Rinnovabili in rete: stabilità e misure

L'integrazione in rete delle energie rinnovabili è l'ingegneria che consente a eolico, solare e accumulo di connettersi alla rete senza superare un limite di tensione, frequenza, livello di guasto o protezione in un altro punto della rete. Oltre ai limiti di tensione locali, le rinnovabili modificano la stabilità della rete in quattro modi. Gli impianti eolici e fotovoltaici si collegano tramite inverter: non apportano inerzia rotante e la frequenza scende più in fretta dopo lo scatto di un generatore. La loro corrente di guasto resta vicina alla corrente nominale, e questo indebolisce la tensione nei nodi lontani. La loro produzione segue il meteo, quindi altri impianti, accumuli o carichi devono bilanciarla. Infine, una stessa impostazione di protezione ripetuta su molti piccoli impianti può trasformare un solo guasto in una grande perdita di generazione. Previsioni, potenziamento della rete, batterie, domanda flessibile, compensatori sincroni, convertitori grid-forming e protezioni coordinate risolvono ciascuno una parte del problema, come spiegano le sezioni seguenti.

Un parco solare da 2 MW su una linea di distribuzione rurale da 11 kV può soddisfare le previsioni di rendimento annuale e comunque perdere produzione in ogni limpida giornata estiva. A mezzogiorno la sua esportazione aumenta la tensione della linea verso il limite superiore e il controllore dell'impianto la riduce per rimanere all'interno della sua offerta di connessione. Il 9 agosto 2019 un confine simile è venuto meno su scala di sistema in Gran Bretagna. Circa 500 MW di piccola generazione embedded sono stati disconnessi dalla propria protezione contro la perdita di rete durante un guasto di trasmissione e hanno contribuito a ridurre la frequenza a 48,8 Hz.

In entrambi i casi ciascun impianto ha fatto ciò che le sue impostazioni gli imponevano di fare. Il problema è apparso al limite: un limite di tensione della linea nel primo caso, un'impostazione di protezione ripetuta su più siti nel secondo. Questa guida copre la fisica dietro tali confini, le misure che affrontano ciascuno di essi e ciò che un sito rinnovabile dovrebbe misurare alla sua connessione. Per un progetto reale, il contratto di connessione, il codice di rete e qualsiasi contratto di servizio stabiliscono i requisiti. Leggili prima.

Come le rinnovabili influiscono sulla stabilità della rete e le soluzioni

Cosa comprende l'integrazione della rete di energia rinnovabile

L’Agenzia internazionale per l’energia classifica i sistemi energetici in sei fasi di integrazione eolica e solare. Nella fase 1, l’energia eolica e solare non hanno effetti significativi a livello di sistema. Nella fase 6, l’approvvigionamento proviene quasi interamente da loro. Il bilancio dell’IEA per il 2024 prevede che quasi due terzi dell’energia eolica e solare aggiunta nel 2030 si collegheranno nei sistemi nelle fasi da 1 a 3. In questo caso, una migliore previsione e dispacciamento, il rafforzamento della rete e la flessibilità della domanda industriale possono fare molto. I sistemi che già funzionano con quote istantanee elevate incontrano prima i problemi di stabilità. L’Irlanda è una di queste: EirGrid e SONI gestiscono il sistema elettrico dell’intera isola d’Irlanda con System Non-Synchronous Penetration (SNSP) fino al 75%, la quota di energia che passa attraverso i convertitori in qualsiasi istante.

Le righe interagiscono, ma una correzione per una riga raramente ne risolve un'altra. Una batteria può alleviare i vincoli sulle esportazioni e lasciare intatto il problema della potenza di cortocircuito. Un monitor che registra un'escursione di tensione con una risoluzione di 20 ms non la cancella.

Aumento della tensione e capacità della rete

Le reti di distribuzione sono state progettate affinché l'energia fluisca in una direzione, dalla sottostazione primaria al carico. L'esportazione inverte la caduta di tensione lungo la linea di distribuzione. Una prima stima del rialzo nel punto di connessione è:

ΔV / V ≈ (P × R + Q × X) / V²

P e Q rappresentano l'esportazione attiva e reattiva dell'impianto (Q è negativo quando l'impianto assorbe potenza reattiva). R e X sono la resistenza e la reattanza della rete fino alla sorgente e V è la tensione concatenata.

Prendiamo un impianto da 2 MW con fattore di potenza unitario su una linea di distribuzione da 11 kV con R = 1,5 Ω e X = 1,2 Ω fino alla sottostazione. L'aumento è (2 × 10⁶ × 1,5) ÷ (11 × 10³)² = 2,5%. Ora fai funzionare gli inverter con un fattore di potenza 0,95, assorbendo potenza reattiva. Q = −0,66 Mvar, quindi il termine reattivo è −0,66 × 10⁶ × 1,2 ÷ (11 × 10³)² = −0,65%. L'aumento netto scende a circa l'1,8%.

L'assorbimento reattivo recupera qui solo un quarto dell'aumento, perché R è maggiore di X su questa linea di distribuzione. In un circuito di trasmissione, dove X è molte volte R, lo stesso fattore di potenza compensa una quota molto maggiore dell’aumento di tensione. L'assorbimento utilizza anche la capacità dell'inverter. Con un fattore di potenza di 0,95 l'impianto necessita di 2,1 MVA, quindi una flotta di inverter da 2 MVA deve ridurre la potenza attiva a 1,9 MW. Il calcolatore di kW, kVA, kvar e fattore di potenza mette in relazione P, Q, S e il fattore di potenza per un punto di funzionamento.

Uno studio di connessione aggiunge le condizioni che stabiliscono il limite reale: domanda minima alla massima generazione, comportamento del variatore sotto carico con flusso di potenza inverso, configurazioni con elementi fuori servizio e ogni altro progetto sulla stessa linea. La stessa aritmetica della capacità si applica nella direzione dell'importazione. Il calcolatore della capacità di ricarica dei veicoli elettrici controlla la quantità di ricarica che un sito può eseguire entro il suo limite di importazione, intervallo per intervallo.

Frequenza, inerzia e perdita di rete

La frequenza è comune a tutta l'area sincrona e si muove con l'equilibrio tra generazione e domanda. In Gran Bretagna l'operatore del sistema deve mantenerla tra 49,5 e 50,5 Hz e normalmente la mantiene tra 49,8 e 50,2 Hz.

Nei primi istanti dopo un'improvvisa perdita di generazione, solo l'energia cinetica delle macchine rotanti resiste al cambiamento. Il tasso iniziale di variazione della frequenza (RoCoF) è approssimativamente:

RoCoF = ΔP × f₀ / (2 × Eₖ)

ΔP è la potenza persa in MW, f₀ è 50 Hz ed Eₖ è l'energia cinetica immagazzinata nelle macchine sincronizzate, in MW·s. Un generatore sincrono immagazzina da 2 a 10 secondi circa della propria potenza (la sua costante di inerzia, H). Un inverter FV non ne immagazzina affatto. Per un sistema da 150.000 MW·s, una perdita di 1.000 MW dà 1.000 × 50 ÷ (2 × 150.000) = 0,17 Hz/s. Con metà della generazione sincrona in servizio la stessa perdita dà 0,33 Hz/s.

Ciò è importante perché anche la protezione contro la perdita di rete della generazione embedded misura il RoCoF. Il 9 agosto 2019, un fulmine su una linea di trasmissione ha dato inizio a questa sequenza:

1. Circa 150 MW di generazione embedded sono stati sganciati dalla protezione a salto vettoriale quando si è verificato il guasto.
2. Il parco eolico offshore di Hornsea One ha perso 737 MW e la turbina a vapore di Little Barford è intervenuta a 244 MW.
3. La caduta della frequenza ha fatto scattare altri 350 MW di generazione embedded la cui protezione RoCoF era impostata a 0,125 Hz/s.
4. La perdita totale ha raggiunto 1.481 MW. Il gestore del sistema manteneva una riserva di 1.000 MW, pari alla maggiore immissione singola dell'epoca.
5. Una turbina a gas di Little Barford è poi intervenuta a 210 MW. La frequenza è scesa a 48,8 Hz e il distacco dei carichi per sottofrequenza ha rimosso 931 MW di domanda, circa 1,1 milioni di clienti.

La risposta del Regno Unito è stata il programma Accelerated Loss of Mains Change. Laddove viene utilizzata la protezione RoCoF per la perdita di rete, l'impostazione è ora 1 Hz/s con un ritardo temporale definito di 500 ms e la protezione a salto vettoriale deve essere rimossa. Il requisito è diventato obbligatorio il 1° settembre 2022. L'Irlanda utilizza lo stesso valore dal lato del sistema: da maggio 2023, EirGrid e SONI operano secondo un limite RoCoF permanente di ±1 Hz/s.

Dopo l'inerzia, subentrano i servizi di risposta in frequenza. I loro tempi differiscono per un ordine di grandezza:

Un inverter a batteria può modificare la potenza in una frazione di secondo, ma solo dall'headroom che già mantiene e solo dopo aver misurato la variazione di frequenza. Testare l'intera catena dall'ingresso della frequenza alla variazione di potenza misurata nel punto di connessione. La guida alla risposta dinamica copre i servizi GB, mentre la guida FCAS copre le regole australiane di misurazione e verifica.

Classi di stabilità per sistemi dominati da convertitori

La classificazione IEEE/CIGRE del 2004 prevedeva tre classi: angolo del rotore, stabilità della tensione e della frequenza. Il rapporto IEEE PES TR-77 (2020) le mantiene e aggiunge due classi per i sistemi con un'ampia quota di elettronica di potenza:

• La Stabilità della risonanza copre le oscillazioni derivanti dallo scambio di energia tra linee compensate in serie e alberi di turbogeneratori (risonanza torsionale), o tra compensazione in serie e controlli elettrici del generatore, come quelli delle turbine eoliche doppiamente alimentate (risonanza elettrica).
• Stabilità guidata dal convertitore copre le interazioni tra i circuiti di controllo del convertitore, la rete e altri convertitori. Il rapporto separa le interazioni veloci con la dinamica elettromagnetica della rete dalle interazioni lente con la sua dinamica elettromeccanica.

Nominare la classe, il disturbo e la scala temporale nell'ambito dello studio. Il collasso lento della tensione può essere studiato con modelli di fasori RMS. Un'interazione di controllo tra due convertitori di solito necessita di modelli transitori elettromagnetici (EMT) di entrambi.

Forza del sistema

Il rapporto di cortocircuito (SCR) è la solita prima verifica. SCR è il livello di guasto trifase al punto di connessione in MVA diviso per la potenza dell'impianto in MW. Un impianto da 50 MW su un nodo da 33 kV con un livello di guasto di 150 MVA ha un SCR pari a 3. Più basso è l'SCR, più la tensione del punto di connessione si sposta per una data variazione della corrente iniettata e più difficile è per un inverter che segue la rete inseguire quella tensione.

Le linee guida del NERC sui sistemi con bassa potenza di cortocircuito avverte che il semplice SCR è ottimistico quando diversi impianti si connettono vicini, perché interagiscono. Descrive l'SCR ponderato (WSCR) e l'SCR composito per quel caso. ERCOT ha utilizzato studi EMT dettagliati in PSCAD per fissare una soglia WSCR di 1,5 per la sua regione di Panhandle. Al di sotto di tale valore, sono necessari modelli più dettagliati. I rimedi più comuni sono compensatori sincroni, convertitori grid-forming e rinforzo della rete.

Inverter grid-following e grid-forming

Un inverter che segue la rete misura la tensione di rete con un anello ad aggancio di fase e inietta una corrente controllata. Un inverter che forma la rete imposta la propria ampiezza e fase di tensione e la corrente scorre in risposta alla rete, come in una macchina sincrona. Entrambi condividono lo stesso limite del semiconduttore. I controlli di un convertitore mantengono la corrente di guasto vicino al valore nominale, mentre una macchina sincrona fornisce diverse volte la sua corrente nominale per i primi cicli di guasto. Quando i convertitori sostituiscono le macchine, controllare qualsiasi protezione che si basa sulla corrente di guasto per funzionare. La roadmap NREL sugli inverter grid-forming definisce le domande aperte, compreso il comportamento al limite di corrente e nei sistemi con molte unità che formano la rete.

Ride-through, protezione e comportamento durante i disturbi

I codici di connessione specificano il ride-through come un inviluppo tensione-tempo. L'impianto deve rimanere collegato finché la tensione rimane al suo interno. IEEE 1547-2018 definisce tre categorie di prestazioni anomale (I, II e III) per le risorse distribuite in Nord America. In Europa, il codice di rete RfG (regolamento 2016/631) stabilisce i requisiti per tipo di generatore, da A a D. In Gran Bretagna, G99 fissa i limiti di tipologia a 1, 10 e 50 MW per le connessioni inferiori a 110 kV.

Due eventi mostrano dove le impostazioni ride-through falliscono. Il 28 settembre 2016, le tempeste hanno abbattuto tre linee di trasmissione nell'Australia meridionale. Cinque guasti in 87 secondi hanno causato sei cadute di tensione. Il rapporto finale dell'AEMO ha rilevato che otto dei nove parchi eolici interessati disponevano di una protezione delle turbine che consentiva solo un numero preimpostato di cali di tensione in due minuti. Le turbine superavano ogni singolo calo, quindi riducevano la produzione quando il conteggio veniva superato. Una riduzione prolungata di 456 MW si è verificata in meno di sette secondi. Circa 700 ms dopo, l'importazione sull'interconnettore Heywood da Victoria è aumentata abbastanza da attivare uno schema di protezione speciale, che ha fatto scattare l'interconnettore. È seguito il blackout dell’intero Stato.

Il secondo evento riguarda il lato della domanda. L'8 maggio 2025, un guasto transitorio remoto sul sistema dell'intera isola ha causato un'immediata riduzione di 387 MW della domanda dei data center, il 52% del carico totale dei data center in quel momento. EirGrid e SONI riferiscono che la generazione si riprende dopo un tale guasto mentre parte della domanda rimane disconnessa, quindi la frequenza aumenta. Con la perdita anche dell’esportazione di HVDC, lo squilibrio potrebbe superare i 1.150 MW. I TSO hanno mantenuto la soglia d’inerzia al di sopra del livello pianificato e hanno sospeso la sperimentazione dell’SNSP all’80%. Stanno anche preparando una modifica del Codice di Rete che dia ai grandi impianti di consumo un profilo di ride-through tensione-tempo.

Protezione e ride-through tirano in direzioni opposte. Lo scatto precoce aggrava un evento di sistema, come dimostrano entrambi gli eventi. Uno scatto tardivo può danneggiare le apparecchiature o mantenere sotto tensione un'isola. Lo studio sulla protezione stabilisce l'equilibrio e la messa in servizio deve dimostrare che il relè presenta le impostazioni approvate.

Soluzioni per la stabilità della rete e cosa risolve ciascuna

Accumulo di batterie per l'integrazione nella rete

Una batteria ha due vincoli contemporaneamente: una potenza nominale e una riserva di energia. Consideriamo una batteria da 10 MW/20 MWh con contratto per 10 MW di contenimento dinamico in entrambe le direzioni. NESO prevede per il servizio un’erogazione sostenuta fino a 15 minuti. La batteria deve quindi contenere 10 MW × 0,25 h = 2,5 MWh disponibili per la scarica e 2,5 MWh di spazio per la ricarica. La sua energia immagazzinata deve rimanere tra 2,5 e 17,5 MWh, prima di tenere conto delle perdite del ciclo di carica e scarica, della finestra di energia utilizzabile del produttore e di qualsiasi margine aggiunto dal fornitore. Tutti i 10 MW di potenza sono impegnati, quindi in quelle ore non rimane nulla per gli scambi sul mercato all’ingrosso. Per combinare più servizi, l’operatore divide i megawatt tra loro, e ogni servizio poi rivendica la propria quota di energia.

Il sistema di gestione della batteria controlla lo stato di carica, la temperatura della cella e i limiti di sicurezza. Un contatore CA indipendente sul collegamento della batteria verifica la potenza e l'energia in ciascuna direzione. Non può ricostruire lo stato della cella o dimostrare che la batteria è sicura. La guida alla risposta alla domanda della batteria mostra come registrare la disponibilità, la risposta richiesta e ottenuta, i dati obsoleti e il ritiro dal servizio al confine del sito.

Gestione della domanda e centrali elettriche virtuali

La domanda flessibile può ridurre il consumo in periodi di scarsità o congestione e aumentarlo durante un surplus rinnovabile. Un aggregatore o una centrale elettrica virtuale coordina molti di questi asset e ogni asset necessita di queste risposte scritte:

1. Cosa può essere controllato e quale processo o limite di sicurezza ha sempre la priorità.
2. L'aumento o la riduzione attualmente disponibile e per quanto tempo può essere sostenuto.
3. La ripresa dopo l'evento.
4. Chi può impartire un comando e come viene autenticato il comando.
5. Cosa fa la risorsa quando le comunicazioni o le misurazioni diventano obsolete.
6. Quale misuratore e linea di base stabiliscono le prestazioni.

Una richiesta, una conferma e la risposta netta nel punto di connessione sono tre record diversi. Il calcolatore degli eventi di risposta alla domanda confronta la potenza degli eventi e di rimbalzo con le rispettive linee di base, intervallo per intervallo. La pagina Demand Response e VPP descrive l'architettura più ampia.

Livelli di controllo e misurazione del sito

Solo i primi tre strati agiscono sull’impianto abbastanza velocemente da avere importanza durante un disturbo. Un gateway non è un dispositivo di protezione e una piattaforma cloud non è un controllore dell'impianto. La guida all'architettura SCADA spiega come la telemetria, l'autorità di controllo, gli allarmi e gli interblocchi di sicurezza rimangono separati.

Punti dati e intervalli per un sito rinnovabile

Il contratto di connessione e la questione operativa determinano l'elenco dei punti. Un elenco tipico nel punto di connessione e in ciascun gruppo di generazione o di accumulo prevede:

• tensione e corrente su ciascuna fase;
• potenza attiva, reattiva e apparente, con convenzione di segno scritta;
• energia importata ed esportata in registri cumulativi separati;
• frequenza;
• stati dell'impianto, dell'inverter, dell'interruttore e del controllore;
• setpoint di potenza attiva e reattiva e sistema che li ha emessi;
• segnalazioni di limitazione della produzione, allarmi e indicazioni di protezione;
• stato di carica e limiti della batteria, letti dal sistema di gestione della batteria; e
• un timestamp di origine, una marca temporale di ricezione e un flag di dato obsoleto su ogni valore.

Annotare separatamente ogni ritardo nella catena. Prendi una batteria contrattata per il contenimento dinamico, che deve raggiungere la piena erogazione entro 1 s. Supponi che l'anello di controllo passi attraverso una piattaforma cloud: un campione di contatore di 1 s, una lettura del gateway di 1 s, un intervallo di pubblicazione di 5 s e 2 s di elaborazione della piattaforma. L'anello ha già consumato 9 s prima che un comando lasci la piattaforma. La risposta deve essere calcolata in sito dalla frequenza locale e la telemetria riporta successivamente cosa è successo.

Riconciliazione del punto di connessione

Usa ovunque un'unica convenzione di segno: importazione positiva, esportazione negativa. Quindi domanda del sito = produzione FV + potenza del punto di connessione.

Alle 12:30 in una giornata limpida, il contatore fotovoltaico indipendente legge 820 kW e il contatore del punto di connessione legge −310 kW. La domanda del sito è 820 − 310 = 510 kW. I registri propri degli inverter ammontano a 842 kW. La differenza di 22 kW (2,7%) potrebbe riflettere perdite nei cavi e nel trasformatore tra i terminali degli inverter e il contatore FV, insieme all’incertezza di entrambi i sistemi di misura. Verificare i confini di misura, l’allineamento temporale, i rapporti dei TA e la calibrazione prima di attribuirne la causa. Una differenza che rimane intorno al 2,7% durante il giorno è un’osservazione ripetibile, non una prova delle perdite dell’impianto. Una variazione brusca richiede di indagare un possibile canale di misura guasto, un TA modificato o un inverter che segnala valori errati.

Assegnare ora al sito un limite di esportazione di 250 kW. Nella successiva giornata limpida, il contatore del punto di connessione rimane a −250 kW per due ore mentre l’irradianza sul piano del campo continua ad aumentare. Il controllore dell'impianto sta limitando la produzione. Tre indizi distinguono questa situazione da un guasto. L'esportazione del punto di connessione è al limite. Tutti gli inverter riducono la potenza insieme. Il controller segnala uno stato di riduzione. In caso di guasto la potenza di un inverter cala rispetto a quella degli inverter vicini e l'esportazione scende al di sotto del limite.

Monitoraggio delle prestazioni del solare fotovoltaico

IEC 61724-1 definisce le misurazioni e i metodi per il monitoraggio delle prestazioni del fotovoltaico. La sua metrica centrale è il rapporto di prestazione: PR = Yf / Yr. La resa finale Yf corrisponde all'energia CA divisa per la potenza CC nominale dell'array (kWh/kWp). La resa di riferimento Yr è l'irradiazione sul piano del campo divisa per l'irradianza di riferimento di 1 kW/m².

Ad esempio, un array da 1.000 kWp fornisce 4.800 kWh in un giorno con 6,0 kWh/m² di irraggiamento sul piano dell'array. Yf = 4,8 ore, Yr = 6,0 ore e PR = 0,80.

La temperatura del modulo modifica il PR con le stagioni su un impianto sano. Un modulo con un coefficiente di temperatura di potenza di −0,35 %/°C, funzionante a 55 °C anziché alla temperatura nominale di 25 °C, produce 30 × 0,35 = 10,5% in meno rispetto alla sua potenza nominale. Il PR estivo è quindi inferiore a quello invernale. La norma IEC 61724-1 definisce anche i rapporti di prestazione corretti in base alla temperatura per i confronti tra le stagioni.

Le ore con produzione limitata devono essere contrassegnate prima del calcolo del PR. Altrimenti il limite di esportazione nell'esempio sopra viene interpretato come sottoperformance. Per calcolare il PR e individuare le perdite, misurare:

• irradianza sul piano del campo, con piranometro o cella di riferimento all'angolo del modulo;
• temperatura del modulo, con il coefficiente da scheda tecnica del modulo;
• uscita CA di ciascun inverter, per individuare uno sgancio o un clipping;
• corrente e tensione di stringa o MPPT provenienti dall'inverter, per individuare una stringa guasta, un fusibile bruciato o un'ombreggiatura; e
• importazione ed esportazione al punto di connessione, per autoconsumo e limite di esportazione.

Confronta ogni inverter con i suoi vicini nello stesso giorno. Un guasto di stringa o lo scatto di un inverter si manifesta come una variazione brusca. Lo sporco sui moduli e il degrado si manifestano come un calo graduale della produzione rispetto all’irradianza.

Progettazione e messa in servizio dell'integrazione della rete

Passaggi di progettazione:

1. Contrassegnare sullo schema unifilare il punto di connessione, il confine di proprietà e ogni punto di misura.
2. Procurarsi il contratto di connessione vigente, il codice di rete, i requisiti di protezione e l'eventuale specifica di servizio.
3. Studiare il flusso di potenza, il livello di guasto, la protezione, la qualità dell'energia e i fenomeni di stabilità indicati, in configurazione normale e con elementi fuori servizio.
4. Assegnare la protezione, il controllo dell'inverter, il controllo dell'impianto, la misurazione della liquidazione, il monitoraggio operativo e la comunicazione a valle alle apparecchiature indicate.
5. Registrare l'inviluppo di potenza attiva e reattiva, le velocità di rampa, l'headroom, la durata dell'energia e lo stato di sicurezza.
6. Definire il contratto dati: identità dei punti, unità, convenzione dei segni, timestamp, flag obsoleti, intervalli e conservazione.
7. Autenticare le istruzioni, limitare chi può emetterle, registrare le conferme e mantenere i veti locali dovuti alla sicurezza o al processo.

Verifiche alla messa in servizio:

• Confermare che ogni misuratore e trasduttore si trovi entro il proprio confine documentato.
• Verificare l'associazione di fase, l'orientamento del TA, i riferimenti di tensione, i rapporti e i segni di importazione ed esportazione durante un periodo di importazione noto e un periodo di esportazione noto.
• Riconciliare la produzione FV, la potenza al punto di connessione e la domanda del sito in almeno due stati operativi.
• Provare i setpoint di potenza attiva e reattiva solo attraverso una procedura di test limitata e approvata e verificare quale vince quando entrambi raggiungono il limite di corrente.
• Misurare i limiti di rampa, le zone morte e il tempo di assestamento nel punto di connessione.
• Controllare gli orologi del controller, del gateway, dello storico e del sistema ricevente rispetto alla tolleranza dichiarata.
• Interrompere ciascun percorso di comunicazione e dimostrare l'indicazione non aggiornata, il fallback locale, il buffering e il ripristino.
• Dimostrare che un comando vecchio o riprodotto non può passare come istruzione corrente.
• Confrontare il contatore operativo con il contatore di misura per la liquidazione e registrare la differenza prevista.
• Registrare il modello, il firmware, le impostazioni e la revisione della configurazione del risultato accettato e ripetere i relativi controlli dopo ogni modifica.
• Mantenere le prove di protezione e di ride-through entro la procedura tecnica e di sicurezza autorizzata.

Monitoraggio di un sito rinnovabile con EpiSensor

L'hardware EpiSensor copre il livello di monitoraggio operativo. Uno ZEM-65 misura la potenza fotovoltaica e la connessione alla rete indipendentemente dagli inverter. È di Classe 0,5S secondo IEC 62053-22 con i suoi sensori di corrente e misura la frequenza con una precisione di ±0,01 Hz. Uno ZMB-31 legge i registri dell'inverter (dati di stringa, stato e allarmi) su Modbus RTU su RS-485. Uno ZIO-20 accetta un trasmettitore di irraggiamento o di temperatura del modulo da 4 a 20 mA. Lo ZGW-20 esegue EpiSensor Edge, che calcola la domanda del sito dal bilancio, conserva la cronologia locale, applica regole ed esporta su MQTT o HTTP.

Per la risposta in frequenza, i controller ZDR campionano la frequenza almeno ogni 100 ms con una risoluzione di 0,01 Hz. ZDR-22 invia un setpoint variabile a una batteria o a un UPS tramite Modbus, quindi la risposta viene calcolata sul posto. ZDR-21 e ZDR-22 registrano ogni evento a 20 ms, con timestamp GPS. Nessuna di queste apparecchiature sostituisce i relè di protezione, il controllore dell'impianto o il contatore di misura per la liquidazione.

La guida al monitoraggio del solare fotovoltaico mostra il posizionamento del contatore. Per un progetto connesso alla rete, concordare questi punti prima dell'installazione:

• il contatore di riferimento del punto di connessione e la sua convenzione di segno;
• se ciascun valore costituisce evidenza operativa, di conformità o di liquidazione;
• l'intervallo di misurazione, la fonte del timestamp e la soglia di obsolescenza per ciascun punto;
• quale sistema detiene setpoint e permessi di controllo;
• cosa fa il sito localmente quando i dati, il cloud o le comunicazioni falliscono;
• come vengono contrassegnati per il destinatario i dati memorizzati nel buffer e riprodotti; e
• chi è responsabile degli studi, della messa in servizio, della qualificazione per i servizi e delle modifiche successive.

Per un impianto connesso a una rete tedesca di bassa tensione, la guida al monitoraggio VDE-AR-N 4105 separa questi dati operativi dalle protezioni certificate, dalla documentazione di connessione e dall’accettazione del gestore di rete.

Per un impianto connesso a una rete italiana, la guida CEI 0-21 e CEI 0-16 distingue la norma di connessione applicabile e le evidenze regolamentate dell’interfaccia dal monitoraggio per il proprietario.