Proposta di aggiornamento del Codice di Rete - Requisiti tecnici di connessione alle sezioni 36 kV di stazioni Rete di Trasmissione Nazionale

Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni in relazione al documento di consultazione in titolo del 19/05/2022.

In linea generale, Elettricità Futura apprezza la consultazione di Terna relativa all’aggiornamento del Capitolo 1C del Codice di rete e degli Allegati A.17 e A.68 al medesimo Codice di rete, finalizzata alla definizione dei requisiti tecnici di connessione degli impianti di produzione che verranno connessi alle sezioni 36 kV delle stazioni della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN).

Tuttavia, si evidenzia che la nuova soluzione di connessione a 36 kV dovrà essere implementata da parte di Terna considerando un congruo periodo di tempo per permettere ai costruttori di adeguare i loro prodotti ai nuovi requisiti.

In relazione all’elevato numero di osservazioni e di richieste di chiarimento sui vari passaggi dei documenti consultati riportate nel presente documento, Elettricità Futura manifesta la più ampia disponibilità per l’organizzazione di un tavolo tecnico Terna-Associazione-operatori per esaminare e approfondire tali richieste al fine di un efficiente intervento di modifica del Codice di rete che tenga conto degli spunti di tutte le parti coinvolte.

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Osservazioni generali

In linea generale, Elettricità Futura apprezza la consultazione di Terna relativa all’aggiornamento del Capitolo 1C del Codice di rete e degli Allegati A.17 e A.68 al medesimo Codice di rete, finalizzata alla definizione dei requisiti tecnici di connessione degli impianti di produzione che verranno connessi alle sezioni 36 kV delle stazioni della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN).
Tuttavia, preme evidenziare che la nuova soluzione di connessione a 36 kV dovrà essere implementata da parte di Terna considerando un congruo periodo di tempo per permettere ai costruttori di adeguare i loro prodotti ai nuovi requisiti.
Considerato l’elevato numero di osservazioni e di richieste di chiarimento sui vari passaggi dei documenti consultati riportate nel presente documento, manifestiamo la nostra più ampia disponibilità per l’organizzazione di un tavolo tecnico Terna-Associazione-operatori (di natura analoga agli incontri già svolti negli ultimi mesi per altri dossier, risultati estremamente utili) per esaminare e approfondire tali richieste al fine di un efficiente intervento di modifica del Codice in questione che tenga conto degli spunti di tutte le parti coinvolte.
Nel seguito, si riportano le osservazioni puntuali raccolte dall’Associazione in riferimento agli aspetti tecnici presenti nella proposta di aggiornamento dei già menzionati documenti in consultazione.

Osservazioni di dettaglio

Osservazioni comuni agli Allegati A.17 e A.68

• Le informazioni riportate nel paragrafo 6.1.2. e relative alla consistenza della stazione Terna che eroga la connessione non sembrano utili all’utente per un corretto dimensionamento della connessione, anche nel caso in cui l’utente decida di sviluppare anche la porzione di rete per la connessione, ai sensi del Dl. 287/2003. In questo caso il layout e la consistenza della stazione sono tipici di ogni singola connessione e va definito con Terna,

Si propone pertanto di eliminare il seguente periodo virgolettato e, in Figura 3 (che peraltro risulta poco leggibile), la parte di schema a monte della sbarra a 36 kV di pertinenza Terna (eventualmente anche il sistema Petersen), in analogia a quanto definito per le connessioni a tensione uguale o superiore a 110 kV, in cui la consistenza RTN a monte della sezione di connessione non è indicata.

“Le principali caratteristiche della Stazione Terna sono le seguenti:

-impiego di TR a due avvolgimenti per la connessione alle reti 220-150-132 kV con tensione nominale Vn = 230-150-132 kV / 36 kV. (Parametri di riferimento indicativi: potenza nominale Sn = 125 MVA, collegamento degli avvolgimenti Ynd 11, Vcc =17,5%);

oppure

impiego di TR a tre avvolgimenti per la connessione alle reti 380-220-150-132 kV con tensione nominale Vn = 400-230-150-132/36/36 kV. (Parametri di riferimento indicativi: potenza nominale Sn = 250/125/125 MVA, collegamento degli avvolgimenti Yn/d/d, Vcc = 19%-19%);

-tensione 36 kV regolata nel campo Vn+ 10% Vn mediante Commutatori Sotto Carico dei trasformatori AAT/36 kV ed AT/36 kV (Ampiezza di riferimento indicativa dei gradini: 1,5% Vn);

-bobine di compensazione della corrente di guasto a terra collegate alle sbarre 36 kV per l’esercizio della rete a neutro compensato aventi le seguenti caratteristiche principali: reattanza variabile per correnti comprese tra 125 ÷ 1250 A, resistenza parallelo di valore tale da garantire la circolazione di una corrente di terra resistiva non superiore a 150 A;

-corrente di corto circuito per il dimensionamento delle apparecchiature e connessioni: 20 kA per 1,0 s”

• Al paragrafo 3.1.1. si reputa necessario che Terna chiarisca se per l’implementazione delle protezioni di tensione siano necessari sette ingressi voltmetrici (tre tensioni concatenate, tre tensioni stellate e la tensione di centro stella).
• Al paragrafo 7.3.2.2. riguardo alle due tipologie di reattore shunt, si chiede di chiarire se le funzioni di protezione e le tarature di default vadano impostate sui reattori presenti, indipendentemente dalla funzione svolta (compensazione del solo collegamento o rispetto del requisito di scambio di potenza reattiva), posto che è già chiarito su quali interruttori debba intervenire la protezione a seconda dei casi
  
• Al paragrafo 8.3., visti gli ulteriori dettagli forniti circa l’implementazione delle logiche di regolazione di tensione, si ritiene opportuno eliminare il riferimento all’allegato A.16 o, in alternativa di chiedere di integrare le informazioni mancanti negli allegati A.17 e 68, in modo da rendersi indipendenti dall’A16, poiché il SART è un’apparecchiatura non pensata per gli impianti eolici e fotovoltaici.
• Al paragrafo 8.3.1.1. si chiede di spiegare le motivazioni per le quali la zona con potenza attiva erogata superiore ad una soglia passa dal 10% al 20% della Pnd. Inoltre, si chiede di chiarire meglio le aree grigie della curva di capability di figura

Allegato A.17 

• Al capitolo 5. (Definizioni), non è chiaro se la misura debba essere rilevata fisicamente da Terna o se invece potrà rilevarla fisicamente l’utente, applicando un algoritmo di calcolo per la determinazione delle perdite. 
• Al paragrafo 6.1. (Prescrizioni generali), nella parte in cui viene precisato che “ad impianto fermo, in caso di potenze reattive scambiate superiori a 0,5 MVAr, dovranno essere previsti sistemi di bilanciamento della potenza reattiva capacitiva prodotta dalla rete MT di parco in modo da garantire un grado di compensazione al Punto di Connessione compreso fra il 110% e il 120% della potenza reattiva prodotta dalla rete MT a Vn”, si ritiene opportuno rilevare che il sistema di bilanciamento va installato nella proprietà dell’utente, ma deve compensare nel punto di connessione (collocato in area Terna). Dunque, è necessario chiarire se i sistemi di compensazione possano essere installati indifferentemente sulla sezione MT oppure AT dell’impianto di Utente. Si chiede inoltre di specificare se la gestione del neutro delle reattanze shunt sulla sezione AT tenga conto della connessione a terra dell’avvolgimento AT decisa dal Gestore. 
• Al paragrafo 6.1.2. (Connessioni di Tipo 2 - sezioni 36 kV di stazioni Terna), si ritiene anzitutto opportuno osservare che la soluzione di connessione con linea di collegamento a 36 kV dall’impianto di Utente alla stazione RTN, se realizzata in cavo, deve essere connessa ad una singola cella 36 kV con un numero di terne in parallelo non superiore a due. Ciò potrebbe essere incompatibile in caso di impianti distanti dal punto di connessione, per i quali si richiede la possibilità di poter optare per soluzioni di connessione a tensioni superiori. Per tali impianti, si era già evidenziato nella precedente consultazione, che la soluzione tecnica proposta, a causa dei maggiori tratti di linee esercite a 36kV, avrebbe potuto comportare ulteriori problematiche di inefficienza dovute all’aumento delle perdite di trasporto;si ritiene altresì necessario chiarire come debbano essere gestite le linee dal punto di vista della protezione di interfaccia (interruttore, apparati e regolazione), che sia esplicitato il punto di connessione (ovvero installazione del misuratore) e che sia verificata la coerenza tra il valore di tensione nominale dei trasformatori AT (230 kV per le reti a 220 kV e 400 kV per quelle a 380 kV), con quanto riportato nell’allegato A1 del medesimo Codice di Rete.Nel medesimo paragrafo, al punto riferito alla linea di collegamento a 36kV dell’impianto di Utente alla stazione RTN, se realizzata in cavo, non è chiaro se il limite debba riferirsi alla massima potenza connettibile alla medesima cella. A tal riguardo si suggerisce di indicare uno specifico limite di potenza. Inoltre, in merito all’estensione massima ammessa della rete, si rileva che, nel caso in cui un operatore dovesse optare nella fase iniziale per la soluzione 36kV, potrebbero insorgere problemi nel rispettare i parametri di riferimento in fase di progettazione esecutiva.Si chiede altresì di chiarire se per le telemisure e i telesegnali, ogni impianto avrà di una propria RTU o se invece sarà necessario coordinarsi con altri produttori collegati allo stesso stallo 36 kV. Infine, si chiede di chiarire se per i segnali per il sistema di misura, ogni impianto avrà una linea UPDM dedicata. 
• Al paragrafo 6.2. (Limiti di funzionamento), laddove si specifica che la Centrale, in ogni condizione di carico, deve essere in grado di rimanere in parallelo alla rete AT, si richiede di chiarire se tale requisito debba essere mantenuto per un tempo non definito; inoltre, è necessario verificare che i limiti di “tensione/tempo” siano coerenti con quanto stabilito dal Regolamento europeo 2016/631 tabella 6.1 e 6.2 per l’Europa Continentale e alla Norma IEC60071-1 2019-08.
• Al paragrafo 7.3. (Connessioni di Tipo 2 - sezioni 36 kV di stazioni Terna), in merito all’assetto delle protezioni contro i guasti e le perturbazioni nella rete di una centrale eolica (Fig. 3), in caso di più partenze verso Terna, è opportuno chiarire se le scelte del quadro 36kV rimangano in capo all’Utente, ad es. nel caso di inserimento congiuntore di sbarra.
• Al paragrafo 7.3.1.1. (Protezioni di rete sulla sbarra 36 kV dell’Utente), si chiede di articolare meglio il quarto capoverso, in coordinamento con quanto stabilito nei precedenti capoversi. 
• Al paragrafo 8.3., occorre verificare la definizione della potenza reattiva (Q) al punto di connessione (PoC), in quanto sarebbe opportuna ricavarla come percentuale della potenza attiva d’immissione disponibile (e non come percentuale della Potenza nominale disponibile Pnd). Inoltre, si richiede di considerare i sistemi di compensazione come parte dell’impianto utente e non come elementi additivi (in tale scenario le soglie di inserzione e distacco dei sistemi di compensazione saranno calcolate dall’utente a mezzo degli studi richiesti sul modello dettagliato ed aggregato e verranno comunicati nel regolamento di esercizio).
• Al paragrafo 8.3.1. Curve di Capability al Punto di Connessione, si rileva che il segnale di tensione dovrebbe essere riferito alla tensione di connessione (36 kV). Inoltre, occorre integrare con il riferimento della curva caratteristica Q=f(ΔV) riferita all’’erogazione o l’assorbimento di potenza reattiva dell’impianto. Il paragrafo andrebbe integrato con la curva caratteristica Q=f(ΔV); si segnala altresì che il funzionamento per come descritto lascia intendere che vi sia una banda di riserva al momento non prevista negli impianti rinnovabile non programmabile (si veda Allegato A.15 al CdR). Inoltre, introduce anche una banda di riserva per la regolazione primaria che al momento non è prevista, ma viene indicata solo una predisposizione a livello di In riferimento allo stesso paragrafo, occorre chiarire se la banda (riserva) di potenza attiva da dedicare alla regolazione in sotto frequenza può essere garantita a discapito della reattiva prodotta (si veda il limite di capability del paragrafo 8.3.1). Infine, si chiede conferma del fatto che per le connessioni di Tipo 2 non debba essere considerato il contributo del trasformatore AT/36;
• Al paragrafo 8.3.1.1., in riferimento al periodo “La curva di capability V/Q alla massima potenza Pnd richiesta (senza elementi di compensazione capacitivi opzionali) è rappresentata in Fig. 5 con bordo rosso.”, avendo fissato il valore di potenza (P) nominale a un fattore di potenza pari a 0,9 - non risulta possibile garantire quanto richiesto, in quanto aggiungendo altri inverter per fornire più reattiva si aumenta la Pnd e la relativa Q. La potenza P di riferimento per la definizione della Q al punto di connessione deve essere la potenza attiva che si ha nello stesso punto.
• Al paragrafo 8.3.1.2. (Impianti con connessioni di Tipo 2), è anzitutto necessario chiarire se l'impianto vada dimensionato in modo che la capability sia garantita al livello di tensione superiore a 36kV (AT/AAT). In tal caso è necessario tener conto del Trasformatore di Terna (e relativa posizione del Tap Changer) nello studio per il dimensionamento del parco eolico. Si propone che la capability sia garantita al punto di connessione (a 36kV); inoltre il limite di variazione minimo di capability in sovra-eccitazione di 30% Pnd potrebbe rappresentare delle criticità per macchine DFIG nel caso di funzionamento a piena potenza.
• Al paragrafo 8.3.2. (Modalità di regolazione di tensione e di potenza reattiva), si suggerisce di indicare le modalità con cui Terna intenda dare i setpoint. 
• Al paragrafo 8.3.2.1. (Regolazione della tensione ad anello aperto - Modalità Q-DV), in merito alle modalità di erogazione o assorbimento della potenza reattiva dell’impianto, si segnala l’assenza del valore di riferimento della curva; inoltre, per le connessioni di tipo 2, gli strumenti di misura dovranno essere installati sul lato AT della stazione (di proprietà di Terna). Necessità di chiarire se i componenti verranno installati da Terna e gli output forniti al controllore del parco eolico oppure se verranno comunicati esclusivamente mediante canale di comunicazione dati.
• Al paragrafo 8.4.4.1. (Regolazione integrale locale di frequenza), il disposto “A valle della disattivazione di ILF, il riferimento di potenza ottenuto a seguito dell’azione ILF deve rimanere invariato fino a successiva indicazione da parte del Centro di Controllo del Gestore, in modo da garantire una disinserzione senza transitori di potenza indesiderati.” appare di difficile applicazione per un parco eolico essendo la potenza erogata strettamente dipendente dalle condizioni meteorologiche (vento). Si suggerisce di modificare con "A valle della disattivazione di ILF, il riferimento della Potenza Erogabile (Pe) ottenuto a seguito..".
• Al paragrafo 8.5. (Inerzia), si chiede di chiarire come avverrà il coordinamento tra inerzia e regolazione primaria di frequenza. 
• Al capitolo 10 (Dati e Modelli), si richiede di specificare quali siano i software in questione.
• Al medesimo paragrafo, si ritiene opportuno precisare che in alcuni casi i turbinisti non forniscono i dettagli sui propri modelli per questioni di proprietà intellettuale, il Produttore in questo caso non ha possibilità di fornire qualcosa di differente a livello di aerogeneratore.
• All’Appendice A, occorre specificare se viene richiesta da Terna anche un’integrazione sulle Power Oscillation Dampers previste ora sugli impianti eolici e sugli impianti fotovoltaici e se è richiesta l’implementazione sugli apparati Power Plant Controller (PPC) rinnovabili l'emulatore dei PSS dei gruppi sincroni tradizionali (eccitatrici statiche) e se i parametri dinamici saranno gli stessi (poli e zeri delle funzioni di trasferimento). In merito ai controller di smorzamento WADC non è chiara l’indicazione della funzione POD (che al momento non viene richiesta dal Codice di Rete); Occorre eliminare tale indicazione o precisare la richiesta e le sue funzionalità.
• All’Appendice B (Supporto alla tensione durante i guasti in rete) del documento, nel capoverso relativo ai guasti simmetrici sono presenti dei refusi. 
  
  

Allegato A.17 

• Al capitolo 5. (Definizioni), in merito alla Potenza apparente nominale dell’inverter (Sn-INV), si segnala che questa è fortemente dipendente dalla temperatura, pertanto si proporre la modifica della definizione in "potenza apparente del singolo inverter alla tensione nominale ed alla temperatura di XX°C che può essere fornita..."; in merito alla Potenza nominale dell’inverter (Pn-INV) si rileva che essendo Pnd legata alla definizione di Pn-inv, questa definizione limita la possibilità di sovradimensionare gli inverter per fornire la capability reattiva richiesta dal documento, obbligando, in alcuni casi, a prevedere l'installazione di compensatori statici. Sarebbe opportuno identificare una temperatura di riferimento per la definizione della potenza nominale degli inverter (uguale a quella con cui si propone di modificare la definizione di potenza apparente degli inverter). Si propone di modificare la definizione in "Potenza attiva massima del singolo inverter alla tensione nominale e alla temperatura di XX°C che può essere fornita con continuità lato corrente alternata nelle normali condizioni di funzionamento ad un determinato valore di cos(phi)". Inoltre, la potenza nominale della Centrale Fotovoltaica dovrebbe corrispondere alla massima potenza iniettabile nel punto di connessione. Pertanto, si propone di modificare la definizione in "è data dalla massima potenza attiva iniettabile in rete dalla Centrale Fotovoltaica al punto di connessione, in condizioni di disponibilità inverters pari al 100%. Nel caso in cui tale potenza attiva venga limitata tramite controllore d'impianto, la potenza nominale della Centrale Fotovoltaica è da intendersi pari al valore limite impostato."In virtù della proposta di modifica della definizione di Pn, si propone la conseguente modifica della definizione di Potenza nominale disponibile della Centrale Fotovoltaica (Pnd), con "prodotto tra la Pn e la percentuale di disponibilità degli inverters (data dal rapporto tra inverter disponibili e inverter totali installati)". È inoltre opportuno chiarire se l’interruttore generale (o di interfaccia) possa essere identificato con gli interruttori delle linee di sottocampo oppure se si tratta dell'interruttore a cui è attestato il collegamento verso Terna. Infine, tra le definizioni di cui al paragrafo 5 vi è quella dell’inverter, che include l’energia prodotta dal modulo fotovoltaico e non menziona quella potenzialmente proveniente da un eventuale sistema di accumulo che connesso lato DC. Si chiede dunque se per i sistemi di accumulo Terna preveda di elaborare un allegato al Codice di Rete ad hoc e valido anche per tali configurazioni “ibride”, o se invece risulti opportuno integrare l’Allegato A68 in sede di consultazione.
• Al paragrafo 6.1.2. (Connessioni di tipo 2), è opportuno chiarire se per le Unità Periferiche dei sistemi di Difesa e Monitoraggio (UPDM) non sarà più necessario effettuare i collegamenti diretti delle linee di telecomunicazione. Si segnala altresì quanto già osservato in merito al medesimo paragrafo dell’Allegato A.17 in tema di incompatibilità in caso di impianti distanti dal punto di Anche in questa circostanza, è necessario chiarire come debbano essere gestite le linee dal punto di vista della protezione di interfaccia, esplicitare il punto di connessione e verificare la coerenza tra il valore di tensione nominale dei trasformatori AT e quanto disposto dall’allegato A1 del medesimo Codice di Rete. Inoltre, in tema di linea di collegamento a 36 kV dell’impianto di Utente alla stazione RTN, si segnalano dei casi in cui, al fine di limitare le c.d.t. nei cavi, si rende necessario l'utilizzo di un numero superiore di terne in parallelo. Durante il webinar avente ad oggetto la spiegazione delle modifiche al CdR, è stato chiarito che, in casi particolari, si potrà andare in deroga a questo requisito: si richiede pertanto di tenerne conto nel testo del documento inserendo la delucidazione o eliminando il requisito. Infine, per consentire la compensazione delle linee di sottocampo tramite inverter, si propone di sostituire il testo “In caso di collegamenti in cavo con la stazione Terna in grado di generare correnti capacitive a vuoto di valore superiore a quello interrompibile dagli interruttori, la compensazione reattiva d’impianto di cui al punto precedente dovrà essere scomposta in due parti” con il seguente: "In caso di collegamenti in cavo con la stazione Terna in grado di generare correnti capacitive a vuoto di valore superiore a quello interrompibile dagli interruttori, la compensazione reattiva d’impianto di cui al punto precedente dovrà essere scomposta in due parti: una associata al solo collegamento con la stazione Terna ed una associata alla rete interna di parco. La prima, di valore commisurato alla capacità del cavo, dà luogo ad una reattanza shunt da collegare rigidamente alla linea, la seconda, di valore commisurato alla capacità delle Linee Sottocampo, da collegare alle sbarre della Stazione Utente. La compensazione delle Linee Sottocampo potrà essere realizzata in alternativa dedicando alcuni inverter all’assorbimento del reattivo necessario a garantire il grado di compensazione richiesto."

• Al paragrafo 6.2., è necessario verificare che i limiti di “tensione/tempo” siano coerenti con quanto stabilito dal Regolamento europeo 2016/631 tabella 1 e 6.2 per l’Europa Continentale e alla Norma IEC60071-1 2019-08. Infine, al paragrafo 6.2. (Limiti di funzionamento), con riferimento alla seguente richiesta (commento valido anche per allegato A.17 paragrafo 6.2): “Per tutti i tipi di connessione: Con riferimento all’Allegato 1 al CdR, in caso di utilizzo della classe di isolamento corrispondente alla tensione massima di sistema per i componenti dell’Impianto, eventuali limitazioni sulle prestazioni ed i servizi forniti per valori di tensione superiore a quest’ultima devono essere sempre comunicati a Terna a cura del Titolare e documentati all’interno del Regolamento di Esercizio.”, è necessario chiarire a quali limitazioni il testo faccia riferimento, dato che la scelta della tensione massima Um per i componenti dell’impianto è effettuata sulla base dell’allegato 1 del CdR (e sulla base delle CEI EN 60071 a cui l’allegato 1 fa riferimento) e la tensione del sistema non può essere superiore, ad eccezione dei transitori, alla massima Um.
• Al Paragrafo 2.1. (Protezioni della Centrale Fotovoltaica contro i guasti esterni), nella parte in cui viene precisato che “[…] Per le prime quattro protezioni è richiesta l’alimentazione dei circuiti voltmetrici con tensioni concatenate. Per la quinta, presente solo sul lato AT, è richiesta un’alimentazione voltmetrica da TV con connessione a triangolo aperto, oppure, per relè in grado di ricavare la tensione omopolare al loro interno, dalle normali tensioni di fase fornite dai TV con collegamento a stella”, è necessario chiarire il passaggio “[…] Per la quinta, presente solo sul lato AT” dallo schema riportato in Fig. 2, tutte le protezioni sono connesse a TV installati sul lato AT.
• Al paragrafo 7.2.1.2. (Protezioni degli inverter), con riferimento ai comandi che le protezioni di inverter devono attuare (arresto inverter con apertura interruttore 52G) si richiede di esplicitare la motivazione per la quale è richiesta anche l’apertura dell’interruttore 52 G. Inoltre, tenuto conto delle varie possibili configurazioni di impianto (inverter di stringa o centralizzati), si richiede conferma che la funzione di 52G possa essere assolta da altri interruttori o organi di manovra diversi dall’interruttore che alimenta l’inverter (p.e. interruttore BT generale del quadro che raccoglie tutti gli inverter di stringa).
• Inoltre, al paragrafo 3.1.1. (Protezioni di rete sulla sbarra 36 kV dell’Utente), con riferimento alle richieste relative alla alimentazione delle funzioni protettive 27, 59, 81 confermare che sono idonei TV induttivi con collegamento Fase-Terra e che la selezione della tensione di riferimento (stellata o concatenata) possa essere eseguita internamente alle protezioni.
• Al paragrafo 8.3., occorre verificare la definizione della potenza reattiva (Q) al punto di connessione (PoC), in quanto sarebbe opportuna ricavarla come percentuale della potenza attiva d’immissione disponibile (e non come percentuale della Potenza nominale disponibile Pnd). Inoltre, si richiede di considerare i sistemi di compensazione come parte dell’impianto utente e non come elementi additivi (in tale scenario le soglie di inserzione e distacco dei sistemi di compensazione saranno calcolate dall’utente a mezzo degli studi richiesti sul modello dettagliato ed aggregato e verranno comunicati nel regolamento di esercizio).
• Al paragrafo 8.3.1., si rileva che il segnale di tensione dovrebbe essere riferito alla tensione di connessione (36 kV). Inoltre, occorre integrare con il riferimento della curva caratteristica Q=f(ΔV) riferita all’’erogazione o l’assorbimento di potenza reattiva dell’impianto. Il paragrafo andrebbe integrato con la curva caratteristica Q=f(ΔV). Si segnala altresì che il funzionamento per come descritto lascia intendere che vi sia una banda di riserva al momento non prevista negli impianti rinnovabile non programmabile (si veda Allegato A.15 al CdR). Inoltre, introduce anche una banda di riserva per la regolazione primaria che al momento non è prevista, ma viene indicata solo una predisposizione a livello di In riferimento allo stesso paragrafo, occorre chiarire se la banda (riserva) di potenza attiva da dedicare alla regolazione in sotto frequenza può essere garantita a discapito della reattiva prodotta (si veda il limite di capability del paragrafo 8.3.1.).
• Al paragrafo 8.3.1.1., in merito ai limiti di capability, ai fini di maggior chiarezza si propone di aggiungere in Fig. 4 il riferimento di 30% Pnd in sovra-eccitazione e la modifica del testo come segue:
  “- il limite di capability in sotto-eccitazione deve essere almeno pari al 35% Pnd per ogni valore di potenza attiva; per potenze attive inferiori a Pnd il limite dipende dalla P stessa secondo la curva semicircolare in rosso (diversa per ogni impianto) descritta in Fig. 4.

  il limite di capability in sovra-eccitazione può variare secondo una curva (diversa per ogni impianto). Deve essere garantito un valore minimo di 30% Pnd in corrispondenza di un valore di potenza attiva pari alla Pnd. Per potenze attive inferiori a Pnd il limite dipende dalla P stessa secondo la curva semicircolare in rosso (diversa per ogni impianto) descritta in Fig. 4.”. Inoltre, in riferimento al periodo “La curva di capability V/Q alla massima potenza Pnd richiesta (senza elementi di compensazione capacitivi opzionali) è rappresentata in Fig. 5 con bordo rosso.”, avendo fissato il valore di potenza (P) nominale a un fattore di potenza pari a 0,9 - non risulta possibile garantire quanto richiesto, in quanto aggiungendo altri inverter per fornire più reattiva si aumenta la Pnd e la relativa Q. La potenza P di riferimento per la definizione della Q al punto di connessione deve essere la potenza attiva che si ha nello stesso punto. 

• Al paragrafo 8.3.1.2., in riferimento ai limiti di capability in sotto/sovra-eccitazione: “Per potenze attive inferiori a Pnd il limite dipende dalla P stessa secondo la curva caratteristica Q=f(ΔV) semicircolare in rosso descritta in Fig. 6”, si propone la modifica con "secondo la curva semicircolare in rosso (variabile per ogni impianto) descritta in". Inoltre, è necessario chiarire se l'impianto vada dimensionato in modo che la capability sia garantita al livello di tensione superiore a 36kV (AT/AAT), come richiesto per eolico. In tal caso è necessario tener conto del Trasformatore di Terna (e relativa posizione del Tap Changer) nello studio per il dimensionamento del parco fotovoltaico. Si propone che la capability sia garantita al punto di connessione (a 36kV).

• Al paragrafo 8.4.5. il periodo “A valle della disattivazione di ILF, il riferimento di potenza ottenuto a seguito dell’azione ILF deve rimanere invariato fino a successiva indicazione da parte del Centro di Controllo del Gestore, in modo da garantire una disinserzione senza transitori di potenza indesiderati.” risulta di difficile applicazione per un parco PV essendo la potenza erogata strettamente dipendente dalle condizioni meteorologiche. Si suggerisce di modificare con: "A valle della disattivazione di ILF, il riferimento della Potenza Erogabile (Pe) ottenuto a seguito..".

• Al paragrafo 8.6. (Sistemi di teledistacco e riduzione rapida della produzione), Terna riporta che “l’installazione ed il mantenimento in perfetta efficienza dell’apparato UPDM sono a cura dell’Utente. L’UPDM deve essere in grado di interfacciarsi con i sistemi di controllo del Gestore e pertanto deve appartenere alla classe degli apparati descritta in [A.52]. Sarà a cura dell’Utente anche la predisposizione dei necessari canali di comunicazione con i sistemi di controllo del Gestore secondo i criteri prescritti in [A.69].”. Si richiede se quest’ultima previsione venga superata per le connessioni di Tipo 2 da quanto riportato nel paragrafo 6.1.2 ("la linea di collegamento a 36 kV dell’impianto di Utente alla stazione RTN deve essere dotata di vettore/i in Fibra Ottica fra gli estremi con coppie di fibre disponibili e indipendenti utilizzabili per […] segnali per il sistema di Difesa"). Inoltre, sempre con riferimento al paragrafo 6.1.2., si richiede di chiarire se sarà necessario aggiungere ulteriori informazioni (rispetto alle attuali) in fase di richiesta di connessione.

• Al paragrafo 9.2., occorre definire cosa si intende per “perturbografo generatore” nel caso di impianti fotovoltaici e come vengono registrate le relative grandezze (se a livello di impianto, sottocampo o di singolo inverter). Si chiede altresì se le previsioni contenute nel paragrafo 9.2 (Teleinformazioni) vengano superate per le connessioni di Tipo 2 da quanto descritto da Terna nel paragrafo 6.1.2.: “la linea di collegamento a 36 kV dell’impianto di Utente alla stazione RTN deve essere dotata di vettore/i in Fibra Ottica fra gli estremi con coppie di fibre disponibili e indipendenti utilizzabili per […] telemisure e telesegnali da scambiare con Terna”

• Al capitolo (Dati e Modelli), si chiede conferma del fatto che, in merito alle connessioni di Tipo 1 e 2, il periodo “un modello dettagliato contenente i singoli inverter e la rete interna con tutti i suoi componenti;”, riguardi anche la rete DC

• All’Appendice A, occorre specificare se viene richiesta da Terna anche un’integrazione sulle Power Oscillation Dampers previste ora sugli impianti eolici e sugli impianti fotovoltaici e se è richiesta l’implementazione sugli apparati Power Plant Controller (PPC) rinnovabili l'emulatore dei PSS dei gruppi sincroni tradizionali (eccitatrici statiche) e se i parametri dinamici saranno gli stessi (poli e zeri delle funzioni di trasferimento). In merito ai controller di smorzamento WADC non è chiara l’indicazione della funzione POD (che al momento non viene richiesta dal codice di rete). Occorre eliminare tale indicazione o precisare la richiesta e le sue funzionalità.

• Infine, segnaliamo che nell’Appendice B dell’Allegato A.68 sono presenti alcuni refusi in quanto vengono citati gli aerogeneratori (oggetto, invece, dell’Allegato 17).