Realizzazione parco fotovoltaico da 690,00kW ubicato in Strada Bonincontri Longure, Comune di Asola (MN) (foglio 43, part. 239)
IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
SOMMARIO
PARTE GENERALE ................................................................................................................................................ 8
1. PREMESSA ...................................................................................................................................................... 8
2. DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO ..................................................................................................... 8
2.1
PROCEDURE DI CALCOLO ................................................................................................................ 8
3. DATI RIASSUNTIVI IMPIANTO ..................................................................................................................... 9
3.1
SCHEDA TECNICA DELL'IMPIANTO ................................................................................................. 9
3.2
ENERGIA PRODOTTA ........................................................................................................................ 10
3.3
GENERATORE .................................................................................................................................... 10
3.4
VERIFICHE ELETTRICHE ................................................................................................................. 11
4. PROTEZIONI ................................................................................................................................................ 11
4.1
PROTEZIONI DAI CONTATTI INDIRETTI SISTEMA TN (MT) ........................................................ 11
4.2
PROTEZIONI DAI CONTATTI INDIRETTI SISTEMA BT (TN) ...................................................... 11
4.3
PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI DIRETTI................................................................................ 11
4.4
CONTRIBUTO CORRENTE DI CORTO CIRCUITO .......................................................................... 12
4.5
PROTEZIONE DALLE SOVRACORRENTI LATO C.C. ...................................................................... 12
4.5.1 PROTEZIONE DEI CAVI ................................................................................................................ 12
4.5.2 PROTEZIONE DELLE STRINGHE CONTRO LA CORRENTE INVERSA..................................... 13
4.5.3 COMPORTAMENTO DELL’INVERTER ........................................................................................ 13
4.5.4 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE ..................................................................................................... 13
4.5.5 PROTEZIONE DELLE STRINGHE CONTRO LA CORRENTE INVERSA..................................... 14
4.6
PROTEZIONE DALLE SOVRACORRENTI LATO C.A. ...................................................................... 14
4.6.1 DISPOSITIVI DI MANOVRA E SEZIONAMENTO ......................................................................... 14
4.7
PROTEZIONI DA SOVRATENSIONI ATMOSFERICHE E NON ....................................................... 14
4.8
PROTEZIONE DALLE SOVRATENSIONI .......................................................................................... 15
4.8.1 FULMINAZIONE INDIRETTA ........................................................................................................ 15
4.8.2 PROTEZIONE LATO C.C................................................................................................................ 15
4.8.3 PROTEZIONE LATO C.A. ............................................................................................................... 15
INDICAZIONI INQUINAMENTO ELETTROMAGNETICO ................................................................................ 16
5. SCOPO .......................................................................................................................................................... 16
5.1
PREMESSE E NORMATIVE DI RIFERIMENTO ................................................................................ 16
5.2
CONCLUSIONI.................................................................................................................................... 17
INDICAZIONI GEOLOGICHE ............................................................................................................................. 18
6. ELEMENTI GEOTECNICI ............................................................................................................................ 18
INDICAZIONI STRUTTURE DI SOSTEGNO ....................................................................................................... 19
7. DIMENSIONAMENTO MECCANICO STRUTTURE DI SOSTEGNO ......................................................... 19
7.1
STRUTTURE DI SOSTEGNO .............................................................................................................. 19
7.2
LEGISLAZIONE E NORME DI RIFERIMENTO ................................................................................. 19
7.3
ANALISI DEI CARICHI ....................................................................................................................... 19
DESCRIZIONE COMPONENTI/STRUTTURE IMPIANTO ................................................................................. 21
8. STRUTTURE DI SOSTEGNO........................................................................................................................ 21
9. CAMPO FOTOVOLTAICO ........................................................................................................................... 21
10.
GENERALI CABINE.................................................................................................................................. 22
10.1
STRUTTURA E DIMENSIONI ............................................................................................................. 22
10.2
FONDAZIONE ..................................................................................................................................... 22
10.3
TRATTAMENTI DI FINITURA ............................................................................................................ 22
11.
GENERALI QUADRI MT .......................................................................................................................... 23
11.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 23
11.1.1
COMPARTIMENTI ..................................................................................................................... 23
11.1.2
CONNESSIONI CAVI .................................................................................................................. 23
11.1.3
TENUTA ALL'ARCO INTERNO.................................................................................................. 23
11.1.4
ARCHITETTURA E INVOLUCRI ............................................................................................... 23
12.
GENERALI QUADRI BT ........................................................................................................................... 23
12.1
SISTEMA DI NEUTRO BASSA TENSIONE ......................................................................................... 23
12.2
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 23
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12.2.1
CARATTERISTICHE GENERALI ............................................................................................... 24
12.2.2
CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60898 ................................................... 24
12.2.3
CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2 ................................................ 24
12.2.4
CURVE DI INTERVENTO .......................................................................................................... 24
13.
CABINA CE-0 ............................................................................................................................................ 24
13.1
COMPONENTI CABINA DI INTERFACCIA CE-0 ............................................................................. 24
13.2
STRUTTURA PREFABBRICATA IN CAV ........................................................................................... 24
13.2.1
LOCALE ENTE DISTRIBUTORE ............................................................................................... 24
13.2.2
LOCALE MISURE ....................................................................................................................... 24
13.2.3
LOCALE UTENTE ...................................................................................................................... 25
13.3
ACCESSORI ......................................................................................................................................... 25
14.
QUADRO MT – QMT0 .............................................................................................................................. 25
14.1
CARATTERISTICHE GENERALI ........................................................................................................ 25
14.2
CARATTERISTICHE SPECIFICHE .................................................................................................... 25
14.3
APPARECCHIATURE ......................................................................................................................... 26
14.3.1
INTERRUTTORE ........................................................................................................................ 26
14.3.2
INTERRUTTORE DI MANOVRA-SEZIONATORE (IMS) – SEZIONATORE ............................. 26
14.3.3
SEZIONATORE DI TERRA ......................................................................................................... 26
14.3.4
SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO ............................................................................ 26
14.3.5
TRASFORMATORI DI CORRENTE ........................................................................................... 27
14.3.6
TRASFORMATORI OMOPOLARI .............................................................................................. 27
14.3.7
TRASFORMATORI DI TENSIONE ............................................................................................. 27
14.3.8
DISPOSITIVI DI BLOCCO ......................................................................................................... 27
14.4
COMPOSIZIONE DEL QUADRO:...................................................................................................... 28
14.4.1
DESCRIZIONE ............................................................................................................................ 28
15.
QUADRO BT – QSAC ............................................................................................................................... 29
15.1
APPARECCHIATURE SCATOLATE ................................................................................................... 29
15.1.1
CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2 ................................................ 29
15.2
COMPOSIZIONE DEL QUADRO ....................................................................................................... 29
15.2.1
DESCRIZIONE ED ELENCO CARICHI ..................................................................................... 29
16.
QUADRO SUPERVISIONE – QSV0.......................................................................................................... 30
16.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 30
16.2
STRUTTURA DEL QUADRO .............................................................................................................. 30
16.3
CARATTERISTICHE ............................................................................................................................ 30
16.4
APPARECCHIATURE ......................................................................................................................... 30
16.5
SISTEMA DI SUPERVISIONE: ARCHITETTURA TIPO .................................................................... 31
16.5.1
COLLEGAMENTI MT ................................................................................................................. 31
16.5.2
COLLEGAMENTI BT .................................................................................................................. 31
16.5.3
COLLEGAMENTI SISTEMA SUPERVISIONE........................................................................... 31
16.6
ACCESSORI ......................................................................................................................................... 31
16.6.1
ILLUMINAZIONE CABINA : ...................................................................................................... 31
16.6.2
IMPIANTI DI TERRA :................................................................................................................ 32
16.6.3
KIT ACCESSORI ANTIINFORTUNISTICI : ............................................................................... 32
16.6.4
DISPOSITIVI DI EMERGENZA - PRESE CEE : ........................................................................ 32
16.7
CONTATORE CEWE DI ENERGIA IMMESSA IN RETE : ................................................................. 32
16.8
COMPLETAMENTI ............................................................................................................................. 32
17.
CABINA CT-1 ............................................................................................................................................ 32
17.1
COMPONENTI CABINA DI INTERFACCIA CT-1 ............................................................................. 32
17.2
STRUTTURA PREFABBRICATA IN CAV ........................................................................................... 33
17.3
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 33
17.3.1
LOCALE INVERTER ................................................................................................................... 33
17.3.2
LOCALE MT/BT .......................................................................................................................... 33
17.3.3
LOCALE TRASFORMATORE ..................................................................................................... 33
17.4
INFISSI : .............................................................................................................................................. 33
17.5
ACCESSORI :....................................................................................................................................... 33
18.
QUADRO INVERTER................................................................................................................................ 34
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18.1
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 34
18.2
DATI AMBIENTE GENERALI ............................................................................................................. 34
18.3
CARATTERISTICHE GENERALI ........................................................................................................ 34
18.4
STRUTTURA DELL’INVERTER .......................................................................................................... 34
18.4.1
DESCRIZIONE ............................................................................................................................ 34
18.4.2
PEAK POWER TRACKING ........................................................................................................ 35
18.4.3
PROTEZIONI DI TENSIONE E FREQUENZA .......................................................................... 35
18.4.4
CONTROLLORE ISOLAMENTO ................................................................................................ 35
18.4.5
CONTROLLORE DI TENSIONE ................................................................................................ 35
18.4.6
PROTEZIONE CONTRO I GUASTI A TERRA ........................................................................... 35
19.
QUADRO PARALLELO “MASTER - SLAVE” QPMS .............................................................................. 36
19.1
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 36
19.2
COMPONENTI DEL QUADRO PARALLELO .................................................................................... 37
19.3
CARATTERISTICHE TECNICHE DEL QUADRO .............................................................................. 37
19.4
DATI AMBIENTE GENERALI ............................................................................................................. 37
19.5
CARATTERISTICHE TECNICHE ....................................................................................................... 37
19.6
TABELLE DI SCELTA ED ELENCO COMPONENTI ........................................................................ 37
19.6.1
CARATTERISTICHE DELL’INVOLUCRO ................................................................................. 38
19.6.2
ORGANI DI MANOVRA CONTATTORI ..................................................................................... 38
19.6.3
CONTATTORE AUSILIARIO CAD32 U7 ................................................................................... 38
19.6.4
SOPPRESSORE LA4FRCP ........................................................................................................ 39
19.6.5
CIRCUITI AUSILIARI ................................................................................................................. 39
19.6.6
FUSIBILI ..................................................................................................................................... 39
19.6.7
CONNESSIONE DEI CAVI IN ARRIVO DAL CAMPO .............................................................. 39
19.6.8
BARRE COLLETTRICI ............................................................................................................... 39
19.6.9
CONNESSIONE DEI CAVI IN PARTENZA VERSO L’INVERTER ............................................ 39
19.6.10
CIRCUITO DI TERRA................................................................................................................. 39
19.6.11
CAVI CIRCUITI .......................................................................................................................... 39
19.6.12
MORSETTIERE ........................................................................................................................... 40
19.6.13
ACCESSORI ................................................................................................................................ 40
20.
QUADRO SUPERVISIONE – QSV1.......................................................................................................... 40
20.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 40
20.2
STRUTTURA DEL QUADRO .............................................................................................................. 40
20.3
CARATTERISTICHE ............................................................................................................................ 40
20.4
APPARECCHIATURE ......................................................................................................................... 41
21.
QUADRO MT – QMT1 .............................................................................................................................. 41
21.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 41
21.2
CARATTERISTICHE GENERALI ........................................................................................................ 41
21.3
STRUTTURA DEL QUADRO .............................................................................................................. 41
21.3.1
DIMENSIONI .............................................................................................................................. 41
21.3.2
GRADO DI PROTEZIONE ......................................................................................................... 42
21.3.3
COMPARTIMENTI ..................................................................................................................... 42
21.3.4
CONNESSIONI CAVI .................................................................................................................. 42
21.3.5
TENUTA ALL'ARCO INTERNO.................................................................................................. 42
21.3.6
ARCHITETTURA E INVOLUCRI ............................................................................................... 42
21.3.7
APPARECCHIATURE................................................................................................................. 42
21.3.8
INTERRUTTORE DI MANOVRA-SEZIONATORE (IMS) – SEZIONATORE ............................. 42
21.3.9
SEZIONATORE DI TERRA ......................................................................................................... 42
21.3.10
DISPOSITIVI DI BLOCCO ......................................................................................................... 43
21.3.11
ISTRUZIONI E COMANDI ......................................................................................................... 43
21.4
COMPOSIZIONE DEL QUADRO:...................................................................................................... 43
21.4.1
DESCRIZIONE ............................................................................................................................ 43
22.
QUADRI BT-QBTI E QSAT ....................................................................................................................... 43
22.1
STRUTTURA DEL QUADRO .............................................................................................................. 44
22.2
CARATTERISTICHE ............................................................................................................................ 44
22.3
APPARECCHIATURE SCATOLATE ................................................................................................... 44
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22.3.1
CARATTERISTICHE GENERALI ............................................................................................... 44
22.3.2
CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2 ................................................ 45
22.4
COMPOSIZIONE DEI QUADRI BT DI CABINA ................................................................................ 45
22.4.1
QBTI ............................................................................................................................................ 45
22.4.2
QSAT ........................................................................................................................................... 45
23.
TRASFORMATORE SERVIZI AUSILIARI – TSA ...................................................................................... 46
23.1
NORME DI RIFERIMENTO ................................................................................................................ 46
23.2
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 47
23.3
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 47
23.4
CARATTERISTICHE ............................................................................................................................ 47
23.5
INSTALLAZIONE ................................................................................................................................. 47
24.
SISTEMA STATICO DI CONTINUITÀ - UPS ........................................................................................... 47
24.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 48
24.2
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 48
24.3
CARATTERISTICHE TECNICHE UPS ............................................................................................... 48
24.4
CARATTERISTICHE TECNICHE BATTERIE ..................................................................................... 48
25.
TRASFORMATORE BT/MT - TMT1.......................................................................................................... 49
25.1
DATI AMBIENTALI ............................................................................................................................. 49
25.2
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 49
25.2.1
CIRCUITO MAGNETICO ........................................................................................................... 49
25.2.2
ARMATURE E TRAVERSE ......................................................................................................... 49
25.2.3
AVVOLGIMENTI BT ................................................................................................................... 49
25.2.4
AVVOLGIMENTO MT ................................................................................................................ 50
25.2.5
COLLEGAMENTI BT .................................................................................................................. 50
25.2.6
COLLEGAMENTI MT ................................................................................................................. 50
25.2.7
PRESE DI REGOLAZIONE ........................................................................................................ 50
25.2.8
CARATTERISTICHE TECNICHE ............................................................................................... 50
25.3
ACCESSORI ......................................................................................................................................... 51
25.4
RIFERIMENTI NORMATIVI ............................................................................................................... 51
26.
RIFASAMENTO ......................................................................................................................................... 51
26.1
GENERALITÀ ...................................................................................................................................... 51
26.2
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 51
26.3
CARATTERISTICHE ............................................................................................................................ 52
27.
COLLEGAMENTI DI CABINA.................................................................................................................. 52
27.1
COLLEGAMENTI MT.......................................................................................................................... 52
27.2
COLLEGAMENTI BT .......................................................................................................................... 52
28.
ACCESSORI .............................................................................................................................................. 53
28.1
ILLUMINAZIONE CABINA : ............................................................................................................... 53
28.2
IMPIANTI DI TERRA : ........................................................................................................................ 53
28.3
KIT ACCESSORI ANTIINFORTUNISTICI :........................................................................................ 53
28.4
DISPOSITIVI DI EMERGENZA - PRESE CEE : ................................................................................ 53
28.5
COMPLETAMENTI ............................................................................................................................. 53
29.
QUADRO DI STRINGA ............................................................................................................................. 54
29.1
DESCRIZIONE .................................................................................................................................... 54
29.2
COMPONENTI QUADRO STRINGA .................................................................................................. 54
29.3
CARATTERISTICHE TECNICHE DEL QUADRO .............................................................................. 54
29.4
CONDIZIONI AMBIENTALI ............................................................................................................... 54
29.5
CARATTERISTICHE ELETTRICHE.................................................................................................... 55
29.6
TABELLE DI SCELTA ED ELENCO COMPONENTI ........................................................................ 55
29.7
CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE SPECIFICHE .................................................. 56
29.8
INTERRUTTORI NON AUTOMATICI SERIE COMPACT NS 1000VDC O SIMILARI ...................... 56
29.8.1
CARATTERISTICHE GENERALI ............................................................................................... 56
29.8.2
CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947 ................................................... 56
29.9
LIMITATORI DI SOVRATENSIONE ................................................................................................... 56
29.9.1
LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO IN CORRENTE CONTINUA 1000VDC....... 57
29.9.2
LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO IN CORRENTE ALTERNATA 230VDC ....... 57
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29.9.3
LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO DI COMUNICAZIONE PRI......................... 57
29.9.4
PORTAFUSIBILI ......................................................................................................................... 57
29.10 ALIMENTATORE ................................................................................................................................. 58
29.11 MODULI CONTROLLO STRINGA ..................................................................................................... 58
29.12 CARATTERISTICHE GENERALI ........................................................................................................ 58
29.13 MODULO STRINGA ............................................................................................................................ 59
29.13.1
MODULO MASTER .................................................................................................................... 59
29.13.2
MODULO CONTROLLO AMBIENTALE ................................................................................... 59
29.14 MORSETTIERE E CABLAGGI CIRCUITI .......................................................................................... 59
29.14.1
CAVI CIRCUITI .......................................................................................................................... 60
29.14.2
MORSETTIERE ........................................................................................................................... 60
29.15 COMPLETAMENTO DELL’ARMADIO .............................................................................................. 60
29.16 ACCESSORI ......................................................................................................................................... 60
30.
SISTEMA TELEGESTIONE E SUPERVISIONE ....................................................................................... 60
30.1
DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO ...................................................................................................... 61
30.1.1
DESCRIZIONE ............................................................................................................................ 61
30.2
ARCHITETTURA DEL SISTEMA DI SUPERVISIONE (SCADA) ....................................................... 61
30.2.1
DESCRIZIONE GENERALE ....................................................................................................... 61
30.2.2
QUADRO SUPERVISIONE – QSV0 ........................................................................................... 61
30.2.3
QUADRO SUPERVISIONE – QSV1 ........................................................................................... 62
30.2.4
RTU INTELLIGENTE – PLC ...................................................................................................... 62
30.2.5
SUPERVISORE CITEC LOCALE ............................................................................................... 62
30.2.6
STAZIONE OPERATORE REMOTA ........................................................................................... 62
30.3
COMUNICAZIONE TRA SALA CONTROLLO REMOTA E GENERATORE FOTOVOLTAICO ....... 63
30.4
MODALITÀ DI CONNESSIONE A INTERNET ................................................................................... 63
30.4.1
CONNESSIONE DI SALA CONTROLLA REMOTA ................................................................... 63
30.4.2
CONNESSIONE SUPERVISORE CITEC LOCALE .................................................................... 63
30.4.3
GESTIONE DELL’INDIRIZZO IP .............................................................................................. 63
30.4.4
POSIZIONAMENTO DEL ROUTER ........................................................................................... 63
30.5
RETI LOCALI....................................................................................................................................... 63
30.6
FUNZIONI DEL SISTEMA SCADA ..................................................................................................... 63
30.6.1
SINOTTICI .................................................................................................................................. 64
30.6.2
ARCHIVIAZIONE DATI .............................................................................................................. 64
30.6.3
ARCHIVIO GRANDEZZE ........................................................................................................... 64
30.6.4
ALLARMI..................................................................................................................................... 65
30.6.5
TRASFORMATORE .................................................................................................................... 66
30.7
AVVIO E ARRESTO DEL GENERATORE .......................................................................................... 66
30.8
PAGINE VIDEO................................................................................................................................... 67
30.8.1
PAGINA RIASSUNTIVO IMPIANTO .......................................................................................... 67
30.8.2
PAGINA SISTEMI ELETTRICI MT/BT ....................................................................................... 67
30.8.3
PAGINA RIASSUNTIVO INVERTER E ARRAY BOX ................................................................. 67
30.8.4
PAGINA DETTAGLIO INVERTER ............................................................................................. 67
30.8.5
PAGINA DETTAGLIO ARRAY BOX ........................................................................................... 67
30.8.6
ANDAMENTO DELLE VARIABILI ACQUISITE........................................................................ 67
30.8.7
PAGINA ALLARMI ..................................................................................................................... 67
30.9
RENDIMENTI , INDICI DI PRODUTTIVITÀ E ANALISI DELLE PRESTAZIONI ............................ 67
30.9.1
DEFINIZIONE DEI RENDIMENTI ............................................................................................ 68
30.9.2
INDICI DI PRODUTTIVITÀ ....................................................................................................... 68
30.10 INDICI DI BENEFICIO AMBIENTALE .............................................................................................. 69
31.
SISTEMI DI SICUREZZA DI PROTEZIONE (DESCRIZIONE GENERALE) ......................................... 69
31.1
FUNZIONI ........................................................................................................................................... 70
31.2
CARATTERISTICHE GENERALI ........................................................................................................ 70
32.
IMPIANTO TVCC ...................................................................................................................................... 70
32.1
FUNZIONALITA’ E OBIETTIVI DEL SOTTOSISTEMA ESTENSIONE ED INTEGRAZIONE.......... 70
32.2
AUMENTO DEL LIVELLO DI SICUREZZA ....................................................................................... 71
32.3
ARCHITETTURA DEL SOTTOSISTEMA ............................................................................................ 71
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32.4
ILLUMINATORI .................................................................................................................................. 71
32.4.1
CRITERIO DI SCELTA DEL TIPO DI ILLUMINAZIONE ......................................................... 71
32.4.2
MODALITA’ DI UTILIZZO DEGLI ILLUMINATORI ................................................................ 71
32.4.3
CARATTERISICHE DELLE APPARECCHIATURE ................................................................... 72
32.5
TRASMISSIONE DATI ......................................................................................................................... 72
33.
IMPIANTO ANTINTRUSIONE .................................................................................................................. 72
33.1
CONTROLLO ASPORTAZIONE PANNELLI ...................................................................................... 73
33.2
BARRIERE PERIMETRALI ................................................................................................................. 73
33.3
BARRIERE A MICROONDE................................................................................................................ 73
34.
DISTRIBUZIONE ELETTRICA ................................................................................................................. 74
34.1
IMPIANTO DI TERRA ......................................................................................................................... 74
34.2
DISTRIBUZIONE ................................................................................................................................. 74
34.3
CAVI (T2) ............................................................................................................................................. 75
34.4
ILLUMINAZIONE ESTERNA ............................................................................................................. 76
35.
OPERE VARIE........................................................................................................................................... 77
35.1
DESCRIZIONE DELLE CARATTERISTICHE DI ACCESSO ............................................................. 77
35.2
ZONA PERIMETRALE PARCO FOTOVOLTAICO ............................................................................ 77
35.3
OPERE DI COMPLETAMENTO ......................................................................................................... 77
35.4
TEMPI DI REALIZZAZIONE, AVVIAMENTO, FUNZIONAMENTO, SMANTELLAMENTO ............ 77
35.5
MISURE DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE ............................................................................ 77
35.6
CARTELLONISTICA ............................................................................................................................ 77
35.7
INDICAZIONI PER VALUTAZIONE ARCHEOLOGIGA................................................................... 77
INDICAZIONI DI IMPATTO ACUSTICO ............................................................................................................. 78
36.
INDICAZIONI............................................................................................................................................ 78
36.1
NORMATIVA DI RIFERIMENTO ........................................................................................................ 78
36.2
UBICAZIONE ...................................................................................................................................... 78
36.3
INQUADRAMENTO URBANISTICO DELL’AREA ............................................................................ 78
36.4
DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO ...................................................................................................... 79
36.5
CARATTERIZZAZIONE DEL RUMORE EMESSO ............................................................................. 79
36.6
CARATTERISTICHE DEL LOCALE IMPIANTI ................................................................................. 79
36.7
IMPATTO ACUSTICO IPOTIZZATO .................................................................................................. 79
36.8
CONCLUSIONI.................................................................................................................................... 80
VALUTAZIONE INQUINAMENTO LUMINOSO ................................................................................................. 81
37.
INDICAZIONI GENERALI ........................................................................................................................ 81
AREE OMOGENEE ........................................................................................................................................... 83
AREE AGRICOLE, AREE A STANDARD VERDE, E ZONE DI SALVAGUARDIA
AMBIENTALE ............................................................................................................................................... 83
AREE INDUSTRIALI ED ARTIGIANALI ............................................................................................ 84
CENTRI STORICI E CITTADINI ED AREE PEDONALI E DI POSSIBILE AGGREGAZIONE ........ 84
AREE RESIDENZIALI ......................................................................................................................... 84
AREE VERDI ....................................................................................................................................... 84
IMPIANTI DESTINATI ALLA RICREAZIONE SPORTIVA ................................................................. 84
37.1
MODALITA’ DI ATTIVAZIONE .......................................................................................................... 84
37.2
CONCLUSIONE .................................................................................................................................. 84
VERIFICHE - COLLAUDO................................................................................................................................... 85
38.
VERIFICA INIZIALE DEGLI IMPIANTI .................................................................................................. 85
38.1
COLLAUDO DEFINITIVO DEGLI IMPIANTI ................................................................................... 85
38.2
ESAME A VISTA .................................................................................................................................. 85
38.3
MISURA DELLA RESISTENZA DI ISOLAMENTO ............................................................................. 85
38.4
VERIFICA DELLE PROTEZIONI CONTRO I CORTOCIRCUITI E SOVRACCARICHI ................... 85
38.5
VERIFICA
PROTEZIONE
MEDIANTE
INTERRUZIONE
AUTOMATICA
DELL'ALIMENTAZIONE .................................................................................................................................. 85
38.6
VERIFICA DELLE PROTEZIONI CONTRO I CONTATTI INDIRETTI ............................................. 86
38.7
VERIFICA TECNICO-FUNZIONALE SUL GENERATORE FOTOVOLTAICO ................................. 86
NORMATIVA E DEFINIZIONI ............................................................................................................................. 88
39.
APPENDICE NORMATIVA....................................................................................................................... 88
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39.1
LEGGI E DECRETI ............................................................................................................................. 88
39.2
SICUREZZA: ........................................................................................................................................ 88
39.3
NUOVO CONTO ENERGIA: ............................................................................................................... 88
39.4
NORME TECNICHE ............................................................................................................................ 88
39.5
DELIBERE AEEG ................................................................................................................................ 89
39.6
CONNESSIONE: .................................................................................................................................. 89
39.7
RITIRO DEDICATO: ........................................................................................................................... 89
39.8
SERVIZIO DI MISURA: ....................................................................................................................... 89
39.9
TARIFFE:............................................................................................................................................. 89
39.10 TICA: .................................................................................................................................................... 90
39.11 TISP: .................................................................................................................................................... 90
39.12 TEP: ..................................................................................................................................................... 90
39.13 PREZZI MINIMI: ................................................................................................................................. 91
39.14 AGENZIA DELLE ENTRATE .............................................................................................................. 91
39.15 AGENZIA DEL TERRITORIO ............................................................................................................. 91
39.16 GSE ...................................................................................................................................................... 91
39.17 NORME DI RIFERIMENTO COMPONENTI ELETTRICI ................................................................. 91
39.18 NORME DI RIFERIMENTO CABINE ELETTRICHE ......................................................................... 92
39.19 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE IN MEDIA TENSIONE ..................................... 92
39.20 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE IN BASSA TENSIONE ...................................... 92
39.21 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE MODULARI ..................................................... 92
39.22 NORME DI RIFERIMENTO SISTEMA SUPERVISIONE ................................................................... 93
39.23 NORMATIVE COLLEGAMENTI ELETTRICI ..................................................................................... 93
39.24 NORME DI RIFERIMENTO INVERTER ............................................................................................. 93
39.25 NORME DI RIFERIMENTO QUADRI DI PARALLELO .................................................................... 93
39.26 NORME DI RIFERIMENTO TRASFORMATORI ................................................................................ 93
39.27 NORME DI RIFERIMENTO RIFASAMENTO..................................................................................... 94
39.28 NORME DI RIFERIMENTO UPS ........................................................................................................ 94
39.29 NORME DI RIFERIMENTO QUADRO STRINGA .............................................................................. 94
39.30 NORME DI RIFERIMENTO SISTEMA SUPERVISIONE ................................................................... 94
39.31 NORME DI RIFERIMENTO QUADRI DI PARALLELO .................................................................... 94
40.
APPENDICE DEFINIZIONI ..................................................................................................................... 95
40.1
DEFINIZIONI - RETE ELETTRICA .................................................................................................... 95
40.2
DEFINIZIONI - IMPIANTO FOTOVOLTAICO .................................................................................. 95
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PARTE GENERALE
1.
PREMESSA
L'intervento in oggetto prevede la realizzazione di un impianto fotovoltaico (FV) di potenza pari a 690,00 kW da
installare su terreno sito in Strada Bonincontri Longure in Comune di Asola (MN) (foglio 43, particella 239).
Si precisa che le installazioni dovranno essere eseguite nell'ambito del testo integrato delle connessioni attive (TICA).
L’impianto fotovoltaico sarà parallelato alla rete elettrica di distribuzione di Media Tensione in corrente alternata al fine
della sola vendita dell'energia prodotta.
Lo scopo del presente documento è di definire, descrivere e fornire tutti gli elementi e le indicazioni di carattere generale
necessarie per la realizzazione dell'impianto in oggetto.
2.
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
2.1
PROCEDURE DI CALCOLO
Criterio generale di progetto
Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione della
radiazione solare annua disponibile.
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. In funzione degli eventuali vincoli
architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono comunque adottati orientamenti diversi e sono ammessi
fenomeni di ombreggiamento, purché adeguatamente valutati.
Perdite d’energia dovute a tali fenomeni incidono sul costo del kWh prodotto e sul tempo di ritorno dell’investimento.
Criterio di stima dell’energia prodotta
L’energia generata dipende:
- dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie
antistante i moduli);
- dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut);
- da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico;
- dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o
mismatch;
- dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System).
Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all’unità del totale delle perdite, calcolate
mediante la seguente formula:
Totale perdite [%] = [1 – (1 – a – b) x (1 – c - d) x (1 – e) x (1 – f)] + g
per i seguenti valori:
a Perdite per riflessione.
b Perdite per ombreggiamento.
c Perdite per mismatching.
d Perdite per effetto della temperatura.
e Perdite nei circuiti in continua.
f Perdite negli inverter.
g Perdite nei circuiti in alternata.
Criterio di verifica elettrica
In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli
stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze:
TENSIONI MPPT
Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a 70 °C maggiore o uguale alla Tensione MPPT minima (Vmppt min).
Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a -10 °C minore o uguale alla Tensione MPPT massima (Vmppt max).
I valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utile per la ricerca del punto di
funzionamento alla massima potenza.
TENSIONE MASSIMA
Tensione di circuito aperto, Voc, a -10 °C minore o uguale alla tensione massima di ingresso dell’inverter.
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TENSIONE MASSIMA MODULO
Tensione di circuito aperto, Voc, a -10 °C minore o uguale alla tensione massima di sistema del modulo.
CORRENTE MASSIMA
Corrente massima (corto circuito) generata, Isc, minore o uguale alla corrente massima di ingresso dell’inverter.
DIMENSIONAMENTO
Dimensionamento compreso tra il 70% e 120%.
Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l’inverter e il generatore fotovoltaico ad esso collegato (nel
caso di sottoimpianti MPPT, il dimensionamento è verificato per il sottoimpianto MPPT nel suo insieme).
3.
DATI RIASSUNTIVI IMPIANTO
L’impianto, denominato fotovoltaico è di tipo grid-connected, la tipologia di allaccio è: trifase in media tensione.
Ha una potenza totale pari a 690.00 kW e una produzione di energia annua pari a 745 344.36 kWh , derivante da 3000
moduli che occupano una superficie di 4 827.30 m².
3.1
SCHEDA TECNICA DELL'IMPIANTO
Dati generali
Indirizzo
CAP Comune (Provincia)
COMUNE DI ASOLA
Amministratore GIORDANO BUSI
Strada Bonincontri Longure
46041 ASOLA (MN)
Latitudine
Longitudine
Altitudine
45.2214°
10.4131°
42 m
Irradiazione solare annua sul piano orizzontale
Coefficiente di ombreggiamento
1 315.77 kWh/m²
1.00
Committente
Dati tecnici
Superficie totale moduli
Numero totale moduli
Numero totale inverter
Energia totale annua
Potenza totale
Potenza fase L1
Potenza fase L2
Potenza fase L3
BOS
4 827.00 m²
3 000
2
745 344.36 kWh
690.00 kW
230.00 kW
230.00 kW
230.00 kW
74.97 %
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3.2
ENERGIA PRODOTTA
L'energia totale annua prodotta dall'impianto è 745 344.36 kWh.
Nel grafico si riporta l'energia prodotta mensilmente:
Fig. 3: Energia mensile prodotta dall'impianto
3.3
GENERATORE
Dati generali
Posizionamento dei moduli
Struttura di sostegno
Non complanare alle superfici
Fissa
Inclinazione dei moduli (Tilt)
Orientazione dei moduli (Azimut)
Irradiazione solare annua sul piano dei moduli
30°
0°
1 441.30 kWh/m²
Numero superfici disponibili
Estensione totale disponibile
Estensione totale utilizzata
1
11 751.86 m²
11 751.86 m²
Potenza totale
Energia totale annua
690.00 kW
745 344.36 kWh
Modulo
Marca – Modello
Numero totale moduli
Numero di stringhe per ogni inverter
Numero di moduli per ogni stringa
Superficie totale moduli
230W - Policristallino
3000
75
20
4 827.00 m²
Inverter
Marca – Modello
Numero totale
Dimensionamento inverter (compreso tra 70 % e 120 %)
Tipo fase
Inverter 350 kW
2
101.45 % (VERIFICATO)
Trifase
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3.4
VERIFICHE ELETTRICHE
In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli
stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze:
TENSIONI MPPT
Vm a 70 °C (479.39 V) maggiore di Vmppt min. (450.00 V)
Vm a -10 °C (679.58 V) minore di Vmppt max. (820.00 V)
VERIFICATO
VERIFICATO
TENSIONE MASSIMA
Voc a -10 °C (823.58 V) inferiore alla tensione max. dell’inverter (1 000.00 V)
VERIFICATO
TENSIONE MASSIMA MODULO
Voc a -10 °C (823.58 V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo (1 000.00
V)
VERIFICATO
CORRENTE MASSIMA
Corrente max. generata (625.5 A) inferiore alla corrente max. dell’inverter (827.00 A) VERIFICATO
4.
PROTEZIONI
Gli impianti elettrici sono alimentati in media tensione (MT) dall'ente distributore alla tensione di 15 kV .
Gli impianti utilizzatori vengono alimentati in bassa tensione (BT) alla tensione di 400/230 V.
Gli impianti in bassa tensione sono classificati come TN-S con distribuzione separata del conduttore neutro dal
conduttore di protezione.
La distribuzione ha struttura radiale semplice.
Il valore della corrente convenzionale di guasto a terra (IF) nel punto di consegna dell'energia ed il tempo d'intervento
dei dispositivi di protezione per guasto a terra sono da fornirsi da parte dell'Ente distributore su richiesta della
Committenza.
Il punto di origine degli impianti è il contatore elettrico dell’ente distributore posto in cabina di interfaccia e accessibile
dall’esterno della recinzione.
La distribuzione elettrica ha struttura radiale semplice.
Caduta di tensione ammissibile: si assume pari al 4% tra il punto origine e gli utilizzatori.
4.1
PROTEZIONI DAI CONTATTI INDIRETTI SISTEMA TN (MT)
In rapporto alle tensioni di passo e contatto, l'Ente distributore fornisce il valore della corrente convenzionale di guasto
a terra (IF) nel punto di consegna dell'energia ed il tempo d'intervento dei dispositivi di protezione per guasto a terra.
Attraverso la relazione sotto indicata, è espresso il valore della tensione di terra in caso di guasto:
UTP =RE x IF
se il valore UTP è inferiore ai valori indicati dalla tabella esposta nella norma CEI 11-1, sono soddisfatte le condizioni di
sicurezza per le tensioni di passo e contatto.
4.2
PROTEZIONI DAI CONTATTI INDIRETTI SISTEMA BT (TN)
Il sistema di distribuzione è TN ed il coordinamento in BT è espresso dalla relazione:
Zs < (Uo/Ia)
Dove Zs rappresenta l'impedenza dell'anello di guasto, Uo la tensione fase-neutro, “Ia” soglia massima di intervento
delle protezioni differenziali presenti espressa in A.
In base ai dispositivi differenziali installati si ha:
circuiti distributivi principali
per Ia = 1A
(tarabile)
per Uo =220 A per tempo d'intervento dispositivi<=5 s
Zs<220/1=220ohm
relazione ampiamente soddisfatta.
4.3
PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI DIRETTI
Il sistema fotovoltaico può essere connesso a terra solo se è separato galvanicamente dalla rete elettrica tramite
trasformatore.
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Per le masse connesse a terra parte CC , la resistenza Re di messa a terra delle masse deve soddisfare la condizione (CEI
64-8):
Re <=120/ Id
Dove Id è la corrente di primo guasto a terra.
Nel caso di doppio guasto a terra, essendo il generatore fotovoltaico un generatore di corrente, la tensione assunta dalle
masse interconnesse deve essere inferiore a:
Reqp <=120V/ Icc .
Dove Icc è la corrente di corto circuito delle celle interessate, mentre Reqp è la resistenza del conduttore che collega tra
loro le masse affette da guasto. Il controllore di isolamento è presente nell’inverter .
Per la protezione contro i contatti diretti, tutte le parti sotto tensione sono dotate di isolamento adeguato e/o di involucri
con grado di protezione idoneo al luogo di installazione.
I circuiti elettrici sono dotati di interruttori differenziali, con soglie di intervento diverse in funzione della ubicazione,
quale protezione addizionale contro i contatti diretti.
E' importante ricordare che, nonostante l'intervento dei dispositivi di protezione, ai capi delle stringhe permangono
tensioni pericolose.
In occasione delle operazioni di manutenzione, verificare l'eventuale presenza di allarmi sui dispositivi di controllo degli
inverter e operare con la massima attenzione.
Il modulo fotovoltaico genera tensione non appena su di esso incide l’irraggiamento solare causando pericolo per le
persone sia in fase di installazione, sia in caso di manutenzione su una parte di impianto non sezionabile.
Apporre un cartello monitore per ridurre al minimo il rischio d'incidenti.
4.4
CONTRIBUTO CORRENTE DI CORTO CIRCUITO
Il contributo alla corrente di corto circuito del campo fotovoltaico in oggetto nel punto di connessione MT risulta essere pari
a Icc= 0,040 kA.
4.5
PROTEZIONE DALLE SOVRACORRENTI LATO C.C.
4.5.1
PROTEZIONE DEI CAVI
Dal punto di vista della protezione contro i sovraccarichi, non e necessario proteggere i cavi (CEI 64-8/7) se essi sono
scelti con una portata non inferiore alla corrente massima che li puo interessare (1.25 * Isc)2.
Per quanto riguarda il corto circuito, i cavi lato c.c. sono interessati da tale sovracorrente in caso di:
•
guasto tra le polarità del sistema fotovoltaico;
•
guasto a terra nei sistemi collegati a terra;
•
doppio guasto a terra nei sistemi isolati da terra.
Un corto circuito su un cavo di collegamento stringa quadro di sottocampo viene alimentato simultaneamente a monte
dalla stringa in questione (Icc1 = 1.25 * Isc) ed a valle da tutte le altre x-1 stringhe connesse allo stesso inverter (Icc2 =
(x-1) * 1.25 * Isc).
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Se l’impianto fotovoltaico e di piccole dimensioni con sole due stringhe (x=2), si ha che Icc2 = 1.25 * Isc = Icc1 per cui
non e necessario proteggere i cavi di stringa da corto circuito.
Viceversa se all’inverter sono collegate tre o piu stringhe (x≥3) la corrente Icc2 e maggiore della corrente d’impiego ed
occorre pertanto proteggere da corto circuito i cavi se la loro portata e inferiore a Icc2, ossia Iz< (x-1) * 1.25 * Isc.
Un corto circuito tra un quadro di sottocampo ed il quadro d’inverter viene alimentato a monte dalle y stringhe in
parallelo del sottocampo (Icc3) ed a valle dalle restanti (x-y) stringhe afferenti allo stesso quadro d’inverter.
La corrente di corto circuito Icc3 = y * 1.25 * Isc coincide con la corrente d’impiego del circuito tra quadro di
sottocampo e di inverter, mentre la corrente Icc4 = (x-y) * 1.25 * Isc e maggiore della corrente d’impiego se x-y > y => x
> 2y.
In tal caso occorre proteggere il cavo da corto circuito se la sua portata e inferiore a Icc4, ossia Iz<(x-y).1.25.Isc.
4.5.2
PROTEZIONE DELLE STRINGHE CONTRO LA CORRENTE INVERSA
In seguito ad ombreggiamento o guasti una stringa diventa passiva, assorbendo e dissipando la potenza elettrica
generata dalle altre stringhe collegate in parallelo allo stesso inverter attraverso una corrente che attraversa la stringa
in questione in senso inverso a quello di normale funzionamento, con possibili danni ai moduli.
Questi ultimi sono in grado di sopportare una corrente inversa compresa generalmente tra 2.5 e 3 Isc (IEC TS 622577-1). Poiché con x stringhe in parallelo collegate allo stesso inverter la corrente massima inversa è pari a Iinv = (x-1)
* 1.25 * Isc, non è necessario proteggere le stringhe se Iinv < 2.5 * Isc ossia (x-1) * 1.25 < 2.5 => x < 33.
4.5.3
COMPORTAMENTO DELL’INVERTER
Il contributo al corto circuito lato continua dell’inverter può provenire dalla rete e dalla scarica dei condensatori
interni all’inverter stesso.
La corrente dalla rete è dovuta ai diodi di ricircolo del ponte inverter che in tal caso agiscono da ponte raddrizzatore.
Tale corrente è limitata dalle impedenze del trasformatore e degli induttori che fanno parte del circuito di uscita e dai
fusibili di protezione dell’inverter sul lato c.a. scelti in modo da limitare gli effetti termici di eventuali guasti interni
sui semiconduttori. Pertanto l’I2t che potrà passare sarà quindi normalmente ridotto. Indicativamente un valore di
corrente finale (condensatori interni completamente scarichi) di 10In può essere un valore limite superiore. Questa
corrente è presente nel caso di inverter con isolamento galvanico a 50Hz, mentre è nulla nel caso di inverter senza
trasformatore. Infatti questi inverter hanno normalmente un convertitore c.c./c.c. in ingresso per garantire il
funzionamento su un range ampio della tensione del generatore fotovoltaico; tale convertitore, per sua tipologia
costruttiva, comprende almeno un diodo di blocco che impedisce il contributo al corto circuito della corrente da rete.
La corrente di scarica dei condensatori è limitata dai cavi tra inverter e guasto e si esaurisce con andamento
esponenziale: minore è l’impedenza del tratto di cavo, maggiore sarà la corrente iniziale, ma minore sarà la costante di
tempo della scarica. L’energia che fluisce è limitata a quella inizialmente immagazzinata nel condensatore. Inoltre
qualora in serie ad uno dei due poli vi sia un diodo di blocco o altro dispositivo similare, questo contributo al corto
circuito è nullo.
In ogni caso il corto circuito lato c.c. causa un abbassarsi della tensione continua, l’inverter sicuramente si spegne e
dovrebbe sconnettersi da rete. Normalmente i tempi di spegnimento dell’inverter sono dell’ordine di qualche
millisecondo, mentre i tempi di sconnessione possono essere dell’ordine di qualche decina di millisecondi.
Nell’intervallo tra lo spegnimento e la sconnessione, la rete può causare gli effetti sopra descritti, mentre i condensatori interni, se coinvolti, partecipano fino alla loro completa scarica.
Tuttavia gli effetti sia della rete che dei condensatori interni sul corto circuito sono unicamente di natura transitoria e
solitamente non sono tali da condizionare il dimensionamento dei dispositivi di protezione, manovra e sezionamento
posti sul lato c.c.
4.5.4
DISPOSITIVI DI PROTEZIONE
Per la protezione contro i cortocircuiti lato c.c., i dispositivi devono ovviamente essere idonei all’uso in c.c. ed avere
una tensione nominale d’impiego Ue uguale o maggiore della massima tensione del generatore PV pari a 1.2 Uoc
(IEC TS 62257-7-1).
I dispositivi di protezione devono inoltre essere installati alla fine del circuito da proteggere procedendo dalle stringhe
verso l’inverter, ovvero nei vari quadri di sottocampo ed inverter, poiché le correnti di corto circuito provengono dalle
altre stringhe, ossia da valle e non da monte (IEC TS 62257-7-1).
Al fine di evitare interventi intempestivi nelle condizioni di ordinario funzionamento, i dispositivi di protezione posti
nel quadro di sottocampo (dispositivo A della figura A.1) devono avere una corrente nominale In:
In < 1.25 * Isc
Questi dispositivi devono proteggere:
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•
•
Le singole stringhe contro la corrente inversa;
Il cavo di collegamento stringa-sottoquadro se quest’ultimo ha una portata inferiore alla corrente di corto circuito
massima delle altre x-1 stringhe collegate allo stesso quadro inverter, ossia se:
Iz < Icc2 = (x - 1) * 1.25 * Isc
4.5.5
PROTEZIONE DELLE STRINGHE CONTRO LA CORRENTE INVERSA
Ai fini della protezione della stringa, la corrente nominale del dispositivo di protezione (interruttore termomagnetico o
fusibile) non deve essere superiore a quella indicata dal costruttore per la protezione dei pannelli (paragrafo corrente
inversa); qualora il costruttore non fornisca indicazioni si assume (IEC TS 62257-7-1):
1.25 * Isc < In < 2 * Isc
Ai fini della protezione del cavo di connessione, il dispositivo di protezione deve essere scelto in modo tale che sia
soddisfatta la relazione seguente per ogni valore di corto circuito (CEI 64-8)8 fino ad un massimo di (x-1)*1.25*Isc:
I 2t < K2 S2
Il potere d’interruzione del dispositivo non deve essere inferiore alla corrente di corto circuito delle altre x-1 stringhe,
ossia:
Icu > (x-1) * 1.25 * Isc
I dispositivi posti nel quadro d’inverter devono proteggere da corto circuito i cavi di collegamento quadro di
sottocampo-quadro d’inverter se questi hanno una portata inferiore a Icc4 = (x-y) * 1.25 * Isc. In tal caso i dispositivi
devono soddisfare le relazioni In < 1.25 * Isc e I2t < K2 S2, mentre il loro potere d’interruzione deve essere non
inferiore alla corrente di corto circuito delle altre x-y stringhe, ossia:
Icu > (x-y) * 1.25 * Isc
Infine, il cavo di collegamento quadro d’inverter-inverter non deve essere protetto se la sua portata è scelta almeno
pari a (CEI 64-8/7):
Iz > x * 1.25 * Isc
4.6
PROTEZIONE DALLE SOVRACORRENTI LATO C.A.
Poiché il cavo che collega l’inverter al punto di parallelo con la rete è in genere dimensionato per avere una portata
superiore alla massima corrente che può erogare l’inverter, non è necessaria la protezione da sovraccarico. Tuttavia il
cavo deve essere protetto da corto circuito alimentato dalla rete mediante un dispositivo di protezione posto in
prossimità del punto di parallelo con la rete.
Per proteggere tale cavo può essere utilizzato l’interruttore generale dell’impianto utilizzatore se l’energia specifica
lasciata passare è sopportata dal cavo. Tuttavia l’intervento dell’interruttore generale pone fuori servizio l’intero
impianto utilizzatore.
Negli impianti multi-inverter, la disposizione di una protezione per ogni linea consente, nel caso di guasto su un
inverter, il funzionamento degli altri inverter, purché gli interruttori posti su ogni linea siano selettivi con
l’interruttore generale.
4.6.1
DISPOSITIVI DI MANOVRA E SEZIONAMENTO
È opportuna l’installazione di un dispositivo di sezionamento su ogni stringa, al fine di consentire interventi di
verifica o manutenzione sulla stringa stessa, senza dover porre fuori servizio altre parti dell’impianto fotovoltaico
(Guida CEI 82-25 II ed.).
L’inverter deve poter essere sezionato sia sul lato c.c., sia su quello c.a. per permettere la manutenzione escludendo
entrambe le sorgenti di alimentazione (rete e generatore fotovoltaico) (CEI 64-8/7).
Sul lato c.c. dell’inverter deve essere installato un dispositivo di sezionamento azionabile sotto carico, quale un
interruttore di manovra-sezionatore. Sul lato c.a. deve essere previsto un dispositivo di sezionamento generale.
Puo essere utilizzato il dispositivo di protezione installato nel punto di parallelo con la rete; se tale dispositivo non è
in prossimità dell’inverter e preferibile l’installazione di un dispositivo di sezionamento subito a valle dell’inverter
stesso.
4.7
PROTEZIONI DA SOVRATENSIONI ATMOSFERICHE E NON
Dall'applicazione della norma CEI EN 62305, procedura per il calcolo della protezione dalle scariche atmosferiche
risulta che l'impianto esterno (LPS) di protezione dalle scariche atmosferiche non è richiesto e la struttura risulta
autoprotetta (tav.FV.CA.01).
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4.8
PROTEZIONE DALLE SOVRATENSIONI
Qualora un impianto PV sia installato sul terreno non si ha il rischio d’incendio per fulminazione diretta e l’unico
pericolo per le persone e rappresentato dalle tensioni di passo e di contatto. Quando la resistività superficiale supera i
5 kΩm (es. terreno roccioso, asfaltato di almeno 5 cm di spessore o ricoperto da uno strato di ghiaia di almeno 15 cm)
non e necessario adottare alcun provvedimento, dato che le tensioni di contatto e di passo sono trascurabili (CEI 8110). Se invece il terreno ha una resistività uguale o inferiore a 5 kΩm occorrerebbe teoricamente verificare se sono
necessarie delle misure di protezione contro le tensioni di passo e contatto; tuttavia, in tal caso la probabilità di
fulminazione e molto piccola, pertanto il problema si presenta solamente per impianti molto estesi.
4.8.1
FULMINAZIONE INDIRETTA
Anche nel caso in cui il fulmine non colpisca direttamente la struttura dell’impianto PV, occorre comunque adottare
delle misure per attenuare le sovratensioni indotte da un’eventuale fulminazione indiretta quali:
•
la schermatura dei circuiti per ridurre il campo magnetico all’interno dell’involucro con conseguente riduzione delle
sovratensioni indotte;
•
la riduzione dell’area della spira del circuito indotto, collegando in modo opportuno i moduli tra loro intrecciando i
conduttori ed avvicinando il più possibile il conduttore attivo al PE.
Le sovratensioni che, seppur limitate, possono generarsi devono essere scaricate verso terra mediante SPD (Surge
Protective Device) per proteggere le apparecchiature.
Gli SPD sono di fatto dei dispositivi ad impedenza variabile in funzione della tensione applicata: alla tensione
nominale dell’impianto presentano un’impedenza molto elevata, mentre in presenza di una sovratensione riducono la
loro impedenza, derivando la corrente associata alla sovratensione e mantenendo quest’ultima entro determinati
valori.
4.8.2
PROTEZIONE LATO C.C.
Nella protezione lato continua e bene impiegare SPD a varistori o SPD combinati.
Gli inverter hanno in genere una protezione interna contro le sovratensioni, ma se si aggiungono SPD ai morsetti
dell’inverter si migliora la protezione dello stesso e si evita che l’intervento delle protezioni interne metta fuori
servizio l’inverter, con cessazione della produzione energetica e necessita d’intervento di personale specializzato.
Tali SPD dovrebbero avere le seguenti caratteristiche:
•
Tipo 2
•
Tensione massima di esercizio continuativo Uc > 1.25 Uoc
•
Livello di protezione Up ≤ Uinv
•
Corrente nominale di scarica In ≥ 5 kA
•
Protezione termica con capacità di estinzione del corto
•
circuito a fine vita e coordinamento con un'idonea protezione di back-up.
4.8.3
PROTEZIONE LATO C.A.
L’impianto fotovoltaico connesso alla rete è soggetto anche alle sovratensioni provenienti dalla linea stessa.
Se e presente un trasformatore di separazione con schermo metallico connesso a terra, l’inverter è protetto dalle
sovratensioni dal trasformatore stesso.
Se non e presente il trasformatore o in presenza di un trasformatore privo di schermo, occorre installare
immediatamente a valle dell'inverter un SPD idoneo.
Tale SPD dovrebbe avere le seguenti caratteristiche ( da verificare in fase esecutiva):
•
Tipo 2
•
Tensione massima di esercizio continuativo Uc > 1.1 Uo
•
Livello si protezione Up ≤ Uinv
•
Corrente nominale di scarica In ≥ 10 kA
•
Protezione termica con capacità di estinzione del corto circuito a fine vita e coordinamento con un'idonea
protezione di back-up.
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INDICAZIONI INQUINAMENTO ELETTROMAGNETICO
5.
SCOPO
Nell'ambito delle analisi dei rischi significativi per la salute riconducibili alla conduzione è stata condotta un analisi per
valutare l'eventuale introduzione/modifica nell'area oggetto di intervento di campi elettromagnetici; tale valutazione
viene svolta sulla base delle norme, ove applicabili, e delle linee guida emanate dagli enti preposti.
5.1
PREMESSE E NORMATIVE DI RIFERIMENTO
L'Unione Europea ha spostato al 30 aprile 2012 la data ultima per il recepimento della direttiva 2004/40/CE, inizialmente
prevista per il 30 aprile 2008. In considerazione di ciò, il Dlgs 81/08 (testo unico sulla sicurezza sul lavoro) prevede nelle
disposizioni finali (art. 306) che le norme relative ai limiti di esposizione entrino in vigore alla stessa data (titolo VIII,
Capo IV). Lo stesso decreto impone al datore di lavoro di valutare i rischi dovuti ai campi elettromagnetici e tale obbligo
è già in vigore poiché previsto dagli articoli 17, 28 ed 181.
In particolare l'art. 181, comma 1, prevede espressamente che il datore di lavoro “debba valutare tutti i rischi derivanti da
esposizione agli agenti fisici in modo da identificare ed adottare le opportune misure di prevenzione e protezione con
particolare riferimento alle norme di buona tecnica ed alle buone prassi”. Si precisa che tra gli agenti fisici sono compresi
i campi elettromagnetici. Successivamente alla pubblicazione della direttiva 2004/40/CE relativa alla protezione dei
lavoratori dai campi elettromagnetici, la commissione Europea ha conferito al CENELEC il mandato di predisporre le
norme tecniche necessarie all'applicazione della direttiva (misure, calcoli, ecc..). Le suddette norme sono ancore in
numero limitato, ma recentemente è stata pubblicata la norma EN50499 “Procedure per la valutazione dell'esposizione
dei lavoratori ai campi elettromagnetici”, che riporta due tabelle, una dove sono riportate le attrezzature e le attività le cui
emissioni elettromagnetiche rispettano i limiti di esposizione e la seconda dove sono riportati gli impianti e le attività che
richiedono approfondimenti in relazione ai rischi dovuti ai campi elettromagnetici.
Come noto, la legge 36/01 ed i relativi decreti attuativi (DPCM 8/7/03) hanno individuato per la popolazione limiti di
esposizione al campo magnetico nelle “aree di gioco per l'infanzia, negli ambienti abitativi, negli ambienti scolastici e nei
luoghi adibiti a permanenze non inferiori a 4 ore giornaliere”.
Con particolare riferimento agli elettrodotti il DM 29/05/08 stabilisce la procedura da adottare per determinare le fasce
di rispetto dagli stessi costituiti da linee aeree o interrate.
Tale procedura non si applica a:
• Linee a frequenza diversa da quella di rete (50Hz);
• Linee di classe 0 secondo il decreto interministeriale 21/3/88 (linee telefoniche);
• Linee di prima classe secondo il decreto interministeriale 21/3/88 (linee con tensioni <1000V);
• Linee in media tensione in cavo cordato ad elica (interrate o aeree).
I limiti di esposizione ai campi elettromagnetici e le procedure di calcolo, eventualmente da considerare nella valutazione
del rischio, sono riportati nelle linee guida emanate nel 1998 dalla Commissione Internazionale per la Protezione delle
Radiazioni Non ionizzanti (ICNIRP) di cui di seguito si riporta l'estratto.
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5.2
CONCLUSIONI
Considerando che l'area oggetto di intervento non ricade tra quelle elencate nel DPCM 8/7/03 detto decreto attuativo non
risulta applicabile. Le apparecchiature asservite all'impianto fotovoltaico sono fornite di marchiatura CE e dunque
conformi alle direttive europee 2004/108/EC. EMC directive. Dette apparecchiature non rientrano espressamente nella
già citata tabella facente parte della norma EN50499 “Procedure per la valutazione dell'esposizione dei lavoratori ai
campi elettromagnetici” riportante gli impianti e le attività che richiedono approfondimenti in relazione ai rischi dovuti ai
campi elettromagnetici. Per quanto concerne la valutazione dei rischi dovuti ai campi elettromagnetici dalle indagini
condotte in diversi stati della comunità europea su impianti fotovoltaici già realizzati ed in esercizio, si deduce che i
valori di intensità di induzione magnetica e di intensità di campo elettrico non superano i limiti di esposizione fissati per
la popolazione e neanche i limiti di esposizione per i lavoratori raccomandati.
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INDICAZIONI GEOLOGICHE
6.
ELEMENTI GEOTECNICI
L’analisi geologica è finalizzata alla descrizione della storia geologica con particolare riguardo agli aspetti geolitologici,
morfologici, pedologici dell’area d’intervento e in relazione agli impatti conseguenti alla realizzazione delle opere di
progetto. La caratterizzazione dei terreni interessati dalla realizzazione dell’impianto fotovoltaico dal punto di vista
geologico, idrogeologico, geomorfologico e sismico è esposta in :
“ la relazione specialistica è in via di acquisizione da parte dell’Amministrazione Comunale”
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INDICAZIONI STRUTTURE DI SOSTEGNO
7.
DIMENSIONAMENTO MECCANICO STRUTTURE DI SOSTEGNO
7.1
STRUTTURE DI SOSTEGNO
Per struttura di sostegno di un generatore fotovoltaico si intende un sistema costituito dall’assemblaggio di profili,
generalmente metallici, in grado di sostenere e ancorare al suolo un insieme di moduli fotovoltaici, nonché di ottimizzare
l’esposizione di quest’ultimi nei confronti della radiazione solare.
In generale occorre distinguere tra:
- struttura a cavalletto: poggiata a terra fissata a fondazioni,
- struttura a cavalletto: poggiata a terra zavorrata;
7.2
LEGISLAZIONE E NORME DI RIFERIMENTO
Le strutture di sostegno devono essere progettate, realizzate e collaudate in base ai principi generali delle leggi 1086/71
(Norme per la disciplina delle opere di conglomerato cementizio armato, normale e precompresso, ed a struttura
metallica) e 64/74 (Provvedimenti per le costruzioni con particolari prescrizioni per le zone sismiche), nonché tenendo
conto del Testo Unico Norme Tecniche per le Costruzioni (D.M. 14 Settembre 2005) e delle indicazioni più specifiche
contenute nei relativi decreti e circolari ministeriali (riportati nell’Allegato B).
7.3
ANALISI DEI CARICHI
Le strutture di sostegno devono essere calcolate per resistere alle seguenti sollecitazioni di carico:
carichi permanenti
peso strutture: dipende dalle dimensioni e dai materiali costituenti i profilati e la bulloneria;
- peso zavorre: dipende dalle dimensioni e dal materiale;
- peso moduli: viene generalmente fornito dal costruttore;
- sovraccarichi
- carico da neve: è uniformemente distribuito, agisce in direzione verticale ed è riferito alla proiezione orizzontale
della superficie del generatore fotovoltaico; dipende dal valore di riferimento del carico di neve al suolo (funzione
della zona e dell’altitudine), dal coefficiente di forma (tiene conto del tipo di struttura: a una o più falde, cilindrica,
con discontinuità di quota, con elementi piani verticali, con possibilità di accumulo neve alle estremità sporgenti);
- spinta del vento: il vento, la cui direzione si considera di regola orizzontale, esercita sulle strutture usuali forze che
sono convenzionalmente ricondotte ad azioni statiche equivalenti che si traducono in pressioni o depressioni agenti
normalmente alle superfici degli elementi che compongono la struttura;viene trascurata l’azione tangente del vento,
in considerazione del basso coefficiente di attrito delle superfici in questione;tali pressioni dipendono dalla
pressione cinetica di riferimento (funzione della zona e dell’altitudine), dal coefficiente di esposizione (dipende
dall’altezza della struttura dal suolo, dalla rugosità e topografia del terreno, dall’esposizione del sito), dal
coefficiente di forma (tiene conto del tipo di struttura: piana, a falde inclinate o curve, a copertura multipla, tettoia,
pensilina isolata) e dal coefficiente dinamico (dipende dalla forma e dalle dimensioni della struttura);
- variazioni termiche: lo scarto di temperatura rispetto a quella iniziale di riferimento; per le strutture in acciaio
esposte deve essere previsto +25 °C; in prima approssimazione le variazioni termiche possono essere trascurate;
- gli effetti sismici sulla struttura vanno valutati mediante analisi statica e le risultanti delle forze orizzontali e
verticali devono essere distribuite sulla struttura proporzionalmente alle singole masse presenti; tali risultanti
dipendono dai coefficienti di sismicità e di protezione sismica, dal coefficiente di risposta e dalle masse strutturali;
generalmente il carico del vento risulta dimensionante rispetto a quello da sisma.
- Verifiche: Le verifiche delle strutture di sostegno di impianti fotovoltaici vanno effettuate combinando le
precedenti condizioni di carico nel modo più sfavorevole al fine di ottenere le sollecitazioni più gravose per la
struttura e per la superficie su cui viene appoggiata. Tali combinazioni sono sostanzialmente ricondotte a:
_ vento ribaltante + peso moduli, strutture e zavorre;
_ vento stabilizzante + neve + peso moduli, strutture e zavorre.
In particolare, nel caso di strutture a cavalletto, la combinazione 1 sarà utilizzata per effettuare la verifica al
ribaltamento della struttura mentre la combinazione 2 verrà presa in considerazione per verificare i vari elementi
della struttura e il sovraccarico sulla superficie di appoggio. Il valore del coefficiente di sicurezza per la verifica al
ribaltamento della struttura viene solitamente adottato pari a 1,5 (valore pratico conforme alla regola dell’arte)
mentre per le verifiche di resistenza le tensioni ammissibili per le condizioni di carico sono da assumersi, in
accordo alle norme tecniche.
Nel caso di strutture per l’integrazione o il retrofit, non soggette all’azione del vento ribaltante, sarà sufficiente
prendere in considerazione la sola combinazione 2 per verificare i vari elementi della struttura, il sovraccarico sulla
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superficie di appoggio nonché l’ancoraggio alla struttura edile preesistente. Per le modalità di ancoraggio su tetti si
può fare riferimento alla Guida CEI 100-140 che fornisce indicazioni specifiche per l’ancoraggio dei supporti delle
antenne televisive a tetto.(per quanto applicabile).
I moduli fotovoltaici sono dimensionati per sopportare carichi di vento, di neve e di grandine ed i valori
ammissibili sono quelli indicati nelle norme CEI EN 61215 o 61646 e nelle più recenti CEI EN 61730-1 e CEI EN
61730-2.
Le strutture indicate nel computo risultano idonee a quanto normativamente prescritto, è comunque compito del
progettista verificare la struttura in relazione alla esatta configurazione installata ed il terreno di posa.
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DESCRIZIONE COMPONENTI/STRUTTURE IMPIANTO
8.
STRUTTURE DI SOSTEGNO
L'installazione dei pannelli a terra è prevista con un sistema di fissaggio sviluppato in rispetto delle normative attuali.
La struttura di sostegno sarà composta da elemento verticale in profilato di acciaio zincato infisso nel terreno
mediante battipalo; tale elemento dovrà essere completato con piastra di testa dotata di fori di accoppiamento alla
struttura soprastante, consentendo altresì la regolazione per il livellamento di quest'ultima su piano orizzontale,
compensando le irregolarità del piano di campagna. È inoltre previsto un controvento collegato al trave centrale per
conferire ulteriore stabilita al sistema. In caso di terreno particolarmente resistente sarà realizzato un foro con
macchina perforatrice e verrà inserito un giunto di espansione.
La struttura modulare del sistema dovrà consentire sufficiente flessibilità per il montaggio di diversi tipi di moduli
presenti in commercio.
La struttura di sostegno delle stringhe sarà costituita da elementi in profilato di alluminio passivato e composta da
telaio formato da un ordito ad elementi orizzontali cui saranno fissati i pannelli mediante i punti di fissaggio in essi
predisposti mediante vite e bullone di serraggio, a loro volta fissati ad elementi inclinati con inclinazione complessiva
(compresa quella indotta dal terreno) di 30° rispetto all'orizzontale, nel medesimo materiale, fissati tramite piastra di
base all'elemento verticale posto a terra.
L'adozione di profilati continui è richiesta al fine di evitare la necessità di creazione di giunti che potrebbero
determinare formazione di corrosione.
Le traverse saranno costituite da geometrie di profilo orientate secondo il flusso della forza. In tutti i profili sono
incorporate delle scanalature di fissaggio corrispondenti che ne facilitano il montaggio. Le traverse vengono fissate
alle unità di sostegno con bloccaggi speciali.
L'intera struttura dovrà essere dimensionata rispettando le vigenti prescrizioni di cui al D.M. 16/01/96, C.M. 04/07/96
e L.64/74; la struttura di sostegno hanno prestazioni meccaniche idonee a sopportare i carichi statici, da neve e vento
secondo la normativa vigente.
La struttura base e costituita da n.5 pali che sostengono 20 moduli, disposti a formare una matrice di 2x10 (righecolonne); tale componente base verrà ripetuto lungo il campo fotovoltaico a formare strutture più o meno grandi
compatibilmente con le caratteristiche del sito.
La soluzione strutturale descritta deve essere certificata. Il sistema consentirà di montare il telaio rapidamente e con
flessibilità. Ogni tavolo verrà montato fino all'altezza stabilita sulla struttura debitamente adattata alla forma e
all'andamento, eventualmente disomogeneo o ondulatorio, del terreno ed in qualsiasi condizione dello stesso (es. in
presenza di fanghiglia o di pietrisco).
Fermo restando che la vita di un impianto può essere stimata come non inferiore ad almeno 30 anni in caso di
smantellamento totale, la soluzione di fissaggio proposta permetterà di ripristinare completamente le condizioni iniziali
dell'area, senza alcun residuo quali plinti o strutture in cemento armato e senza aver di fatto modificato in alcun modo le
caratteristiche del terreno (drenaggio, fertilità, potenzialità a fini agroforestali etc.).
In particolare si potrà prevedere il riciclo e/o il riutilizzo dei materiali del telaio della struttura stessa facilmente
recuperabili.
Il tipico della struttura di sostegno è mostrato negli elaborati di progetto allegati.
9.
CAMPO FOTOVOLTAICO
Il campo fotovoltaico sarà formato da 3000 moduli fotovoltaici, di potenza indicativa P=230Wp cadauno, connessi
elettricamente tra di loro ed installati meccanicamente nella loro sede di funzionamento descritta precedentemente. Per
ottenere la corretta tensione di lavoro saranno collegati in serie i moduli fotovoltaici formando le stringhe da 20 moduli
ciascuna per un totale di 150 stringhe. Il campo fotovoltaico sarà a sua volta suddiviso in sottocampi, ciascuno facente
capo ad un inverter.
Ciascun sottocampo sarà diviso in schiere formate dal collegamento in parallelo di un determinato numero di stringhe.
Per realizzare il parallelo delle stringhe saranno adottate apposite cassette di parallelo in grado inoltre di fornire la
protezione ed il monitoraggio delle stesse;
Per il monitoraggio delle stringhe al suo interno saranno disponibili 15 ingressi che permetteranno un monitoraggio ed un
rilevamento di guasti attraverso una porta seriale RS-485; in particolare effettueranno:
•
La lettura delle correnti di stringa
•
La lettura delle tensioni totali del campo
•
Il controllo della funzionalità dei fusibili posti a protezione dei pannelli fotovoltaici;
•
La verifica dello stato della protezione interna per sovratensioni;
•
Il distacco dalle singole unità di conversione del gruppo di “stringhe” interessato per mezzo di un sezionatore
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specifico per il funzionamento in corrente continua con tensioni max 900Vdc.
Ogni coppia di stringhe collegata alla cassetta risulterà protetta da opportuni fusibili, sia sul polo positivo che sul
negativo.
Il compito di proteggere contro le sovratensioni il lato d.c. di ogni schiera verrà svolto da varistori rimuovibili, installati
all'interno di ciascuna cassetta.
Per sezionare in toto le stringhe di ciascuna schiera sarà installato in uscita un sezionatore bipolare.
Le cassette di parallelo sopra descritte saranno fissate direttamente alla struttura in posizione accessibile e comunque ad
una quota superiore all'altezza di sicurezza in funzione del rischio idraulico noto.
10. GENERALI CABINE
10.1 STRUTTURA E DIMENSIONI
La struttura sarà realizzata ad elementi componibili prefabbricati in calcestruzzo armato vibrato avente classe RCK 350
kg/cm2 dello spessore di 8cm avrà dimensioni esterne massime : 7,00 x 2,46 x 2,60mt (l x p x h). Il materiale sarà
opportunamente addittivato con superfluidificante e con impermeabilizzante idonei a garantire una adeguata protezione
contro le infiltrazioni di acqua per capillarità.
L’armatura metallica interna a tutti i pannelli sarà realizzata con doppia rete elettrosaldata e ferro nervato, entrambi in
FeB44 K controllato e darà previsto il collegamento mediante saldatura di tutte le armature metalliche in modo da
realizzare e garantire una maglia equipotenziale di terra uniformemente distribuita in tutta la cabina onde consentire il
collegamento elettrico all' impianto di terra esterno.
Le pareti interne saranno lisce e senza nervature e con superficie interna costante lungo tutte le sezioni orizzontali.
I giunti di unione dei diversi elementi che compongono la struttura saranno stuccati sia internamente che esternamente
con prodotti siliconici per una perfetta tenuta d'acqua con interposte guaine elastiche a miscela bitumosa, in modo da
assicurare un grado di protezione verso l'esterno IP33 (Norme CEI 70/1).
La copertura piana è calcolata per un carico uniforme distribuito non inferiore a 2 kN/m2. e viene impermeabilizzata
mediante stesura a caldo di guaina bituminosa e protetta con vernice a base di alluminio. Nella cabina sono previsti dei
pannelli intermedi in c.a.v. atti a dividere la cabina in tre locali (Enel, misure ed utente); vengono installate porte in
resina del tipo Omologato Enel U.E.DS 919 complete di serrature, e finestrini di aerazione in resina U.E. DS 927.
Il pannello di pavimentazione avente spessore minimo di 80 mm e dimensionato in modo da supportare un carico
permanente non inferiore a 4 kN/m2.
Le pareti esterne saranno tinteggiate con pitture al quarzo ad effetto bucciato, idonee a resistere agli agenti atmosferici
anche in ambiente marino, montano, industriale altamente inquinato.
La struttura portante dovrà essere dimensionata e calcolata per consentire lo spostamento del monoblocco completo
delle apparecchiature elettromeccaniche, eventuale trasformatore compreso.
Il monoblocco dovrà essere dotato di dispositivi di sollevamento, costituiti da idonei inserti filettati, posizionati nello
spessore delle pareti a contatto con il pannello di copertura in modo tale che dopo la posa in opera non rimangano in
vista nella superficie esterna delle pareti onde evitare l’ossidazione che potrebbe macchiare e deteriorare il calcestruzzo
e il rivestimento esterno; dopo il montaggio i dispositivi dovranno essere opportunamente ingrassati e chiusi con tappi o
con idonei buloni che impediscano l’ossidazione.
All’interno del locale sono stati previsti idonei cunicoli di passaggio cavi separati per la bassa e la media tensione delle
dimensioni, che di volta in volta sono state specificate in relazione all’allestimento della cabina stessa.
L’armatura del monoblocco sarà elettricamente collegata all’impianto di terra in modo da formare una rete
equipotenziale uniformemente distribuita su tutta la superficie del manufatto.
L’intera struttura sarà interamente assemblata e collaudata in stabilimento, completa delle eventuali apparecchiature
elettriche come richiesto dalla Norma CEI EN 61330, pronta per essere collocata in cantiere per la successiva messa in
servizio, con classe termica 20
10.2 FONDAZIONE
La fondazione sarà realizzata con vasca prefabbricata in calcestruzzo armato con tondini in acciaio FeB44K, gettata con
4.0 q.li/mc di cemento tipo 425, dove sono ricavati i fori per l'entrata dei cavi MT-BT, i blocchetti per il collegamento
della massa a terra dall'esterno all'interno della cabina.
Lungo il perimetro della struttura si prevederà la posa di un tubo corrugato forato per la raccolta e il drenaggio delle
acque verso un pozzetto di raccolta e da qui verso una vasca di drenaggio di almeno 10mq di superficie. Per facilitare il
deflusso delle stesse la vasca sarà sopraelevata rispetto al terreno circostante.
10.3 TRATTAMENTI DI FINITURA
Tutti i manufatti, una volta posati, subiscono di serie i trattamenti di :
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
- verniciatura interna con prodotti a base di polveri di quarzo fine, colore bianco.
- verniciatura esterna con prodotti a base di polveri al quarzo e resine sintetiche idrorepellenti, colore RAL secondo
indicazioni della D.L.
11. GENERALI QUADRI MT
11.1 DATI AMBIENTALI
Il prodotto sarà ai requisiti relativi alle apparecchiature di media tensione per interno con involucro metallico, secondo la
definizione della norma IEC 62271-200.
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura ambientale:
Minima: - 5°CMassima: +40°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
- Altitudine:
< 1000 metri s.l.m
Il mezzo di interruzione usato sarà l’esafluoruro di zolfo con polo in pressione secondo il concetto di "sistema sigillato a
vita" in accordo alla normativa CEI EN 60694.
11.1.1 COMPARTIMENTI
Le unità funzionali saranno di tipo LSC2A (loss of service continuity) e PI (Partition Class) come definite dalla norma
IEC62271-200. Dovranno essere costituite da due compartimenti elettricamente indipendenti e da una cella di bassa
tensione:
- zona sbarre omnibus
- zona apparecchiature MT
La cella sbarre sarà situata nella parte superiore dell’unità; tutte le celle saranno accessibili dal fronte o dall’alto dello
scomparto.
11.1.2 CONNESSIONI CAVI
L'arrivo dei cavi MT viene realizzato nella parte inferiore di ogni unità funzionale, oppure se presente nel cassonetto
arrivo cavi dall’alto.
Il collegamento dei cavi MT verrà effettuato dal lato anteriore o dal tetto dell’unità. I terminali dei cavi dovranno essere
collegati mediante bulloni.
L'accesso alla cella di collegamento dei cavi MT dipenderà dalla preventiva chiusura del sezionatore di messa a terra dei
cavi oppure, ove non presente, dovrà essere prevista opportuna targa monitoria sulla copertura.
11.1.3 TENUTA ALL'ARCO INTERNO
Per la soluzione a tenuta all’ Arco Interno, I test dovranno essere eseguiti secondo la norma IEC 62271-200 allegato A
criteri da 1 a 5, accessibilità classe A “accessibilità limitata al personale autorizzato”
La certificazione dovrà essere IAC AFL / AFLR come descritto nella normativa citata.
11.1.4 ARCHITETTURA E INVOLUCRI
Gli scomparti dovranno essere del tipo "apparecchiatura con involucro metallico" secondo la definizione della norma
IEC 62271-200.
Le strutture portanti che compongono l'involucro, dovranno essere realizzate in acciaio, di spessore 2 mm.
Le unità dovranno essere affiancabili e modulari in modo da permettere eventuali futuri ampliamenti sui lati del quadro.
Tutta la struttura metallica delle unità salvo le parti in lamiera zincata a caldo dovranno essere verniciate in modo da
offrire un’ottima resistenza all’usura, il colore dovrà essere bianco RAL 9002.
12. GENERALI QUADRI BT
12.1 SISTEMA DI NEUTRO BASSA TENSIONE
Date le caratteristiche delle apparecchiature si considera:
- neutro isolato, sistema IT per l’area tra gli inverter, il lato BT del trasformatore elevatore e del trasformatore TSA
- neutro a terra sistema TN-S, per la parte di impianto alimentata dal secondario del trasformatore TSA
12.2 DATI AMBIENTALI
Il prodotto dovrà essere conforme ai requisiti relativi alle apparecchiature di bassa tensione per interno secondo la
definizione della norme citate.
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Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura ambientale: Minima: - 5°C Massima: +40 °C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
12.2.1 CARATTERISTICHE GENERALI
Gli interruttori modulari avranno:
- chiusura rapida: la velocità di chiusura dei contatti risulta indipendente dall’azione dell’operatore.
- sezionamento visualizzato: l’apertura è segnalata da una banda verde sulla leva di comando dell’interruttore: questo
indicatore rispecchia la posizione “aperto” dei contatti di tutti i poli.
- durata elettrica (O-C): 20 000.
12.2.2 CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60898
- tensione (Ue): 400 V CA
- potere di interruzione: 6kA secondo CEI EN 60898, Icn potere di interruzione in cortocircuito (ciclo O-CO):
12.2.3 CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2
- tensione (Ue): 400 V CA
- tensione di tenuta ad impulso (Uimp): 6 kV
- tensione di isolamento (Ui): 500 V CA
- potere di interruzione: 10kAsecondo CEI EN 60947-2, Icu potere di interruzione estremo (ciclo O-CO):
12.2.4 CURVE DI INTERVENTO
curva B , per deboli correnti di cortocircuito (generatori, notevoli lunghezze di cavi).
- corrente nominale: da 6 a 63 A a 30°C
- curva d’intervento: gli sganciatori magnetici intervengono tra 3 e 5 In.
curva C, carichi convenzionali.
- corrente nominale: da 0.5 a 63 A a 30°C
- curva d’intervento: gli sganciatori magnetici intervengono tra 5 e 10 In.
13. CABINA CE-0
Le cabine di Interfaccia Utente CE-0 Schneider Electric o similari sono idonee per l’allacciamento in media tensione dei
campi fotovoltaici.
La cabina CE-0 sarà accoppiata alla Cabina di Trasformazione CT-1
Lo schema unifilare è riportato negli elaborati grafici di progetto.
13.1 COMPONENTI CABINA DI INTERFACCIA CE-0
- Prefabbricato in C.A.V
- QMT0 - Quadro media tensione isolato in aria e Dispositivo Interfaccia
- QSAC - Quadro Servizi Ausiliari di Cabina
- QSV0 - Armadio Telecontrollo
- Collegamenti di cabina
- Accessori
13.2 STRUTTURA PREFABBRICATA IN CAV
Nella struttura prefabbricata troveranno alloggiamento tutte le apparecchiature necessarie alla realizzazione del punto di
interfaccia MT con l’Ente distributore secondo quanto stabilito dalla CEI 0-16 ed i relativi documenti applicativi.
In particolare la struttura presenterà tre locali.
13.2.1 LOCALE ENTE DISTRIBUTORE
Il Locale Ente Distributore ospiterà le apparecchiature installate a cura dello stesso e necessarie per la realizzazione del
punto di interfaccia.
Il locale sarà accessibile al solo personale dell’Ente e l’ingresso avverrà pertanto dal solo lato strada.
13.2.2 LOCALE MISURE
Nel Locale Misure troverà alloggiamento lo strumento per la misura dell’energia scambiata tra Ente e Utente.
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Tale strumento di norma viene fornito dall’Utente e installato dall’Ente Distributore
Al locale potranno avere accesso sia personale dell’Ente che dell’Utente, l’ingresso avverrà pertanto da entrambi i lati.
13.2.3 LOCALE UTENTE
Nel Locale Utente alloggeranno le apparecchiature di comando e controllo della rete MT lato Utente, in particolare
- il quadro di media tensione QMT0 con il Dispositivo Generale, il Sistema di Protezione Generale e di interfaccia
- il quadro di alimentazione ausiliaria della cabina QSAC
- il quadro per la supervisione QSV0
13.3 ACCESSORI
Il locale cabina è corredato di:
- Impianti di messa a terra;
- Impianto di illuminazione esterna costituito da plafoniera compatta stagna a in classe II e IP55 con lampada da 60W;
- Impianto di illuminazione interna costituito da 3 plafoniere IP55 con lampade a fluorescenza da 36 W;
- un tappeto isolante (o pedana) adeguato alla tensione nominale del sistema di media tensione;
- cartelli indicanti soccorsi da prestarsi ai colpiti da fulminazione schema elettrico unifilare della cabina;
- un estintore ad anidride carbonica;
- pulsante di sgancio di emergenza in custodia con vetro a rompere posto all’esterno
14. QUADRO MT – QMT0
Il Quadro MT denominato QMT0 realizza tutte le funzioni necessarie per il punto di collegamento del campo
fotovoltaico alla rete in MT dell’Ente Distributore.
Lo schema unifilare è riportato negli elaborati grafici di progetto.
14.1 CARATTERISTICHE GENERALI
Quadro prefabbricato SM6 standard con protezione arco interno sul fronte e sui lati IAC AFL 12,5Ka 1s
Tensione nominale
Tensione di esercizio
n° fasi
Tensione nominale di tenuta a frequenza industriale 50Hz / 1min valore efficace
Tenuta sul sezionamento a 50Hz /1mn
Tensione nominale di tenuta a impulso atmosferico 1,2 / 50 microS valore di picco
Sul sezionamento
Frequenza nominale
Corrente nominale delle sbarre principali
Corrente nominale max delle derivazioni
Corrente nominale ammissibile di breve durata
Corrente nominale di picco
Potere di interruzione degli interruttori alla tensione nominale
Durata nominale del corto circuito
Tensione nominale degli ausiliari
Larghezza
Altezza
Profondità
kV
kV
kV
kV
kV
kV
Hz
A
A
kA
kA
kA
s
V
mm
mm
mm
24
15
3
50
60
125
145
50/60
630
630
12,5
31,5
12,5
1
230 ca
1625
2050
1200
14.2 CARATTERISTICHE SPECIFICHE
Il quadro sarà di tipo modulare ed ampliabile in sito in entrambi i lati
Le unità funzionali, prefabbricate, verranno assiemate fra loro sul posto di impiego.
Le dimensioni delle singole unità avranno i seguenti valori:
- Altezza: 1600 - 2050mm
- Profondità: 1200mm
- Larghezza: 375 – 500 – 750 mm
Le unità funzionali dovranno avere i seguenti gradi di protezione:
- Involucro esterno:
IP 2XC
- Diaframmi interni fra compartimenti:
IP 20
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14.3 APPARECCHIATURE
Tutti i comandi delle apparecchiature dovranno essere posizionati sul fronte dell’unità funzionale.
Le unità funzionali saranno equipaggiate dai seguenti componenti :
14.3.1 INTERRUTTORE
L'interruttore sarà progettato in conformità alla norma IEC 62271-100.
Il mezzo di interruzione usato sarà l’esafluoruro di zolfo con polo in pressione secondo il concetto di "sistema sigillato a
vita" in accordo alla normativa CEI EN 60694.
Il prodotto dovrà essere dotato di rapporti di prove emessi da un laboratorio riconosciuto e accreditato da un organismo
internazionale.
In ogni caso l'interruttore ed il suo dispositivo di comando dovranno verificare come minimo le seguenti caratteristiche
di durata:
Numero di operazioni: 10 000.
Numero di interruzione alla corrente nominale : 10 000.
14.3.2 INTERRUTTORE DI MANOVRA-SEZIONATORE (IMS) – SEZIONATORE
L’interruttore di manovra-sezionatore dovrà essere conforme alle norme CEI EN 60265.1 e IEC 60265-1
Il sezionatore dovrà essere conforme alle norme CEI EN 62271-102 e IEC 62271-102
Entrambe le apparecchiature dovranno avere doppio sezionamento ed essere contenute in un involucro "sigillato a vita”,
(CEI EN 60694 allegato E) di resina epossidica, il mezzo di interruzione dovrà essere il gas SF6. Il sezionatore dovrà
avere a tre posizioni, Chiuso sulla linea, - Aperto, - Messo a terra
Il potere di chiusura della messa a terra dell'IMS sarà uguale a 2.5 volte la corrente nominale ammissibile di breve
durata. Dovrà essere possibile verificare visivamente la posizione dell'IMS o sezionatore a vuoto tramite un apposito
oblò.
I comandi dei sezionatori saranno posizionati sul fronte dell'unità. Gli apparecchi saranno azionabili mediante una leva
asportabile e con sistema “anti-reflex” in modo da assicurare la sicurezza degli operatori.
14.3.3 SEZIONATORE DI TERRA
I cavi MT dovranno essere messi a terra per mezzo di un sezionatore di terra conforme alle norme CEI EN 62271-102
IEC 62271-102.
Dovrà essere possibile verificare visivamente la posizione del sezionatore di terra tramite un apposito oblò.
I comandi del sezionatore di terra saranno posizionati sul fronte dell'unità. L’apparecchio dovrà essere azionabile
mediante una leva asportabile e con sistema “anti-reflex” in modo da assicurare la sicurezza degli operatori. La manovra
del sezionatore di terra potrà essere impedita mediante blocchi a chiave o l’uso di uno o più lucchetti.
14.3.4 SISTEMA DI PROTEZIONE E CONTROLLO
Le unità funzionali saranno del tipo multifunzionale a microprocessore.
Norme di riferimento
I relè di protezione Sepam 1000+ descritti saranno conformi alle seguenti normative:
- CEI 60255-5
- CEI 60255-5
- CEI 60255-22-1
- CEI 60255-22-4
- CEI 61000-4-4
- CEI 60255-22-2
- CEI 61000-4-2
-CEI 61000-4-3
Tenuta dielettrica
Impulso
classe III
Onda oscillatoria smorzata a 1 MHz
classe IV
Transitori rapidi
livello IV
classe III
Scariche elettrostatiche.
livello III
livello III
Immunità ai campi
Descrizione
Le unità di protezione elettrica, saranno della Schneider Electric tipo Sepam 1000+ o similari basate su tecnologia a
microprocessore.
Le unità di protezione elettrica avranno adeguata struttura in grado di garantire che possano essere installate direttamente
sulla cella strumenti dello scomparto di media tensione.
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Il grado di protezione richiesto è IP52 sul fronte.
Tali unità di protezione saranno alimentate da una sorgente ausiliaria (in c.c. o c.a. in funzione della disponibilità della
installazione), e saranno collegate al secondario dei TA e dei TV dell'impianto.
Oltre alle funzioni di protezione e misura le unità di protezione elettrica dovranno essere dotate di funzioni quali, auto
test alla messa in servizio e autodiagnostica permanente, che consentano di verificare con continuità il funzionamento
delle apparecchiature.
Per facilitare le operazioni di montaggio e di verifica le connessioni dei cavi provenienti dai TA, e dei cavi verso la
bobina di comando dell'interruttore e le segnalazioni saranno realizzate mediante connettori posteriori.
Sul fronte dell'unità si troveranno:
- indicatore di presenza tensione ausiliaria
- indicatore di intervento della protezione
- indicatore di anomalia dell'unità
- indicatori di stato dell’organo di manovra
- altri indicatori di intervento delle singole funzioni di protezione
Anteriormente potranno essere presenti inoltre:
- una presa RS232 per la connessione ad un pc per le operazioni di regolazione
- una serie di tasti per la parametrizzazione dell’unità e la regolazione delle soglie delle protezioni
- un visore per la lettura delle misure e dei parametri regolati.
Saranno disponibili almeno:
- 1 contatto n.a. per il comando dell'interruttore
- 1 contatto n.a. e 1 contatto n.c. per la segnalazione di intervento
- 1 contatto n.a. e 1 contatto n.c. per l'autodiagnostica.
Sarà inoltre possibile predisporre l'unità di protezione all'impiego della selettività logica o accelerata: per questo saranno
disponibili, laddove richiesto, l'ingresso per la ricezione del segnale di blocco e l'uscita per l'emissione del segnale di
blocco.
L’unità di protezione sarà di tipo espandibile e potrà essere dotata, anche in un secondo tempo, di ulteriori accessori che
permetteranno di realizzare:
- automatismi di richiusura per linee MT,
La regolazione delle soglie, avverrà direttamente in valori primari nelle relative grandezze espresse in corrente o tempo
rendendo più semplice utilizzo e la consultazione all'operatore.
14.3.5 TRASFORMATORI DI CORRENTE
I trasformatori di corrente saranno trasformatori convenzionali in conformità alle norme internazionali e saranno
realizzati in resina epossidica.
14.3.6 TRASFORMATORI OMOPOLARI
I trasformatori toroidali per la misura della corrente omopolare saranno adatti alla posa intorno a cavi schermati MT.
14.3.7 TRASFORMATORI DI TENSIONE
I trasformatori di tensione saranno conformi alle norme internazionali, e dovranno avere lo stesso isolamento di tensione
del quadro. Saranno realizzati in resina epossidica.
14.3.8 DISPOSITIVI DI BLOCCO
L’interruttore ed i sezionatori dovranno poter essere bloccati in una qualsiasi delle loro posizioni mediante serrature a
chiave e/o lucchetti.
Istruzioni e comandi
Le unità saranno degli gli interblocchi necessari per prevenire errate manovre che potrebbero compromettere oltre che le
apparecchiature, la sicurezza del personale addetto all'esercizio dell'impianto.
In particolare saranno previsti i seguenti interblocchi:
- blocco a chiave tra l’interruttore e il sezionatore di linea, l'apertura del sezionatore di linea sarà subordinata all'apertura
dell'interruttore
- blocco meccanico tra sezionatore di linea e sezionatore di terra dove la chiusura del sezionatore di terra sarà
subordinata all'apertura del sezionatore di linea e viceversa
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- blocco meccanico tra il sezionatore di terra e il pannello asportabile di accesso. Sarà possibile togliere il pannello di
accesso solo a sezionatore di terra chiuso.
Le serrature di interblocco saranno a matrice non riproducibile in unica copia
14.4
COMPOSIZIONE DEL QUADRO:
14.4.1 DESCRIZIONE
Il quadro in oggetto è composto da 3 unità tipo Schneider o similari per una lunghezza totale di 1625 mm.
Scomparto
GAM2 - LINEA DI CONSEGNA ENEL
Derivatore capacitivo e lampade presenza di tensione Us da 10 a 20 kV
Cella bassa tensione da 375x450mms
Toroide omopolare chiuso tipo CSH 160 Diam=160mm CEI 0-16
1
1
1
Scomparto
CM2 - MISURE
CM2 24kV-12.5kA-1A Unità misura tensione sbarre (fase/fase) - IAC AFL12,5kA 1s
Senza presenza di tensione
TV f/f VRC2/S2 Ue15kV rapporto 15000/100/100V, prestazione 15VA cl05/15VA cl05-3P
Coprimorsetti sigillabili
Certificato UTIF (cad secondario)
Comando manuale a manovra dipendente tipo CS1
Blocco chiave su sezionatore di terra con chiave libera in posizione di chiuso
Cella bassa tensione da 500x450mm
Alimentazione protezione interfaccia a 230Vca
Protezione interfaccia per autoproduttori tipo: Thytronic NV10P
Interruttore automatico protezione circuiti aux
Interruttore automatico protezione secondari TV sigillabile per misure fiscali
Interruttore automatico protezione secondari TV per dispositivo interfaccia
Scomparto
DM1P_SF1- DISPOSITIVO GENERALE E INTERFACCIA
DM1P SF1 24kV-12.5kA-630A Unità interruttore - IAC AFL12,5kA 1s
Motore per comando interruttore RI (motore + contamanovre) -230Vca
Ciclo di operazioni standard (O-03mn-CO-3mn-CO)
Sganciatore di chiusura e relè antirichisura per comando RI manuale - 230Vca
Sganciatore di apertura 230Vca
Sganciatore di apertura minima tensione 230Vca
Comando manuale per sezonatore a manovra dipendente tipo CS1
Derivatore capacitivo e lampade presenza di tensione Us da 10 a 20 kV
Resistenza antiferrorisonanza cablata
Contatti ausiliari su interr (3NA+2NC+1CO)
Contatti ausiliari su IMS/SEZ (1NA+1CO)
Blocco chiave su interruttore con chiave libera in posizione di aperto
Blocco chiave su sezionatore di terra con chiave libera in posizione di chiuso
Blocco chiave su sezionatore con chiave libera in posizione di chiuso per interruttore
TV f/m VRQ2/S2 Ue20kV
rapporto 20000:r3/100:r3/100:3V, prestazione 15VA cl05/50VA cl05-3P
TA ARM3/N2F con coprimorsetti sigillabili e certificato UTIF (cad secondario)
rapporto 50-100/5-5A 21kAx1s-42kAx1s, prestazione 7,5VA cl05 Fs<10 5VA 5P15
Cella bassa tensione da 750x450mm
Protezione Sepam S41 CEI 0-16 con visore conn. TA std
MES114F. Modulo 10 ingressi + 4 uscite 220/250 Vca/Vcc
ACE949-2. Interfaccia comunicazione RS485 2 fili 12/24Vcc
CCA612. Cavo modulo comunicazione 3m
Interruttore automatico protezione circuiti ausiliari
1
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
3
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SOPRINT. S.r.l.
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Realizzazione parco fotovoltaico da 690,00kW ubicato in Strada Bonincontri Longure, Comune di Asola (MN) (foglio 43, part. 239)
IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
Interruttore automatico protezione secondari TV
Manipolatore di comando Apri/Chiudi interruttore
Selettore locale/distanza
Lampada di segnalazione interruttore chiuso (rossa) / aperto (verde)
Resistenza anticondensa e termostato 230 Vca
1
1
1
2
1
15. QUADRO BT – QSAC
Il Quadro BT denominato QSAC realizza tutte le funzioni necessarie al comando e alla protezione delle linee di
alimentazione delle utenze in bassa tensione.
L’alimentazione del quadro proviene dal Quadro BT installato in cabina di trasformazione CT1, è suddivisa in due linee
protette da interruttore generale in partenza e sezionatore in arrivo:
- linea Normale, direttamente derivata dal trasformatore ausiliario
- linea Continuità, derivata dall’UPS di impianto; a questa linea afferiscono tutte le utenze di cabina non interrompibili.
Lo schema unifilare è riportato negli elaborati grafici di progetto.
5.1
CARATTERISTICHE DELLA GAMMA PRISMA G O SIMILARI
Tensione di isolamento
Tensione di esercizio fino a
Frequenza
Tensione ausiliaria
Corrente nominale d'impiego:
Corrente nominale di cresta ammissibile:
Corrente nominale di breve durata ammissibile
Forma di segregazione
Grado di protezione esterno
Grado di protezione interno
Larghezza del quadro
Altezza del quadro
Profondità del quadro
V
V
Hz
V
A
kA
kA/1s
IP
IP
mm
mm
mm
1000
400
50/60
220 ca
600
53
25
1
30
2X
600
1680
243
I quadri elettrici dovranno essere conformi alla norma internazionale IEC 60439-1 e nuova norma CEI EN 61439-1-2.
15.1
APPARECCHIATURE SCATOLATE
15.1.1 CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2
Gli interruttori scatolati utilizzati avranno le seguenti caratteristiche principali (valori massimi per la gamma)
Corrente nominale In a 50°C
A
3200
Tensione nominale di isolamento Ui
V
750
Tensione di tenuta ad impulso Uimp
kV
8
Tensione nominale d'impiego Ue 50/60 Hz
V
690
Potere di interruzione nominale estremo lcu a 220/240V
kA
125
Potere di interruzione nominale estremo lcu a 380/415 V
kA
85
Potere di interruzione nominale di servizio lcs % Icu
%
75
Durata (cicli CO) meccanica
5000
Durata (cicli CO) elettrica
3000
15.2
COMPOSIZIONE DEL QUADRO
15.2.1 DESCRIZIONE ED ELENCO CARICHI
Sezione Normale
QGN sezionatore arrivo da quadro QSAT
QSN alimentazione limitatore di sovratensione
SN limitatore di sovratensione
QA circuiti ausiliari quadro QSAT
Q1 luci prese locale Ente
I 4P 40A 400V
D125 4P
PRF1 3P+N
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
1
6A - 0,3A
16A - 0,3A
1
1
1
1
1
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 29 ___________________________________________________________________________________________________________
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
Q2 ausliari quadro QSV0
Q3 prese di cabina
Q4 luci interne di cabina
Q5 luci esterne di cabina
Q6 riserva
Q7 alimentazione scaldiglie QMT0
Q8 riserva
C60N 2P curva C
C60N 4P curva C
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
C60N 4P curva C
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
Sezione Continuità
QGC sezionatore arrivo da quadro QSAT
SCC limitatore di sovratensione
F301 indicatore presenza tensione
Q1C alimentazione contatore energia
Q2C alimentazione comunicazione contatore
Q3C ausiliari quadro QMT0
Q4C ausliari quadro QSV0
Q5C riserva
Q6C riserva
I 4P 40A 400V
PRD40r
STI 3P
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
10A - 0,3A
16A - 0,3A
10A - 0,3A
10A - 0,3A
16A - 0,3A
6A - 0,3A
16A - 0,3A
1
1
1
1
1
1
1
6A – 0,3A
2A – 0,3A
6A – 0,3A
6A – 0,3A
10A – 0,3A
10A – 0,3A
1
1
1
1
1
1
1
1
1
16. QUADRO SUPERVISIONE – QSV0
Il sistema di supervisione per il generatore fotovoltaico da 690 kW è costituito principalmente da un armadio situato in
cabina trasformazione e da un quadro posto in cabina di Interfaccia.
Il quadro QSV0 posizionato nella Cabina Interfaccia realizza tutte le funzione di raccolta, analisi locale e trasmissione
relative ai dati di cabina necessari al controllo e alla gestione dell’impianto.
In particolare sono sottoposte a controllo le seguenti apparecchiatue:
- quadro di media tensione e relative apparecchiature
- quadro di bassa tensione e relative apparecchiature
- dispositivo di protezione generale (secondo CEI 0-16)
- dispositivo di interfaccia autoproduttore (secondo CEI 0-16)
16.1 DATI AMBIENTALI
Il prodotto dovrà essere conforme ai requisiti relativi alle apparecchiature di bassa tensione per interno secondo la
definizione delle norme
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura ambientale: Minima: - 5°CMassima: +40°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
16.2 STRUTTURA DEL QUADRO
Il quadro tipo SPACIAL è realizzato in acciaio zincato a caldo colore RAL7035, sarà fissato a pavimento direttamente o
tramite zoccolo (opzionale); è provvisto di sistema di autoventilazione che permette la circolazione naturale dell’aria per
convenzione, mantenendo il grado di protezione elevato.
L’autoventilazione consente di ridurre la formazione di condensa all’interno dell’armadio e migliorare la dissipazione del
calore generato dall’apparecchiatura interna.
16.3 CARATTERISTICHE
- Materiale
- Colore esterno
- Grado di protezione esterno (IP)
- Grado di protezione interno (IP)
- Altezza del quadro mm
- Larghezza del quadro mm
- Profondità del quadro mm
Acciao Zn
RAL7035
54
2X
2000
800
400
16.4 APPARECCHIATURE
Il quadro QSV0 conterrà:
- uno switch per la connessione in fibra ottica con la cabina di trasformazione.
- l’interfaccia I/O remoti tipo Advantys STB, per la raccolta degli stati allarmi digitali provenienti dai quadri QMTO e
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QSAC installati in cabina
- un gateway della serie ETG100 o similari per la lettura del Sepam 40 (relè di protezione e dispositivo generale di
protezione secondo CEI 0-16) e per la lettura dei dati dallo strumento misuratore di energia
16.5 SISTEMA DI SUPERVISIONE: ARCHITETTURA TIPO
I collegamenti BT hanno le seguenti caratteristiche indicative e da valutare in fase
dimensionamento :
successiva per l’esatto
16.5.1 COLLEGAMENTI MT
I collegamenti MT avranno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti MT tra Consegna ENTE e QMT0
- N° e sezione cavo ( mm²) :
- Cavo tipo :
3 x (1 x 95)
RG7H1R
Collegamenti MT tra QMT0 e Cabina Trasformazione
- N° e sezione cavo ( mm²) :
- Cavo tipo :
3 x (1x 95)
RG7H1R
16.5.2 COLLEGAMENTI BT
I collegamenti BT hanno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti BT di potenza tra QSAC e Cabina Trasformazione
- N° e sezione cavo linea normale ( mm²) :
4 x (1 x 25)
- N° e sezione cavo linea continuità ( mm²) :
4 x (1 x 25)
- Cavo tipo :
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti BT tra Contatore Energia Immessa e QMT0
- N° e sezione cavo Schermato ( mm²) :
12 x 2,5
- Cavo tipo :
FRG7OR / 0,6-1kV
Collegamenti ausiliari BT tra QSAC e QMT0
- Sezione cavo schermato ( mm²) :
- Cavo tipo :
2,5
FRG7OR / 0,6-1kV
16.5.3 COLLEGAMENTI SISTEMA SUPERVISIONE
I collegamenti relativi al Sistema di Supervisione avranno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti QSV0 e Cabina Trasformazione
- Cavo tipo :
- Attenuazione massima:
Fibra Ottica Multimodale per esterni
2,8 dB/km
Collegamenti interni a Cabina Interfaccia
- Sezione :
- Cavo tipo :
24AWG, twistato
Belden 9842, per reti RS485
16.6 ACCESSORI
La cabina, sarà completata dagli accessori di seguito elencati.
16.6.1 ILLUMINAZIONE CABINA :
- Impianto illuminazione locale Ente Distributore composto da plafoniera IP65, n. 1 lampada fluorescente 2x36W e
combinato da 16A 250V composto da interruttore + presa bipolare e fusibili;
- Impianto illuminazione locale Misure composto da plafoniera IP65, n. 1 lampada fluorescente 1x36W e combinato da
16A 250V composto da interruttore + presa bipolare e fusibili;
- Impianto illuminazione locale Utente composto da plafoniera IP65, n. 1 lampada fluorescente 2x36W con inverter e
combinato da 16A 250V composto da interruttore + presa bipolare e fusibili;- lampada di emergenza OVA 1x18W/3h;
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16.6.2 IMPIANTI DI TERRA :
L’impianto di messa a terra interno al locale Utente, sarà in piatto di rame da 30x3 mm², con elemento sezionabile tra
locale Utente ed il locale Ente Distributore;
L’impianto di terra esterno, sarà realizzato in corda di rame da 35 mm², posata perimetralmente alla cabina e connessa a
4 dispersori in acciaio zincato, posti in pozzetti scrutabili.
Un dispersore sarà connesso alla maglia del fondo di posa della cabina.
16.6.3 KIT ACCESSORI ANTIINFORTUNISTICI :
- Estintore a polveri da 6 Kg., appeso a parete con apposita staffa di sostegno.
- Lampada di emergenza ricaricabile, 2x6W, appesa a parete con staffa di sostegno.
- Guanti isolanti, 20 kV, con relativa custodia appesa a parete.
- Tappeto isolante 30 kV.
- Cartello a tre simboli affiiso, con tre rivetti, alla porta di accesso al locale.
- Cartello di pronto soccorso affisso a parete con n° 4 tasselli Fischer.
- Espositore per schemi elettrici di cabina, formato A3, appeso a parete.
- Staffa di sostegno leva di manovra, appesa a parete.
16.6.4 DISPOSITIVI DI EMERGENZA - PRESE CEE :
- N° 1 Presa interbloccata CEE 2P+T-16A/220V - tipo Unika da parete,
- N° 1 Pulsanti di emergenza esterni.
16.7 CONTATORE CEWE DI ENERGIA IMMESSA IN RETE :
Nel locale di misura è previsto l’allestimento di un Punto di allacciamento contatore di Energia immessa in rete,
composto da
- contatore di energia CEWE
- modulo GSM,
- con cavo multipolare schermato sez. 2,5 mm², posto in apposite tubazioni protette.
L’installazione avverrà in conformità alla normativa CEI - 016.
Se non diversamente indicato Schneider Electric provvederà alla fornitura del contatore CEWE
16.8 COMPLETAMENTI
A completamento della fornitura si intendono :
- Disegni costruttivi della struttura .
- Progetto impianto elettrico della Cabina.
- Calcoli statici della struttura in elevazione.
-Trasporto e posa in opera della cabina nel sito prefissato, previo ricevimento della Concessione Edilizia e del
documento di avvenuto deposito della pratica presso il Genio Civile.
- Collaudo con messa in servizio della cabina e dichiarazione di conformità dell’impianto elettrico.
17. CABINA CT-1
Le Cabine di Trasformazione CT-1 di Schneider Electric sono idonee per l’allacciamento in media tensione dei campi
fotovoltaici.
La cabina CE-T sarà accoppiata alla Cabina di Interfaccia CE-0.
Lo schema unifilare è riportato negli elaborati grafici di progetto.
17.1 COMPONENTI CABINA DI INTERFACCIA CT-1
- Prefabbricato in C.A.V
- QMT1 - Quadro media tensione isolato in aria
- TMT1 - Trasformatore MT/BT
- QRIF - Quadro di rifasamento
- TSA - Trasformatore Servizi Ausiliari
- QSAT - Quadro Servizi Ausiliari Trasformazione
- UPS
- QPMS - Quadro di Parallelo (Master & Slave)
- QI12 - Quadro Inverter
- QBTI - Quadro Bassa Tensione Inverter
- QSV1 - Quadro Generale Telecontrollo
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 32 ___________________________________________________________________________________________________________
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
- Collegamenti di cabina
- Accessori
17.2 STRUTTURA PREFABBRICATA IN CAV
In allegato il disegno di riferimento FV.SC per le dimensioni della cabina e il lay-out delle apparecchiature.
17.3 DESCRIZIONE
Nella struttura prefabbrica troveranno alloggiameno tutte le apparecchiature necessarie alla realizzazione della
conversione dell’energia generata da continua in alternata, e alla misura della stessa secondo quanto stabilito dalla CEI 016 ed i relativi documenti applicativi.
In particolare la struttura presenterà tre locali ben evidenti.
17.3.1 LOCALE INVERTER
Il Locale Inverter, cuore dell’intero impianto, ospiterà le apparecchiature per la trasformazione dell’energia da corrente
continua a corrente alternata a 400V. Saranno qui installati:
- i 2 quadri Inverter da 350kW
- il quadro di parallelo QPMS (Master & Slave), per il parallelo delle linee in corrente continua e per una
corretta gestione degli inverter nei momenti di produzione ridotta di energia,
- il quadro principale QSV1 per il telecontrollo dell’impianto fotovoltaico
- il quadro di controllo dei sistemi di antintrusione e TVCC
Particolare attenzione andrà riservata alla verifica termica del locale per la presenza di apparecchiature fortemente
riscaldanti.
Il locale sarà accessibile al solo personale autorizzato e pertanto sarà adeguatamente protetto.
17.3.2 LOCALE MT/BT
Nel Locale MT/BT troveranno alloggiamento tutte le apparecchiature di comando e di controllo della rete elettrica
dell’impianto:
- il quadro distribuzione generale della bassa tensione QGBT
- il quadro di media tensione QMT1
- il rifasamento del trasformatore TMT1, QRIF
- il trasformatore ausiliario BT/BT denominato TSA
- l’unità UPS per l’alimentazione in continuità delle utenze fondamentali
17.3.3 LOCALE TRASFORMATORE
Nel Locale Trasformatore troverà sede il trasformatore elevatore a doppio secondario TMT1.
17.4 INFISSI :
La struttura sarà corredata dei seguenti infissi:
- N° 1 Porta in acciaio con dimensioni cm 120x230, con serratura, accesso locale. Inverter;
- N° 1 Porta in acciaio con dimensioni cm 120x215, con serratura, accesso locale MT-BT;
- N° 1 Porte in acciaio con dimensioni cm 120x215, con serratura e blocco Arel, accesso locale Trafo;
- N° 1 Foro per torrino con aspiratore elicoidale di estrazione su tetto da 3500mc/h, con comando da termostato ambiente
IP44 e serranda a gravità;
- N° 16 Finestre in alluminio con dimensioni cm 100x50, complete di rete anti-insetto, in acciaio. Inox.
17.5 ACCESSORI :
Il locale cabina è corredato di:
- Impianti di messa a terra;
- Impianto di illuminazione esterna costituito plafoniera compatta stagna a in classe II e IP55 con lampada
da 60W;
- Impianto di illuminazione interna costituito da 3 plafoniere IP65 con lampada a fluorescenza da 36 W;
- un tappeto isolante (o pedana) adeguato alla tensione nominale del sistema di media tensione;
- cartelli indicanti soccorsi da prestarsi ai colpiti di fulminazionee schema elettrico unifilare della cabina;
- un estintore ad anidride carbonica, minimo 6kg;
- pulsante di sgancio di emergenza in custodia con vetro a rompere posto all’esterno
- porta di ingresso munita di chiusura a chiave;
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 33 ___________________________________________________________________________________________________________
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
18. QUADRO INVERTER
Gli inverter SUNNY CENTRAL 350 o similari sono sistemi di conversione trifase a 350 KW espressamente concepiti
per sistemi fotovoltaici.
L’utente può personalizzare il sistema di start up e la sequenza di shut down. Possono essere facilmente collegati in
parallelo, per applicazioni di grande potenza.
18.1 DESCRIZIONE
Gli inverter sono sistemi di conversione trifase con potenza pari a 350 kW espressamente concepiti per l’utilizzo negli
impianti fotovoltaici. L’utente può personalizzare il sistema di start up e la sequenza di shunt down in modo da
minimizzare le perdite di produzione: la tecnologia switching con la quale sono costruiti, utilizzando transistor bipolari
IGBT, consente di ridurre le perdite di potenza durante la conversione.
L’apparecchiatura è dotata di particolari protezioni, compreso sovra e sotto tensioni, nonché controlli di frequenza. Sono
inoltre dotati di un sistema di spegnimento e di reset automatici.
Gli inverter sono disegnati per rispondere a tutte le direttive CE.
18.2 DATI AMBIENTE GENERALI
L’inverter dovrà essere compatibile con le seguenti condizioni limite:
- Temperatura operativa
- Umidità relativa
- Altitudine
da -20 °C a 40 °C
da 15 a 95%
< 1000 metri s.l.m.
18.3 CARATTERISTICHE GENERALI
L’inverter fotovoltaico sarà costituito da armadi modulari, conterrà la sezione in corrente continua, CC, la sezione
l’inverter e la sezione in corrente alternata, AC.
Le unità saranno assemblate e movimentabili in un unico blocco.
Potenza massima (consigliata)
Tensione nominale ca
Corrente nominale ca
Frequenza nominale
Potenza nominale ca
Tensione massima a circuito aperto
Corrente massima di ingresso CC
MPP Range
Fattore di Potenza
Distorsione totale della corrente di rete alla nominale
Rendimento Massimo
Rendimento Europeo
Larghezza:
Profondità:
Altezza:
Peso:
Grado di protezione:
18.4
kWp
V
A
Hz
kW
Vcc
A
V
THD
%
%
mm
mm
mm
kg
IP
405
400
505
50
350
880
800
da 450 a 820
> 0,99
< 3%
96,0
95,2
1600+1200
850
2120
2800
20
STRUTTURA DELL’INVERTER
18.4.1 DESCRIZIONE
Il sistema di conversione sarà costituito da un’unità realizzata con tecnologia pulse-width modulated (PWM) e da un
sezionatore avente il compito di isolare e proteggere la parte in alternata da quella in continua.
Alloggiato in un armadio avente grado di protezione IP20, l’inverter incorporerà IGBT (IPM) come elementi di
conversione statica ed inoltre sarà dotato di un sistema avanzato di Maximum Peak Power Tracker (MPPT) integrato nel
firmware della macchina, che assicurerà il funzionamento in prossimità del punto di massimo rendimento per la
conversione dell’energia dai pannelli solari.
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 34 ___________________________________________________________________________________________________________
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
L’inverter conterrà filtri EMI dedicati ed un contattore di potenza in corrente alternata lato trasformatore.
Un controllore integrato provvederà alle funzioni di auto protezione come la minima tensione, la massima tensione e la
massima frequenza.
La macchina non permetterà di immettere potenza in rete quando la stessa va in black out.
Completano la dotazione dell’inverter:
- una tastiera
- un display
- l’ interfaccia grafica per fornire indicazioni di stato, allarme, misura e data logging, tali funzionalità dovranno poter
essere disponibili da remoto via modem.
18.4.2 PEAK POWER TRACKING
Un sistema avanzato di Maximum Peak Power Tracker (MPPT) integrato nel firmware della macchina avrà il compito di
assicurare il punto di massimo rendimento per la conversione dell’energia dai pannelli solari.
L’algoritmo MPPT dovrà consentire di inseguire i valori ottimali di tensione e corrente degli array fotovoltaici,
assicurando la massima potenza di picco in uscita.
Attraverso la tastiera frontale si dovranno poter modificare i seguenti 5 parametri che definiscono il comportamento
dell’MPPT:
- PPT V Ref
- PPT I Max
- PPT Enable
- PPT Rate
- PPT V Step
La regolazione effettuata dall’MPPT è influenzata dei seguenti valori:
- ± 20% della “PPT V Ref”
- massima tensione di ingresso.
- minima tensione di ingresso.
L’algoritmo utilizzato dal sistema MPPT eviterà di generare potenza oltre il limite della macchina attraverso il setpoint
“I PPT Max” setpoint.
Se la potenza disponibile dovesse essere superiore alla potenza erogabile, l’algoritmo del sistema MPPT dovrà
aumentare la tensione per mantenere la potenza di uscita al di sotto della potenza di picco ammissibile.
18.4.3 PROTEZIONI DI TENSIONE E FREQUENZA
Nel caso in cui la rete del distributore pubblico presenti escursioni in tensione o frequenza oltre i limiti selezionati,
l’inverter dovrà disconnettersi segnalando contestualmente l’anomalia attraverso l’interfaccia grafica posta sul fronte
dell’armadio.
Al ristabilirsi delle condizioni di rete ottimali, per un periodo superiore ai 5 minuti, l’inverter dovrà resettare la
condizione di guasto e riconnettersi alla rete.
18.4.4 CONTROLLORE ISOLAMENTO
L’inverter sarà equipaggiato di un proprio controllore di isolamento sul lato in continua.
Il controllore di isolamento avrà il compito di misurare l’impedenza tra polo + del campo e terra e tra polo – del campo e
terra; se l’impedenza scende al di sotto di un valore prefissato, l’inverter dovrà mettersi in shutdown aprendo sia il
contattore lato continua che il contattore lato alternata, ed inviando un messaggio di allarme all’interfaccia grafica posta
sul fronte dell’armadio.
L’inverter rimarrà in detta condizione fino alla risoluzione della causa del guasto e fino alla tacitazione dell’allarme da
tastiera.
18.4.5 CONTROLLORE DI TENSIONE
Nel caso di tensioni lato continua superiori la massima tensione di ingresso, l’inverter dovrà disconnettersi dalla rete ed
inviare un messaggio di allarme all’interfaccia grafica posta sul fronte dell’armadio.
18.4.6 PROTEZIONE CONTRO I GUASTI A TERRA
La macchina sarà essere equipaggiata di un sistema per la rilevazione dei guasti a terra ottenuta attraverso sensori di
corrente continua ad effetto Hall.
Tali sensori di corrente saranno installati sui entrambi i poli del circuito fotovoltaico.
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 35 ___________________________________________________________________________________________________________
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Se le condizioni di funzionamento sono corrette i sensori vedono lo stesso valore di corrente con polarità opposta, ogni
differenza è una corrente a terra: nel caso di squilibrio oltre il valore prefissato l’inverter dovrà mettersi in shutdown
aprendo sia il contattore lato continua che il contattore lato alternata, ed inviando un messaggio di allarme all’interfaccia
grafica.
Comunicazione
La macchina fornirà due tipi di informazione all’utente:
- stato del sistema e/o informazioni relative a guasti
- data logging
Stato del sistema
Il pannello frontale dovrà immagazzinare le informazioni di stato sistema e guasto attraverso memoria non volatile.
Un display visualizzerà una breve descrizione della tipologia del guasto.
Le informazioni visualizzate saranno:
- Corrente di funzionamento
- Codice guasto
- Stato dell’inverter
- Tensione e corrente di linea
- Temperatura dell’inverter
- Potenza erogata dall’inverter
- Stato del campo fotovoltaico
- Tensione e corrente lato continua
- Potenza lato continua
- Frequenza di rete
- Peak Power Tracker
Data logging
L’inverter immagazzinerà i dati attraverso memoria non volatile.
Le funzioni di data logging dovranno includere:
- Valori operative di funzionamento
- Misure interne
- Elaborazione di grandezze elettriche in forma grafica
- Acquisizione segnalazioni di guasto
- Aggiornamenti software
- Valori cumulativi
- Parametri di configurazione
19. QUADRO PARALLELO “MASTER - SLAVE” QPMS
I quadri di parallelo in configurazione “Master & Slave” consentono il collegamento delle sezioni in continua che
alimentano i due inverter in modo da ottimizzare il funzionamento degli stessi.
Il generatore fotovoltaico è per questo suddiviso in due sottocampi simmetrici, in condizioni normali tutte le stringhe di
ogni sottocampo sono connesse in parallelo ad uno dei due inverter. In condizioni di scarso irraggiamento (mattina, sera,
condizioni meteo sfavorevoli) il sistema di gestione e regolazione facente capo agli inverter fa si che i due sottocampi
vengono parallelati alimentando così uno solo dei due inverter: in questo modo si mantiene elevato il rendimento del
generatore migliorando il punto di funzionamento dell’inverter attivo e riducendo le perdite totali dell’impianto.
Al ripristinarsi delle condizioni ottimali il sistema ritorna nella condizione in iniziale
19.1 DESCRIZIONE
I quadri di parallelo sono progettati per realizzare il parallelo tra due sistemi inverter e consentono, nella versione
standard, la connessione di un massimo di 5 cavi per polo; è inoltre previsto che i conduttori siano protetti da adeguati
fusibili in corrente continua su una o su entrambe le polarità.
Ogni QPMS permetterà quindi la connessione di 2 sottocampi fotovoltaici, uno per inverter, ad ognuno dei quali potrà
afferire fino ad un massimo di 5 Quadri Stringa (Array-.Box)
La realizzazione ad elementi modulari e l’adattabilità dei componenti elettrici utilizzati ne permette comunque l’impiego
anche in condizioni diverse dallo standard.
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19.2 COMPONENTI DEL QUADRO PARALLELO
Ogni quadro di parallelo è costituito da:
- armadio della serie Spacial SF, protezione IP3X
- due contattori LC1 F5004P, poli connessi in parallelo e adatti al funzionamento in reti a corrente continua
- due relè ausiliari per il comando dei contattori
- fusibili per applicazioni in corrente continua, corrente nominale 160A
- set di sbarre per la realizzazione dello circuito di potenza
19.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEL QUADRO
Le caratteristiche principali del Quadro Parallelo sono:
- involucro tipo SPACIAL SF in acciaio conforme alle regole generali degli involucri secondo norma CEI EN 50298, la
struttura componibile costituita da montanti verticali di profilo triangolare con fori a passo 25 mm uniti da due cornici
superiore e inferiore anch'esse con fori a passo 25 mm in grado di garantire una struttura estremamente rigida:
- porta in lamiera d'acciaio spessore 15/10 completa di cornice di rinforzo, colore RAL 7035,
- fondo in lamiera d'acciaio 15/10 avvitato, colore RAL 7032,
- fiancate laterali in lamiera d'acciaio 15/10
Porta piena liscia con reversibilità della stessa, angolo di apertura 120°, con carico massimo ammissibile 30kg/m2 e
dispositivo di chiusura porta al di fuori della zona protetta, in grado di garantire e mantenere il grado di protezione
- tenuta agli impatti meccanici esterni IK10 (20 Joules) secondo CEI EN 50102
- autoestinguibilità secondo CEI EN 60695-2-1 (960°C)
Sarà conforme alle regole generali degli involucri secondo norma CEI EN 50298, il grado di protezione IP31 secondo
CEI EN 60529
La temperatura interna sarà garantita da un sistema di autoventilazione che permette la circolazione naturale dell’aria per
convenzione. L’autoventilazione consente di ridurre la formazione di condensa all’interno dell’armadio e migliorare la
dissipazione del calore generato dall’apparecchiatura interna.
L’accessibilità alle apparecchiature di potenza e ausiliari sarà dal fronte.
Il grado di protezione a porta aperta sarà IP20.
Il fissaggio al pavimento della cabina sarà possibile attraverso kit di staffe murali o tramite zoccolo (opzionale).
19.4 DATI AMBIENTE GENERALI
Il Quadro Parallelo dovrà essere compatibile con le seguenti condizioni limite:
- Temperatura operativa
da -10 °C a 40 °C
- Umidità relativa max.:
95% a 20°C
- Altitudine
< 1000 metri s.l.m.
- Tipo di installazione:
per interno IP31 a porta chiusa
19.5 CARATTERISTICHE TECNICHE
Le principali caratteristiche dei quadri parallelo saranno:
- tensione di isolamento nominale:
1000 Vdc;
- tensione di impiego nominale:
1000 Vdc;
- corrente massima di impiego
1120 A (per ogni sottocampo)
- tensione ausiliaria:
220 Vca
- numero delle fasi:
2
- grado di protezione (CEI EN 60529):
IP31
19.6 TABELLE DI SCELTA ED ELENCO COMPONENTI
La tabella seguente riporta le opzioni disponibili per le varie configurazioni di Quadro Parallelo e le principali
apparecchiature che le compongono
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Sigla Quadri Paralelo
Armadio SPACIAL SF IP31 autoventilato
(2000 x 800 x 600)
Contattore di comando LC1 F500 4P7
Soppressore LA4FRCP
Contattore ausiliario CAD32U7
Fusibili NH DC gR 1100Vcc 160°
Portafusibili PKU 1/1200
MS2x8-0
MS2x8-1
MS2x8-2
senza fusibili
1 polarità
2 polarità
1
2
1
2
1
2
2
2
2
2
2
2
0
16
32
0
16
32
19.6.1 CARATTERISTICHE DELL’INVOLUCRO
Il quadro sarà realizzato in involucri di acciaio zincato a caldo di colore RAL7032.
Sarà conforme alle regole generali degli involucri secondo norma CEI EN 50298, il grado di protezione IP31 secondo
CEI EN 60529
L’accessibilità alle apparecchiature di potenza e ausiliari sarà dal fronte,
Il fissaggio al pavimento della cabina sarà possibile attraverso kit di staffe murali o tramite zoccolo (opzionale).
La temperatura interna sarà garantita da un sistema di autoventilazione che permette la circolazione naturale dell’aria per
convenzione, mantenendo il grado di protezione elevato.L’autoventilazione consente di ridurre la formazione di
condensa all’interno dell’armadio e migliorare la dissipazione del calore generato dall’apparecchiatura interna.
Dimensioni nella versione standard saranno:
- Larghezza:
800 mm
- Altezza:
2200 mm
- Profondità:
600 mm
Il grado di protezione a porta aperta sarà IP20.
19.6.2 ORGANI DI MANOVRA CONTATTORI
I contattori della serie LC1 per l’utilizzo nelle applicazioni di comando e controllo di motori e carichi in genere, sia nelle
condizioni più semplici che in quelle più gravose
I contattori sono certificati
- CEI EN 60947-1: “Apparecchiature a bassa tensione”
- CEI EN 60947-4-1: “Apparecchiature a bassa tensione: Contattori e avviatori”
Le manovre di connessione e separazione dei due inverter sararanno realizzate da due contattori, uno per polarità,.
I contattori saranno del tipo LC1 F5004P con i poli connessi in parallelo, completi di soppresspre LA4FRCP
Tensione di funzionamento nominale:
V
<1000
Corrente nominale in AC3 (singolo polo):
A
500
Tensione di isolamento (Ui) secondo la CEI EN 60947-4-1
V
1000
Tenuta all’impulso (Uimp)
kV
8
Potere di chiusura in AC-3 secondo la CEI EN 60947-4-1
In
10
Potere di apertura in AC-3 secondo la CEI EN 60947-4-1
In
8
Grado di protezione secondo la IEC 60529
IP
2X
Temperatura di stoccaggio:
°C
-60 +80
Temperatura di funzionamento
°C
-5 +55
Tempo di chiusura
ms
< 75
Tempo di apertura
ms
< 170
19.6.3 CONTATTORE AUSILIARIO CAD32 U7
Il contattore ausiliario della serie CAD realizza il circuito di comando del contattore.
L’elevato standard costruttivo e il perfetto accoppiamento con il contattore di manovra garantisce la funzionalità
dell’insieme
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19.6.4 SOPPRESSORE LA4FRCP
I contattori sono dotati di soppressore del tipo LC1 F5004P
Questo accessorio è un circuito RC (resistenza-condensatore) che realizzando:
- la protezione efficace dei circuiti sensibili alle alte frequenze.
- la limitazione della tensione a 3 Uc max e della frequenza oscillatoria a 400 Hz max
- una leggera temporizzazione all’intervento (da 1,1 a 1,3 volte il tempo normale)
contribuisce a rendere affidabile il circuito di comando del contattore garantendo così l’immunità ai disturbi e
riducendo la possibilità di aperture intempestive.
19.6.5 CIRCUITI AUSILIARI
Le apparecchiature necessarie al comando e al controllo del quadro sono installate nella cella ausiliaria posta nella zona
in alto del quadro.
In essa troveranno posto gli ausiliari di comando dei contattori e il circuito a 230Vac.
La zona è accessibile da personale esperto anche durante il normale funzionamento dell’apparecchiatura.
19.6.6 FUSIBILI
La protezione dei cavi sarà realizzabile su uno od entrambe le polarità della sezione in continua mediante dei fusibili a
coltello specificamente realizzati per la protezioni di impianti fotovoltaici: fusibili di classe gR.
I fusibili saranno realizzati in steatite ad alta resistenza termica e meccanica. L’elemento fusibile sarà in rame argentato,
l’elemento estinguente dell’arco è sabbia di quarzo.
Caratteristiche elettriche
- corrente nominale:
fino a 160A
- tensione utilizzzo:
1000 Vcc
- norme:
IEC EN 60269-2
IEC EN 60269-4
Ai portafusibili si potranno attestare cavi di sezione massima fino a 185 mm2.
19.6.7 CONNESSIONE DEI CAVI IN ARRIVO DAL CAMPO
Normalmente l’arrivo dei cavi dai campi fotovoltaici avviene dal basso attraverso le piastre di fondo dell’armadio
appositamente realizzate in modo componibile. Sulla struttura sono previsti idonei fissaggi per permettere l’attestazione
del cavo in sicurezza e senza provocare stress meccanici al fusibile.
Il quadro è predisposto per accettare cavi in ingresso di sezione fino a 185 mm2
19.6.8 BARRE COLLETTRICI
Il parallelo dei cavi provenienti dal campo fotovoltaico e il circuito di potenza sarà realizzato tramite una sbarra
principale di rame nichelato di sezione 80 x 10 mm2.
Le varie sezioni su cui sono attestati i fusibili avranno sezione minima 60 x 10 mm2
Tutto il circuito di potenza sarà sostenuto da isolatori portanti atti a sostenere gli sforzi elettrodinamici e a garantire
l’isolamento.
19.6.9 CONNESSIONE DEI CAVI IN PARTENZA VERSO L’INVERTER
Per le uscite verso gli inverter sono previsti due cavi per polarità con sezione massima di 240mm2.
19.6.10
CIRCUITO DI TERRA
Le masse funzionali e le parti metalliche della struttura dovranno essere connesse alla sbarra terra mediante collegamenti
I più brevi possibili che saranno contrassegnati con I colori giallo/verde.
Le dimensioni minime della sbarra di terra saranno adeguate e la stessa sarà contrassegnata dai colori giallo verde,alla
sbarra di terra saranno connessi anche gli schermi dei cavi.
La sbarra di terra sarà dotata di un morsetto per la connessione alla rete di terra di sezione non inferiore a 25mm2.
19.6.11
CAVI CIRCUITI
Tutti i circuiti ausiliari saranno realizzati con conduttori flessibili in rame, isolati in PVC non propagante
l’incendio:
- cavo circuito di alimentazione ausiliaria 220 Vca tipo N07V-K e di sezione 2,5 mm²,
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- cavo circuito di controllo tipo N07V-K e di sezione 1,5 mm²,
I conduttori dei circuiti ausiliari, in corrispondenza delle apparecchiature e delle morsettiere saranno
opportunamente contrassegnati come da schema funzionale
Ciascuna parte terminale dei conduttori dovrà essere provvista di adatti terminali opportunamente
isolati.
19.6.12
MORSETTIERE
Tutti i conduttori dei circuiti ausiliari relativi all’apparecchiatura contenuta nell’unità dovranno essere
appoggiati a morsettiere componibili numerate.
Il supporto isolante dei morsetti dovrà essere in materiale autoestinguente non igroscopico.
Le morsettiere destinate ai collegamenti con cavi esterni al quadro dovranno essere proporzionate per
consentire il fissaggio di un solo conduttore a ciascun morsetto:
- morsetti alimentazione ausiliaria vite-vite da 6 mm²
- morsetti ingresso segnali
vite-vite da 2,5 mm²
19.6.13
ACCESSORI
A corredo della fornitura di armadi stringa sono disponibili i seguenti accessori:
- zoccolo di altezza 100mm
- kit di fusibili e portafusibili di ricambio
20. QUADRO SUPERVISIONE – QSV1
Il sistema di supervisione per il generatore fotovoltaico da 690kW è costituito principalmente da un armadio situato in
cabina trasformazione e da un quadro posto in cabina di Interfaccia.
Il quadro QSV1 posizionato nella Cabina Interfaccia realizza tutte le funzione di raccolta, analisi locale e trasmissione
relative ai dati di cabina necessari al controllo e alla gestione dell’impianto.
In particolare sono sottoposte a controllo le seguenti apparecchiature:
- quadro inverter
- trasformatore BT/MT
- quadri di bassa tensione e relative apparecchiature
- quadro di media tensione e relative apparecchiature
- quadro di controllo antintrusione e TVCC
- gli array-box disposti in campo
In allegato disegno d’assieme FV.SIE del quadro QSV1
20.1 DATI AMBIENTALI
Il prodotto dovrà essere conforme ai requisiti relativi alle apparecchiature di bassa tensione per interno secondo la
definizione della norma.
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura ambientale: Minima: - 25°CMassima: +40°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
20.2 STRUTTURA DEL QUADRO
Il quadro tipo SPACIAL 6000 è realizzato in acciaio zincato a caldo colore RAL7035, sarà fissato a pavimento
direttamente o tramite zoccolo (opzionale); è provvisto di sistema di autoventilazione che permette la circolazione
naturale dell’aria per convenzione, mantenendo il grado di protezione elevato.
L’autoventilazione consente di ridurre la formazione di condensa all’interno dell’armadio e migliorare la dissipazione del
calore generato dall’apparecchiatura interna.
20.3 CARATTERISTICHE
- Materiale
- Colore esterno
- Grado di protezione esterno (IP)
- Grado di protezione interno (IP)
- Altezza del quadro mm
- Larghezza del quadro mm
Acciao Zn
RAL7035
54
2X
2000
800
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- Profondità del quadro mm
400
20.4 APPARECCHIATURE
Il quadro QSV1conterrà:
- il computer industriale IPC su cui viene caricato il software di supervisione
- uno switch per la connessione in fibra ottica con la cabina di trasformazione.
- un PLC della famiglia M340 per la raccolta degli stati allarmi digitali provenienti dai quadri di media e bassa tensione
installati in cabina e dei trasformatori di potenza e ausiliario
- alcuni gateway della serie ETG100 per l’interfacciamento con le apparecchiature di cabina dotate di comunicazione
quali: gli inverter, l’UPS, le protezioni Sepam e i misuratori di energia prodotta,
- i gateway della serie ETG100 necessari per la connessione dati con gli array-box disposti sul campo fotovoltaico.
21. QUADRO MT – QMT1
Il Quadro MT denominato QMT1 realizza tutte le funzioni necessarie per il comando lato MT del trasformatore
elevatore.
Lo schema unifilare è riportato negli elaborati grafici di progetto.
21.1 DATI AMBIENTALI
Il prodotto sarà ai requisiti relativi alle apparecchiature di media tensione per interno con involucro metallico, secondo la
definizione della norma IEC 62271-200.
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura ambientale:
Minima: - 5°C
Massima: +40°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
- Altitudine:
< 1000 metri s.l.m
21.2 CARATTERISTICHE GENERALI
Quadro prefabbricato SM6 standard con protezione arco interno sul fronte e sui lati IAC AFL 12,5Ka 1s
Tensione nominale
kV
Tensione di esercizio
kV
n° fasi
Tensione nominale di tenuta a frequenza industriale 50Hz / 1min valore efficace
kV
Tenuta sul sezionamento a 50Hz /1mn
kV
Tensione nominale di tenuta a impulso atmosferico 1,2 / 50 microS valore di picco kV
Sul sezionamento
kV
Frequenza nominale
Hz
Corrente nominale delle sbarre principali
A
Corrente nominale max delle derivazioni
A
Corrente nominale ammissibile di breve durata
kA
Corrente nominale di picco
kA
Potere di interruzione degli interruttori alla tensione nominale
kA
Durata nominale del corto circuito
s
Tensione nominale degli ausiliari
V
Larghezza
mm
Altezza
mm
Profondità
mm
24
15
3
50
60
125
145
50/60
630
630
12,5
31,5
12,5
1
220 ca
793
2050
1220
21.3 STRUTTURA DEL QUADRO
Il quadro sarà di tipo modulare ed ampliabile in sito in entrambi i lati
Le unità funzionali, prefabbricate, verranno assiemate fra loro sul posto di impiego.
21.3.1 DIMENSIONI
Le dimensioni delle singole unità avranno i seguenti valori:
- Altezza:
1600 - 2200mm
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- Profondità:
- Larghezza:
1220mm
375 – 500 – 750 mm
21.3.2 GRADO DI PROTEZIONE
Le unità funzionali dovranno avere i seguenti gradi di protezione:
- Involucro esterno:
IP 2XC
- Diaframmi interni fra compartimenti:
IP 20
21.3.3 COMPARTIMENTI
Le unità funzionali saranno di tipo LSC2A (loss of service continuity) e PI (Partition Class) come definite dalla norma
IEC62271-200.
Dovranno essere costituite da due compartimenti elettricamente indipendenti e da una cella di bassa tensione:
- zona sbarre omnibus
- zona apparecchiature MT
La cella sbarre sarà situata nella parte superiore dell’unità; tutte le celle saranno accessibili dal fronte o dall’alto dello
scomparto.
21.3.4 CONNESSIONI CAVI
L'arrivo dei cavi MT viene realizzato nella parte inferiore di ogni unità funzionale, oppure se presente nel cassonetto
arrivo cavi dall’alto.
Il collegamento dei cavi MT verrà effettuato dal lato anteriore o dal tetto dell’unità. I terminali dei cavi dovranno essere
collegati mediante bulloni.
L'accesso alla cella di collegamento dei cavi MT dipenderà dalla preventiva chiusura del sezionatore di messa a terra dei
cavi oppure, ove non presente, dovrà essere prevista opportuna targa monitoria sulla copertura.
21.3.5 TENUTA ALL'ARCO INTERNO
Per la soluzione a tenuta all’ Arco Interno, I test dovranno essere eseguiti secondo la norma IEC 62271-200 allegato A
criteri da 1 a 5, accessibilità classe A “accessibilità limitata al personale autorizzato”
La certificazione dovra essere IAC AFL / AFLR come descritto nella normativa citata.
21.3.6 ARCHITETTURA E INVOLUCRI
Gli scomparti dovranno essere del tipo "apparecchiatura con involucro metallico" secondo la definizione della norma
IEC 62271-200.
Le strutture portanti che compongono l'involucro, dovranno essere realizzate in acciaio, di spessore 2 mm.
Le unità dovranno essere affiancabili e modulari in modo da permettere eventuali futuri ampliamenti sui lati del quadro.
Tutta la struttura metallica delle unità salvo le parti in lamiera zincata a caldo dovranno essere verniciate in modo da
offrire un’ottima resistenza all’usura, il colore dovrà essere bianco RAL 9002.
21.3.7 APPARECCHIATURE
Tutti i comandi delle apparecchiature dovranno essere posizionati sul fronte dell’unità funzionale.
Le unità funzionali saranno equipaggiate dai seguenti componenti :
21.3.8 INTERRUTTORE DI MANOVRA-SEZIONATORE (IMS) – SEZIONATORE
L’interruttore di manovra-sezionatore dovrà essere conforme alle norme CEI EN 60265.1 e IEC 60265-1
Il sezionatore dovrà essere conforme alle norme CEI EN 62271-102 e IEC 62271-102
Entrambe le apparecchiature dovranno avere doppio sezionamento ed essere contenute in un involucro "sigillato a vita”,
(CEI EN 60694 allegato E) di resina epossidica, il mezzo di interruzione dovrà essere il gas SF6. Il sezionatore dovrà
avere a tre posizioni, Chiuso sulla linea, - Aperto, - Messo a terra
Il potere di chiusura della messa a terra dell'IMS sarà uguale a 2.5 volte la corrente nominale ammissibile di breve
durata. Dovrà essere possibile verificare visivamente la posizione dell'IMS o sezionatore a vuoto tramite un apposito
oblò. I comandi dei sezionatori saranno posizionati sul fronte dell'unità. Gli apparecchi saranno azionabili mediante una
leva asportabile e con sistema “anti-reflex” in modo da assicurare la sicurezza degli operatori.
21.3.9
SEZIONATORE DI TERRA
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I cavi MT dovranno essere messi a terra per mezzo di un sezionatore di terra conforme alle norme CEI EN 62271-102
IEC 62271-102.
Dovrà essere possibile verificare visivamente la posizione del sezionatore di terra tramite un apposito oblò.
I comandi del sezionatore di terra saranno posizionati sul fronte dell'unità. L’apparecchio dovrà essere azionabile
mediante una leva asportabile e con sistema “anti-reflex” in modo da assicurare la sicurezza degli operatori. La manovra
del sezionatore di terra potrà essere impedita mediante blocchi a chiave o l’uso di uno o più lucchetti.
21.3.10
DISPOSITIVI DI BLOCCO
L’interruttore ed i sezionatori dovranno poter essere bloccati in una qualsiasi delle loro posizioni mediante serrature a
chiave e/o lucchetti.
21.3.11
ISTRUZIONI E COMANDI
Le unità saranno dotate di tutti gli interblocchi necessari per prevenire errate manovre che potrebbero compromettere
oltre che l'efficienza e l'affidabilità delle apparecchiature, la sicurezza del personale addetto all'esercizio dell'impianto.
In particolare saranno previsti i seguenti interblocchi:
- blocco a chiave tra l’interruttore e il sezionatore di linea, l'apertura del sezionatore di linea sarà subordinata all'apertura
dell'interruttore
- blocco meccanico tra sezionatore di linea e sezionatore di terra dove la chiusura del sezionatore di terra sarà
subordinata all'apertura del sezionatore di linea e viceversa
- blocco meccanico tra il sezionatore di terra e il pannello asportabile di accesso. Sarà possibile togliere il pannello di
accesso solo a sezionatore di terra chiuso.
Le serrature di interblocco saranno a matrice non riproducibile in unica copia.
21.4
COMPOSIZIONE DEL QUADRO:
21.4.1 DESCRIZIONE
Il quadro in oggetto è composto da 2 unità.
Scomparto
GAM2 – ARRIVO DA CE-0
Derivatore capacitivo e lampade presenza di tensione Us da 10 a 20 kV
Cella bassa tensione da 375x450mm
Scomparto
IM – PARTENZA TRAFO TMT1
Unità SM6 tipo IM 24kV-12.5kA-630A - IAC AFL12,5kA 1s
Derivatore capacitivo e lampade presenza di tensione Us da 10 a 20 kV
Cella bassa tensione da 375x450mm
Tensione alimentazione circuiti aux 220Vca
Comando IMS manuale tipo CI2 ad accumulo di energia + sganciatore di
apertura
Contatti aux su IMS/sez. (1NA+1NC+1CO)
Blocco chiave su Sez. terra (AP) + blocco chiave su IMS linea (AP)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
22. QUADRI BT-QBTI e QSAT
I Quadri BT installati nella Cabina di trasformazione sono due, denominati QBTI e QSAT. I due quadri sono
costruttivamente simili e posizionati affiancati.
QBTI realizza la connessione delle uscite in alternata degli Inverter al trasformatore elevatore TMT1 e al trasformatore
ausiliario TSA. Qui sono anche installati gli strumenti di misura fiscale per l’energia generata e i dispositivi di controllo
dell’isolamento.
QSAT realizza tutte le funzioni necessarie al comando e alla protezione delle linee di alimentazione delle utenze in bassa
tensione.
L’alimentazione del quadro proviene dal trasformatore ausilario BT/BT installato nella cabina di trasformazione stessa,
ed è suddivisa in due linee protette da interruttore generale:
- linea Normale, direttamente derivata dal trasformatore ausiliario
- linea Continuità, derivata dall’UPS di impianto; a questa linea afferiscono tutte le utenze di cabina non interrompibili.
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In allegato il disegno di assieme FV.SIE dei quadri QBTI e QSAT
22.1 STRUTTURA DEL QUADRO
Il concetto di quadro è molto semplice:
- Una struttura in metallo composta da una o più struttura associate in larghezza e in profondità sulle quali è possibile
installare una gamma completa di pannelli di rivestimento e di porte
- Un sistema di sbarre composto da due sistemi di sbarre orizzontali o verticali posizionate in uno scomparto laterale, o
sul fondo dell’armadio che consentono di ripartire la corrente in tutti i punti del quadro.
- Unità funzionali complete studiata in funzione di ogni apparecchio l’unità funzionale comprende: una piastra dedicata
per l’installazione dell’apparecchio, una piastra frontale per evitare un accesso diretto alle parti sotto tensione,
collegamenti prefabbricati ai sistemi di sbarre e dispositivi per realizzare il collegamento sul posto.
I contenitori hanno le seguenti caratteristiche indicative:
- lamiera in acciaio
- trattamento cataforesi e polveri termoindurenti a base di resine epossidiche e poliestere polimerizzate a caldo, colore
bianco RAL 9001
- smontabili, associabili in larghezza e in profondità
- grado di protezione IP30 con pannelli IP30, frontale funzionale o porta IP30
- dimensioni delle struttura:
- modularità: 36 moduli verticali (1 mod. = 50 mm verticali).
- resistenza meccanica (grado di protezione) minimo Ik08 secondo la CEI EN 62262.
22.2
CARATTERISTICHE
Tensione di isolamento
Tensione di esercizio fino a
Frequenza
Tensione ausiliaria
Corrente nominale d'impiego:
Corrente nominale di cresta ammissibile:
Corrente nominale di breve durata ammissibile
Forma di segregazione
Grado di protezione esterno
Grado di protezione interno
V
V
Hz
V
A
kA
kA/1s
IP
IP
1000
690
50/60
220 ca
3200
187
85
1
30
2X
I quadri elettrici sono conformi alla norma internazionale IEC 60439-1 e nuova norma CEI EN 61439-1-2.
22.3 APPARECCHIATURE SCATOLATE
Le apparecchiature installate saranno della serie Compact NS e NSX, o similari, questi apparecchi sono caratterizzati
dalla completa rispondenza alle più restrittive norme tecniche e inoltre gli apparecchi da 630 a 3200 A sono equipaggiati
con le nuove unità di controllo Micrologic, che permettono di aggiungere nuove funzioni di comunicazione e di misura
integrate.
22.3.1 CARATTERISTICHE GENERALI
Gli interruttori Compact sono ideali per la protezione delle alimentazioni fino a 415V:
- delle reti di distribuzione alimentate mediante trasformatore
- delle reti alimentate da gruppo elettrogeno
- dei cavi di lunghezza rilevante (sistemi IT e TN).
Applicazioni particolari sono disponibili per reti 1000 V, reti 400 Hz e in corrente continua.
L’installazione è installazione semplice sia in quadro che su su guida DIN.
Una protezione aggiuntiva di tipo differenziale protegge le persone e le cose contro i guasti d'isolamento
La selettività totale tra interruttori Compact NS è garantita per qualsiasi tipo di guasto: sovraccarico, cortocircuito di
lieve o forte entità e qualunque sia il tipo di sganciatore associato all'interruttore.
Test sugli interruttori previsti dalle norme qui di seguito riportate in condizioni atmosferiche estreme:
- IEC 68-2-1: tenuta alla basse temperature (-55 °C)
- IEC 68-2-2: clima caldo secco (+85 °C)
- IEC 68-2-30: clima caldo umido (temperatura +55 °C, umidità relativa 95%)
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- IEC 68-2-52 severità 2: atmosfera nebbia salina.
Gli interruttori possono essere utilizzati ad una temperatura ambiente compresa tra -25°C e +70°C.
22.3.2 CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947-2
Gli interruttori scatolati utilizzati avranno le seguenti caratteristiche principali (valori massimi per la gamma)
Corrente nominale In a 50°C
A
3200
Tensione nominale di isolamento Ui
V
750
Tensione di tenuta ad impulso Uimp
kV
8
Tensione nominale d'impiego Ue 50/60 Hz
V
690
Potere di interruzione nominale estremo lcu a 220/240V
kA
125
Potere di interruzione nominale estremo lcu a 380/415 V
kA
85
Potere di interruzione nominale di servizio lcs % Icu
%
75
Durata (cicli CO) meccanica
5000
Durata (cicli CO) elettrica
3000
22.4
COMPOSIZIONE DEI QUADRI BT DI CABINA
22.4.1 QBTI
Caratteristiche
Il Quadro QBTI è realizzato in tre moduli (colonne) che raggruppano funzioni omologhe.
Tensione di isolamento (in base alle apparecchiature)
Tensione di esercizio
Corrente nominale nelle sbarre
Corrente di corto circuito
Frequenza
Tensione ausiliaria
Sistema di neutro
Sbarre (3F o 3F + N)
Materiale P
Resistenza meccanica secondo norma CEI EN 50102
Verniciatura esterna
Verniciatura interna
Forma di segregazione
Grado di protezione esterno
Grado di protezione interno
Larghezza del quadro
Altezza del quadro
Profondità del quadro
V
V
A
kA
Hz
V
IK
RAL
RAL
IP
IP
mm
mm
mm
690
400
1600
50
50/60
230 ca
IT
3F
Lamiera
> 07
9001
9001
1
31
20
1306
2000
465
22.4.2 QSAT
Caratteristiche
Il Quadro QSAT è realizzato in un unico modulo e raggruppa tutte le alimentazioni asservite alla Cabina di
trasformazione, da esso viene anche derivata l’alimentazione del quadro di bassa tensione della Cabina Interfaccia.
Sezione Normale
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QG interruttore di arrivo da TSA
QSN alimentazione limitatore di sovratensione
SN limitatore di sovratensione
QA ausiliari quadro QSAT
Q1 riserva
Q2 prese di cabina
Q3 luci interne cabina
Q4 luci esterne cabina
Q5 riserva
Q6 alimentazione scaldiglie QMT1
Q7 ausliari quadro QSV1
Q8 alimentazione QSAC sezione normale
Q9 ausiliari Inverter 1
Q10 ausiliari Inverter 2
Q11 alimentazione UPS
Q12 alimentazione BYPASS UPS
Sezione Continuità
QC arrivo da UPS
SCC limitatore di sovratensione
F301 indicatore presenza tensione
Q1C alimentazione contatore energia
Q2C alimentazione comunicazione contatore
Q3C ausiliari quadro QMT1
Q4C ausliari quadro QSV1
Q5C alimentazione QSAC sezione continuità
Q6C impianto antiintrusione + TVCC
Q7C impianto antiintrusione + TVCC
Q8C impianto antiintrusione + TVCC
Q9C impianto antiintrusione + TVCC
Q10C alimentazione centralina
Q11C alimentazione array box Inverter 1
Q12C alimentazione array box Inverter 2
Q13 C riserva
Q14 C riserva
NSX 4P 100A 400V
Micrologic 2.2A
D125 4P
PRF1 3P+N
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
C60N 4P curva C
C60N 4P curva C
C60N 4P curva C
C60N 4P curva C
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
C60N 4P curva C
C60N 2P curva C
C60N 2P curva C
C60N 4P curva C
C60N 4P curva C
C60N 4P
PRD40r
STI 3P
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 4P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
C60N 2P curva B
6A - 0,3A
16A - 0,3A
16A - 0,3A
10A - 0,3A
10A - 0,3A
16A - 0,3A
6A - 0,3A
10A - 0,3A
25A
25A
25A
25A
25A
25A
6A – 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
10A - 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
6A - 0,3A
10A - 0,3A
10A - 0,3A
10A - 0,3A
10A - 0,3A
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
23. TRASFORMATORE SERVIZI AUSILIARI – TSA
Il trasformatore ausiliario TSA posizionato in cabina trasformazione prende alimentazione direttamente dal lato in
alternata degli inverter, alimenta tutti i servizi ausiliari del campo fotovoltaico, in particolare esso fornisce l’energia a:
- servizi ausiliari delle cabine
- agli inverter
- tutti gli array-box disposti sul campo fotovoltaico
- il sistema di supervisione
- il sistema di antiintrusione e di sorveglianza
- l’illuminazione delle cabine e del campo fotovoltaico
Esso inoltre realizza la separazione galvanica tra i circuiti in alternata direttamente collegati all’inverter e i circuiti di
alimentazione dei carichi di cabina
23.1 NORME DI RIFERIMENTO
La realizzazione del sistema di supervisione e dei suoi componenti seguono in particolare quanto indicato nelle
normative qui richiamate:
- CEI 14.8: Trasformatori di potenza a secco
- CEI EN 60076-11 - Class. CEI 14-32 Trasformatori di potenza Parte 11: Trasformatori di tipo a secco
- CEI EN 61558-2-4 - Class. CEI 96-8 Sicurezza dei trasformatori, delle unità di alimentazione e similari
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23.2 DATI AMBIENTALI
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperature ambientali di riferimento:
-5°C ~ +40°C
- Livello di potenza sonora massima:
< 60 dB (A)
- Umidità relativa dell’aria
50% ~ 100%
23.3 DESCRIZIONE
Il trasformatore TSA sarà del tipo idoneo all’utilizzo per la realizzazione degli impianti fotovoltaici.
I valori di rendimenti e perdite saranno certificati dal costruttore.
Il raffreddamento della macchina sarà del tipo naturale in aria tipo AN ed espressamente adatto all’utilizzo in
installazione all’interno.
Gli avvolgimenti saranno in rame elettrolitico, il nucleo sarà in lamierino magnetico con grani orientati specifico per
applicazioni a basse perdite.
La presenza di uno schermo elettrostatico di isolamento garantirà la separazione galvanica tra primario e secondario
collegato a massa.
23.4
CARATTERISTICHE
Potenza nominale:
Tensione primaria nominale:
Tensione secondaria nominale:
Frequenza:
Gruppo vettoriale CEI
Rendimento:
Tipo avvolgimenti:
Livello isolamento (valore efficace)
Classe di isolamento
Classe di temperatura
Limiti di sovratemperatura massima (ta=25°C)
Grado di protezione (con box)
30kVA
400 V triangolo
400V stella + n
50/60 Hz
Dyn11
97% : 98%
Alluminio
4,2 kV
H
F
115°C
IP23
23.5 INSTALLAZIONE
Il trasformatore TSA sarà installato nel locale MT/BT della cabina e sarò contenuto in idoneo box metallico di
protezione verniciato a polveri RAL703X, con grado di protezione IP23 e dotato di golfari di sollevamento .
L’ingresso cavi sarà Ingresso cavi dal lato e dal basso mediante adeguato pressacavi.
Sull’involucro, sia lato interno che esterno, sarà posta una targa dati con le principali caratteristiche.
Le dimensioni del box saranno
Larghezza:
775 mm
Altezza:
825 mm
Profondità:
570 mm
Il box dovrà inoltre garantire:
- Livello di emissione sonora:
- Livello emissioni elettromagnetiche:
< 50dB(A) a 1mt
< 0,2цT
24. SISTEMA STATICO DI CONTINUITÀ - UPS
Le richieste dell’ente distributore in merito alla alimentazione delle protezione e dei dispositivi di interfaccia nonchè la
necessità di salvaguardare le apparecchiature mantenendo in funzione i dispositivi di raffreddamento e di controllo anche
in presenza di mancanze transitorie della tensione di rete, rende necessario la presenza di una alimentazione sicura,
L’utilizzo di un sistema statico di continuità (UPS) della serie Galaxy 3500 modello G35T10KH2B4S o similari e del
modulo di batterie aggiuntivo modello G35TXR6B6 della Schneider Electric o similari, permette la realizzazione di una
sezione di alimentazione ausiliaria sicura, a cui connettere tutte le utenze non interrompibili come:
- circuito di sorveglianza
- telecamere e barriere antiintrusione
- alimentazione ventilatori inverter
- circuiti ausiliari del dispositivo interfaccia
e garantirne l’alimentazione per un tempo minimo di 60 minuti
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24.1 DATI AMBIENTALI
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura di esercizio:
Minima: 0°C Massima: +40°C
- Temperatura di immagazzinamento con batterie:
Minima: -15°C Massima: +45°C
- Temperatura di immagazzinamento senza batterie: Minima: -30°C Massima: +70°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
- Altitudine massima al 95% del carico
1500m
24.2 DESCRIZIONE
La particolare funzione e la necessità del massimo livello di disponibilità e affidabilità rende necessario utilizzare un
UPS con le più elevate prestazioni e caratteristiche, in particolare si avrà:
- possibilità di doppio ingresso dell’alimentazione di rete: aumento della disponibilità grazie al collegamento
dell’UPS a due diverse fonti di alimentazione.
- ulteriore autonomia da poter aggiungere rapidamente se necessario.
- le batterie saranno sostituibili a caldo: garanzia di alimentazione pulita e ininterrotta erogata alle apparecchiature
protette durante la sostituzione delle batterie.
- compatibilità con generatori: garanzia di alimentazione pulita e ininterrotta erogata alle
apparecchiature protette durante l’utilizzo di alimentazione prodotta da un generatore.
- bypass statico interno automatico: fornitura di alimentazione di servizio ai carichi collegati in caso
- test automatici periodici delle batterie per determinare tempestivamente se è necessario sostituire una batteria.
- capacità di gestione dell’UPS tramite la rete.
- display alfanumerico che consente di visualizzare parametri di sistema e allarmi e indicatori visivi per una rapida
comprensione dello stato dell’unità e dell’alimentazione.
- compatibilità con diverse frequenze di ingresso.
24.3 CARATTERISTICHE TECNICHE UPS
Si riportano di seguito alcune delle caratteristiche principali per l’’UPS
Ingresso
Tensione di esercizio
Corrente nominale
Corrente massima
Corrente limite
Frequenza
Distorsione
Collegamenti
V
A
A
A
Hz
%
n° fili
400
12,3
13,5
16,8
40 - 70
<5
5
Tensione di esercizio
Tolleranza della tensione a pieno carico
Corrente nominale
Frequenza di uscita (sincr. con alimentazione di rete)
Tasso di risposta
Distorsione lineare
Regolazione della tensione di uscita
Rendimento a 100%
Autonomia minima a pieno carico
V
%
A
Hz
Hz/s
%
%
%
min
400
+/-20
14,4
47 - 53
0,25 - 1
< 1,5
+/- 1
94,5
> 60
mm
mm
mm
kg
523
1500
838
443
Uscita
Dimensioni e pesi
Larghezza
Altezza
Profondità
Peso
24.4 CARATTERISTICHE TECNICHE BATTERIE
Si riportano di seguito alcune delle caratteristiche principali per l’’UPS
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Caratteristiche
Tipo
Tensione nominale
Tensione di mantenimento
Corrente delle batterie (a carico completo)
Corrente max delle batterie (a batteria scarica)
Potenza massima di carica
Tempo tipico di ricarica
Rendimento
Vcc
Vcc
A
A
h
%
VRLA
+/- 192
+/- 219
87,9
101
800
5
94,1
Armadio per batterie
Le batterie saranno installate all’interno di un idoneo contenitore che avrà le seguenti caratteristiche:
- Larghezza:
523 mm
- Altezza:
1500 mm
- Profondità:
925 mm
25. TRASFORMATORE BT/MT - TMT1
Il trasformatore utilizzato per elevare la tensione in uscita dall’inverter ai valori richiesti per l’allacciamento alla rete
dell’ente di distribuzione sarà del tipo a doppio avvolgimento secondario e appositamente scelto per l’utilizzo nelle
applicazioni fotovoltaiche.
In particolare dovranno essere in classe F1 come definito dalla norma CEI EN 60076-11 2004. In merito al
comportamento al fuoco la classe F1 garantirà la completa autoestinguenza del trasformatore e la classe F1 sarà essere
indicata sulla targa dati.
Per quanto concerne la classificazione ambientale i trasformatori dovranno essere classificati E2 per l'ambiente e di
classe C2 per il clima come definito dalla norma CEI EN 60076-11 2004. Le classi C2 e E2 dovranno essere indicati
sulla targa dati.
La classe E2 garantirà l’idoneità della macchina a funzionare in ambiente con presenza di inquinamento industriale ed
elevata presenza di condensa, mentre la classe C2 garantirà l’idoneità del trasformatore ad essere stoccato e a funzionare
con temperature fino a -25 °C.
25.1 DATI AMBIENTALI
Le caratteristiche ambientali del luogo di installazione dovranno essere le seguenti:
- Temperatura di esercizio:
Massima: +40°C
- Umidità relativa:
Massima 95% a 20°C
- Altitudine massima
1000m
25.2 DESCRIZIONE
I trasformatori sono del tipo trifase a secco, per le installazione all’interno delle cabine prefabbricate.
Gli avvolgimenti sono inglobati e colati sotto vuoto con resina epossidica caricata.
Classificati F1-E2-C2 in accordo alle norme IEC 60076-11:2004
i trasformatori sono inoltre:
- autoestinguenti con bassa emissioni di fumi F1;
- resistenti alle variazioni climatiche C2;
- resistenti all’umidità e all’inquinamento atmosferico E2.
25.2.1 CIRCUITO MAGNETICO
Sarà realizzato in lamierino magnetico a cristalli orientati a bassissime perdite con giunti tagliati a 45° e protetti dalla
corrosione mediante una speciale vernice isolante.
25.2.2 ARMATURE E TRAVERSE
Le armature e le traverse in lamiera dovranno essere zincate.
25.2.3 AVVOLGIMENTI BT
Costruito in lastra d'alluminio isolata con una lastra isolante in classe F. Gli avvolgimenti BT saranno trattati con resina
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isolante successivamente polimerizzata in autoclave al fine di assicurare:
- elevato livello di resistenza all’ambiente industriale
- eccellente resistenza dielettrica
- buona resistenza agli sforzi assiali e radiali conseguenti ad un corto circuito
25.2.4 AVVOLGIMENTO MT
Costruito in banda d'alluminio, esso sarà inglobato e colato sottovuoto con un sistema di inglobamento epossidico
ignifugo in classe F costituito da:
- resina epossidica
- indurente anidro con flessibilizzante
- carica ignifuga.
La carica ignifuga sarà amalgamata alla resina e all 'indurente e composta da allumina triidrata sotto forma di
polvere. L’interno e l’esterno dell’avvolgimento saranno rinforzati con una combinazione di fibre di vetro garantire
resistenza a shock termici.
25.2.5 COLLEGAMENTI BT
I collegamenti BT saranno previsti dall'alto su delle piastre terminali munite con fori di diametro adeguato che si
troveranno nella parte alta dell'avvolgimento, sul lato opposto ai collegamenti MT.
Le uscite di ogni avvolgimento BT dovranno comprendere un terminale opportunamente trattato al fine di non rendere
necessario l’utilizzo di dispositivi di interfaccia quali grasso e piastre bimetalliche.
25.2.6 COLLEGAMENTI MT
I collegamenti MT saranno previsti nella parte superiore dell’avvolgimento MT con opportune terminazioni per
permettere il collegamento del cavo tramite un capocorda di foro di diametro 13mm e relativo bullone M12.
I collegamenti per la chiusura del triangolo dovranno essere in barre di rame ricoperte con guaina termorestringente.
25.2.7 PRESE DI REGOLAZIONE
Le prese di regolazione, realizzate sull'avvolgimento primario per adattare il trasformatore al valore reale della
tensione di alimentazione, saranno realizzate con apposite barrette da manovrare a trasformatore disinserito.
25.2.8 CARATTERISTICHE TECNICHE
I trasformatori sono del tipo trifase a secco, ideali per le installazione all’interno delle cabine prefabbricate hanno
caratteristiche indicative.
Potenza Nominale primario
Potenza Nominale secondari
Tensione nominale a vuoto
Regolazione di tensione
Gruppo Vettoriale
Collegamento
Materiali avvolgimento
Tipo di avvolgimento primario
Tipo di avvolgimento secondario
Frequenza
Installazione
Tipo di raffreddamento
Classe amb./clim./comp. al fuoco
Perdite a vuoto
Perdite a carico
Tensione di corto circuito
Corrente a vuoto
Livello di pressione acustica
Classe termica
kVA
kVA
KV
%
800
400
15/0,400-0,400
±2x2,5
Dy11y11
Triangolo – Stella + n
Alluminio
Ingl. i stampo
Ingl. per immerisione
Hz
50
Interna
AN
E2-C2-F1
W
2000
W
9400/8000
%
6/6
%
1,1
DbA 58
F
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
Sovratemperatura
Interasse ruote
°C
mm
100
670 x 670
Le dimensioni e i pesi del trasformatore saranno indicativamente:
Larghezza:
1550 mm
Altezza:
1730 mm
Profondità:
850 mm
Peso:
2150 kg
25.3 ACCESSORI
Il trasformatore sarà dotato dei seguenti accessori minimi:
- 3 Isolatori MT
- 4 piastre di attacco bt
- morsettiera cambio tensione primaria su colonne MT (5 posizioni)
- 1 targa caratteristiche in lingua italiano
- 2 golfari di collegamento
- 2 morsetti di terra
- 4 ruote orientabili
- 1 cassetta di centralizzazione
- 1 sonde termometriche PT100 nel ferro
- 6 sonde termometriche PT100 su colonne BT1 e BT2
- 2 centraline termometriche del tipo NT935 o similare
25.4 RIFERIMENTI NORMATIVI
Il trasformatore sarà conforme a:
- CEI EN 60076-11 – IEC 60076-11: “Trasformatori di potenza a secco”
- CEI 14-12 – HD 538.1 S1: “Trasformatori trifase di distribuzione di tipo a secco 50Hz, da 100kVA a 2500kVA, con
una tensione massima per il componente non superiore a 36kV”
- CEI EN 60076-1 – IEC 60076-1: “Trasformatori di Potenza – parte 1: Generalità”
- CEI EN 60076-2 – IEC 60076-2: “Trasformatori di Potenza – parte 2: Riscaldamento”
- CEI EN 60076-3 – IEC 60076-3: “Trasformatori di Potenza – parte 3: Livelli di isolamento, prove dielettriche e
distanze isolanti in aria”
- CEI EN 60076-5 – IEC 60076-5: “Trasformatori di Potenza – parte 5: Capacità di tenuta al corto circuito”
- CEI EN 60076-10 – IEC 60076-10: “Trasformatori di Potenza – parte 10: Determinazione dei livelli di rumore”
- CEI EN 60270 – IEC 60270: “Tecniche di prova in alta tensione – Misure di scariche parziali”
- CEI EN 60076-12 – IEC 60076-12: “Guida di carico dei trasformatori di potenza a secco”
26. RIFASAMENTO
L’alimentazione dell’impianto in assenza o molto ridotta generazione dal campo solare è caratterizzata da un
assorbimento di energia reattiva dalla rete e dalla conseguente drastica diminuzione del cosfì a livelli che potrebbero
essere ritenuti inaccettabili dall’ente distributore, infatti in questo caso diviene preponderante la potenza assorbita a
vuoto dal trasformatore TMT1 con cosfì prossimo a 0,1.
26.1 GENERALITÀ
Il trasformatore da rifasare eleva da 400 V a 15 kV l’energia generata da due inverter da 350 kW o similari. Tale
trasformatore assorbe dalla rete di alimentazione, durante il funzionamento a vuoto, una potenza reattiva induttiva di
circa 14 kVAr. Per compensare tale potenza ed evitare il funzionamento a cos φ < 0.9, è necessario installare una
potenza reattiva capacitiva equivalente.
26.2 DESCRIZIONE
L’apparecchiatura di rifasamento, e costituita da due moduli ubicati all’interno di un armadio metallico.
Ciascun modulo e connesso al relativo interruttore magnetotermico tipo compact NS80 o equivalente con Ik ≥ 25kA.
Da ciascun interruttore sarà essere derivato il collegamento ai due secondari del trasformatore elevatore formato da un
cavo trifase di collegamento del tipo FG7(O)R 0,6/1 kV di sezione ≥ 120 mmq (Icc = 15,3 kA x 1s; Iz 40°C = 270 A;
Ib50Hz = 14.2 A).
La sezione del cavo potrà essere ridotta in funzione della taratura del SEPAM adottata (per esempio 95 mm2 con Icc 15
kA ≤ 0,5 s).
I cavi di alimentazione dell’apparecchiatura, dovranno essere allacciati ad una morsettiera adeguata alla sezione del cavo.
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La protezione contro il corto circuito sarà garantita dall’interruttore posto a monte del TR e la protezione contro il
sovraccarico dall’interruttore BT dell’apparecchiatura di rifasamento fisso.
La lunghezza dei cavi non sarà maggiore di tre metri..
26.3 CARATTERISTICHE
Il sistema di rifasamento sarà fornito in una cassetta completa di tutti gli accessori necessari alla protezione e al
comando.
Le principali caratteristiche saranno:
Potenza nominale :
Tensione nominale :
Frequenza nominale :
Reattore di tunning:
Livello di isolamento: kV
Temperatura minima:
Temperatura massima:
Installazione
Ventilazione
Arrivo cavi
Grado di protezione
kVAr
V
Hz
Hz
kV
°C
°C
IP
12,5 +12,5
400
50
215
0,69/2,5
-5
40
interno
AN
Dal basso
21
27. COLLEGAMENTI DI CABINA
Riassumiamo di seguito i principali collegamenti tra la Cabina Interfaccia e il resto del Generatore Fotovoltaico
27.1 COLLEGAMENTI MT
I collegamenti MT avranno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti MT tra QMT1 e Cabina Interfaccia
- N° e sezione cavo ( mm²) :
- Cavo tipo :
3 x (1 x 95)
RG7H1R
27.2 COLLEGAMENTI BT
I collegamenti BT hanno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti BT di potenza tra campo e Quadro Parallelo QPMS
- sezione cavo linee cc per quadretto di stringa( mm²) :
2 x 2 x (1 x 95) L<230m
2 x (1 x 150) L<200m
2 x (1 x 120) L<170m
2 x (1 x 95) L< 100m
2 x (1 x 70) L< 60m
- Cavo tipo :
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti BT di potenza tra Quadro Parallelo QPMS e Inverter
- N° e sezione cavo ( mm²) :
2 x 3 x (1 x 120)
- Cavo tipo :
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti BT di potenza tra Inverter e Trasformatore TMTI
- N° e sezione cavo linea normale ( mm²) :
3 x 3 x (1 x120)
- Cavo tipo :
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti BT di potenza tra Trasformatore TMTI e TSAT ausiliario
- N° e sezione cavo linea normale ( mm²) :
3 x (1 x 25 )
- Cavo tipo :
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti BT di potenza tra QSAT e Cabina Interfaccia
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- N° e sezione cavo linea normale ( mm²) :
- N° e sezione cavo linea continuità ( mm²) :
- Cavo tipo :
4 x (1 x 25)
4 x (1 x 25)
FG7R / 0,6-1kV
Collegamenti ausiliari BT tra QSAT e QMT1
- Sezione cavo schermato ( mm²) :
- Cavo tipo :
2,5
FRG7OR / 0,6-1kV
Collegamenti Sistema Supervisione
I collegamenti relativi al Sistema di Supervisione avranno le seguenti caratteristiche:
Collegamenti QSV1 e Cabina Interfaccia
- Cavo tipo :
- Attenuazione massima:
Fibra Ottica Multimodale per esterni
2,8 dB/km
Collegamenti interni a Cabina Trasformazione
- Sezione :
- Cavo tipo :
24AWG, twistato
Belden 9842, per reti RS485
28. ACCESSORI
La cabina, sarà completata dagli accessori di seguito elencati.
28.1 ILLUMINAZIONE CABINA :
- Impianto illuminazione locale Inverter
-composto da plafoniera IP65, n. 2 lampada fluorescente 2x36W e combinato da 16A 250V composto da interruttore +
presa bipolare e fusibili;
- Impianto illuminazione locale MT/BT
composto da plafoniera IP65, n. 2 lampada fluorescente 2x36W e combinato da 16A 250V composto da interruttore +
presa bipolare e fusibili;
lampada di emergenza OVA 1x18W/3h;
- Impianto illuminazione locale Trasformatore
composto da plafoniera IP65, n. 1 lampada fluorescente 1x36W con inverter e combinato da 16A 250V composto da
interruttore + presa bipolare e fusibili;
28.2 IMPIANTI DI TERRA :
L’impianto di messa a terra interno al locale Utente, sarà in piatto di rame da 30x3 mmq, con elemento sezionabile tra
locale Utente ed il locale Ente Pubblico;
L’impianto di terra esterno, sarà realizzato in corda di rame da 35 mmq, posata perimetralmente alla cabina e connessa a
4 dispersori in acciaio zincato , posti in pozzetti scrutabili cav.
Un dispersore sarà connesso alla maglia del fondo di posa della cabina.
28.3 KIT ACCESSORI ANTIINFORTUNISTICI :
- Estintore a polveri da 6 Kg., appeso a parete con apposita staffa di sostegno.
- Lampada di emergenza ricaricabile, 2x6W, appesa a parete con staffa di sostegno.
- Guanti isolanti, 20 kV, con relativa custodia appesa a parete.
- Tappeto isolante 30 kV.
- Cartello a tre simboli affisso, con tre rivetti, alla porta di accesso al locale.
- Cartello di pronto soccorso affisso a parete con n° 4 tasselli Fischer.
- Espositore per schemi elettrici di cabina, formato A3, appeso a parete.
- Staffa di sostegno leva di manovra, appesa a parete.
28.4 DISPOSITIVI DI EMERGENZA - PRESE CEE :
- N° 1 Presa interbloccata CEE 2P+T-16A/220V - tipo Unika da parete,
- N° 1 Pulsanti di emergenza esterni.
- N° 1 UPS da 1000 VA completo di staffa di sostegno a parete.
28.5 COMPLETAMENTI
A completamento della fornitura si intendono :
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- Disegni costruttivi della struttura .
- Progetto impianto elettrico della Cabina.
- Calcoli statici della struttura in elevazione.
-Trasporto e posa in opera della cabina nel sito prefissato, previo ricevimento della Concessione Edilizia e del
documento di avvenuto deposito della pratica presso il Genio Civile.
- Collaudo con messa in servizio della cabina e dichiarazione di conformità dell’impianto elettrico.
29. QUADRO DI STRINGA
Il Quadro Stringa è l’elemento base su cui viene costruita l’architettura elettrica e di controllo di tutto il generatore
fotovoltaico.
Presenti in numero variabile in funzione della topologia del campo fotovoltaico e posti normalmente alla base dei
pannello o direttamente fissati alla struttura di sostegno degli stessi racchiudono in se le principali funzioni di:
- parallelo delle correnti provenienti dalle singole stringhe di pannelli installate,
- comando e protezione delle stesse,
- misura e controllo dei parametri di tensione e correnti generate.
29.1 DESCRIZIONE
I Quadri Stringa sono idonei per essere installati all’esterno in grado di resistere a condizioni ambientali severe.
I Quadri Stringa semplificano e ottimizzano l’attività di gestione dell’impianto e la sua manutenzione. Le funzioni di
comunicazione e diagnostica sono integrate all’interno del sistema di supervisione e gestione.
29.2 COMPONENTI QUADRO STRINGA
Ogni quadro stringa è costituito da:
- cassetta IP54 o similari
- interruttore non automatico Compact NS da 1000Vcc o similari
- limitatore di sovratensione per linee in corrente continua
- limitatore di sovratensione per linee in corrente alternata
- limitatore di sovratensione per rete seriale
- moduli di monitoraggio grandezze elettriche delle singole stringhe, dotati di fusibile di protezione integrato
indicatore della corrente misurata
- diodo di blocco di protezione per ogni stringa
- unità master di raccolta dati e porta per comunicazione su linea seriale
- modulo monitoraggio condizioni ambientali: temperatura, vento
- alimentatore
e
29.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEL QUADRO
Le caratteristiche principali del Quadro Stringa sono:
- involucro tipo THALASSA o similari in poliestere rinforzato e pressato a caldo di colore RAL7032, conforme alle
regole generali degli involucri secondo norma CEI EN 50298
- costruzione in base alle prescrizioni fornite per l’isolamento completo della CEI EN 60439-1 per la realizzazione di
involucri in classe II
- rispondente alle regole di installazione all’esterno e nei luoghi pubblici secondo la IEC 439-5
- Porta piena liscia con reversibilità della stessa, angolo di apertura 120°, con carico massimo ammissibile 30kg/m2 e
dispositivo di chiusura porta al di fuori della zona protetta, in grado di garantire e mantenere il grado di protezione
- grado di protezione IP54 secondo CEI EN 60529
- tenuta agli impatti meccanici esterni IK10 (20 Joules) secondo CEI EN 50102
- autoestinguibilità secondo CEI EN 60695-2-1 (960°C)
- resistenza ai principali agenti chimici e atmosferici corrosivi e stabile ai raggi ultravioletti
Provvisto di sistema di autoventilazione, la parte superiore forata, protetta da un tetto, permette la circolazione naturale
dell’aria per convenzione, mantenendo un grado di protezione elevato (IP54). L’autoventilazione consente di ridurre la
formazione di condensa all’interno dell’armadio e migliorare la dissipazione del calore generato dall’apparecchiatura
interna.
Il fissaggio avviene mediante kit di staffe murali o tramite zoccolo da 400mm
Il Quadro Stringa impiegato è previsto per connettere fino a 15 stringhe.
29.4 CONDIZIONI AMBIENTALI
Le condizioni di installazione da rispettare per i Quadri Stringa sono:
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- Altitudine : <= 1000m
- Temperatura esterna max.: +40°C
- Temperatura esterna min: -25°C
- Umidità relativa max.: 95% a 20°C
- Tipo di installazione: per esterno IP54
29.5 CARATTERISTICHE ELETTRICHE
- Tensione max : 1000Vcc
- Corrente max. di stringa: 8A
- Tensione alimentazione circuito aux. : 220Vac
29.6 TABELLE DI SCELTA ED ELENCO COMPONENTI
La tabella seguente riporta le opzioni disponibili per le varie configurazioni di Quadro Stringa e le principali
apparecchiature che le compongono
Sigla Quadri Stringa senza controllo ambientale
Armadio poliestere Thalassa IP54 con tetto autoventilato
(1000 x 1000 x 320)
Armadio poliestere Thalassa IP54 con tetto autoventilato
(1250 x 1000 x 320)
Interruttore non automatico Compact NS160NA 4P 1000Vdc
AB8S
8 stringhe
AB12S
AB15S
AB20S
12 stringhe 15 stringhe 20 stringhe
1
1
1
1
1
Interruttore non automatico Compact NS250NA 4P 1000Vdc
Modulo master data logger VMU
Modulo controllo stringa VMS
Alimentatore ABL8RPS24030 230Vac-24Vcc 3A-70W
Limitatore di sovratensione per c.c.PDR40r 1000VDC
Limitatore di sovratensione per c.a.PDR40r 230VAC
Limitatore di sovratensione reit di comunicazione PRI
Interruttore automatico C60N 2A circuito alimentazione
Portafusibili DF101 per la protezione di stringa 1000Vdc
Fusibili 10,3x38 per fotovoltaico In=da definire
Set di passacavi IP67
1
1
1
1
1
1
2
8
12
15
20
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
8
12
15
20
16
24
30
40
1
1
1
1
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Sigla Quadri Stringa con controllo ambientale
Armadio poliestere Thalassa IP54 con tetto autoventilato
(1000 x 1000 x 320)
Armadio poliestere Thalassa IP54 con tetto autoventilato
(1250 x 1000 x 320)
Interruttore non automatico Compact NS160NA 4P 1000Vdc
AB8SA
8 stringhe
AB12SA
AB15SA
AB20SA
12 stringhe 15 stringhe 20 stringhe
1
1
1
1
1
Interruttore non automatico Compact NS250NA 4P 1000Vdc
Modulo master data logger VMU
Modulo controllo stringa VMS
Modulo controllo ambientale VMP
Alimentatore ABL8RPS24030 230Vac-24Vcc 3A-70W
Limitatore di sovratensione per c.c.PDR40r 1000VDC
Limitatore di sovratensione per c.a.PDR40r 230VAC
Limitatore di sovratensione reit di comunicazione PRI
Interruttore automatico C60N 2A circuito alimentazione
Portafusibili DF101 per la protezione di stringa 1000Vdc
Fusibili 10,3x38 per fotovoltaico In=da definire
Set di passacavi IP67
1
1
1
1
1
2
2
8
12
15
20
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
8
12
15
20
16
24
30
40
1
1
1
1
Per attestazione dei cavi provenienti dal campo su morsettiera con passaggio tramite pressacavi, è prevista la versione
con connettore automatico tipo Multicontact.
29.7 CARATTERISTICHE DELLE APPARECCHIATURE SPECIFICHE
Di seguito si riportano le caratteristiche tecniche delle principali apparecchiature che compongono i quadri stringa
proposti.
29.8
INTERRUTTORI NON AUTOMATICI SERIE COMPACT NS 1000VDC O SIMILARI
29.8.1 CARATTERISTICHE GENERALI
Gli interruttori Compact sono previsti per la protezione delle alimentazioni:
- delle reti di distribuzione alimentate mediante trasformatore
- delle reti alimentate da gruppo elettrogeno
- dei cavi di lunghezza rilevante (sistemi IT e TN).
- delle reti a 1000 V, in corrente continua.
29.8.2 CARATTERISTICHE TECNICHE SECONDO CEI EN 60947
Gli interruttori scatolati utilizzati avranno le seguenti caratteristiche principali
Modello
NS160NA
Numero poli
4 (2+2)
Corrente termica convenzionale (A) Ith 60 °C
160
Tensione nominale di tenuta ad impulso (kV) Uimp
8
Tensione nominale d’impiego (V) Ue CC
1000
Corrente nominale d’impiego Ie DC23A (A)
160
Corrente di breve durata Icw (kA)
29.9
NS250NA
4 (2+2)
250
8
1000
250
NS400NA
4 (2+2)
400
8
1000
400
LIMITATORI DI SOVRATENSIONE
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29.9.1 LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO IN CORRENTE CONTINUA 1000VDC
Limitatore di sovratensione in conformità alla CEI EN 61643-11 tipo 2, mod. PDR40r – DC o similari, utilizzato per
situazioni che comportano rischio di fulminazione elevato e pertanto adatta a realizzare la protezione primaria in
installazioni in corrente continua tipiche per gli impianti fotovoltaici.
Gli scaricatori hanno incorporano il dispositivo di protezione e pertanto non necessitano di interruttore di protezione.
Tensione massima continuativa Uc
Corrente massima di scarica Imax (8/20):
Corrente nominale di scarica In (8/20):
Livello di protezione Up:
Collegamento: morsetti a gabbia
Temperatura di funzionamento e immagazzinamento
Grado di protezione
Vcc
kA
kA
kV
mm2
°C
IP
1000
40
15
4.0
16
-25 / 40
20
29.9.2 LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO IN CORRENTE ALTERNATA 230VDC
Limitatore di sovratensione in conformità alla CEI EN 61643-11 tipo 2, mod.PDR40r – DC o similari, utilizzato per la
protezione dei circuiti in corrente alternata.
Gli scaricatori hanno incorporano il dispositivo di protezione e pertanto non necessitano di interruttore di protezione.
Tensione nominale di rete Un
Vca
230
Tensione massima continuativa Uc
Vca
275
Frequenza
Hz
50
Corrente massima di scarica Imax (8/20):
kA
40
Corrente nominale di scarica In (8/20):
kA
20
Corrente permanente
mA
<1
Tempo di risposta
ns
<25
Livello di protezione Up:
kV
1.5
Potere di interruzione della protezione incorporata
kA
6
Collegamento: morsetti a gabbia
mm2
16
Temperatura di funzionamento e immagazzinamento
°C
-25 / 40
Grado di protezione
IP
20
29.9.3 LIMITATORE DI SOVRATENSIONE CIRCUITO DI COMUNICAZIONE PRI
Limitatore di sovratensione in conformità alla CEI EN 61643-21, mod PRI o similari per
apparecchiature sensibili, di reti telefoniche, automatismi, reti informatiche, trasmissione dati,
generati da sovratensioni transitorie causate da perturbazioni atmosferiche.
Tensione nominale di rete Un
Vcc
Corrente massima di scarica Imax (8/20):
kA
Corrente nominale di scarica In (8/20):
kA
Livello di protezione Up:
V
Tempo di risposta
ns
Collegamento: morsetti a gabbia
mm2
Temperatura di funzionamento e immagazzinamento
°C
Grado di protezione
IP
la protezione delle
ecc. contro i danni
48
10
5
70
<25
16
-25 / 40
20
29.9.4 PORTAFUSIBILI
I portafusibili sono adatti alla protezione delle stringhe negli impianti fotovoltaici fino a 1000 Vcc, fusibili 10x38. I
portafusibili, essendo in categoria DC20, devono essere associati a monte ad un dispositivo di manovra in grado di
operare sottocarico.
Specifiche caratteristiche per il montaggio e l’utilizzo:
- bloccaggio regolabile per facilitare il montaggio su guida DIN
- possibilità di piombaggio in posizione aperta o chiusa per maggiore sicurezza degli operatori.
- serraggio diretto dei cavi con distanza di isolamento aumentata.
- dimensioni compatte e conformi agli standard degli equipaggiamenti elettrici.
- disponibilità di contatti ausiliari per preapertura e segnalazione fusione fusibile
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- conformi alle direttive RoHS
I portafusibili sono adatti a tutte le tipologie di fusibili taglia 10x38 da 0,5 a 32 A.
Norme di riferimento
Tensione isolamento (norme UL 512)
Corrente nominale d’impiego DC23A
Potere di interruzione
Grado di protezione
IEC60947-3
UL512
1000
250
250
20
Vcc
A
A
IP
29.10 ALIMENTATORE
L’alimentatore stabilizzato switching Universali ABL 8RPS o similari destinato all’alimentazione, in 24 Vcc, dei circuiti
ausiliari dei sistemi di automazione. Ha tensione di uscita pari al valore nominale di 24 V ±3%, indipendentemente dal
carico (da vuoto a pieno carico) e per qualunque alimentazione di rete con tensione compresa tra 170 e 550 Vca
Conformi alle norme IEC ed omologati UL, CSA e TUV.
Alimentatori ABL 8RPS o similari, dotati di un filtro antiarmoniche, conformi alla norma europea EN 61000-3-2. che
impone un limite alle correnti armoniche prodotte dagli alimentatori., dispongono di una riserva di potenza che permette
loro di fornire una corrente di 1,5 In ad intervalli regolari; in questo modo si evita di sovradimensionare l’alimentatore
qualora debbano essere alimentati dispositivi caratterizzati da elevate correnti di spunto.
sono montati direttamente su guida DIN 5 da 35 mm.
IEC/EN 60950-1, EN
61204,
EN 61000-6-1, EN
61000-6-2, EN 610006-3, EN 61000-6-4, EN
61204-3
Norme di riferimento
Tensione nominale ingresso
Tensione limite
Frequenze ammesse
Rendimento a carico nominale
Potenza dissipata
Tensione di uscita
Corrente
Potenza in uscita
Protezioni modulo di uscita
- contro sovraccarico
- contro sovratensioni
Grado di protezione secondo IEC 60529
Temperatura di funzionamento
Classe di prtezione VDE 0106 1
Tenuta dielettrica 50Hz 1 mn
- ingresso/uscita
- ingresso/terra
- uscita/terra
Vca
A
Hz
%
W
Vcc
A
W
200 .. 500
170 .. 550
47 .. 63
>87
8
24
3
72
In
Vcc
IP
°C
< 1,1
30..32
20
-25 ..+60
I
Veff
Veff
Veff
4000
3500
500
29.11 MODULI CONTROLLO STRINGA
29.12 CARATTERISTICHE GENERALI
Temperatura di funzionamento
°C
Categoria d’installazione (IEC 60664,EN60664)
Isolamento (per 1 minuto)
Immunità scariche elettrostatiche scarica in aria EN 61000-4-2
Cat
kV
kV
-25 to
+55°C
III
4
8
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Immunità scariche elettrostatiche a contatto in aria EN 61000-4-2
Immunità ai campi elettromagnetici irradianti
EN 61000-4-3
Immunità ai transitori veloci EN 61000-4-4 su alimentazioni:
Immunità ai radio disturbi condotti EN 61000-4-6
Immunità ad impulso EN 61000-4-5 su alimentazione
Emissioni in radiofrequenza secondo EN61000-6-33
kV
V/m
kV
V
V
4
10
4
10
500
29.13 MODULO STRINGA
Unità per la misura delle variabili elettriche con porta-fusibile di protezione integrato..
Se accoppiato al Modulo Master fornisce anche un allarme per la realizzazione del controllo antifurto e la
possibilità del rilevamento dello stato di fusibile interrotto.
E’ possibile la trasmissione seriale di tutte le grandezze misurate:
- Ingresso di misura in tensione CC con connessione diretta fino a 1000V
- Ingresso di misura in corrente CC con connessione diretta fino a 16A
- Variabili istantanee:
V, A, W.
- Formato delle variabili istantanee:
4 DGT
- Misure dell’energia:
kWh
- Formato delle energie:
6 DGT
- Precisione: Classe 1 (kWh),
±0.5 RDG (corrente/tensione)
- Alimentazione ausiliaria dall’unità Modulo Master
29.13.1
MODULO MASTER
Unità mediante la quale si rende possibile la gestione della rete locale dei Moduli Stringa
Il Modulo Master realizza le seguenti funzioni:
- Gestione della rete locale VMU
- Porta di comunicazione RS485 (Modbus) per la comunicazione al livello superiore
- Bus locale di comunicazione con gestione fino ad un numero massimo di 15 moduli VMU-S, VMU-P e VMU-O
Dispone inoltre di:
- Due ingressi digitali disponibili per il controllo di stati e interventi delle protezioni
- Due ingressi per la misura temperatura: Pt100 o Pt1000
- Soglia singolo allarme virtuale o reale associabile ad una delle variabile disponibili
- Sistema di memorizzazione dati ed eventi
- Lettura display: 6 DGT
- Alimentazione da 12 a 28 VCC
29.13.2
MODULO CONTROLLO AMBIENTALE
Unità per la misura delle variabili necessarie al completo controllo delle prestazioni del campo fotovoltaico:
- temperatura modulo,
- temperatura ambiente,
- irraggiamento solare,
- velocità del vento
Il Modulo dispone di:
- Due ingressi di temperatura tipo: Pt100 o Pt1000 a 2 o 3 fili per la misura della temperatura del modulo e della
temperatura ambiente
- Un ingresso a 120mVcc con regolazione fondo scala per la misura dell'irraggiamento solare
- Un ingresso impulsi per la misura della velocità del vento da 0 a 1000Hz, duty cycle 50%.
Inoltre l’unità è provvista di un bus di comunicazione seriale gestito dal modulo VMU-M.
29.14 MORSETTIERE E CABLAGGI CIRCUITI
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29.14.1
CAVI CIRCUITI
Tutti i circuiti ausiliari saranno realizzati con conduttori flessibili in rame, isolati in PVC non propagante l’incendio:
- cavo circuito di alimentazione ausiliaria 220 Vca tipo N07V-K e di sezione 2,5 mm²,
- cavo circuito di controllo tipo N07V-K e di sezione 1,5 mm²,
- cavo circuito c.c. tipo FGM72 e di sezione 4 mm², rosso per polarità (+ ) e nero per polarità ( -),
- cavo connessione scaricatore 1000Vcc tipo FGM72 e di sezione 16 mm².
I conduttori dei circuiti ausiliari, in corrispondenza delle apparecchiature e delle morsettiere saranno opportunamente
contrassegnati come da schema funzionale
Ciascuna parte terminale dei conduttori dovrà essere provvista di adatti terminali opportunamente isolati.
29.14.2
MORSETTIERE
Tutti i conduttori dei circuiti ausiliari relativi all’apparecchiatura contenuta nell’unità dovranno essere
appoggiati a morsettiere componibili numerate.
Il supporto isolante dei morsetti dovrà essere in materiale autoestinguente non igroscopico.
Le morsettiere destinate ai collegamenti con cavi esterni al quadro dovranno essere proporzionate per
consentire il fissaggio di un solo conduttore a ciascun morsetto:
- morsetti ingresso stringhe in c.c. vite-vite da 10 mm²
- morsetti alimentazione ausiliaria vite-vite da 6 mm²
- morsetti ingresso segnali
vite-vite da 2,5 mm²
- morsetti linea comunicazione
vite-vite da 2,5 mm²
29.15 COMPLETAMENTO DELL’ARMADIO
A completamento dell’armadio stringa sono fornite montate:
- Morsettiere di collegamento dei cavi di stringa, dell’alimentazione ausiliaria 230Vac e della comunicazione su
linea seriale
- Morsettiera per le sonde ambientali (opzione)
- Sistema di sbarre per il parallelo delle stringhe
- Conduttori del circuito di potenza in corrente continua con isolamento 1,8kVcc
- Passacavi IP67 per tutti i cavi in ingresso
29.16 ACCESSORI
Gli armadi stringa sono comprensivi dei seguenti accessori:
- Zoccolo di altezza 400mm per posa a terra della cassetta
- Sonda autoadesiva PT1000 per misura temperatura a 2 fili per la misura della temperatura pannelli fotovoltaici,
lunghezza cavo 2m, campo di impiego da - 25 a 150°C
E’ previsto l’accessoriamento con Sonda autoadesiva PT1000 per ciscun quadro stringa.
- Cella solare per valutazione irraggiamento campo di misura nominale 1000W/mq, uscita in mV proporzionale
- Sonda PT100 per misura temperatura ambiente a 2 fili per misure temperatura ambiente lunghezza cavo 2m, campo di
impiego da - 50 a 105°C
- Anemometro per la misura della velocità del vento con rotore in acciaio inox AISI303, e corpo in PVC, protetto da
umidità, salsedine e polvere, campo di misura da 1,5 a 30m/s pari a 110km/h, uscita a collettore aperto NPN o PNP,
grado di protezione IP54, completo di cavo di collegamento da 5m
E’ previsto l’accessoriamento con Cella solare , Sonda PT100 e con Anemometro solo per 1 quadro stringa.
30. SISTEMA TELEGESTIONE E SUPERVISIONE
La presente descrizione ha lo scopo di definire i sistemi di automazione relativi alla fornitura del Sistema di
Telecomando e Telegestione dell’Impianto Fotovoltaico da 690kW da realizzarsi e saranno descritte le soluzioni e le
architetture di automazione e supervisione adottate per questo progetto.
Il sistema di supervisione acquisirà una serie di segnali “distribuiti” sul campo fotovoltaico nelle diverse cabine tramite
connessione diretta alle unità terminali intelligenti ed in seriale alle apparecchiature dotate di comunicazione (relè di
protezione Sepam o similari,…).
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Inoltre saranno acquisiti direttamente dati seriali dalle apparecchiature dotate di comunicazione mediante protocollo
ModBus RTU (centraline trafo, contatori fiscali…).
L’ architettura proposta tiene conto di possibili e future integrazioni che saranno possibili mediante opportune
modifiche/aggiunte software ed hardware, ma senza un radicale cambiamento delle architettura realizzata.
30.1 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
Di seguito una breve descrizione dell’impianto e delle parti principali del sistema SCADA
30.1.1 DESCRIZIONE
Ciascun generatore fotovoltaico è composto da due inverter da 350 kW collegati ad un unico trasformatore con doppio
avvolgimento lato BT. La connessione alla rete nazionale avviene in una cabina posta al confine esterno del campo e
denominata Cabina Interfaccia. I due inverter sono invece installati all’interno della Cabina di Trasformatore
normalmente posta internamente al campo stesso in modo da ottimizzare i percorsi cavi dagli array box alla cabina.
Ciascun inverter è alimentato da n Array Box,
Gli array box sono numerati da 1 a n:
- Inverter 1 > AB 1.. m
- Inverter 2 > AB m+1.. n
Ciascun array box esegue il parallelo di y stringhe.
Tutte le stringhe sono costituite dalla serie di z pannelli fotovoltaici
Ciascun pannello ha caratteristiche proprie (tensione a vuoto, corrente a pieno carico) che determinano i parametri di
stringa e saranno utilizzati per la determinazione dei rendimenti del generatore e per la definizione delle condizioni di
funzionamento, normale o degradato.
30.2 ARCHITETTURA DEL SISTEMA DI SUPERVISIONE (SCADA)
L’architettura proposta è di tipo radiale.
Tutti i dati acquisiti localmente saranno riportati centralmente alla RTU intelligente (PLC) presente nella cabina di
trasformazione. Questa è connessa mediante fibra ottica anche alle apparecchiature presenti nella cabina di interfaccia.
Dalla RTU i dati saranno letti e storicizzati localmente da un PC industriale tramite dal quale i dati saranno poi trasmessi,
mediante tecnologia ADSL, alla postazione di controllo remota dove sarà presente il PC di Supervisione.
I protocolli usati all’interno del generatore fotovoltaico, saranno il ModBus RTU su RS485 e il ModBus TCP su
Ethernet.
30.2.1 DESCRIZIONE GENERALE
Dal punto di vista hardware lo SCADA risulta composto da due Quadri Supervisione posizionati nelle due cabine
elettriche.
Entrambi gli armadi elettrici per il sistema di supervisione saranno alimentati a 230Vac con linea preferenziale da UPS.
30.2.2 QUADRO SUPERVISIONE – QSV0
Il quadro QSV0 posizionato nella Cabina Interfaccia realizza tutte le funzione di raccolta, analisi locale e trasmissione
relative ai dati di cabina necessari al controllo e alla gestione dell’impianto.
In particolare sono sottoposte a controllo le seguenti apparecchiature:
- strumento di misura dell’energia
- quadro di media tensione e relative apparecchiature
- quadro di bassa tensione e relative apparecchiature
- dispositivo di protezione generale (secondo CEI 0-16)
- dispositivo di interfaccia autoproduttore (secondo CEI 0-16)
In allegato disegno d’assieme FV.SIE del quadro QSV0
Questo armadio contiene:
- uno switch Connexium per la connessione in fibra con la cabina di trasformazione.
- un’isola di I/O remoti Advantys STB per la raccolta degli stati allarmi da armadi MT e BT
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- un gateway ETG100 per la lettura dell’unità di protezione Sepam40 (relè di protezione dispositivo di interfaccia)
30.2.3 QUADRO SUPERVISIONE – QSV1
Il quadro QSV1 posizionato nella Cabina Trasformazione realizza tutte le funzione di raccolta, analisi locale e
trasmissione relative ai dati di cabina necessari al controllo e alla gestione dell’impianto.
In particolare sono sottoposte a controllo le seguenti apparecchiature:
- quadro inverter
- trasformatore BT/MT
- quadri di bassa tensione e relative apparecchiature
- quadro di media tensione e relative apparecchiature
- quadro di controllo antintrusione e TVCC
- gli array-box disposti in campo
L’armadio in cabina di trasformazione contiene l’elettronica intelligente:
- un PLC Schneider M340,
- un PC industriale Schneider FlexBox su cui viene installato il sistema di supervisione Citect.
Inoltre l’armadio contiene:
- un’isola di I/O remoti Advantys STB per raccogliere le informazioni di stato allarme dagli armadi MT e BT
- 3 gateway ETG100 modbus, con connessione ethernet /seriale per comunicare con gli strumenti installati in cabina e
con le varie array box installate in impianto,
- uno switch Connexiumn equipaggiato con due porte per ingresso in fibra ottica e 14 porte standard per la connessione
di:
- PLC (sia porta integrata sia scheda ethernet)
- PC industriale
- I/O remotati Advantys
- n° 3 ETG100
- n° 2 contatori fiscali CEWE
- collegamento alla cabina di Interfaccia tramite fibra ottica
Per il collegamento con i due inverter sono previsti due ulteriori gateway dedicati modbus TCP/IP/seriale RS485.
30.2.4 RTU INTELLIGENTE – PLC
Il PLC Schneider serie M340 o similari installato in cabina di trasformazione raccoglie tutte le informazioni dal campo e
dalle cabine, elabora le condizioni di funzionamento e contiene gli algoritmi per il calcolo dei coefficienti performance
del generatore.
30.2.5 SUPERVISORE CITEC LOCALE
Il pacchetto di supervisione Schneider Citect opera su PC industriale ed è dedicato alla visualizzazione locale ed al
trasferimento di dati ed allarmi verso la stazione operatore remota installata presso la sala controllo.
Citect legge le informazioni utili dal PLC attraverso la rete ethernet locale (modbus su TCP/IP) e le mette a disposizione
dell’operatore sia localmente sia presso la stazione di supervisione remota.
Inoltre al PC di supervisione locale è collegato un modem GSM che permette di inviare gli allarmi via SMS in modo da
consetire la piena sorveglianza sul funzionamento dell’impianto e avvisare immediatamente di eventuali problemi anche
in mancanza di operatore in sala controllo remota.
E’ possibile gestire diversi livelli di accessibilità alle funzioni opertative tramite un sistema di log in utente con diverse
priorità di accesso.
30.2.6 STAZIONE OPERATORE REMOTA
La stazione operatore remota è costituita da un normale PC da ufficio con sistema operativo Windows XP Pro su cui è
installato il software di supervisione Citect. Il supervisore Citect installato in Stazione Remota funziona come client del
Citect installato presso l’impianto fotovoltaico: ne raccoglie le informazioni base e le mette a disposizione su pagine
video semplificate che permettono a chi opera in remoto di avere una immediata visione d’assieme di come gli il
generatore sta funzionando.
Dal PC remoto di supervisione è possibile aprire un browser Internet e collegarsi all’indirizzo IP del PC di supervisione
locale. In questo modo è possibile visualizzare tutte le informazioni esattamente come se si fosse davanti al PC locale.
Il PC installato in Cabina Trasformazione e la Stazione Operatore Remota sono collegati attraverso Internet in linea
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ADSL. Ciascun PC avrà un indirizzo IP statico e pubblico.
L’architettura così realizzata ha il vantaggio di essere facilmente espandibile; l’aggiunta di un secondo campo
fotovoltaico è praticamente automatica ed avviene con la semplice modifica di poche pagine video del supervisore
installato presso la Stazione Remota.
Con questa soluzione sarà possibile visualizzare le informazioni di un impianto fotovoltaico anche da un qualunque PC
collegato ad internet
30.3 COMUNICAZIONE TRA SALA CONTROLLO REMOTA E GENERATORE FOTOVOLTAICO
Il collegamento tra il PC Citect locale e la stazione di supervisione in sala controllo remota avviene attraverso Internet
con collegamento al web in banda larga (ADSL) sia lato campo fotovoltaico sia lato PC in sala di controllo remota.
Entrambi i collegamenti al web devono avere IP statico e pubblico (da richiedere al proprio Internet Service Provider al
momento della stipulazione del contratto).
30.4 MODALITÀ DI CONNESSIONE A INTERNET
30.4.1 CONNESSIONE DI SALA CONTROLLA REMOTA
Per il PC di supervisione remoto installato in ufficio il collegamento ad internet sarà mediante ADSL classica su doppino
telefonico.
30.4.2 CONNESSIONE SUPERVISORE CITEC LOCALE
Per quanto riguarda il collegamento ad internet del PC in campo sono possibili più opzioni:
- collegamento ADSL su doppino telefonico con modem/router a cura del provider del servizio
- collegamento WiFi con antenna e router a cura del provider del servizio; l’antenna si collega ad un access point WiFi
installato nella sua area di visibilità che riporta il segnale sulla rete web in cavo.
- collegamento satellitare: in questo caso il provider del servizio installa presso il campo fotovoltaico una antenna per la
comunicazione con un satellite geostazionario; l’antenna ha diametro di circa 1,2m, maggiore di quelle classiche per la
ricezione di segnali televisivi in virtù del fatto che deve anche trasmettere.
Oltre all’antenna il provider del servizio fornisce anche un router a cui si connette la rete locale. L’informazione viaggia
localmente su ethernet, passa attraverso il router che modula il segnale verso l’antenna; dall’antenna raggiunge il satellite
che lo gira verso una antenna di ricezione a terra presso il punto di concentramento (che dipende dal provider). Dal punto
di concentramento si rientra nella rete web in cavo.
30.4.3 GESTIONE DELL’INDIRIZZO IP
L’indirizzo IP statico e pubblico viene reso disponibile in due modi:
- il router che mette a disposizione un pool di indirizzi pubblici oltre all’indirizzo unico del gateway verso il web: sul PC
va impostato come indirizzo di rete uno degli indirizzi a disposizione; in questo modo il router può essere condiviso con
altri PC.
- il router ha proprio indirizzo fisso e pubblico che viene traslato su un indirizzo locale; in questo secondo caso ne
consegue che tale router non potrà essere condiviso da altri PC per la connessione ad internet.
30.4.4 POSIZIONAMENTO DEL ROUTER
Di norma il router sarà installato in cabina di trasformazione
In questo caso di utilizzeranno in due switch di comunicazione tra le due cabine per creare una sottorete con classe di
indirizzi IP diversa e collegare così il router al PC di Citect che si trova in cabina di trasformazione.
30.5 RETI LOCALI
La RTU (PLC M340) legge tutti i dispositivi seriali attraverso la rete ethernet e mediante la fibra ottica è collegata alla
cabina di ricezione.
I vari strumenti installati nelle cabine e gli array box sono collegati in seriale RS485 protocollo modbus alle interfacce
seriali ETG100 le quali permettono il collegamento alla CPU M340.
Il supervisore Citect legge i dati dalla CPU M340 attraverso la rete ethernet mediante protocollo modbus su TCP/IP.
Per la acquisizione degli stati e degli allarmi dei vari interruttori la RTU utilizza schede di I/O installate su rack di I/O
remoti serie advantys STB con comunicazione ethernet
Il PC di supervisione è dotato di due schede di rete: una per leggere le info dal PLC M340 e l’altra per il collegamento al
web attraverso un router.
30.6
FUNZIONI DEL SISTEMA SCADA
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La finalità principale del sistema di supervisione in oggetto è quella di acquisire sia in hardwired che in seriale i dati
provenienti dal campo e dai dai diversi quadri nelle cabine e riportarli sulla Postazione di Supervisione e Controllo
remota.
30.6.1 SINOTTICI
Tutti i dati acquisiti verranno visualizzati su pagine di sinottico. L’operatore si collega al campo fotovoltaico e può
navigare tra le pagine video visualizzando i valori delle grandezze più significative
30.6.2 ARCHIVIAZIONE DATI
Le misure interessanti saranno archiviate sul PC locale e saranno consultabili in formato grafico come andamento trend
sia localmente sia da remoto.
I dati più importanti, definibili dall’utente durante la fase di parametrizzazione, potranno essere aggregati temporalmente
e saranno spediti (ad intervalli di tempo regolari) alla stazione di controllo remota ed archiviati su un data base SQL.
Tali dati saranno poi consultabili ed elaborabili con tutti gli strumenti messi a disposizione da SQL server.
30.6.3 ARCHIVIO GRANDEZZE
Di seguito si riportano a titolo esemplificativo delle possibili aggregazioni variabili gestite dallo SCADA proposto.
Energie
OGNI ORA
Energia attiva per ciascun array box
OGNI GIORNO
Sommatoria energie di tutti gli array box
OGNI MESE
Energia in entrata inverter 1, 2
OGNI ANNO
Energia in uscita da inverter 1, 2
Energia totale in ingresso agli inverter
Energia totale in uscita dagli inverter
Energia attiva erogata Inv1
Energia reattiva erogata Inv1
Energia attiva assorbita Inv1
Energia reattiva assorbita Inv1
Energia attiva erogata Inv12
Energia reattiva erogata Inv2
Energia attiva assorbita Inv2
Energia reattiva assorbita Inv2
Energia totale in uscita verso la rete
Energia irraggiata
Valori Elettrici Medi sui 10 minuti
OGNI 10 MINUTI
Corrente media su 10 minuti verso rete
Tensione media su 10 concatenata di rete
Potenza attiva media su 10min verso rete
Potenza reattiva media su 10min verso rete
Fattore di potenza medio su 10min
Cosfi medio su 10min
Frequenza di rete media su 10min
Valori Ambientali
OGNI MINUTO
Irraggiamento campo fotovoltaico 1
Temperatura ambiente 1
Velocità del vento 1
Irraggiamento campo fotovoltaico 2
Temperatura ambiente 2
Velocità del vento 2
Correnti di stringa
OGNI MINUTO
Corrente di ciascuna stringa per ciascun array box
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Tensione array box
Dati Inverter
OGNI MINUTO
Potenza istantanea in uscita inverter
Potenza istantanea campo fotovoltaico
Tensione istantanea DC ingresso inverter
Corrente istantanea DC ingresso inverter
Temperatura matrice inverter
30.6.4 Allarmi
Come i dati anche gli allarmi vengono memorizzati sul Citect locale e vengono poi immediatamente inviati al Citect
client in sala controllo remota.
Tutti gli allarmi saranno visibili su pagina allarmi dedicata da cui sarà possibile anche il riconoscimento degli stessi.
Allarmi Sistema Elettrico
Vengono monitorati gli stati delle apparecchiature:
- Intervento relè protezione Sepam S41 interruttore allacciamento a rete Enel
- Stato apparecchiature MT
- Stato apparecchiature BT
- Guasto UPS
- Basso livello batterie UPS
- Mancanza comunicazione con i singoli apparati (inverter, strumenti)
- Time out comunicazione Array Box
I relè di protezione di Cabina Interfaccia e del trasformatore vengono letti in seriale ed eventuali allarmi vengono
rilevati ed archiviati.
Inverter
Lo stato ed i malfunzionamenti degli inverter vengono rilevati dalla logica interna degli inverter stessi e
comunicati
attraverso la rete ethernet al sistema di supervisione.
Allarmi Campo Fotovoltaico
Per quanto riguarda invece gli array box la sorveglianza avviene mediante controllo delle correnti di stringa e
della tensione del parallelo.
- massima corrente stringa (1..n) array box (1..n)
- minima corrente stringa (1..n) array box (1..n)
- massima tensione stringhe array box (1..n)
- massima deviazione corrente stringa (1..n) array box (1..n) massima deviazione
Massima corrente
Se il valore di corrente di una stringa supera la corrente nominale (aumentata del 20%) per più di un minuto viene
emesso l’allarme di massima corrente.
Minima corrente
Se il valore di corrente di una stringa è nullo quando la corrente massima tra tutte le stringhe dello stesso array
box
supera il minimo di attivazione del controllo (normalmente il 40% della corrente nominale) viene emesso un allarme di
minima corrente stringa.
Massima tensione
Se la tensione del parallelo ha un valore superiore al nominale (aumentato del 20%) per più di un minuto viene
emesso l’allarme di massima tensione
Massima deviazione
Se il valore di corrente di una stringa è inferiore di più del 50% rispetto alla media dei valori di corrente di tutte le stringe
una volta che la massima corrente tra le stringhe supera la soglia di attivazione del controllo (40% della corrente
nominale) viene emesso l’allarme di massima deviazione.
Sorveglianza dei Componenti Elettrici
La sorveglianza dei componenti elettrotecnici ha lo scopo di rilevare in tempo reale i guasti del sistema.
La sorveglianza si effettua in regime prefissato in una fascia di 10h – 14h e quando la potenza è superiore al 40%. I
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parametri della fascia oraria e della potenza sono configurabili.
I componenti sorvegliati sono i seguenti:
- gli Array Box,
- i cavi di collegamento cc tra Array Box e gli inverter
- gli inverter,
- i cavi di collegamento ca tra gli inverter e i trasformatori
- i trasformatori.
Array Box :
Permette di collegare in parallelo più catene fotovoltaiche. Integra le seguenti funzioni:
- protezione delle catene fotovoltaiche contro correnti inverse
- sezionamento della linea cc,
- protezione dai fulmini del collegamento cc,
- misurazione della tensione cc
- misurazione delle correnti erogate da ogni stringa.
I principali guasti che possono verificarsi sono :
- fusione dei fusibili di protezione dei moduli : questo guasto è rilevato dalle misurazioni di corrente,
- guasto di una stringa che conduce a un abbassamento della potenza fornita dalla stringa : questo
guasto è rilevato dal controllo delle stringhe di una stessa scatola di giunzione. Questo controllo permette
d’identificare la stringa che si discosta dal valore medio della corrente erogata da ogni stringa.
lo scostamento è parametrizzabile,
- Interruzione di una protezione contro i fulmini : questa guasto è rilevato dalla lettura dello stato del
contatto di segnalamento del parafulmine
- guasto dei captatori di corrente : questo guasto si rileva quando il valore misurato è al di fuori del suo
campo di validità.
- guasto del captatore di tensione : questo guasto si rileva quando il valore misurato è al di fuori del
campo di validità.
L’energia netta erogata dal campo fotovoltaico (EA,d) è calcolata in ogni Array Box.
Inverter
L’ondulatore assicura la conversione cc/ca. L’inverter sarà collegato a un trasformatore che assicura l’isolamento
galvanico.
I principali guasti che si possono verificare sono i seguenti :
- fusione dei fusibili di protezione degli ingressi cc questo guasto è rilevato dalla sorveglianza della
corrente in uscita dagli array-box,
- guasto dell’inverter: le misure effettuate a monte e a valle dell’ondulatore permettono di rilevare un
guasto dell’inverter, i guasti interni all’ondulatore sono rilevati dal sistema automatico di telegestione
che è in comunicazione permanente con gli inverter.
Cavi di collegamento tra array-box e gli inverter:
Le perdite legate ai cavi di collegamento e alla tecnica delle giunzioni sono controllate in tempo reale.
Si genera un allarme se le perdite superano una soglia configurabile.
30.6.5
TRASFORMATORE
Le perdite legate al trasformatore sono calcolate in tempo reale.
Si genera un allarme se le perdite superano una soglia configurabile.
30.7 AVVIO E ARRESTO DEL GENERATORE
La trasformazione da corrente continua a corrente alternata è realizzata dai 2 inverter.
L’interruttore generale di connessione alla rete Enel deve essere chiuso e la linea in tensione prima di avviare la
generazione. Il sistema di supervisione non gestisce l’avvio e l’arresto della generazione che devono essere eseguiti da
personale sul posto agendo sui comandi presenti sugli inverter (selettore on/off a fronte quadro).
Gli inverter si disattivano automaticamente quando la tensione/corrente in ingresso scende sotto un minimo (parametro
inverter). Questo avviene tipicamente durante la notte.
I circuiti ausiliari rimangono alimentati.
Al ritorno della luce solare gli inverter si riattivano automaticamente.
L’inverter non può funzionare in isola. In caso di mancanza della tensione di rete l’inverter si disabilita automaticamente.
La sua logica viene mantenuta alimentata dal UPS.
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Al ritorno di tensione Enel l’inverter si riavvia in modo automatico
Se interviene un interruttore di protezione il riarmo deve essere effettuato da personale localmente (non sono previsti
comandi agli interruttori da sistema di supervisione).
30.8 PAGINE VIDEO
Sono previste le seguenti pagine video:
- pagina riassuntiva per l’impianto con i dati essenziali
- pagina di dettaglio per l’insiene inverter + array box
- pagina per i sistemi elettrici MT e una per quelli BT con gli unifilari e gli stati di tutti gli interruttori
- pagina dettaglio per ciascun inverter
- pagina dettaglio per ciascun array box
Inoltre il sistema prevede una pagina di gestione allarmi e diverse pagine di visualizzazione delle grandezze acquisite
(trend).
30.8.1 PAGINA RIASSUNTIVO IMPIANTO
Contiene la visualizzazione dei dati principali riguardanti il campo fotovoltaico
- potenza istantanea immessa in rete
- tensione e frequenza di rete al punto di consegna
- stato degli inverter
- potenza istantanea generata da ciascun inverter
- energia immessa in rete nell’ultima ora/giornata
- energia totale prodotta ed immessa in rete
- indici di rendimento impianto
- dati ambientali
30.8.2 PAGINA SISTEMI ELETTRICI MT/BT
Le pagine riportano lo schema unifilare con lo stato dei vari interruttori.
30.8.3 PAGINA RIASSUNTIVO INVERTER E ARRAY BOX
Cliccando sull’icona di ciascun array box si accede alla pagina dedicata per il singolo array box.
Cliccando sull’icona dell’inverter si accede alla pagina riassuntiva dedicata per ciascun inverter.
30.8.4 PAGINA DETTAGLIO INVERTER
Cliccando sull’icona dell’inverter si accede alla pagina riassuntiva dedicata per ciascun inverter
30.8.5 PAGINA DETTAGLIO ARRAY BOX
Per ciascun array box sarà disponibile una pagina come la seguente dove vengono visualizzate:
- le correnti di ciascuna stringa
- il riassuntivo per l’intero array box di tensione del parallelo
- la potenza istantanea complessiva
- l’energia prodotta nell’ultima ora
Inoltre vengono visualizzati la presenza di un eventuale anomalia elettrica nella cassetta di giunzione (sezionatore aperto,
intervento scaricatori sovratensione) e di una eventuale anomalia di una stringa di pannelli
30.8.6 ANDAMENTO DELLE VARIABILI ACQUISITE
Per le grandezze archiviate sarà possibile richiamare un grafico dell’andamento simile a quello rappresentato in figura.
Oltre ai grafici preconfigurati l’operatore può in modo semplice aggiungerne di nuovi richiamando una qualunque delle
grandezze memorizzate
30.8.7 PAGINA ALLARMI
La pagina allarmi è simile a quella riportata in figura. Viene riportata la data di apparizione dell’allarme.
Da questa pagina si effettua il riconoscimento dell’allarme.
30.9
RENDIMENTI , INDICI DI PRODUTTIVITÀ E ANALISI DELLE PRESTAZIONI
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Per valutare le prestazioni del campo fotovoltaico il sistema mette a disposizione un completo insieme di rendimenti e
indici. In particolare sono stati valutati i tre indici più importanti per la gestione della produttività che vengono valutati e
poi memorizzati alla fine di ciascuna giornata. I valori di tali indicatori di produttività verranno comparati con una soglia
di minimo al di sotto della quale viene emesso un allarme.
30.9.1 DEFINIZIONE DEI RENDIMENTI
Rendimento del campo fotovoltaico YA
YA= EA,d / P0
Questo parametro rappresenta l’energia quotidiana in uscita dal campo fotovoltaico (EA,d) per kWc di potenza installata.
Le dimensioni possono essere ridotte in [h/giorno] che si può considerare come il numero di ore durante le quali il campo
di moduli dovrebbe funzionare a P0 per fornire la quantità di energia EA,d .
Rendimento finale del sistema fotovoltaico Yf
Yf = Euse,d / P0
Questo parametro è uguale al numero di ore durante le quali il generatore deve funzionare a potenza nominale P0 per
produrre l’energia quotidiana erogata sulla rete Euse,d.
Rendimento di riferimento del sistema fotovoltaico
Yr = Hi,d / Gref
Yr è uguale al numero di ore durante le quali il sole deve brillare a un illuminamento di Gref=1kW/m² per fornire
l’irraggiamento globale giornaliero Hi,d.
Perdite del campo fotovoltaico Lc
Lc= Yr –YA
Questo parametro rappresenta le perdite dovute:
- a temperature dei moduli superiori a 25°C,
- al cablaggio, ai diodi serie, agli illuminamenti deboli,
- alle coperture parziali, alla copertura di neve, al cattivo allineamento tra moduli (mismatch),
- agli errori di ricerca del punto di funzionamento massimo (errori mppt),
- al cattivo funzionamento di un ondulatore,
- agli errori di misura dell’illuminamento,
Perdite dei componenti LBOS
LBOS= YA –Yf
Questo parametro rappresenta le perdite nei componenti fuori campo FV
(es : perdita sulla conversione DC-AC dell’ondulatore).
Prestazioni del sistema fotovoltaico Rp
Rp = Yf / Yr
Questo parametro corrisponde al rapporto tra l’energia utile (erogata sulla rete) e l’energia che avrebbe prodotto un
sistema fotovoltaico perfetto con lo stesso irraggiamento e a una temperatura dei moduli di 25°C.
Rendimento medio del campo fotovoltaico giornaliero ηmean,d
ηmean,d = EA,d / (A* Hi,d)
dove A è la superficie totale del campo fotovoltaico.
Rendimento d’uso ηLOAD,d
ηLOAD = Euse,d / EA,d
Questo rendimento corrisponde alla resa dei componenti elettrotecnici (inverter, trasformatore, ecc.)
30.9.2 INDICI DI PRODUTTIVITÀ
Rendimento dei pannelli (ηp)
E’ il rapporto tra la quantità di energia che è stata effettivamente prodotta dai pannelli nella giornata e l’energia che
avrebbero prodotto gli stessi pannelli se fossero ideali ossia in grado di convertire l’intera potenza irraggiata quando la
temperatura ambiente è quella di riferimento (25°C).
Questa energia è calcolata sulla base dei sensori di potenza irraggiata installati sul campo e tenendo conto della effettiva
temperatura ambiente (anche questa misurata dai sensori in campo).
L’energia ideale Eideale,d viene calcolata mediante questa formula:
Eideale, d = ∑ Pirr _ media × (1 − Coeff _ T × Tamb _ media − 25) × ∆t
ossia come somma delle potenze istantanee adattate alla temperatura ambiente per l’intervallo di tempo tra una misura di
potenza e l’altra.
Quindi
η = Eout_PV,d / Eideale,d x 100
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Il valore calcolato per questo indice dovrebbe avvicinarsi al valore di efficienza dichiarato dal costruttore dei pannelli.
Il valore atteso dipende dal tipo di pannello e sarà compreso tra 10 e 20%.
Se risulta essere più basso possono esserci i seguenti problemi:
- un numero significativo di stringhe fuori servizio
- perdite elevate all’interno degli array box
- cattivo allineamento tra moduli (mismatch),
- errori di ricerca del punto di funzionamento massimo (errori mppt),
- cattivo funzionamento degli inverter,
- errori di misura dell’illuminamento,
Il coefficiente di temperatura del pannello è una caratteristica del pannello stesso. Valori attorno al 1 W/°C.
Rendimento elettrico delle apparecchiature di conversione (η)
Questo parametro è il classico rendimento delle apparecchiature elettriche pari al rapporto tra potenza entrante ed uscente
e tiene conto delle perdite di conversione.
ηinv = Eout_INV,d / Eout_PV,d x 100
Si può calcolare anche il rendimento complessivo dell’impianto includendo anche le perdie dovute al trasformatore
elevatore e ai cavi BT ed MT:
ηtot = Eout_rete,d / Eout_PV,d x 100
In questo caso iI valori attesi sono superiori al 90%
Valori più bassi sono indicatori di problemi elettrici su inverter e trafo.
Indice di Prestazione
Questo parametro è il più importante e definisce il rendimento del generatore fotovoltaico ai suoi morsetti ideali, quindi
senza le perdite di trasformazione
Rp = Eout_rete,d / Eirr_PV,d x Pref / Pnom x100
Dove
Eout_rete,d = Energia immessa in rete nel giorno considerato
Eirr_PV, d = Energia irraggiata sui pannelli in rete nel giorno considerato, dipende dalle condizioni giornaliere
Pref = Ptenza di riferimento pari a1kW/m2 * superficie totale pannelli.
Pnom = Potenza nominale dell’impianto
30.10 INDICI DI BENEFICIO AMBIENTALE
Sulla base del documento:
AGGIORNAMENTO DEL FATTORE DI CONVERSIONE DEI KWH IN TEP CONNESSO AL MECCANISMO DEI TITOLI DI EFFICIENZA
ENERGETICA (Articolo 2, comma 3, dei decreti ministeriali 20 luglio 2004)
Emesso nel 2008 dall’Autorità per l’energia ellettrica ed il gas (http://www.autorita.energia.it) viene considerato come
fattore di conversione tra Tonnellate Equivalenti di Petrolio e kWh il seguente fattore:
1 MWh = 0,148 TEP
Il sistema di supervisione visualizzerà le TEP risparmiate sulla base dei MWh immessi in rete dall’impianto.
Viene anche calcolata la quantità di CO2 che non viene immessa in atmosfera grazie all’impianto fotovoltaico sulla base
del seguente fattore di conversione:
1 TEP = 2,1 t di CO2
Infine viene presentata una stima del “eneficio ecologico” con il coefficiente
1 albero = 700 kg di CO2
31. SISTEMI DI SICUREZZA DI PROTEZIONE (DESCRIZIONE GENERALE)
Le dimensioni e l’importanza dell’opera impongono, a tutela del sito ed a salvaguardia nel tempo del consistente
investimento che l’opera richiede, soluzioni tecnologiche di alta sicurezza ed affidabilità
Si deve garantire la sicurezza (Security) degli impianti presenti nel sito, con particolare riferimento alla prevenzione dei
furti, di atti vandalici e terroristici.
Si deve garantire la sicurezza (Safety) di eventuali persone presenti nel sito, sia per attività lavorativa sia in conseguenza
di intervento a seguito di segnalazione di allarmi.
Si deve ottimizzare la gestione dei servizi di sicurezza e incrementare il livello di efficienza operativa del personale
preposto alla sicurezza del sito, anche in riferimento a tale attività svolta in modo remoto.
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31.1 FUNZIONI
Gli obiettivi indicati si raggiungono implementando un sistema che preveda le seguenti funzioni:
· Tempestiva segnalazione dei tentativi di intrusione nel sito, attraverso una rilevazione di tali tentativi lungo tutto il
perimetro del sito stesso.
· Tempestiva segnalazione dei tentativi di asportazione dei pannelli, attraverso una rilevazione di tali tentativi per gruppi
di pannelli appartenenti ad una sotto-area del sito.
· Attivazione locale di segnalazioni ottiche ed acustiche tese a creare panico nei malintenzionati e dissuaderli dal
procedere nell’atto criminoso.
· Centralizzazione delle informazioni relative agli allarmi e alle immagini del sito, in modo da allertare il personale
preposto alla sicurezza del sito e fornirgli gli strumenti per attivarsi nel modo più adeguato per contrastare il tentativo di
intrusione.
· Registrazione e messa a disposizione di tutte le informazioni (dati, immagini) per eventuali indagini successive agli
eventi stessi.
L’implementazione di tali funzioni si sviluppa nella progettazione, installazione e messa in servizio di due distinti
sottosistemi:
· Antintrusione
· Videosorveglianza
31.2 CARATTERISTICHE GENERALI
Allo scopo di dare adeguata risposta alle esigenze sopra espresse, gli impianti facenti parte del Sistema saranno
strutturati secondo un’architettura ad intelligenza altamente distribuita a più livelli gerarchici.
Alla base di tale architettura sono posti i seguenti criteri:
_ Ogni livello deve avere un’adeguata capacità elaborativa propria in modo da filtrare le informazioni non significative e
riportare al livello superiore solo quelle di reale interesse.
_ Ogni livello deve essere in grado di eseguire funzioni automatiche senza coinvolgimento dei livelli superiori, là dove le
informazioni in possesso sono sufficienti ad assicurare la corretta esecuzione delle stesse.
Di seguito vengono elencati, in maniera indicativa e non esaustiva, le caratteristiche tecniche generali a cui
rispondono tutte le componenti del sistema:
_ massima integrazione tra le diverse aree funzionali, che non devono essere viste come impianti indipendenti, ma come
aree applicative dello stesso sistema globale;
_ massima “intelligenza distribuita”, quindi periferiche intelligenti in grado di assicurare una elevata capacità elaborativa
locale e conseguente riduzione del traffico sulla rete di comunicazione;
_ massima sorveglianza remota delle aree controllate;
_ massima integrazione della sorveglianza elettronica con quella degli operatori preposti;
_ massimo supporto alle funzioni decisionali da parte del personale preposto, così da presentare agli operatori
informazioni significative, già depurate e filtrate delle possibili condizioni di falsi allarmi e anomalie;
_ massima flessibilità operativa, con possibilità di predisporre più postazioni di controllo, liberamente allocabili alle
diverse esigenze di controllo, in funzione degli orari di esercizio del complesso, della turnazione del personale o di altri
parametri gestionali;
_ supervisione costante 24 ore su 24 dell'intero sistema e di tutte le apparecchiature ad esso connesse;
_ semplificazione delle problematiche manutentive, mediante l’utilizzo di applicativi diagnostici operanti nell’ambito dei
vari sottosistemi;
_ predisposizione di strategie in grado di garantire un livello adeguato di controllo anche in caso di guasto effettivo o
manomissione.
Il sistema risponde al criterio di architettura distribuita ed è in grado di gestire i dispositivi di campo ad essi collegati,
mediante unità di concentrazione, periferiche multifunzionali distribuite.
32. IMPIANTO TVCC
L'impianto avrà lo scopo di monitorare il complesso e di registrare l'intrusione di estranei nelle aree protette.
Sarà costituito da un centro di controllo e da sensori e apparecchi periferici.
L’impianto TVCC sarà costituito da:
- posto interno, con monitor a colori completo di software e tastiera di comando;
- dispositivi di rilevazione esterna con telecamere con illuminatore led, montate su palo e ubicate nella zona di accesso
carrabile all’impianto e nella zona perimetrale.
- unità di registrazione in remoto.
32.1 FUNZIONALITA’ E OBIETTIVI DEL SOTTOSISTEMA ESTENSIONE ED INTEGRAZIONE
Il sottosistema interesserà le aree perimetrali in modo da coprire tutto il perimetro.
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Il sottosistema video è predisposto per interagire con il sistema antintrusione, dal quale riceverà i comandi
per presentare immediatamente le immagini relative alla zona dove si saranno verificate condizioni di
allarme.
32.2 AUMENTO DEL LIVELLO DI SICUREZZA
Il Sottosistema di Videosorveglianza, integrato con il Sottosistema di Antintrusione, completa la funzionalità
del sistema aumentandone significativamente il livello di sicurezza:
- Discriminazione dei falsi allarmi. Grazie alla connessione remota il sistema è in grado di trasmettere, in tempo reale,
le immagini relative alla zona in allarme e, più in generale, all’intero sito.
Il personale addetto al servizio di sorveglianza utilizzerà questa prestazione per analizzare visivamente la zona in allarme
(ovvero eventuali immagini registrate prima dell’allarme stesso) e avere conferma della messa in atto di un tentativo di
intrusione, ovvero rilevare l’assenza di una reale condizione di allarme.
Si ricorda che la generazione di falsi allarmi, ottenuta gettando oggetti voluminosi all’interno dell’area controllata, è una
delle modalità usata insistentemente per creare problemi organizzativi, ritardi nell’intervento e addirittura disabilitazione
del sistema antintrusione. Tutte condizioni che facilitano successivi tentativi di intrusione.
Il Sottosistema di Videosorveglianza evita, o comunque riduce, questi rischi.
- Sicurezza delle persone. La presenza del sottosistema di videosorveglianza consente di sorvegliare da remoto
l’eventuale intervento in loco del personale di sicurezza addetto, consentendo una verifica della sua attività e l’avvio di
eventuali azioni di supporto e/o di emergenza.
-Analisi a posteriori degli eventi. Il sottosistema di videosorveglianza, grazie alla funzione di videoregistrazionem
digitale, consentirà l’analisi a posteriori di quanto accaduto, per trarne informazioni utili alla ricostruzione degli eventi ed
all’individuazione di eventuali responsabili.
- Effetto deterrente. La presenza visibile di un sistema di sorveglianza induce una sensazione di maggiore sicurezza del
sito, riducendo i rischi soprattutto legati ai tentativi di intrusione non condotti da professionisti.
32.3 ARCHITETTURA DEL SOTTOSISTEMA
Il sottosistema di videosorveglianza è costituito dai componenti di campo (telecamere) e da un componente centrale
(DVR Digital Video Recorder) compreso di ricevitore per cavi rete dati , preposto alla raccolta delle immagini, alla loro
registrazione e all’invio alle postazioni remote di sorveglianza.
In particolare sono proposte due tipologie di telecamere:
- Telecamere brandeggiabili –opzionali (speed-dome). Questa tipologia di telecamera, grazie alla possibilità di muoversi
ad alta velocità per inquadrare zone diverse, viene utilizzata per analizzare in modo puntuale la zona dove si è verificato
un allarme (zona del perimetro, gruppo di pannelli). Infatti a ciascun allarme è associato un diverso comportamento della
telecamera (o di tutte le telecamere che sono in grado di inquadrare la zona interessata). Inoltre l’operatore, qualora
disponga di un collegamento a banda larga con il sito, può comandare manualmente il movimento della telecamere per
realizzare una analisi personalizzata.
- Telecamere fisse installate “ad inseguimento”. Questa tipologia di telecamere e la relative modalità di installazione
consente di avere sempre la garanzia che tutta l’area del perimetro sia videosorvegliata.
Tutte le immagini sono videoregistrate, per la successiva analisi degli eventi, e quando si verifica un allarme le immagini
della zona interessata vegono immediatamente proposte agli operatori, che hanno la possibilità di selezionare
manualmente altre unità di ripresa.
32.4
ILLUMINATORI
32.4.1 CRITERIO DI SCELTA DEL TIPO DI ILLUMINAZIONE
Il sottosistema di illuminazione proposto utilizza tecnologia a luce bianca.
Tale tecnologia garantisce la migliore resa cromatica delle immagini riprese dalle telecamere e un ottimo elemento
deterrente.
Nel caso l’illuminazione sia sempre attiva il campo fotovoltaico si presenta come illuminato lungo tutto il periodo, e si
presentano chiaramente al malintenzionato tutti gli elementi posti a difesa del campo stesso (barriere, telecamere).
Nel caso invece l’illuminazione sia attivata solo in caso di allarme (il sistema consente entrambe le possibilità) gioca un
ruolo importante l’elemento sorpresa e quindi l’effetto deterrente che viene ingenerato nel malintenzionato.
L’utilizzo di tecnologie di illuminazione all’infrarosso è stata scartata in quanto la presenza di zone a verde può ridurre
fortemente l’efficacia di questo tipo di illuminazione.
32.4.2 MODALITA’ DI UTILIZZO DEGLI ILLUMINATORI
Gli illuminatori, come già detto, possono essere mantenuti sempre attivi, con un aumento dei consumi ma con la
possibilità di riprendere e memorizzare le immagini in modo continuo.
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Nel caso di allarme l’operatore può analizzare anche le immagini riprese PRIMA dell’evento stesso, in modo da
ricostruire in modo più preciso la dinamica dell’evento.
Nel caso di accensione solo in presenza di allarmi si riducono i consumi energetici, ma si impedisce di fatto la ripresa di
immagini prima dell’evento di allarme.
32.4.3 CARATTERISICHE DELLE APPARECCHIATURE
Ad ogni telecamera fissa è associato un illuminatore a luce bianca del tipo LED adatto per essere impiegato in aree
adibite a pedoni o veicoli e nei sistemi di videosorveglianza.
32.5 TRASMISSIONE DATI
Il sottosistema di videosorveglianza, necessita, per consentire di raggiungere gli obiettivi indicati, di una connessione a
larga banda verso un sito presidiato, dove sia presente del personale in grado di analizzare le immagini e interpretare la
segnalazione di allarme generata dal sottosistema antintrusione.
Tale connessione, qualora non sia presente in loco una rete cablata di un provider telefonico, può essere realizzata con
diverse modalità:
- Collegamento satellitare. Generalmente questa tipologia di collegamento presenta una banda passante relativamente
bassa e dei tempi di latenza sensibilmente alti. In questo caso non è possibile prevedere una interazione stretta con
l’operatore remoto.
Il sottosistema di videosorveglianza opererà perlopiù con logiche locali, decidendo in base a tali logiche quali immagini
inviare.
- Collegamento privato punto-punto WiFi o rete WiMax (ove esistente). E’ sicuramente da preferire in quanto consente
una velocità di trasferimento molto più elevata e dei tempi di latenza più bassi. Il personale di sicurezza remoto può, in
questo caso, operare come se si trovasse locamente e può sfruttare appieno le possibilità di movimentazione delle
telecamere.
La realizzazione di un collegamento punto-punto WiFi presuppone che i punti da collegare si trovino “in linea di vista”,
o che tale linea di vista possa essere creata tramite una triangolazione.
33. IMPIANTO ANTINTRUSIONE
Si prevede un impianto antintrusione base costituito da:
- centrale elettronica, del tipo a zone espandibili, completa di: comunicatore telefonico, modem, schede di gestione
rilevatori;
- inseritori a tastiera o a codice (prossimità);
- rilevatori volumetrici a doppia tecnologia e ad infrarossi;
- rilevatori a contatti
- sistema di controllo asportazione pannelli;
- sirena per interni;
- sirena per esterni.
- barriere perimetrali
L'impianto antintrusione sarà composto da cavo sensibile alla vibrazione/taglio
ed altresì da sistema di
videosorveglianza TVCC; in sede di progetto I'Appaltatore dovrà tenere conto dell'esigenza richiesta da tale tecnologia
per un corretto funzionamento dell'impianto, in quanto soggetta a riflessioni dovute a oggetti metallici (fissi o mobili)
all'interno del lobo di rilevazione, le quali potrebbero causare variazioni di campo e di segnale e quindi zone
caratterizzate da diversa sensibilità nonché difficilmente prevedibili.
A tal fine occorrerà valutare:
•
corridoi liberi, in modo da permettere un corretto allineamento tra trasmettitore e ricevitore;
•
superfici per quanto possibile senza ondulazioni, avvallamenti e dossi;
•
la presenza o meno di corpi metallici all'interno della zona di rilevazione;
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•
la presenza di reti metalliche o siepi parallele alla zona da proteggere all'interno della zona di rilevazione;
Nel progettare la predisposizione da esterno dei componenti la barriera, si dovrà osservare l'incrocio tra le varie coppie a
una distanza tra loro di circa due-tre metri e di posizionare vicini tra loro, negli angoli di incrocio, sempre due TX o due
RX.
Le componenti di campo fanno riferimento a tre categorie principali:
- La difesa del perimetro esterno. Queste componenti operano per segnalare i tentativi di intrusione. In particolare
l’analisi viene effettuata nell’area di rispetto (circa 3-4 mt. lineari, in larghezza ed in altezza) compresa tra la recinzione
esterna e il campo fotovoltaico in senso stretto.
- La difesa dei pannelli dall’asportazione. In questo caso le componenti di campo garantiscono la segnalazione del
tentativo di asportazione del pannello appartenente ad un determinato gruppo. L’area coperta dal gruppo di pannelli
dipende dalla caratteristiche fisiche dei pannelli stessi, ma indicativamente può essere stimata in circa 10x10mt.
- La difesa di locali tecnici e di altre aree sensibili coperte, tramite tradizionali componenti di campo per la
rivelazione volumetrica o la rivelazione dell’apertura dei relativi varchi di accesso.
La centrale raccoglie tutte le segnalazioni di allarme e provvede alle segnalazioni locali e remote, oltre a tutte le altre
logiche di integrazione con il sottosistema di videosorveglianza.
33.1
CONTROLLO ASPORTAZIONE PANNELLI
logica di funzionamento
Il principio di funzionamento di questo controllo si basa su un sistema di cavi che uniscono fra loro in modo solidale
gruppi di pannelli fotovoltaici. Il cavo utilizzato è un cavo elettrico a doppio conduttore, a doppio isolamento per
applicazioni in esterno.
Il cavo viene attestato al sistema antintrusione con le modalità tipiche di una linea bilanciata, in grado quindi di generare
allarmi in caso di tentativi di manomissione, e nel caso specifico dell’evento di taglio.
Il tentativi di asportazione del pannello genererà, infatti, la recisione del cavo e quindi l’interruzione della linea, con
conseguente segnalazione di allarme.
Il cablaggio delle linee bilanciate è veramente semplice e non incide sensibilmente sui costi di installazione
dell’impianto fotovoltaico.
Il campo fotovoltaico viene suddiviso in più zone di protezione, con dimensioni tipiche di ciascuna zona di circa
10x10m. Ogni zona corrisponde ad una linea bilanciata che si connette ad un ingresso del concentratore del sistema
antintrusione. All’altro capo la linea termina in un contenitore protetto (antiapertura) all’interno del quale sono realizzate
le terminazioni di linea necessarie al bilanciamento della linea stessa.
Le linee bilanciate garantiscono elevata sicurezza di funzionamento e assoluta mancanza di falsi allarmi, proteggendo
l’impianto fotovoltaico 24h, anche con impianto spento o in manutenzione, in quanto non vengono utilizzati per la
protezione i collegamenti elettrici dei pannelli e delle stringhe.
33.2 BARRIERE PERIMETRALI
La prima linea contro le intrusioni di persone non autorizzate nelle aree da proteggere sarà affidata a barriere perimetrali.
Queste svolgono un ruolo di fondamentale importanza che viene ulteriormente incrementato combinando le barriere con
il sottosistema di videosorveglianza.
L’utilizzo di un sistema integrato nella protezione perimetrale fungerà da deterrente all’accesso non autorizzato in aree
riservate e fornirà contemporaneamente segnalazioni dettagliate di allarme prevenendo così qualsiasi tentativo di
sabotaggio e mettere in condizioni di attivare le reazioni più idonee previste.
33.3 BARRIERE A MICROONDE
Le barriere che saranno installate sono a microonde con analisi digitale del segnale per portate di 50 e 150 (a seconda
della conformazione del territorio e della lunghezza tratta da controllare), dotate di testa di trasmissione (TX) e di
ricezione (RX).
La scelta della barriera a microonde deriva dall’elevata affidabilità della tecnologia, oltre alle caratteristiche funzionali
che la rendono particolarmente adatta a questo tipo di applicazione (a differenza di altre tecnologie). In particolare
pesano sulla scelta di questo tipo di barriera le seguenti caratteristiche:
- Protezione dallo scavalcamento della recinzione. Attacchi al sito vengono abitualmente portati tramite l’uso di mezzi
pesanti (per il successivo trasporto dei pannelli trafugati), dotati di braccio meccanico per lo scavalcamento della
recinzione. Questa modalità operativa sconsiglia l’uso di sistemi di rilevazione integrati con la recinzione (cavo
microfonico, fibra ottica o similari) perché gli stessi possono essere facilmente superati utilizzando il braccio meccanico,
sia per l’introduzione di persone sia per la successiva uscita dei pannelli.
- Ampiezza della zona controllata. La barriera a microonde produce una rivelazione su una zona non lineare, ma su un
volume spaziale che si allarga fino a qualche metro. Questo consente ulteriormente di ampliare il controllo
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antiscavalcamento e di rendere molto più difficoltoso (meglio rilevabile) il movimento all’interno della fascia di terreno
tra la recinzione e la zona di installazione di pannelli.
- Minore sensibilità ai falsi allarmi. Le logiche a microprocessore (si vedano i punti) consentono una maggiore immunità
ai falsi allarmi rispetto ad altri sistemi di rilevazione lineare quali le barriere ad infrarossi. Tali maggiore immunità si
adatta particolarmente all’utilizzo in un sito non presidiato.
logica di funzionamento
Il microprocessore interno analizza i segnali ricevuti secondo la logica fuzzy.
Tramite l'analisi digitale del segnale la barriera è capace di comparare il segnale ricevuto con quelli prodotti dalle tipiche
intrusioni umane (modelli comportamentali). La barriera studia l’andamento del segnale passo dopo passo, eseguendo
una completa analisi dell’ambiente.
La barriera è in grado di proteggere siti ad alto rischio grazie ai 16 canali di modulazione e al completo studio
dell’ambiente effettuato dal microprocessore. Grazie al suo software è possibile parametrizzare e gestire ogni testa TX o
RX in locale o in remoto.
logica fuzzy – fbm
La barriera analizza il segnale comparandolo con modelli comportamentali tipici, tramite algoritmi che utilizzano la
logica FMB (Fuzzy Behaviour Models), al fine di stabilire con grande precisione se il segnale analizzato sia stato
provocato da un intruso o da altro. Viene misurata la dimensione, la forma e l’andamento del segnale, istante per istante
per poi compararlo con forme d’onda tipiche. Qualsiasi evento che genera un allarme o anche un solo movimento del
segnale senza allarme viene archiviato nella memoria, e marcato con data e ora, con la possibilità di essere analizzato
graficamente, a posteriori e/o in tempo reale.
discriminazione fuzzy dei movimenti laterali - f.s.t.d.
In casi particolari, per esempio in presenza di disturbi laterali, provocati da reti metalliche poco salde e/o vegetazione sui
bordi del lobo, è possibile sfruttare la funzione software FSTD (Fuzzy Side Target Discrimination). Questa rende meno
sensibili o elimina totalmente i segnali laterali di disturbo ottenendo un fascio ellittico, mantenendo però le stesse
performance di rivelazione.
adattamento ambientale
Costantemente avviene un controllo sulla temperatura, per segnalare il superamento dei limiti di funzionamento
dell’apparato; inoltre viene controllato il gradiente di temperatura (cambiamento nel tempo di un certo valore), per
compensare le differenze di segnale dovute a cambiamenti ambientali.
Le barriere saranno posizionate all’interno dell’area del complesso recintato con rete. La disposizione e le inclinazioni
saranno tali da garantire il corretto funzionamento del sistema.
Gli allarmi provenienti dalle barriere saranno inviate alla centrale antintrusione che provvederà a gestirle in base alle
configurazioni impostate ad esempio attivare l’impianto di illuminazione, le telecamere della zona allarmata ed inviare
l’allarme alla centrale di ascolto remota via GSM
34. DISTRIBUZIONE ELETTRICA
34.1 IMPIANTO DI TERRA
All’interno dei locali tecnici verranno realizzati i collegamenti equipotenziali previsti dal D.P.R. 547/55 e dalle N. CEI
11.1 e 11.8. e perimetralmente a tutta la cabina verrà installata una bandella di rame sezione 30x3mm. Verranno
realizzati i nodi equipotenziali di terra ai quali, opportunamente segnalati e contraddistinti da cartellini, faranno capo i
conduttori di protezione, la bandella di rame, il collegamento all’impianto di terra della cabina , il conduttore di protezione
del quadro di corrente alternata ed ogni altro collegamento necessario alla realizzazione dell'impianto di terra a perfetta
regola d'arte.
Il valore della resistenza dell’impianto di terra dovrà risultare coordinato con i valori di corrente di guasto Ig e con i
tempi di intervento delle protezioni dell’Ente distributore, secondo quanto prescritto dalla norma CEI 11.1
Sul perimetro del parco fotovoltaico verrà un dispersore lineare metallico costituito da conduttore in rame di sezione
minima 35mm2, interrato in terreno esente da ghiaia alla distanza di 1,50m circa dalla base dell'edificio o posto alla base
dello scavo di fondazione, ad una profondità non inferiore a 0,50 m dal piano di calpestio.
34.2 DISTRIBUZIONE
Cavi e cavidotti
I collegamenti elettrici delle stringhe avverranno dietro gli stessi moduli e i cavi di stringa, saranno posati lungo i canali
predisposti nella struttura di sostegno dei pannelli..
Le linee di cablaggio dei pannelli saranno alloggiate in canale o cunicoli. I cavi, che dai quadri in campo (quadri stringa)
in corrente continua, arriveranno agli inverter alloggiati nella cabina di conversione, saranno posati in cunicoli.
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Caratteristiche dei cavi
I circuiti saranno realizzati con cavi, del tipo "non propagante l’incendio", provvisti di conduttori in rame ed aventi le
caratteristiche riportate di seguito.
Linee per bassa tensione a.c
• conformità alle norme CEI 20-13, CEI 20-22, CEI 20-37 e CEI 20-38
• tipo multipolare e unipolare
• tensione nominale: 0,6/l kV
• isolamento in gomma di qualità G7
• guaina esterna in materiale termoplastico di qualità R
• sigla FG7(O)R - 0,6/1 kV
Caratteristiche delle tubazioni interrate e criteri di posa.
Per le condutture si utilizzeranno cavidotti in materiale isolante ed autoestinguente, del tipo pesante (secondo CEI 23-46).
Per le tubazioni da interrare va segnalato che, prima del rinterro, le tubazioni dovranno essere ricoperte da sabbia dello
spessore approssimativo di 10 cm, in modo da proteggere adeguatamente le tubazioni dai mezzi manuali di scavo. Si eseguirà,
quindi, il rinterro che dovrà essere fortemente compresso per evitare futuri cedimenti. Nel rinterro, a 30 cm sopra le
tubazioni, sarà posato un nastro monitore. Sul percorso delle tubazioni saranno previsti dei pozzetti d’ispezione. Quelli posti
sui percorsi accessibili agli automezzi, saranno provvisti di telaio e di coperchio di tipo carrabile.
34.3 CAVI (T2)
I cavi utilizzati in un impianto fotovoltaico devono essere in grado di sopportare, per la durata di vita dell’impianto
stesso (20-25 anni), severe condizioni ambientali in termini di elevata temperatura, precipitazioni atmosferiche e
radiazioni ultraviolette.
Cavi per bassa tensione
L’isolamento dei cavi uni-multipolari dovrà essere realizzato con un elastomerico reticolato di qualità G7 o G7M1 a
seconda delle richieste dotato di guaina termoplastica; tale isolamento dovrà garantire:
•
la non propagazione dell’incendio, secondo CEI 20-22 II o III (per quelli isolati in G7M1);
•
la non propagazione della fiamma, secondo CEI 20-35;
•
l’assenza di gas corrosivi in caso d’incendio, secondo CEI 20-37I e CEI 20-38;
•
una ridotta emissione di gas tossici e di fumi opachi in caso d’incendio, secondo CEI 20 37II, CEI 20-37III e CEI
20-38 (per i cavi isolati in G7M1).
Tali cavi dovranno sottostare al regime del marchio dell’Istituto del Marchio di Qualità, avranno tensione nominale
Uo/U=0,6/1kV e sigla di designazione FG7R (oppure FG7OR) FG7M1 0,6/1kV.
Prescrizioni sulla posa
I cavi per segnalazione e comando se posati insieme a conduttori funzionanti a tensioni superiori devono essere isolati
per la più alta tensione presente nel canale. Non è ammessa la posa di conduttori a tensioni diverse nelle medesime
tubazioni. La posa dovrà rispettare le indicazioni fornite dal costruttore del cavo per ciò che riguarda le temperature di
posa, i raggi di curvatura e lo sforzo di tiro applicabile.
Ogni cavo dovrà essere segnalato nelle scatole di derivazione e lungo i percorsi in canale per individuare il circuito di
appartenenza. La sigla apposta dovrà essere riportata sullo schema del quadro ed all’ingresso della linea in morsettiera.
Cavi per media tensione tra cabina primaria Enel e cabina di consegna
I cavi saranno del tipo schermato ed avranno i conduttori a corda rotonda compatta di alluminio e saranno isolati in
mescola di polietilene reticolato e guaina di PVC di qualità Rz/ST2 di colore rosso con tensione di riferimento per
l’isolamento 12/20 kV (Umax 24 kV). Essi dovranno rispondere alle norme CEI 20-35 ed EN 60332.
La posa dovrà rispettare quanto stabilito dalla norma CEI 11-17, in particolare il raggio minimo di curvatura dovrà essere
almeno 20 volte quello del cavo ed il massimo sforzo di tiro nella posa in opera non dovrà superare 60N per mm² di
sezione totale dell’alluminio applicato al conduttore.
Cavi per corrente continua
Cavo unipolare con conduttore flessibile in rame stagnato classe 5 con primo isolamento HEPR tipo G21speciale,
secondo isolamento in mescola elastometrica Halogen Free Tipo M2. CEI 20-91
Resistenti all’ozono secondo EN50396. Resistenti ai raggi UV secondo HD605/A1.Il cavo testato per durare nel
tempo secondo la EN 60216
A Conduttore a corda flessibile classe 5 di rame STAGNATO ricotto, Flexible conductor, class 5 CEI 20-29,
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Specifico per impianti Fotovoltaici con tensione nominale U o/U600/1000V in corrente alternata e non superiore a
1500V in corrente continua, non propagante la fiamma, senza alogeni, progettato per una vita utile di almeno 25 anni.
Resistenti raggi UV acqua ozono sali fluidi atmosferici in genere.
Caratteristiche tecniche:
Temperatura continua funzionamento: -40° + 90°C
Temperatura massima di esercizio: + 120°C
Temperatura minima di esercizio: -40°C
Temperatura di picco: 250°C
Tempo vita: 25 anni
Tensione di prova: 5 kV
Minimo raggio di curvatura: 6 volte diametro esterno.
Carico di rottura a trazione: 50 N/mm²
Colorazione standard: Nero, Rosso
Sezione e portata
La corrente trasportata dai conduttori nell’esercizio ordinario non deve fare superare ai conduttori stessi la temperatura
limite stabilita nelle rispettive norme in relazione al tipo di isolamento usato ed alle condizioni di posa. I valori di portata
massimi da assumersi in ogni caso devono essere quelli indicati dalla tabella UNEL in vigore.
La sezione di un cavo deve essere tale per cui:
•
la sua portata Iz non sia inferiore alla corrente d’impiego Ib;
•
la caduta di tensione ai suoi capi sia entro i limiti imposti.
Nelle condizioni di normale funzionamento ogni modulo eroga una corrente prossima a quella di corto circuito, sicchè la
corrente d’impiego per il circuito di stringa è assunta pari a:
Ib = 1.25 * ISC
dove Isc e la corrente di corto circuito in condizioni di prova standard e la maggiorazione del 25% tiene conto di valori di
irraggiamento superiori a 1kW/m2.
Quando l’impianto fotovoltaico e di grosse dimensioni è suddiviso in sottocampi, i cavi che collegano i quadri di
sottocampo all’inverter devono condurre una corrente d’impiego pari a:
Ib = y * 1.25 * ISC
dove y e il numero di stringhe del sottocampo afferenti allo stesso quadro.
La portata Io dei cavi e indicata dai costruttori usualmente a 30°C in aria libera. Per tener conto delle condizioni di
posa e di temperatura, la portata Io deve essere ridotta di un coefficiente (ove non indicato dal costruttore) pari
a:
•
k1 = 0.58 . 0.9 = 0.52 per i cavi solari
•
k2 = 0.58 . 0.91 = 0.53 per i cavi non solari.
Il fattore 0.58 tiene conto della posa sul retro dei pannelli dove la temperatura ambiente raggiunge i 70°C10 , il fattore
0.9 della posa in tubo o canale dei cavi solari, mentre il fattore 0.91 tiene conto della posa in tubo esposto al sole dei cavi
non solari.
Negli impianti fotovoltaici la caduta di tensione ammessa e del 1-2% (anzichè dell’usuale 4% degli impianti utilizzatori)
al fine di limitare il piu possibile la perdita di energia prodotta per effetto Joule sui cavi.
34.4 ILLUMINAZIONE ESTERNA
Nella zona esterna è prevista un'illuminazione esterna con apparecchi illuminanti ubicati perimetralmente all’impianto
comandati manualmente o automaticamente da timer e crepuscolare.
L'attivazione dell'illuminazione sarà sempre attivata con il consenso dell'interruttore crepuscolare.
Gli apparecchi illuminanti esterni debbono essere conformi, certificati e installati secondo quanto previsto dalla Legge
Regionale L. n.17/00 e le sue successive integrazioni.
Gli apparecchi saranno spenti di notte.
Giunzioni-Derivazioni
Sui cavi posti in tubo interrato le giunzioni e/o derivazioni devono essere realizzate all’interno dei pozzetti per mezzo di
morsetti a “c” del tipo a pinzare, ricostruendo l’isolamento primario mediante l’uso di nastro isolante autoagglomerante a
base di EPR tipo Scotch 23 o similare, e nastro isolante autoadesivo con supporto in PVC autoestinguente tipo Scotch
super 33+ o similare.
Per conferire inoltre al giunto una ottima resistenza all’umidità, si deve applicare su di esso una vernice protettiva con
rigidità dielettrica 18 kV/mm tipo Scotch o equivalente.
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Le connessioni all’interno del portello del palo di sostegno, devono essere effettuate con morsetti volanti a vite isolati in
policarbonato antiurto autoestinguente.
35. OPERE VARIE
35.1 DESCRIZIONE DELLE CARATTERISTICHE DI ACCESSO
La viabilità interna dell’impianto fotovoltaico sarà costituita da tratti di strada di nuova realizzazione nella proprietà
privata. Per l’esecuzione dei tratti di viabilità interna si effettuerà uno scotico del terreno, se necessario, e la
compattazione del terreno stesso al fine di ottenere un percorso per i mezzi manutentivi di dimensioni indicative di 4 ml
di larghezza.
35.2 ZONA PERIMETRALE PARCO FOTOVOLTAICO
Perimetralmente al confine del parco fotovoltaico verrà installata idonea recinzione in rete metallica a maglie romboidali
di altezza di m. 2,00 con sostegni in acciaio puro.
La recinzione racchiude l’impianto ed adiacente ed essa è posto l’impianto di illuminazione perimetrale. Tale
illuminazione può essere sempre accesa o attivata solo in caso di intrusioni rilevate dal sistema di allarme. Il sistema di
videosorveglianza integra il sistema d’allarme e permette il controllo remoto visivo degli accadimenti. All’interno del
parco fotovoltaico adiacente alla recinzione e lungo tutto il perimetro è prevista una strada di servizio per il passaggio dei
mezzi per la gestione manutentiva dell’impianto.
35.3 OPERE DI COMPLETAMENTO
Per permettere un regolare svolgimento delle attività all’interno del cantiere sarà necessario seguire una procedura di
installazione nel rispetto della massima continuità di servizio dell’impianto durante tutta l’esecuzione dei lavori. La
sequenza delle lavorazioni verrà definita in corso d’opera in funzione dell’esigenza della Committenza.
35.4 TEMPI DI REALIZZAZIONE, AVVIAMENTO, FUNZIONAMENTO, SMANTELLAMENTO
I tempi di realizzazione dell’impianto sono indicati nel cronoprogramma dei lavori.
35.5 MISURE DI MITIGAZIONE E COMPENSAZIONE
Le misure di mitigazione proposte sono le seguenti:
- per ridurre le emissioni dovute alla viabilità su gomma dei mezzi di cantiere, si utilizzeranno mezzi rientranti nella
normativa sugli scarichi prevista dall’Unione Europea (Euro III e Euro IV);
- per l’inquinamento luminoso, al fine di agire nel massimo rispetto dell’ambiente circostante e di contenere i consumi
energetici, l’impianto di illuminazione sarà realizzato facendo riferimento ad opportuni criteri progettuali, tali da
indirizzare il flusso luminoso verso terra, evitando dispersioni verso l’alto;
- al fine di ottimizzare la radiazione solare incidente i moduli verranno orientati a Sud con un’inclinazione di 30°, in modo
da consentire la massima raccolta di energia nell’arco dell’anno unitamente ad una ridotta superficie di esposizione al
vento.
All’esterno della recinzione è da prevedere opera di mitigazione ambientale con specie arboree locali di altezza
indicativa 2,5m.
35.6 CARTELLONISTICA
L’area in cui è ubicato il generatore ed i suoi accessori, qualora accessibile, dovrà essere segnalata con apposita
cartellonistica conforme al D.lgs. 81/2008. La predetta cartellonistica dovrà riportare la seguente dicitura:
ATTENZIONE: Impianto fotovoltaico in tensione durante le ore diurne (…Volt). La predetta segnaletica dovrà
essere installata ogni 5 metri per i tratti di conduttura.
35.7 INDICAZIONI PER VALUTAZIONE ARCHEOLOGIGA
Premesso che non sono presenti vincoli di tipo archeologico sull’area, l’intervento di installazione dell’impianto
fotovoltaico in progetto, prevede la realizzazione di scavi limitati allo strato superficiale del terreno ed infissione a circa
1,5m di profondità di pali metallici.. Si presume che tali opere non andranno ad interferire con possibili presenze di
reperti sottostanti. Preliminarmente all’assegnazione dei lavori e comunque prima dell’inizio degli stessi, dovrà essere
data comunicazione alla Sovrintendenza dei Beni Archeologici competente per Territorio, per la valutazione del sito e
l’eventuale esecuzione di saggi in loco. Sarà compito dell’Amministrazione Comunale procedere nella richiesta.
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
INDICAZIONI DI IMPATTO ACUSTICO
36. INDICAZIONI
36.1
NORMATIVA DI RIFERIMENTO
D.P.C.M. 1° marzo 1991 << Limiti massimi di esposizione al rumore negli ambienti abitativi e nell’ambiente
esterno>>
Legge 26 ottobre 1995, n.447 <<Legge quadro sull’inquinamento acustico>> D.P.C.M. 14 novembre 1997
<<determinazione dei valori delle sorgenti sonore >> D.P.C.M. 5 dicembre 1997 <<requisiti acustici
passivi degli edifici >>
D.P.C.M. 31 marzo 1998 <<Atto di indirizzo e coordinamento recante criteri generali per l’esercizio dell’attività di
tecnico competente in acustica, ai sensi dell’art. 3, comma 1, lett b), e dell’art. 2, comm6, 7 e 8, della legge 26 ottobre
1995, n.447>>
Decreto Ministero dell’Ambiente 16 marzo 1998 <<Tecniche di rilevamento e di misurazione dell’inquinamento
acustico>>
36.2 UBICAZIONE
L’impianto sarà ubicato in un terreno agricolo, e recintato con recinzione metallica e mitigato con arbusti autoctoni.
Sarà posato prefabbricato suddiviso in vari scomparti, ove saranno presenti la cabina elettrica, il locale inverter, locale
misure e locale trasformazione. Per prefabbricati complessivi in numero di 2.
L’accesso all’area avverrà dalla strada posta a nord, l’area circostante è ad uso prevalentemente agricolo.
Sono presenti alcune insediamenti agricoli e relative abitazione nello specifico sono:
• abitazione lato est che dista circa 200 metri.
Per una maggiore inquadramento territoriale si rimanda alla planimetria allegata FV-CAT
36.3 INQUADRAMENTO URBANISTICO DELL’AREA
La zona in cui è ubicata l’attività ricade in una zona interessata da assenza di attività artigianali e/o industriali, con
bassa densità di popolazione e caratterizzata dalla presenza di macchine agricole per la lavorazione dei terreni o
raccolta, trattamento e stoccaggio e lavorazioni di prodotti agricoli, ai fini della determinazione dei limiti massimi dei
livelli sonori equivalenti, può essere classificata in Classe III di cui alla Tabella A del D.P.C.M. 14/11/1997.
Valori limite di emissione – leq in dB(A) - art. 2 D.P.C.M. 14/11/97
Tempo di riferimento
Classi di destinazione d’uso del territorio
Diurno (06.00 – 22.00)
I aree particolarmente protette
II aree prevalentemente residenziali
III aree di tipo misto
IV area di intensa attività umana
V aree prevalentemente industriali
VI aree esclusivamente industriali
45
50
55
60
65
65
Notturno (22.00 – 06.00)
35
40
45
50
55
65
Valori limite assoluti di immissione – leq in dB(A) - art. 3 D.P.C.M. 14/11/97
Tempo di riferimento
Classi di destinazione d’uso del
Diurno (06.00 – 22.00)
I aree particolarmente protette
II aree prevalentemente residenziali
III aree di tipo misto W
IV area di intensa attività umana
V aree prevalentemente industriali
50
55
60
65
70
Notturno (22.00 – 06.00)
40
45
50
55
60
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VI aree esclusivamente industriali
70
60
36.4 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
L’impianto fotovoltaico sarà parallelato alla rete elettrica di distribuzione di Media Tensione in corrente alternata al fine
della sola vendita dell'energia prodotta.
L’impianto in oggetto sarà costituito dagli elementi di seguito elencati:
• Campo Fotovoltaico;
• Cabina interfaccia. composta da:
a. Locale Consegna Enel;
b. Locale Misure;
c. Locale servizi cabina
• Cabina M.T./B.T. composta da:
d. Locale Utente
e. Locale Trasformazione
f. Locale Inverter
In posizione rilevabile dagli elaborati grafici di progetto sarà ubicata la cabina di trasformazione M.T./B.T. e la cabina di
interfaccia.
All'interno del “locale misura” saranno ubicati i contatori forniti e posati dall'ente distributore;
•
All'interno del “locale servizi cabina” sarà ubicata la postazione di supervisione;
•
All'interno del “locale cliente e trasformazione” troverà posto il quadro di media tensione, i trasformatori in
resina M.T./B.T ed il quadro corrente alternata;
• All'interno del “locale Inverter” saranno installati gli inverter,
36.5 CARATTERIZZAZIONE DEL RUMORE EMESSO
Nell’impianto che sarà installato le uniche attrezzature/impianti che possono provocare rumore sono :
-gli inverter
- i trasformatori,
che saranno entrambi installati in appositi locali.
Secondo quanto indicato dalla ditta costruttrice, il rumore prodotto dagli inverter in normale funzionamento è inferiore a
62 dB(A)
Per quanto riguarda i trasformatori il livello di pressione sonora emessa, a 1 metro dagli stessi, è indicativamente pari a
58 dB(A).
Il funzionamento degli inverter e dei trasformatori è continuo e contemporaneo durante le ore di luce, mentre nelle ore
notturne l’impianto risulta spento, gli inverter e i trasformatori si disattivano.
36.6 CARATTERISTICHE DEL LOCALE IMPIANTI
Il locale ove saranno ubicati gli inverter e i trasformatori, nonché tutte le altre apparecchiature elettroniche, sarà
realizzato in cemento armato, dello spessore di 8 cm, con la realizzazione di griglie di ventilazione, in numero di 18, di
superficie cadauna pari a 0,5 mq.
Il potere fonoisolante della parete in cls complessivamente è stimato in circa 52 dB(A)
Le aperture di aerazione, di superficie inferiore a 1 mq, si ipotizza di trattarle come un’apertura con potere fonoisolante
trascurabile, e l’indice di valutazione dell’isolamento normalizzato è stimato, secondo quanto riportato dalla UNI EN
12354-3 e UNI TR 11175, in 6 dB.
36.7 IMPATTO ACUSTICO IPOTIZZATO
La realizzazione dell’impianto in oggetto comporterà l’emissione di rumori derivanti dal funzionamento dei trasformatori
e inverter che saranno ubicati all’interno di apposito locale, , posto a circa 30 metri dall’acceso della strada..
Il funzionamento contemporaneo degli inverter, comporterà un rumore complessivo dato dalla somma delle singole
emissioni di ogni inverter, che sarà pari indicativamente a 67 dB(A). Nel locale trasformatori invece il rumore
complessivo sarà pari a 61 dB(A).
Stima del rumore emesso dall’impianto
Come già detto il rumore prodotto dall’impianto è legato esclusivamente al funzionamento degli inverter e dei
trasformatori, posti all’interno di un apposito edificio.
Le sorgenti sonore di cui sopra saranno funzionanti solo durante le ore di luce, con completa disattivazione nel periodo
notturno. Il tempo di funzionamento stimato nel periodo estivo è di circa 12 ore.
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Il rumore che sarà immesso all’esterno, è dato dal rumore prodotto dal funzionamento contemporaneo delle
attrezzature diminuito del potere fonoisolante della struttura che lo delimita può essere stimato in .
Locale inverter: 67 – 6 = 61 dB(A)
Locale trasformatori: 61 - 6 = 55,0 dB(A)
Il valore che sarà immesso dall’edificio, è dato dalla somma di entrambi i valori precedenti, si può ipotizzare pari a 62
dB(A).
Il valore che si avrà in prossimità della strada, che risulta il confine più vicino alla cabina, è calcolabile con la seguente
relazione:
dB2 = dB1 – 10 log d2/d1 nelle condizioni di campo vicino dB2 = dB1 – 20 log d2/d1
nelle condizioni di campo lontano è stimato inferiore a 50 dB.
Mentre in prossimità dei ricettori sensibili è inferiore a 20 dB.
Limite di immissione
I valori stimati in precedenza, risultano già conformi con i limiti imposti dal D.P.C.M. 14/11/1997, allegato 1, tabella C,
aree di classe III..
Limite di emissione
Il valore di emissione, cosi come definito dal D.M. 16/03/98, è calcolabile con la seguente formula:
LE = 10 log10 ( 10La/10 – 10Lr/10 )
Il valore di leq(A) di cui sopra, rapportato al tempo di riferimento (16 ore) come indicato dal D.M. 16/03/98, è
calcolabile con la seguente formula:
I valori stimati in precedenza, risultano conformi con i limiti imposti dal D.P.C.M. 14/11/1997, allegato 1, per le zone di
classe III.
36.8 CONCLUSIONI
Dalla documentazione e dalla bibliografia si considera che:
I valori di Leq(A) stimati, immessi in ambiente esterno e abitativo, stimate l’attività nelle peggiori condizioni di esercizio,
sono inferiori ai valori di immissione ed emissione prescritti dal D.P.C.M. 14/11/1997 (classe III) in applicazione della
legge quadro 447/95 sull’inquinamento acustico. I livello differenziale di immissione rilevati presso il ricettore più vicino è
supposto inferiori al limite imposto dalla normativa vigente. Considerato il funzionamento solo diurno, si ritiene che
l’inserimento dell’impianto fotovoltaico nel contesto, non produca inquinamento acustico degno di nota. La valutazione
puntuale sarà eseguita in fase esecutiva.
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VALUTAZIONE INQUINAMENTO LUMINOSO
37. INDICAZIONI GENERALI
L’illuminazione esterna, di qualsiasi tipo, è la causa dell’inquinamento luminoso, definito come l’alterazione dei livelli
naturali di luce presenti nell’ambiente notturno. L’effetto più evidente di questo tipo di inquinamento è l’aumento della
luminosità del cielo notturno, con conseguente perdita da parte della popolazione della possibilità di vedere quello che forse
è il più grande spettacolo della natura. Oltre al danno estetico si ha un danno culturale di portata difficilmente valutabile: le
nuove generazioni stanno progressivamente perdendo il contatto con il cielo stellato, lasciandosi sfuggire una spinta
all’approfondimento del sapere scientifico, notoriamente il motore del benessere economico.
Secondo il Rapporto ISTIL 2001 (1) sullo stato del cielo notturno e inquinamento luminoso in Italia la provincia di Mantova
non presenta alcun sito dal quale sia visibile un cielo non inquinato e un abitante su quattro non può scorgere la Via Lattea
da dove vive. Questo non significa che il cielo è irrimediabilmente deturpato ed inquinato, ma indica che il livello di
inquinamento ha certamente varcato la soglia di quella che si può ritenere "solo" un’influenza culturale e scientifica,
sconfinando in una forma di inquinamento ambientale con conseguenze più ampie: dai semplici fenomeni di abbagliamento,
a quelli ben più evidenti legati alla sicurezza stradale e del cittadino, e a quell'alterazione del ciclo biologico giorno-notte
che ha effetti negativi su flora, fauna, sullo stesso uomo e sulla sua salute.
Dal punto di vista culturale ed astronomico il danno provocato da un'estesa diffusione di questo fenomeno, nelle aree della
provincia a ridosso del capoluogo è stata di gran lunga superata la soglia oltre la quale diventa impossibile, in una normale
serata serena, rilevare da parte della popolazione la galassia all’interno della quale si vive.
L’inquinamento luminoso non causa solo danni culturali, ma anche danni ecologici nel senso più tradizionale del termine. In
Italia la produzione di energia elettrica è ottenuta principalmente con centrali termoelettriche alimentate da combustibili
fossili. Ogni lampada di media potenza montata in un apparecchio non schermato usa un barile di petrolio ogni anno per
illuminare direttamente la volta stellata. E’ stato dimostrato che l’eccessiva illuminazione comporta alterazioni alla
fotosintesi clorofilliana e ai ritmi circadiani e al fotoperiodo nelle piante e negli animali. Sono state documentate anche
difficoltà di orientamento per alcuni uccelli migratori e alcune specie di insetti, che in alcuni casi arriva a provocare la morte
dei soggetti per spossatezza o per collisione con edifici illuminati. L’inquinamento luminoso inoltre provoca mutamenti
nelle abitudini di alimentazione, caccia, riproduzione di praticamente tutta la fauna notturna o che svolge parte delle sue
attività di notte.
Molte specie di falene stanno sparendo dalla nostra penisola anche a causa dell’inquinamento luminoso.
Questi ultimi due esempi, sebbene possano essere ritenuti di poca importanza, hanno ripercussioni ben più ampie, andando a
interrompere la catena alimentare ed avendo effetti negativi sull’ecologia delle popolazioni.
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Figura 2.12: Mappa della brillanza artificiale del cielo notturno in Italia. Ad ogni livello, passando dal nero fino al rosso, la brillanza
artificiale del cielo triplica. Il rosso indica brillanze artificiali da 9 a 27 volte maggiori di quella naturale. Tratto da The artificial
night sky brightness mapped from DMSP Operational Linescan System measurements, P. Cinzano, F. Falchi, C.D. Elvidge, Baugh K.
Pubblicato da Monthly Notices of the Royal Astronomical Society, 318, 641-657 (2000)
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Anche dal punto di vita della salute umana il fenomeno non è da trascurare, infatti, sebbene numerosi studi della
fisiologia evidenzino fenomeni di miopie, alterazione dell'umore, a causa di una non controllata e continua esposizione
alla luce artificiale, i più recenti studi in materia hanno dimostrato come una mancata successione di periodi di buio e di
luce provocano un’evidente alterazione nella produzione di melatonina nell’uomo e diverse patologie tumorali a cui si
può essere più soggetti ed esposti.
La quantità di inquinamento prodotto, a parità di illuminazione raggiunta, dipende dalla progettazione degli impianti, dal
loro utilizzo (riduzione dei flussi in orari di scarso utilizzo o di traffico ridotto, spegnimento in orari di non utilizzo), dal
tipo di apparecchio impiegato, dal tipo di lampada. L’applicazione puntuale della Legge Regionale LR.. n.17/00 , e le sue
successive integrazioni, permette di limitare questo tipo di inquinamento. Per poter verificare l’andamento nel tempo
dell’efficacia degli interventi di adeguamento e sostituzione degli impianti risulta necessario monitorare la luminanza del
cielo notturno.
Le mappe mostrate sono state calcolate basandosi sui dati dei satelliti Defense Meteorological Satellite Program
dell’U.S. Air Force applicando un sofisticato modello matematico della diffusione della luce in atmosfera. La mappa
mostra i livelli di inquinamento luminoso indicando la brillanza artificiale del cielo notturno rapportandola a quella
naturale di un sito non inquinato. Il livello del nero indica siti dai quali allo zenit il cielo ha una luminanza artificiale
inferiore all’11% di quella naturale. Il blu dall’11 al 33%, il verde dal 33% al 100%, il giallo dal 100% al 300%,
l’arancio dal 300% al 900%, il rosso oltre il 900% e sino a 27 volte il valore della luminanza naturale del cielo. La mappa
del degrado della visibilità delle stelle ad occhio nudo indica invece quale sia la perdita di magnitudini normalmente
visibili da una data località.
Nel Comune di Asola (MN), in aperta campagna, il cielo risulta essere di circa due quattro volte più luminoso del
naturale, ricadendo nella zona arancione.
E’ evidente che un intervento massiccio a livello locale per il contenimento dell’inquinamento luminoso a livello
comunale, ha un’influenza a piuttosto trascurabile a livello globale ed a grande distanza, ciò non toglie che tale
intervento può decisamente migliorare qualitativamente l’illuminazione a livello locale, riducendo in modo significativo
e drastico tutti i fenomeni di luce intrusiva, di abbagliamento ed infine le situazioni ad elevato contrasto luminoso.
Tutti questi fenomeni hanno un elevato impatto sociale sulla popolazione e per questo motivo la LR17/00 e succ.
integrazioni, insiste proprio su tutto il territorio regionale imponendo che tutti i nuovi impianti d’illuminazione siano
realizzati a criteri anti-inquinamento luminoso puntando sulla sostituzione di tutti gli impianti nell’arco di 30 anni e
quindi nell’ambito della normale vita operativa di tutti gli impianti.
Note:
(1): Dal sito di Cielobuio
AREE OMOGENEE
Si è già parlato dell’estensione del territorio comunale e dell’articolata presenza di diverse classi di destinazioni del
territorio.
In questo capitolo ci si limita ad una sintetica analisi del territorio per cogliere gli aspetti più significativi degli altri
strumenti di pianificazione del medesimo quale in particolare in particolare il piano regolatore generale.
Le aree omogenee, indipendentemente dal P.G.T., possono essere identificate in base ad una semplice valutazione
sensoriale del territorio ed in base a criteri puramente di buon senso. In particolare possiamo identificare almeno le seguenti
aree omogenee presenti nel Comune:
• aree residenziali;
• aree industriali ed artigianali;
• aree agricole;
• aree a standard verde;
• aree di salvaguardia ambientale;
• centri storici e cittadini;
• percorsi e aree pedonali di uso normale e di possibile aggregazione;
• parcheggi;
• zone per la ricreazione sportiva.
Tali aree omogenee sono ovviamente aree limitate di specifica destinazione e non obbligatoriamente localizzate in un solo
specifico ambito del territorio comunale.
Nello specifico ai fini di una migliore distribuzione e/o ridistribuzione della luce sul territorio si riportano le seguenti
osservazioni e considerazioni.
• Aree agricole, aree a standard verde, e zone di salvaguardia ambientale
Dal punto di vista dell’illuminazione il terreno agricolo e le aree verdi protette non mostrano particolari rilevanze da
riportare, salvo il fatto che vi è una certa diffusione, presso le aziende agricole, all’uso di proiettori fortemente inclinati
per l’illuminazione delle aree di lavoro e prospicienti gli edifici. L’unica inclinazione ammessa, in assenza di appositi
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schermi, è quella con il vetro perfettamente parallelo al terreno.
La salvaguardia di tale territorio e delle specie, vegetali e animali che lo popolano, si consegue contenendo e riducendo
al minimo le emissioni che possono essere dannose e che possono alterarne le caratteristiche. Dal punto di vista
dell’illuminazione essa deve essere per quanto possibile la meno invasiva, contenuta e limitata alle effettive necessità
lungo i tracciati viari principali e secondari asfaltati.
• Aree industriali ed artigianali
Le aree a predilezione produttiva - industriale si trovano principalmente nella zona a ridosso dei centri urbani maggiori
Tali aree possono avere dal punto di vista dell’illuminazione un impatto sul territorio.
Fortunatamente la maggior parte degli insediamenti artigianali non mostra un uso improprio ed incontrollato
dell’illuminazione.
L’illuminazione di queste aree deve essere realizzata privilegiando aspetti di efficienza e funzionalità e ridotto impatto
ambientale.
• Centri storici e cittadini ed aree pedonali e di possibile aggregazione
La principale area di interesse è il centro del paese e le zone di aggregazione cittadine e le principali evidenze storiche ed
architettoniche del Comune.
Attorno a questo nucleo deve concentrarsi la valorizzazione anche illuminotecnica del territorio.
• Aree Residenziali
Le aree residenziali costituiscono la parte percentualmente più estesa del territorio urbano comunale e sono la principale
causa dell’espansione urbanistica del Comune.
Oltre alle tradizionali aree a ridosso del centro storico, le aree residenziali si sono sviluppate soprattutto verso est dal
centro cittadino.
• Aree Verdi
Le aree verdi cittadine sono aree dove si ha la presenza di un solo parco pubblico presentano oltre a caratteristiche di
illuminazione anche caratteristiche di sicurezza. Dal punto di vista illuminotecnico di deve per anche di questo aspetto.
• Impianti destinati alla ricreazione sportiva
Tali impianti necessitano di maggiore attenzione soprattutto dal punto di vista illuminotecnico in quanto possono
costituire una delle principali forme di inquinamento luminoso.
Il fatto che essi non siano accesi per tutta la notte limita il loro impatto sull’ambiente, ma quando sono accesi, risultano
essere la principale fonte di inquinamento luminoso locale sul territorio e dovranno essere sede di intervento.
37.1 MODALITA’ DI ATTIVAZIONE
Il parco fotovoltaico sarà dotato di dispositivi di illuminazione conformi alla L.Regionale.
L’illuminazione sarà sempre spenta e sarà attivata solo in caso di allarme come deterrente in caso di intrusione da
parte di estranei.
37.2 CONCLUSIONE
L’inserimento del parco fotovoltaico nella zona non altera l’equilibro luminoso notturno dell’area in quanto non si
hanno punti luce sempre accesi.. L’impianto di notte è spento.
Non si ha nessun inquinamento luminoso dell’area in questione.
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VERIFICHE - COLLAUDO
38. VERIFICA INIZIALE DEGLI IMPIANTI
38.1 COLLAUDO DEFINITIVO DEGLI IMPIANTI
Il collaudo definitivo dovrà eseguirsi entro e non oltre trenta giorni dalla data di ultimazione dei lavori, data entro la
quale dovrà essere anche compilata e inviata la dichiarazione di conformità.
Il collaudo definitivo dovrà accertare che gli impianti ed i lavori, per quanto riguarda i materiali impiegati, l'esecuzione e
la funzionalità, siano in tutto corrispondenti a quanto precisato nel progetto definitivo, tenuto conto di eventuali
modifiche concordate in corso d'opera.
Ad impianto ultimato si dovrà provvedere alle seguenti verifiche di collaudo:
•
rispondenza alle disposizioni di legge;
•
rispondenza a prescrizioni particolari indicate nel presente progetto definitivo;
•
rispondenza alle Norme CEI relative al tipo di impianto, come di seguito descritto.
In particolare, nel collaudo definitivo si dovrà controllare:
•
lo stato di isolamento dei circuiti;
•
la continuità elettrica dei circuiti;
•
il grado di isolamento e le sezioni dei conduttori;
•
l'efficienza dei comandi e delle protezioni nelle condizioni di massimo carico previsto;
•
l'efficienza delle protezioni contro i contatti indiretti.
Il collaudo definitivo ha lo scopo di consentire, in caso di esito favorevole, l'inizio del funzionamento degli impianti
all’uso a cui sono destinati.
38.2 ESAME A VISTA
Deve essere eseguita una ispezione visiva per accertarsi che gli impianti siano realizzati nel rispetto delle prescrizioni
delle Norme particolari riferite a quel tipo di impianto. Detto controllo deve accertare che i materiali costituenti
'impianto, siano conformi alle relative Norme, siano scelti ed installati in modo conforme alle prescrizioni normative,
non presenti danni visibili che possano compromettere la sicurezza.
Tra i controlli a vista devono essere effettuati quelli relativi a:
•
sistemi di protezione, distanze di isolamento e altre misure di precauzione contro i contatti
•
diretti ed indiretti;
•
scelta della sezione dei conduttori per quanto concerne la portata a regime e in caso di
•
sovraccarico e/o cortocircuito e caduta di tensione, e delle tarature dei dispositivi di protezione;
•
presenza di adeguati dispositivi di sezionamento, comando ed interruzione, identificazione dei
•
conduttori di neutro e di protezione, identificazione dei circuiti;
•
idoneità delle connessioni dei conduttori;
•
agevole accessibilità a tutte le parti di impianto per manutenzione;
•
presenza dei contrassegni di omologazione sui materiali;
•
rispetto delle distanze e del tipo di impianto previsto per i vari ambienti particolari presenti nello
•
stabilimento.
E` inoltre opportuno che questi esami siano effettuati anche durante l'esecuzione dei lavori.
38.3 MISURA DELLA RESISTENZA DI ISOLAMENTO
Si deve eseguire con l'impiego di un ohmetro la cui tensione continua sia di 700V, tra i conduttori attivi collegati tra loro
e il circuito di terra e tra ogni coppia di conduttori. Durante la misura gli apparecchi utilizzatori fissi e a spina devono
essere disinseriti; la misura è relativa ad ogni circuito intendendosi per tale la parte di impianto elettrico protetto dallo
stesso dispositivo di protezione. I valori minimi di isolamento ammessi sono dell'ordine dei 500 Mohm. Tale prova dovrà
essere eseguita anche in corso d'opera.
38.4 VERIFICA DELLE PROTEZIONI CONTRO I CORTOCIRCUITI E SOVRACCARICHI
Si deve controllare che il potere di interruzione degli apparecchi di protezione contro i cortocircuiti sia adeguato alle
condizioni dell'impianto e della sua alimentazione.
Si deve inoltre controllare che la taratura degli apparecchi di protezione contro i sovraccarichi sia correlata alla portata
dei conduttori protetti dagli stessi in funzione di quanto prescritto nel presente progetto.
38.5
VERIFICA PROTEZIONE MEDIANTE INTERRUZIONE AUTOMATICA DELL'ALIMENTAZIONE
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La verifica dell'efficacia delle misure di protezione contro i contatti indiretti mediante interruzione automatica
dell'alimentazione dovrà essere effettuata mediante esame a vista e prove di funzionamento su tutti gli interruttori
differenziali installati nell'impianto. Queste ultime dovranno essere eseguite con l'impiego di opportuno strumento
omologato per la misura dei tempi e della corrente di intervento, preceduta da una prova sul relativo tasto (TEST).
38.6 VERIFICA DELLE PROTEZIONI CONTRO I CONTATTI INDIRETTI
Devono essere eseguite le verifiche dell'impianto di terra descritte dalle Norme CEI 64 8/6 e CEI 11-1. Le verifiche da
effettuarsi sono:
•
Esame a vista dei conduttori di terra, di protezione ed equipotenziali, controllando le sezioni, i materiali usati e le
modalità di posa degli stessi, nonché lo stato di conservazione sia dei conduttori che delle giunzioni. Si deve inoltre
controllare che i conduttori di protezione assicurino il collegamento tra il nodo equipotenziale e i morsetti di terra
delle prese a spina e/o con le masse degli apparecchi fissi;
•
Misura del valore di resistenza di terra dell'impianto, utilizzando un apposito strumento di misura omologato (ad es.
con il marchio IMQ). Il metodo di misura da impiegare sarà quello voltamperometrico in quanto la norma prescrive
che il valore di resistenza di terra da prendere in considerazione sia quello riferito all'impianto nelle ordinarie
condizioni di esercizio, compresi quindi i collegamenti equipotenziali;
•
Verifica del coordinamento del valore di resistenza di terra con il valore della corrente di intervento a 5 secondi del
dispositivo di protezione posto a monte dell'impianto (Id=30mA);
•
Verifica della continuità dei collegamenti equipotenziali principali e supplementari nonché tra i collegamenti
equipotenziali ed il nodo equipotenziale.
38.7 VERIFICA TECNICO-FUNZIONALE SUL GENERATORE FOTOVOLTAICO
Al termine dei lavori dovranno essere effettuate le seguenti verifiche tecnico-funzionali:
•
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.);
•
continuità elettrica e connessioni tra moduli;
•
messa a terra di masse e scaricatori;
•
isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;
Dovranno inoltre essere verificate le due seguenti condizioni:
Pcc > 0,85*Pnom *I / ISTC;
in cui:
Pcc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del ± 2%;
Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
I è l'irraggiamento [W/m²] misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ± 3%;
STC, pari a 1000 W/m², è l'irraggiamento in condizioni di prova standard;
Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m².
Pca > 0,9*Pcc.
in cui:
Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di conversione della corrente generata dai
moduli fotovoltaici continua in corrente alternata, con precisione migliore del 2%.
La misura della potenza Pcc e della potenza Pca deve essere effettuata in condizioni di irraggiamento (I) sul piano dei
moduli superiore a 600 W/m².
Qualora nel corso di detta misura venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli, misurata sulla faccia posteriore
dei medesimi, superiore a 40°C, è ammessa la correzione in temperatura della potenza stessa. In questo caso la
condizione a) precedente diventa:
a') Pcc > (1 - Ptpv - 0,08) * Pnom * I / ISTC
Ove Ptpv indica le perdite termiche del generatore fotovoltaico (desunte dai fogli di dati dei moduli), mentre tutte le altre
perdite del generatore stesso (ottiche, resistive, caduta sui diodi, difetti di accoppiamento) sono tipicamente assunte pari
all'8%.
Le perdite termiche del generatore fotovoltaico Ptpv, nota la temperatura delle celle fotovoltaiche Tcel, possono essere
determinate da:
Ptpv = (Tcel 25) * γ / 100
oppure, nota la temperatura ambiente Tamb da:
Ptpv = [Tamb - 25 + (NOCT - 20) * I / 800] * γ / 100
in cui:
γ: Coefficiente di temperatura di potenza (parametro, fornito dal costruttore, per moduli in silicio cristallino è
tipicamente pari a 0,4÷0,5 %/°C);
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NOCT: Temperatura nominale di lavoro della cella (parametro, fornito dal costruttore, è tipicamente pari a 40÷50°C, ma
può arrivare a 60 °C per moduli in vetrocamera);
Tamb: Temperatura ambiente; nel caso di impianti in cui una faccia del modulo sia esposta all’esterno e l’altra faccia sia
esposta all’interno di un edificio (come accade nei lucernai a tetto), la temperatura da considerare sarà la media tra le due
temperature;
Tcel:è la temperatura delle celle di un modulo fotovoltaico; può essere misurata mediante un sensore termoresistivo
(PT100) attaccato sul retro del modulo.
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NORMATIVA E DEFINIZIONI
39. APPENDICE NORMATIVA
Gli impianti fotovoltaici e i relativi componenti devono rispettare, ove di pertinenza, le prescrizioni contenute nelle
seguenti norme di riferimento, comprese eventuali varianti, aggiornamenti ed estensioni emanate successivamente dagli
organismi di normazione citati.
Si applicano inoltre i documenti tecnici emanati dai gestori di rete riportanti disposizioni applicative per la connessione
di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica e le prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF.
39.1 LEGGI E DECRETI
Normativa generale:
Decreto Legislativo n. 504 del 26-10-1995, aggiornato 1-06-2007
Testo Unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni
penali e amministrative.
Direttiva CE n. 77 del 27-09-2001: sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel
mercato dell'elettricità (2001/77/CE).
Decreto Legislativo n. 387 del 29-12-2003: attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia
elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità.
Legge n. 239 del 23-08-2004: riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni
vigenti in materia di energia.
Decreto Legislativo n. 192 del 19-08-2005: attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico
nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 311 del 29-12-2006: disposizioni correttive ed integrative al decreto legislativo 19 agosto 2005,
n. 192, recante attuazione della direttiva 2002/91/CE, relativa al rendimento energetico nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 26 del 2-02-2007: attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro comunitario per
la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità.
Decreto Legge n. 73 del 18-06-2007: testo coordinato del Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73.
Decreto Legislativo del 30-05-2008: attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali
dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE.
Decreto 2-03-2009: disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione
fotovoltaica della fonte solare.
Legge n.99 del 23 luglio 2009: disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonchè in materia
di energia.
39.2 SICUREZZA:
D.Lgs. 81/2008 (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro.
DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici.
Allegato alla nota prot. n. 5158 del 26.03.2010 Ministero dell’Interno (VVF): Guida per l’installazione degli
impianti fotovoltaici.
39.3 NUOVO CONTO ENERGIA:
DECRETO 19-02-2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione
fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
Legge n. 244 del 24-12-2007 (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del bilancio annuale e
pluriennale dello Stato.
Decreto Attuativo 18-12-2008 - Finanziaria 2008
39.4 NORME TECNICHE
CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in
corrente continua.
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria.
CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente.
CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento.
CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso
terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.
CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete.
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Realizzazione parco fotovoltaico da 690,00kW ubicato in Strada Bonincontri Longure, Comune di Asola (MN) (foglio 43, part. 239)
IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e
omologazione del tipo.
CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e approvazione di
tipo.
CEI EN 50380 (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici.
CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa
tensione.
CEI EN 62093 (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in
condizioni ambientali naturali.
CEI 82-25 Edizione seconda: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche
di Media e Bassa Tensione.
CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti - Sezione 2: Limiti per le
emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase).
CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da
equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.
CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT).
CEI 0-16: regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese
distributrici di energia elettrica.
CEI-UNEL 35023: cavi per energia isolati in gomma o con materiale termoplastico aventi grado di isolamento non
superiore a 4 Cadute di tensione.
CEI-UNEL 35024/1: cavi elettrici isolati con materiale elastomerico o termoplastico per tensioni nominali non superiori
a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. Portate di corrente in regime permanente per posa in aria.
CEI-UNEL 35026: cavi elettrici isolati con materiale elastomerico o termoplastico per tensioni nominali di 1000 V in
corrente alternata e 1500 V in corrente continua. Portate di corrente in regime permanente per posa interrata.
CEI EN 61724 (CEI 82-15): rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la misura, lo scambio e
l'analisi dei dati.
CEI 13-4: sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica.
CEI EN 62053-21 (CEI 13-43): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari - Parte 21:
Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2).
EN 50470-1 ed EN 50470-3 in corso di recepimento nazionale presso CEI.
CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari - Parte 23:
Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3).
CEI 64-8, parte 7, sezione 712: sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione.
CEI 3-19: segni grafici per schemi - apparecchiature e dispositivi di comando e pretezione.
UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
39.5
DELIBERE AEEG
39.6 CONNESSIONE:
Delibera ARG-elt n. 33-08: condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell'energia elettrica a
tensione nominale superiore ad 1 kV.
Delibera ARG-elt n.119-08: disposizioni inerenti l'applicazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e
il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in materia di connessioni alle reti elettriche di
distribuzione con tensione maggiore di 1 kV.
39.7 RITIRO DEDICATO:
Delibera ARG-elt n. 280-07: modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell'energia elettrica ai sensi
dell'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387-03, e del comma 41 della legge 23 agosto
2004, n. 239-04.
Delibera ARG-elt n. 107-08: modificazioni e integrazioni alla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 6
novembre 2007, n. 280/07, in materia di ritiro dedicato dell'energia elettrica.
39.8 SERVIZIO DI MISURA:
Delibera ARG-elt n. 88-07: disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti di generazione.
39.9 TARIFFE:
Delibera ARG-elt n. 111-06: condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell'energia elettrica
sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai sensi degli
articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 89 ___________________________________________________________________________________________________________
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Delibera ARG-elt n.156-07: approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il
gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi
del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07.
Allegato A TIV Delibera ARG-elt n. 156-07: testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il
gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi
del Decreto Legge 18 giugno 2007 n. 73/07.
Delibera ARG-elt n. 171-08: definizione per l'anno 2009 del corrispettivo di gradualità per fasce applicato all'energia
elettrica prelevata dai punti di prelievo in bassa tensione diversi dall'illuminazione pubblica, non trattati monorari e
serviti in maggior tutela o nel mercato libero.
Delibera ARG-elt n. 348-07: testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per
l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 20082011 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione.
Delibera ARG-elt n. 349-07: prezzi di commercializzazione nella vendita di energia elettrica (PCV) nell’ambito del
servizio di maggior tutela e conseguente la emunerazione agli esercenti la maggior tutela. Modificazioni della
deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 27 giugno 2007 n. 156/07 (TIV).
Delibera ARG-elt n. 353-07: aggiornamento delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del
sistema elettrico, di ulteriori componenti e disposizioni alla Cassa conguaglio per il settore elettrico.
Delibera ARG-elt n. 203-09: aggiornamento per l’anno 2010 delle tariffe per l’erogazione dei servizi di trasmissione,
distribuzione e misura dell’energia elettrica e delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione.
Modificazioni dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità n. 348/07.
Delibera ARG-elt n. 205-09: aggiornamento per il primo trimestre gennaio – marzo 2010 delle condizioni economiche
del servizio di vendita di Maggior Tutela e modifiche al TIV.
Delibera ARG-com n. 211-09: aggiornamento per il trimestre gennaio – marzo 2010 delle componenti tariffarie
destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico e del settore gas e
modifiicazioni dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l'energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n.
348/07.
39.10 TICA:
Delibera ARG-elt n.90-07: attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro
dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai fini dell'incentivazione della produzione di
energia elettrica mediante impianti fotovoltaici.
Delibera ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti
elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle
connessioni attive – TICA).
Delibera ARG-elt n. 161-08: modificazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 13 aprile
2007, n. 90/07, in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici.
Delibera ARG-elt n. 179-08: modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
ARG/elt 99/08 e n. 281/05 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con
obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica.
39.11 TISP:
Delibera ARG-elt n. 188-05: definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l'erogazione delle tariffe
incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell'articolo 9 del decreto del Ministro delle attività produttive, di
concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 28 luglio 2005 (deliberazione n. 188/05).
Delibera ARG-elt n. 260-06: modificazione ed integrazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il
gas 14 settembre 2005, n. 188/05 in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici.
Delibera ARG-elt n. 74-08 TISP: testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio
sul posto (TISP).
Delibera ARG-elt n. 184-08: disposizioni transitorie in materia di scambio sul posto di energia elettrica.
Delibera ARG-elt n.1-09: attuazione dell'articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e dell'articolo 20 del decreto
ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili tramite la
tariffa fissa onnicomprensiva e di scambio sul posto.
Delibera ARG-elt n. 186-09: modifiche delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto
derivanti dall’applicazione della legge n. 99/09.
39.12 TEP:
Delibera EEN 3/08: aggiornamento del fattore di conversione dei kWh in tonnellate equivalenti di petrolio connesso al
meccanismo dei titoli di efficienza energetica.
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 90 ___________________________________________________________________________________________________________
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39.13 PREZZI MINIMI:
Prezzi minimi garantiti per l’anno 2010: aggiornamento dei prezzi minimi garantiti per l’anno 2010.
39.14 AGENZIA DELLE ENTRATE
Circolare n. 46/E del 19/07/2007: articolo 7, comma 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 – Disciplina
fiscale degli incentivi per gli impianti fotovoltaici.
Circolare n. 66 del 06/12/2007: tariffa incentivante art. 7, c. 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007 - Precisazione.
Circolare n. 38/E del 11/04/2008: articolo 1, commi 271-279, della legge 27 dicembre 2006, n. 296 – Credito d'imposta
per acquisizioni di beni strumentali nuovi in aree svantaggiate.
Risoluzione n. 21/E del 28/01/2008: istanza di Interpello– Aliquota Iva applicabile alle prestazioni di servizio energia nn. 103) e 122) della Tabella A, Parte terza, d.P.R. 26/10/1972, n. 633 - Alfa S.p.A.
Risoluzione n. 22/E del 28/01/2008: istanza di Interpello - Art. 7, comma 2, d. lgs. vo n. 387 del 29 dicembre 2003.
Risoluzione n. 61/E del 22/02/2008: trattamento fiscale ai fini dell'imposta sul valore aggiunto e dell'applicazione della
ritenuta di acconto della tariffa incentivante per la produzione di energia fotovoltaica di cui all'art. 7, comma 2, del d.lgs.
n. 387 del 29 dicembre 2003.
Risoluzione n. 13/E del 20/01/2009: istanza di interpello – Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 – Gestore dei Servizi
Elettrici, SPA –Dpr 26 ottobre 1972, n. 633 e Dpr 22 dicembre 1986, n. 917.
Risoluzione n. 20/E del 27/01/2009: interpello - Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 - ALFA – art.9 , DM 2 febbraio
2007.
Circolare del 06/07/2009 n. 32/E: imprenditori agricoli - produzione e cessione di energia elettrica e calorica da fonti
rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche nonché di carburanti e di prodotti chimici derivanti prevalentemente da prodotti
del fondo: aspetti fiscali. Articolo 1, comma 423, della legge 23 dicembre 2005, n. 266 e successive modificazioni.
39.15 AGENZIA DEL TERRITORIO
Risoluzione n. 3/2008: accertamento delle centrali elettriche a pannelli fotovoltaici.
39.16 GSE
Guida al nuovo Conto Energia, ed. 4 - marzo 2010.
Guida agli interventi validi ai fini del riconoscimento dell'integrazione architettonica del fotovoltaico.
Guida alla richiesta degli incentivi e all'utilizzo dell'applicazione web per il fotovoltaico rev. 4 del 01/11/2009.
Accesso al portale internet GSE vers. 1.6 del 25/09/ 2009.
Regole tecniche sulla disciplina dello scambio sul posto, ed. II.
Disposizioni Tecniche di Funzionamento vers. 1.2 del 6 novembre 2009: modalità e condizioni tecnico-operative per
l’applicazione della convenzione di scambio sul posto.
Estratto della risoluzione della Agenzia delle Entrate: “trattamento fiscale del contributo in conto scambio di cui alla
delibera AEEG n.74/2008“.
Ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano
applicabili.
39.17 NORME DI RIFERIMENTO COMPONENTI ELETTRICI
Di seguito si riportano le normative di tipo impiantistico, le normative che trattano dei vari componenti sono richiamate
direttamente nei capitoli dedicati
- Norme CEI 70-1 “Gradi di protezione degli involucri (codici P)”
- Norme CEI 11-1 "Impianti elettrici con tensione superiore a 1 kV in corrente alternata”;
- CEI 0-15 – “Manutenzione delle cabine elettriche MT/BT dei clienti/utenti finali”;
- CEI 0-16 ed. II – “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT e MT
- CEI 11-1 - "Impianti elettrici con tensione superiore a 1 kV in corrente alternata”;
- CEI 11-8: Impianti di messa a terra.
- CEI 11-17 -"Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica. Linee in cavo";
- CEI 11-18: Impianti di produzione, trasporto, distribuzione energia elettrica.
- CEI 11-37 - "Guida per l'esecuzione degli impianti di terra in stabilimenti industriali di I,II e III”;delle imprese
distributrici di energia elettrica”;
- CEI 64-8 – “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V
in corrente continua”;
- UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.;
- CEI EN 60617 Segni grafici per schemi
- CEI EN 61724: Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, lo scambio e
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 91 ___________________________________________________________________________________________________________
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l’analisi dei dati;
- IEC 60364-7-712 Electrical installations of buildings - Part 7-712: Requirements for special installations orlocations
Solar photovoltaic (PV) power supply systems.
- Guida 11-35 -"Guida all'esecuzione delle cabine elettriche d'utente";
39.18 NORME DI RIFERIMENTO CABINE ELETTRICHE
Di seguito l’elenco delle principali norme applicabili
- CEI EN 61330: Sottostazioni prefabbricate ad alta tensione/bassa tensione
- Legge 5 Novembre 1971 n. 1086: “Norme per la disciplina delle opere di conglomerato cementizio armato, normale e
precompresso”.
- Legge 2 Febbraio 1974 n. 64: Provvedimenti per le costruzioni con particolari prescrizioni per le zone sismiche.
- DG 10061 ed V.
- D.M. del 16.01.1996 “Norme tecniche per le costruzioni in zone sismiche”.
- D.M. del 09.01.1996 “Norme tecniche per l’esecuzione delle opere in cemento armato precompresso e per le strutture
metalliche”.
- D.M. del 16.01.1996 ed applicati sui carichi di progetto nel calcolo delle strutture.
- Circolari ministeriali del 04.07.1996 e del 15.10.1996 e Norma CEI 17-63 al punto 5.4.2.
( Prescrizione ENEL DG 2092 se richiesta dal Compartimento di competenza
39.19 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE IN MEDIA TENSIONE
Le apparecchiature di Media Tensione saranno essere progettate, costruite e collaudate in conformità alle Norme CEI EN
(Comitato Elettrotecnico Italiano), IEC (International Electrotechnical Commission) in vigore ed in particolare le
seguenti:
- CEI EN 62271-200 (IEC 62271-200) Apparecchiature in involucro metallico per correnti alternate AT
- CEI EN 62271-100 (IEC 62271-100) Interruttori per correnti alternate AT
- CEI EN 62271-102 (IEC 62271-102) Sezionatori in corrente alternata e sezionatori di terra
- CEI EN 60265.1 (IEC 60265-1) Interruttori di manovra e interruttori di manovra-sezionatori per alta tensione
- CEI EN 62271-105 (IEC62271-105) Interruttori di manovra e interruttori di manovra-sezionatori combinati con
fusibili per corrente alternata
- CEI EN 60044-1 (IEC 60044-1), classificazione CEI 38-1 Trasformatori di corrente
- CEI EN 60044-8 (IEC 60044-8), classificazione CEI 38-8 Trasformatori di corrente elettronici
- CEI EN 60044-2 (IEC 60044-2), classificazione CEI 38-2 Trasformatori di tensione
- CEI EN 60282-1 (IEC 60282-1), classificazione CEI 32-3 Fusibili a tensione superiore a 1000V
- CEI EN 60529: Gradi di protezione degli involucri (codice IP);
- CEI EN 60099-1-2: Scaricatori;
La scelta delle apparecchiature e le soluzioni impiantistiche saranno in conformità a quanto prescritto dalle
- CEI 0-16 ed. II – “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT e MT delle
imprese distributrici di energia elettrica”.
39.20 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE IN BASSA TENSIONE
Le apparecchiature di Bassa Tensione dovranno essere progettate, costruite e collaudate in conformità alle Norme CEI
EN (Comitato Elettrotecnico Italiano), IEC (International Electrotechnical Commission) in vigore ed in particolare le
seguenti:
- CEI 17-5: “Apparecchiature a bassa tensione: interruttori automatici.”
- CEI 17-19: “Apparecchiatura industriale a bassa tensione”.;
- CEI 23-3: “Interruttori automatici di sovracorrente per usi domestici e similari.”
- CEI 23-18: Interruttori differenziali per usi domestici e similari.
- CEI 23-9: Apparecchi di comando non automatici per uso domestico e similare.
- CEI EN 60439-1 “Involucri ad isolamento completo”
- CEI EN 60529 (IEC 529) “Grado di protezione”
- CEI EN 50102 “Protezione contro gli impatti meccanici esterni”
- CEI 50-11 - IEC 60695-2-1 “Resistenza al fuoco e al calore”
- CEI EN 60439 “Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione “
39.21 NORME DI RIFERIMENTO APPARECCHIATURE MODULARI
Le apparecchiature modulari dovranno essere rispondenti alle norme tecniche, comprese le:
- CEI EN 60898 quadro accessibile da personale non esperto
- CEI EN 60947, in tutte le installazioni (terziario, agricoltura, industria) controllate da personale qualificato.
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39.22 NORME DI RIFERIMENTO SISTEMA SUPERVISIONE
La realizzazione del sistema di supervisione e dei suoi componenti seguono in particolare quanto indicato nelle
normative qui richiamate:
- CEI EN 60073 1997 Principi fondamentali e di sicurezza per le interfacce uomo-macchina, la marcatura e
l’identificazione. Principi di codifica per i dispositivi indicatori e per gli attuatori
- CEI EN 60529 (IEC 529) “Grado di protezione”
- CEI EN 60447 1997 Interfaccia uomo-macchina. Principi di manovra
- CEI EN 60947 1997 Apparecchiatura a bassa tensione.
- CEI 17-19 “Apparecchiatura industriale a bassa tensione”.;
- CEI 65-5 “Compatibilità elettromagnetica per apparati di misura e comando per processi industriali.
39.23 NORMATIVE COLLEGAMENTI ELETTRICI
Di seguito l’elenco delle principali norme applicabili
- CEI 20-13: Cavi con isolamento estruso in gomma per tensioni nominali da 1 a 30 kV.
- CEI 20-19: Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V;
- CEI 20-20: Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V;
- CEI 20-38: Cavi isolati con gomma non propaganti l'incendio e a basso sviluppo di fumi e gas tossici e
corrosivi, tensione nominale Uo/U non superiore a 0,6/1 kV.
39.24 NORME DI RIFERIMENTO INVERTER
Gli inverter fotovoltaici saranno conformi alle seguenti normative specifiche:
- EN 50178:“Electronic equipment for use in power installations”
- EN 61000-6-4: “Electromagnetic compatibility (EMC). Generic standards. Emission standard for industrial
environments”;
- EN 61000-6-2 : “Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 6-2: Generic standards - Immunity for industrial
environments.
39.25 NORME DI RIFERIMENTO QUADRI DI PARALLELO
Il quadro e le apparecchiature oggetto della fornitura saranno progettate, costruite e collaudate principalmente in
conformità alle norme:
- CEI EN 61439
- CEI EN 50298
- CEI EN 50529
- IEC 61730-1
- IEC 60670
Detta rispondenza sarà essere certificata dal costruttore, dopo le verifiche e le prove di officina previste dalle norme.
39.26 NORME DI RIFERIMENTO TRASFORMATORI
I trasformatori della gamma T-cast sono conformi alle norme:
- CEI EN 60076-11 – IEC 60076-11: “Trasformatori di potenza a secco”
- CEI 14-12 – HD 538.1 S1: “Trasformatori trifase di distribuzione di tipo a secco 50Hz, da 100kVA a 2500kVA, con
una tensione massima per il componente non superiore a 36kV”
- CEI EN 60076-1 – IEC 60076-1: “Trasformatori di Potenza – parte 1: Generalità”
- CEI EN 60076-2 – IEC 60076-2: “Trasformatori di Potenza – parte 2: Riscaldamento”
- CEI EN 60076-3 – IEC 60076-3: “Trasformatori di Potenza – parte 3: Livelli di isolamento, prove dielettriche e
distanze isolanti in aria”
- CEI EN 60076-5 – IEC 60076-5: “Trasformatori di Potenza – parte 5: Capacità di tenuta al corto circuito”
- CEI EN 60076-10 – IEC 60076-10: “Trasformatori di Potenza – parte 10: Determinazione dei livelli di rumore”
- CEI EN 60270 – IEC 60270: “Tecniche di prova in alta tensione – Misure di scariche parziali”
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 93 ___________________________________________________________________________________________________________
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39.27 NORME DI RIFERIMENTO RIFASAMENTO
Le regole di progettazione ed installazione di un sistema di compensazione di energia reattiva, costituito da condensatori,
sono quelle indicate dalle norme CEI 64-8, CEI 11,35 e CEI 0-16.
In sintesi, l’installazione di condensatori in una rete elettrica deve essere tale per cui gli stessi condensatori non
costituiscano pericolo per cose e persone, e non peggiorino la qualità dell’energia dell’impianto elettrico da rifasare (CEI
11-35).
Gli effetti dannosi dovuti a risonanze e sovracorrenti transitorie devono essere considerati e limitati (CEI 64-8), i limiti di
THDi e THDv da considerare sono quelli indicati nei documenti citati dalle CEI 11-35 e CEI 0-16.
- IEC 61921: “Condensatori di potenza - Batterie di rifasamento a bassa tensione”
- IEC 6100-3-6: “Compatibilità elettromagnetica”
39.28 NORME DI RIFERIMENTO UPS
La realizzazione del sistema di supervisione e dei suoi componenti seguono in particolare quanto indicato nelle
normative qui richiamate:
- 89/336/EDC, 73/237/EEC: “Direttive per la marcatura CE”
- EN/IEC62040-1-1, UL1778: “Sistemi statici di continuità (UPS)”
- EN50091-2/IEC62040-2, FCC15A: “Requisiti e procedure di controllo per la compatibilitàe lettromagnetica.”
- EN/IEC62040-3: “Prestazione dei sistemi statici di continuità (UPS)”
- EN/IEC 61000-4-2 livello 3, “Compatibilità elettromagnetica criteri di prestazioni A”
- EN/IEC 61000-4-3 livello 2, “Compatibilità elettromagnetica criteri di prestazioni A”
- EN/IEC 61000-4-4 livello 2, “Compatibilità elettromagnetica criteri di prestazioni A”
- EN/IEC 61000-4-5 livello 3, “Compatibilità elettromagnetica criteri di prestazioni A”
39.29 NORME DI RIFERIMENTO QUADRO STRINGA
Di seguito si riportano le normative di tipo impiantistico, le normative che trattano dei vari componenti sono richiamate
direttamente nei capitoli dedicati
- CEI 64-8 – “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V
in corrente continua”;
- CEI EN 61724: Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, lo scambio e l'analisi dei
dati;
- IEC 61439 -1/2: “Quadri elettrici di Bassa Tensione”
39.30 NORME DI RIFERIMENTO SISTEMA SUPERVISIONE
Di seguito si riportano le normative di tipo impiantistico, le normative che trattano dei vari componenti sono richiamate
direttamente nei capitoli dedicati
- T.U. Sicurezza (D.Lgs. 81/2008)
- D.P.R. 791 del 24/07/1956 “Attuazione della Direttiva CEE 73/23 relativa alle garanzie di sicurezza che deve possedere il materiale elettrico destinato ad essere utilizzato entro alcuni limiti di tensione”;
- Legge n. 186/68 “Disposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature, macchinari, installazioni e
impianti elettrici ed elettronici.”;
- D.L. 22 Gennaio 2008 Nr. 37 (Ex 46/90) “disposizioni in materia di impianti negli edifici”.
- Norme EN e CEI; in particolare:
- CEI 11-8 Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica. Impianti di terra
- CEI EN 60073 1997 Principi fondamentali e di sicurezza per le interfacce uomo-macchina, la marcatura e
l’identificazione. Principi di codifica per i dispositivi indicatori e per gli attuatori
- CEI EN 60447 1997 Interfaccia uomo-macchina. Principi di manovra
- CEI EN 60947 1997 Apparecchiatura a bassa tensione.
- CEI EN 60439-1 Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT). (17-13/1)
- CEI 17-19 “Apparecchiatura industriale a bassa tensione”.;
- CEI 20-20 “Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750V;
- CEI EN 60204 “Equipaggiamenti elettrici di macchine industriali.
- CEI 64-8 “Impianti elettrici utilizzatori a tensione <1000 V a.c. e 1500 V d.c.
- CEI 65-5 “Compatibilità elettromagnetica per apparati di misura e comando per processi industriali.
- CEI 70-1+V1 “Gradi di protezione degli involucri. Classificazione”.
- CEI EN 60617 Segni grafici per schemi
39.31 NORME DI RIFERIMENTO QUADRI DI PARALLELO
Il quadro e le apparecchiature oggetto della fornitura saranno progettate, costruite e collaudate in conformità alle norme
vigenti, le principali sono:
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
Di seguito si riportano le normative di tipo impiantistico, le normative che trattano dei vari componenti sono richiamate
direttamente nei capitoli dedicati
- CEI 64-8: “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in
corrente continua”;
- IEC 61439 -1/2: “Quadri elettrici di Bassa Tensione”
- CEI EN 50298: “Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT)",
40. APPENDICE DEFINIZIONI
40.1 DEFINIZIONI - RETE ELETTRICA
Distributore
Persona fisica o giuridica responsabile dello svolgimento di attività e procedure che determinano il funzionamento e la
pianificazione della rete elettrica di distribuzione di cui è proprietaria.
Rete del distributore
Rete elettrica di distribuzione AT, MT e BT alla quale possono collegarsi gli utenti.
Rete BT del distributore
Rete a tensione nominale superiore a 50 V fino a 1.000 V compreso in c.a.
Rete MT del distributore
Rete a tensione nominale superiore a 1.000 V in c.a. fino a 30.000 V compreso.
Utente
Soggetto che utilizza la rete del distributore per cedere o acquistare energia elettrica.
Gestore di rete
Il Gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione della rete
elettrica con obbligo di connessione di terzi a cui è connesso l’impianto (Deliberazione dell’AEEG n. 28/06).
Gestore Contraente
Il Gestore Contraente è l’impresa distributrice competente nell’ambito territoriale in cui è ubicato l’impianto fotovoltaico
(Deliberazione dell’AEEG n. 28/06).
40.2 DEFINIZIONI - IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Angolo di inclinazione (o di Tilt)
Angolo di inclinazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al piano orizzontale (da IEC/TS 61836).
Angolo di orientazione (o di azimut)
L’angolo di orientazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al meridiano corrispondente. In pratica, esso
misura lo scostamento del piano rispetto all’orientazione verso SUD (per i siti nell’emisfero terrestre settentrionale) o
verso NORD (per i siti nell’emisfero meridionale). Valori positivi dell’angolo di azimut indicano un orientamento verso
ovest e valori negativi indicano un orientamento verso est (CEI EN 61194).
BOS (Balance Of System o Resto del sistema)
Insieme di tutti i componenti di un impianto fotovoltaico, esclusi i moduli fotovoltaici.
Generatore o Campo fotovoltaico
Insieme di tutte le schiere di moduli fotovoltaici in un sistema dato (CEI EN 61277).
Cella fotovoltaica
Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera elettricità quando viene esposto alla radiazione solare (CEI EN 609043). Si tratta sostanzialmente di un diodo con grande superficie di giunzione, che esposto alla radiazione solare si
comporta come un generatore di corrente, di valore proporzionale alla radiazione incidente su di esso.
Condizioni di Prova Standard (STC)
Comprendono le seguenti condizioni di prova normalizzate (CEI EN 60904-3):
– Temperatura di cella: 25 °C ±2 °C.
– Irraggiamento: 1000 W/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5).
Dispositivo del generatore
Dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun generatore dell’impianto di produzione (CEI 11-20).
Dispositivo di interfaccia
Dispositivo installato nel punto di collegamento della rete di utente in isola alla restante parte di rete del produttore, sul
quale agiscono le protezioni d’interfaccia (CEI 11-20); esso separa l’impianto di produzione dalla rete di utente non in
isola e quindi dalla rete del Distributore; esso comprende un organo di interruzione, sul quale agisce la protezione di
interfaccia.
Dispositivo generale
Dispositivo installato all’origine della rete del produttore e cioè immediatamente a valle del punto di consegna
dell’energia elettrica dalla rete pubblica (CEI 11-20).
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Effetto fotovoltaico
Fenomeno di conversione diretta della radiazione elettromagnetica (generalmente nel campo della luce visibile e, in
particolare, della radiazione solare) in energia elettrica mediante formazione di coppie elettrone-lacuna all’interno di
semiconduttori, le quali determinano la creazione di una differenza di potenziale e la conseguente circolazione di
corrente se collegate ad un circuito esterno.
Efficienza nominale di un generatore fotovoltaico
Rapporto fra la potenza nominale del generatore e l’irraggiamento solare incidente sull’area totale dei moduli, in STC;
detta efficienza può essere approssimativamente ottenuta mediante rapporto tra la potenza nominale del generatore stesso
(espressa in kWp) e la relativa superficie (espressa in m2), intesa come somma dell’area dei moduli.
Efficienza nominale di un modulo fotovoltaico
Rapporto fra la potenza nominale del modulo fotovoltaico e il prodotto dell’irraggiamento solare standard (1000 W/m2)
per la superficie complessiva del modulo, inclusa la sua cornice.
Efficienza operativa media di un generatore fotovoltaico
Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.c. dal generatore fotovoltaico e l’energia solare incidente sull’area totale dei
moduli, in un determinato intervallo di tempo.
Efficienza operativa media di un impianto fotovoltaico
Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.a. dall’impianto fotovoltaico e l’energia solare incidente sull’area totale dei
moduli, in un determinato intervallo di tempo.
Energia elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico
L’energia elettrica (espressa in kWh) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della corrente continua in corrente
alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del distributore.
Gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata (o Inverter)
Apparecchiatura, tipicamente statica, impiegata per la conversione in corrente alternata della corrente continua prodotta
dal generatore fotovoltaico.
Impianto (o Sistema) fotovoltaico
Impianto di produzione di energia elettrica, mediante l’effetto fotovoltaico; esso è composto dall’insieme di moduli
fotovoltaici (Campo fotovoltaico) e dagli altri componenti (BOS), tali da consentire di produrre energia elettrica e
fornirla alle utenze elettriche e/o di immetterla nella rete del distributore.
Impianto (o Sistema) fotovoltaico collegato alla rete del distributore
Impianto fotovoltaico in grado di funzionare (ossia di fornire energia elettrica) quando è collegato alla rete del
distributore.
Inseguitore della massima potenza (MPPT)
Dispositivo di comando dell’inverter tale da far operare il generatore fotovoltaico nel punto di massima potenza. Esso
può essere realizzato anche con un convertitore statico separato dall’inverter, specie negli impianti non collegati ad un
sistema in c.a.
Energia radiante
Energia emessa, trasportata o ricevuta in forma di onde elettromagnetiche.
Irradiazione
Rapporto tra l’energia radiante che incide su una superficie e l’area della medesima superficie.
Irraggiamento solare
Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su una superficie di area unitaria. Tale intensità è pari
all’integrale della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello spettro solare (CEI EN 60904-3).
Modulo fotovoltaico
Il più piccolo insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e protette dall’ambiente circostante (CEI EN 60904-3).
Modulo fotovoltaico in c.a.
Modulo fotovoltaico con inverter integrato; la sua uscita è solo in corrente alternata: non è possibile l’accesso alla parte
in continua (IEC 60364-7-712).
Pannello fotovoltaico
Gruppo di moduli fissati insieme, preassemblati e cablati, destinati a fungere da unità installabili (CEI EN 61277).
Perdite per mismatch (o per disaccoppiamento)
Differenza fra la potenza totale dei dispositivi fotovoltaici connessi in serie o in parallelo e la somma delle potenze di
ciascun dispositivo, misurate separatamente nelle stesse condizioni. Deriva dalla differenza fra le caratteristiche tensione
corrente dei singoli dispositivi e viene misurata in W o in percentuale rispetto alla somma delle potenze (da IEC/TS
61836).
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un generatore fotovoltaico
Potenza elettrica (espressa in Wp), determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime o di picco o di
targa) di ciascun modulo costituente il generatore fotovoltaico, misurate in Condizioni di Prova Standard (STC).
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un impianto fotovoltaico
Per prassi consolidata, coincide con la potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) del suo generatore
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fotovoltaico.
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un modulo fotovoltaico
Potenza elettrica (espressa in Wp) del modulo, misurata in Condizioni di Prova Standard (STC).
Potenza effettiva di un generatore fotovoltaico
Potenza di picco del generatore fotovoltaico (espressa in Wp), misurata ai morsetti in corrente continua dello stesso e
riportata alle Condizioni di Prova Standard (STC) secondo definite procedure (CEI EN 61829).
Potenza prodotta da un impianto fotovoltaico
Potenza di un impianto fotovoltaico (espressa in kW) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della corrente
continua in corrente alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del distributore.
Radiazione solare
Integrale dell’irraggiamento solare (espresso in kWh/m2), su un periodo di tempo specificato (CEI EN 60904-3).
Sezioni
"....l'impianto fotovoltaico può essere composto anche da sezioni di impianto a condizione che:
a) all'impianto corrisponda un solo soggetto responsabile;
b) ciascuna sezione dell'impianto sia dotata di autonoma apparecchiatura per la misura dell'energia elettrica prodotta ai
sensi delle disposizioni di cui alla deliberazione n. 88/07;
c) il soggetto responsabile consenta al soggetto attuatore l'acquisizione per via telematica delle misure rilevate dalle
apparecchiature per la misura di cui alla precedente lettera b), qualora necessaria per gli adempimenti di propria
competenza. Tale acquisizione può avvenire anche per il tramite dei gestori di rete sulla base delle disposizioni di cui
all'articolo 6, comma 6.1, lettera b), della deliberazione n. 88/07;
d) a ciascuna sezione corrisponda una sola tipologia di integrazione architettonica di cui all'articolo 2, comma 1, lettere
da b1) a b3) del decreto ministeriale 19 febbraio 2007, ovvero corrisponda la tipologia di intervento di cui all'articolo 6,
comma 4, lettera c), del medesimo decreto ministeriale;
e) la data di entrata in esercizio di ciascuna sezione sia univocamente definibile....." (ARG-elt 161/08).
Soggetto responsabile
Il soggetto responsabile è la persona fisica o giuridica responsabile della realizzazione e dell'esercizio dell'impianto
fotovoltaico.
Sottosistema fotovoltaico
Parte del sistema o impianto fotovoltaico; esso è costituito da un gruppo di conversione c.c./c.a. e da tutte le stringhe
fotovoltaiche che fanno capo ad esso.
Stringa fotovoltaica
Insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in serie per ottenere la tensione d’uscita desiderata.
Temperatura nominale di lavoro di una cella fotovoltaica (NOCT)
Temperatura media di equilibrio di una cella solare all’interno di un modulo posto in particolari condizioni ambientali
(irraggiamento: 800 W/m2, temperatura ambiente: 20 °C, velocità del vento: 1 m/s), elettricamente a circuito aperto ed
installato su un telaio in modo tale che a mezzogiorno solare i raggi incidano normalmente sulla sua superficie esposta
(CEI EN 60904-3).
Articolo 2 (D-M. 19-02-07)
a) impianto o sistema solare fotovoltaico (o impianto fotovoltaico) è un impianto di produzione di energia elettrica
mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l'effetto fotovoltaico; esso è composto principalmente da un
insieme di moduli fotovoltaici, nel seguito denominati anche moduli, uno o più gruppi di conversione della corrente
continua in corrente alternata e altri componenti elettrici minori;
b1) impianto fotovoltaico non integrato è l’impianto con moduli ubicati al suolo, ovvero con moduli collocati, con
modalità diverse dalle tipologie di cui agli allegati 2 e 3, sugli elementi di arredo urbano e viario, sulle superfici esterne
degli involucri di edifici, di fabbricati e strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione;
b2) impianto fotovoltaico parzialmente integrato è l’impianto i cui moduli sono posizionati, secondo le tipologie elencate
in allegato 2, su elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie
di qualsiasi funzione e destinazione;
b3) impianto fotovoltaico con integrazione architettonica è l’impianto fotovoltaico i cui moduli sono integrati, secondo le
tipologie elencate in allegato 3, in elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici,
fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione;
c) potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) dell'impianto fotovoltaico è la potenza elettrica dell'impianto,
determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime, o di picco, o di targa) di ciascun modulo
fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni nominali, come definite alla lettera d);
d) condizioni nominali sono le condizioni di prova dei moduli fotovoltaici nelle quali sono rilevate le prestazioni dei
moduli stessi, secondo un protocollo definito dalle norme CEI EN 60904-1 di cui all'allegato 1;
e) energia elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico è l'energia elettrica misurata all'uscita del gruppo di conversione
della corrente continua in corrente alternata, ivi incluso l’eventuale trasformatore, prima che essa sia resa disponibile alle
utenze elettriche del soggetto responsabile e/o immessa nella rete elettrica;
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IMPIANTO FOTOVOLTAICO - FV.RS
f) punto di connessione è il punto della rete elettrica, di competenza del gestore di rete, nel quale l'impianto fotovoltaico
viene collegato alla rete elettrica;
g) data di entrata in esercizio di un impianto fotovoltaico è la prima data utile a decorrere dalla quale sono verificate tutte
le seguenti condizioni:
g1) l’impianto è collegato in parallelo con il sistema elettrico;
g2) risultano installati tutti i contatori necessari per la contabilizzazione dell’energia prodotta e scambiata o ceduta con la
rete;
g3) risultano attivi i relativi contratti di scambio o cessione dell’energia elettrica;
g4) risultano assolti tutti gli eventuali obblighi relativi alla regolazione dell’accesso alle reti;
h) soggetto responsabile è il soggetto responsabile dell'esercizio dell'impianto e che ha diritto, nel rispetto delle
disposizioni del presente decreto, a richiedere e ottenere le tariffe incentivanti;
i) soggetto attuatore è il Gestore dei servizi elettrici - GSE Spa, già Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa, di
cui al decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004;
j) potenziamento è l'intervento tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno due anni, consistente
in un incremento della potenza nominale dell'impianto, mediante aggiunta di moduli fotovoltaici la cui potenza nominale
complessiva sia non inferiore a 1 kW, in modo da consentire una produzione aggiuntiva dell'impianto medesimo, come
definita alla lettera k);
k) produzione aggiuntiva di un impianto è l’aumento, ottenuto a seguito di un potenziamento ed espresso in kWh,
dell'energia elettrica prodotta annualmente, di cui alla lettera e), rispetto alla produzione annua media prima
dell'intervento, come definita alla lettera l); per i soli interventi di potenziamento su impianti non muniti del gruppo di
misura dell'energia prodotta, la produzione aggiuntiva è pari all’energia elettrica prodotta dall'impianto a seguito
dell'intervento di potenziamento, moltiplicata per il rapporto tra l'incremento di potenza nominale dell'impianto, ottenuto
a seguito dell'intervento di potenziamento, e la potenza nominale complessiva dell'impianto a seguito dell'intervento di
potenziamento;
l) produzione annua media di un impianto è la media aritmetica, espressa in kWh, dei valori dell'energia elettrica
effettivamente prodotta, di cui alla lettera e), negli ultimi due anni solari, al netto di eventuali periodi di fermata
dell'impianto eccedenti le ordinarie esigenze manutentive;
m) rifacimento totale è l'intervento impiantistico-tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno
venti anni che comporta la sostituzione con componenti nuovi almeno di tutti i moduli fotovoltaici e del gruppo di
conversione della corrente continua in corrente alternata;
n) piccola rete isolata è una rete elettrica così come definita dall'articolo 2, comma 17, del D. Lgs. 16 marzo 1999, n. 79,
e successive modificazioni e integrazioni;
r) servizio di scambio sul posto è il servizio di cui all’articolo 6 del D. Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, come disciplinato
dalla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 10 febbraio 2006, n. 28/06 ed eventuali successivi
aggiornamenti.
2. Valgono inoltre le definizioni riportate all'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, escluso il comma 15,
nonché le definizioni riportate all'articolo 2 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
Articolo 2, comma 2 (D. Lgs. n°79 del 16-03-99)
Autoproduttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70%
annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla
medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia
elettrica di cui all'articolo 4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai consorzi o società
consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili e per gli usi di fornitura
autorizzati nei siti industriali anteriormente alla data di entrata in vigore del decreto.
Art. 9, comma 1 (D. Lgs. n°79 del 16-03-99) L'attività di distribuzione
Le imprese distributrici hanno l'obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza
compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché le deliberazioni emanate
dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di tariffe, contributi ed oneri. Le imprese distributrici operanti alla
data di entrata in vigore del presente decreto, ivi comprese, per la quota diversa dai propri soci, le società cooperative di
produzione e distribuzione di cui all'articolo 4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, continuano a svolgere il
servizio di distribuzione sulla base di concessioni rilasciate entro il 31 marzo 2001 dal Ministro dell'industria, del
commercio e dell'artigianato e aventi scadenza il 31 dicembre 2030. Con gli stessi provvedimenti sono individuati i
responsabili della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo delle reti di distribuzione e dei relativi
dispositivi di interconnessione, che devono mantenere il segreto sulle informazioni commerciali riservate; le concessioni
prevedono, tra l'altro, misure di incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di energia secondo obiettivi
quantitativi determinati con decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato di concerto con il
Ministro dell'ambiente entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
Definizione di Edificio: ”…un sistema costituito dalle strutture edilizie esterne che delimitano uno spazio di volume
definito, dalle strutture interne che ripartiscono detto volume e da tutti gli impianti e dispositivi tecnologici che si trovano
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stabilmente al suo interno; la superficie esterna che delimita un edificio può confinare con tutti o alcuni di questi
elementi: l'ambiente esterno, il terreno, altri edifici; il termine può riferirsi a un intero edificio ovvero a parti di edificio
progettate o ristrutturate per essere utilizzate come unità immobiliari a se stanti”. (D. Lgs. n. 192 del 19 agosto 2005,
articolo 2).
Definizione di Ente locale: ai sensi del Testo Unico delle Leggi sull’ordinamento degli Enti Locali, si intendono per enti
locali i Comuni, le Province, le Città metropolitane, le Comunità montane, le Comunità isolane e le Unioni di comuni. Le
norme sugli Enti Locali si applicano, altresì, salvo diverse disposizioni, ai consorzi cui partecipano Enti Locali, con
esclusione di quelli che gestiscono attività aventi rilevanza economica ed imprenditoriale e, ove previsto dallo statuto,
dei consorzi per la gestione dei servizi sociali. La legge 99/09 ha esteso anche alle Regioni, a partire dal 15/08/09, tale
disposizione.
rif. 10-ASOLA-FV-PRO-DEF FV.RS rev.0 25.05.2010 pag. - 99 ___________________________________________________________________________________________________________
SOPRINT. S.r.l.
SOCIETA’ DI INGEGNERIA - 0376-222077 0376-220010
