VDE-AR-N 4110: le regole di connessione in media tensione

La VDE-AR-N 4110 è la regola tecnica tedesca di connessione degli impianti di utente alla rete di media tensione, la TAR Mittelspannung. Stabilisce i requisiti di progettazione, realizzazione, esercizio e modifica di impianti di generazione, sistemi di accumulo, impianti di consumo e impianti misti connessi sopra 1 kV e sotto 60 kV, e recepisce in Germania i codici di rete europei per i generatori (NC RfG, tipi B e C) e per la connessione della domanda (NC DCC). L’edizione in vigore è la VDE-AR-N 4110:2023-09, applicata dal 1° settembre 2023.

VDE-AR-N 4110 in sintesi

Fonti: pagina e FAQ di VDE FNN sulla TAR Mittelspannung, scheda prodotto di VDE Verlag ed elenco delle regole applicative di VDE FNN. Il testo completo è venduto da VDE Verlag.

Quale edizione della VDE-AR-N 4110 è in vigore?

VDE FNN indica come valida la VDE-AR-N 4110:2023-09. L’unica modifica tecnica rispetto all’edizione 2018-11 è la nuova procedura di verifica individuale per gli impianti da 135 kW a 950 kW. I requisiti per le unità di generazione e i componenti non sono cambiati, per questo i certificati di unità e di componente dell’edizione 2018 restano validi.

È in corso una revisione completa. VDE FNN ha pubblicato la bozza E VDE-AR-N 4110:2024-11 il 25 ottobre 2024 e ha raccolto osservazioni fino al 25 dicembre 2024. Le FAQ della VDE-AR-N 4105:2026-03 rimandano già ai numeri di allegato di una futura VDE-AR-N 4110:2026, perché la regola di media tensione viene pubblicata dopo quella di bassa tensione. Finché la nuova edizione non compare come valida nell’elenco di VDE FNN, progettare secondo l’edizione 2023-09, registrare l’edizione indicata nel preventivo di connessione e chiedere al gestore di rete come tratterà un progetto messo in servizio dopo la pubblicazione della nuova edizione.

VDE-AR-N 4105, 4110 o 4120: quale regola si applica?

Decide prima di tutto la tensione nel punto di connessione alla rete. Le regole tecniche di connessione tedesche sono suddivise per livello di tensione:

Due disposizioni rendono meno netto il confine per i piccoli impianti in media tensione. Il documento di supporto applicativo di VDE FNN del 10 marzo 2023 consente a un progetto in media tensione di applicare la VDE-AR-N 4105, con una protezione di interfaccia generale, quando le sue unità connesse tramite convertitore (tipo 2) e l’accumulo restano ciascuno sotto 135 kW e il totale sotto 270 kW. Oltre questi valori si applica il percorso 4110, con certificati di unità e di impianto secondo la 4110. L’edizione 2026 della VDE-AR-N 4105 estende la propria procedura agli impianti in media tensione con una potenza totale degli inverter da 135 kW a 500 kW e una potenza di immissione concordata fino a 270 kW, impostati con un set di parametri di media tensione.

Conta anche la classe di potenza. Secondo le soglie tedesche approvate dalla Bundesnetzagentur il 24 aprile 2018, un impianto di generazione è di tipo B da 135 kW (circa 150 kVA), di tipo C da 36 MW e di tipo D da 45 MW o da 110 kV. La VDE-AR-N 4110 recepisce i requisiti dei tipi B e C.

Le unità esistenti contano. Il documento di supporto precisa che le unità di generazione esistenti nello stesso punto di connessione rientrano nella somma: aggiungere 100 kW di fotovoltaico a un sito che ha già 200 kW di cogenerazione dà, ai fini di questa decisione, un impianto da 300 kW.

Certificati di unità, di componente e di impianto

La prova delle caratteristiche elettriche ha tre livelli:

1. Certificato di unità (Einheitenzertifikat): un inverter, un generatore o un’unità di accumulo con prova di tipo secondo FGW TR3 e valutato secondo FGW TR8.
2. Certificato di componente (Komponentenzertifikat): un componente che influisce sul comportamento dell’impianto, come il regolatore d’impianto (EZA-Regler) o il dispositivo di protezione.
3. Certificato di impianto (Anlagenzertifikat): l’intero impianto nel suo punto di connessione, rilasciato da un organismo di certificazione accreditato sulla base dei certificati di unità e di componente e delle prescrizioni del gestore di rete.

Il § 2 della NELEV (Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung) richiede il certificato di impianto e una dichiarazione di conformità come prova per gli impianti di tipo B e C. Esenta due gruppi di impianti di tipo B:

• un impianto con un’immissione massima di 270 kW nel punto di connessione e una potenza installata cumulata fino a 270 kW, quando ogni unità ha un certificato di unità valido e ogni componente un certificato di componente secondo la regola di bassa tensione; e
• un impianto oltre 270 kW e fino a 500 kW installati, connesso in media tensione o superiore, purché l’immissione resti entro 270 kW, quando un verbale di prova dimostra che la protezione di interfaccia richiesta è installata e messa in servizio correttamente.

VDE FNN distingue tre certificati di impianto:

Un certificato con prescrizioni consentiva la messa in servizio provvisoria, con le prove complete dovute entro 18 mesi dalla messa in servizio della prima unità. I progetti che ne hanno ancora uno devono tenere sotto controllo questa scadenza.

Esempio di calcolo: quattro impianti connessi in media tensione

La limitazione dell’immissione del secondo impianto fa parte del progetto approvato. Deve essere certificata e protetta da modifiche, perché l’esenzione dipende da essa. Un limite che esiste solo come impostazione in un sistema di monitoraggio non conta.

Potenza reattiva e regolazione statica della tensione

Un impianto connesso in media tensione partecipa alla regolazione della tensione con potenza reattiva. Il gestore di rete sceglie il metodo nel suo questionario (modulo E.9, Netzbetreiber-Abfragebogen) e fissa i valori della connessione. I metodi sono:

• una caratteristica potenza reattiva-tensione, Q(U);
• la potenza reattiva in funzione della potenza attiva, Q(P), oppure una caratteristica del fattore di sfasamento, cos φ(P);
• un fattore di sfasamento fisso, cos φ; oppure
• una potenza reattiva fissa in kvar o Mvar.

Il riferimento di tensione è Uc, la tensione di alimentazione concordata. Le FAQ di VDE FNN precisano che Uc corrisponde di norma alla tensione nominale della rete ed è un valore fisso, non un intervallo. Nell’intervallo normale dal 90 % al 110 % di Uc, l’impianto non deve ridurre la potenza attiva in funzione della tensione.

La scelta dipende dalla rete. Le integrazioni 2024 di Stromnetz Berlin richiedono, ad esempio, che gli impianti in un anello a 10 kV esercito aperto seguano una caratteristica Q(P) e che quelli in un anello chiuso o su una linea radiale funzionino con cos φ fisso pari a 1. I valori applicabili sono nelle TAB Mittelspannung del singolo gestore.

Esempio di calcolo: potenza reattiva di un impianto fotovoltaico da 2 MW

Un impianto fotovoltaico ha una potenza attiva concordata di 2.000 kW. Il gestore di rete chiede che possa funzionare con un fattore di sfasamento di 0,95 alla piena potenza attiva. La potenza reattiva è P × tan(arccos 0,95):

Q = 2.000 kW × 0,3287 = 657 kvar

La potenza apparente nel punto di connessione è P ÷ cos φ:

S = 2.000 kW ÷ 0,95 = 2.105 kVA

Inverter e trasformatore devono sopportare 2.105 kVA, non 2.000 kVA, altrimenti l’impianto deve ridurre la potenza attiva per lasciare spazio alla reattiva. A 20 kV, 2.105 kVA corrispondono a circa 60,8 A per fase. Anche la magnetizzazione del trasformatore e la capacità dei cavi producono o assorbono potenza reattiva tra gli inverter e il punto di connessione, quindi il regolatore d’impianto misura e corregge nel punto di connessione, non agli inverter.

Potenza attiva: richieste del gestore di rete e risposta in frequenza

Riduzione da parte del gestore di rete. Secondo le FAQ di VDE FNN sulla sezione 10.2.4.1, un segnale di riduzione del gestore di rete va applicato direttamente, senza rampa ritardata. La sezione 8.1 stabilisce la priorità: una riduzione per la gestione della sicurezza della rete (Netzsicherheitsmanagement) viene prima del comportamento in funzione della frequenza, e un aumento di produzione in sottofrequenza viene prima del setpoint di un operatore di vendita diretta. Il § 9 dell’EEG richiede inoltre che, per gli impianti rinnovabili e di cogenerazione da 100 kW in su, il gestore di rete possa leggere in qualsiasi momento l’immissione effettiva e ridurla a distanza, finché i sistemi di misura intelligenti non assumono questo ruolo.

Sovrafrequenza. La riduzione della potenza attiva in funzione della frequenza inizia sopra una frequenza di soglia. Il RfG consente una soglia da 50,2 a 50,5 Hz; le TAB del gestore di rete fissano il valore. La pendenza della riduzione è fissata dalla regola e dalla prescrizione del gestore di rete.

Siti misti. Per un sito con generazione, consumo e accumulo, VDE FNN precisa che la sola lettura del contatore di produzione non basta a dimostrare che una riduzione per la sicurezza della rete è stata rispettata. La prova deve venire dal punto di connessione.

Protezioni e insensibilità ai buchi di tensione

La protezione di una connessione in media tensione ha più livelli, ciascuno con un responsabile diverso:

• la protezione del gestore di rete e la protezione dai cortocircuiti dell’utente nella cabina di consegna;
• la protezione di interfaccia generale (übergeordneter Entkupplungsschutz) nel punto di connessione, che separa l’impianto dalla rete in base alla tensione e, se il gestore di rete lo richiede, alla frequenza; e
• la protezione di interfaccia di ciascuna unità di generazione.

Le FAQ di VDE FNN aggiungono alcuni punti pratici. La perdita dell’alimentazione in media tensione si rileva da un contatto ausiliario dell’interruttore di media tensione, non dalla soglia di minima tensione. La protezione di frequenza nel punto di connessione è facoltativa e si applica solo se il gestore di rete la richiede. I valori di taratura provengono dalla regola e dal questionario del gestore di rete, e il dispositivo di protezione ha un proprio certificato.

Gli impianti devono anche superare i guasti di rete e sostenere la tensione durante il guasto. La VDE-AR-N 4110 distingue le unità di tipo 1, generatori sincroni accoppiati direttamente alla rete, dalle unità di tipo 2, che comprendono i sistemi fotovoltaici, eolici e a batteria connessi tramite convertitore. Le unità di tipo 2 immettono corrente reattiva aggiuntiva durante un guasto. L’insensibilità ai buchi di tensione si dimostra con il certificato di unità e il certificato di impianto, non con misure in sito.

Parchi di ricarica e altri impianti di consumo

La VDE-AR-N 4110 non è solo una regola per la generazione. Un parco di ricarica, un magazzino frigorifero o uno stabilimento connessi in media tensione sono impianti di utente soggetti alla stessa regola. Le FAQ di VDE FNN sulla sezione 8.11 indicano che le apparecchiature di ricarica devono essere controllabili in potenza attiva secondo le prescrizioni del gestore di rete e che, se il gestore non fissa un altro metodo, si applica un cos φ costante pari a 1 nel punto di connessione.

I carichi controllabili connessi alla rete di bassa tensione, come le pompe di calore e i punti di ricarica non accessibili al pubblico, rientrano invece nel § 14a EnWG, che consente al gestore della rete di distribuzione di limitarne il prelievo in cambio di tariffe di rete ridotte. Verificare il livello di tensione della connessione prima di scegliere la regola.

Messa in servizio: dichiarazioni e moduli

L’allegato E della VDE-AR-N 4110 contiene i moduli, che VDE FNN pubblica come file compilabili e i gestori di rete sui propri siti. Tra questi ci sono E.9 (il questionario del gestore di rete), E.11 (la dichiarazione di messa in servizio di impianti di generazione e accumulo) ed E.12 (la dichiarazione di conformità di impianti di generazione e accumulo).

Le FAQ di VDE FNN indicano le tempistiche:

Conservare insieme lo schema unifilare approvato, i numeri dei certificati, le tarature e i verbali di prova delle protezioni, il set di parametri del regolatore d’impianto e l’accettazione del gestore di rete. Una modifica successiva, come l’aggiunta di una batteria o la sostituzione degli inverter, può essere una modifica sostanziale che richiede nuove prove. Le FAQ di VDE FNN precisano, ad esempio, che un ammodernamento per fasi che supera il 50 % di P_AV,E rende le fasi successive una modifica sostanziale.

Cosa misurare in una connessione in media tensione

Il monitoraggio lato titolare risponde a domande di esercizio che i livelli certificati non riportano al titolare:

Registrare potenza attiva e reattiva per fase, tensione, frequenza, convenzione dei segni e un indicatore di qualità del dato, con timestamp da un unico orologio. Registrare ogni segnale di riduzione e ogni setpoint ricevuto dal regolatore d’impianto accanto alla risposta misurata, per poter ricostruire un evento contestato. Usare i calcolatori di potenza trifase e di corrente del trasformatore per verificare le correnti attese prima di scegliere i trasformatori di corrente.

Lo stesso schema vale in altri paesi con regole diverse: G99 in Gran Bretagna e CEI 0-16 in Italia. La guida all’integrazione delle rinnovabili e alla stabilità della rete spiega perché la rete chiede supporto di tensione e frequenza.

Il ruolo di EpiSensor

EpiSensor può fornire misura lato titolare attorno a un impianto in media tensione: monitor elettrici sul lato di bassa tensione dei trasformatori e sulle partenze di generazione, accumulo e carico, e un Gateway con Edge che conserva in sito un registro con timestamp e inoltra i dati approvati alla piattaforma del titolare. Edge può leggere via Modbus il regolatore d’impianto e gli inverter per confrontare i valori che dichiarano con misure indipendenti.

Questo livello non certifica un’unità né un impianto, non funge da protezione di interfaccia, non sostituisce il regolatore d’impianto, non fornisce il collegamento di telecontrollo del gestore di rete e non sostituisce il contatore di fatturazione. Fissare prima la regola di connessione, i certificati e le prescrizioni del gestore di rete, poi usare System Builder per pianificare la misura operativa attorno a essi.