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  1. Nuova Guida CEI 82-25
  2. Impianti fotovoltaici – Guida CEI 82-25
  3. Storie Digitali
  4. Fotovoltaico: variante V2 alla Guida CEI 82-25 in inchiesta pubblica
  5. Altri articoli simili

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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Più letti. Documenti Legislazione D. Documenti Legislazione DM. Gli impianti fotovoltaici non rientrano fra le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi ai sensi del D.

L'installazione di un impianto fotovoltaico a servizio di un'attività soggetta ai controlli di prevenzione incendi richiede gli adempimenti previsti dal comma 6 dell'art.

Si evidenzia che ai sensi del D.

Verifica di Continuità e Resistenza di Isolamento. Collaudo di un intero impianto fotovoltaico. Misura delle perdite globali del sistema fotovoltaico. Registrazione andamento di tensione, frequenza, potenza, spike e malfunzionamenti di rete su impianto FV. Descrizione del problema e metodi di esame dei moduli fotovoltaici. Analisi in Elettroluminescenza EL di moduli, stringhe e interi impianti fotovoltaici direttamente in campo. Si esegue termografia con Drone in alta risoluzione.

Generazione planimetria moduli fotovoltaici difettosi con Hot-Spot. Calcolatore PID online. Per eseguire una prima verifica sulla presenza di PID nei propri moduli fotovoltaici. Come indicato nello schema generale di Figura Il DG interviene per guasto dell impianto dell Utente.

Nuova Guida CEI 82-25

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. 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.

Impianti fotovoltaici – Guida CEI 82-25

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. Se l impianto fotovoltaico è realizzato con inverter monofase fino a 10 kw, secondo la Norma CEI Art della Variante 2 Foglio di interpretazione F1 è possibile utilizzare SPI integrati nell inverter.

In tal caso, è necessario che sia presente un dispositivo di manovra, interruzione e sezionamento conforme alle relative Norme di prodotto. Tale dispositivo deve essere costituito da un contattore onnipolare con bobina alimentata dalla tensione, lato rete, che funge anche da protezione di rincalzo. È possibile impiegare tale soluzione per potenze di produzione complessive non superiori a 10 kw per fase vedi Fig. Pertanto è previsto un imminente aggiornamento della CEI su questo tema, con conseguente necessità di rivedere gli schemi elettrici nelle figure È comunque necessario che, fra la generazione e la rete di distribuzione, siano sempre presenti due interruttori in serie tra loro o, in alternativa, un interruttore ed un contattore.

Storie Digitali

Squilibrio È possibile utilizzare inverter monofasi purché lo squilibrio massimo fra le fasi non sia superiore a 10 kw. Protezione di massima tensione omopolare 59N Nonostante gli inverter utilizzati negli impianti fotovoltaici oggetto di questa Guida siano progettati per funzionare come generatori di corrente, e non come generatori di tensione, in questi impianti di generazione, secondo quanto indicato nella deliberazione AEEG n.

In tali schemi il posizionamento del contatore dell energia prodotta E3 non è esaustivo di tutti i casi possibili.

Differenti posizionamenti del contatore dell energia prodotta E3 sono possibili in funzione di eventuali esigenze impiantistiche derivanti da: utilizzo di trasformatori esterni all inverter posizionamento dei vari inverter che costituiscono il gruppo di conversione c.

NOTA Si richiama l attenzione anche sul fatto che in tali schemi che secondo le indicazioni dell Allegato A70 di Terna è necessario prevedere l installazione della Protezione di massima tensione omopolare 59N.

Pertanto gli schemi in figura andranno modificati tenendo conto delle peculiarità dell impianto di connessione alla rete del Distributore Verifica del sistema di protezione di interfaccia e dell inverter La verifica del sistema di protezione di interfaccia e le prove sugli inverter sono effettuate secondo quanto indicato nell Allegato E della Norma CEI. Scopo 3 2. Campo di applicazione. Trasporto strada.

Trasporto marittimo.

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Fotovoltaico: variante V2 alla Guida CEI 82-25 in inchiesta pubblica

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