PROVINCIA REGIONALE DI TRAPANI SOLARE FOTOVOLTAICO

PROVINCIA REGIONALE DI TRAPANI
Relazione Tecnica
Magistrale-Partanna
INDICE
1 SCOPO E OGGETTO
2 DEFINIZIONE E TERMINOLOGIA
3 NORME E LEGGI DI RIFERIMENTI
4 DATI DI PROGETTO
5 DESCRIZIONE DEL SISTEMA
6 DIMENSIONAMENTO DEL SOLARE
7 DIMENSIONAMENTO FISICO IMPIANTO
8 MESSA A TERRA E PROTEZIONI
9 VERIFICHE DI COLLAUDO
10 GARANZIE E DOCUMENTAZIONE FINALE
1
SOLARE
FOTOVOLTAICO
Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
1 SCOPO E OGGETTO
L’edificio Magistrale di Partanna è di recente costruzione anni settanta . Una parte ,
auditorium, è di più recente realizzazione .
Esso si trova all’interno della città , accesso da via Trieste . Occupa all’incirca un lotto di
terreno interamente dedicato . La tipologia del tetto è mista , tetto piano e tetto a falda.
Il tipo di copertura utilizzata è quella a falda . Tale copertura , in tegole marsigliesi , in
ottime condizioni, consente una facile istallazione dell’impianto nonché un ottimale
orientamento dei moduli, giacchè il fronte è rivolto a sud .
Il documento ha lo scopo di fornire una descrizione tecnica del progetto per la
realizzazione di un impianto di generazione elettrica con l’utilizzo della fonte rinnovabile
solare attraverso la conversione fotovoltaica.
L’intervento in oggetto prevede la realizzazione di un impianto fotovoltaico (FV) della
potenza totale di 36 kWp da installare sulla copertura piana dell’edificio scolastico di
proprietà della Provincia Regionale di Trapani : Istituto Magistrale di Partanna .
Il progetto è realizzato nell’ambito dei progetti POR-FERS – 2007IT161PO004 .
L’opera prevede la realizzazione di impianti fotovoltaici in scuole di proprietà provinciale di
cui una è quella oggetto del presente progetto .
L’impianto funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione dell’Energia Elettrica di bassa
Tensione e ha lo scopo di coprire parzialmente il fabbisogno energetico dell’utenza alla
quale sarà collegato.
Il fabbisogno energetico dell’edificio , come risulta dai conteggi rilevati dalla lettura media
delle bollette , riferite al periodo di un anno, è di 90 MWh/anno .
L’applicazione della tecnologia fotovoltaica, in sintonia a quanto espresso dal suddetto
decreto e alla volontà della Provincia di Trapani, consentirà:

la produzione di energia elettrica senza alcuna emissione di sostanze inquinanti;

il risparmio di combustibile fossile;

nessun inquinamento acustico;

realizzazione di soluzioni progettuali del sistema perfettamente compatibili con le
esigenze di tutela del territorio e di integrazione architettonica

promuovere progetti finalizzati al rispetto ambientale attraverso l’uso razionale
dell’energia e di fonti rinnovabili
La scelta di installare sulla struttura un generatore fotovoltaico è motivata dalla coscienza
civica e ambientale della Pubblica Amministrazione, nonché da un accurato studio di
fattibilità tecnico-produttiva del progettista.
2 DEFINIZIONI E TERMINOLOGIA
Impianto Fotovoltaico
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Impianto Fotovoltaico relazione:
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È un sistema di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della luce,
cioè della radiazione solare, in elettricità (effetto fotovoltaico); esso è schematicamente
costituito dal dispositivo di interfaccia, dal convertitore c.c./c.a. e dal campo fotovoltaico.
Modulo Fotovoltaico:
Assieme di celle fotovoltaiche elettricamente collegate e protette dagli agenti atmosferici,
anteriormente tramite vetro e posteriormente con vetro e/o materiale plastico. Il bordo
esterno è protetto da una cornice di alluminio anodizzato.
Stringa:
un gruppo di moduli elettricamente collegati in serie. La tensione di lavoro dell’impianto è
quella determinata dal carico elettrico “equivalente” visto dai morsetti della stringa.
Campo:
un insieme di stringhe collegate in parallelo e montate su strutture di supporto.
Dispositivo di Interfaccia
è un organo di interruzione, sul quale agiscono le protezioni di interfaccia.
Corrente di Cortocircuito:
corrente erogata in condizioni cortocircuito, ad una particolare temperatura e radiazione
solare.
Tensione a Vuoto:
Tensione generata ai morsetti a circuito aperto, ad una particolare temperatura e
radiazione solare.
Potenza Massima di un Modulo o di una Stringa:
potenza erogata, ad una particolare temperatura e radiazione solare, nel punto della
caratteristica corrente-tensione dove il prodotto corrente-tensione ha il valore massimo.
Potenza Nominale (o Massima, o di Picco, o di Targa) del Campo Fotovoltaico
è la potenza determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime, o di
picco o di targa) di ciascun modulo costituente il campo fotovoltaico, misurate nelle
condizioni standards di riferimento;
Condizioni Standard di Funzionamento di un Modulo o di una Stringa:
Un modulo opera alle “condizioni standard” quando la temperatura delle giunzioni delle
celle è 25 °C, la radiazione solare è 1000 W/m2 e la distribuzione spettrale della
radiazione è quella standard (AM 1,5).
Efficienza i Conversione di un Modulo:
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Rapporto tra la potenza massima del modulo ed il prodotto della sua superficie per la
radiazione solare, espresso come percentuale.
Efficienza Nominale di un Campo Fotovoltaico
è il rapporto fra la potenza generata dal campo stesso e la potenza della radiazione solare
su esso incidente, in condizioni standards.
Efficienza Operativa Media di un Campo Fotovoltaico
è il rapporto tra l'energia elettrica prodotta dal campo fotovoltaico e l'energia solare
incidente sul campo stesso, in un determinato intervallo di tempo;
Convertitore Cc/Ca (Inverter):
Convertitore statico in cui viene effettuata la conversione dell’energia elettrica da continua
da alternata, tramite un ponte semiconduttore, opportune apparecchiature di controllo che
permettono di ottimizzare il rendimento del campo fotovoltaico ed un trasformatore.
Mppt:
Proprietà di un inverter
radiazione solare
di inseguire il punto di massima potenza in funzione della
Angolo di Azimut:
Angolo della normale alla superficie e dal piano meridiano del luogo; è misurato
positivamente da Sud verso Ovest.
Angolo di Tilt:
Angolo che la superficie forma con l’orizzontale; è misurato positivamente dal piano
orizzontale verso l’alto.
Distributore
è il soggetto che presta il servizio di distribuzione e vendita dell'energia elettrica agli utenti.
Utente
è la persona fisica o giuridica titolare di un contratto di fornitura di energia elettrica.
3 NORME E LEGGI DI RIFERIMENTO
Nella redazione del seguente progetto, inerente la realizzazione di un impianto
fotovoltaico, sono state, e dovranno essere considerate nella esecuzione dei lavori di
installazione, le disposizione di legge e le norme tecniche del CEI.
Si riportano di seguito le principali normative e leggi di riferimento per la progettazione
dell’impianto fotovoltaico:
-norme CEI/IEC per la parte elettrica convenzionale;
-norme CEI/IEC e/o JRC/ESTI CEI EN 61277 per i moduli fotovoltaici; in particolare la CEI
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EN 61215 per moduli al silicio cristallino e la CEI EN 61646 per moduli a film sottile.
-Conformità al marchio CE per i moduli fotovoltaici e per il convertitore c.c./c.a.
-CEI 0-16 regola tecnica per la connessione alla rete MT ;
-CEI 0-21 regola tecnica per la connessione alla rete BT ;
-UNI 10349 e UNI 8477 o Atlante Europeo della radiazione solare, per
dimensionamentodel campo fotovoltaico;
-UNI/ISO per le strutture meccaniche di supporto e ancoraggio dei moduli;
-EN 60439-1 e IEC 439 per i quadri elettrici;
-CEI 110-31 e CEI 110-28 per il contenuto delle armoniche e/o disturbi indotti dalla rete;
-CEI 110-1/6/7/8 per la compatibilità elettromagnetica delle apparecchiature (EMC) e la
limitazione delle emissioni in RF;
-CEI EN 61724 per misura ed acquisizione dati;
- Gruppo CEI 81-10 per la protezione dalle fulminazione
-Gruppo CEI comitato 64 , impianti elettrici utilizzatori
-CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica
-D.Lgs. 81/08 e successive modifiche, per la sicurezza e la prevenzione infortuni;
-L. 37/08 per la sicurezza elettrica;
-CEI 20 –21 per il dimensionamento dei cavi in corrente continua e alternata;
-Delibere vigenti dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas per l’interscambio dell’energia
elettrica prodotta
-DM vigente “Conto Energia”
-DM 26/08/92 prevenzione incendi nell’ediliza scolastica
-Direttive ENEL sulle modalità di interconnessione alla rete
L’elenco normativo riportato non è esaustivo, per cui eventuali Leggi o norme applicabili
anche se non citate vengono comunque applicate.
4 DATI DI PROGETTO
Nella generalità dei casi, il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla luce solare in
modo ottimale, scegliendo prioritariamente l’orientamento a Sud e evitando fenomeni di
ombreggiamento.
Dai dati rilevati e da un sopralluogo eseguito in loco si è rilevato che nel punto di
installazione del generatore fotovoltaico non esiste alcun tipo di ombreggiamento.
4.1 -Condizioni climatiche esterne
Temperatura esterna:

T max = 31.6 °C

Delta T = 7.5 °C

Vento NW 6.8 m/S
4.2 -Sito di installazione
Sito di installazione : Partanna
Lat
:37,43,37
Long
Irrag
Altezza
:12,53,36
:1860
:410 m
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4.3 -Rete di collegamento
Tensione nominale (Un) : 400 V 3F+N
Frequenza
: 50 Hz
Sistema di collegamento : TN
Potenza contrattuale
: 250 kW
Il presente progetto è stato redatto in conformità alla guida CEI 0-2 “guida per la
definizione della documentazione di progetto degli impianti elettrici”.
4.4 - Situazione fisica dell’edificio
Il contesto in cui verrà installato l’impianto è il seguente:
L'edificio è situato nel centro urbano . Occupa all’incirca un lotto separato .
Gli immobili circostanti , per la loro minore altezza, o distanza , non danno luogo a
fenomeni di ombreggiamento significativi.
L'impianto è posizionato sul tetto dell’edificio in tipologia di tetto a falda .
I pannelli verranno istallati in file parallele al fronte dell’edificio con orientamento
praticamente a sud , inclinazione circa 30°.
DATI
Caratteristica dell’area di
installazione
localizzazione
Copertura a falda dell’edificio
Superficie utilizzabile circa mq. 400, utilizzata 300 mq
ca.
Posizione quadro di campo
BOX tecnico al piano terrazzo
Posizione quadro di interfaccia
BOX tecnico al piano terrazzo
Posizione inverter
BOX tecnico al piano terrazzo
Posizione contatore produzione
BOX tecnico al QG
Posizione contatore ENEL
Presso ingresso lotto, Cabina MT/BT
5 DESCRIZIONE DEL SISTEMA
5.4 Componenti dell’impianto
I componenti dell’impianto FV collegato in parallelo alla Rete sono:
 Moduli Fotovoltaici
 Struttura di appoggio dei moduli fotovoltaici
 Quadri di sezionamento CC
 Convertitore statico corrente continua - corrente alternata (Inverter)
 Acquisizione dati
 Cavi di cablaggio
 Quadri di sezionamento CA
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5.5 modulo fotovoltaico
I moduli fotovoltaici proposti sono due , un modulo da 250-270 Wp, l’altro da 300Wp,
entrambi in silicio policristallino, le cui caratteristiche potranno essere le seguenti :
Potenza di picco (Wp)
Wp
Tecnologia costruttiva
265
Silicio policristallino
Corrente di corto circuito (Isc)
Amps
8,07
Tensione di circuito aperto (Voc)
Volts
44,50
Tensione al punto di massima potenza (Vmp)
Volts
34,77
Corrente al punto di massima potenza (Imp)
Amps
7,57
°C
43,2
Cambiamento di Voc con temperatura
mV/°C
-0,335
Cambiamento di Isc con temperatura
%/°C
0,042
Coefficiente termico Pmax
%/°C
-0,454
°C
-40 a +95
Volts
1000
Wp
300
NOCT Nominal operating cell temperature
Temperatura operativa e di mantenimento
Tensione massima di sistema
Potenza di picco (Wp)
Tecnologia costruttiva
Silicio policristallino
Corrente di corto circuito (Isc)
Amps
8,61
Tensione di circuito aperto (Voc)
Volts
48,14
Tensione al punto di massima potenza (Vmp)
Volts
37,08
Corrente al punto di massima potenza (Imp)
Amps
8,09
°C
46
Cambiamento di Voc con temperatura
mV/°C
-0,335
Cambiamento di Isc con temperatura
%/°C
0,042
Coefficiente termico Pmax
%/°C
-0,454
°C
-40 a +95
Volts
1000
NOCT Nominal operating cell temperature
Temperatura operativa e di mantenimento
Tensione massima di sistema
Ogni modulo FV sarà dotato di due/tre diodi di by-pass montati nella scatola di
connessione dei morsetti aventi un grado di protezione IP65. I morsetti saranno del tipo a
innesto rapido .
Il modulo avrà conformità normativa : IEC 61215 , IEC 61730.
I moduli avranno una garanzia totale di 10 anni ; 12 anni di garanzia sul 90% della Pmax ;
25 anni di garanzia sul 80% della Pmax .
Tutti i moduli confluenti a un inverter devono avere assolutamente le medesime
caratteristiche tecniche.
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5.6 Strutture di appoggio dei moduli
Le strutture di sostegno saranno posizionate in maniera tale da appoggiarsi direttamente
al tetto a falda , in modo da garantire l’orientamento già ottimale del tetto (sud) con tilt
circa 30° ; in tal modo si garantisce la massima insolazione nel periodo annuale e la
massima producibilità su base annua .
I moduli fotovoltaici hanno prestazioni meccaniche idonee a sopportare i carichi statici di
pressione di neve e vento secondo la normativa vigente.
La struttura sarà ad elementi modulari standard di fabbrica ,composta in materiale
preferibilmente di alluminio o in acciaio inox . Sui correnti si fisseranno i moduli fotovoltaici
tramite sistemi di aggancio ,standard di fabbrica , del medesimo materiale . E’ opportuno
che la medesima struttura possa consentire l’alloggio dei cavi di collegamento tra i moduli
.
La struttura di sostegno dei moduli sarà, altresì, certificata dal fabbricante relativamente
alle sollecitazione statiche che possano insistere sui medesimi , oltre dal peso dei moduli
anche dai carichi accidentali .
Non si procede ad una verifica statica della copertura dell’edificio in quanto il peso
complessivo dei moduli , dei sostegni e della zavorra , in kg/mq ,è ampiamente inferiore al
sovraccarico accidentale di calcolo dei solai medesimi .
5.7 Quadro di sezionamento CC
La serie dei moduli che si collegano all’inverter formano la stringa .
Ogni stringa o un parallelo di più stringhe prima del collegamento all’inverter sarà attestata
in un quadro di campo.
Il quadro di campo consente di mettere fuori tensione la stringa a valle della medesima .
Il Q.C. pertanto , generalmente , sarà costitutio dai seguenti componenti :
-sezionatore e protezione sovracorrente realizzata da sezionatore e fusibili o da
interruttore megnetotermico per CC. ;
-protezione da sovratensioni ;
-morsetterie ingresso/uscita ;
-ingressi/uscita dal quadro con idonei pressa cavi .
Il quadro sarà del tipo per esterno con grado di protezione minimo IP55, conforme alle
norme EN 60439-1 e IEC 439-1.
5.8 Inverter
Dal quadro di campo FV ci si collega all’inverter che provvede alla trasformazione della
corrente continua alla alternata idonea al collegamento alla rete pubblica .
L’inverter è del tipo trifase e la rete elettrica di utente è trifase .
Si utilizzeranno 2 inverter , questi porrano le uscite in parallelo ,ognuna agganciata ad una
fase del sistema, con neutro comune ,in modo da collegarsi ad un contatore di produzione
trifase , in parallelo con la rete di utente .
Le caratteristiche dell’inverter sono :
Potenza nominale (trifase)
18 kW
Potenza massima (trifase)
19 kW
Tensione massima a vuoto
1000 V
Tensione nominale d’ingresso
360 V
Tensione minima d’ingresso per MPPT
0,7 Vstart
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Corrente nominale
60
Corrente massima
64
Campo di variazione tensione di ingresso
Tensione attivazione Vstart
0,7 Vstart-950V
250 nominale
Efficienza massima
97,8%
Tensione nominale di rete
400 V
Frequenza di uscita
50 +/- 2 Hz
Potenza uscita
18kW
Pmax
19 kW
Imax
34 A
Grado di protezione IP
IP65
Scaricatori di sovratensione
Variatori lato AC
Dispositivo rilevamento guasto a terra
Intervallo frequenza
Sfasamento
Protezione inversione polarità
Raffreddamento
installati su ogni polarità
3
si
47…53
0°
si
Ventilazione naturale
Il dispositivo rispetta completamente le norme CEI 11-20 , CEI 0-16, CEI 0-21 e
successive , conforme alle modalità grid-connected, che regolamenta l’allacciamento dei
generatori elettrici alla rete di distribuzione dell’energia elettrica; esso è dotato sia di
protezione contro il sovraccarico (dispositivo di generatore) che di protezioni di minima e
massima tensione e frequenza (dispositivo di interfaccia).
L’impedenza della rete è monitorata per mezzo dell’ENS, il funzionamento in isola è
escluso. In caso di guasto nella linea (blocco della erogazione da parte della azienda
fornitrice o danni alla linea) l’inverter interrompe immediatamente l’erogazione
precludendo pericolose tensioni alle linee ed evitando qualsiasi pericolo per le persone.
5.9 Sistema interfaccia
Il sistema di interfaccia è integrato all’interno dell’inverter quindi il medesimo garantisce la
conformità alle normative vigenti per il funzionamento in connessione alla rete .
II dispositivo di interfaccia deve provocare il distacco dell'intero sistema di generazione in
caso di guasto sulla rete elettrica.
Il riconoscimento di eventuali anomalie sulla rete avviene considerando come anormali le
condizioni di funzionamento che fuoriescono da una determinata finestra di tensione e
frequenza.
La protezione offerta dal dispositivo di interfaccia impedisce, tra l'altro, che l'inverter
continui a funzionare, con particolari configurazioni di carico, anche nel caso di black-out
esterno.
Questo fenomeno, detto funzionamento in isola, deve essere assolutamente evitato,
soprattutto perché può tradursi in condizioni di pericolo per il personale addetto alla ricerca
e alla riparazione dei guasti.
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Descrizione generale e caratteristiche tecniche del Grid Monitor
Caratteristiche di funzionamento
- Soglie frequenza 47…53 Hz
- Tempo di ripristino da allarme 5 sec.
- Reset allarmi memorizzati
manuale
-Test dispositivo
manuale
- Display allarmi presenti
-Display allarmi memorizzati
5.10
Acquisizione dati
L’impianto sarà predisposto per l’acquisizione dati da parte esterna .
Sarà presente pertanto un data logger collegato al gruppo di inevrter che collegato via
internet , intranet e simili consente di monitorare l’impianto nei suoi parametri più
significativi :irragiamento ; tensione di rete; corrente di rete; frequenza di rete; potenza
attiva generata verso rete; energia netta fornita alla rete (energia risparmiata); temperatura
interna all’inverter. Il sistema consente altresì di verificare eventuali anomalie sull’impianto
.
Un idoneo software di gestione consente altresì di evidenziare e stampare report di
performance e di allarme.
All’interno della scuola sarà posizionato un sinottico con visualizzatore LED della potenza
istantanea dell’impianto e della energia prodotta cumulata .
5.11
cavi elettrici e cablaggio
I cavi sono dimensionati e sistemati in modo da semplificare e ridurre al minimo le
operazioni di montaggio e con particolare riguardo al contenimento delle cadute di
tensione (evitare lunghezze eccessive).
I cavi devono soddisfare i seguenti requisiti :
 tipo autoestinguenti e non propaganti l’incendio;
 cavi del tipo unipolare per i circuiti di potenza;
 estremità stagnate oppure terminate con idonei capicorda.
 I cavi, lato CC nel caso specifico saranno del tipo FG21M21 CEI 20-91 specifici e
idonei per impianti fotovoltaici
 I cavi lato CA saranno del tipo FG21M21 o FG7
La caduta di tensione totale, valutata dal modulo fotovoltaico più lontano fino all’ingresso
cc del gruppo di conversione è mantenuta entro l’ 2% e comunque tale da garantire la
potenza in uscita. Le sezioni, secondo le indicazioni dello schema esecutivo, sono scelte
in modo da contenere le perdite nei limiti previsti.
La sezione del cavo lato CC, per ogni stringa, sarà di 4 mmq , idoneo per una lunghezza
massima di 50 m .
Il calcolo tiene conto oltre che dei fattori di correzione previsti anche della variazione di
tensione dei moduli per effetto della temperatura , pertanto viene considerata una tensione
minima di calcolo 185 V .
I cavi lato CA , uscita dall’inverter sono di sezione 16 mmq in modo da contenere
comunque la CDT entro il 3% , considerata una lunghezza max dall’inverter alla interfaccia
con la rete di 100 m .
Il cablaggio dei moduli Fv deve essere realizzato nelle morsettiere all’interno delle scatole
di giunzione.
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I cavi tra i moduli a formare le stringhe devono essere posati opportunamente fissati alla
struttura tramite fascette o inseriti negli appositi canali costituiti dagli stessi profilati
costituenti le strutture di supporto , e comunque canalizzati in modo da essere a vista.
I cavi condotti ai gruppi di conversione devono essere posati in tubo/canalina fissato a
pavimento, a muro o sulla struttura di sostegno dei tralicci. I tubi devono essere in
materiale plastico autoestinguente del tipo flessibile o rigido con livello di protezione IP 55.
La posa a terra deve essere adeguatamente protetta.
Per la protezione meccanica dei cavi lungo le discese devono essere installati dei tubi
garantendo, per il collegamento con i quadri , un livello di protezione analogo a quello dei
quadri stessi.
5.12
Quadro lato CA e di consegna dell’energia
Il quadro di consegna dell’energia effettua il collegamento in parallelo dell’ inverter alla rete
elettrica di distribuzione in bassa tensione trifase. Comprende anche i dispositivi di
interruzione, protezione e contabilizzazione dell’energia in conformità alle prescrizioni
normative , direttive AEEG vigenti , e unificazioni della Società Elettrica (ENEL
Distribuzione documento , CEI 0-16 ,CEI 0-21 ,CEI 11-20) .
Il quadro lato ca contiene la protezione lato ca ;esso comprende il sezionamento di ogni
singolo inverter e il collegamento al contatore di produzione . A valle del contatore di
produzione sarà la protezione generale di tipo differenziale per il sezionamento e la
protezione da sovraccarico , corto circuito e dai contatti indiretti : interruttore
magnetotermico differenziale tipo B , curva C .
5.13
Scambio sul posto
L’impianto è costruito per consentire
modalità dello scambio sul posto .
la connessione e la richiesta di incentivo nella
6 DIMENSIONAMENTO DEL SOLARE
Premessa
La taglia dell'impianto fotovoltaico e di conseguenza la sua potenza di targa deve essere
scelta in relazione alle esigenze dell'utenza, in base ai consumi elettrici dell'utenza stessa
e alle condizioni di irraggiamento solare del luogo di installazione dell'impianto.
L'utenza in questo caso sarà la scuola Ist. Magistrale di Partanna . L'impianto
fotovoltaico sarà installato sulla copertura a falda della scuola e sarà connesso alla
rete pubblica del distributore locale di energia elettrica in prossimità del punto di consegna
(consegna trifase a bassa tensione 400 V).
Da un'analisi dei consumi elettrici storici della scuola si può stimare che il consumo medio
annuo di energia elettrica attiva della struttura scolastica è pari a circa 90 MWh .
La dimensione del campo fotovoltaico è determinata soprattutto dalla disponibilità del tetto
, quella parte che garantisce la massima produzione . Le parti non utilizzate infatti sono
particolarmente ombreggiate e quindi ritenute non idonee . Di quelle non ombreggiate
alcune sono utilizzate per altri impianti tecnici .
Si utilizzera pertanto i tetti a falda presenti con esposione pressoché sud . Di cui una parte
presente nell’auditorium , un’altra nel fronte strada delle’edificio aule .
La taglia dell’impianto utilizzando tali tetti è di circa 36.0 kWp.
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6.4 Dati di irraggiamento solare
Come per qualsiasi impianto ad energia rinnovabile la fonte primaria risulta aleatoria e
quindi solo statisticamente prevedibile. Per avere riferimenti oggettivi sui calcoli di
prestazione dei sistemi, si fa riferimento a pubblicazioni ufficiali che raccolgono le
elaborazioni di dati acquisiti sul lungo periodo fornendo così medie statistiche raccolte in
tabelle di anni-tipo, ed alla norma UNI 10349 .
-Sito di installazione
Sito di installazione : Partanna
Irrag
:1860
Località di riferimento: Trapani
Orientamento pannelli = Sud
Angolo di inclinazione pannelli = 30°C
Dalla UNI 10439 risulta che la radiazione media sul piano orizzontale , riferita alla località
è di 1860 kWh/mq/anno sul piano orizzontale .
Se teniamo conto della migliore situazione che si crea orientando a sud i pannelli con
inclinazione di 30°C sull’orizzontale si può ritenere di avere un irraggiamento superiore .
Questa situazione verrà tenuto in conto nel seguito nel calcolo della producibilità
dell’impianto .
A riferimento iniziale si prende , pertanto, la radiazione media annua orizzontale a Trapani
proveniente dalla UNI 10439 pari a 1860 kWh/mq .
6.5 Bilanci di potenza energetica
L’impianto è stato progettato , nella scelta dei componenti e nella disposizione di impianto
per avere un rendimento complessivo >=80% .
Infatti si ha una potenza di picco dell’impianto FV in CC definita dalla somma delle
potenze dei singoli moduli che lo compongono, misurate in condizioni standard (radiazione
1 kW/mq a 25°C) pari a :
Ptot = Pmod * N mod = 75*250+60*300=18.750+18.000= 36.750 Wp
La potenza nominale effettiva verso la rete elettrica (Pca) tiene conto delle perdite del
sistema dovuto al discostarsi dalle condizioni standard ed alle perdite per la
trasformazione della corrente da continua in alternata, si riportano di seguito le perdite
ipotizzate:
Perdite per scostamento dalle condizioni di targa (temperatura)
5%
Perdite per riflessione
2%
Perdite per mismatching tra stringhe (moduli)
2%
Perdite in corrente continua
1%
Perdite sul sistema di conversione cc/ca (stimato medio annuo)
7%
Perdite per polluzione dei moduli
1%
Per cui il rendimento stimato risulta essere pari ,N = 82%, che comunque per sicurezza si
approssima al 80% .
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Oltre I rendimenti suddetti occorre comunque prendere in considerazione dei fattori
correttivi migliorativi che tengono conto della migliore situazione dei moduli , inclinazione
ottimale , della radiazione riflessa su moduli inclinati , tali coefficienti vengono presi in
considerazione da fonte ABB .
L’energia elettrica che un impianto fotovoltaico può produrre nell’arco di un anno dipende
soprattutto da:
• disponibilità della radiazione solare;
• orientamento ed inclinazione dei moduli;
• rendimento dell’impianto fotovoltaico.
Per determinare l’energia elettrica che l’impianto può produrre in un fissato intervallo di
tempo si prende in considerazione la radiazione solare relativa a quell'intervallo di tempo,
assumendo che le prestazioni dei moduli siano proporzionali all’irraggiamento.
I valori della radiazione solare media in Italia si possono desumere da:
• norma UNI 10349: riscaldamento e raffreddamento degli edifici. Dati climatici;
Per Trapani Eam =1867 kWh/mq
Partendo dalla radiazione media annuale Eam per ottenere l’energia attesa prodotta
all’anno Ep per ogni kWp, si procede attraverso la seguente formula:
Ep = Ema x hBOS x Fcorr [kWh/kWp]
dove:
hBOS (Balance Of System) è il rendimento complessivo di tutti i componenti dell’impianto
fotovoltaico a valle dei pannelli (inverter, connessioni, perdite dovute all’effetto della
temperatura, perdite dovute a dissimmetrie nelle prestazioni, perdite per ombreggiamento
e bassa radiazione, perdite per riflessione…).
Fcorr è un ulteriore fattore correttivo migliorativo dipendente :
-della migliore posizione dei pannello con riferimento agli angoli di azimut (scostamento
rispetto alla posizione sud ) e all’angolo del pannello rispetto alla posizione orizzontale
(massimizzata con angolo di 30 °C) .
-un pannello non orizzontale riceve, oltre alla radiazione diretta e diffusa, anche la
radiazione riflessa dalla superficie circostante in cui si trova (componente di albedo).
Solitamente si assume un fattore di albedo 0,2 .
Per la valutazione della producibilità annua di energia elettrica di un impianto fotovoltaico è
in genere sufficiente applicare alla radiazione media annuale sul piano orizzontale i
coefficienti correttivi (vedi pubblicazione ABB) :
Sud e isole: orientamento sud, inclinazione 30 °C, Coeff=1,11
Si stabilisce , pertanto, un rendimento= 80 , e Fcorr= 1.09 .
Ep = Ema x hBOS x Fcorr [kWh/kWp]
Ep=36.000x0,80 x 1,11 x 1867=60.000 kWh circa .
Considerata una vita media dell’impianto di 20 anni, la producibilità complessiva è di
60.000*20/1000=1200 MWh
Alla producibilità annua indicata corrisponde un risparmio di carburante, fissato il fattore di
conversione tra MWh e TEP, pari a: TEP/MWh=0.25 ; TEP tonnellate equivalenti di
petrolio
0.25x60.000/1000=15 T
per 20 anni di producibilità
15x20=300, risparmio in TEP
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
7 DIMENSIONAMENTO FISICO IMPIANTO
Il generatore FV è dimensionato in modo tale che la quantità di energia elettrica da esso
producibile su base annua (in corrente alternata) sia inferiore a quella normalmente
consumata, sempre su base annua .
La connessione alla rete e l’incentivo alla produzione viene stabilita nella modalità dello
scambio sul posto .
In riferimento all’esposizione il campo FV verrà installato sulla copertura piana del
fabbricato e sarà esposto a Sud.
L’impianto ha lo scopo di produrre energia elettrica in collegamento alla rete di
distribuzione di bassa tensione in corrente alternata trifase.
Nel punto di consegna, secondo le specifiche descritte, la tensione è di 400 Vac trifase
con frequenza di 50 Hz.
La potenza del generatore FV pari a 36 kWp è intesa come somma delle potenze di targa
o nominali di ciascun modulo misurata in condizioni standard (STC: Standard Test
Condition), le quali prevedono irraggiamento pari a 1000 W/m2 con distribuzione dello
spettro solare di riferimento di AM=1,5 e temperatura delle celle di 25°C, secondo norme
CEI EN 904/1-2-3.
7.1 Generatore.
La potenza totale del campo FV è 36 kWp . Il lato FV è formato da 11 stringhe ; cinque di
esse , situate sul tetto dell’auditorium , formano un campo fotovoltaico e fanno capo a un
inverter . Le altre sei , situate sul tetto scuola, formano un altro campo collegato al
secondo inverter . Si hanno pertanto 11 stringhe e due inverter trifase da 18 kW circa .
Ogni stringa, sezionabile e provvista di diodi di blocco .
Ogni gruppo di conversione è idoneo al trasferimento della potenza dal generatore
fotovoltaico alla rete, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili.
L’impianto fotovoltaico è costituito da 75 moduli da 250 Wp , aventi una potenza
complessiva di 18750 Wp , 60 mod da 300 W per 18.000 Wp.
-Sub-campo auditorium : costituito da cinque stringhe collegate elettricamente in parallelo;
Ogni stringa composta da 15 moduli collegati elettricamente in serie, 3.750 Wp, 5 stringhe
pari a 18.750 Wp ;
-Sub campo scuola : costituito da 6 stringhe in parallelo , ogni stringa da 10 mod da 300
Wp, 3000 Wp per stringa , 18.000 Wp totale .
Ogni sub campo perviene a un proprio inverter da 18 kW nominale DC
Il controllo e la conversione della potenza elettrica (in regime corrente continua) da ogni
sub campo è gestito dall’inverter .
I moduli fotovoltaici sono dotati di diodi di by-pass, ogni stringa è dotata di diodo di blocco.
Come da disegno è previsto l’utilizzo di inverter con doppio ingresso di stringa , pertanto,
la coppia di stringhe si collegherà direttamente all’inverter senza alcun parallelo di stringa .
I sei sub-campi ,lato CC , sono gestiti come sistemi IT, cioè con nessun polo attivo
connesso a terra.
La tensione ai capi di ogni stringa è funzione delle caratteristiche elettriche dei moduli
fotovoltaici utilizzati e dal numero dei moduli collegati in serie. Un altro parametro
molto importante è la temperatura dei moduli che influenza la tensione a circuito aperto,
e di conseguenza la tensione alla massima potenza, della stringa. L’irraggiamento
solare invece influisce sul valore della corrente erogabile dai moduli e quindi la
potenza elettrica prodotta istantaneamente dall'impianto.
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
I valori di tensione a vuoto (Voc) di ogni stringa sarà valutato in un range di temperatura
mimimo-massimo , in modo che il range di tensione sia compreso tra i valori con cui
l’MPPT dell’inverter è in grado di agganciare sia l’impianto che il punto di massima
potenza . Il valore di corrente massimo di stringa sarà invece quello massimo previsto per
ogni singolo modulo fotovoltaico come corrente di corto circuito .
Per il collegamento in serie dei moduli fotovoltaici, considerando il luogo di posa esterno,
si opta per un cavo a doppio isolamento idoneo per impianti fotovoltaici , tipo FG21M21
0,6/1 kV.
Si è scelto per la realizzazione dei collegamenti tra i moduli, un cavo unipolare di sezione
pari a 6 mmq.
I moduli adottati nell’impianto in oggetto sono dotati di cavi Multi-Contact (definiti
MC-plug), l’utilizzo di queste connessioni favorisce, in fase realizzativa, i collegamenti in
serie in modo efficace e rapido, oltre ad avere un ottima tenuta meccanica della
connessione.
Come detto i moduli saranno installati sulla copertura piana dell'edificio scolastico .
La disposizione sarà tale da ridurre al massimo
l'ombreggiamento
dovuta alla
conformazione dell'orizzonte orografico e agli edifici circostanti la scuola .
Non si ha ombreggiamento tra le file in quanto le stesse sono posizionate a sarà realizzata
una unica fila parallela al fronte edificio .
7.2 Quadri di campo
A monte di ogni inverter si prevede di installare un quadro per il collegamento in parallelo
delle stringhe, il sezionamento, la misurazione e il controllo dei dati in uscita dal
generatore.
Le stringhe di ogni sub-campo saranno collegate in parallelo o direttamente al proprio
ingresso dell’inverter . Ogni stringa si attesterà, prima del collegamento all’inverter, entro
una propria scatola termoplastica ,grado di protezione IP65 , idonee alla posa esterna.
Per il collegamento dei terminali (definiti poli della stringa) fino ai quadri di parallelo, si
utilizzeranno cavi di tipo unipolare a doppio isolamento di tipo FG21 M21 0,6/1 kV di
sezione pari a 4/6 mm2.
I quadri di parallelo o di stringa saranno posti in prossimità del campo fotovoltaico ,
fissati alla struttura di supporto dei moduli o fissati al vano tecnico situato sul terrazzo .
Non sarà ammesso il parallelo di stringhe non perfettamente identiche tra loro per
esposizione, e/o marca, e/o modello, e/o numero dei moduli impiegati.
Ogni stringa , per le operazioni di manovra e protezione, conterrà i seguenti componenti:
-interruttori magnetotermici per corrente continua , 800 V, 10/12 A, valore scelto sulla base
del tipo di modulo fotovoltaico impiegato nell’impianto, allo scopo di connettere e
disconnettere la relativa stringa dall’impianto, per eventuali opere di manutenzione e/o
controllo, o equivalenti.
-Morsetti linea montante (Ingresso/Uscita).
-Diodo di blocco Tipo KBPC 25 – 1000 V 25 A, o equivalenti.
-Scaricatori di sovratensione :
Compito degli scaricatori di sovratensione, adottati sul lato corrente continua, è
quello di agire prontamente al propagarsi nei cavi di eventuali forze elettromotrici indotte
con caratteristica (8/20), (cioè sono efficaci per fronti ripidi di tensione avente tempo di
salita del fronte d’onda pari a 8 microsecondi, e tempo di discesa del fronte d’onda pari
a 20 microsecondi), e corrente di cresta di 15 kA, scaricando il picco di sovratensione
verso terra.
Saranno in numero pari a 2, uno per ogni cavo attivo del parallelo delle stringhe .
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
In riferimento ai valori di tensione caratteristici della configurazione di sub-campo adottata
(i sei sub- campi sono identici sia dal punto di vista elettrico che espositivo, sono stati
scelti:
-Sui terminali del parallelo elettrico delle stringhe, sono stati adottati scaricatori di
sovratensione con una tensione di riferimento scaricatore (tensione d’esercizio massima
ammissibile) pari a 750 Vdc, da mettere in relazione con la massima tensione verificabile
in condizioni di circuito aperto (VOC) pari 600 V, corrispondente alla tensione di circuito
aperto risultante alla temperatura di -10°C .
7.3 Convertitore statico cc/ca (Inverter)
La produzione energetica del campo fotovoltaico è gestita in fase di conversione DC/AC
da 2 inverter trifase , uno per ogni sub-campo, mediante il quadro d’interfaccia alla rete
sono gestiti in modalità trifase, in conformità alle prescrizioni previste dalla norma
CEI 11-20 , CEI 0-21 e dalle specifiche del Distributore locale consentendo la loro
connessione in parallelo alla rete pubblica.
L’inverter proposto è un apparecchio con un efficienza del convertitore statico superiore al
97.8 % ed un risultato globale che può raggiungere il 97%.
Ingresso lato CC gestibile con poli non connessi a terra , ovvero con sistema IT.
La macchina ha protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione
e frequenza della rete , per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle
norme CEI 11-20 e s.m.i. ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset
automatico delle protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.
Il convertitore si pone immediatamente in stand-by in mancanza di insolazione, e ripristina
il proprio funzionamento non appena le condizioni tornano favorevoli.
L’algoritmo MPPT integrato mantiene continuamente il campo fotovoltaico nelle migliore
condizioni operative.
Campo di tensione di ingresso adeguato alla tensione di uscita del generatore FV.
L’inverter prevede un display integrato che rende disponibili una grande quantità di dati di
impianto. Tra questi il conteggio dell’energia attiva e reattiva erogata e le ore di
funzionamento. L’apparecchio incorpora una seriale standard RS 485 per PC e
telecontrollo eventuale. L’inverter è costituito principalmente da:
- sezione di arrivo del campo con organo di sezionamento e misure;
- convertitore statico provvisto di logiche di comando, protezioni, autodiagnostica e
misure;
L'inverter qui descritto potrà essere sostituito con uno equivalente.
-Tensione di avvio: 250 V
-Tensione massima di sistema: 1000 V
- Corrente massima: 64 A
-Potenza: nominale 18 kW , potenza max DC 19 kW .
-Range di tensione del MPPT: 270-800 Vcc
Uscita verso la rete:
-potenza 18 kW
Tensione di rete: 400 V nominali trifase. Corrente di rete: 30 A nominale
Frequenza: 47….53.
Fattore di potenza: 1
Senza trasformatore di isolamento
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Magistrale-Partanna
Dispositivi di sicurezza:
Misurazione isolamento DC : avviso se R isol < 500kW (chilo ohm).
Protezione inversione polarità: Integrata.
Comportamento in condizioni di sovraccarico DC: Spostamento del punto di lavoro.
Comunicazioni attraverso il display presente sull’inverter:
Tensione solare; corrente solare; tensione di rete; corrente di rete; frequenza di rete;
potenza attiva generata verso rete; energia netta fornita alla rete (energia risparmiata);
temperatura interna all’inverter. Gli stessi parametri sono rilevabili attraverso una porta
RS-485 o sistema equivalente per la lettura esterna tramite PC in remoto .
Calcoli
Sub campo tipo 1
Inverter
Tensione d’ingresso massima: 900 Vdc
Numero di canali MPPT indipendenti: 2
Range operativo per ogni MPTT: 200<V<800
Pannello fotovoltaico
Tensione di funzionamento: 34,77 V
Tensione massima (circuito aperto): 44,50 V
Imp : 7,57
Isc : 8,07
Variazione corrente con la temperatura: +0,042% / °C=Variazione tensione a vuoto con la temperatura: -0,335mV/°C=0,149mV/°C
Variazione tensione funzionamento con la temperatura: -0,434%/°C=-0.151mV/°C
Nel dimensionamento dell’impianto si considera il range di temperatura del pannello ‐10°C +
70°C.
Limiti di tensione
Tensione minima in CC
Tensione minima pannello fotovoltaico
V[70 °C] = Vmp+0,151*(25-70)=34,77+0,151(25-70)=27,97
Stringa
V(70)=15*27,97=419,55>Vmpp min(200V)
Tensione massima pannello fotovoltaico
V(-10)= Vmp+0,151*(25+10)=34,77+0,151(25+10)=40,05
Stringa
V(-10)=15*40,05=607,5<Vmpp max(800)
Tensione a vuoto max
Vomax(-10)=Voc+0,151*(25+10)=44,50+0,151*(25+10)=49,785
49,785*15=746,77<Vmmax(900V)
Oppure
Vomax=1.2*Voc*n. moduli=1.2*44,50*15=801,0<Vmax(900V)
Limiti di corrente
Istringa=1,25Isc=10.1°
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Magistrale-Partanna
Imax inverter(x ogni ingresso mpp)=4*10.1=40,4 inferiore alla corrente massima inverter
Sub campo tipo 2
Inverter
Tensione d’ingresso massima: 900 Vdc
Numero di canali MPPT indipendenti: 2
Range operativo per ogni MPTT: 200<V<800
Pannello fotovoltaico
Tensione di funzionamento: 37,08 V
Tensione massima (circuito aperto): 48,14 V
Imp : 8,09
Isc : 8,61
Variazione corrente con la temperatura: +0,042% / °C=Variazione tensione a vuoto con la temperatura: -0,335mV/°C=0,149mV/°C
Variazione tensione funzionamento con la temperatura: -0,434%/°C=-0.151mV/°C
Nel dimensionamento dell’impianto si considera il range di temperatura del pannello ‐10°C +
70°C.
Limiti di tensione
Tensione minima in CC
Tensione minima pannello fotovoltaico
V[70 °C] = Vmp+0,151*(25-70)=37,08+0,151(25-70)=30,285
Stringa
V(70)=10*30,285=302,85>Vmpp min(200V)
Tensione massima pannello fotovoltaico
V(-10)= Vmp+0,151*(25+10)=37,08+0,151(25+10)=42,365
Stringa
V(-10)=10*42,365=423,65<Vmpp max(800)
Tensione a vuoto max
Vomax(-10)=Voc+0,151*(25+10)=48,14+0,151*(25+10)=53,425
53,425*10=534,25<Vmmax(900V)
Oppure
Vomax=1.2*Voc*n. moduli=1.2*48,14*10=577,68<Vmax(900V)
Limiti di corrente
Istringa=1,25Isc=10.76
Imax inverter(x ogni ingresso mpp)=4*10,76=43,04 inferiore alla corrente massima inverter
7.4 Collegamenti
Dopo aver realizzato il quadro di campo , questi saranno collegati all’inverter con cavi
FG21M21 o FG7 0,6/1 kV 4-6 mmq .
A valle degli inverter sarà effettuato il parallelo lato alternata in modo da agganciare
ciascun inverter alle fasi dell’impianto L1, L2, L3 e costitutire una unica linea trifase che
raggiunge il gruppo di misura della produzione di impianto .
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
Gli inverter e il quadro di uscita saranno installati nel medesimo terrazzo ove sono installati
i moduli FV ,in posa a parete .
Il gruppo di misura della produzione FV sarà istallato nel locale QG della scuola . I
contatori della energia prelevata o immessa in rete saranno collocati nell’attuale
collocazione dei contatori .
I cavi di discesa saranno in posa contenuta in tubo di metallo o termoplastico , si è stimato
che il percorso di tali cavi fino al locale “contatori”, a circa 40/50 metri.
Collegamenti di terra
In riferimento alla norma CEI 64-8, il conduttore di terra può assumere la stessa
sezione del conduttore di potenza se quest’ultimo non supera i 16 mm2 ed è costituito
dallo stesso materiale conduttore; nell’impianto in oggetto la sezione del cavo di terra sarà
di 16 mm2 pari alla sezione dei cavi di collegamento dei quadri inverter al collegamento
alla rete (quadro generale portineria).
7.5 Calcolo cavi
I cavi elettrici sono calcolati per il lato CC e il lato CA .
Per ogni lato si è fissata la c.d.t entro il 2% .
Il calcolo su base computerizzata da i seguenti risultati:
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o
l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:
-verde (obbligatorio)
-Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio)
-Conduttore di fase: grigio / marrone
-Conduttore per circuiti in C.C. : chiaramente siglato con indicazione del positivo con “+” e
del negativo con “–“
Cablaggio: Cavo di stringa (CC)
Descrizione
Valore
Identificazione:
Lunghezza complessiva:
Lunghezza di dimensionamento:
Circuiti in prossimità:
Temperatura ambiente:
Tabella:
Posa:
FG21M21 1x4 0.6/1kV AC -0,9/1,5 CC
12 m
15 m
2
30°
CEI-UNEL 35024/1
cavi unipolari con guaina sospesi a od
incorporati in fili o corde di supporto
Strato su scala posa cavi o graffato ad
un sostegno
Unipolare
Rame
FG21M21 0.6/1 kV
EPR
2x(1x4)
1
4 mm²
1
4 mm²
Disposizione:
Tipo cavo:
Materiale:
Designazione:
Tipo di isolante:
Formazione:
N° conduttori positivo/fase:
Sez. positivo/fase:
N° conduttori negativo/neutro:
Sez. negativo/neutro:
N° conduttori PE:
Sez. PE:
Tensione nominale:
Tensione di calcolo
Corrente d’impiego:
Corrente di c.c. moduli
Corrente di calcolo
Portata
390 V
250 V
8,09 A
8,61 A
10 A
26
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
CDT%
0.2
Cablaggio: Stringa - Q. Campo (CC)
Descrizione
Valore
Identificazione:
Lunghezza complessiva:
Lunghezza di dimensionamento:
Circuiti in prossimità:
Temperatura ambiente:
Tabella:
Posa:
FG21M21 1x4 0.6/1kV AC -0,9/1,5 CC
30,0 m
30,0 m
2
30°
CEI-UNEL 35024/1
cavi unipolari con guaina in tubi
protettivi circolari posati su pareti
Raggruppati a fascio, annegati
Unipolare
Rame
FG21M21 0.6/1 kV
EPR
2x(1x6)
1
6 mm²
1
6 mm²
Disposizione:
Tipo cavo:
Materiale:
Designazione:
Tipo di isolante:
Formazione:
N° conduttori positivo/fase:
Sez. positivo/fase:
N° conduttori negativo/neutro:
Sez. negativo/neutro:
N° conduttori PE:
Sez. PE:
Tensione nominale:
Tensione di calcolo
Corrente d’impiego:
Corrente di c.c. moduli
Corrente di calcolo
Portata
CDT%
390 V
250 V
8,09 A
8,61 A
10A
34
1,0
Cablaggio: Q. Campo - Inverter (CC)
Descrizione
Valore
Identificazione:
Lunghezza complessiva:
Lunghezza di dimensionamento:
Circuiti in prossimità:
Temperatura ambiente:
Tabella:
Posa:
2x6 G-SETTE + FG7OR 0.6/1 KV
5m
5m
1
30°
CEI-UNEL 35024/1
cavi uni-multipolari in tubi protettivi
circolari posati su pareti
Raggruppati a fascio, annegati
Multipolare
Rame
FG7OR 0.6/1 kV
EPR
2x6
1
6 mm²
1
6 mm²
Disposizione:
Tipo cavo:
Materiale:
Designazione:
Tipo di isolante:
Formazione:
N° conduttori positivo/fase:
Sez. positivo/fase:
N° conduttori negativo/neutro:
Sez. negativo/neutro:
N° conduttori PE:
Sez. PE:
Tensione nominale:
Tensione di calcolo
Corrente d’impiego:
Corrente di calcolo
Corrente di c.c. moduli
390 V
250 V
8,09 A
10 A
8,61 A
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
Portata
CDT%
34
0.2
Cablaggio: Inverter - Q. Misura (CA)
Descrizione
Valore
Identificazione:
Lunghezza complessiva:
Lunghezza di dimensionamento:
Circuiti in prossimità:
Temperatura ambiente:
Tabella:
Posa:
G-SETTE - FG7OR 0.6/1 KV
50 m
50 m
1
30°
CEI-UNEL 35024/1
cavi uni-multipolari in tubi protettivi
circolari posati su pareti
Raggruppati a fascio, annegati
Multipolare
Rame
FG7OR 0.6/1 kV
EPR
1x16
1
16 mm²
1
16 mm²
1
16 mm²
400 V
34 A
60 A
1.5
Disposizione:
Tipo cavo:
Materiale:
Designazione:
Tipo di isolante:
Formazione:
N° conduttori positivo/fase:
Sez. positivo/fase:
N° conduttori negativo/neutro:
Sez. negativo/neutro:
N° conduttori PE:
Sez. PE:
Tensione nominale e di calcolo :
Corrente d’impiego e di calcolo:
Portata
CDT%
Cablaggio: Q. Misura - Rete (CA)
Descrizione
Valore
Identificazione:
Lunghezza complessiva:
Lunghezza di dimensionamento:
Circuiti in prossimità:
Temperatura ambiente:
Tabella:
Posa:
G-SETTE - FG7OR 0.6/1 KV
5m
5m
1
30°
CEI-UNEL 35024/1
cavi unipolari in tubi protettivi circolari
posati su pareti o interrati
Raggruppati a fascio, annegati
unipolare
Rame
FG7OR 0.6/1 kV
EPR
4x16+1x16
1
16 mm²
1
16 mm²
1
16 mm²
400 V
60 A
80 A
0.5
Disposizione:
Tipo cavo:
Materiale:
Designazione:
Tipo di isolante:
Formazione:
N° conduttori positivo/fase:
Sez. positivo/fase:
N° conduttori negativo/neutro:
Sez. negativo/neutro:
N° conduttori PE:
Sez. PE:
Tensione nominale:
Corrente d’impiego e di calcolo:
Portata
CDT%
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7.6 Organi di comando e protezione lato CC e AC
Nel lato CC gli organi di comando tengono conto della corrente di stringa e della tensione
massima del sistema per cui si ha :
Protezione di stringa : In 10 A , Vmax 800 V .
Nel lato A.C. sono adottati come dispositivi di protezione dei singoli inverter interruttori
bipolari magnetotermici (uno per inverter), con i seguenti parametri di targa:
Corrente nominale (A)
32
Curva caratteristica
C
Potere d’interruzioone (kA)
6
Interruttore bipolare magnetotermico per la protezione del singolo inverter
Il valore di corrente dell’interruttore sopra menzionato è giustificato dai seguenti
parametri:
-Massima potenza di uscita caratteristica dell’inverter 18.000 W.
-Limite di tensione minima di rete (per la quale ancora non interviene il sistema
elettronico di interfaccia), quindi prossimo al 80% del valore nominale della tensione
stellata di rete (0,8 x 400 V= 320 V).
Mettendo a rapporto i due valori sopra descritti, considerando un fattore di potenza pari
ad 1, si ottiene una corrente pari a circa 32 A, quindi si è scelto per ogni inverter
(ugualmente pilotati da sub-campi identici) un valore di corrente nominale del dispositivo
automatico pari a In = 32 A.
A protezione dell’intero sistema d’interfaccia è impiegato un interruttore quadripolare
magnetotermico con i seguenti parametri di targa:
Corrente nominale (A)
80
Curva caratteristica
C
Potere d’interruzione (kA)
10
Interruttore quadripolare magnetotermico per la protezione del Sistema d’interfaccia
Il valore di corrente dell’interruttore sopra menzionato è funzione della massima
corrente di fase fornita dall'impianto fotovoltaico ,tenuto conto di eventuali differenze di
potenza erogata sui singoli inverter, cioè della massima corrente fornita da un singolo
Inverter. I singoli conduttori di Neutro dei sei singoli inverter sono connessi in un unico
conduttore di Neutro del sistema complessivo, quindi le relative tensioni di fase vengono
ottenute mediante parallelo elettrico sul lato A.C. ottenendo così una terna di tensione di
tipo STELLATA. La rete pubblica, essendo a valor di potenza prevalente (cioè di valore
tipico impedenza di rete praticamente trascurabile), impone la frequenza di rete in
termini di fase.
Collegamento alla rete elettrica
A valle del misuratore di protezione , per il collegamento alla rete elettrica , sistema TT,
viene scelto un interruttore magnetotermico differenziale .
Si è scelto un interruttore automatico magnetotermico avente valore di corrente nominale
In =80 A.
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Tale valore è superiore al valore erogabile dagli inverter ma inferiore alla portata del cavo
scelto .
Corrente nominale (A)
80
Curva caratteristica
C
Potere d’interruzione (kA)
10
Interruttore quadripolare magnetotermico per la protezione della conduttura
Corrente nominale (A)
80
Corrente differenziale (A)
0,03
Protezione differenziale della conduttura
Per la connessione a terra delle masse a valle dell’inverter si utilizzerà un cavo di tipo G7
sez 16 mmq fino alla barra quadro di utente .
8 Messa a terra e protezioni
8.4 Impianto di messa a terra
Al fine di garantire la continuità di esercizio del generatore, realizzando idonei sistemi di
protezione per la sicurezza e di tenere elevata l’affidabilità del sistema, si adotterà per il
collegamento a terra della sezione in corrente continua, la soluzione con sistema IT cioè
con tutte le parti attive , lato campo FV ,isolate da terra (sistema flottante).
Affinché il lato in corrente continua dell’impianto fotovoltaico possa essere gestito come un
sistema IT è necessario tutte le parti del sistema elettrico lato C.C. siano a doppio
isolamento e che sia effettuato un controllo dell’isolamento .
Per impianti fino a 20 kWp , la norma , CEI 82-25, consente che non vi sia una
separazione galvanica tra lato CC e lato CA ; l’ inverter pertanto non sarà dotato di
trasformatore di isolamento .
Tutta la parte a monte dell’inverter sarà realizzata a doppio isolamento : moduli, cavi,
scatole, quadri saranno del tipo a doppio isolamento .
A valle dell’inverter il sistema è del tipo con masse connesse a terra . Tutte le masse
dell’impianto vanno collegate tra loro con conduttori di protezione e all’impianto di terra
unico dell’edificio su cui sono installate.
Il sistema sarà altresì dotato di controllo della componente continua sul lato AC che
bloccherà l’inverter, nel caso di iniettamento di CC , tramite intervento di opportuno
dispositivo di interfaccia.
8.5 La protezione contro i contatti diretti
. La protezione contro i contatti diretti è assicurata dall'utilizzo dei seguenti accorgimenti:
- utilizzo di componenti dotati di marchio CE ;
- utilizzo di componenti aventi un idoneo grado di protezione alla penetrazione di solidi e
liquidi;
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
- collegamenti effettuati utilizzando cavo rivestito con guaina esterna protettiva, idoneo per
la tensione nominale utilizzata e alloggiato in condotto portacavi (canale o tubo a seconda
del tratto) idoneo allo scopo.
Alcuni brevi tratti di collegamento tra i moduli fotovoltaici non risultano alloggiati in tubi o
canali.
Questi collegamenti, tuttavia, essendo protetti dai moduli stessi, non sono soggetti a
sollecitazioni meccaniche di alcun tipo, ne risultano ubicati in luoghi ove sussistano rischi
di danneggiamento.
8.6 La protezione contro i contatti indiretti
Lato CC : doppio isolamento.
Lato CA , è assicurata dal seguente accorgimento:
- collegamento al conduttore di protezione PE di tutte le masse, ad eccezione degli
involucri metallici delle apparecchiature di Classe II;
-verifica, da eseguire in corso d'opera o in fase di collaudo, che i dispositivi di protezione
inseriti nel quadro di distribuzione B.T. intervengano in caso di primo guasto verso terra
con un ritardo massimo di 0,4 secondi, oppure che intervengano entro 5 secondi ma la
tensione sulle masse in tale periodo non superi i 50 V.
-La misura è ottenuta con l’utilizzo degli interruttori differenziali .
8.7 Protezioni scariche atmosferiche .
La struttura scolastica senza i moduli è autoprotetta .
L’installazione dei moduli non varia l’altezza complessiva dell’edificio, lo stesso, rimane,
pertanto, autoprotetto.
Tuttavia per motivi economici si ritiene utile installare degli SPD in modo da proteggere
l’impianto da eventuali sovratensioni di origine atmosferica .
Per diminuire la propabilità di scarica elettrica, i cavi di ogni stringa devono essere
installati in modo ma minimizzare la spira di accoppiamento .
Le caratteristiche degli SPD sono indicati nelle tavole grafiche e sopra nella presente
relazione ..
8.8 Sgancio Elettrico Di Sicurezza
I Vigili del Fuoco richiedono che in mancanza di energia elettrica o azionando lo sgancio
elettrico generale non deve esserci presenza di tensione proveniente dal campo
fotovoltaico all’interno del compartimento scolastico .
La prescrizione nel nostro caso è verificata , infatti, essendo gli inverter posizionati nel
terrazzo i medesimi , in caso di mancanza di rete si sganciano e non portano tensione
all’interno della Scuola .
9 VERIFICHE DI COLLAUDO SULL’IMPIANTO
Le verifiche di collaudo previste sono elencate di seguito:
Esame a vista per accertare la rispondenza dell’opera e dei componenti alle prescrizioni
tecniche e di installazione previste dal progetto definitivo;
-Verifica sulle stringhe fotovoltaiche:
 misura dell’uniformità della tensione a vuoto
 misura dell’uniformità della corrente di corto circuito;
-La continuità elettrica e le connessioni tra i moduli;
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Impianto Fotovoltaico relazione:
Magistrale-Partanna
-La messa a terra di masse e scaricatori;
-Misura della resistenza di isolamento dei circuiti tra le due polarità lato corrente continua
a terra e lato alternata tra conduttori e terra;
-Il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza
generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione,
spegnimento, mancanza rete, ecc.);
-La condizione Pcc > 0,85 x Pnom x I / ISTC ove:
 Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con
precisione migliore del 2%;
 Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico;
 I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore
del 3%,
 ISTC è l’irraggiamento in condizioni standard, pari a 1000 W/m2;
Ovvero
-La condizione Pca > 0,9 x Pcc ove:
 Pca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con
precisione migliore del 2%;
Ovvero
-La condizione Pca > 0,75 x Pnom x I / ISTC.
10 GARANZIE E DOCUMENTAZIONE FINALE
L’impianto dovrà essere garantito per 2 anni.
I moduli fotovoltaici dovranno essere garantiti 10 anni sul componente , 25 anni sul
rendimento all’ 80% della potenza di targa.
10.1
Documentazione
L’installatore dovrà rilasciare i seguenti documenti:
 Schede tecniche dei materiali installati
 Dichiarazione di conformità ai sensi della Legge 37/08
 Certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità alla norma
CEI EN 61215 per moduli al silicio cristallino
 Certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità del
convertitore c.c/c.a. alle norme vigenti e in particolare alle CEI 0-16 0-21 .
 Certificati di garanzia relativi alle apparecchiature installate
 Garanzia sull’intero impianto e sulle relative prestazioni di funzionamento
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