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SCARICA GUIDA CEI 82-25

Posted on Author Goltitaxe Posted in Autisti


    Contents
  1. Impianti fotovoltaici – Guida CEI 82-25
  2. VARIANTE V2 ALLA GUIDA CEI 82-25:
  3. Nuova Guida CEI 82-25
  4. Storie Digitali

Sommario. La presente Variante 1 alla Guida CEI contiene gli aggiornamenti resi necessari dall'evoluzione normativa e legislativa. SITE - Fiera di Roma,11 Novembre 1. La nuova edizione della. Guida CEI Realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica. GUIDA. CEI Pagina iii. INDICE. 1 Oggetto e scopo. semiconduttore, date le modeste quantità in gioco e di scaricare questi. Download "VARIANTE V2 ALLA GUIDA CEI ". Errore: Download . Pertanto la norma CEI EN non si applica ai moduli a concentrazione solare.

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Impianti fotovoltaici – Guida CEI 82-25

NB La certificazione deve riguardare, almeno, la Produzione di moduli fotovoltaici. Il paragrafo 7.

La Norma CEI EN CEI Interruttori di manovra, sezionatori, interruttori di manovra-sezionatori e unità combinate con fusibili è applicabile per gli apparecchi in corrente continua utilizzati negli impianti fotovoltaici. La modifica della norma per adattarla alle esigenze degli impianti fotovoltaici è allo studio.

L articolo 10 viene modificato come di seguito indicato nelle parti contrassegnati con barra verticale sul lato sinistro.

VARIANTE V2 ALLA GUIDA CEI 82-25:

Tutti gli impianti di produzione ed i relativi macchinari ed apparecchiature devono essere progettati, costruiti ed eserciti per restare in parallelo anche in condizioni di emergenza e di ripristino di rete.

È indicata nel contratto vigente con il Distributore. Potenza in immissione richiesta è il valore della potenza in immissione complessivamente disponibile dopo gli interventi da effettuare senza che l utente sia disconnesso AEEG, Del.

NOTA Gli interventi da effettuare possono consistere sia in una nuova connessione che in un ampliamento.

NOTA Il termine complessivamente sta ad indicare che in caso di ampliamento dell'impianto, la potenza in immissione richiesta rappresenta la somma della potenza già disponibile in immissione e la potenza aggiuntiva richiesta in immissione La connessione alla rete NOTA Si evidenzia come le disposizioni legislative e la normativa in materia di connessione alla rete sono attualmente in rapida evoluzione.

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Pertanto di seguito si forniscono indicazioni solo sui punti che risultano più consolidati e che non è previsto che siano soggetti a cambiamento nel breve periodo. NOTA Si richiama l attenzione sul fatto che sebbene gli inverter grid-connected non siano progettati nè realizzati per alimentare un sistema elettrico isolato dalla rete par. Le soluzioni indicative per la connessione di un impianto fotovoltaico alla rete del Distributore dipendono dal numero delle fasi e dalla tensione della rete, oltre che dalle caratteristiche della rete stessa e dai carichi in essa presenti, come riepilogato in Tabella Tabella Come indicato nello schema generale di Figura Il DG interviene per guasto dell impianto dell Utente.

Le caratteristiche specifiche di questo dispositivo sono descritte nei successivi paragrafi in relazione al livello di tensione della rete a cui l impianto di generazione è connesso.

Dispositivo del Generatore DDG Il DDG è costituito da un apparecchiatura di manovra installata ai terminali di uscita di ciascun generatore dell impianto di produzione la cui apertura, comandata da un apposito sistema di protezione, determina la separazione del gruppo di generazione dalla rete, assicurando: l avviamento, l esercizio e l arresto dell impianto di produzione in condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti o di funzionamenti anomali del sistema di produzione; Le caratteristiche dei dispositivi sopraindicati sono illustrate nel successivo paragrafo , mentre la loro inserzione in impianti fotovoltaici connessi alla rete BT è indicata negli schemi elettrici generali dalla Figura Il DG, eventualmente costituito da più DGL, deve essere posto, nel caso più comune, immediatamente a valle del punto di connessione PdC e cavo di collegamento C di lunghezza trascurabile.

Figura Sia l interruttore che il contattore devono essere asserviti in apertura al Sistema di protezione di interfaccia SPI. Per impianti con più generatori, il dispositivo di interfaccia deve essere di norma unico e tale da escludere contemporaneamente tutti i generatori. In deroga a quanto richiesto al precedente capoverso, per impianti di potenza complessiva fino a 20 kw è ammesso che siano presenti fino a tre dispositivi di interfaccia distinti ciascuno con la propria PI, sprovvisti di funzionamento in OR.

Il ripristino del dispositivo di rincalzo deve avvenire solo manualmente. Per impianti indirettamente connessi alla rete del Distributore, qualora l inverter sia già dotato di un DDI interno di tipo elettromeccanico conforme a quanto indicato nel paragr è ammesso che questo assolva la funzione rincalzo al DDI purché in grado di ricevere il segnale di apertura ritardata proveniente dal SPI esterno Dispositivo del Generatore Secondo la CEI par , il Dispositivo di Generatore DDG deve essere in grado di interrompere le correnti di guasto fornite dal generatore stesso.

S1, media mobile su 10 min, in accordo a CEI EN Soglia di intervento intervento 13 Tempo di intervento tempo intercorrente tra l istante di inszio della condizione anomala rilevata dalla protezione e l emissione del comando di scatto 1,10 Vn 3 s Massima tensione S2 1,15 Vn 0,2 s Minima tensione Si evidenzia che in seguito alle protezione di cui sopra, non è richiesto l installazione di un trasformatore di separazione galvanica.

In caso di comandi manuali in loco ad esempio, per motivi di manutenzione ordinaria o straordinaria è possibile derogare alle disposizioni di ricollegamento relativamente all attesa dei s. Squilibrio permanente Per impianti trifasi realizzati con più unità monofasi, si ammette un installazione tale da avere un possibile squilibrio di potenza generata tra le fasi fino al LSP Limite allo Squilibrio Permanente.

Tale limite è inteso come la differenza tra la fase con potenza maggiore e quella con potenza minore. Squilibrio transitorio Qualora l installazione preveda, in qualsiasi condizione di esercizio, un possibile squilibrio superiore al valore di LSP, deve essere previsto un automatismo che riporti lo squilibrio di potenza ad un valore inferiore allo stesso LSP.

Nuova Guida CEI 82-25

L automatismo deve inoltre provvedere a scollegare l impianto dalla rete qualora la condizione di squilibrio persista: per un massimo di 30 minuti nel caso lo squilibrio sia compreso tra 6 kw e 10 kw. Qualora il Distributore abbia elevato il limite di potenza per la connessione monofase a 10 kw, questa condizione non deve essere attuata; per un massimo di 1 minuto nel caso lo squilibrio superi i 10 kw.

Il suddetto automatismo deve soddisfare i requisiti di prova riportati in A della norma CEI Comportamento nei transitori di frequenza Sono previste le seguenti prescrizioni: capacità di ridurre la potenza immessa in rete in risposta ad una variazione della frequenza del sistema al di sopra di una soglia predefinita regolazione della potenza in funzione della sovrafrequenza ; inserimento graduale della potenza immessa in rete in modo da minimizzare gli effetti sul sistema in caso di ripresa del servizio.

Comportamento nei transitori di tensione Sono previste le seguenti prescrizioni per impianti superiori a 6 kw: capacità dell impianto di produzione di rimanere connesso alla rete, secondo una curva tensione durata predefinita Low Voltage Fault Ride Through capability, LFVRT. NOTA L eventuale presenza di due sezionatori uno a monte e uno a valle del DDI è da considerare da parte dell utente in funzione delle necessità 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 un contattore combinato con fusibili conforme alla Norma CEI EN categoria AC-1 o AC-3 rispettivamente in assenza o presenza di carichi privilegiati fra l uscita in c.

Per impianti con più generatori, il Dispositivo di Interfaccia deve essere di norma unico in MT o in BT e tale da escludere contemporaneamente tutti i generatori. Qualora necessità impiantistiche lo imponessero, è ammesso l utilizzo di più protezioni di interfaccia al limite una per ogni singolo generatore.

Per non degradare l affidabilità del sistema, il comando di scatto di ciascuna protezione deve agire su tutti i DDI presenti in impianto, in modo che una condizione anomala rilevata anche da un solo SPI disconnetta tutti i generatori dalla rete. NOTA Tale requisito è richiesto al duplice scopo di: migliorare l affidabilità del sistema, a garanzia della rete del Distributore; consentire al produttore di rispettare le condizioni di funzionamento previste dalla Norma CEI , anche in caso di mancato intervento di uno o più sistemi di protezione associati ai singoli generatori.

In questo caso, le grandezze atte a determinare l intervento dalle protezioni di interfaccia sono misurate sulla linea a bassa tensione. Calcolatore PID online. Per eseguire una prima verifica sulla presenza di PID nei propri moduli fotovoltaici. Il collaudo dell'impianto fotovoltaico risulta essere necessario periodicamente, a fronte di sostituzioni di componenti dell'impianto, quali moduli fotovoltaici, inverter, cablaggi ecc.

Il collaudo avviene con strumentazione altamente professionale e in accordo alla Guida CEI Le operazioni di collaudo consistono prevalentemente in:. L'apparecchio di prova deve fornire la tensione indicata nella tabella A, quando eroga una corrente di 1 mA.

La misura deve essere effettuata tra l'impianto collegando insieme tutti i conduttori attivi ed il circuito di terra; è raccomandata, per quanto praticamente possibile, la misura della resistenza d'isolamento tra i conduttori attivi. Durante la misura gli apparecchi utilizzatori devono essere disinseriti. I valori minimi ammessi sono quelli previsti dalla Norma CEI Prima di eseguire le verifiche tecnico-funzionali è consigliabile verificare:.

Le tipologie di misure che si possono effettuare per la verifica sono sostanzialmente di tre diversi tipi:. Vengono di seguito esposti, a titolo illustrativo, i risultati di misura reali ottenuti su un piccolo impianto fotovoltaico della potenza di 5,0 kWp formato da n.

Questa perdita di isolamento, dovuta a una non corretta posa e protezione meccanica dei cavi DC comportava un malfunzionamento dello stesso inverter che misurava uno scarso isolamento DC sulle due stringhe in ingresso.

Storie Digitali

S i nota una Resistenza di isolamento maggiore ai MOhm ai poli positivo e negativo del modulo fotovoltaico. Una tensione pari a 0V tra i poli P positivo del modulo e E riferimento di terra della prova.

E una tensione di 34V tra i poli PN. La tensione di prova reale risulta essere di V. Tensione tra i poli P ed E di -4V sull'intera stringa di 10 moduli. Tensione di V tra i poli PN. Quindi anche considerando l'intera stringa fotovoltaica è stata rilevata una buona resistenza di isolamento del campo fotovoltaico. Tensione tra i poli P ed E di V stringa 1 e V stringa 2.

Tensione di V e V tra i poli PN delle due stringhe. La tensione di prova reale risulta essere di V e V.


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