende pertanto necessario impostare l avviamento della funzione di massima tensione di sequenza inversa su un contatto d uscita della Pl o del SPI integrato collegando il contatto stesso alla cassetta prova rel A Misura della precisione della soglia 1 Applicare istantaneamente una terna simmetrica di tensioni di sequenza inversa di ampiezza pari al 90 della soglia regolata 2 Aumentare a rampa l ampiezza della terna simmetrica di sequenza inversa delle tensioni con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di avviamento come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di intervento B Misura della precisione del rapporto di ricaduta 1 Applicare istantaneamente una terna simmetrica di tensioni di sequenza inversa di ampiezza pari al 11096 della soglia regolata 2 Diminuire a rampa l ampiezza della terna simmetrica di sequenza inversa delle tensioni con ampiezza dei passi della rampa lt 10 della precisione voltmetrica e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al pu
529. scrizioni del presente articolo si applicano nel caso di connessione tra due Distributori La particolare natura di simili connessioni connessione tra due soggetti titolari di concessioni per l esercizio di reti con obbligo di connessione di terzi nonch le molteplici fattispecie tecniche che possono verificarsi rendono necessaria l adozione di opportune forme di coordinamento tra i soggetti medesimi Le soluzioni tecniche per la connessione non sono pertanto allo stato attuale completamente codificate nella presente Norma tecnica ma lasciate all accordo tra i soggetti interessati nel rispetto delle vigenti normative in materia emanate dall AEEG paragrafi seguenti riportano esclusivamente le prescrizioni minime da seguire per simili connessioni 11 1 Punto di interconnessione Nel punto di interconnessione tra reti di distribuzione devono essere installate apparecchiature idonee a consentire l indipendenza funzionale tra le due reti di distribuzione sezionatore eventualmente interruttore sezionatore Tali apparecchiature devono consentire la manovra a distanza necessaria a garantire la minimizzazione delle indisponibilit in caso di guasto 11 2 Misura dell energia scambiata Nel punto di interconnessione tra reti di distribuzione deve essere installata un Apparecchiatura di Misura AdM in grado di registrare l energia scambiata qualora necessario in entrambe le direzioni tra le due reti su base almeno oraria 11 3 Segnali e
530. se IEC ausiliaria funzionale accettazione CEI EN 60255 Prove di immunit a treno di 61000 4 18 1 kV modo diff as 1 kV modo diff B 22 1 2008 10 oscillazioni a 1 MHz 2 5 kV m com i 2 5 kV m com CEI EN 60255 6 kV contatto 22 2 2009 05 Prove di scarica elettrostatica 61000 4 2 8 kV in aria B 10 V m y ve as 80 MHz CEI EN 60255 Immunit ai campi gt 61000 4 3 2 7 GHz A 22 3 2009 02 elettromagnetici irradiati Include 900 MHz CEI EN 60255 Prove di immunit ai transitori 22 4 2008 09 elettrici veloci treni di impulsi 91000 4 4 d Dx zu USA B 1 kV fase fase 1 kV fase fase SELENE Prova a impulso 61000 4 5 2 kV fase terra AE 2 kV fase terra B 22 5 2002 12 ia e gradini succ Me i gradini successivi gradini successivi Immunit ai disturbi condotti SELEN 602597 indotti da campi in 61000 4 6 10V 10V 10V 10V A 22 6 2001 11 radiofrequenza 100 V rms diff CEI EN 60255 Prove di immunit alla 300 V rms com 22 7 2003 09 frequenza di rete 61000416 10 s solo sulle 5 entrate binarie 100 riduzione EN 60255 11 Interruzione della tensione 61000 4 29 per 50 ms B 2010 01 ausiliaria in corrente continua Requisiti per la VRT con UPS 30 A m IEC 61000 4 8 Campo magnetico a frequenza dns 2009 09 di rete 61000 4 8 continuo A 300 A m 1 s VOINO3 VAYJON 60 7L07 9L 0 139 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 C 2 4 7 3 Prove di compatibilit ambientale Ai
531. sentire la esecuzione delle prove di cui in Allegato N seguendo le impostazioni riportate di seguito Q 3 1 Misure per la qualit della tensione N 3 Correnti armoniche La sorgente DC viene regolata su tutto campo di funzionamento del generatore in prova agli 11 livelli di potenza 0 5 10 5 100 5 della potenza apparente nominale Le componenti armoniche sono misurate come indicato in N 3 1 La tensione di ingresso al generatore in prova pu essere regolata al valore nominale o valore medio nell intervallo di Vmpp dichiarato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Fluttuazioni di tensione dovute a manovre di sezionamento separazione La sorgente DC viene regolata in sequenza rispettivamente al 10 e 100 della potenza nominale del generatore In quanto alla tensione questa dovr essere regolata al valore nominale o ad altro valore interno al campo Vmpp Lo stesso valore sar utilizzato per tutte le sequenze di commutazione e opportunamente registrato nel rapporto di prova Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Flicker La sorgente DC viene regolata su tutto campo di funzionamento del generatore per gradini di potenza di ampiezza del 5 10 di P Deve essere misurato un numero minimo di 12 coppie di valori di Pst dei quali almeno una coppia per ciascun gradino di potenza del 1096 P nell intervallo 096 9096 P ed un minimo di 3 per potenza
532. sequenza inversa 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino della terna di tensioni dai valori di cui al punto 1 alla seguente terna con frequenza 49 8 Hz V 1 05E Z0 U12 21 05 V Z0 V 20 77 E Z 133 Uz3 077 V Z 133 V 0 77 E Z 4 133 Usi 0 77 V Z 133 E tensione nominale stellata A tale terna corrispondono le V tensione nominale concatenata seguenti componenti di sequenza diretta inversa e residua Vj 0 85E U 0 85V V 0 20 E U 0 20 V J Vros Y V F Vs 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa Verificare il non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione di sequenza inversa 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima freque
533. sima tensione residua 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 49 7 Hz V 1E 4 42 U12 1V L 30 V 0 94E Z 122 U23 1V Z 90 V 1 06 E Z 118 Us 1V 4 150 Vres 0 2Vn Vres 0 2 Vn E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa Va 7 1E U AV n V 20 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verificare lo scatto della sola soglia restrittiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento 218 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 P Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle p
534. sione per utente singolo Le Norme CEI sono revisionate quando necessario con la pubblicazione sia di nuove edizioni sia di varianti E importante pertanto che gli utenti delle stesse si accertino di essere in possesso dell ultima edizione o variante DATI IDENTIFICATIVI CEI Norma italiana Classificazione Edizione COLLEGAMENTI RELAZIONI TRA DOCUMENTI CEI 0 16 CEI 0 16 Nazionali Europei Internazionali Legislativi Legenda INFORMAZIONI EDITORIALI Pubblicazione Stato Edizione Data validit Ambito validit Fascicolo Ed Prec Fasc Comitato Tecnico Approvata da Sottoposta a ICS Norma Tecnica In vigore 01 10 2014 Nazionale 13789 C 9404 2008 07 CT 316 Connessioni alle reti elettriche Alta Media e Bassa Tensione Presidente del CEI In data In data Chiusura in data 05 09 2014 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 AA O N gt 10 11 INDICE Oggetto e scopo della Norma eee campo di applicazione 1u uide c teda diede teclea aa Definizioni convenzioni i Caratteristiche degli Utenti e loro classificazione nano nc rra nan nnnnns 41 ssi le e ela ra 4 2 Impianti di produzione emen aa rte 4 3 Reti a nternie dl tenza i usce dee en qase pee etie c israeliani 44 Retlidi distribUzione nie aee De A e ER RAD UR ARE RU Lie Caratteristiche delle rett i cuenta e M aita test ied a ebrei tide ba 5
535. sistema In particolare 1 Messaggio di Diagnostica per verificare la connessione in rete del GSM e lo stato degli ingressi e uscite verso Pl DISTRIBUTORE gt utenza x stato Input Output UTENTE ATTIVO gt utenza x stato Input K Ouput Y 2 Messaggio di RESET interfaccia verso PI DISTRIBUTORE gt RESET utenza x Alla ricezione di questo SMS l interfaccia deve resettarsi effettuare l autodiagnostica e porsi nelle condizioni di riposo iniziali uscita disattiva quindi inviare il seguente messaggio UTENTE ATTIVO gt utenza x RESET OK KO Input K Output Y M 7 Verifiche funzionali Una volta predisposto il sistema il Distributore dovr poter procedere ad una prova funzionale di distacco reale avvalendosi della possibilit di inviare proprio personale o personale qualificato presso l impianto del Produttore Le prove verranno eseguite e all atto della messa in servizio del tele distacco e Su evento o periodicamente ogni due anni per verificare il corretto funzionamento del sistema M 7 1 Messain servizio del tele distacco La prova funzionale articolata sui seguenti test e verifica connessione GSM GPRS e invio di un comando di distacco ed inibizione con misurazione dei tempi di attuazione tempo massimo ammissibile 1 da sistema remoto e riscontro effettiva apertura dell interruttore e verifica della permanenza inibizione sul
536. sitivo generale d interfaccia e di generatore devono essere ubicati nell impianto dell Utente ll comando d apertura del dispositivo generale d interfaccia e di generatore deve poter essere effettuato sia manualmente da un operatore sia automaticamente dalle protezioni dell Utente La manovra del dispositivo generale d interfaccia e di generatore di pertinenza dell Utente I suddetti dispositivi ai fini delle caratteristiche di sezionamento comando e interruzione devono seguire le prescrizioni delle Norme CEl 64 8 CEI 99 2 e CEl 11 20 per quanto applicabili 89 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La scelta di questi dispositivi deve essere fatta con riferimento alle grandezze nominali del sistema in cui sono installati in particolare per quanto si riferisce alla corrente di breve durata ed ai poteri di interruzione e di stabilimento questi devono essere proporzionati alla corrente presunta di cortocircuito nel punto di installazione tenendo conto che a tale corrente possono contribuire la rete di distribuzione e i gruppi di produzione dell energia ed eventuali i motori in servizio 8 8 3 1 Dispositivo di Interfaccia DDI Nell ambito dell impianto di utenza di un Utente attivo il dispositivo di interfaccia di cui al paragrafo precedente a seconda del livello di tensione su cui installato pu essere costituito nelle modalit di seguito riportate Qualora il DDI sia installato sul livello MT esso deve essere costitu
537. so voltmetrico 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 1 Hz e verificare il non intervento di entrambe le soglie delle protezioni di massima frequenza Verifica di scatto della soglia permissiva di minima frequenza in assenza di consenso voltmetrico 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 47 4 Hz e verificare lo scatto della sola soglia permissiva di minima frequenza nel relativo tempo di intervento 213 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 D Verifica di scatto della soglia permissiva di massima frequenza in assenza di G consenso voltme
538. solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verificare il non intervento della sola soglia restrittiva di minima frequenza 217 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 N Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 50 1 Hz V 1E Z 4 4 U12 1V Z 30 V 0 94 E Z 122 Us IV 90 V 1 06 E Z 118 Us 1V Z 150 Vies 0 2Vn Vi 0 2 E tensione nominale stellata Vn tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 1v V 0 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico di massima tensione residua Verificare il non intervento della sola soglia restrittiva di massima frequenza O Verifica di scatto della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di mas
539. sorbimento A titolo esemplificativo possibile applicare queste prescrizioni a a b 87 88 impianti associati a processi industriali in cui la rete d utente alimenta carichi propri e carichi privilegiati Impianti di cogenerazione per la produzione combinata di potenza elettrica e calore all interno di una utenza industriale ospedaliera commerciale ed utenze comparabili il cui Scopo primario produrre tramite un sistema di cogenerazione energia elettrica per autoconsumo e calore per usi tecnologici o termici vari Poich i limiti indicati in Figura 14 peraltro superati da gran parte delle macchine attualmente disponibili sono essenzialmente legati a fenomeni termici del circuito magnetico le relative costanti di tempo sono tali da non impedire il funzionamento per tempi ridotti quali quelli cautelativi indicati in precedenza Tempo richiesto dai sistemi automatici di regolazione della tensione installati sulla rete a monte per esperire azioni correttive sulla tensione volte a ripristinare normali valori di tensione 94 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Per applicare le prescrizioni del presente paragrafo richiesto che gli impianti siano dotati di generatori convenzionali sincroni in grado di passare al funzionamento in isola separata in presenza di disturbi sulla rete di connessione e che l esportazione di potenza attiva dalla rete funzionante in isola verso la rete esterna in MT sia in misura non superio
540. spondenza ai requisiti di immunit agli abbassamenti di tensione si effettuano secondo le sequenze di test riportate in Tab 33 da eseguire in accordo alla Norma IEC 61400 21 sez 7 5 ed 2 2008 con il generatore funzionante rispettivamente trail 10 96 ed il 30 della potenza nominale e aldi sopra del 90 della potenza nominale Il sistema di simulazione del guasto deve produrre gli abbassamenti di tensione con profilo riportato in Tab 33 e secondo la Fig 25 in condizioni di funzionamento a vuoto N 8 3 Circuiti di prova requisiti Requisiti generali il circuito di prova utilizzato deve consentire la esecuzione di ciascuna sequenza in modo tale che il gradino di tensione risultante da ognuna delle 8 sequenze indicate in Tab 33 sia indipendente dall angolo di fase della tensione di rete il circuito di prova non deve causare interruzioni oppure irregolarit al profilo di tensione e di potenza durante l esecuzione di ciascuna sequenza N 8 3 1 Circuito di prova simulatore di cortocircuiti Di seguito sono descritti i requisiti per il dimensionamento del circuito di prova e la verifica della compatibilit delle infrastrutture della rete disponibile al punto di connessione per la esecuzione dei test qualora la prova sia eseguita tramite il simulatore di cortocircuiti riportato in IEC 61400 21 ed 2 2008 08 sez 6 5 e 7 5 basato sul principio del partitore di tensione vedi Fig 26 Questo circuito
541. ssima frequenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 3 Hz e verificare l intervento della soglia restrittiva di massima frequenza l Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di massima tensione residua avente ricaduta prima del tempo di intervento 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 Applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino delle tensioni dai valori di cui al punto 1 al seguente sistema di tensioni con frequenza 49 7 Hz Nel caso di tensione residua calcolata il sistema di prova cui riferirsi quello di Fig 1 V 1E 2 40 U42 V Z 30 V 0 94E Z 122 Uz3 1Vn 90 V4 1 06 E Z 118 Us 1V Z amp 150 Vres 0 2 Va Vres 0 2 Va E tensione nominale stellata V tensione nominale concatenata Alle tensioni di fase o concatenate di cui sopra corrispondono le seguenti componenti di sequenza diretta e inversa V 1E U 1 V 0 U 0 In tali condizioni si ha quindi l attivazione del solo consenso voltmetrico d
542. stacco dell Utente dalla rete con i relativi sistemi di protezione e i telescatto e i relativi automatismi di apertura d gli apparati di monitoraggio di misura e delle relative telecomunicazioni che garantiscono il flusso informativo tra Distributore e Utente Per quanto riguarda gli apparati di regolazione di tensione e frequenza nonch gli apparati di monitoraggio di misura e di telecomunicazione che garantiscono il flusso informativo tra Gestore ed Utente si fa riferimento al Codice di Rete rapporti tra Distributore e Utente devono essere conformi alle regole generali di seguito elencate e L esercizio e in particolare la conduzione delle parti di cui alla precedente lettera a deve essere effettuato attuando le indicazioni del Distributore che determina le configurazioni di rete attraverso il comando degli organi di manovra Il pronto intervento e la messa in sicurezza degli impianti devono essere assicurati in tempi minimi necessario che tali organi di manovra possano essere manovrati d intesa con il Distributore nell arco delle 24 h della giornata e nell arco dell intero anno localmente o comandati a distanza e L esercizio delle parti di cui alla precedente lettera b deve comprendere l attuazione ed il relativo riscontro delle regolazioni delle protezioni stabilite In caso di malfunzionamento il ripristino della piena funzionalit deve avvenire in tempi minimi tenendo presente che l indisponibilit delle protezioni
543. stiche della apparecchiatura di prova Funzioni minime richieste alla apparecchiatura Tipo di rel IEEE N Massima Minima tensione 27 59 Frequenza 81 Rel di scatto 94 E 4 1 2 Caratteristiche minime della cassetta prova rel per le prove di tipo 40 Uscite di tensione e 4 con tensione di fase massima in uscita non inferiore a 300 V regolazione indipendente delle uscite da 0 al massimo distorsione THD x0 2 96 precisione delle uscite lt 0 2 96 Potenza d uscita a 300 V almeno 10 VA per fase Angoli di sfasamento delle uscite di tensione e regolabili da 0 360 e risoluzione lt 0 1 e precisione SEA 38 Il valore comprende l errore introdotto dai TV elevatori in classe 0 2 caricati alla prestazione nominale e l errore complessivo del SPI integrato 39 Il valore comprende l errore introdotto dai TV elevatori in classe 0 2 caricati alla prestazione nominale e l errore complessivo del SPI integrato 40 Questo strumento pu essere utilizzato anche per l effettuazione delle prove in campo 203 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Generatore di frequenza e frequenza regolabile da c c o Hz a 2 000 Hz e riproduzione di transitori fino a 3 kHz e precisione lt 0 1 valore dichiarato dal costruttore della cassetta e risoluzione x 1 mHz valore dichiarato dal costruttore della cassetta e possibilit di generare forme d onda con armoniche sovrap
544. stinzione della sovracorrente 120 ms 69 salvo quanto disposto al successivo par 8 5 12 7 valori minimi di regolazione qui indicati sono riferiti ai livelli di tensione maggiormente diffusi 15 kV e 20 kV si devono prevedere valori analoghi per gli altri livelli di tensione 8 5 12 3 2 Protezione di massima corrente omopolare Reti a neutro isolato e prima soglia gt impiegata solo in assenza della 67N S1 e 67N S2 valore 2 A 67 tempo di estinzione del guasto 170 ms e seconda soglia gt gt impiegata solo con presenza 67N S2 valore 140 della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore tempo di estinzione del guasto 170 ms salvo quanto disposto al successivo par 8 5 12 7 Reti a neutro compensato e prima soglia l gt impiegata solo in assenza della 67N S1 e 67N S2 valore 2 A 67 tempo di estinzione del guasto 450 ms salvo i casi di Utenti con DG conforme a quanto disposto in 8 6 per i quali il tempo ammissibile per la completa estinzione del guasto a terra da parte del DG elevabile a 800 ms e seconda soglia gt gt sempre presente anche con 67N S1 e 67N S2 sempre presente anche con 67N valore 140 della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore tipicamente 70 A reti a 20 kV e 56 A per reti a 15 kV tempo di estinzione del guasto 170 ms salvo quanto disposto al successivo par 8 5 12 7 68 65 Per tempo di estinzione della sovr
545. strittiva Minima frequenza 81 lt S1 49 8 Hz soglia restrittiva Massima Made 812 92 51 5 Hz soglia permissiva Minima frequenza 81 lt S2 47 5 Hz soglia permissiva Massima tensione residua 5 V 59V0 Massima tensione sequenza inversa 59 Vi 15 V E Minima tensione sequenza diretta 27 Vd 70 V E Tempo di ricaduta massima tensione residua Tempo di ricaduta consenso voltmetrico ei Regolazione espressa in della tensione nominale concatenata V o della tensione nominale di fase E in funzione del tipo di misura delle tensioni di sequenza diretta e inversa 00 Regolazione espressa in della tensione residua nominale V n 3E V3V Verifica di non intervento delle protezioni di minima frequenza in assenza di consenso voltmetrico 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la PI o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 9 Hz e verificare il non intervento di entrambe le soglie delle protezioni di minima frequenza Verifica di non intervento delle protezioni di massima frequenza in assenza di consen
546. sulle bobine stesse ecc comunque con un minimo di 40 A a 15 kV e 50 A a 20 kV ed in proporzione per le altre tensioni In tal caso il Distributore deve solo assicurare che in normali condizioni di esercizio la corrente capacitiva di guasto monofase a terra della rete MT sia all interno del campo di regolazione delle bobine mobili tenendo conto del grado di compensazione impostato I Distributore provvede a comunicare autonomamente all Utente variazioni significative e permanenti dei valori di corrente di guasto monofase a terra e o dei relativi tempi di eliminazione del guasto tramite raccomandata A R nonch l eventuale cambio di stato del neutro Al fine di comunicare il valore della corrente di guasto monofase a terra all Utente il Distributore che esercisce la rete di media tensione effettua il calcolo con le modalit specificate in 5 2 1 7 o la misura della corrente capacitiva di guasto a terra per ciascun sistema di sbarre con frequenza almeno annuale ed in occasione di variazioni significative e permanenti della stessa Il calcolo deve essere effettuato con riferimento all assetto normale di esercizio della rete MT considerando in servizio ed accordate secondo il grado di compensazione prefissato dal Distributore le eventuali bobine di compensazione Non devono essere considerate pertanto situazioni non permanenti ad es derivanti da fuori servizio di trasformatori AT MT guasti a bobine di compensazione guasti a linee MT var
547. superiori a 9096 P fino a Pmax I valori di flicker in ciascun punto di funzionamento devono essere misurati come riportato in N 3 3 La tensione di ingresso al generatore in prova pu essere regolata al valore nominale o valore medio nell intervallo di Vmpp dichiarato dal costruttore Il valore di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova 327 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Q 3 2 Verifica del campo di funzionamento in tensione e frequenza N 4 La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 Pn o la massima potenza che il simulatore di rete pu gestire nel caso di prove a potenza ridotta Per quanto riguarda la tensione questa deve essere regolata al valore nominale o tipico specificato dal costruttore Inoltre preferibile ripetere le prove anche regolando la tensione del simulatore affinch il generatore possa operare rispettivamente al valore minimo Vmpp min e massimo Vmpp max del campo di funzionamento di tensione di ingresso Il valore o i valori di tensione deve essere documentato nel rapporto di prova Q 3 3 Verifica delle condizioni di avviamento sincronizzazione e presa di carico N 5 La sorgente DC viene regolata in modo da rendere disponibile la massima potenza erogabile dal generatore in prova fino a 1 1 P o la massima potenza che il simulatore di rete pu gestire nel caso di prove a potenza ridotta Per quanto riguarda
548. surata ai morsetti di uscita prossima ai limiti stabiliti 253 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La prescrizione per la regolazione della potenza reattiva viene comunicata dal Distributore all Utente Attivo contestualmente alla concessione dell autorizzazione di allacciamento a b c Generatori sincroni Prescrizione allo studio Generatori asincroni Prescrizione non applicabile Generatori statici Gli inverter dei generatori statici devono consentire anche la erogazione assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita secondo la curva caratteristica Q f V di Fig 10 V 71 1Vn V 1 08Vn V 0 92Vn V 0 9Vn Figura 10 Curva caratteristica Q f V Nella figura la convenzione utilizzata per lo scambio di potenza reattiva la seguente potenza reattiva positiva il generatore eroga potenza reattiva funzionamento in sovraeccitazione potenza reattiva negativa il generatore assorbe potenza reattiva funzionamento in sottoeccitazione Seguendo questo criterio gli inverter utilizzati devono poter erogare potenza reattiva automaticamente in logica di controllo locale secondo un valore funzione della tensione rilevata ai morsetti del generatore ed al massimo pari a 0 436 della potenza apparente nominale dell inverter della potenza nominale dell inverter in base alla curva Q f V di Fi
549. t dell Utente l accesso in sicurezza da parte del Distributore con mezzi idonei alle operazioni da compiere deve essere garantito in ogni momento e senza preavviso Le aree dovranno essere provviste di illuminazione esterna comandata da interruttore crepuscolare 49 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Tutte le opere civili compresa la progettazione esecutiva necessarie per la realizzazione dell impianto di rete presso l utenza fabbricato recinzioni fondazioni pozzetti tubi per il passaggio dei cavi BT ecc devono corrispondere alle prescrizioni del Distributore Le opere saranno a cura dell Utente che ha facolt di scegliere l esecutore delle opere stesse La progettazione delle opere deve essere approvata dal Distributore i requisiti fondamentali da soddisfare sono i seguenti e la separazione fra l impianto di competenza del Distributore e quello dell Utente deve essere realizzata mediante una recinzione di altezza almeno 2 m preferibilmente in rete non metallica o in pannelli non metallici in laterizi in cemento prefabbricato ecc tale da permettere una chiara e reciproca visibilit degli impianti e l accesso alla cabina del Distributore dalla strada aperta al pubblico deve essere diretto e avvenire tramite un cancello preferibilmente di tipo scorrevole che permetta l accesso ad automezzi con portata fino a 10 tonnellate e largo almeno 5 m in relazione a particolari dislocazioni degli impianti o per esigenze di sicu
550. t di generazione resa disponibile dalla fonte primaria Pen potenza attiva erogata nella zona di banda morta intorno alla frequenza nominale fn compresa tra h e f Pmaxu potenza attiva massima raggiunta durante il transitorio di sottofrequenza individuata univocamente da Pon dalla frequenza impostata f dallo statismo in sottofrequenza impostato s e dall entit della sottofrequenza raggiunta nel transitorio fmin u Statismo s Rapporto tra la variazione percentuale a regime della frequenza di rete e la corrispondente variazione percentuale di potenza del generatore conseguente all azione di regolazione primaria Lo statismo in sottofrequenza s regolabile tramite i punti A e B1 della Fig 14 in maniera analoga a quello in sovra frequenza so individuato tramite i punti B2 e C della stessa Fig 14 In condizioni di funzionamento della rete prossime alle nominali con frequenza maggiore di f valore di default f 49 7 Hz e minore di f valore di default f 50 3 Hz la potenza erogata Pen non sar la massima erogabile Pemax ma una quota di essa ad es P 98 5 Pe 44 essendo la Pe max raggiungibile solo in sottofrequenza in corrispondenza della f nell esempio di Fig 14 f 49 3 Hz Nel caso in cui a su venga assegnato valore infinito la potenza attiva nei tratti A B1 e B1 B2 coincider con Pe max Nel range di frequenza compreso tra f e f2 tratto A B1 della caratteristica i generatori dotati di co
551. ta il rischio di ritardato intervento delle protezioni con conseguente mancata selezione del guasto Ai fini della presente Norma i TA omopolari possono essere automaticamente idonei si veda il par C 2 2 1 ovvero non automaticamente idonei si veda il par C 2 2 2 Alcune delle prove previste in C 2 2 1 e C 2 2 2 comportano l impiego di segnali derivati dai TV impiegati per il rilievo della tensione omopolare alla specificazione delle caratteristiche di tali TV dedicato il par C 2 3 anche prevista la possibilit di impiegare soluzioni protettive basate su TO ed eventualmente TV non convenzionali tali soluzioni sono trattate nel par C 2 2 3 C 2 2 1 Caratteristiche e prove per TA omopolari TO automaticamente idonei Il presente paragrafo contiene caratteristiche e prove necessarie a garantire il corretto intervento della PG qualora equipaggiata con TO di caratteristiche tali da farli ritenere automaticamente idonei la definizione data nel seguito C 2 2 1 1 Caratteristiche dei TO automaticamente idonei Le caratteristiche dei TO finalizzati alla rilevazione dei guasti monofase a terra sia a neutro compensato sia a neutro isolato o doppio monofase sono di seguito esposte Tenendo conto dei vincoli sopra richiamati TO con le seguenti caratteristiche nominali sono ritenuti automaticamente idonei tipo toroidale rapporto di trasformazione nominale 100 1 A prestazione nominale 2VA errori contenuti ent
552. ta verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare per una durata di 0 15 s una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 7 Hz 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 49 7 Hz e verificare il non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza 220 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 B Verifica di non intervento della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta avente ricaduta prima del tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo in
553. tallate opportune reattanze sulla rete nonch accorgimenti sulla macchina per contenere la coppia di rottura In prospettiva l evoluzione della rete verso le smart grid porter all utilizzo diffuso del telescatto in grado di evitare i problemi dovuti alla richiusura in controfase 54 tempi di permanenza nella condizione di neutro isolato sono quelli strettamente necessari per manutenzione riparazione del guasto o tempo di effettuazione della misura 78 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 II SPG deve comprendere un rel protezione generale PG che realizzi Nel protezione di massima corrente di fase almeno bipolare a tre soglie una a tempo dipendente le altre due a tempo indipendente definito poich la prima soglia viene impiegata contro il sovraccarico la seconda viene impiegata per conseguire un intervento ritardato e la terza per conseguire un intervento rapido nel seguito per semplicit ci si riferir a tali soglie con i simboli e prima soglia sovraccarico dedicata alla rilevazione degli eventi di sovraccarico di piccola entit originati dall impianto di Utente indicata nel seguito come soglia I e seconda soglia soglia 51 con ritardo intenzionale dedicata alla rilevazione degli eventi di cortocircuito polifase su impedenza ovvero di sovraccarico di elevata entit all interno dell impianto di Utente indicata nel seguito come soglia l gt gt e terza soglia soglia 50 istantanea dedicata
554. tante sostituita in forma congiunta dalla presente Norma dalla CEI EN 61936 1 2011 03 e dalla Norma CEI 64 8 per quanto attiene le tensioni trasferite tramite l impianto di terra sulle masse BT a seguito di un guasto sulla MT 12 Per la Sardegna collegata alla rete continentale con una linea in corrente continua e per la Sicilia in caso di indisponibilit del collegamento a 380 kV con la penisola la frequenza in condizioni di esercizio normale mantenuta con una tolleranza del 2 25 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Inoltre come evidenziato dalla Norma CEI 99 2 i rel di protezione delle reti AT protezioni distanziometriche protezioni differenziali di linea protezioni di massima corrente ecc posti lungo i circuiti elettrici non sono idonei alla protezione contro i contatti diretti Pi in generale a tal fine non sono ritenuti validi sistemi di protezione che realizzino l interruzione automatica dei circuiti 5 1 2 3 Automatismi di rete La rete pu essere dotata di automatismi quali e richiusure rapide uni tripolari e o richiusure lente tripolari con eventuale controllo di parallelo e automazione delle sequenze di manovra e sistemi di teledistacco su evento sia di carichi che di gruppi di generazione e alleggeritori di carico Il controllo del sovraccarico di norma gestito in fase di dispacciamento e di esercizio in tempo reale della rete 5 1 3 Qualit del servizio La qualit del servizio p
555. tante il superamento delle prove rapporti di prova sulla base di tabelle analoghe a quelle contenute nella Norma CEl 0 21 deve essere conservata dal costruttore per almeno 20 anni dall ultima produzione La medesima documentazione deve comunque essere resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul proprio sito web E 5 Verifiche e prove funzionali in campo del SPI E 5 1 Caratteristiche della cassetta prova rel Vanno utilizzate cassette prova rel idonee all effettuazione delle prove in campo con le caratteristiche di seguito riportate E 5 1 1 Caratteristiche della apparecchiatura di prova Funzioni minime richieste alla cassetta Tipo di rel IEEE N Massima Minima tensione 27 59 Frequenza 81 Rel di scatto 94 E 5 1 2 Caratteristiche minime della cassetta prova rel per le prove in campo 42 Uscite di tensione e 3 con tensione massima in uscita non inferiore a 300 V e 1 con tensione massima in uscita non inferiore a 100 V e regolazione indipendente delle uscite da 0 al massimo e distorsione THD N 0 3 96 e precisione delle uscite 0 5 96 e Potenza d uscita a 300 V almeno 10 VA per fase 42 Questo strumento non pu essere utilizzato per l effettuazione delle prove di tipo 234 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Angolo di sfasamento tra le tre tensioni 0 360 Risoluzione non inferiore a 1 precisione delle uscite 1 Generatore di frequenza frequenza reg
556. tare da parte dell unit GD Tale modalit dovr essere attivabile solo in impianti di potenza complessiva superiore a 100 kw 9 La limitazione della potenza attiva su comando esterno proveniente dal Distributore sar disciplinata tramite procedura stabilita nel Regolamento di Esercizio 8 8 6 4 Sostegno alla tensione durante un cortocircuito prescrizione allo studio Al fine di sostenere la tensione durante un cortocircuito in rete alle unit di produzione potrebbe essere richiesto di immettere corrente reattiva induttiva durante il buco di tensione provocato dal cortocircuito con le modalit illustrate nell Allegato L 8 8 6 5 Partecipazione ai piani di difesa 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 Nella prospettiva delle smart grid le modalit di invio del segnale saranno effettuate come da par 8 8 6 3 4 tramite un sistema di comunicazione always on Nel periodo transitorio la partecipazione ai piani di difesa avviene secondo le modalit specificate nell Allegato M Il servizio mira a risolvere sia criticit di rete insorte nel livello di tensione MT individuate e governate dal Distributore sia criticit riferibili alle reti di livello superiore AT ed AAT gesti
557. tare la funzione senza ritardo intenzionale 2 Applicare istantaneamente ad un ingresso una tensione di valore nominale e una frequenza pari alla soglia impostata aumentata di 50 mHz 3 Diminuire la frequenza a rampa con passi della rampa lt 2 mHz e durata dei passi compresa tra 2 e 5 volte il tempo di ricaduta come dichiarato dal Costruttore fino a verificare il valore di ricaduta Tale valore rapportato al valore come determinato al punto A rappresenta il rapporto di ricaduta C Misura della precisione del tempo di intervento 1 Applicare ad un ingresso una tensione di valore nominale e frequenza avente variazione a gradino di valore iniziale pari alla soglia impostata diminuita di 200 mHz e valore finale pari alla soglia impostata aumentata di 200 mHz Il tempo registrato tra l istante di applicazione della frequenza e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di intervento D Misura della precisione del tempo di ricaduta 1 Dalla condizione finale di cui al punto C riportare istantaneamente la frequenza ad un valore pari alla soglia impostata diminuita di 200 mHz Il tempo registrato tra l istante di variazione istantanea della frequenza e l istante in cui il contatto di scatto della funzione cambia di stato rappresenta il tempo di ricaduta E 4 2 5 Procedura di prova per misura delle precisioni della funzioni di minima frequenza soglie permissiva e restrittiva a consenso vo
558. tare la sensibilit del SPI da parte del DSO il Comando locale pu assumere la posizione di alto deroga da parte del Gestore di rete di trasmissione L impostazione locale del rel pu essere eseguita mediante diverse modalit purch protette da usi impropri p e password ecc 8 8 8 3 Rincalzo alla mancata apertura del DDI Per la sicurezza dell esercizio della rete per impianti attivi con potenze superiori a 400 kW necessario prevedere un rincalzo alla mancata apertura del dispositivo d interfaccia Il rincalzo consiste nel riportare il comando di scatto emesso dalla protezione di interfaccia ad un altro dispositivo di interruzione Esso costituito da un circuito condizionato dalla posizione di chiuso del dispositivo di interfaccia che agisce a seconda dei casi sul dispositivo generale o sul i dispositivo i di generatore con ritardo non eccedente 1 s Il temporizzatore viene attivato dal circuito di scatto della protezione di interfaccia Il ripristino del dispositivo di rincalzo deve avvenire solo manualmente La soluzione prescelta deve essere comunque approvata dal Distributore 8 8 8 4 Esclusione temporanea del SPI II SPI pu essere escluso temporaneamente mediante opportuni interblocchi elettrici approvati dal Distributore solo in una delle seguenti condizioni particolari di esercizio e limpianto dell Utente attivo in isola e il dispositivo generale o qualsiasi altro dispositivo posto tra la rete di dis
559. tati dall impianto di produzione dopo l apertura del Dispositivo Di Interfaccia DDI carichi privilegiati comprendono i carichi essenziali 3 8 Carichi propri Tutti i carichi elettrici presenti nell impianto di produzione di energia elettrica o a questo direttamente connessi senza l interposizione della rete di terzi 3 9 Cavo di collegamento Tratto di cavo completo di terminazioni che collega il punto di connessione ai morsetti di entrata del Dispositivo Generale di Utente MT In proposito vedasi anche la Figura 7 3 10 Compatibilit elettromagnetica EMC Capacit di un dispositivo apparecchiatura o sistema di funzionare correttamente nel suo ambiente elettromagnetico senza introdurre nell ambiente stesso disturbi elettromagnetici superiori all emissione consentita 3 11 Comportamento del generatore in sottoeccitazione applicabile per analogia all inverter La corrente prodotta dalla macchina sfasata in anticipo rispetto alla tensione con la convenzione del generatore Per la rete questo comportamento equivale all assorbimento di potenza reattiva induttiva comportamento proprio di un induttore che assorbe potenza reattiva 3 12 Comportamento del generatore in sovraeccitazione applicabile per analogia all inverter La corrente prodotta dalla macchina sfasata in ritardo rispetto alla tensione con la convenzione del generatore Per la rete questo comportamento equivale all assorbimento di potenza reatti
560. tato atteso Fase Modulo F258 11 modulo Fasel modulo Fase Pl IE 1 5 v nota i v nota i v nota i V nota 68 IA 6 AI 6 A s 129 8 69 7 52 4 92 4 49 9 149 2 95 1 90 0 90 Scatto soglia 67N S2 614 23 8 508 92 7 50 9 147 7 10 8 6 6 90 Scatto soglia 67N S2 56 00 252 50 8 92 6 50 8 147 6 54 33 90 Scatto soglia 67N S2 52 3 26 7 50 8 92 5 50 8 147 6 1 8 1 0 90 Nessuno scatto 324 9 82 0 57 4 89 3 50 1 155 8 285 0 90 0 90 Scatto soglia 67N S2 62 0 25 8 524 89 4 525 1509 144 22 90 Scatto soglia 67N S2 Possibile scatto soglia 67N S2 in funzione delle tolleranze su soglia voltmetrica Modulo A Nessuno scatto Correnti da applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di tensione di fase per ricavare la tensione omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la tensione omopolare mediante TV omopolare Correnti da applicare al primario di SPG integrati cha fanno uso di tre trasduttori di corrente di fase per ricavare la corrente omopolare Corrente da applicare al primario di SPG integrati che misurano direttamente la corrente omopolare mediante TA omopolare Convenzionalmente gli angoli sono considerati positivi in anticipo 60 4Y10Z 91 0 139 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Ciascuna prova elencata in Tab 13 deve essere ripetuta fornendo alla protezione direzionale di terra le tens
561. tato atteso Note neutro Tint 1 NI lt 40 ms nessuno scatto 2 NI gt 80 ms Scatto soglia 67N S2 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S1 3 NI 1s Scatto soglia 67N S2 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S1 4 NI 1s Scatto soglia 67N S2 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S1 5 NC 40 ms nessuno scatto 6 NC 280 ms Scatto soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S2 7 NC 1s Scatto soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S2 8 NC 1s Scatto soglia 67N S1 Ammesso in contemporanea e o in alternativa anche scatto per soglia 67N S2 Gli archi intermittenti simulati tramite i files COMTRADE Tab 15 e o Tab 16 prevedono una serie di adescamenti ed estinzioni del guasto intervallati opportunamente Il SPG integrato deve essere in grado di comportarsi secondo quanto descritto in tabella anche in presenza di tali momentanee estinzioni dell arco Il test funzionale consiste per ciascun transitorio in due prove ottenute alimentando il dispositivo rispettivamente con le grandezze relative ad una linea guasta guasto a valle del SPG integrato linea 1 del file COMTRADE e con le grandezze relative ad una linea sana guasto a monte del SPG integrato linea 2 del file COMTRADE risultati della tabella precedente sono relativi ad i guasti a
562. te ai sensi dell art 1 del D C P M dell 11 Maggio 2004 e della Concessione 3 29 Grado di dissimmetria della tensione il rapporto tra l ampiezza della componente di sequenza inversa e quella di sequenza diretta di un sistema trifase di tensioni In un sistema trifase la dissimmetria la condizione nella quale i valori efficaci delle tensioni di fase e o gli angoli di fase tra fasi consecutive non sono uguali 3 30 Gruppo sistema di generazione produzione detto anche in breve generatore Insieme delle unit di generazioni collegate con un solo punto di connessione alla rete che includono servizi ausiliari ed i dispositivi di connessione La classificazione dei sistemi di generazione connessi sulla rete si differenzia in base alle caratteristiche della sorgente primaria e alle parti di conversione per l interfaccia alla rete 9 SI NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Ai fini della presente norma i sistemi di generazione si distinguono in rotanti e statici e Generatori rotanti sistemi che convertono una qualsiasi fonte di energia primaria in energia elettrica con sistemi di generazione rotanti ad esempio motori endotermici motori alternativi motori Stirling turbine a gas turbine a vapore ecc e Generatori statici generatori totalmente privi di parti in movimento tipicamente FV comprendente sistemi di raddrizzamento inversione inverter lato rete e Generatori statici a microinverter parallelo di pi microinverter
563. te dal Gestore della rete di Trasmissione il quale si avvarr per questo scopo di disposizioni impartite ai Gestori delle reti MT 94 possibili valori dei set point inviati dal Distributore saranno espressi come percentuale della potenza nominale dell impianto di generazione in gradini di ampiezza massima pari al 10 Pn Potranno quindi verificarsi 10 possibilit di riduzione rispetto alla potenza nominale Se l impianto di generazione si trover gi a un livello di potenza pi basso rispetto a quello richiesto non dovr ridurre ulteriormente la potenza stessa Il livello di potenza richiesto dal set point dovr essere raggiunto entro 1 minuto dalla ricezione del segnale e con una tolleranza pari al 2 5 Pn Nel caso di set point pari a 10 Pr la tolleranza sar compresa tra il 12 5 Pne 0 Pr e l impianto di generazione avr quindi facolt di disconnettersi 105 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 In assenza di telesegnali attivi la richiesta di riduzione o di annullamento della potenza prodotta potr avvenire in modi diversi definiti dal Distributore e comunicati all Utente Le modalit di teledistacco possono essere di tipo pianificato modalit lenta o con intervento immediato modalit rapida La prima modalit essenzialmente prevista per gestire situazioni di sovratensione insufficiente capacit regolante del Servizio Elettrico Nazionale o congestioni sulla rete primaria altrimenti non risolvibili la s
564. te della stazione di consegna di sua competenza l Utente deve fornire desumendoli dal manuale del costruttore tutti i dati necessari per le attivit del Distributore e ove previsto del Gestore Per le parti soggette a collaudo i dati in questione saranno sostituiti dai dati di collaudo 136 NORMA TECNICA o CEl 0 16 2012 12 Parte 9 Sistemi di comunicazione 14 Sistemi di comunicazione Per consentire l evoluzione delle reti di distribuzione verso il paradigma delle smart grid necessario che tutti gli Utenti in particolare gli Utenti attivi siano dotati di un sistema di comunicazione che consenta lo scambio di segnali in prospettiva in tempo reale con il Distributore In questo modo il Distributore potr implementare logiche di gestione ottimizzate della rete di distribuzione oltre a poter inviare a tutti gli utenti segnali per l implementazione di azioni come la disconnessione necessarie a garantire la sicurezza del complessivo sistema elettrico eventualmente anche su richiesta del Gestore L insieme di segnali finalizzati in prospettiva al governo della rete di distribuzione definito nell Allegato T 14 4 Comunicazione mediante sistema GSM GPRS per l integrazione degli Utenti Attivi nel sistema di telecontrollo del Distributore Poich l attuale sistema di telecontrollo delle reti di Distribuzione basato su tecnologia GSM GPRS al fine di garantire l integrazione degli Utenti attivi nei Piani di Difesa
565. te in modo che la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore sia il 296 V inferiore alla soglia di attivazione dichiarata dal costruttore e la sorgente c c in modo che la potenza attiva erogata in uscita sia pari a P si imposti il simulatore di rete in modo che la tensione letta ai morsetti di uscita del convertitore sia pari al 11296 Vn si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo entro 10 minuti dall istante di applicazione della tensione 112 V verificare che la potenza attiva erogata dall inverter sia stata ridotta ad un valore non superiore al 2096 della potenza nominale verificare che l apparecchiatura segnali la riduzione di potenza in atto registrando le modalit nel rapporto di prova si imposti il simulatore di rete ad un valore di tensione il 2 V inferiore alla soglia di attivazione dichiarata dal costruttore si misuri la potenza attiva come medie a 1 sec riportando i valori ottenuti in un grafico in funzione del tempo verificare che la potenza attiva erogata dall inverter si riporti al valore congruente con la potenza resa disponibile dalla sorgente primaria o quella simulata Con riferimento al metodo di prova su rete pubblica si veda il punto N 7 1 b si proceda come segue si colleghi il convertitore alla sorgente simulata o alla sorgente primaria in tal caso deve essere disponibile una potenza almeno pari al 50 di P e in uscit
566. tensione simmetrica trifase 1 20 0 05 Vov2 Vn 500 20 S mes me Il valori di tensione sono espressi in per unit della tensione nominale concatenata in MT quindi riferiti ai livelli di tensione previsti per guasti provocati su linee MT A prescindere dal metodo utilizzato per simulare i transitori rete di impedenze simulatore o altro metodo i fronti di salita e di discesa della tensione devono avere durata inferiore a 20ms 316 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 N 8 6 Circuiti di prova requisiti Qualsiasi circuito di prova ammissibile purch rispetti i seguenti requisiti generali il circuito di prova utilizzato deve consentire l esecuzione delle prove in modo tale che il gradino di tensione risultante da ognuna delle 2 sequenze indicate in Tab 33 sia indipendente dall angolo di fase della tensione di rete il circuito di prova non deve causare interruzioni oppure irregolarit al profilo di tensione e di potenza durante l esecuzione di ciascuna sequenza in assenza di generatore il circuito di prova deve garantire un inviluppo della tensione durante la simulazione conforme al grafico di Fig 29 Le tolleranze tratteggiate in Fig 29 tengono conto degli scostamenti e ritardi nei tempi di chiusura e apertura degli eventuali interruttori o contattori utilizzati nel circuito di simulazione e della pendenza di salita e discesa della tensione Eventuali scostamenti rispetto al gra
567. tensioni per le funzioni 27 51 27 82 59 81 e 59 52 deve avvenire utilizzando le tensioni concatenate Lo scatto deve essere previsto e in caso di minima tensione considerando il valore minore di tensione misurato e in caso di massima tensione considerando il valore maggiore di tensione misurato La misura delle tensioni al fine di ricavare le tensioni di sequenza diretta 27Vd ed inversa 59Vi pu avvenire secondo uno dei seguenti metodi e Vd 1 3 U12 a2U23 a tensione di sequenza diretta della terna di tensioni di fase espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente e Vi 1 3 U12 aU23 b tensione di sequenza inversa della terna di tensioni di fase espressa in funzione di due tensioni concatenate misurate direttamente oppure e Ud 1 3 U12 aU23 a2U31 c tensione di sequenza diretta della terna di tensioni concatenate misurate direttamente e Ui 1 3 U12 a2U23 aU31 d tensione di sequenza inversa della terna di tensioni concatenate misurate direttamente La misura della tensione residua funzione 59 Vo utilizzata sia per scatto con ritardo intenzionale che come avviamento per funzione 81 V deve avvenire direttamente tramite 3 TV induttivi stella triangolo aperto ed opportuna resistenza antiferrorisonanza oppure ricostruendo la stessa all interno della PI nel caso di utilizzo trasduttori voltmetrici fase terra La tensione residua deve essere derivata sulla media tensione essa deve avere
568. tenti non ricadenti nella definizione precedente 3 105 Variazione della tensione Aumento o diminuzione della tensione generalmente provocato dalla variazione del carico e o della generazione totale del sistema o di una parte di esso 3 106 Variazione rapida della tensione Variazione del valore efficace della tensione tra due livelli consecutivi stabili Si considerano livelli stabili se mantenuti per tempi prestabiliti ad esempio 200 ms 3 107 Venditore il soggetto che esercita l attivit di cui all articolo 4 commi 4 8 e 4 8bis di cui all Allegato A della deliberazione n 11 07 con l esclusione dei servizi di salvaguardia di cui di cui all Allegato A della deliberazione del 27 giugno 2007 n 156 07 9 Si specifica che ai fini della presente Norma la presenza di soli UPS e o CPS UPS centralizzato come definiti dalla Norma EN 62040 presso utenti passivi non di per s sufficiente a connotare tali Utenti come Utenti attivi 18 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Parte 2 Caratteristiche degli utenti delle reti dei criteri per la scelta del livello di tensione e degli schemi di connessione alle reti AT ed MT 4 Caratteristiche degli Utenti e loro classificazione Gli Utenti connessi alla rete di distribuzione AT e MT sono soggetti esercenti e impianti di produzione e impianti di utilizzazione e reti interne di utenza secondo le definizioni dell AEEG e reti di distribuzione nell ambito dell
569. tenza attiva sono rilevate ai terminali del generatore N 7 4 1 Verifica del tempo di assestamento ad un comando di riduzione di potenza La verifica si effettua regolando il parametro di limitazione della potenza attiva dal 100 P al 3096 P al tempo to Il tempo di assestamento o settling time l intervallo di tempo dall istante t di applicazione del gradino di limitazione della potenza attiva 10096 P gt 30 P all istante in cui la potenza rientra stabilmente entro una fascia di tolleranza pari a 5 P rispetto al nuovo valore impostato Il tempo di assestamento massimo misurato deve essere inferiore a 50s e comunque non superiore a 60s nel caso il comando di limitazione preveda il passaggio da 10096 P a 1596 P N 8 Verifica della insensibilit alle variazioni di tensione VFRT capability Queste prove hanno come scopo di verificare che il generatore risponda ai requisiti di immunit alle variazioni di tensione secondo il profilo tensione tempo indicato nella Fig 24 in base a quanto riportato in 8 8 6 1 In caso di certificazioni esistenti tali certificazioni sono accettabili purch le prove siano state eseguite con metodi di prova equivalenti e requisiti pi restrittivi In particolare le prove dovranno verificare che siano soddisfatti i seguenti requisiti funzionali SS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Comportamento in sottotensione caratteristica LVRT il generatore non deve disconnettersi dalla rete nella zo
570. tenza dell impedenza di rete sono dimensionati in modo che l esito delle misure mostri un valore di Pst superiore a 0 4 Per le verifiche di qualit della tensione armoniche e flicker sono definite opportune metodologie per tenere conto della presenza di distorsioni della tensione preesistenti al punto di connessione del generatore in prova Allegato P 275 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 N 4 Verifica del campo di funzionamento in tensione e frequenza La prova tesa a verificare la capacit del generatore di mantenere la connessione con la rete per un tempo indefinito nel campo di tensione e frequenza 85 V S V lt 11096 V 47 5 Hz lt f lt 51 5 Hz La prova deve prevedere la verifica del funzionamento stabile ai limiti estremi di tensione e frequenza per un tempo minimo di 5 minuti per ciascun punto di lavoro limitato a 3 minuti nel campo di tensioni tra 85 V lt V lt 90 V per i soli generatori eolici N 4 1 Generatori statici generatori eolici FC e DFIG N 4 1 1 Prove a piena potenza su rete simulata Si prevedano almeno 3 prove con il convertitore operante alla potenza nominale collegato a un simulatore di rete impostato come segue Prova 109 V 85 V f 47 5Hz P 100 S Cos 1 Prova 20 V 110 V f 51 5Hz P 100 S Cos 1 Prova 3 V 90 V f 47 5Hz P 100 S Cos 1 Qualora il simulatore di rete sia di taglia inferiore a quella del convertitore comunque possibile effettuare la prova
571. tenzionale campi di regolazione previsti sono i seguenti i campi indicati sono quelli minimi ammissibili mentre i gradini indicati per le regolazioni sono quelli massimi ammissibili i valori sono dati in grandezze primarie per le correnti in percentuale della tensione nominale per le tensioni Prima e seconda soglia l 1A 10 A a gradini di 0 5 A U 1 40 a gradini di 1 Settore di intervento definito da due angoli 0 360 a gradini di 1 tempo di intervento 0 05 1 s a gradini di 0 05 s Gli errori limite sono dati nella tabella seguente Tabella 9 Errori SPG integrato per direzionale di terra Corrente e tensione Errore complessivo Errore di fase V p u I A primari 96 0 02 1 40 20 0 02 2 35 15 0 05 2 25 12 0 3 5 20 10 1 100 15 8 n a 2000 10 na variazione dell errore limite lt 3 tempo di ricaduta 100 ms rapporto di ricaduta 20 9 errore limite sui tempi lt 3 20 ms variazione dell errore limite lt 1 5 10 ms L eventuale commutazione da direzionale di terra a 51N per i motivi esposti in 8 4 1 dovr avvenire entro 1 s Entro pari tempo dovr essere ripristinata la funzionalit 67N al ritorno delle condizioni previste in 8 4 1 D 3 1 4 Comandi di apertura interruttore Il SPG integrato deve essere munito di un contatto NA in assenza di alimentazione ausiliaria Tale contatto qualora
572. teristica standard deve essere inferiore a AQx 596S Nel caso di generatori DFIG se i valori di Qmax nel campo 0 9 V 1 1 Vn differiscono dai valori dati a tensione nominale la valutazione dello scostamento AQ lt 5 Sn dovr essere fatta con riferimento alla caratteristica i cui valori di Qmax sono quelli a 1 1V e 0 9V diversi da quelli a tensione nominale N 7 Verifica dei requisiti costruttivi circa la regolazione di potenza attiva generatori statici devono essere dotati di funzioni di regolazione della potenza attiva immessa in rete secondo 4 modalit distinte N 7 1 Limitazione automatica in logica locale per valori di tensione prossimi al 110 di Vn secondo quanto stabilito in 8 8 6 4 1 ed in Allegato J par J 2 N 7 2 Limitazione automatica per transitori di sovrafrequenza originatisi sulla rete secondo quanto stabilito in 8 8 6 4 2 ed in Allegato J par J 3 N 7 3 Incremento automatico per transitori di sottofrequenza originatisi sulla rete secondo quanto stabilito in 8 8 6 4 3 ed in Allegato K N 7 4 Su comando esterno proveniente dal Distributore e o in logica centralizzata 8 8 6 3 vedi anche Allegato M N 7 1 Verifica della limitazione della potenza attiva in logica locale per tensioni prossime al 110 V Scopo della prova verificare la funzione di riduzione automatica della potenza attiva quando la tensione letta ai morsetti del generatore abbia valore prossimo al 110 di Vn In ragione delle diff
573. terra globale In tal caso l Utente tenuto ad adeguare l impianto di terra alla nuova condizione I Distributore deve comunicare con congruo anticipo all Utente l eventuale incremento del fattore di riduzione In tal caso l Utente tenuto ad adeguare l impianto di terra alla nuova condizione Nel caso di reti a neutro isolato la corrente di guasto a terra comunicata all Utente deve essere maggiorata del 1096 dal Distributore rispetto al valore di corrente di volta in volta calcolato o misurato corrente effettiva con un minimo di 20 A di maggiorazione 71 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 In ogni caso l impianto deve essere dimensionato in modo da risultare idoneo ad entrambe le seguenti condizioni e corrente di guasto a terra e tempo di eliminazione del guasto comunicata dal Distributore e corrente di guasto a terra di 40 A a 15 kV oppure 50 A a 20 kV ed in proporzione per le altre tensioni e tempo di eliminazione del guasto molto maggiore di 10 s Nel caso di reti a neutro compensato neutro a terra tramite bobina di compensazione di Petersen con regolazione automatica per il Distributore possibile agire come sopra o in alternativa dichiarare preventivamente agli Utenti la massima corrente di guasto a terra in condizioni normali di esercizio calcolata considerando le bobine in esercizio in funzione delle caratteristiche della bobina del bipolo di neutro in generale e del grado di compensazione impostato
574. tezioni di rete il presente Allegato contiene una sommaria descrizione dei sistemi di protezione e richiusura automatica installati sulle reti AT e MT di distribuzione Per le reti AT tali sistemi di protezione ed automatismi sono omogenei su tutto il territorio nazionale per le reti MT essi sono comuni alla gran parte delle reti di distribuzione Per le specificit che li connotano non sono invece descritti i sistemi di automazione di rete ricerca guasti rialimentazione ecc questi ultimi comportano peraltro minori necessit di coordinamento con gli impianti di utenza Il coordinamento tra le protezioni di rete e di utenza finalizzato a ridurre le perturbazioni all esercizio permettendo di selezionare nel pi breve tempo possibile il componente guasto rapidit e circoscrivendo per quanto possibile la zona da mettere fuori servizio selettivit Infatti la mancata o tardiva eliminazione di un guasto o la messa fuori servizio di un area estesa della rete o dell impianto di Utente possono dar luogo a ingenti disservizi Il tempo di eliminazione del guasto rapidit e la capacit di selezionare correttamente la porzione di rete da isolare selettivit sono perci considerate prerogative fondamentali di un sistema di protezione Tali requisiti sono strettamente connessi fra loro e vanno considerati in funzione del complessivo scopo del sistema di protezione Il seguito del presente Allegato richiama i problemi di coordinamen
575. ti attesi scatto protezione per soglia gt gt di massima corrente in 430 ms Prova C 2 1 2 2b da effettuare con grandezze secondarie sugli ingressi amperometrici della PG lc Ampiezza componente simmetrica primaria 600 A efficaci 5 Imax Ampiezza componente unidirezionale primaria 600 2 A t 5 Costante di tempo unidirezionale 20 ms 5 inizio transitorio sullo 0 di tensione massima componente unidirezionale 4 Per tempo di intervento della PG Tin si intende il tempo intercorrente tra l istante di inizio della sovracorrente e l emissione del comando di scatto Tin comprende quindi il tempo base della protezione pi l eventuale ritardo intenzionale impostato a sua volta il tempo base comprende il tempo necessario alla rilevazione del fenomeno misura al riconoscimento del fenomeno medesimo e all emissione del comando di scatto 150 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Risultati attesi scatto protezione per soglia gt gt gt entro 50 ms Prova C 2 1 2 2c da effettuare con grandezze secondarie sugli ingressi amperometrici della PG le Ampiezza componente simmetrica primaria 9000 A efficaci 5 Imax Ampiezza componente unidirezionale primaria 9000 42 A t 596 Costante di tempo unidirezionale 20 ms 5 inizio transitorio sullo O di tensione massima componente unidirezionale Risultati attesi scatto protezione per soglia gt gt gt entro 50 ms C 2
576. ti costruttivi piena potenza piena potenza piena potenza piena potenza sa la ei di prove su banco di prova prove su banco di prova prove in campo agendo sul prove in campo agendo sul otenza attiva i i p il prove in campo agendo sul prove in campo agendo sul controllo simul rete gr controllo simul rete gr Verifica della controllo simul rete gr controllo simul rete gr elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica limitazione della elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica potenza attiva su comando esterno proveniente dal Distributore N 8 Insensibilit agli piena potenza piena potenza piena potenza piena potenza IUE VERE prove su banco di prova prove su banco di prova prove su banco di prova prove su banco di prova ensione capability prove in campo con rete di prove in campo con rete di prove in campo con rete di prove in campo con rete di impedenze simul rete gr impedenze simul rete gr impedenze simul rete gr impedenze simul rete gr elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica elettrogeno rete pubblica N 9 Insensibilit alle piena potenza piena potenza piena potenza richiusure automatiche in discordanza di fase prove su banco di prova prove in campo simul rete gr elettrogeno rete pubblica prove su banco di prova prove in campo s
577. ti da ciascun Distributore mentre per la richiusura lenta i tempi di attesa variano da 30 s a 180 s A 2 2 Coordinamento delle protezioni di rete e di utenza Per quanto riguarda il coordinamento tra protezioni di rete e di utenza per guasti su porzioni di rete di utenza alla stessa tensione di consegna esso risulta differente a seconda del guasto considerato monofase a terra o polifase Nel primo caso guasti monofasi a terra il coordinamento selettivo conseguibile mediante differenziazione dei tempi di intervento Per reti esercite con neutro compensato essendo meno stringenti le necessit di una rapida estinzione del guasto stesso il coordinamento risulta agevole consentendo all Utente anche un gradino di selettivit cronometrica sui propri impianti Per quanto riguarda i guasti polifasi e anche per i doppi guasti monofasi a terra data l entit delle correnti in gioco e del buco di tensione causato agli Utenti dalla stessa linea e dalle altre linee sottese alla stessa sbarra MT di CP l eliminazione del guasto da parte delle protezioni del Distributore avviene generalmente senza ritardo intenzionale Di conseguenza le possibilit di coordinamento selettivo tra protezioni di rete e protezione generale dell Utente sono molto ridotte nulle nel caso di guasti franchi Qualora il DG sia costituito da un interruttore esso deve essere generalmente ad apertura istantanea in caso di guasto si ha tipicamente l apertura contemporanea
578. ti di fase Fig 4 o inseriti con schema Holmgreen Fig 5 non richiede alcuna modifica SW per il dispositivo 300A l woa 7 7 ma Lu Yy Y Y Ja Il CH_I Y m Is Lu VR SPGI vi VT Figura 4 Schema di prova per la verifica della precisione della soglia direzionale dell SPGI con 3 TA di fase con misura diretta della tre correnti di fase 27 Il collegamento a centro stella isolato garantisce che la componente omopolare delle correnti di alimentazione pari a zero 179 NORMA TECNICA CEl 0 16 2014 09 GENERATORE TADI FASE DI SEGNALE CHI Figura 5 Schema di prova per la verifica della precisione della soglia direzionale dell SPGI con 3 TA di fase con schema di inserzione Holmgreen per la misura diretta della corrente residua D 3 3 2 Prove di guasto polifase La rete da prendere in considerazione a 20 kV a neutro isolato con estensione tale da avere 200 A di corrente capacitiva fase terra Si tratta di realizzare guasti bifasi a terra di opportuna resistenza di guasto tale da ottenere le correnti di guasto indicate in Tab 10 Le prove sono elencate in Tab 10 e ciascuna prova consiste nel fornire al SPG correnti primarie sulle fasi R e o S e o T comunque vanno provate singolarmente od insieme tutte le fasi La re
579. ti livelli di tensione di 15 kV e 20 kV le singole prescrizioni dovranno essere opportunamente adattate qualora le reti abbiano una tensione nominale differente 28 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Nel caso di sistemi con neutro isolato possibile determinare convenzionalmente il valore in Ampere della corrente di guasto monofase a terra secondo la seguente formula empirica lg U 0 003 L 0 2 L dove U la tensione nominale tra le fasi della rete in kV L4 la somma delle lunghezze in km delle linee aeree L la somma delle lunghezze in km delle linee in cavo ordinariamente collegate metallicamente fra loro durante il funzionamento della rete in condizioni normali La formula sopra riportata risulta convenzionalmente approssimata valori pi precisi possono essere calcolati secondo la Norma CEI EN 60909 CEI 11 25 Nel caso di sistema con neutro a terra tramite impedenza il valore della corrente di guasto monofase a terra indipendente dall estensione della rete MT e viene definito convenzionalmente dal Distributore II massimo valore efficace della corrente di guasto monofase a terra e il tempo di eliminazione del guasto devono essere calcolati e comunicati dal Distributore all Utente in occasione della richiesta di connessione e in seguito secondo quanto disposto in 8 5 5 Il tempo di eliminazione della corrente di guasto a terra deve essere calcolato considerando anche l eventuale richiusura rapida prevista
580. tiva erogata dall inverter almeno dopo 30s dall istante in cui si inviato il comando del nuovo set point di regolazione della potenza reattiva questo per assicurare che il sistema abbia raggiunto lo stato stazionario La prova si intende superata con successo se lo scostamento massimo tra il livello assegnato ed il valore attuale misurato valore medio con finestra di 1 minuto per la potenza reattiva pari a e AQ s 15 della potenza apparente nominale del convertitore impostazione diretta del livello di potenza reattiva e Acosq lt 0 02 impostazione tramite fattore di potenza La prova dovr essere documentata sia in forma tabellare che grafica come riportato negli esempi di Tab 29 e di Fig 18 Tabella 29 Misura dell accuratezza della regolazione della potenza reattiva in base ad un comando esterno Set point Potenza reattiva Potenza reattiva misurata Deviazione rispetto a set Q S Q S point AQ S Qmax ina 43 60 0 0 Qmax cap 43 60 285 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Q Sn Set point potenza reattiva Potenza reattiva erogata dall inverter media 0 2s Valori potenza reattiva media a 1min Potenza reattiva in funzione della potenza apparente nominale 50 100 150 200 250 300 350 Tempo s Figura 18 Misura della potenza reattiva erogata in base ad un comando esterno verifica di accuratezza N 6 2 2 Modalit di esecuzione e registrazione della p
581. to D 3 4 2 Criteri di valutazione Nella valutazione delle prestazioni di qualsiasi dispositivo elettronico rivestono un ruolo importante i cosiddetti criteri di valutazione Con tali criteri si intende fornire una classificazione sull accettabilit o meno della degradazione pi o meno temporanea delle prestazioni del singolo dispositivo criteri presi in considerazione dalla presente norma sono i seguenti Criterio di prestazione A L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto durante e dopo la prova Criterio di prestazione B L apparecchiatura deve continuare a funzionare come previsto dopo la prova Ai fini della presente norma qualora il criterio di accettazione sia di tipo A devono essere verificate le funzioni di cui in D 3 4 1 durante l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di D 3 5 il criterio di accettazione sia di tipo B devono essere verificate le funzioni di cui in D 3 4 1 dopo l applicazione dei livelli di prova previsti per le prove EMC e climatiche di D 3 5 La Tab 17 riassume le prove di compatibilit EMC e indica per ciascuna di esse il criterio di accettazione relativo 191 COL Tabella 17 Elenco prove di immunit su rel di misura e dispositivi di protezione secondo CEI EN 50263 e CEI EN 60255 26 Livelli di severit della classe B ambiente industriale Prove di disturbo elettrico su rel Norma di Alimenta
582. to Interruttore o contattore comandato interbloccato Zr VR CB ll o A A 90 Va i Generatore Py ce H e mo o i I A TR m Tensione di l ensiong PIS e generatore Rete in c a Tensione di rete 90 e 180 i VG E VR i Figura 32 Circuito per la verifica della insensibilit alla richiusura automatica in discordanza di fase tramite trasformatore di accoppiamento Con riferimento allo schema riportato in Fig 32 circuito per la verifica della insensibilit alla richiusura automatica in discordanza di fase tramite trasformatore di accoppiamento utilizzo di un trasformatore di accoppiamento TR trasformatore con colonne aperte da configurare YYn o DYn in funzione della prova da effettuare Generatore inverter in funzionamento ad un livello di potenza compatibile con le caratteristiche del circuito di prova e con fattore di potenza unitario cos 1 Rc carico resistivo zavorra di potenza pari alla potenza nominale dell inverter VR tensione della rete di distribuzione VR tensione sfasata rispetto alla rete di distribuzione di 90 e 180 in funzione della prova da effettuare VG tensione applicata al generatore Il contattore CB chiuso il contattore CB aperto 321 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Il generatore va portato in funzionamento alla potenza nominale Si lasci il sistema operare nelle condizioni impostate per almeno 5 minuti o
583. to trasduttore PG oggetto della prova stessa pu essere considerato valido In caso di utilizzo di PG elo di trasduttori diversi da quelli provati devono essere ripetute tutte le prove Ovviamente i trasduttori di corrente non convenzionali essere dimensionati per soddisfare le condizioni poste in C 2 2 devono comunque 155 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 C 2 3 Trasformatori voltmetrici per la ricostruzione della tensione omopolare TV utilizzati per fornire tensioni ridotte alla PG devono essere conformi alla Norma CEI EN 60044 2 trasformatori di tensione che forniscono grandezze secondarie alla protezione direzionale di terra devono garantire errori di rapporto e di fase compatibili con il corretto funzionamento della protezione stessa nei tempi richiesti Devono inoltre avere fattore di tensione 1 9 per 30 s e livello di isolamento 24 kV La tensione omopolare ottenuta come somma delle tensioni stellate opportunamente ridotte collegando in serie gli avvolgimenti secondari appositamente predisposti di tre TV con ciascun primario collegato tra il conduttore di fase e la terra Poich la tensione omopolare il risultato di una somma vettoriale l errore relativo introdotto sull ampiezza e sulle fasi non pari a quello dei singoli TV Il suddetto errore in ampiezza e fase introdotto dalla terna di TV deve essere comunque tale da permettere il funzionamento delle protezioni direzionali di terra che sono basate su
584. to dalle normative vigenti e dal Codice di Rete Eventuali regimi diversi derivanti da esigenze particolari dovute alla tipologia dell impianto dell Utente e o alla rete cui connesso devono essere concordati con il Distributore e descritti nel contratto per la connessione 7 8 Regole tecniche per la connessione delle reti interne d utenza Qualora i sistemi interni di utenza non comprendano gruppi di generazione si applicano le regole di cui al par 7 5 e 7 6 qualora invece comprendano gruppi di generazione necessario applicare quanto previsto in 7 5 e 7 7 35 Le prescrizioni di cui al presente paragrafo possono essere applicate per analogia anche alla connessione di stazioni AT MT destinale alla raccolta di impianti di produzione di potenza complessiva superiore a 10 MW 57 NORMA TECNICA uS Parte 4 Regole di connessione alle reti MT 8 Connessione alle reti MT 8 1 Gli schemi di principio inerenti l inserimento sulla rete del Distributore degli impianti di connessione sono riportati nella Figura 6 dove a sinistra illustrata la situazione prima della Schemi di inserimento CEI 0 16 2014 09 connessione e a destra la situazione dopo la connessione del nuovo Utente Legenda PRIMA DELLA CONNESSIONE DOPO LA CONNESSIONE CABINA CABINA CABINA CABINA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA SECONDARIA ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE ESISTENTE gg LI 1 1 i
585. to medesimo il numero di eventi di superamento di tale soglia Il dispositivo deve tenere memoria degli ultimi 10000 eventi valori da misurare sono valori efficaci della corrente su 20 ms aggiornati ogni 10 ms Il monitoraggio finalizzato a verificare il rispetto dei prelievi limite da parte dell Utente a tale fine i transitori che l Utente pu causare sulla rete devono essere caratterizzati in termini di massimo prelievo di corrente in Ampere massima durata del prelievo medesimo in millisecondi massima frequenza giornaliera di accadimento 44 Maggiori dettagli circa la metodologia impiegata sono contenuti in ASSESSMENT OF SHORT CIRCUIT POWER LEVEL IN HV AND MV NETWORKS WITH RESPECT TO POWER QUALITY di V Allegranza A Ardito E De Berardinis M Delfanti L Lo Schiavo CIRED 2007 Vienna 240 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 Allegato G informativo Informazioni da fornire circa la funzionalit e le regolazioni del SPG Impianto utente Indirizzo Tensione di consegna kV PG installata marca e modello DG installato marca e modello Le regolazioni delle singole protezioni state effettuate secondo quanto prescritto da nome societ di distribuzione impostando valori inferiori o uguali a quelli prescritti Protezione di massima corrente di fase Soglia gt se prevista tipo di curva parametri valore impostato valore limite prescritto A sulla P
586. to monofase massima ai fini del dimensionamento dell impianto di terra Valore della corrente di cortocircuito monofase assunta per il dimensionamento dell impianto di terra che deve essere comunicato dal Distributore all Utente 5 1 1 5 Corrente di cortocircuito trifase massima di esercizio nel punto di inserimento Valore massimo della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nell assetto normale di esercizio di rete e con massima generazione 5 1 1 6 Corrente di cortocircuito trifase minima di esercizio nel punto di inserimento Valore minimo della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nell assetto normale di esercizio di rete e con minima generazione 5 1 1 7 Corrente di cortocircuito trifase minima convenzionale nel punto di inserimento Il valore minimo convenzionale della corrente di cortocircuito trifase simmetrica nel punto di inserimento deve essere comunicato dal Distributore su richiesta dell Utente Tale valore deve essere calcolato secondo la Norma CEI EN 60909 0 nell assetto di rete N 1 il quale prevede l indisponibilit del componente del sistema elettrico linea generatore trasformatore di interconnessione che ha la m
587. to riguarda la rapidit dei fronti di discesa e risalita della tensione come riportato in Fig 27 comparabili a quelli degli interruttori di media tensione il comportamento della terna trifase durante l applicazione del guasto simulato si possa modellare con la stessa accuratezza i fronti dei transitori di tensione siano indipendenti dall angolo di fase della tensione di rete siccome i guasti sulla rete elettrica comportano in genere un salto dell angolo di fase delle tensioni in aggiunta all effetto di riduzione di ampiezza durante il transitorio necessario che il sistema di simulazione alternativo utilizzato sia capace di generare anche salti di fase durante l applicazione dei gradini di tensione Per questo si faccia riferimento al calcolo dei valori in ampiezza e fase della terna di tensioni durante l applicazione dei gradini riportato a titolo informativo in Allegato R 312 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 La disponibilit di metodi alternativi purch rispondenti ai requisiti riportati sopra pu essere sfruttata in particolare per la verifica dei generatori statici per applicazioni fotovoltaiche in quanto l utilizzo dei moduli fotovoltaici come fonte primaria non costituisce un requisito essenziale per garantire la plausibilit dell esito di queste prove potendo in tali casi utilizzare sorgenti c c simulate del tipo specificato in Allegato Q purch di potenza almeno pari a quella nominale del g
588. to selettivo tra le protezioni di rete e quelle di Utente e per quanto possibile tra diverse protezioni di Utente per guasti interni alla rete dell Utente stesso infatti tali problemi sono comuni alla generalit degli Utenti data l obbligatoria presenza di un Dispositivo Generale eventualmente multiplo su tutti gli impianti In generale il coordinamento tra le protezioni di rete e di utenza viene conseguito con opportune regolazioni in tempo e corrente selettivit mista cronometrica e amperometrica Per i guasti che si verifichino su porzioni di rete di utenza a tensioni inferiori rispetto alla tensione di consegna generalmente necessario assicurare che il guasto stesso non determini interventi di protezioni di rete alla tensione di consegna selettivit amperometrica Pi problematico risulta il coordinamento selettivo per guasti che si verifichino su porzioni di rete di utenza alla stessa tensione della consegna cui sono dedicati i paragrafi seguenti A 1 Reti AT Le reti AT sono esercite con neutro francamente a terra e schemi di tipo magliato o parzialmente magliato Di conseguenza l eliminazione selettiva dei guasti sia polifasi sia monofasi conseguita generalmente con l adozione di protezioni di tipo distanziometrico Pi raramente linee in antenna si adottano protezioni di massima corrente a pi soglie 138 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 A 1 1 Protezioni e automatismi di rete Le prestazioni tipich
589. to un anticipo adeguato minimo 6 mesi per l adeguamento eventualmente necessario dei propri impianti ed apparecchi 8 5 4 Punti di connessione con alimentazioni di emergenza Quando siano previsti punti di consegna con alimentazioni elettriche di media o di bassa tensione derivate da gruppi di generazione di riserva ad es gruppi elettrogeni e o da gruppi statici di continuit alternative a quella principale devono essere previsti dall Utente opportuni interblocchi tra gli organi di manovra delle reti per evitare il funzionamento in parallelo di distinti sistemi elettrici A tale scopo devono essere installati nel punto di confine fra la parte di impianto dell Utente alimentata dal gruppo di emergenza e il rimanente impianto dell Utente due dispositivi interbloccati elettricamente e meccanicamente oppure con un doppio blocco elettrico realizzato in conformit allo schema di Figura 11 da intendersi come indicativo 69 uS NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 RETE MT DEL DISTRIBUTORE APPARECCHIATURE DI CONSEGNA RETE DELL UTENTE E MISURA DISPOSITIVO DI INTERFACCIA DG DISPOSITIVO GENERALE MT BT A DISPOSITIVO DEL mt bc GENERATORE 2 3 INTERBLOCCO ELETTRICO DI TIPO RIDONDANTE DDI DISPOSITIVO DI INTERFACCIA ALTRE UTENZE DDG DISPOSITIVO DEL GENERATORE UTENZE PRIVILEGIATE SISTEMA DI PRODUZIONE Figura 11 Schema di collegamento e protezione dei sistemi di produzione di e
590. tori di rete Agli impianti di questa tipologia non si applicano le prescrizioni richieste negli altri paragrafi della presente Norma qualora in contrasto con quelle del presente paragrafo Per quanto riguarda i piani di difesa gli impianti di cui al presente paragrafo ne risultano esclusi per effetto del par 8 8 6 5 8 8 5 3 Requisiti costruttivi dei generatori scambio di potenza reattiva curve di prestazione Il funzionamento in parallelo alla rete MT consentito agli impianti di produzione realizzati con una o pi delle seguenti tipologie di generatori in grado di assicurare le seguenti prestazioni minime relative alla erogazione o all assorbimento di potenza reattiva Nella condizione base di funzionamento delle macchine a cosg 1 la potenza attiva erogabile coincide con la potenza apparente nominale Il funzionamento a fattore di potenza diverso da 1 deve essere possibile secondo le curve di prestazione curve di capability riportate nel seguito Tutti i punti delle curve di capability sono riferiti a generatori operanti alla tensione nominale a Generatori sincroni generatori sincroni devono essere in grado di fornire potenza reattiva in maniera regolabile con i seguenti limiti Generatore in impianti di potenza non superiore a 400 kW funzionamento con fattore di potenza regolabile compreso tra cosg 0 98 in assorbimento di reattivo e cosq 0 9 in erogazione di reattivo a potenza nominale Pn secondo la curva d
591. tra avviamento e scatto della protezione 59V0 remota e il SPI opzionale La tensione e la frequenza nominale della rete elettrica per tutte le funzioni di protezione sono Tensione nominale 15 20 kv 9 Frequenza nominale 50 Hz Per realizzare le sopradette funzioni il SPI pu prevedere singoli PI TV I TV NI ciascuno rispondente alle rispettive Norme di riferimento e con TV I o TV NI aventi le caratteristiche di cui al par 8 8 8 6 SPI non integrato un unica apparecchiatura integrata che svolga le funzioni di PI e TV NI SPI integrato comunque realizzata a regola d arte Nel primo caso SPI non integrato deve essere verificato che le caratteristiche dei singoli componenti da combinare siano tali da garantire la funzionalit del SPI e che le caratteristiche dei TV l secondo norma CEI EN 60044 2 o TV NI secondo norma CEI EN 60044 7 siano quelle del par 8 8 8 6 Nel secondo caso SPI integrato devono essere effettuate le prove di seguito specificate di un unica apparecchiatura integrata E 3 Campi di regolazione del SPI Le soglie di intervento ed i tempi di intervento devono poter essere modificabili a richiesta del Distributore pertanto il SPI dovr essere programmato di default con le soglie ed i tempi di intervento previsti dalla Tab 8 ma deve risultare sempre possibile modificare soglie e tempi di intervento con i gradini e i campi descritti nei paragrafi seguenti 29 Deve essere previsto che l al
592. tra fase l impedenza Z2 tramite l interruttore S Il valore di Z2 deve essere calcolato per produrre una tensione ai suoi capi pari ai valori di tensione residua specificati in Tab 33 condizioni a vuoto 3 i valori delle impedenze serie Z1 e di cortocircuito Z2 utilizzati nella campagna di misure ed il relativo rapporto X R devono essere specificati nel rapporto di prova insieme alla descrizione del circuito utilizzato Inoltre la potenza di cortocircuito della rete resa disponibile al livello di tensione a cui viene effettuata la prova deve essere documentato 3 come rete c a si intende rete trifase in media tensione Non consentito ai laboratori di prova allacciarsi direttamente a una linea pubblica BT Sar quindi necessario che il laboratorio di prova disponga di connessione MT con potenza di cortocircuito sufficiente per eseguire in sicurezza le prove in accordo alle presenti linee guida e nel rispetto delle prescrizioni imposte dal Distributore Compatibilmente con la disponibilit di un trasformatore MT BT di taglia adeguata possibile eseguire le prove collegando il circuito di simulazione sul lato BT del trasformatore In tal caso per il calcolo delle impedenza si dovr tenere conto delle caratteristiche del trasformatore 3 la chiusura e apertura dell interruttore S determina la durata degli eventi di abbassamento della tensione pertanto il suo controllo deve essere accurato sia nelle simulazioni di guasti bifase che in
593. tribuzione e il dispositivo di interfaccia che impedisce il parallelo dell impianto di produzione con la rete di distribuzione siano bloccati in posizione di aperto e tutti i gruppi di generazione sono disattivati 112 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 L esclusione deve essere realizzata mediante un contatto chiuso con dispositivo del generatore aperto posto in parallelo al contatto di scatto delle protezioni di interfaccia e Se sono presenti pi generatori ed un unico dispositivo di interfaccia con unico SPI i contatti discordi dovranno essere posti in serie tra loro affinch l esclusione di detto dispositivo avvenga solo quando tutti i generatori sono disattivati Nel caso siano presenti pi interruttori di interfaccia con pi SPI l apertura dell interruttore di ciascun generatore deve escludere la rispettiva protezione di interfaccia Al cessare di tali condizioni particolari di esercizio prima di ripristinare il funzionamento parallelo dei gruppi con la rete di distribuzione devono essere riattivate le funzioni del SPI 8 8 8 5 Protezioni dei gruppi di generazione Le protezioni dei gruppi di generazione che agiscono su un DDG hanno la funzione di arrestare il processo di conversione dell energia quando si manifesti un guasto o un funzionamento anomalo nell impianto di produzione stesso o nei carichi dell impianto al fine di eliminare tale guasto senza compromettere l integrit del macchinario Le protezioni devono az
594. trico 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 51 6 Hz e verificare lo scatto della sola soglia permissiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento Verifica di non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 50 Hz verificando il non intervento di qualunque soglia delle protezioni di massima e minima frequenza Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua non applicare tensione residua al relativo ingresso 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 10096 al 6096 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 49 9 Hz e verificare il non intervento della sogl
595. trico o essere limitata al solo impianto di terra sotteso all impianto di rete presso l utenza A tale dichiarazione deve essere aggiunta la relazione riguardante le verifiche effettuate che l impresa installatrice deve consegnare all Utente in base a un vincolo contrattuale da inserire esplicitamente negli accordi tra Utente e installatore Il Distributore ha facolt di presenziare alle suddette verifiche Le verifiche periodiche dell impianto di terra dell utenza sono di esclusiva pertinenza dell Utente il quale deve inviare al Distributore copia del verbale delle verifiche di legge eseguite ai sensi del DPR 462 016 Eventuali provvedimenti correttivi che si rendessero necessari per rientrare nei limiti di sicurezza circa le tensioni di contatto sono a cura dell Utente 8 5 5 3 Collegamenti ad altri impianti di terra Qualora sia necessario mantenere separati gli impianti di terra della parte di impianto Utente Su cui insistono le masse delle apparecchiature MT dal rimanente impianto di terra dell Utente ad es cabina MT con trasformatori MT BT di utenza posta a distanza rilevante dal rimanente impianto BT dell Utente ovvero qualora siano presenti ulteriori punti di consegna per emergenza in BT al fine di evitare il trasferimento di tensioni tra i diversi impianti di terra nel caso in cui la tensione totale di terra durante un guasto a terra in MT superi la tenuta d isolamento a frequenza industriale delle apparecchiature deve esser
596. ttenuto considerando il solo effetto di limitazione dovuto ai trasformatori di taglia limite di cui al precedente capoverso Nei casi in cui l impianto dell Utente non sia compatibile con le limitazioni sopra riportate pu essere valutata l alimentazione dello stesso mediante linea in antenna secondo le condizioni economiche definite dall AEEG personalizzando la regolazione della protezione di massima corrente 77 Vedi nota 72 78 Utenti di cui alla precedente nota 74 caratterizzati anche da una rete in media tensione con due livelli di tensione differente oppure con una estensione complessiva superiore a 3 km come stabilito nella Delibera ARG elt 33 08 e smi 79 In questo caso la comunicazione scritta deve contenere l attestazione dell impiego di un sistema di selettivit basato su scambio di informazioni nonch l attestazione dei requisiti di tipo B 80 Vedi nota 75 81 Si devono prevedere limiti analoghi per le altre tensioni 85 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 5 14 Limiti sull energizzazione contemporanea dei trasformatori installati Scopo della presente prescrizione quello di contenere le correnti di inserzione Per tale motivo le prescrizioni sono riferite a trasformatori con correnti di inserzione pari a quelle indicate nella Guida CEI 11 35 A tal fine l Utente non pu installare trasformatori per una potenza complessiva superiore a tre volte i limiti indicati nel par 8 5 13 per ciascun livello
597. tteristiche generali del sistema di protezione nell impianto di rete presso l utenza Impianti dell Utente e Coordinamento dell isolamento relativo alla porzione di impianto dell Utente al livello di tensione del punto di connessione e caratteristiche degli interruttori comandati a distanza da e sistemi di protezione della rete e dispositivi del Gestore BME BMI e eventuale impiego ed ubicazione di dispositivi per il distacco di carichi o di gruppi di generazione e Criteri integrativi per la definizione dei confini di competenza funzionale e eventuale impiego di dispositivi automatici per l inserzione e la disinserzione di mezzi di compensazione della potenza reattiva e elenco degli eventuali apparati di propriet del Distributore che siano installati nell impianto di Utente Linee di collegamento e Coordinamento dell isolamento e caratteristiche degli interruttori e dei sezionatori e eventuale impiego di apparati di teleprotezione Impianti di produzione e Programmi di erogazione di potenza reattiva 13 1 3 Esercizio conduzione e controllo degli impianti e Gestione di eventuali punti di consegna multipli e delle alimentazioni di emergenza che comportino la messa in parallelo tra loro di parti distinte della rete e caratteristiche degli eventuali sistemi di telecomunicazione e eventuale abilitazione alla partecipazione dell Utente a servizi di rete non obbligatori funzionamento in isola di parte della rete
598. ttore 255 o NORMA TECNICA CEI 0 16 2014 09 La funzione di regolazione richiesta pu essere realizzata anche in modo centralizzato a livello di impianto tramite un sistema di controllo di parco In questo caso uno o pi generatori ricevono i setpoint dal sistema di controllo centrale per attuare la regolazione del fattore di potenza secondo la modalit richiesta Queste funzioni di controllo possono essere realizzate sia in maniera integrata con la singola macchina sia in maniera centralizzata In questo ultimo caso sar assoggettato a prove l insieme controllore generatore Tali prove saranno condotte per ciascuna coppia controllore generatore di una data tipologia taglia come da Allegato O e Generatori eolici Doubly Fed Induction Generator Vale quanto previsto al punto d 1 4 Regolazione centralizzata In presenza di una regolazione centralizzata sar inviato un opportuno segnale di livello di potenza reattiva da erogare da parte delle unit GD nei limiti della proprie capability La capacit di erogare potenza reattiva secondo un set point definito a mezzo di un segnale esterno richiesta per tutti i sistemi di generazione nei limiti della proprie capability In presenza di una regolazione centralizzata del Distributore eventuali regolazioni locali che agiscano sulle stesse grandezze saranno disattivate 256 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Allegato J normativo Limitazione della potenza attiva delle
599. u essere definita in relazione a e continuit del servizio e qualit della tensione La continuit del servizio va intesa come mancanza di interruzioni senza preavviso della fornitura di energia elettrica mentre la qualit della tensione considera le caratteristiche della tensione quali ad esempio la frequenza l ampiezza e la forma d onda La qualit del servizio misurata attraverso indici che si basano su presenza ampiezza e frequenza della tensione nei siti degli Utenti della rete 5 1 3 1 Continuit del servizio Le interruzioni senza preavviso che si possono verificare si distinguono in e interruzioni lunghe durata gt 3 min e interruzioni brevi 1 s lt durata lt 3 min e interruzioni transitorie durata lt 1 s 5 1 3 2 Qualit della tensione Le caratteristiche della tensione da prendere in considerazione sono le seguenti frequenza ampiezza e variazione della tensione alla frequenza di rete buchi di tensione variazioni rapide della tensione sovratensioni tensioni armoniche flicker squilibrio di tensione 26 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Al fine di evitare il verificarsi di danni ai propri impianti derivanti dalle distorsioni armoniche e dalle dissimmetrie presenti in rete l Utente qualora lo ritenga opportuno tenuto ad adottare opportuni provvedimenti per esempio installare adeguate protezioni che separino il proprio impianto dalla rete al superamento dei li
600. uenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 10096 della tensione nominale e frequenza 49 7 Hz e verificare il non intervento della soglia restrittiva di minima frequenza Verifica di scatto della soglia restrittiva di massima frequenza in presenza di consenso voltmetrico di minima tensione di sequenza diretta avente ricaduta oltre il tempo di intervento Se la Pl o il SPI integrato effettua direttamente la misura di tensione residua durante questa verifica non applicare tensione residua al relativo ingresso 1 Applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 Hz 2 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 1 applicare per una durata di 0 25 s una variazione a gradino del modulo della terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta dal 100 al 60 della tensione nominale e contemporaneamente una variazione a gradino della frequenza da 50 Hz a 50 3 Hz Verificare l intervento della soglia restrittiva di massima frequenza nel relativo tempo di intervento 3 A partire dalle condizioni di cui al precedente punto 2 applicare una terna di tensioni simmetrica di sequenza ciclica diretta avente modulo del 100 della tensione nominale e frequenza 50 3 Hz e verificare il non intervento della soglia r
601. uenze 1a 2a 3a e 4a di Tab 33 consente di stabilire i parametri con cui impostare il simulatore di rete per la esecuzione di analoghe prove secondo le modalit alternative descritte in N 8 3 2 Metodi di prova alternativi simulatore di rete definizione dei valori riportati in Tab 34 e di allineare le condizioni di funzionamento del generatore durante la esecuzione dei test secondo i due schemi di prova proposti in N 8 3 R 2 Calcolo della corrente di guasto Il calcolo delle tensioni di fase che si manifestano ai capi del trasformatore MT BT durante i test asimmetrici bifase di LVFRT eseguito risolvendo lo schema elettrico circuitale equivalente del simulatore di cortocircuito Supponendo un cortocircuito bifase tra la fase s e la fase t in condizioni di potenza esportata nulla dal generatore statico lo schema di Fig 15 relativo all inserzione del simulatore di cortocircuito si riduce al semplice circuito a parametri concentrati di Fig 16 Emulatore di corto circuito E Zn Z i E Zw Z 4 E Jw Zi Vec A Ec i E 2 2 E Figura 16 330 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 componenti presenti nel circuito di Fig 16 sono espressi in per unit facendo riferimento come grandezze di base alla tensione a vuoto e all impedenza di cortocircuito Zete della rete MT Queste sono determinate considerando una rete MT avente una tensione fase terra pari a 15kV V3 e una potenza di cortocircuito sul punto di consegna di 100M
602. uito deve fornire correnti secondarie alla PG con errori accettabili in tutto il campo di variabilit atteso per la corrente primaria dovuta a guasto monofase a terra oppure a guasto doppio monofase a terra In particolare detto TO deve consentire il corretto funzionamento delle protezioni di massima corrente di terra e direzionali di terra in qualsiasi condizione di esercizio del neutro 5 Tutti i risultati attesi sono da intendere al netto delle tolleranze previste in C 2 4 1 6 Si richiama l attenzione sulle modalit di corretta installazione dei TA omopolari di tipo toroidale in particolare su necessit di centratura del TO rispetto ai cavi in modo da garantire le prestazioni del TO stesso in regime stazionario e transitorio necessit di collegare opportunamente gli schermi metallici dei cavi a terra facendo passare il relativo collegamento all interno del TO ed evitando qualsiasi contatto degli schermi stessi o del relativo collegamento a terra con parti metalliche adiacenti Nel tratto di circuito fra l interruttore sui cui agisce la protezione alimentata dal TO in questione ed il TO stesso 7 In quest ultimo caso ovviamente necessario prevedere tre TA di fase nonch una PG tripolare 8 La corrente di doppio guasto monofase a terra si deve considerare solo nei casi in cui la sua rilevazione sia affidata al TO e non ai TA di fase 151 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 Le caratteristiche del TO devono
603. umido 40 C 2 C EN 60068 2 78 B Apparecchiatura non RH 93 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 B cambio temperatura 10 70 C 2 C EN 60068 2 14 B 3 ore 3 ore caldo secco 55 C 2 C 16 ore EN 60068 2 2 A caldo umido 40 C 2 C EN 60068 2 78 A Apparecchiatura RH 93 96x 3 4 giorni alimentata Freddo 10 C 2 C 16 ore EN 60068 2 1 A cambio temperatura 10 C 55 C EN 60068 2 14 A 2 C 3 ore 3 ore D 3 6 Prove di Isolamento Verifica delle Porta propriet Note Livelli di Prova Norma Tecnica dielettriche iio e a c Tenuta ad impulso Categoria di sovratensione IV CEI EN 60255 5 d p Vedi V2 Norma CEI 0 16 che c c Ingresso Tensione di prova Rigidit dielettrica CEI EN 60255 5 Alimentazione a c 2 kV per i circuiti in c a Ingresso Resistenza di TR sia a c iselamento 2 100 MO a 500 V c c CEI EN 60225 5 193 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 D 3 7 Conformit delle apparecchiature La rispondenza ai requisiti sopra elencati deve essere attestata da Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura Tale Dichiarazione di conformit deve essere emessa a cura e responsabilit del costruttore nella forma di autocertificazione da parte del Costruttore medesimo redatta ai sensi dell art 47 del DPR 28 dicembre 2000 n 445 e deve essere consegnata dall Utente al Distributore all atto della connessione La documenta
604. un minimo ritardo Come dettagliato in A 2 2 nel caso di Utenti con particolari esigenze di continuit del servizio possibile impiegare sulla rete MT di utenza sistemi di coordinamento basati sullo scambio di informazioni tra rel a valle e qualunque soglia della PG Tali sistemi possono essere impiegati per l eliminazione selettiva dei guasti monofasi senza alterare le regolazioni ritardo intenzionale del DG L impiego dei medesimi sistemi per l eliminazione selettiva dei guasti polifasi e doppi monofasi a terra possibile purch la parte di rete MT di Utente tra il DG e i dispositivi di protezione a valle qualora non ricompresi nello stesso quadro sia costituita da linee in cavo secondo le prescrizioni del presente paragrafo Qualora l adozione di tali sistemi preveda la modifica delle regolazioni della PG par 8 5 12 3 l Utente pu apportare tali modifiche secondo quanto previsto nei tre casi di seguito descritti Sono in fase di sperimentazione sistemi di coordinamento selettivo basati su scambio di informazioni tra protezioni di Utente e protezione di linea L applicazione dei suddetti sistemi rende non necessario il ricorso a quanto nel seguito riportato caso 1 caso 2 caso 3 71 Si precisa che il coordinamento selettivo descritto nel presente paragrafo pu necessitare l impiego di rel e trasformatori trasduttori dalle prestazioni pi elevate di quelle minime prescritte per l impiego di rel e sensori nel SP
605. unit GD J 1 Generalit Il presente allegato contiene le logiche di controllo locali necessari alla limitazione della erogazione di potenza attiva delle unit GD J 2 Limitazione in logica locale La limitazione in logica locale essendo alternativa alla disconnessione dalla rete per sovratensione deve essere attivabile dall Utente attivo e qualora attivata pu operare secondo una funzione scelta dal costruttore pur di non prevedere gradini nell erogazione della potenza attiva A tutela dell utente attivo necessario che sia l attivazione sia l intervento della funzione di limitazione della potenza attiva in logica locale siano opportunamente segnalate dal generatore secondo modalit scelte dal costruttore J 3 Regolazione della potenza attiva in presenza di transitori sovrafrequenza sulla rete In presenza di transitori di sovrafrequenza sulla rete l immissione di potenza attiva delle unit GD costituite da generatori sincroni e asincroni deve essere ridotta secondo le prescrizioni di cui al punto 8 8 6 3 2 L iniezione delle unit GD costituite da generatori statici e generatori eolici DFIG e FC sar regolata secondo la legge di controllo di seguito riportata come raffigurato nel grafico di Fig 11 regolazione primaria in sovrafrequenza Nel range di frequenza compreso tra 47 5 Hz e 50 3 Hz gli impianti di produzione regolabili dotati di convertitori statici erogano di norma il massimo della potenza attiva da questi produ
606. unzionare correttamente nel campo di tensione in ingresso compreso tra 0 2 Vn e 1 3 V e deve inibirsi per tensioni in ingresso inferiori a 0 2 Vj E 3 5 Protezione di massima tensione residua 59Vo La protezione di massima tensione omopolare deve essere ad una soglia di intervento Sono accettabili anche protezioni che hanno in ingresso grandezze proporzionali alle tre tensioni di fase e che ricostruiscono al loro interno la tensione omopolare campi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia 59V 0 05 0 4 V4 a gradini di 0 01 Vm Tempo di intervento 59V 0 1730 s a gradini di 0 1 s Tempo di avviamento 59V per lo sblocco voltmetrico lt 40 ms Tempo di ricaduta 59V regolabile nel campo 0 00 0 20 s a gradini di 0 02 s La misura di tensione residua deve essere provvista di filtro passa banda con frequenza centrata a 50 Hz e con un attenuazione maggiore o uguale a 60 dB per decade di frequenza L avviamento della funzione con il relativo tempo di ricaduta abilita lo sblocco voltmetrico 34 I gradini indicati per le regolazioni sono i massimi ammissibili 35 V4 z3E N3V la tensione residua nominale 201 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 E 3 6 Sblocco voltmetrico Massima tensione sequenza inversa 59Vi La tensione di sequenza inversa pu essere misurata sulle tensioni concatenate oppure sulle tensioni di fase campi di regolazione previsti sono i seguenti Soglia 59Vi 0 05 0 50 V o E a gradini di 0 0
607. uperamento di prove D 3 Caratteristiche del SPG integrato Il presente articolo definisce i requisiti di un Sistema di Protezione Generale integrato nel seguito SPG integrato destinato ad equipaggiare il Dispositivo Generale di Utenti di Media Tensione In attesa della definizione di specifiche norme di prodotto il SPG integrato deve comunque essere realizzato a regola d arte Se e per quanto possibile le prove devono essere non in contrasto con le Norme della serie IEC 60255 1 e correlate Il Costruttore dovr dichiarare il campo di applicazione inteso come intervallo di tensioni e correnti primarie entro il quale il dispositivo potr essere utilizzato D 3 1 Le prove funzionali di compatibilit ambientale e addizionali devono essere effettuate sul SPG inteso come insieme funzionale PG trasduttori di corrente di fase e o omopolari e o di tensione Prescrizioni funzionali per il SPG integrato Nel presente articolo sono riportate le caratteristiche e le modalit di prova per verificare l idoneit di un SPG integrato La rispondenza delle prestazioni del SPG integrato sar verificata secondo quanto indicato nel presente paragrafo tale rispondenza dovr essere garantita in tutto il campo di applicazione inteso come intervallo di tensioni e correnti primarie dichiarato dal Costruttore Le verifiche saranno riferite esplicitamente a tutto il sistema di protezione composto da rel trasduttori di corrente ed eventuali tras
608. ura delle tensioni di fase e omopolare i trasformatori di tensione il collegamento dei TV alla PG gli ingressi analogici tensione della PG Questa funzione elabora le seguenti anomalie perdita parziale delle tensioni di fase ad esempio tramite presenza di tensione inversa e assenza di corrente inversa perdita di tutte le tensioni di fase rilevata mediante presenza di corrente su una delle tre fasi assenza di tutte le tensioni misurate sgancio della protezione dei TV fase e o TV residuo rilevata mediante acquisizione su un ingresso logico del contatto di intervento fusibile o del contatto ausiliario dell interruttore di protezione dei TV perdita parziale della tensione omopolare ad esempio con il seguente principio presenza di anomalia della tensione di fase e presenza della tensione omopolare calcolata tramite la somma vettoriale delle tre tensioni di fase acquisizione su un ingresso logico del contatto di intervento fusibile o del contatto ausiliario dell interruttore di protezione dei TV C 3 3 Prove funzionali Qualora siano previste le relative funzioni il logger deve superare con esito positivo le seguenti prove rimozione e successivo ripristino del collegamento con la PG rimozione e successivo ripristino dell alimentazione del logger rimozione e successivo ripristino dell alimentazione della PG rimozione e successivo ripristino del circuito di comando
609. ure e che si propaga lungo una linea NOTA 1 Le sovratensioni transitorie pi significative sono quelle fra conduttori di fase e terra dovute a fulminazione diretta o indiretta della rete NOTA 2 Le sovratensioni transitorie possono essere oscillatorie o non oscillatorie ma sono in genere fortemente smorzate La IEC 60071 1 definisce tre tipi di sovratensione transitoria a fronte lento rapido o rapidissimo in dipendenza dal loro tempo alla cresta dalla loro durata e dalla presenza di oscillazioni sovrapposte 3 80 Stazione cabina di alimentazione Stazione Cabina primaria o secondaria facente parte della rete cui l impianto di connessione collegato da una o pi linee elettriche preesistente all impianto di connessione stesso e all impianto dell utente 3 81 TA I Trasformatori trasduttori di corrente di tipo induttivo conformi alla Norma CEI EN 60044 1 3 82 TA NI Trasformatori trasduttori di corrente non induttivi a loro volta distinguibili in e TA NI conformi alla Norma CEI EN 60044 8 e altri TA NI 3 83 TA T Trasformatori trasduttori di corrente di tipo induttivo senza avvolgimento primario di tipo toroidale conformi alla Norma CEI EN 60044 1 3 84 Tensione armonica Tensione sinusoidale la cui frequenza un multiplo intero della frequenza fondamentale della frequenza di rete La tensione armonica valutata in base a e lampiezza relativa alla componente fondamentale e l effetto complessivo di
610. utore vedi Figura 4 compresa tra il punto di inserimento sulla rete esistente e il punto di connessione L impianto di rete presso l utenza qualora presente parte integrante dell impianto di rete per la connessione 3 38 Impianto di rete presso l utenza La porzione di impianto di rete per la connessione adiacente all impianto di utenza per la connessione installata su aree in locali messe a disposizione dall Utente tipicamente al confine tra la propriet dell Utente medesimo e il suolo pubblico Il punto di connessione individuato al confine tra l impianto di rete presso l utenza e l impianto di utenza per la connessione vedi Figura 4 3 39 Impianto di utenza per la connessione La porzione di impianto per la connessione la cui realizzazione gestione esercizio e manutenzione rimangono di competenza dell Utente vedi Figura 4 3 40 Interruzione dell alimentazione Condizione nella quale la tensione sul punto di prelievo o immissione dell energia elettrica di un utente inferiore al 5 della tensione dichiarata su tutte le fasi di alimentazione definizione tratta dalla norma CEI EN 50160 L interruzione si definisce lunga se ha durata maggiore di 3 min breve se ha durata maggiore di 1 s e non superiore a 3 min transitoria se non superiore ad 1 s 3 41 Inverter Apparecchiatura tipicamente statica impiegata per la conversione della corrente continua in corrente alternata monofase o trifase 3 42 Limite di em
611. uttore per almeno 20 anni dall ultima produzione La medesima documentazione deve comunque essere resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul proprio sito web La Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura deve contenere tutte le informazioni necessarie all identificazione del dispositivo L esecuzione delle prove di compatibilit ambientale prove di isolamento climatiche ed EMC previste deve avvenire presso un laboratorio accreditato secondo EN 17025 da Ente facente capo all European cooperation for Accreditation EA in Italia l Ente accreditante il ACCREDIA Le prove funzionali possono in alternativa avvenire A presso il laboratorio di cui sopra oppure B presso i laboratori del costruttore o laboratori esterni non accreditati In questo caso lettera b le prove devono avvenire sotto la sorveglianza e responsabilit di apposito organismo certificatore che abbia i requisiti della EN 45011 o in alternativa sotto la sorveglianza e responsabilit del laboratorio accreditato ACCREDIA presso il quale sono state fatte le prove EMC Si deve inoltre prevedere l attestazione che la produzione del dispositivo avviene in regime di qualit secondo ISO 9001 ed 2000 e s m i Tale attestazione deve essere parimenti emessa a cura e responsabilit del costruttore e deve essere consegnata su richiesta dall Utente al Distributore all atto della connessione 171 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 All
612. va N 6 1 Verifica della capability di erogazione della potenza reattiva Per i generatori statici sono previste capability diverse a seconda della potenza complessiva dell impianto er generatori in impianti di potenza complessiva inferiore a 400 kW gli inverter devono presentare una capability minima di tipo semicircolare limitata con cosq compreso a potenza nominale fra 0 90 in assorbimento e 0 90 in erogazione i limiti operativi su tutto il campo di potenza sono mostrati in Fig 15 le caratteristiche del tipo di Fig 16 sono tuttavia consigliate in quanto permettono di prestare i servizi di rete potenzialmente soggetti a remunerazione La Q deve essere misurata sul limite della curva di capability in corrispondenza di un prefissato valore di P Per bassi valori della potenza attiva generata P lt 10 S sono consentiti scostamenti nella fornitura della potenza reattiva misurata sul limite della curva di capability in corrispondenza di un prefissato valore di P fino ad un massimo del 10 di S per generatori in impianti di potenza complessiva superiore o uguale a 400 kw gli inverter devono presentare una capability di tipo semicircolare la cui area di lavoro quella interna al grafico di Fig 16 Al momento la rispondenza a requisiti prestazionali specifici di capability nella banda P lt 10 S non richiesta in quanto sar oggetto di opportuna regolamentazione da parte dell Autorit Per entrambe le tipol
613. va capacitiva comportamento proprio di un condensatore che eroga potenza reattiva 3 13 Connessione Collegamento ad una rete di un impianto elettrico per il quale sussiste almeno in un punto la continuit circuitale senza interposizione di impianti elettrici di terzi con la rete medesima 3 14 Dispositivo di Parallelo DDP Apparecchiatura automatica che permette di effettuare il parallelo tra reti o tra rete e generatore 3 15 Dispositivo Di Generatore DDG Apparecchiatura di manovra e protezione la cui apertura comandata da un apposito sistema di protezione determina la separazione del gruppo di generazione NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 3 16 Dispositivo Di Interfaccia DDI Una o pi apparecchiature di manovra la cui apertura comandata da un apposito sistema di protezione assicura la separazione dell impianto di produzione dalla rete consentendo all impianto di produzione stesso l eventuale funzionamento in isola sui carichi privilegiati 3 17 Dispositivo Di Rincalzo DDR Apparecchiatura con idonea capacit di manovra apertura e sezionamento la cui apertura separa la rete del Distributore dai gruppi di generazione del produttore nel caso di intervento delle Protezioni di Interfaccia e di mancata apertura del DDI II DDR richiesto nei casi precisati dalla presente norma ed asservito al Sistema di Protezione di Interfaccia e a una logica di controllo della corretta apertura dello stesso Il pro
614. valori superiori al valore attuale della tensione disponibile ai morsetti di uscita del convertitore In caso di utilizzo del simulatore il valore di Vlock in pu essere mantenuto al livello di default 1 05V e la tensione impostata a V o comunque non superiore a 1 04 V4 In tal modo la funzione di regolazione in esame non abilitata Si misuri la potenza attiva la potenza reattiva ed il fattore di potenza cosg come medie a 1s riportando questi valori in una tabella vedi Tab 30 e in un grafico analogo a quello di Fig 20 Si ripeta la misura di cui al punto d precedente aumentando la potenza attiva erogata agendo sul simulatore o tramite regolazione dell inverter a scaglioni del 10 della potenza nominale dal 20 96 P fino al 60 96 P Si verifichi al contempo che durante queste prove la tensione c a ai morsetti di uscita non superi il valore limite V 1 04 V o il valore impostato per mantenere la funzione disabilitata nel caso di collegamento diretto alla rete Si trascrivano nella tabella analoga al modello di Tab 30 i valori della potenza attiva potenza reattiva e del coso rilevati durante le misure effettuate ai 5 livelli di potenza attiva erogata dal 20 al 60 della potenza nominale In queste condizioni essendo la tensione c a ai morsetti di uscita inferiore a 1 05 V o al valore impostato l inverter NON deve abilitare l erogazione della potenza reattiva A questo punto con potenza c a erogata sempre pari all ult
615. ver da integrare nel sistema di telelettura L impiego degli API driver a tal fine deve essere libero da vincoli informatici e legali che ne impediscano l uso ai fini della rilevazione dei dati di misura qui contemplati L integrazione si ritiene conclusa dopo le opportune prove e dopo la positiva attestazione rilasciata dal Distributore Quest ultimo render noto sul proprio sito internet l elenco delle apparecchiature che hanno conseguito l attestazione e sono state considerate compatibili con il proprio sistema 12 1 3 Punti di immissione di Utenti attivi Per i punti di immissione di Utenti attivi con solo prelievi per gli eventuali servizi ausiliari schema di collegamento fra la cabina consegna e impianto come rappresentato in Figura 8 e con potenza disponibile in immissione fino a 20 kW il sistema di misura dell energia elettrica immessa ed eventualmente prelevata installato nell impianto di rete per la connessione immediatamente a monte del punto di connessione M1 M2 nella Figura 25 a Per i punti di immissione di Utenti attivi con solo prelievi per gli eventuali servizi ausiliari schema di collegamento fra la cabina consegna e impianto come rappresentato in Figura 8 e con potenza disponibile in immissione superiore a 20 kW il sistema di misura dell energia elettrica immessa ed eventualmente prelevata installato nell impianto d utenza per la connessione immediatamente a valle del punto di connessione M1 M2 nella Figura 25 b
616. y calcolata a partire da una sequenza di 12 valori di Ps su un intervallo di 2 h 3 25 Funzionamento della rete in condizioni eccezionali Condizioni di funzionamento della rete normalmente di breve durata che seguono le separazioni di rete la perdita di grandi porzioni di carico e o di grandi produzioni ecc 3 26 Funzionamento della rete in condizioni normali Condizioni di funzionamento della rete nella quale viene soddisfatta pienamente la richiesta di energia elettrica senza modificare le condizioni di sicurezza e senza che in regime stazionario vengano superati i limiti di funzionamento di alcun componente del sistema elettrico 3 27 Funzionamento in isola Possibilit di alimentare una rete in isola da parte di un impianto di produzione di energia elettrica Il funzionamento in isola si distingue in a su rete dell Utente ammessa in qualsiasi condizione l impianto di produzione dell Utente alimenta l intera propria rete o parte di essa quando separata dalla rete del Distributore b su rete del Distributore non mai ammessa salvo casi regolamentati su specifica richiesta del Distributore medesimo l impianto di produzione dell Utente alimenta l intera rete o parte dalla rete del Distributore 3 28 Gestore della RTN Rete di Trasmissione Nazionale Il soggetto a cui conferita la gestione della rete elettrica nazionale in esito al processo di unificazione della propriet della gestione della medesima re
617. zione Va Vs Vr sono indicate in Tab 13 Nel caso di SPG che misurano direttamente la tensione omopolare mediante TV omopolare la tensione di prova con cui alimentare la protezione V 3 V La Hg da utilizzare per le prove 4 e 8 indicate nella attuale Tab 18 deve essere pari a 6500 Q 185 984 Tabella 13 Prove di guasto monofase a neutro isolato per direzionale di terra 6 Ic Corrente di Tensione di fase R Tensione di fase S Tensione di fase T Tensione residua 5 guasto franco VR 1 VS 1 VT 1 VE 3xV0 2 mi Prova monofasea Rg 0 2 terra della rete Modulo Fase Modulo Fase Modulo Fase Modulo Fase e a NI A V 5 V 5 IV 5 V 5 gt 1 100 0 0 cd 0 0 20000 0 150 0 20000 0 150 0 34641 0 180 0 2 100 1000 11470 8 6 6 10513 1 124 3 127733 117 6 3973 5 96 6 3 100 2000 11527 8 3 3 10996 8 121 9 12145 3 118 6 1996 8 93 3 4 100 6500 11545 2 1 0 11371 7 120 5 11726 8 119 5 615 3 91 0 5 300 0 0 0 0 0 20000 0 150 0 20000 0 150 0 34641 0 180 0 6 300 1000 11538 5 2 2 11173 7 121 2 11941 7 1190 1332 3 92 2 7 300 2000 11544 9 1 1 11357 3 120 6 11742 0 119 5 666 6 91 1 8 300 6500 11546 8 0 3 11488 0 120 2 11606 5 119 8 2052 90 3 Corrente di fase R Corrente di fase S Corrente di fase T Corrente residua IR 3 IS 3 IT 3 1E 3x109 4 Sfasamento di o o o o VE rispetto a Risul
618. zione consente di svincolarsi dalla necessit di operare in campo e di ridurre notevolmente la complessit sia logistica che tecnica per la esecuzione delle verifiche previste e dettagliate nell Allegato N Nel presente Allegato vengono fornite alcune indicazioni sui requisiti minimi per il dimensionamento di sorgenti AC idonee alla simulazione della sorgente primaria eolica affinch si possano effettuare tutte le prove previste in Allegato N garantendo che siano riprodotte con adeguata fedelt le propriet della sorgente reale che pi hanno influenza sul comportamento del convertitore nel funzionamento in parallelo con la rete elettrica V 2 Misure per la qualit della tensione generatori FC fino a 100 kW Per le misure di corrente armonica e di fluttuazioni di tensione dovute a manovre di sezionamento separazione la sorgente AC ha la funzione di consegnare al convertitore elettrico una potenza elettrica a tensione e frequenza costanti con potenza corrispondente ai vari livelli richiesti per la effettuazione delle misure Per le misure di flicker la sorgente AC deve generare l intera potenza elettrica richiesta dal generatore e dovrebbe riprodurre l energia modulandone opportunamente il valore al fine di tenere in considerazione la presenza del vento V 3 Verifica del campo di funzionamento in tensione e frequenza La sorgente AC deve riprodurre una potenza elettrica a tensione e frequenza costante In riferimento al par N 4 1 1 la s
619. zione E Terra Criterio di a A Involucro EE Comunicazione Entrata uscita f criteri di accettazione e procedure di prova base IEC ausiliaria funzionale accettazione CEI EN 60255 Prove di immunit a treno di 1 kV modo diff 1 kV modo diff 22 1 2008 10 oscillazioni a 1 MHz anos 2 5 kV m com THE comune 2 5 kV m com B CEI EN 60255 A 6 kV aria 22 2 2009 05 Prove di scarica elettrostatica 61000 4 2 8 kV contatto B 10 V m SEA i 80 MHz CEI EN 60255 Immunit ai campi 61000 4 3 2 7 GHz A 22 3 2009 02 elettromagnetici irradiati Include 900 MHz CEl EN 60255 Prove di immunit ai transitori 22 4 2008 09 elettrici veloci treni di impulsi 91000 4 4 SI SK So A 5 1kV fase fase 1 kV fase fase CELEN60295 Prova a impulso 61000 4 5 2 kV fase terra TV fase terra 2 kV fase terra B 22 5 2002 12 ME d gradini succ ME me gradini successivi gradini successivi Immunit ai disturbi condotti SELEN 902955 indotti da campi in 61000 4 6 10 V 10 V 10 V 10 V A 22 6 2001 11 radiofrequenza 100 V rms diff CEI EN 60255 Prove di immunit alla 300 V rms com 22 7 2003 09 frequenza di rete ado 10 s solo sulle A entrate binarie 100 riduzione EN 60255 11 Interruzione della tensione 61000 4 29 per 50 ms B 2010 01 ausiliaria in corrente continua Requisiti per la VRT con UPS y 30 A m IEC 61000 4 8 Campo magnetico a frequenza 2009 09 di rete 61000 4 8 continuo A 300 A m 1 s
620. zione attestante il superamento delle prove rapporti di prova deve essere conservata dal costruttore per almeno 20 anni dall ultima produzione La medesima documentazione deve comunque essere resa disponibile al Distributore a cura del Costruttore sul proprio sito web La Dichiarazione di conformit dell apparecchiatura deve contenere tutte le informazioni necessarie all identificazione del dispositivo L esecuzione delle prove di compatibilit ambientale prove di isolamento climatiche ed EMC previste deve avvenire presso un laboratorio accreditato secondo EN 17025 da Ente facente capo all European cooperation for Accreditation EA in Italia l Ente accreditante il ACCREDIA Le prove funzionali possono in alternativa avvenire A presso il laboratorio di cui sopra oppure presso i laboratori del costruttore o laboratori esterni non accreditati In questo caso lettera b le prove devono avvenire sotto la sorveglianza e responsabilit di apposito organismo certificatore che abbia i requisiti della EN 45011 o in alternativa sotto la sorveglianza e responsabilit del laboratorio accreditato ACCREDIA presso il quale sono state fatte le prove EMC Si deve inoltre prevedere l attestazione che la produzione del dispositivo avviene in regime di qualit secondo ISO 9001 ed 2000 e s m i Tale attestazione deve essere parimenti emessa a cura e responsabilit del costruttore e deve essere consegnata su richiesta dall Utente a
621. zione non ammessa per i generatori rotanti trasformatori trasduttori per la misura della frequenza tensione devono essere installati a monte del DDI a monte del DG se coincidente con DDI In caso di trasformatori trasduttori installati a valle del DDI lato generatore deve essere prevista la esclusione temporanea della PI con DDI aperto con circuito a sicurezza positiva cio con PI esclusa solo in presenza di segnale di DDI aperto in caso di interruzione del circuito elettrico che trasmette la posizione del DDI quindi SPI rimane costantemente attivo Per i soli generatori statici ed asincroni non autoeccitati alla chiusura del DDI rimozione del segnale di esclusione la PI deve automaticamente impostare i tempi di intervento delle soglie 81 gt S2 81 lt S2 59VO a 0 20 s mantenendo inalterati i tempi di intervento delle restanti soglie per un certo tempo dopo la chiusura del DDI 30 s Ci implica che il SPI debba avere in ingresso anche la posizione del DDI e quindi un ingresso nello schema le prove sono specificate nell Allegato E Il DDI a sua volta deve disporre di contatti ausiliari di posizione liberi da tensione 100 Tale reset time non pertanto da intendersi ai sensi della IEC 60255 127 111 NORMA TECNICA 2 CEI 0 16 2014 09 8 8 8 2 1 Modalit transitoria di funzionamento del sistema di protezione di interfaccia stand alone funzionamento del SPI sulla base di sole informazioni locali In moda
622. zioni da adottare per tutti gli Utenti La linea MT del Distributore che alimenta l Utente normalmente dotata in partenza di protezioni di massima corrente di fase e contro i guasti a terra possono essere presenti ulteriori protezioni installate lungo linea Tipicamente il Distributore non installa alcun dispositivo di protezione presso gli Utenti Di conseguenza al fine di evitare che guasti interni all impianto dell Utente abbiano ripercussioni sull esercizio della rete del Distributore l Utente deve installare un Sistema di Protezione Generale comprendente rel di protezione di massima corrente di fase e contro i guasti a terra Il Sistema di protezione associato al Dispositivo Generale ovvero Sistema di Protezione Generale SPG nel seguito composto da e trasformatori trasduttori di corrente di fase e di terra ed eventualmente trasformatori trasduttori di tensione con le relative connessioni al rel di protezione e rel di protezione con relativa alimentazione e circuiti di apertura dell interruttore Nel suo complesso il SPG deve essere in grado di funzionare correttamente in tutto il campo di variabilit delle correnti e delle tensioni che si possono determinare nelle condizioni di guasto per le quali stato previsto L esercizio della rete di media tensione in Italia avviene prevalentemente con neutro a terra tramite impedenza neutro compensato Una quota non trascurabile di reti di distribuzione tuttavia

Norma CEI 0-16 consolidata, aggiornata

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