Guasti sulla rete a media tensione: adeguare le cabine conviene
di: Andrea Gulinelli
fonte: 'Il Giornale dell'Installatore Elettrico'
06.03.2009
(Scarica in PDF le tabelle e figure relative all'articolo)
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha di recente ulteriormente inasprito le penalità a carico degli utenti che non adeguano le proprie cabine agli standard tecnici previsti dal Cei per evitare di trasferire guasti sulla rete a media tensione della distribuzione che si traducono in danno per la generalità degli utenti allacciati.
In tal senso gli utenti esistenti devono produrre una Dichiarazione di adeguatezza (DA), rientrante nelle competenze dei soggetti abilitati dal d.m. 37/08 alla progettazione degli impianti e all’emissione della dichiarazione di conformità. La DA consente d’interrompere il pagamento delle penalità e al tempo stesso dà diritto d’accesso al godimento degli indennizzi automatici previsti nel caso che gli utenti interessati risultino peggio serviti, in termini di numero d’interruzioni del servizio elettrico, rispetto agli standard loro assegnati.
Il presente articolo fa il punto della situazione sul sistema di premi e penali che in termini economici interessano gli utenti con fornitura dell’energia elettrica in Mt e fornisce un’informativa sulle novità introdotte dalla delibera dell’Aeeg (Autorità per l’energia elettrica e il gas) Arg/elt 119/08 con la quale è stata approvata una revisione della norma Cei 0-16, ulteriormente definiti i criteri di verifica per poter dichiarare l’adeguatezza degli impianti esistenti e modificato lo schema della DA di cui sopra.
L’attuale contesto
Per chiarire immediatamente in termini concreti ed essenziali il problema dell’adeguamento delle cabine alle normative stabilite dall’Aeeg riportiamo un esempio. In difetto dell’adeguamento degli impianti utilizzatori a Mt, dal 1° gennaio 2007 è in vigore l’applicazione, del Cts (Corrispettivo tariffario specifico) agli utenti, connessi prima del 16 novembre 2006, con potenza disponibile Pi>500 kW e dal 01-01-08 per gli altri utenti (vedasi l’articolo “Come connettersi alle reti pubbliche di alta e media tensione”, pubblicato su Il Giornale dell’installatore elettrico n. 7 del mese di maggio 2008).
Ipotizziamo un utente con:
- Pi = 3000 kW (potenza disponibile);
- Er/Pi = 6000 ore di utilizzazione della punta di potenza.
Per l’anno 2008 paga un Cts = 1x(365 + 0,15x6000) = 1265 €.
Ma a partire dall’anno 2009, considerando che è stato introdotto, per gli utenti con Pi> 400 kW, un coefficiente di ulteriore penalizzazione F = Min fra: {1+[(3000-400)/400]1/2 } e 3,5, diventa: Cts = 3,5x(365 + 0,15x6000) = 4428 €.
Penalizzazione quest’ultima, sempre che persista l’inadeguatezza, destinata a lievitarsi ulteriormente qualora dopo il 1° settembre 2008, data di entrata in vigore della norma Cei 0-16, l’utente abbia fatto richiesta di un aumento di potenza complessivo superiore a 100 kW o a 50 kW, per gli utenti con Pi ≤400 kW (anche se dovuti a superi spontanei in almeno due diversi mesi dello stesso anno solare, secondo quanto previsto dall’art. 8.2 dell’Allegato B alla Delibera n. 348/07), oppure se è riscontrata la difformità rispetto a quanto richiesto dalla DA nella misura del Cts maggiorato - CtsM - vedasi ancora il sopra richiamato articolo pubblicato sul Gie).
Se per esempio nel novembre 2009, a seguito dell’aggiunta di trasformatori non è rispettato l’obbligo della taglia massima di potenza unitaria installabile (o della potenza complessiva dei trasformatori in parallelo) ai fini della corrente di corto circuito, a partire dal 01-01-10 l’utente è penalizzato con un CtsM di 8856€ che diventano ben 16712 € costanti a partire dal 01-01-2012.
Nella tabella 1 sono riportati i valori di Cts da corrispondere fino alla fine del corrente anno e a partire dal prossimo per alcuni livelli di potenza disponibile Pi in funzione del numero di ore di utilizzazione alla punta.
A ciò va aggiunto che il mancato adeguamento della cabina interdice all’utente l’accesso agli indennizzi automatici che gli spettano nel caso sia peggio servito rispetto agli standard che gli competono in funzione dell’area in cui si trova. Questi scattano automaticamente quando il numero annuo delle interruzioni lunghe (senza preavviso e superiori a tre minuti, escluse quelle estese e prolungate) supera quello massimo ammesso. Gli importi sono calcolati mediante un algoritmo che tiene conto della potenza media interrotta (Pmi pari, per convenzione, al 70% di Pi) e del numero di interruzioni lunghe oltre a quelle ammesse, fino ad un massimo pari al:
- doppio delle interruzioni lunghe ammesse, fino all’anno 2009 compreso;
- triplo delle interruzioni lunghe ammesse, a partire dall’anno 2010.
Il parametro economico è rimasto invariato, cioè 2,5 euro/kW fino a 500 kW di potenza media interrotta e 2 euro/kW per la potenza ulteriore oltre 500 kW.
La tabella 2 mostra l’ammontare degli indennizzi spettanti a tre categorie di utenti (400, 800 e 1500 kW), fino al 2009 e dall’anno 20010, nel caso che siano serviti con un numero d’interruzioni rispettivamente uguale o superiore a 5 e 4, che sono gli standard, presenti e futuri, previsti in Bassa Concentrazione (BC - comuni con un numero di abitanti non superiore a 5000) dove la probabilità di guasto è più elevata.
L’indennizzo cessa di crescere quando il numero delle interruzioni raggiunge un valore maggiore di 12, in quanto sono indennizzabili solamente le interruzioni il cui numero supera il triplo dello standard previsto per gli anni a partire dal 2010.
Supponendo che l’utente inizialmente considerato subisca, per tre anni a partire dal 2009 compreso, mediamente un interruzione lunga in più dello standard consentito, lo stesso perde il godimento degli indennizzi relativi, che nella fattispecie ammontano a:
Dove è stato assunto una potenza media interrotta Pmi = 0,7x3000 kW= (500+1600). Sommando il mancato indennizzo al CtsM precedentemente calcolato, la perdita economica dopo tre anni di ritardo è sicuramente superiore a qualsiasi onere che si può incontrare per l’adeguamento della cabina.
Deliberazione Arg/elt 119/08
Sul sito dell’Aeeg è stata pubblicata la delibera 06-08-08 Arg/elt 119/08 portante le - Disposizioni inerenti l’applicazione della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas Arg/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma Cei 0-16, in materia di connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV. Con la stessa sono modificate gli allegati alla delibera Arg/elt 33/08, in particolare:
- l’Allegato A approvazione della Ed. II della norma Cei 0-16;
- l’Allegato B variazione dei criteri di applicazione parziale della norma Cei 0-16 agli utenti esistenti;
- l’Allegato C variazione delle modalità di compilazione e presentazione della DA.
- Sono inoltre apportate delle modiche all’Allegato A alla Delibera n. 333/07.
Norma Cei 0-16 edizione II
La revisione della prima edizione si è resa necessaria per eliminare alcuni errori editoriali. Le variazioni più significative attengono gli impianti AT, ma sono state introdotte alcune precisazioni a riguardo delle cabine Mt/bt anche a seguito di osservazioni avanzate da utenti di grandi dimensioni e da costruttori di apparecchiature. Le più importanti sono illustrate di seguito in modo sintetico.
Nella figura 1 è riportato lo schema della sezione ricevitrice dell’impianto passivo con due montanti Mt. È stato tolto il collegamento di messa a terra della sbarra al sezionatore di ingresso all’utente. È stato precisato che il sezionatore d’ingresso alla sbarra.
Nell’art. 8.5.12.3, afferente la protezione di massima corrente omopolare, è rimasta invariata la regolazione della prima soglia; mentre per la seconda diventa (figura 2):
Reti a neutro isolato:
- seconda soglia (I0>>, impiegata solo con presenza 67N): valore 140 % della corrente di guasto monofase a terra comunicata dal Distributore; tempo di estinzione del guasto: 170 ms.
- Reti a neutro compensato:
- seconda soglia (I0>>, sempre presente anche con 67N): 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).
In alternativa alle regolazioni sopra esposte, per gli utenti di reti a neutro compensato che non necessitano della protezione 67N, può essere impiegata la sola soglia I0>, con le seguenti regolazioni: valore 2 A; tempo di estinzione del guasto: 170 ms.
Nell’art. 8.5.12.4 è stata introdotta la seguente precisazione. Sia nel caso di relè di minima tensione o lancio corrente con data logger, i circuiti di comando relativi a PG e DG, il PG e l’eventuale data logger devono essere alimentati dalla medesima tensione ausiliaria, la cui disponibilità deve essere garantita da un Ups o batterie in tampone per almeno un’ora.
Per quanto riguarda l’Allegato B, punto B1 è stato praticamente riscritto tutto il protocollo delle prove da condursi sul complesso DG+PG degli impianti esistenti e da allegarsi alla DA.
Proroga, per disposizione dell’Aeeg, al 1-04-09 dell’entrata in vigore delle prescrizioni relative ai sotto indicati aspetti, mantenendo validi, sino alla predetta data, i corrispondenti presenti nell’ambito delle regole tecniche autonomamente adottate dalle singole imprese distributrici, relativamente alle caratteristiche del Spg (Allegato D):
- protezione di massima corrente di fase con disponibilità della prima soglia dedicata alla
- rilevazione degli eventi di sovraccarico a tempo inverso, indicata come I>;
- protezione contro i guasti a terra con due soglie di intervento;
- prove di tipo funzionale al guasto a terra intermittente.
La proroga è stata richiesta dall’associazione dei costruttori delle protezioni per l’impossibilità di rendere disponibili sul mercato le apparecchiature con le caratteristiche richieste.
Allegato B alla delibera Arg/elt 33/08
Si applica unicamente agli utenti esistenti alla data del 16-11-2006 per le ragioni esposte nell’ultimo paragrafo del presente articolo. Di seguito si riportano e si illustrano le varianti più significative.
Modifica dell’art. 11, comma 3, con il seguente: “Il rispetto dei requisiti tecnici di cui ai precedenti articoli 7, 8, 9 e 10 è verificabile dalle imprese distributrici attraverso la realizzazione di opportuni controlli.” Con esso, come era ovvio, la possibilità di controlli da parte dei Distributori si estende anche ai casi di applicazione parziale della norma Cei 0-16 previsti per la generalità degli utenti (art. 7) e agli utenti attivi (art. 8). I controlli possono essere effettuati anche nei confronti degli utenti non tenuti all’invio della dichiarazione di adeguatezza (nuovi utenti che godono della presunzione di conformità dei loro impianti alla norma Cei 0-16 e utenti, con potenza >400 kW finali, che a seguito del cambio dello stato del neutro comunicano solamente la conformità delle protezioni).
È stato inserito il nuovo art. 11, comma 7. L’adeguamento a quanto richiesto agli articoli 7 e 8 comporta, per gli utenti che abbiano già inviato una DA, l’invio di un’ulteriore DA (a cura dei soggetti previsti dal d.m. 37/08). In caso di controlli con esito negativo viene revocata la validità della DA dal 1° gennaio dell’anno in cui è effettuato il controllo e fino all’invio della nuova DA si applica il CtsM.
Precisato, con il nuovo art. 11, comma 8, che a fronte del cambiamento dello stato del neutro (utenti con potenza > 400 kW finali), l’utente fornisce conferma scritta della conformità delle protezioni ai punti A 2.1, A 2.2 e A 3 del nuovo Allegato C ed eventualmente alla prova 3 del punto B1 dell’Allegato B alla norma Cei 0-16. A questo riguardo si deve sottolineare che in difetto della possibilità d’implementare le protezioni esistenti con la seconda soglia (67 S2) della funzione 67N (direzionale di terra per il funzionamento a NC) scatta comunque la penalità del Cts anche se la rete pubblica d’alimentazione non è ancora esercita a neutro compensato. Allorché viene notificato dal distributore il cambiamento dello stato del neutro, l’utente ha sei mesi di tempi per provvedervi. Trascorsi detto termine se non è inviata la DA diventa automatica l’applicazione del CtsM. Al riguardo la figura 3 riporta il diagramma di flusso degli adempimenti che incombono in presenza del cambiamento del regime d’esercizio del neutro della rete Mt del Distributore. Abrogato, infine, l’art. 11, comma 6.
Allegato C alla delibera Arg/elt 33/08
Modificato il punto A 2.1, primo alinea: ” possibilità di implementare le regolazioni e le funzioni richieste dalla presente Norma, in particolare, 50 (I>>>), 51 (I>> e, se richiesta, I>) e 51N1 (I0>) (eventualmente anche 51N2-I0>> e 67N a seconda dello stato del neutro e dell’estensione della rete sottesa)”. In tal senso è chiarito che la protezione della protezione di massima corrente deve essere sempre a tre soglie e che la prima è da attivare solamente in caso di specifica richiesta del Distributore. Nelle formulazioni dei punti A 2.2 e A. 3 si rimanda al nuovo protocollo delle prove di cui al punto B1 dell’Allegato B alla norma Cei 0-16.
È stato modificato il modulo fac.simile della DA come riportato nell’Allegato.
Viene fornita la precisazione delle prove che sono necessarie nei casi d’istallazione ex-novo di una PG ovvero di una PG+DG conformi alla norma Cei 0-16.
D’ora in poi anche gli utenti sotto i limiti di potenza che comportano i requisiti semplificati che dispongono di un DG costituito da un interruttore automatico, devono indicare di aver regolato la taratura di terza soglia per corto circuito (I>>>) in conformità alla comunicazione ricevuta dal distributore.
Gli utenti non rientranti nei limiti per i quali sono previsti i requisiti semplificati devono indicare la:
- presenza della sola protezione 51N (giustificata da una lunghezza complessiva dei cavi minore di quella limite);
- potenza complessiva contemporaneamente energizzabile;
- potenza complessiva dei trasformatori in parallelo (quest’ultime due diventano oggetto di adeguamento, rispetto alle potenze massime indicate nella norma Cei 0-16, se le installazioni sono intervenute successivamente al 1-09-08);
- indicazione dei nuovi soggetti abilitati alla firma della DA in base al d.m. 37/08.
Le prove da condurre per dimostrare l’adeguatezza del Spg esistente o nel caso della sua completa sostituzione o a valle della comunicazione del mutamento dello stato del neutro in presenza della protezione direzionale di terra, sono (vedasi Allegato B della norma Cei 0-16 e Allegato C alla delibera Arg/elt 33/08 così come modificata dalla delibera Arg/elt 119/08).
- Prova 1; relè 50. Applicazione di un segnale di corrente pari a 1,2 volte il valore della soglia di massima corrente I>>> comunicata dal Distributore (riportato al secondario dei TA di fase). È previsto lo scatto istantaneo all’ingresso amperometrico di fase del relé, e rilievo dell’istante di applicazione del segnale medesimo mediante opportuno strumento di misura. La durata del segnale da applicare è di 100 ms.
- Prova 2; relè 51N. Applicazione di un segnale di corrente pari a 1,2 volte il valore della soglia di massima corrente omopolare Io> comunicata dal Distributore (riportato al secondario dei TO) all’ingresso amperometrico omopolare del relé. Rilievo dell’istante di applicazione del segnale medesimo mediante opportuno strumento di misura. La durata del segnale da applicare è di 100 ms. La prova deve essere ripetuta con il valore di Io>> comunicato dal Distributore.
- Prova 3; relè 67N. Per la protezione direzionale di terra vanno iniettati i segnali di tensione e corrente omopolare e relativo angolo di sfasamento con valori riportati nella tabella A dell’Allegato B alla ed. II della norma CEI 0-16. Nella stessa tabella sono riportati i valori di taratura del relè. Qualora il regime sia a NC devono essere effettuate anche le prove previste per il NI.
Le prove 1, 2 (ed eventualmente 3) si ritengono superate qualora vengano effettuate tre interruzioni (manovre) consecutive in tempi inferiori a 200 ms (inteso come tempo complessivo intercorrente tra l’applicazione del segnale in ingresso ai circuiti amperometrici del relé 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 con tensione sul circuito principale. La precisione nella misura del tempo deve essere inferiore o pari a 1 ms e deve essere in grado di produrre un rapporto di prova cartaceo. Nel caso che le prove siano condotte con la cabina in esercizio devono essere adottate le misure di sicurezza contro il rischio elettrico previste dalle schede metodo di lavoro e procedure di sicurezza del Piano della sicurezza aziendale, con particolare riferimento alla messa e mantenimento in corto circuito dei secondari dei TA. Nel report di prova, a firma dei soggetti abilitati all’emissione della DA, deve essere indicato la marca e il modello dello strumento utilizzato per l’iniezione, la regolazione dei segnali di guasto e la rilevazione dei tempi d’intervento della protezione (figura 4)
Allegato A alla Delibera n. 333/08
A seguito dell’entrata in vigore del d.m. 37/08, con la conseguente abrogazione della L. n. 46/90 e del d.p.r. 447/91, è stato sostituito l’art. 36, comma 4, nel seguente modo. La dichiarazione di adeguatezza deve essere effettuata, con oneri a carico del cliente o altra utenza, da uno dei soggetti sotto indicati:
- responsabile tecnico da almeno cinque anni di imprese installatrici abilitate ai sensi dell'art. 3 del decreto 22 gennaio 2008, n. 37 per gli impianti di cui all'art. 1, comma 2, lettera a), del decreto stesso, ovvero
- professionista iscritto all'albo professionale per le specifiche competenze tecniche richieste, e che ha esercitato la professione per almeno cinque anni nel settore impiantistico elettrico, ovvero
- responsabile dell'ufficio tecnico interno dell'impresa non installatrice, in cui la cabina è installata, se in possesso dei requisiti tecnico professionali di cui all'art. 4 del decreto 22 gennaio 2008, n. 37 per gli impianti di cui all'art. 1, comma 2, lettera a) del decreto stesso.
Aspetti riguardanti la compilazione della DA e i controlli previsti
Gli utenti nuovi (sono considerati tali quelli che hanno fatto richiesta di connessione dopo il 16-11-06, data di entrata in vigore della delibera n. 246/06 con quale per la prima volta si stabiliva che per le nuove connessioni non doveva essere inviata la DA), in linea generale non devono inviare la DA anche se incorrono nelle variazioni e situazioni previste dall’Aeeg per l’applicazione parziale della norma Cei 0-16. È quindi dato per scontato che tali utenti potevano essere connessi solamente se i loro impianti rispondevano ai requisiti tecnici (verificabili dal distributore all’atto dell’accensione della fornitura) stabiliti dall’Aeeg.
La DA deve essere rinnovata in occasione di modifiche o sostituzioni del DG e/o della PG. Non deve essere invece inviata in casi di sostituzione dell’IMS o dell’Interruttore VOR (utenti con requisiti semplificati). In caso di modifica della taratura della PG a seguito di comunicazione del Distributore, l’utente fornisce la conferma scritta allo stesso di quanto richiesto. In tal caso non è previsto il rinnovo della DA. Al pari non occorre rinnovarla in caso di cambio di un componente della SPG con un altro delle stesse caratteristiche. Il rifacimento integrale della cabina non è considerato nuova connessione.
Gli utenti che hanno già inviato la DA e quelli connessi dopo il 16-11-06, ma prima del 01-09-08 (data di entrata in vigore della norma Cei 0-16), qualora ricevano la comunicazione del cambio dello stato del neutro devono fornire al Distributore una conferma scritta (in pratica a firma dei soggetti che hanno titolo per firmare la DA anche se l’obbligo è formalmente indirizzato all’utente) di rispondenza ai punti di cui alla specifica riportata nell’Allegato C, come modificato dalla Delibera ARG/elt 119/08, di seguito indicati:
- A. 2.3 per il relè;
- A. 2.3 per i trasformatori di protezione;
- A. 3 per le prove sulle protezioni compresa la prova 3 qualora si sia resa necessaria l’attivazione della funzione 67N.
Non è per altro è specificato in quali penalizzazioni incorre l’utente se non ottempera all’invio della suddetta conferma.
Fino al 31-12-08 può essere utilizzato il fac-simile di DA riportato nell’Allegato C alla delibera Arg/elt 33/08.
Nel caso di utente con i requisiti semplificati e presenza di un interruttore automatico la sola regolazione da riportare è quella relativa alla protezione da cortocircuito, soglia I>>>.
Per quanto riguarda i trasformatori i limiti di potenza stabiliti dalla RTC si applicano solamente per quelli aggiunti dopo il 01-09-08.
I controlli da parte del distributore possono riguardare anche gli utenti che non hanno inviato la DA e attengono la rispondenza agli articoli 7 (generalità degli utenti), 8 (utenti attivi), 9 (utenti con potenza disponibile non superiore a 400 kW) e 10 (utenti con potenza disponibile superiore a 400 kW). Se a seguito di un controllo agli utenti che hanno già inviato la DA questi risultano non conformi alle disposizioni di cui all’artt. 7 e 8, il conseguente adeguamento deve essere comunicato al Distributore a firma dei soggetti abilitati alla firma della DA. Nelle more il Distributore applica il CTSM.
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