3. caratteristiche del sito e dati di progetto

02
REL
AZ
I
ONES
PECI
AL
I
S
T
I
CA I
MPI
ANT
O F
OT
OVOL
T
AI
CO
Progetto per la riqualificazione energetica
dell’Istituto Secondo Circolo Don Saverio Valerio – BAEE110009 in Gravina in Puglia
PROGETTO ESECUTIVO – Relazione specialistica-impianto fotovoltaico
Sommario
1.
PREMESSA ................................................................................................................. 4
1.1 Valenza dell'iniziativa................................................................................................ 4
1.2 Attenzione per l'ambiente ........................................................................................ 5
1.3 Risparmio di combustibile ........................................................................................ 5
1.4 Emissioni evitate in atmosfera .................................................................................. 6
2.
NORMATIVE E LEGGI DI RIFERIMENTO ........................................................................ 7
3.
CARATTERISTICHE DEL SITO E DATI DI PROGETTO....................................................... 10
3.1 Fattori morfologici e ambientali ............................................................................. 10
3.2 Ombreggiamento ................................................................................................. 10
3.3 Albedo ................................................................................................................... 11
4.
DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA A CORRENTE CONTINUA ...................................... 12
4.1 Calcolo della caduta di tensione .......................................................................... 12
4.2 Verifica della portata dei conduttori ...................................................................... 12
4.3 Calcolo della perdita di potenza totale nei circuiti c.c.......................................... 13
4.4 Protezione da corti circuiti sul lato c.c. dell’impianto ............................................. 13
4.5 Protezione da contatti accidentali lato c.c............................................................ 14
5.
DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA A CORRENTE ALTERNATA ...................................... 15
5.1 Criteri generali........................................................................................................ 15
5.2 Coordinamento carichi, cavi e protezioni termiche dal sovraccarico................... 15
5.3 Coefficienti di riduzione portata ............................................................................. 16
5.4 Calcolo della sezione minima in funzione della corrente effettiva di corto circuito
17
5.5 Protezione dai contatti diretti e indiretti .................................................................. 17
5.6 Verifica della caduta di tensione ........................................................................... 18
5.7 Calcolo semplificato del contributo alla corrente di corto circuito. ....................... 19
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5.8 Calcolo delle perdite nel circuito a c.a. ................................................................ 19
6.
VALUTAZIONE DEL RISCHIO DA FULMINE................................................................... 21
6.1 Densità annua di fulmini a terra ............................................................................. 21
6.2 Caratteristiche della struttura ................................................................................. 21
6.3 Dati relativi alle linee elettriche esterne .................................................................. 22
6.4 Ulteriori dati per il calcolo ....................................................................................... 22
6.5 Calcolo delle aree di raccolta e del numero di eventi pericolosi per la struttura e le
linee elettriche esterne ..................................................................................................... 23
6.6 Calcolo del rischio R1: perdita di vite umane ........................................................ 24
6.7 Conclusioni ............................................................................................................ 24
7.
STIMA DELL’ENERGIA PRODUCIBILE ......................................................................... 25
7.1 Definizioni ............................................................................................................... 25
7.2 Riassunto delle perdite totali – Rendimento (B.O.S.) ............................................... 26
7.3 Dimensionamento ed energia netta producibile .................................................. 27
8.
DESCRIZIONE SOMMARIA DELL’ IMPIANTO ............................................................... 28
8.1 Premessa ............................................................................................................... 28
8.2 Opere civili ............................................................................................................. 29
8.3 Moduli fotovoltaici ................................................................................................. 29
8.4 Gruppo di conversione .......................................................................................... 30
8.5 Criteri di verifica della compatibilità fra moduli e inverter ...................................... 32
8.6 Rete di raccolta energia a corrente continua ....................................................... 32
8.7 Tabella cavi c.a. e .c.c. ........................................................................................ 33
8.8 Strutture di supporto dei moduli ............................................................................. 33
8.9 Quadro fotovoltaico c.a. (QPV).............................................................................. 34
8.10
Quadro di protezione generale (QG) .............................................................. 35
8.11
Gruppo di misura dell’energia elettrica prodotta ed immessa in rete. ........... 35
8.12
Rete di messa a terra ..................................................................................... 35
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ALLEGATO ........................................................................................................................ 36
A1) VERIFICHE DI COLLAUDO ........................................................................................ 36
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1. PREMESSA
Lo scopo del presente documento è quello di fornire le indicazioni tecniche e di
normativa da rispettare per la realizzazione di un impianto fotovoltaico di potenza nominale
pari a 19,80 kWp, destinato a operare in parallelo alla rete elettrica di distribuzione di I
categoria a valle del dispositivo generale. L’impianto in progetto sarà realizzato con moduli
in silicio policristallino e tipologia di posizionamento fissa sulla copertura di un plesso
Scolastico “Don Saverio Valerio” sito in Via Pertini nel Comune di Gravina in Puglia.
La modalità di installazione prevista per tale impianto ricade in una delle categorie i cui
all’art. 3 del DPR n° 412 del 26/08/1993 ed è indicata in pos. 1, dell’allegato 2 del suddetto
D.M. 05/07/2012.
Infatti l’installazione dei moduli fotovoltaici sul tetto piano dell’edificio in questione sarà
tale per cui la quota massima dell’asse mediano di ogni modulo non risulterà superiore
all’altezza minima del parapetto circostante tutto lo stesso tetto.
In considerazione della potenza nominale prevista, sarà realizzata la connessione, con il
criterio di “scambio sul posto”, alla rete di distribuzione a bassa tensione (400-230 V) del
gestore interessato (ENEL Distribuzione spa) per la quale sarà fatta apposita richiesta.
In seguito a tale richiesta di connessione, ENEL Distribuzione spa emetterà il preventivo di
spesa secondo T.I.C.A., garantendo la disponibilità alla connessione direttamente dalla
linea BT locale, tramite collegamento all’attuale punto di consegna esistente
per
l’alimentazione dell’impianto elettrico utilizzatore al servizio dell’edificio in questione. Il punto
in cui è prevista la connessione alla rete BT ENEL è situato in immediata adiacenza al punto
di accesso al suddetto edificio e quindi all’impianto fotovoltaico in questione
La tensione concatenata della rete trifase di connessione del distributore è 400-230 V
±10%, con frequenza di 50 Hz, ±1% , con sistema di messa a terra del neutro tipo T-T e
corrente di corto circuito trifase stimata, nel punto di connessione, assunta pari a 15 kA
secondo quanto indicato dalla Norma CEI 0-21.
1.1 Valenza dell'iniziativa
Con la realizzazione dell’impianto in progetto si intende conseguire un significativo
risparmio energetico per la struttura servita, mediante il ricorso alla fonte energetica
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rinnovabile rappresentata dal Sole. Il ricorso a tale tecnologia nasce dall’esigenza di
coniugare:

la compatibilità con esigenze architettoniche e di tutela ambientale;

nessun inquinamento acustico;

un risparmio di combustibile fossile;

una produzione di energia elettrica senza emissioni di sostanze inquinanti.
1.2 Attenzione per l'ambiente
Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti
termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. Quindi,
considerando l'energia stimata come produzione del primo anno pari a 38.698,54
come
dai risultati che
kWh,
seguono, e la perdita di efficienza annuale, 0.90 %, le
considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell'impianto pari a 20 anni.
1.3 Risparmio di combustibile
Un utile indicatore per definire il risparmio di combustibile derivante dall’utilizzo di fonti
energetiche rinnovabili è il fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria
[TEP/MWh].
Questo coefficiente individua le T.E.P. (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) necessarie per la
realizzazione di 1 MWh di energia, ovvero le TEP risparmiate con l’adozione di tecnologie
fotovoltaiche per la produzione di energia elettrica.
Risparmio di combustibile in
TEP
Fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria (TEP/MWh)
0.187
TEP risparmiate in un anno
5.36
TEP risparmiate in 20 anni
98.57
Tabella 1. Risparmio di combustibile Fonte dati: Circ. 219/F del 2/3/1992 del Min. dell’Industria, del Commercio
e dell’Artigianato
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1.4 Emissioni evitate in atmosfera
Inoltre, l’impianto fotovoltaico consente la riduzione di emissioni in atmosfera delle
sostanze che hanno effetto inquinante e di quelle che contribuiscono all’effetto serra.
Emissioni evitate in atmosfera di CO2
Emissioni specifiche in atmosfera
SO2
NOX
Polveri
422.0
0.394
0.410
0.020
Emissioni evitate in un anno [kg]
12103.46
11.30
11.76
0.57
Emissioni evitate in 20 anni [kg]
222448.33
207.69
216.12
10.54
[g/kWh]
Tabella 2. Emissioni evitate in atmosfera. Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2006
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2. NORMATIVE E LEGGI DI RIFERIMENTO
La normativa e le leggi di riferimento da rispettare per la progettazione e realizzazione
degli impianti fotovoltaici, oltre alle specifiche indicazioni di ENEL Distribuzione spa, del
Comando competente dei VVF, delle delibere AEEG, TICA, TISP, TEP, delle Circolari dell’’
Agenzia delle Entrate, dell’Agenzia del Territorio e delle Guide del GSE e di TERNA spa,
sono:
CEI
0-21 Regola Tecnica per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti di
distribuzione BT
CEI 11-17 Impianti di produzione,trasmissione e distribuzione e.e.-Linee in cavo
CEI 11-18: Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione e.e.-Dimensionamenti.
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a
reti di I e II categoria.
CEI 11-25 :Calcolo delle correnti di corto circuito nelle reti trifasi in c.a.
CEI 11-37: Guida all’esecuzione degli impianti di messa a terra
CEI 13-4: Sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica.
CEI 20-13 : Cavi con isolamento estruso in gomma per tensioni fino a 30 KV
CEI 23-9 : Apparecchi di comando per installazione fissa
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: Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche
tensione-corrente;
CEI EN 60904-2: Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di
riferimento;
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CEI EN 60904-3: Dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari
fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento;
CEI EN 61727: Sistemi fotovoltaici (FV) – Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la
rete;
CEI EN 61215: Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del
progetto e omologazione del tipo;
CEI EN 61000-3-2: Compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti Sezione 2: Limiti
per le emissioni di corrente armonica
CEI EN 60073: Principi fondamentali e di sicurezza per le interfacce uomo-macchina
CEI EN 60447: Interfaccia uomo-macchina - Principi di manovra
CEI EN 60555-1: Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi
elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni
CEI EN 60439-1-2-3: Apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa
tensione;
CEI EN 60445: Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei
conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico;
CEI EN 60529: Gradi di protezione degli involucri (codice IP)
CEI EN 60099-1-2: Scaricatori di sovratensione
CEI 20-19:Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V
CEI 20-20: Cavi isolati con polivinilcloruro a tensione nominale non superiore a 450/750 V
CEI 64-50 :Guida per gli impianti elettrici utilizzatori, ausiliari e telefonici
CEI 81-10/1 (EN 62305-1): "Protezione contro i fulmini. Parte 1: Principi Generali"
CEI 81-10/2 (EN 62305-2): "Protezione contro i fulmini. Parte 2: Valutazione del rischio"
CEI 81-10/3 (EN 62305-3): "Protezione contro i fulmini. Parte 3: Danno materiale alle
strutture e pericolo per le persone"
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CEI 81-10/4 (EN 62305-4): "Protezione contro i fulmini. Parte 4: Impianti elettrici ed
elettronici nelle strutture"
CEI 81-3 : "Valori medi del numero dei fulmini a terra per anno e per chilometro
quadrato dei Comuni d'Italia, in ordine alfabetico."
CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle
reti elettriche di Media e Bassa Tensione.
CEI 110-10 : Compatibilità elettromagnetica
UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
CEI EN 61724: Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura,
lo scambio e l'analisi dei dati;
In tale edificio esiste già una connessione passiva alla rete di distribuzione BT di ENEL
Distribuzione spa per la potenza nominale di 43.8 kW, adibita all'alimentazione dell'attuale
impianto utilizzatore e con punto di consegna e misura ubicato in adiacenza al cancello
d'ingresso.
La resistività elettrica del terreno in cui sarà installato l’impianto, rilevata con metodo
strumentale in più punti alla presunta profondità di posa del dispersore esistente (0,5 mt
circa) è risultata di circa 200 Ωmt.
La resistività termica dello stesso terreno, di tipo vegetale ad uso agricolo, è data del
valore di 1,5 K*m/W, per tutta l’estensione del sito.
La superficie su cui saranno installate le stringhe di moduli fotovoltaici previste in progetto
è costituita da un solaio con lato superiore impermeabilizzato e coperto da guaina,
circondata da parapetto in muratura dell’altezza di circa cm 80 sul livello dello stesso
pavimento.
L’orientamento della dimensione minore del lastrico solare è orientata con angolo di
circa 32° in RITARDO sulla direzione SUD-NORD
La linea di orizzonte, rilevata con opportuno sistema clinometrico su tutto l’angolo giro,
non presenta coperture di rilievo che possano determinare ombreggiamento all’impianto.
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3. CARATTERISTICHE DEL SITO E DATI DI PROGETTO
3.1 Fattori morfologici e ambientali
L’edificio sulla cui copertura sarà realizzato l’impianto ha un’ altezza utile massima di mt
10 circa, a tetto piano con circostante parapetto.
Esso è situato su di un'area di mq 12.800 circa con ingresso al civ.2 della Via Sandro
Pertini ed è localizzato alla latitudine di 40°48,6_N
La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i dati
“UNI 10349” relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano
orizzontale.
Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di Gravina (BA), i valori giornalieri
medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono pari a:
Gen
Feb
1.83
2.81
Mar
4.03
Apr
5.72
Mag
7.03
Giu
Lug
7.78
7.94
Ago
7.0
Set
5.28
Ott
3.67
Nov
Dic
2.22
1.58
Tabella 3. Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [ kWh/m²]. (Fonte dati: UNI 10349)
Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari 1734,8
kWh/m² (Fonte dati: UNI 10349).
3.2 Ombreggiamento
Non si configura alcuna perdita di mutuo ombreggiamento fra i moduli fotovoltaici in
quanto gli stessi saranno posizionati su unico piano.
Per effetto della suddetta copertura dell’orizzonte, la tabella di irradiazione giornaliera
media mensile sul piano orizzontale viene modificata come segue:
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
1.80
2.81
4.03
5.71
7.03
7.78
7.94
7.00
5.28
3.67
2.22
1.58
Tabella 4. Ombreggiamento giornaliero medio mensile sul piano orizzontale.
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Di conseguenza il valore effettivo della irradiazione solare annua sul piano orizzontale
risulta pari a 1 732.93 kWh/m² .
3.3 Albedo
Inoltre, per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della
zona in cui è inserito l’impianto, si sono individuati i valori medi mensili di albedo,
considerando anche i valori presenti nella norma UNI 8477, relativi ad una superficie
costituita da guaina ardesiata.
Gen
0.13
Feb
0.13
Mar
0.13
Apr
Mag
0.13
0.13
Giu
Lug
0.13
0.13
Ago
Set
0.13
Tabella 5. Valori di albedo medio mensile
L’Albedo medio annuo è quindi pari a : 0.13.
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Ott
0.13
0.13
Nov
0.13
Dic
0.13
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4. DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA A CORRENTE CONTINUA
Il presente paragrafo illustra i criteri di scelta dei cavi del campo fotovoltaico lato C.C.
illustrando i metodi di scelta del cavo. I cavi saranno scelti
sulla base di due criteri
fondamentali: corrente massima (Iz) che il cavo è in grado di distribuire, e la perdita di
potenza per effetto Joule.
4.1 Calcolo della caduta di tensione
La caduta di tensione nei cavi viene calcolata applicando la seguente
V  2 *
R*I *L
1000
V % 
relazione:
V * 100
V
Dove:
R: resistenza kilometrica del conduttore a 40°C
L: lunghezza della linea espressa in Km
I: Corrente nominale alla massima potenza
Nella tabella di calcolo rappresentata in par. 5.7 sono indicati i valori delle cadute
percentuali di tensione della sezione a corrente continua dell’impianto in progetto che, alle
condizioni di esercizio nominali, è pari a:
ΔV%= 0,76% , abbondantemente inferiore al limite del 4%.
4.2 Verifica della portata dei conduttori
La portata del conduttore (calcolata
in aria libera a 30°C) subisce delle riduzione
secondo il tipo di posa che si utilizza
Per ognuno dei cavi di stringa impiegati si verifica quanto segue:
-cavo di stringa FG21M21 2x1x4 mmq posato in genere in canaletta con un fascio
massimo di n° 3 coppie di cavi (K = 0,7):

portata nominale del cavo = 42A

Iz = 29,4 A
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
corrente dominale di impiego = Ib = 6,09 A

corrente massima di impiego = Ibmax = 6,09 + 25% = 7,61 A < Iz
4.3 Calcolo della perdita di potenza totale nei circuiti c.c.
La perdita di potenza nei cavi stessi viene calcolata con la seguente relazione:
P  2 *
R*I2 *L
1000
P % 
P *100
U
Dalla stessa suddetta tabella di calcolo della sezione a c.c. , si deduce anche,
sommando i valori delle cadute di tensione, anche la perdita di potenza complessiva nella
sezione a corrente continua dell’impianto in progetto che, alle condizioni di esercizio
nominali, è pari a:
ΔPc.c. = Σ ΔV * Ib = 109,7 W
La perdita di potenza percentuale, riferita alla potenza complessiva nominale
dell’impianto di 19,80 KWp è invece pari a:
ΔPCC% = ΔPCC/PNOM*100 = 0,55 % (arrotondata poi a 0,6%)
4.4 Protezione da corti circuiti sul lato c.c. dell’impianto
Gli impianti FV sono realizzati attraverso il collegamento in serie/parallelo di un
determinato numero di moduli FV, a loro volta realizzati attraverso il collegamento in
serie/parallelo di celle FV inglobate e sigillate in un unico pannello d’insieme. Pertanto gli
impianti FV di qualsiasi dimensione conservano le caratteristiche elettriche della singola
cella, semplicemente a livelli di tensione e correnti superiore, a seconda del numero di
celle connesse in serie (per ottenere tensioni maggiori) oppure in parallelo (per ottenere
correnti maggiori).
Negli impianti fotovoltaici la corrente di corto circuito dell’impianto non può superare la
somma delle correnti di corto circuito delle singole stringhe.
Essendo le stringhe composte da una serie di generatori di corrente (i moduli fotovoltaici)
la loro corrente di corto circuito è di poco superiore alla corrente nel punto di massima
potenza.
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Nel caso in progetto, per i moduli da 330 Wp, la corrente di c.c. nominale di ogni stringa
(Isc) è la stessa (6,46 A) di quella del singolo modulo, e perciò superiore del 6 % circa a
quella nominale alla massima potenza (Inp) pari a 6,09 A.
Considerando una maggiorazione del 25% di tali valori in condizioni di irraggiamento
straordinario secondo quanto previsto dalla Norma CEI 82-25, il valore di Isc da inserire nel
calcolo diventa pari a 6,46 A+25% = 8,1 A circa.
Quindi la protezione contro il corto circuito di tutto il sistema a c.c. è realizzata mediante
fusibili istantanei (gG) con taratura 10,0 A installabili su ognuno degli ingressi dell’inverter.
4.5 Protezione da contatti accidentali lato c.c.
Le tensioni continue sono particolarmente pericolose per la vita. Il contatto accidentale
con una tensione che, a vuoto ed alla tensione minima di -10°C risulta essere di 730,57 V,
può avere conseguenze letali.
In conseguenza del fatto che la separazione galvanica tra il lato corrente continua e il
lato corrente alternata è garantito dalla presenza del trasformatore di isolamento previsto
nell’inverter e che tutto il sistema elettrico sul lato c.c. è gestito come sistema IT, con nessun
polo connesso a terra ad eccezione delle masse metalliche non normalmente in tensione,
risulterebbe non
necessario alcun dispositivo di protezione contro eventuali correnti di
guasto a terra.
Il contatto accidentale con una sola delle polarità, quindi, non ha praticamente
conseguenze, a meno che una delle polarità del campo non sia casualmente a contatto
con la massa.
In caso di primo guasto a terra infatti la corrente di guasto può ritenersi minima ma
occorre considerare la possibilità di secondo guasto a terra con conseguenti correnti di
guasto più elevate.
Per scongiurare il pericolo di secondo guasto a terra la protezione è affidata a un
dispositivo di controllo dell’isolamento alloggiato a bordo dell’ inverter previsto e che, in
caso di rilevazione di perdita dell’isolamento (con R< 1 MΩ), provvede a trasmettere un
allarme sul display di cui è fornito lo stesso inverter così da permettere di provvedere a
identificare e riparare il guasto.
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5. DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA A CORRENTE ALTERNATA
5.1 Criteri generali
Il calcolo di dimensionamento della sezione di distribuzione a c.a. dell’impianto è stato
eseguito tenendo conto delle seguenti sue condizioni di esercizio:
Il modo di messa a terra del neutro in tale sezione è di tipo T-T e l’impianto dispersore
unico è quello esistente al servizio dell’impianto utilizzatore locale.
La normativa di riferimento per la determinazione del potere di interruzione delle
apparecchiature BT è la CEI EN 60947 con riferimento alla corrente di corto circuito di
servizio (Ics).
La contemporaneità dei carichi relativi all’impianto di produzione è stata considerata
generalmente pari a 1, per ovvii motivi, ed anche il cosφ è stato considerato in genere pari
a 0,99.
5.2 Coordinamento
carichi,
cavi
e
protezioni
termiche
dal
sovraccarico
La sezione dei conduttori è funzione della corrente d’impiego (lb) che non deve mai
superare la corrente nominale del dispositivo di protezione (In) che, a sua volta, non sarà
superiore alla portata massima in regime permanente del cavo che la convoglia (lz).
La corrente d’impiego (lb) è il valore che può fluire in un circuito nel servizio ordinario ed
è calcolata , per circuiti monofasi, con la seguente formula:
Ib = P/V*cosφ
La portata massima in regime permanente (lz) è intesa come la massima corrente che il
conduttore è in grado di sopportare senza che, per effetto Joule, la temperatura
raggiunga valori tali da compromettere l’integrità e la durata degli isolanti.
Il valore di tale corrente di impiego (Ib) sarà ovviamente inferiore a quello (If) della
corrente di sicuro funzionamento del relè termico della rispettiva apparecchiatura di
protezione.
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Inoltre, la portata del cavo interessato Iz sarà non inferiore a 1,45 volte la taratura
termica (If) dichiarata dal costruttore per il rispettivo interruttore termico di protezione.
Tale condizione è sicuramente soddisfatta nel caso in cui la protezione sia affidata ad
interruttori automatici, perché, per tali dispositivi, la corrente di sicuro funzionamento è, pari
a 1,45 ln per gli interruttori ad uso industriale, conformi alla norma CEI EN 60947.
La corrente di impiego Ib, e la portata nominale ed effettiva della montante unica a
c.a. è rappresentata nella stessa tabella riassuntiva in par. 5.7.
Per il dimensionamento dei conduttori BT utilizzati nel presente progetto è stata inoltre
utilizzata una tabella derivata da informazioni emesse dagli Enti Normativi, che tiene conto
di opportuni coefficienti di riduzione della portata dei cavi (Iz) in funzione delle effettive
condizioni di posa:
5.3 Coefficienti di riduzione portata
Il valore di lz per queste condizioni di posa (portata del conduttore in condizioni normali
di servizio) è stato determinato in base ai declassamenti dovuti ai vari coefficienti di
correzione a seconda della temperatura del terreno,del tipo di posa, della eventuale
profondità di posa nel terreno e della resistività termica.
I fattori di correzione da prendere in considerazione che contribuiscono alla riduzione
della portata nominale del cavo, sono quattro:il fattore K1, che tiene conto della
temperatura del terreno nel quale il cavo è posato, il fattore K2 che tiene conto della
vicinanza di altri cavi, il fattore K3 che tiene conto della profondità di posa dei cavi e del
fattore K4 che tiene conto della resistività termica del terreno.
Le tabelle di riferimento contenenti i fattori K1, K2,K3 e K4, ricordando che la
temperatura di riferimento del terreno è stata considerata di 30° per tener conto delle
effettive condizioni ambientali, sono riportate nella Vigente Norma CEI 64-8.
Come per il sistema a corrente continua, anche per i sistema a corrente alternata i
valori assegnati ai suddetti coefficienti sono i seguenti:
k1 = 1 (cavo multipolare FG/OR, temp.=30°C)
k 2 =1 (guaina in tubo circolare annegato in muratura, posa 4)
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Il coefficiente totale di riduzione di portata del cavo unico 4x16 mmq) rimane quindi
confermato pari a 1 e quindi a 96 A, abbondantemente superiore alla corrente Ib risultante
di 28,84 A.
5.4 Calcolo della sezione minima in funzione della corrente effettiva di
corto circuito
Occorre verificare che detta sezione non sia mai inferiore a quanto si ricava dalla
seguente relazione:
S=I*√t/K
Dove:
S: è la sezione in mm²;
t: è la durata in secondi del corto circuito;
I: è la corrente effettiva di corto circuito in Ampere espressa in valore efficace;
K: è una costante pari a:

115 per i cavi in rame isolati in PVC (160°C)

135 per i cavi in rame isolati in gomma (220°C)

143 per i cavi in rame isolati in gomma G7 (250°C)
Nelle tabelle di verifica allegate al presente elaborato sono anche indicati i singoli
raffronti fra i valori di I2t e dei rispettivi valori di k2*S2 calcolati per ogni linea secondo la
suddetta relazione ed , inoltre, la verifica che il potere di interruzione della singola
apparecchiatura di protezione, secondo CEI 60947, sia superiore alla rispettiva corrente di
c.c..
5.5 Protezione dai contatti diretti e indiretti
In generale la protezione dai contatti indiretti sarà realizzata in conformità alle Norme
CEI 64-08.
Per tutti i circuiti sarà verificato che:
Rt*Ig ≤ Vo≤ 50 V
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Dove:
Rt: è la resistenza totale di terra
Ig: è la corrente di guasto che provoca l’intervento della rispettiva protezione
Vo: è la tensione verso terra
5.6 Verifica della caduta di tensione
La caduta di tensione fra le due estremità del sistema reversibile a BT sarà contenuta
entro il valore limite del 4% della tensione nominale, riportata in ogni caso alla tensione di
consegna BT (400 V).
Per tale scopo il calcolo della sezione dei cavi costituenti ognuna di tali linee è stato
effettuato, una per una, utilizzando le tabelle UNEL 35023-70.
In accordo con tali tabelle la caduta di tensione di ogni singolo ramo vale, per i circuiti
trifase,:
∆V = √3*Ib*L(r*cosφ+x*sinφ)
Dove:
∆V è la caduta di tensione rispetto alla tensione nominale
L
è la lunghezza complessiva della linea dall’uscita inverter fino alle sbarre di
distribuzione del quadro di zona uffici piano terra in cui sarà connesso l’impianto in
progetto.
r
è la resistenza del cavo in tale tratto
x
è la reattanza del cavo in tale tratto
φ
è l’angolo di sfasamento fra Ib e V ( considerato pari a 0,99)
I parametri “r” e “x” sono riferiti rispettivamente alla temperatura di funzionamento di 80°C
e da alla frequenza di 50 Hz.
Anche la verifica della caduta di tensione della linea a c.a. , calcolata tratto per tratto
con il suddetto criterio, è esposta nella tabella rappresentata in 5.7., con un valore
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complessivo pari a 1,04V e quindi la caduta di tensione percentuale su tutta la seziona a
c.a. risulta essere pari a
ΔV %= 0,26 %.
5.7 Calcolo semplificato del contributo alla corrente di corto circuito.
Per il calcolo semplificato del contributo alla corrente di corto circuito
sostenuta
dall’impianto fotovoltaico in progetto è necessario, per prima cosa, considerare la nuova
fonte di alimentazione del guasto, rappresentata dal nuovo impianto fotovoltaico, e la sua
massima potenza in condizioni di corto circuito.
La massima potenza possibile dell’impianto in condizioni di corto circuito è contenuta, a
quella connessa con la corrente di corto circuito sviluppabile dai moduli fotovoltaici
installati.
Essendo tale corrente, per un modulo da 330 Wp, pari a Isc = 6,46 A contro il valore di
corrente nominale pari a Inom = 6,09 A, il rapporto fra corrente di c.c. e corrente nominale
risulta pari a 6,46/6,09 = 1,061 per cui la massima potenza sviluppabile, con carico nullo
pari alle condizioni di c.c., può essere al massimo pari alla potenza nominale totale di tutto
il nuovo impianto moltiplicata per il suddetto fattore.
Quindi la potenza massima sviluppabile dall’impianto in condizione di corto circuito, pur
trascurando le perdite, sarebbe pari a:
Pcc = 1,061 x 19,98 = 21,2 KVA.
La corrente di c.c. sul lato a c.a. risulta conseguentemente:
Icc= Pcc/400*√3 = 30,6 A
Riducendo ragionevolmente del 10 % circa tale valore per tener conto delle perdite
approssimative sul lato a corrente continua e sul lato BT a corrente alternata, si può
tranquillamente supporre che il contributo alla corrente di c.c. fornito dal nuovo impianto è
di circa Icc= 30,6x90% = 28 A circa.
5.8 Calcolo delle perdite nel circuito a c.a.
Il calcolo delle perdite di potenza nei circuiti a c.a. dell’impianto in progetto è eseguito
mediante la seguente relazione:
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∆P= √3 *R*Ib2 cosφ = √3 *Ib2*L*r*cosφ
a)
Collegamento BT (trifase) dall’inverter al quadro di distribuzione zona uffici come
segue:
-cavo FG7OR 4x16 mmq (z=1,16 Ω/Km) della lunghezza totale di mt 44 circa, con
carico massimo risultante, per la sezione in uscita c.a. dall’inverter pari a :
In = 28,84 A
∆P1=√3 *Ib2*L*r*cosφ=*√3 28,842*0,013*1,16*0,99 = 19,6 W
Perdita percentuale risultante rispetto a quella producibile = 0,1% circa
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6. VALUTAZIONE DEL RISCHIO DA FULMINE
6.1 Densità annua di fulmini a terra
Come rilevabile dalla Norma CEI 81-3, la densità annua di fulmini a terra per kilometro
quadrato nel comune di Gravina in cui è ubicata la struttura vale:
Nt = 2,5 fulmini/km² anno
6.2 Caratteristiche della struttura
Le dimensioni massime della struttura (tenuto conto dei moduli dell'impianto
fotovoltaico) sono:
A (m): 20
B (m): 10
H (m): 0.8
La struttura è ubicata in un’area con oggetti di altezza maggiore (Cd=0,25).
La destinazione d'uso prevalente della struttura è: civile
Il rischio di incendio è: ridotto (rf = 0,001)
Misure di protezione antincendio previste: nessuna (rp=1)
La struttura, in caso di fulminazione, non presenta pericoli particolari per l’ambiente
(incluso il rischio di contaminazione) e le strutture circostanti, inoltre:

non presenta pericolo di esplosione (classe 0, zone 0 e/o 20);

non contiene apparecchiature dal cui funzionamento dipende direttamente la
vita delle persone (ospedali e simili);

non è utilizzata come museo (o simili) né per servizi pubblici di rete (TLC, TV,
distribuzione di energia elettrica, gas, acqua).
E’ stato considerato un livello di panico ridotto in quanto la struttura si configura come un
edificio fino a due piani e con meno di 100 persone.
La struttura non è dotata di un impianto di protezione contro i fulmini (LPS).
In accordo con la Norma EN 62305-2 (CEI 81-10/2) per valutare la necessità della
protezione contro il fulmine, è stato calcolato il rischio R1.
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Le valutazioni di natura economica, volte ad accertare la convenienza dell’adozione
delle misure di protezione, non sono state effettuate in accordo con il committente.
6.3 Dati relativi alle linee elettriche esterne
La struttura è servita dalle seguenti linee elettriche:
L1 – Connessione energia elettrica BT ENEL
Tipo di linea: interrata (resistività del suolo: 500 ohm m)
Trasformatore MT/BT ad arrivo linea: assente (Ct=1)
Lunghezza: 100 (m)
Percorso della linea in: città (Cd=0,25)
SPD ad arrivo linea: assente (Pspd = 1)
L2 – Connessione telefonica TELECOM
Tipo di linea: interrata (resistività del suolo: 500 ohm m)
Trasformatore MT/BT ad arrivo linea: assente (Ct=1)
Lunghezza: 100 (m)
Percorso della linea in: città (Cd=0,25)
SPD ad arrivo linea: assente (Pspd = 1)
6.4 Ulteriori dati per il calcolo
Tipo di pavimentazione: vegetale/cemento (ra = 0,01)
Protezioni contro le tensioni di contatto e di passo: nessuna
Valori medi delle perdite per la struttura
Perdita per tensioni di contatto e di passo (interno ed esterno struttura) Lt = 0,01
Perdita per danno fisico Lf = 0,005
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Valori delle probabilità P per la struttura non protetta
Pa = 1
Pb = 1
Pu (Connessione energia elettrica BT ENEL) = 1
Pv (Connessione energia elettrica BT ENEL) = 1
Pu (Connessione telefonica TELECOM) = 1
Pv (Connessione telefonica TELECOM) = 1
6.5 Calcolo delle aree di raccolta e del numero di eventi pericolosi
per la struttura e le linee elettriche esterne
L'area di raccolta Ad dei fulmini diretti sulla struttura è stata valutata analiticamente
come indicato nella Norma EN 62305-2 (CEI 81-10/2), art.A.2.
Area di raccolta per fulminazione diretta della struttura Ad = 8,23E-03 km²
Numero di eventi pericolosi per fulminazione diretta della struttura Nd = 0,0051
L’area di raccolta Al di ciascuna linea elettrica esterna è stata valutata analiticamente
come indicato nella Norma EN 62305-2 (CEI 81-10/2), art.A.4.
Area di raccolta per fulminazione diretta (Al) delle linee:
L1 – Connessione energia elettrica BT ENEL
Al = 0,00156525 km²
L2 – Connessione telefonica TELECOM
Al = 0,00156525 km²
Numero di eventi pericolosi per fulminazione diretta (Nl) delle linee:
L1 – Connessione energia elettrica BT ENEL
Nl = 0,00097828
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L2 – Connessione telefonica TELECOM
Nl = 0,00097828
6.6 Calcolo del rischio R1: perdita di vite umane
I valori delle componenti ed il valore del rischio R1 sono di seguito indicati.
RA = 5,14E-07
RB = 5,14E-08
RU = 1,96E-07
RV = 1,96E-08
Totale = 7,8100E-07
Valore totale del rischio R1 per la struttura: 7,8100E-07
Il rischio complessivo R1 = 7,8100E-07 è inferiore a quello tollerato RT = 1E-05
6.7 Conclusioni
L’impianto fotovoltaico non necessita di protezione contro il fulmine in relazione alla
perdita di vite umane (rischio R1).
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7. STIMA DELL’ENERGIA PRODUCIBILE
7.1 Definizioni
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).
L’energia massima producibile teoricamente in un anno dall’impianto
è data dal
prodotto della radiazione media annua incidente sul piano dei moduli per la potenza
nominale dell’impianto.
In base ai calcoli di irraggiamento dai dati della Norma UNI 10349, da cui risulta
un’irradiazione effettiva annua, sul piano orizzontale di KWh/mq e di 1.734,8 KWh/mq sul
piano dei moduli (a 30°), per l’impianto in progetto, l’energia massima generata
dall’impianto stesso sarebbe pari a 38698,54 kWh / anno.
L’energia effettivamente producibile va però poi calcolata tenendo conto dei
rendimenti delle diverse sezioni dell’impianto;
In merito il Decreto Ministeriale del 28 luglio 2005 fissa i seguenti requisiti:
Pcc  0.85 Pnom  I
I stc
Pca  0.9 Pcc (tale condizione deve essere verificata per Pca > 90% della potenza di targa
del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata).
Dove:
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Pcc  Potenza in corrente continua misurata all’uscita del generatore fotovoltaico con
precisione migliore del ±2%;
Pnom  Potenza nominale del generatore fotovoltaico;
I  Irraggiamento in W / m 2 misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del
±3%;
I stc  1000 W / m 2 , è l’irraggiamento in condizioni di prova standard;
Pca  Potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di conversione
della corrente continua in corrente alternata, con precisione migliore del ±2%
Va considerato poi un decremento nel tempo dell’efficienza dei moduli dovuta al
degrado dei componenti o dall’insorgere di problemi di laminazione; sulla base di risultati
sperimentali ottenuti da enti europei di ricerca (JRC di Ispra, LEEE_TiSo) si è valutata una
perdita della producibilità massima del 10% al ventesimo anno di vita dell’impianto ed una
perdita media del 5% nell’arco dei 20 anni di vita dell’impianto, con un’equivalente
riduzione dell’energia prodotta.
7.2 Riassunto delle perdite totali – Rendimento (B.O.S.)
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
Dove:
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 e accessori
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g
= Perdite nei circuiti in alternata
Per l’impianto in progetto è possibile calcolare analiticamente le perdite b) , e), f) e g)
mentre le perdite a), c) e d) devono essere valutate in base a criteri dettati dalla statistica
e da esperienze precedenti.
Così sono dati per acquisiti in tale ultimo modo i seguenti valori:
a = 3%
c = 4%
d = 10,2 %
Gli altri parametri invece derivano dai calcoli e dai dati accertati come segue:
e = 0,6 % (dai calcoli effettuati)
f = 3,0 % (dati dal costruttore POWER ONE)
g = 0,1 % (dai calcoli effettuati)
Le perdite totali presunte massime ammontano quindi al 21,91% per cui il B.O.S.
(Balance of System) risulta del 78,09%.
7.3 Dimensionamento ed energia netta producibile
Il dimensionamento e la scelta dei componenti e dei criteri costruttivi dell’impianto
saranno tali da rispettare tali limiti di perdite totali in modo da poter garantire la
producibilità prevista.
In conseguenza di quanto suddetto, l'energia stimata risulta pari, come produzione del
primo anno 30184,18 kWh, e la perdita di efficienza annuale, 0.90 %, le considerazioni
successive valgono per il tempo di vita dell'impianto pari a 20 anni.
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8. DESCRIZIONE SOMMARIA DELL’ IMPIANTO
8.1 Premessa
L’impianto in progetto sarà realizzato in forma completa per poter essere collaudabile,
attivabile e perfettamente funzionante e rispondente ai requisiti imposti dal Committente.
Le caratteristiche tecniche e costruttive delle principali apparecchiature previste e dei
materiali di completamento sono più dettagliatamente descritte nell’allegato capitolato
speciale di appalto ed anche nelle voci d’opera costituenti il computo metrico, oltre che
nei rispettivi elaborati grafici.
Il campo fotovoltaico sarà costituito in totale da n° 60 moduli in silicio monocristallino ad
alta efficienza della potenza nominale unitaria di 330 Wp di costruzione SUNFORTE mod
PM318-, suddivisi in n° 4 stringhe distribuite in unica soluzione e costituite ognuna da n° 15
moduli con una superficie captante unitaria di 1,631 mq circa ed una superficie captante
totale quindi di 97,86? mq e con una potenza totale di 19,80 kWp.
Le n° 4 stringhe così composte saranno fissate sul solaio di copertura dell’edificio, su
apposite strutture in acciaio zincato a caldo, con azimuth di 12° in anticipo sulla direzione
sud-nord e tilt effettivo pari a 30°.
Le stesse 4 stringhe saranno collegate, mediante appositi cavi “solari” tipo FG21M21,
fissati a vista, con appositi collari, sotto gli stessi moduli fotovoltaici e collegati direttamente
ad uno degli 8 ingressi c.c. disponibili dell’inverter trifase della potenza nominale di 20 kW,
che sarà ubicato sul muro antistante il vano scala allo stesso piano, in immediata
adiacenza a quadro fotovoltaico c.a. e che avrà anche la funzione di dispositivo di
generatore (DDG).
In tale quadro fotovoltaico c.a. sarà gestita la connessione all'impianto di distribuzione
esistente mediante apposito dispositivo di interfaccia (DDI) costituito da apposito teleruttore
quadripolare con potenza minima di 20 kW in cat. AC3 e interruttore automatico
magnetotermico di protezione 4x40 A a monte con derivazione per l’alimentazione del
circuito ausiliario.
Esso sarà collegato al quadro generale di zona esistente a piano terra, in cui sarà
installato
un nuovo interruttore automatico magnetotermico 4x40 A completo di
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protezione differenziale istantanea con soglia 0,3A e di classe B ( per corrente alternata e/o
pulsante con componenti in continue e corrente di guasto continue),mediante cavo
FG7OR/0,6-1 kV 4x16 mmq + PE in cavo N07VK con guaina gialloverde di sezione 16 mmq
alloggiato in idoneo cavidotto già incassato nella parete esterna dell’edificio.
In adiacenza al suddetto quadro a c.a. sarà installato da ENEL il gruppo di misura di
energia prodotta ad inserzione diretta, omologato UTF, per il quale saranno predisposti gli
opportuni collegamenti, sempre con cavo FG7OR/0,6-1 kV 4x16 mmq, al quadro c.a.
stesso ed all’inverter.
I valori minimi e massimi della tensione di uscita del generatore fotovoltaico nelle
condizioni operative limite previste (-10°C/+70° C) saranno compatibili con il range di
funzionamento dell' inverter, che assicura l’inseguimento della massima potenza.
Analogamente la corrente massima di parallelo delle stringhe, e quindi dei quadri di
distribuzione in c.c., sarà inferiore alla corrente massima tollerata in ingresso dallo stesso
inverter.
8.2 Opere civili
Le opere di natura civile previste per la sistemazione e l’adattamento del sito
all’installazione
dell’impianto
in
progetto
sono
limitate
alla
sola
verifica
della
sovraccaricabilità della copertura dell’edificio interessata dai moduli e relative sottostrutture
ed alle opere murarie preliminari alla posa delle vie cavi necessarie (forature di pareti,
piccoli adattamenti murari vari etc.).
8.3 Moduli fotovoltaici
I moduli prescelti sono di costruzione tipo SUNFORTE mod. PM318 o similare, della
potenza di picco di 333 Wp+3%; i moduli sono composti da 96 celle in silicio
monocristallino, protette verso l’esterno da un vetro temprato antiriflesso ad altissima
trasparenza e da un foglio di tedlar, il tutto incapsulato sotto vuoto ad alta temperatura tra
due fogli di EVA (Ethylene/Vinyl/Acetate).
Il processo di produzione garantisce alle celle fotovoltaiche protezione adeguata in
tutte le condizioni di lavoro anche in condizioni ambientali e di inquinamento difficili.
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La scatola di giunzione (con grado di protezione IP65) contiene n° 3 diodi di by-pass per
garantire la protezione delle celle dal fenomeno di hot spot.
I moduli fotovoltaici scelti sono qualificati secondo la norma CEI EN 61215 e sono
realizzati in classe di isolamento 2^; di seguito
sono
riportate
le
loro
principali
caratteristiche:
Potenza di picco
Corrente al punto di massima potenza (Imp)
Corrente di corto circuito (Isc)
Tensione al punto di massima potenza (Vmp)
Tensione a circuito aperto (Voc)
Coefficiente di temperatura celle
Temperatura operativa
NOCT (nominal operating cell temperature)
Dimensioni modulo (+- 2mm)
Superficie modulo
Tipo celle
Dimensioni celle
Numero celle
Spessore vetro temprato termico
Peso
Cornice
330 Wp
5,98 A
6,46 A
54,70 V
64,9 V
Voc=-0,27V/°C;
Isc=-0,06%/°C
da -40 a +80°C
45
1559x1046x46
1,631 mq
Silicio monocristallino
125x125
96
4 mm
18,6 Kg
Alluminio anodizzato
8.4 Gruppo di conversione
Il gruppo di conversione c.c./c.a. previsto (inverter), sarà installato sul muro prospiciente il
vano scala ed è scelto fra quelli di idonea potenza e di buon livello di affidabilità e di
rendimento, oltre che su una estrema semplicità di esercizio.
In base alle caratteristiche elettriche determinate con il dimensionamento del sistema è
stato selezionato l’inverter tipo della POWER ONE spa modello
“TRIO 20 TL Outd IT” o
similare, della potenza nominale in uscita c.a. di 20 kW alla tensione trifase di 400/230 V 50 Hz e con n° 8 ingressi c.c..
L’apparato scelto, dall’analisi effettuata, risulta avere le seguenti caratteristiche principali:

conformità alle normative europee di sicurezza;

disponibilità di informazioni di allarme e di misura sul display integrato

funzionamento automatico, quindi semplicità d’uso e di installazione;

sfruttamento ottimale del campo fotovoltaico con la funzione MPPT integrata;
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
elevato rendimento globale (97%);

massima sicurezza;

forma d’onda d’uscita perfettamente sinusoidale;

possibilità di monitoraggio, di controllo a distanza e di collegamento a PC per la
raccolta e l’analisi dei dati (interfaccia seriale RS485).
Un trasformatore interno a BF realizza la separazione galvanica fra il lato a c.a. (con
sistema T-T) e quello a c.c. (con sistema flottante I-T) e dotato di apposito dispositivo di
controllo dell’isolamento verso terra.
Le caratteristiche del gruppo di conversione scelto sono le seguenti:

Lato ingresso c.c.
Max tensione a circuito aperto
Range di tensione di funzionamento
Corrente nominale d’ingresso c.c.
Potenza massima
Numero ingressi

1000 V
250 - 950
50
A
24,0 kWp
8
V
Lato uscita c.a.
Le caratteristiche di erogazione dell'inverter nel campo di variazione delle condizioni di
alimentazione precedentemente descritte saranno:
Potenza nominale
Corrente nominale
Fasi x tensione di uscita
Protezione di interfaccia
Protezione guasti a terra
Protezione da sovratensioni
Frequenza
Distorsione armonica totale (THD)
Dimensioni ( LxHxP)
Peso
Temperatura di funzionamento
Grado di protezione
Rendimento massimo
20,0 kW
32 A
3x400+Nx230 V
integrata
controllo di isolamento
scaricatori di 1° livello
50-60 Hz
≤ 3%
751x1060x291 mm
38 Kg
0 °C - +45 °C
IP65
98,3 %
Il collegamento di messa a terra dell’inverter sarà realizzato, con conduttore N07VK con
guaina gialloverde e della sezione di 10 mmq, alla rete di terra esistente all’interno del
vicino quadro di distribuzione di zona dell’impianto utilizzatore.
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8.5 Criteri di verifica della compatibilità fra moduli e inverter
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:

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a 70 °C ( 561,04 V) maggiore della
Tensione MPPT minima (250 V).

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a -10 °C ( 730,57 V) minore della
Tensione MPPT massima (950 V).

Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C (857,77 V) inferiore alla tensione
massima dell’inverter (1000 V).

-Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C (857,77 V) inferiore alla tensione
massima di sistema del modulo (1000 V).

- Corrente massima (corto circuito) generata Isc ((32,30 A), inferiore alla corrente
massima dell’inverter (50 A).

Dimensionamento (100,10%) compreso tra il 70% e 120%.
Per dimensionamento s'intende il rapporto di potenze tra l’inverter e il campo
fotovoltaico ad esso collegato.
8.6 Rete di raccolta energia a corrente continua
I cavi previsti per lo sviluppo della rete di raccolta energia a corrente continua, fra le
stringhe di moduli fotovoltaici e gli ingressi c.c. alla cassetta di parallelo stringhe, soggetti
alla sovratemperatura a cui potranno essere sottoposti i moduli fotovoltaici, saranno del
tipo “solare” con sigla di identificazione FG21M21, con conduttori flessibili in rame di idonea
sezione (1x4 mmq), e guaina isolante in gomma elastomerica non propagante la fiamma.
Essi sono conformi alle Norme CEI 20-11 e 20-13, hanno tensione nominale di esercizio
Uo/U pari a 0,9/1,5 kV in c.c. e temperatura di esercizio da -40 a +120°C e saranno
alloggiati, nei tratti a vista non coperti dagli stessi moduli, da idonea canaletta in PVC
autoestinguente di colore bianco a sezione chiusa con coperchio delle dimensioni minime
di mm 60x40.
Lo sviluppo di tali collegamenti è realizzato con loop stretti in modo da minimizzare il
rischio da fulmine passante ed è rappresentato nell'elaborato grafico allegato 3.
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Le connessioni saranno realizzato mediante appositi connettori ad innesto rapido
“Multicontact” in esecuzione stagna.
In tal modo si mantiene la caratteristica di “doppio isolamento” di tutta le sezione a c.c.
così da evitare il collegamento di messa a terra delle parti attive (sistema IT).
8.7 Tabella cavi c.a. e .c.c.
Tabella di dimensionamento cavi sezioni c.a. e c.c.
Risultati
Caduta di
Sez.
Lung.
Corrente Portata
(mm²)
(m)
(A)
(A)
FG7R 0.6/1 kV
16.0
1.00
28.84
96.00
0.02
FG7R 0.6/1 kV
16.0
44.00
32,13
100.0
0.84
FG7R 0.6/1 kV
16.0
2.00
28.84
96.00
0.04
I1-S1
FG21M21PV3 (1500Vcc)
4.0
60.00
6.09
33.60
0.64
I1-S2
FG21M21PV3 (1500Vcc)
4.0
60.00
6.09
33.60
0.64
I1-S3
FG21M21PV3 (1500Vcc)
4.0
65.00
6.09
29.40
0.53
I1-S4
FG21M21PV3 (1500Vcc)
4.0
65.00
6.09
29.40
0.64
Descrizione
Rete - Quadro Uffici
Quadro Generale Quadro c.a. fotovoltaico
Quadro c.a. fotovoltaico
-I1
Designazione
tensione
(%)
Tabella 6. Dimensionamento cavi sezioni c.a. e c.c.
8.8 Strutture di supporto dei moduli
L’impianto fotovoltaico previsto sarà supportato da un'apposita struttura, in acciaio
saldato e zincato a caldo anodizzato, di sostegno e appoggiata, tramite guaina in
gomma incollata dello spessore minimo di 5 mm a riposo, al solaio di copertura
dell’edificio in modo da renderle tutte inclinate a 30° sul piano orizzontale e orientate come
da particolare rappresentato negli elaborati grafici allegati al progetto.
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L’inclinazione di tali strutture verso il piano orizzontale assoluto (tilt) prevista per il
montaggio delle stringhe di moduli è di + 10°, con orientamento scostato da Sud (Azimuth
= 12°).
La costruzione delle strutture in questione sarà realizzata rispettando le norme, leggi e
disposizioni vigenti in materia, con particolare riguardo per le seguenti:

UNI EN 10025 “Prodotti laminati a caldo di acciai per impieghi strutturali”

TESTO UNICO “Norme tecniche per le costruzioni” Allegato al voto n. 35/2005
dell’Assemblea generale del Consiglio Superiore del Lavori Pubblici del 30 marzo
1995

Norma CEI 7-6 “Norme per il controllo della zincatura a caldo”
8.9 Quadro fotovoltaico c.a. (QPV)
Il quadro di protezione c.a., con funzione di “Dispositivo di Interfaccia” sarà realizzato in
apposito armadio modulare in lamiera di acciaio con grado di protezione IP 55 fissato a
parete sul muro prospiciente l’accesso al lastrico solare, in adiacenza all’ inverter
precedentemente descritto.
In tale quadro sarà installato l’interruttore automatico magnetotermico modulare 4x40 A,
con curva di intervento C e p.i. 10 kA, per la protezione della linea in arrivo dal quadro
generale di zona esistente a piano terra.
Il sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) sarà costituito da apposito relè elettronico con
funzioni 27, 59, 81+, 81-, BF, conforme alla Norma CEI 0-21 ed a quanto prescritto
dall’Allegato A70 del Codice di Rete di TERNA alimentato da circuito derivato a valle
dell’interruttore automatico suddetto.
Il Dispositivo di Interfaccia (DDI) sarà costituito da idoneo teleruttore quadripolare con
potenza nominale minima di 20 kW in cat. AC3, comandato dal suddetto relè di
interfaccia mediante contatto NC, quindi con attivazione a mancanza di tensione.
Lo schema unifilare di tutto l'impianto in progetto, insieme al particolare del relè di
protezione di interfaccia, è rappresentato nell'elaborato grafico.
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8.10 Quadro di protezione generale (QG)
Il quadro di protezione generale esistente, con relativo “Dispositivo Generale” è realizzato
in apposito armadio modulare in materiale isolante autoestinguente e con grado di
protezione IP 55 fissato a parete, all’esterno, in immediata adiacenza alla cassetta di
alloggiamento del gruppo di misura e.e. predisposto dall’ENEL..
8.11 Gruppo di misura dell’energia elettrica prodotta ed immessa in
rete.
Il gruppo di misura dell’energia elettrica prodotta dall’impianto in progetto e quindi
immediatamente immessa in rete sarà installato dall’ENEL secondo quanto previsto dalla
vigente Norma CEI 0-21 per impianti fino a 20 KW.
Tale gruppo di misura sarà trifase di idonea portata e ad inserzione diretta sulla linea di
collegamento fra il suddetto quadro di protezione generale e la linea afferente la cassetta
ENEL per la derivazione dalla rete esterna di distribuzione di energia a BT.
8.12 Rete di messa a terra
Essendo i moduli previsti realizzati in classe di isolamento 2^, tutta la sezione a corrente
continua sarà adeguata a tali caratteristiche e quindi non sarà realizzato alcun sistema di
protezione mediante messa a terra al suo servizio.
L’ unico collegamento di messa a terra previsto sarà quello al servizio dello scaricatore
di sovratensione installato in uscita all’inverter ed utilizzerà lo stesso impianto dispersore già
realizzato al servizio di tutto l’impianto elettrico utilizzatore al servizio dell’edificio in questione
e di cui è data come accertata la conformità alla Norma CEI 64-08 e la struttura metallica.
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ALLEGATO
A1) VERIFICHE DI COLLAUDO
Le verifiche e le prove di collaudo dell’impianto saranno in parte effettuate durante
l‘esecuzione dei lavori, in parte appena ultimano l’impianto, secondo la normativa ENEA
10.000 tetti fotovoltaici, riassunta nella seguente tabella:
COMPONENTE
Disposizione
componenti
Strutture di
sostegno
Generatore
fotovoltaico
Quadro/i elettrici
Rete di terra
Collegamenti
elettrici
Prove funzionali
Prove di
prestazione
elettrica del
sistema
CONTROLLO
Disposizione componenti come riportate nel progetto esecutivo
Serraggio delle connessioni bullonate integrità della geometria
Stato della zincatura sui profili in acciaio
Integrità della superficie captante dei moduli
Controllo di un campione di cassette di terminazione
Uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento delle stringhe
fotovoltaiche
Integrità dell’ armadio
Efficacia dei diodi di blocco
Prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed in uscita
Continuità dell’ impianto di terra
Verifica, attraverso la battitura dei cavi, la correttezza della polarità e
marcatura secondo gli schemi elettrici di progetto
Corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse
condizioni di potenza e nelle varie modalità previste dal convertitore c.c/c.a
Prestazioni in corrente continua
Pcc  0.85 Pnom  I
I stc
Prestazione sezione conversione statica Pca  0.9 Pcc
Dove:
Pcc  Potenza in kW misurata all’uscita del generatore con precisione
migliore del 2%
Pnom  Potenza in kW somma delle potenze di targa dei moduli istallati
I  Irraggiamento in W / m 2 misurato sul piano dei moduli con precisione
migliore del 3%
I stc  valore di riferimento in W / m 2 pari a 1000
Pca  Potenza attiva in kW all’uscita del convertitore con precisione migliore
del 2%
Le verifiche tecniche di cui sopra saranno eseguite da un tecnico abilitato che utilizzerà
la strumentazione riportata nella scheda tecnica di impianto, garantendo che il
rendimento complessivo dell’impianto sia maggiore del 78%.
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