Componentistica - Caratteristiche tecniche moduli fotovoltaici

REALIZZAZIONE IMPIANTO FOTOVOLTAICO DI 3,110kWp IN LOCALITA’
PALOMBARETTA DI MORROVALLE
RELAZIONE TECNICA DI PROGETTO
Pnomimale FV = 3.110 [kWp]
P CA nominale = 2.748,73 [kVA]
Soggetto responsabile: Ciotti Avv. Armando
Contrada Palombaretta
Morrovalle (MC)
Progettazione:
Ing. Mario Stizza
[email protected]
Consulenza:
dott. ing. Giulio de Simone
[email protected]
Ing.Alessandro Caffarelli
[email protected]
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INDICE
Oggetto
Layout
Il sito
Micrositing
Layout impiantistico
Cabine elettriche
Scheda riassuntiva Impianto fotovoltaico
Configurazione elettrica generatore fotovoltaico
Sistema di conversione/trasformazione e Quadri CC.
Quadri CA_bt
Interfaccia rete
Misura energia prodotta
Misura energia iniettata/prelevata
Cabina elettrica di consegna
Componentistica - Caratteristiche tecniche moduli fotovoltaici
Componentisitca - Caratteristiche tecniche quadri di parallelo CC
Componentistica - Caratteristiche tecniche Inverters:
Componentistica - Interfaccia di rete
Componentistica – Trasformatore bt/MT
Componentistica - Quadri CA_bt
Componentistica – Impianto di terra
Contributo dell’impianto alla corrente di cortocircuito
Verifica di compatibilità campo fotovoltaico-inverter
Cavidotti
Recinzione
Pista di accesso
Analisi di producibilità impianto fotovoltaico (micrositing locale/globale) e calcoli prestazionali
impianto secondo norme UNI 10349 e 8477
Cadute di tensione – Layout cablaggio impianto FV
Protezione circuitale da sovracorrenti dovute a sovraccarichi
Protezione contro il corto circuito
Impianto di terra e conduttori di protezione
Protezione contro i contatti indiretti
La protezione dai contatti indiretti sarà realizzata mediante interruzione automatica
dell'alimentazione.
Protezione contro i contatti diretti
Protezione contro le sovratensioni di origine atmosferica/o manovre
Montaggio componenti
Collaudi
Messa in esercizio
5
7
7
7
7
14
14
14
14
15
16
16
16
16
17
19
20
22
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26
26
26
27
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29
29
30
36
36
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37
37
37
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Documentazione
Principali riferimenti normativi
41
41
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Oggetto
Il presente progetto preliminare è presentato nell’ambito dell’ “Attuazione della direttiva 2001/77/CE
relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell’elettricità” e del Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 – Conto energia (Ministero dello Sviluppo
Economico di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare).
Il soggetto responsabile dell’impianto – cliente produttore - intende usufruire del premio incentivante GSE
previsto dal d.m. citato mediante la realizzazione di un impianto solare fotovoltaico da 3,1 [MWp], da
ubicarsi nel Comune di Morrovalle (MC) [43°17'32.50"N - 13°35'17.40"E].
L’intervento è in linea con le finalità perseguite dal D.Lgs 387/2003, ed in particolare è volto a:
a) promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione di elettricità nel
relativo mercato italiano e comunitario;
b) promuovere misure per il perseguimento degli obiettivi indicativi nazionali di cui all’art. 3, primo comma
del citato D.Lgs;
Lo sviluppo delle energie rinnovabili è fondamentale per la salvaguardia dell’ambiente, consentendo una
riduzione delle ripercussioni climatiche dovute alle emissioni di gas serra, in primo luogo di anidride
carbonica, e delle ripercussioni ambientali dovute all’emissioni di sostanze inquinanti per l’ambiente e
tossiche per l’uomo.
Per questo motivo le opere in esecuzione, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla
costruzione e all’esercizio, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti (art. 12 D.Lgs 387/2003).
La realizzazione delle opere è soggetta alle procedure di valutazione di assoggettabilità alla VIA di cui al
D.Lgs 156/06 e s.m.i. essendo l’impianto di potenza superiore ad 1 MWp.
Il regime di scambio commerciale con la rete elettrica di distribuzione, prescelto, è quello della “cessione in
rete dell’energia” - Ritiro dedicato GSE – Delibera AEEG-280/07. Il nuovo regime di ritiro dedicato, che
si applica a partire dal 1° gennaio 2008, sostituisce il preesistente regolato dalla delibera AEEG n. 34/05 in
vigore dal 1° luglio 2005.
La delibera AEEG n. 280/07 individua nel Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) l’unico soggetto
intermediario a livello nazionale per la regolazione dell’energia elettrica ammessa al ritiro dedicato; il
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rapporto di ritiro dedicato dell’energia elettrica è regolato da una convenzione, sottoscritta dal produttore e
dal GSE, che sostituisce ogni altro adempimento relativo alla cessione commerciale dell’energia elettrica
immessa in rete e all’accesso ai servizi di dispacciamento e di trasporto.
La convenzione stipulata tra il produttore e il GSE ha per oggetto la regolazione delle condizioni tecnico
economiche del ritiro dedicato dell’energia elettrica e delle condizioni economiche relative al servizio di
trasporto e di dispacciamento in immissione.
L’energia elettrica oggetto della convenzione è l’intera quantità di energia elettrica immessa in rete (al netto
dell’eventuale energia ceduta nell’ambito di convenzioni pluriennali Cip 6/92 o 108/97) e consegnata al
GSE in corrispondenza del punto di connessione con la rete elettrica.
Per l’energia elettrica immessa in rete e oggetto della convenzione il GSE riconosce al produttore, per
ciascuna ora, il prezzo di mercato riferito alla zona in cui è collocato l’impianto (articolo 6 delibera 280/07).
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Layout
Il sito
Il progetto prevede la realizzazione di un impianto al suolo inserito nel layout della proprietà ubicata nel
Comune di Morrovalle (MC) [43°17'32.50"N - 13°35'17.40"E]. L’area d’impianto è riportata in catasto al
foglio 23, particelle 331, 71, 72, 52 e 73.
Micrositing
Layout impiantistico
Uno stralcio delle aree disponibili per l’allocazione del generatore fotovoltaico è riportato nella figura
seguente:
Fisicamente il generatore fotovoltaico sarà disposto su file di moduli distanziate opportunamente tra loro,
nelle direzioni Nord-Sud ed Est-Ovest, per evitare perdite di producibilità per mutuo-obreggiamento.
Le file di moduli verranno implementate a partire da blocchi elementari costituiti da n.4 moduli sovrapposti
sul lato lungo.
Dall’analisi dell’orografia del terreno si evincono le diverse pendenze del terreno e, per questo motivo, al
fine di massimizzare la producibilità dell’impianto (ovvero orientare il generatore fotovoltaico con un tilt
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pari a 30° e scostamento azimutale nullo) è necessario correggere il posizionamento dei moduli rispetto al
piano del terreno al fine di compensare gli effetti della pendenza del terreno. La zona presenta una
pendenza media di circa 2.9° ed un’esposizione di circa 40° in direzione ovest (S-O).
Considerando la terna di riferimento in figura (l’asse x punta la direzione del sud, l’asse y la direzione
dell’ovest, l’asse z è ortogonale al piano orizziontale) le coordinate della normale “n” al piano dei moduli
possono essere espresse in funzione dell’azimuth e del tilt.
z
x
y
In tre dimensioni, una rotazione del modulo conseguente all’inclinazione del terreno è determinata da un
asse, dato da una retta r passante per l'origine, e da un angolo θ di rotazione. Si considera la rotazione di
angolo θ effettuata in senso antiorario rispetto all'asse orientato. La rotazione è descritta nel modo più
sintetico scrivendo i vettori dello spazio in coordinate rispetto ad una base ortonormale v1,v2,v3, dove v1 è
il vettore di lunghezza uno contenuto in r e avente direzione giusta.
La rotazione imposta dal terreno trasforma la normale al modulo fotovoltaico di coordinate (x,y,z) in:
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Senza cambiare base, la rotazione di angolo θ intorno ad un asse determinata dal vettore (x,y,z) è descritta
dalla matrice seguente:
Adoperando le rotazioni enunciate possono determinarsi le coordinate della normale n rispetto al piano del
terreno (x,y,z – funzione di azimuth e tilt rispetto al piano del terreno) tali da ottenere, per la rotazione
imposta dal piano del terreno, le coordinate n’ della normale ai moduli FV (x’, y’, z’) ottimali per la
massimizzazione della produzione energetica, ovvero corrispondenti ad un tilt pari a 30° e scostamento
azimutale nullo (misurate rispetto ad un piano orizzontale).
Segue l’analisi eseguita.
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ZONA 1
valori rispetto al piano
angolo di azimuth
angolo di tilt
versore normale
x
y
z
-3 °
28 °
0.468828 (x punta sud)
-0.02457 (y punta ovest)
0.88 (z è ortogonale al piano orizzontale)
vettore rotazione (orientato come le isopse)
x
-0.64279
y
0.766044
angolo di rotazione
versore rotazione
x
y
angolo di rotazione
2.8 °
-0.64279
0.766044
0.05 rad
matrice di rotazione
0.999296
-0.00059
-0.03752
nuovo versore
x'
y'
z'
tilt
azimuth
-0.00059
0.999504
-0.03149
0.037524
0.031486
0.9988
0.501644
0.002965
0.865069
30.1
0.3
In pratica, al fine di compensare la leggera pendenza verso ovest del terreno è necessario ruotare
leggermente le file verso est (3°)
Ne consegue che:
Orientando le file di moduli con un angolo di tilt ed uno di azimuth rispetto al piano del terreno pari a
quello specificato, è possibile compensare gli effetti della pendenza del terreno ed avere un generatore
fotovoltaico orientato in maniera pressoché ottimale.
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Il layout prescelto nella disposizione delle file di moduli al suolo deriva da un accurato studio di microsing:
a) l’analisi clinometrica globale, cioè la determinazione della perdita di producibilità dell’impianto
fotovoltaico in relazione alla sky-line osservata nel baricentro del sistema fotosolare, è stata
integralmente ricostruita con idoneo sopralluogo per rilievo clinometrico e verificata facendo uso di
immagini satellitari tridimensionali, per mezzo dalle quali si sono potute valutare le altezze angolari
degli ostacoli posti all’orizzonte (profilo clinometrico) visti dal sistema fotosolare. Gli ombreggiamenti
clinometrici sono dovuti alla presenza di colline, montagne, alberi, edifici, ecc. posti a distanza
sufficientemente grande dal campo fotovoltaico, pertanto con buona approssimazione si può ritenere
che i loro effetti siano istantaneamente uguali per ogni modulo ed ogni stringa che compone il campo
fotovoltaico. L’ombreggiamento clinometrico difficilmente può essere evitato o mitigato una volta che
il sito di installazione è stato scelto. La stima delle perdite da ombreggiamento clinometrico può essere
fatta riportando il profilo dell’orizzonte, in termini di altezza ed in funzione dell’angolo di azimut, sul
diagramma di altezza solare. In prima approssimazione il calcolo delle perdite può essere fatto mese per
mese ipotizzando che l’energia irraggiata sul piano dei moduli sia proporzionale all’area sottesa dalle
curve di altezza solare. In tal caso la perdita percentuale di energia per il mese in esame risulta pari al
rapporto fra l’energia persa (area gialla) e l’energia disponibile (area blu). Spazzando l’orizzonte da est
ad ovest, per il sito in esame non risultano altezze angolari significative, pertanto le perdite
clinometriche globali praticamente trascurabili;
Energia disponibile
Energia persa
b) l’analisi clinometrica locale rappresenta invece la determinazione della perdita di producibilità
dell’impianto fotovoltaico in relazione all’ombreggiamento generato da ostacoli posti all’interno del
layout in cui è posizionato il generatore fotovoltaico; lo studio clinometrico locale è stato eseguito
utilizzando il software SOLE_Pro2.0 (1).
Software edito dalla Maggioli editore in allegato al testo “Sistemi solari fotovoltaici:progettazione e valutazione
economica in conto energia” – A.Caffarelli – G.de Simone – M.Stizza – A. D’Amato.
1
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Diagramma di ombreggiamento
Percorsi solari Vs profilo di ostruzione
angolo di azimuth
angolo di tilt
interasse tra le file
Perdite per ombreggiamento
0.3 °
30.1 °
5.75 m
2.9%
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La centrale fotosolare per la produzione di energia elettrica sarà dunque parzializzata su 9 sottocampi
fotovoltaici orientati in modo da massimizzare la produzione di energia elettrica, con azimuth di 0.3° e
angolo di tilt dei pannelli di 30°.
La tecnologia scelta per i moduli è di tipo silicio monocristallino ST Solar 240 Wp, con potenza di picco
pari a 240 [Wp]; il generatore fotovoltaico sarà costituito da un totale di 12960 moduli (P=3,1 [MWp])
distribuiti elettricamente su 1080 stringhe da 12 moduli per stringa.
Il layout impiantistico, riportato nell’immagine che segue, mostra l’occupazione al suolo stimata per la
realizzazione della centrale: l’area lorda occupata è pari a circa 7,7 Ha, mentre la superficie captante è pari a
circa 20.000 mq.
In alternativa si potranno prevedere, in sede esecutiva, moduli fotovoltaici con caratteristiche simili o
equivalenti e configurazioni elettriche diverse.
Si sono considerate n°3 aree tecniche, da utilizzare per il posizionamento degli apparati di
conversione/trasformazione dei livelli di potenza/tensione della centrale solare fotovoltaica e per
l’ubicazione dei sistemi di telesorveglianza.
Le file di moduli sono implementate a partire da blocchi elementari costituiti da n° 24 o 48 moduli
ciascuno (4 file da 6 o 12 moduli sovrapposte sul lato lungo).
Il Ground Ratio, GR, è un parametro rappresentativo delle installazioni fotovoltaiche, sia fisse che ad
inseguimento, in quanto rappresenta il rapporto tra l’area attiva del campo fotovoltaico e l’area lorda
occupata dall’impianto. Nel caso in progetto risulta che:
GR_Sistema Fisso = 20.000 [m²] / 77.500 [m²] = 25%
Il generatore fotovoltaico verrà ancorato su telai metallici di tipo commerciale fissati al terreno con
tecnologia a battipalo. I sostegni saranno costituiti da supporti appositi fissati con delle viti e costituiti da
profili metallici a sostegno di traverse che garantiscono il fissaggio dei moduli. I singoli sostegni possono
essere regolati in altezza, il che permette un adattamento molto semplice alle più piccole irregolarità del
terreno.
La traversa è costruita in base al principio delle traverse modulari del sistema, ovvero come profilato
metallico cavo con dei comodi canali per il dado e la vite.
L’unità di base da 24 o 48 moduli (4 file sovrapposte sul lato lungo) è stata ottimizzata da un punto di vista
statico ed economico che si traduce in un chiaro vantaggio poiché permette di risparmiare sui sostegni e sul
tempo di montaggio.
L’unione in parallelo di più blocchi crea delle file di lunghezza proporzionale al numero di blocchi
impiegati, su cui verranno alloggiati i moduli fotovoltaici secondo il layout riportato negli allegati grafici. La
struttura consente anche la variazione dell’interasse tra i pali che potrà anche essere modificato, se
necessario, nel rispetto del layout generale di impianto.
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Cabine elettriche
E’ prevista la realizzazione di:
 3 cabine inverter ove verranno installati i gruppi di conversione c.c./a.c.
 3 cabine di trasformazione bt/MT
 1 cabina di consegna da realizzarsi all’interno dell’area con accesso libero da pista interna
dell’impianto, come prescritto dalle norme Enel Distribuzione.
I manufatti saranno del tipo prefabbricato e verranno montati su vasche in calcestruzzo prefabbricato.
Ciascuna vasca prefabbricata verrà semplicemente poggiata sul terreno, previa esecuzione di uno
sbancamento di profondità pari a circa 50 cm, su cui effettuare un getto di magrone (calcestruzzo magro
con basso dosaggio di cemento Rck 150) dello spessore di 10 cm circa (platea), al fine di preparare e
perfezionare il piano di posa.
Scheda riassuntiva Impianto fotovoltaico
Centrale solare FV
P=3110,4 kWp/3000 kWCA
n.3 Inverter Aurora Power One PVI 300 TL – 336 kW
n.3 Trasformatori bt/MT da 1000 kVA
n.12960 moduli in silicio monocristallino ST Solar 240 Wp, con potenza di picco pari a 240 Wp
n.54 quadri di parallelo-protezione-manovra lato CC
n.Stringhe = 1080 x 12 moduli
Sito: Comune di Morrovalle (MC)
Tilt =30° ; Azimut=0.3°
Producibilità annua (Norme UNI 10349): 4.168,6 MWh
Producibilità specifica annua: 1.340,4 kWh/kWp
Configurazione elettrica generatore fotovoltaico
Sistema di conversione/trasformazione e Quadri CC.
In allegato si riportano le tavole con la rappresentazione dello schema elettrico unifilare (cliente produttore)
dell’impianto solare fotovoltaico (d’ora in poi FV).
La tecnologia scelta per i moduli è di tipo silicio monocristallino ST Solar 240 Wp con potenza di picco
pari a 240 [Wp]; come detto i moduli presenteranno un tiltaggio di 30° rispetto al piano orizzontale, con
scostamento azimutale di 0,3° in modo di massimizzare la resa energetica. Il generatore fotovoltaico sarà
costituito da un totale di 12.960 moduli (P=3,1 [MWp]) distribuiti elettricamente su 1080 stringhe da 12
moduli per stringa.
Le stringhe verranno cablate e parallelate in ingresso a n° 3 inverter Aurora Power One PVI 300 TL,
parzializzando cosi il generatore fotovoltaico in 3 campi fotovoltaici, campi A, B, C in cui sono raccolte le
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1080 stringhe. Sono previsti 54 quadri di parallelo sul lato CC, 18 per ogni inverter, con un numero di
stringhe raccolto da ogni quadro di parallelo CC pari a 20 stringhe nel rispetto della condizione di massima
corrente entrante per ciascun quadro CC.
Da ciascun quadro in CC uscirà un cavo in CC in ingresso al corrispondente ingresso dell’inverter.
Potenza di
Picco
Tensione
di funzionamento
Tensione
massima
Corrente
nom.
stringa
Corrente
CC
Stringa
Campo
fotovoltaico
N°
Stringhe
N° tot.Moduli
[kWp]
[V]
[V]
[A]
[A]
A
B
C
360
360
360
4320
4320
4320
1036,8
1036,8
1036,8
470-574
470-574
470-574
700
700
700
5,11
5,11
5,11
5,68
5,68
5,68
Ciascun modulo è provvisto di diodi di by-pass, ciascuna stringa è munita di 1 diodo di blocco ed il
parallelo delle stringhe è provvisto di protezioni contro le sovratensioni integrate all'interno del sistema di
conversione; ciascun inverter è in grado di operare in modo completamente automatico e di inseguire il
punto di massima potenza (MPP) del generatore fotovoltaico. Gli inverter del tipo senza trasformatore
d’isolamento garantiscono un rendimento di conversione superiore.
Questi gruppi di conversione in MT non vengono dotati di trasformatore in bassa tensione interno bensì
vengono accoppiati con un trasformatore dedicato BT/MT esterno. Tale trasformatore verrà allacciato ed
impiegato solo ed esclusivamente con il sistema in MT in questione: avrà la funzione di provvedere
all’isolamento galvanico nei confronti della rete MT di pubblica distribuzione e di adattare la linea in MT
con la linea in BT a 300Vac proveniente dai framework che compongono il sistema. In sede di
progettazione definitiva/esecutiva verrà dunque specificato (marca e modello) il trasformatore dedicato che
dovrà essere utilizzato. Esso tipicamente verrà collocato in una apposita cella di trasformazione assieme alle
protezioni PIB e DIB che quindi risulteranno implementate esternamente al sistema.
I gruppi di conversione verranno corredati in uscita di opportuno quadro elettrico di parallelo in cui, oltre
alla protezione ed al dispositivo di interfaccia, troveranno alloggiamento alcuni componenti aggiuntivi
(interruttore magnetico AC di sicurezza, interruttore crepuscolare, data Logger per la raccolta dati,
interruttore magnetico della linea tensioni ausiliarie, morsettiere, prese di servizio etc.).
In sede esecutiva la configurazione elettrica dell’impianto nonché la componentistica utilizzata potranno
subire modifiche nel rispetto delle norme tecniche vigenti e della potenza massima immessa in rete entro il
limite di 2,8 MVA.
Quadri CA_bt
Sul lato di bassa tensione – bt , tutte le apparecchiature in corrente alternata previste nel progetto, ad
eccezione degli inverters, trovano posto nel quadro elettrico contenente il dispositivo generale.
Tale quadro sarà ubicato nel locale “cabina inverter” in prossimità degli inverters e sarà realizzato in
lamiera d’acciaio, rispettante la normativa EN 60947-1.
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Interfaccia rete
Il dispositivo di interfaccia, sul quale agiscono le protezioni, così come previste dalla norma CEI 11-20,
sarà installato nel quadro CA_bt e provvede a scollegare l'intero sistema di generazione in caso di black-out
tramite un contattore con bobina di sgancio di amperaggio adeguato ed a riarmo automatico; dette
protezioni sono corredate di certificazione di conformità alla norma CEI 0-16.
Misura energia prodotta
L’Energia totale prodotta dall’impianto verrà contabilizzata mediante 3 contatori di energia attiva di tipo
omologato UTF installati all’uscita di ciascun gruppo di conversione.
Il contatore sarà di tipo trifase a quattro fili, corredato di tre trasformatori amperometrici (TA) con
rapporto di trasformazione adeguato; sia il contatore che i tre TA saranno corredati di morsettiera
sigillabile. L’intero sistema di misura sarà fornito completo di certificati di calibrazione e collaudo da esibire
dopo l’installazione ai funzionari UTF (certificazione MID).
Misura energia iniettata/prelevata
Il gruppo di misura bidirezionale dell’energia iniettata/prelevata verrà installato nella cabina di consegna
esistente.
Cabina elettrica di consegna
Essendo l’impianto allacciato ad un’utenza esistente si utilizzerà per la consegna la cabina di ricezione
situata in posizione perimetrale nei pressi della linea in MT che già alimenta lo stabilimento.
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Componentistica - Caratteristiche tecniche moduli fotovoltaici
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Componentisitca - Caratteristiche tecniche quadri di parallelo CC
Il quadro in di parallelo in CC deve fornire la protezione ed il monitoraggio delle stringe in sistemi
fotovoltaici centralizzati.
Si utilizzeranno quadri con misuratore integrato di corrente di stringa (sensori ad effetto hall), che
permettono un accurato monitoraggio ed un rapido rilevamento di guasti per ciascuna stringa.
I 54 quadri di parallelo devono connettere fino a 20 stringhe nella stessa scatola con fusibili di protezione
sia sul positivo che sul negativo e diodo di blocco sul lato positivo. (2 stringe in parallelo per ciascun
fusibile).
Ulteriori caratteristiche:
- Connessione ai cablaggi delle stinge fotovoltaiche tramite connettori Multicontact o passacavi e terminal
blocks;
- Protezioni di OverVoltage tramite varistori;
- Sezionatori della corrente continua integrati;
- Protezione IP65 per istallazioni outdoor;
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Componentistica - Caratteristiche tecniche Inverters:
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Componentistica - Interfaccia di rete
La protezione di interfaccia sarà il modello NV10P della THYTRONIC conforme alla norma CEI 0-16.
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Componentistica – Trasformatore bt/MT
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Componentistica - Quadri CA_bt
All’interno del quadro di BT AC saranno installati i seguenti componenti:
– n. 1: Interruttore magnetotermico.
– n. 3: Interruttori magnetotermici differenziali.
– n. 3: Contatori di energia prodotta con certificazione UTF.
– n. 1: Centralina di controllo per la temperatura delle cabine inverter.
– n. 1: UPS per circuiti Ausiliari
– n. 1: Protezione di interfaccia numerica multifunzione CEI 0-16.
– n. 1: Dispositivo di interfaccia.
– n. 1: Analizzatore di rete.
Componentistica – Impianto di terra
L’impianto di terra interno della cabina inverter sarà costituito internamente da una bandella di rame 30x3
mm e da un collettore 50x10 [mm]; verrà realizzato mediante la messa a terra di tutte le incastellature
metalliche con cavo NO7V-K e morsetti capicorda a compressione di materiale adeguato. L’impianto di
terra esterno della cabina sarà costituito da:
− un dispersore intenzionale che realizza un anello in corda di rame nudo da 35 mmq (ETP UNI 5649-71),
posato ad una profondità di 0.5÷0.8 [m] completo di morsetti per il collegamento tra rame e rame.
− morsetti a compressione in rame per realizzare le giunzioni tra i conduttori trasversali alla maglia
principale;
− dispersori verticali in acciaio zincato (o ramato) H=2 [m];
− morsetti in rame stagnato o ottone per il collegamento ai dispersori in acciaio;
− pozzetti in calcestruzzo armato vibrato di tipo carrabile completi di chiusino.
L’anello di terra della cabina inverter sarà reso equipotenziale con l’anello di terra dello stabilimento
mediante posa di una treccia di rame nudo da 35 mmq nella trincea del cavidotto di collegamento bt.
Contributo dell’impianto alla corrente di cortocircuito
Ai fini della connessione in parallelo alla rete risulta necessaria la determinazione della corrente di
cortocircuito dell’impianto nel punto di connessione, a tal fine vanno considerati i dati di input per il
calcolo:
Sezione con trasformatore da 1000 kVA
Potenza nominale del generatore
Tensione nominale al secondario del trasformatore
Potenza nominale del trasformatore
Potenza di cortocircuito della rete
Perdite per effetto Joule nominali del trasformatore (dato di targa)
Tensione nominale di cortocircuito trasformatore (dato di targa)
3114
300
1000
500
9800
6%
kVA
V
kVA
MVA
W
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Da cui è possibile ricavare:
Corrente nominale al secondario
Xr = Zr (per ipotesi)
Re"
Ze"
Xe"
Zt
Icc al secondario
Icc al primario
5992.9
0.00018
9.096E-05
0.0054
0.0053992
0.00558
31.04 kA
0.466 kA
Il contributo alla corrente di cortocircuito totale delle 3 sezioni nel punto di connessione (lato MT) è pari a
< 1,5 kA.
E’ possibile dunque riepilogare tutte le caratteristiche elettriche necessarie ai fini della connessione:
potenza complessivamente richiesta per la connessione in immissione: 2,8 MVA;
potenza nominale dell'impianto di produzione: 3,1 MWp;
tipologia del sistema elettrico, indicare se monofase o trifase: trifase;
contributo dell'impianto alla corrente di corto circuito: < 1,5 kA;
fonte primaria utilizzata per la produzione di energia elettrica: solare;
tipologia di produzione di energia elettrica: da fonte rinnovabile.
Verifica di compatibilità campo fotovoltaico-inverter
L’interfacciamento campo fotovoltaico-inverter prevede, in corrispondenza dei valori minimi e massimi di
temperatura esterna, raggiungibili dai moduli fotovoltaici, la verifica delle seguenti condizioni di
compatibilità:
Verifica di compatibilità
Vm min ≥ Vinv MPPT min
Vm max ≤ Vinv MPPT max
VOC max < Vinv max
Dove:
Voc (Tmin)
Vmpp (Tmax) o VM (Tmax)
Vmpp (Tmin) o VM (Tmin)
Vmax
VMPPT min
VMPPT max
è la tensione massima della stringa a circuito aperto alla minima temperatura
esterna
è la tensione di uscita del campo FV alla massima temperatura esterna
è la tensione di uscita del campo FV alla minima temperatura esterna
è il massimo valore di tensione in cc ammissibile ai morsetti dell’inveter
è il valore minimo della finestra di tensione utile alla ricerca della massima
potenza dell’inverter
è il valore minimo della finestra di tensione utile alla ricerca della massima
potenza dell’inverter
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Considerando la variazione della tensione a circuito aperto di ogni modulo in dipendenza della variazione
della temperatura, la Vm e VOC assumono diversi valori rispetto a quelli misurati nella condizione STC
(25°C).
Considerando una variazione lineare con la temperatura, si verificano le tre disuguaglianze di
configurazione (considerando i limiti di temperatura estremi pari a -10°C e + 60°C):
Potenza di
Picco
Tensione
Funzionamento
Generatore FV
Tensione
massima
Generatore
FV
Tensione
Tensione
Funzionamento Massima
inverter
inverter
Campo
fotovoltaico
N°
Stringhe
N°
tot.Moduli
[kWp]
[V]
[V]
[V]
[V]
A
B
C
360
360
360
4320
4320
4320
1036,8
1036,8
1036,8
470-656
470-656
470-656
788
788
788
460 – 850
460 – 850
460 – 850
900
900
900
Cavidotti
Da ciascuna stringa di moduli FV partirà un cavidotto atto a vettoriare l’energia elettrica in ingresso al
corrispondente quadro di parallelo e successivamente al corrispondente canale dell’inverter: L’ubicazione
dei quadri di parallelo (evidenziati dalla dicitura “string box”) e i percorsi dei cavidotti saranno definiti in
sede di progettazione definitiva.
I cavidotti avaranno le lunghezze più brevi possibili nel rispetto dei vincoli tecnici imposti dal corretto ed
efficiente funzionamento dell’impianto.
I cavidotti saranno posati in conformità alla norma CEI 11-17 posando più linee nella stessa trincea, capaci
di assicurare la facilità di posa dei cavi di energia e contemporaneamente ridurre al minimo il numero di
scavi necessario. Il materiale di risulta dagli scavi sarà utilizzato per il reinterro.
Tipo di posa prevista in conformità alla modalità “N” delle Norme CEI 11-17
Pagina 28/42
Saranno eseguiti scavi a sezione ridotta e obbligata di profondità variabile da 60 ad 80 cm nell’area di
impianto e da 120 cm negli altri casi. La larghezza del cavidotto sarà variabile in funzione del numero di
conduttori da porre in opera. Per assicurare una maggiore protezione meccanica i cavi saranno posati in
con tubazioni in PVC.
Per facilitare la posa i cavi saranno installati pozzetti di tiro ed ispezione ad ogni deviazione di percorso.
Si procederà quindi con:







Scavo e posa di tubazione in PVC
riempimento per formare un primo strato di 30 cm con materiale di risulta,
posizionamento di eventuali tegolini di tipo prefabbricato in C.A.V. di protezione e individuazione,
posa di tritubo in PEHD per cavo di controllo,
riempimento con materiale di risulta,
posa di uno o più nastri segnalatori,
rinterro con materiale arido proveniente dagli scavi, preventivamente approvato dalla D.L., per gli
attraversamenti non carrabili; rinterro con conglomerato cementizio classe Rck 150 con inerti
calcarei o di fiume nel caso di attraversamenti zone carrabili.
Sebbene valori univoci delle sezioni e tipologia dei cavi saranno determinati in fase di progettazione
esecutiva dell’impianto elettrico, si precisa quanto segue:
 Durante le operazioni di installazione la temperatura dei cavi per tutta la loro lunghezza e per tutto
il tempo in cui essi possono venir piegati o raddrizzati non deve essere inferiore a quanto
specificato dal produttore del cavo.
 Al fine di evitare danneggiamenti nel caso di scavo da parte di terzi, lungo il percorso dei cavi dovrà
essere posato sotto la pavimentazione, un nastro di segnalazione in polietilene.
 Per la terminazione dei cavi scelti e per l’attestazione sui quadri in cabina si dovranno applicare
terminali unipolari per interno con isolatore in materiale ritraibile e capicorda di sezione idonea
Recinzione
E’ prevista l’esecuzione di una recinzione metallica zinacata per una lunghezza complessiva di 1500 metri
circa le cui caratteristiche dimensionali sono riportate negli allegati progettuali.
La recinzione sarà posta ad una distanza superiore a 1.5 metri dai confini di proprietà e 5 metri dalle strade.
Pista di accesso
Per il trasporto delle componenti dell’impianto fino al sito prescelto, si utilizzeranno le strade esistenti
limitandosi alla realizzazione della pista interna al fondo (realizzata in terra battuta con adduzione di uno
strato di ghiaia bianca superficiale) che avrà i seguenti requisiti minimi:
Pagina 29/42
◦
◦
◦
◦
larghezza 4,00m;
raggio di volta> 13,00 m;
pendenza: non superiore al 10%;
resistenza al carico: superiore a 12 tonnellate per asse.
Tale pista sarà a bassa densità di impermeabilizzazione ed aderente all’andamento del terreno.
Sarà predisposto un sistema di regimazione delle acque meteoriche cadute sull’area di cantiere con idonei
accorgimenti che evitino il dilavamento del terreno da parte di acque superficiali provenienti da monte.
Al termine dei lavori si procederà al ripristino morfologico, alla stabilizzazione ed inerbimento di tutte le
aree soggette a movimento di terra e al ripristino della viabilità pubblica e privata, utilizzata ed
eventualmente danneggiata in seguito alle lavorazioni.
Le caratteristiche della pista interna sono riportate nella sezione seguente:
TERRENO RULLATO
Analisi di producibilità impianto fotovoltaico (micrositing locale/globale)
e calcoli prestazionali impianto secondo norme UNI 10349 e 8477
Vengono di seguito riportati i calcoli relativi alla simulazione del funzionamento dell'impianto in un arco di
tempo pari ad un anno.
I dati meteo fanno riferimento alla stazione meteorologica di Macerata così come riportati all'interno della
norma UNI 10349; l'irraggiamento mensile, calcolato come somma dell'irraggiamento giornaliero di tutti i
giorni del mese, è pari al valore riportato all'interno della norma UNI 10349.
La trasposizione dei dati dal piano orizzontale al piano dei moduli è effettuata in ottemperanza alla UNI
8477.
I calcoli sono effettuati con il codice commerciale SOLE_Pro2.0 (2) in riferimento alle normative UNI citate.
Località: Macerata - Latitudine 43.28° Nord
Software in allegato al testo “Sistemi fotovoltaici:progettazione e valutazione economica in conto energia” – Maggioli
editore – A.Caffarelli-G.de Simone
2
Pagina 30/42
Dati Irraggiamento utilizzati: UNI 10349
Metodologia scomposizione radiazione diretta/diffusa: UNI 10349
Fattore di albedo=0.2
Diagrammi percorsi solari per: Macerata - Latitudine 43.28° Nord
Valori di irraggiamento sul piano orizzontale:
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
Energia Totale
(kWh/mq/giorno)
1.53
2.33
3.47
4.89
6.31
6.81
7.06
6.03
4.58
3.06
1.78
1.33
Energia Totale
(kWh/mq/mese)
47.4
65.9
107.6
146.7
195.5
204.2
218.7
186.9
137.5
94.7
53.3
41.3
Energia Diffusa Energia Diffusa
(kWh/mq/giorno) (kWh/mq/mese)
0.75
1.03
1.47
1.86
2.08
2.17
1.97
1.81
1.50
1.11
0.81
0.67
23.3
29.0
45.6
55.8
64.6
65.0
61.1
56.0
45.0
34.4
24.2
20.7
Altre caratteristiche del sito:
Pagina 31/42
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
Temperatura
media (°C)
Altezza media
al mezzogiorno
(°)
Declinazione
media (gradi)
3.8
5.3
8.3
12.4
16.3
20.7
23.5
23.2
19.9
14.4
10.5
5.7
-20.9
-13.0
-2.4
9.4
18.8
23.1
21.2
13.5
2.2
-9.6
-18.9
-23.0
Altezza minima del sole (solstizio di inverno)
Modulo azimut
ad
alba/tramonto
(°)
25.80
33.76
44.30
56.13
65.51
69.80
67.90
60.17
48.93
37.12
27.80
23.67
68.90
77.49
87.72
98.98
108.69
113.67
111.41
103.02
92.09
80.83
71.18
66.38
23,27
gradi
Clinometria del sito - percorso da alba al mezzogiorno
Azimut
-120
Altezza solare (gradi)
-100
0
-80
0
-60
0
-40
0
-20
0
0
0
0
Clinometria del sito - percorso dal mezzogiorno
al tramonto
Azimut
Altezza solare (gradi)
0
20
0
40
0
60
0
80
0
100
0
120
0
Pagina 32/42
0
Sistema Fisso
Esposizione pannello FV
anglo di tilt
orientamento rispetto
all'azimut
30.01
gradi
0.3
gradi
Valori di irraggiamento sul piano inclinato:
Energia Totale
(kWh/mq/giorno)
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
2.43
3.30
4.22
5.22
6.13
6.33
6.69
6.23
5.41
4.25
2.79
2.22
Energia Totale
(kWh/mq/mese)
75.5
93.1
130.9
156.6
189.9
189.8
207.4
193.0
162.4
131.8
83.7
68.7
Energia Diffusa
(kWh/mq/mese)
Incidenza Energia
Diffusa
23.3
29.0
45.6
55.8
64.6
65.0
61.1
56.0
45.0
34.4
24.2
20.7
30.8%
31.2%
34.9%
35.6%
34.0%
34.3%
29.5%
29.0%
27.7%
26.1%
28.9%
30.1%
Scomposizione quota diretta/diffusa:
I valori della quota diffusa della radiazione sono estrapolati dalle tabelle allegate alla norma UNI
10349.
Parametri intermedi di calcolo (UNI 8477):
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
T
-0.0820
-0.0515
-0.0097
0.0376
0.0740
0.0900
0.0830
0.0534
0.0089
-0.0383
-0.0744
U
0.91
0.95
0.97
0.96
0.92
0.90
0.91
0.95
0.97
0.96
0.92
V
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
ωs (°)
68.9
77.5
87.7
99.0
108.7
113.7
111.4
103.0
92.1
80.8
71.2
ω1 (°)
-84.7
-86.7
-89.3
-92.1
-94.4
-95.6
-95.1
-93.1
-90.4
-87.6
-85.2
ω2 (°)
85.0
87.0
89.6
92.4
94.8
95.9
95.4
93.4
90.7
87.9
85.5
ω' (°)
-68.9
-77.5
-87.7
-92.1
-94.4
-95.6
-95.1
-93.1
-90.4
-80.8
-71.2
ω'' (°)
68.9
77.5
87.7
92.4
94.8
95.9
95.4
93.4
90.7
80.8
71.2
dicembre
-0.0899
0.90
0.00
66.4
-84.1
84.4
-66.4
66.4
Pagina 33/42
Parametri intermedi di calcolo (UNI 8477):
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
Th
-0.24
-0.15
-0.03
0.11
0.22
0.27
0.25
0.16
0.03
-0.11
-0.22
-0.27
Uh
0.68
0.71
0.73
0.72
0.69
0.67
0.68
0.71
0.73
0.72
0.69
0.67
Hb
2028.5
2317.3
2589.1
2759.9
2815.7
2817.7
2818.7
2792.6
2669.6
2417.5
2108.1
1938.5
Hbh
920.2
1311.7
1846.8
2443.8
2900.3
3102.9
3013.6
2642.8
2082.5
1481.0
1016.9
819.2
Rb
2.20
1.77
1.40
1.13
0.97
0.91
0.94
1.06
1.28
1.63
2.07
2.37
KT
0.42
0.46
0.49
0.53
0.58
0.59
0.63
0.61
0.58
0.54
0.45
0.41
Hd/Hh
0.49
0.44
0.42
0.38
0.33
0.32
0.28
0.30
0.33
0.36
0.45
0.50
R
1.59
1.41
1.22
1.07
0.97
0.93
0.95
1.03
1.18
1.39
1.57
1.66
Analisi di producibilità:
Perdite impianto:
perdite per temperatura
perdite per riflessione
perdite per sporcamento
perdite per liv. di irraggiamento
perdite per mismatching
perdite nei cavi
perdite inverter
perdite per ombreggiamento
altre perdite di sistema
perdite per temperatura
perdite per riflessione
perdite per sporcamento
perdite per liv. di irraggiamento
perdite per mismatching
perdite nei cavi
perdite inverter
perdite per ombreggiamento
altre perdite di sistema
gennaio
0.7%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
-18.4%
0.0%
luglio
-10.4%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
0.0%
0.0%
febbraio
-0.2%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
-3.2%
0.0%
agosto
-10.2%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
0.0%
0.0%
Mesi
marzo
aprile
-1.9%
-4.2%
-3.0%
-3.0%
-1.0%
-1.0%
-2.4%
-2.4%
-1.8%
-1.8%
-2.0%
-2.0%
-3.0%
-3.0%
-0.3%
0.0%
0.0%
0.0%
maggio
-6.4%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
0.0%
0.0%
giugno
-8.8%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
0.0%
0.0%
Mesi
settembre ottobre novembre dicembre
-8.4%
-5.3%
-3.1%
-0.4%
-3.0%
-3.0%
-3.0%
-3.0%
-1.0%
-1.0%
-1.0%
-1.0%
-2.4%
-2.4%
-2.4%
-2.4%
-1.8%
-1.8%
-1.8%
-1.8%
-2.0%
-2.0%
-2.0%
-2.0%
-3.0%
-3.0%
-3.0%
-3.0%
0.0%
-2.2%
-14.0%
-25.9%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
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Efficienza di sistema:
gennaio
88.1%
luglio
78.4%
febbraio
87.4%
agosto
78.6%
Mesi
marzo
85.9%
settembre
80.2%
aprile
83.9%
ottobre
82.9%
maggio
81.9%
novembre
84.8%
giugno
79.8%
dicembre
87.2%
Producibilità:
gennaio febbraio
75.48
93.13
energia irr. sui moduli (kWh/mq)
energia persa per ombr. (kWh/mq)
13.87
3.00
61.61
90.13
energia utile (kWh/mq)
efficienza di sistema
0.88
0.87
54.28
78.74
Producibilità (kWh/kWp)
energia irr. sui moduli (kWh/mq)
energia persa per ombr. (kWh/mq)
energia utile (kWh/mq)
efficienza di sistema
Producibilità (kWh/kWp)
luglio
207.36
0.00
207.36
0.78
162.58
agosto
193.04
0.00
193.04
0.79
151.64
marzo
130.95
0.36
130.58
0.86
112.16
Mesi
aprile
156.64
0.00
156.64
0.84
131.37
Mesi
settembre ottobre
162.41
131.80
0.00
2.87
162.41
128.92
0.80
0.83
130.21
106.86
maggio
189.95
0.00
189.95
0.82
155.66
giugno
189.76
0.00
189.76
0.80
151.39
novembre dicembre
83.73
68.74
11.70
17.83
72.02
50.91
0.85
0.87
61.08
44.38
Valori Annui:
Producibilità annua (kWh/kWp)
Efficienza di sistema
Perdite per ombreggiamento
1340.4
82.1%
2.9%
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Cadute di tensione – Layout cablaggio impianto FV
Relativamente al layout impiantistico riportato negli elaborati allegati le cadute di potenziale percentuali che
si hanno nei quadri e nelle varie connessioni (comprese la stringatura dei moduli) sono stimabili in un
valore inferiore all’1.5% , e sommate a quelle che si hanno tra sezione CC e sezione CA, si mantengono
entro il limite del 4%, parametro relazionato alle perdite di potenza (sistema generatore).
Protezione circuitale da sovracorrenti dovute a sovraccarichi
La verifica per sovraccarico viene eseguita utilizzando le relazioni:
IB ≤ IN ≤ IZ e
If ≤ 1,45 IZ
Per la parte in CC, non protetta da interruttori automatici o fusibili nei confronti delle sovracorrenti e del
corto circuito, IB risulta essere uguale alla corrente nominale dei moduli FV in corrispondenza della loro
potenza di picco, mentre IN e If sono poste entrambe uguali alla corrente di corto circuito dei moduli stessi,
rappresentando questa un valore massimo non superabile.
Per la sezione in CA la corrente di impiego è posta pari alla corrente nominale in uscita dall’inverter
(Rapporto tra potenza nominale e tensione nominale mentre) mentre la IZ è tabellata in relazione ai dati
caratteristici del cavo (sezione, tipologia, tipo-posa ecc..); la IN è rappresentata dalla corrente nominale del
dispositivo di protezione.
Pagina 36/42
Protezione contro il corto circuito
Per il lato CC la protezione è assicurata dai fusibili che agiscono anche come sezionatori di linea. Per il lato
CA la protezione è assicurata dal dispositivo limitatore contenuto all’interno degli inverter.
Impianto di terra e conduttori di protezione
(Norme CEI 64/8 capitolo 54)
Il sistema di terra è costituito dalla maglia ed i collegamenti equipotenziali per la protezione dai contatti
indiretti.
I quadri di parallelo delle stringhe, i quadri CA e gli inverters, verranno messi a terra mediante cavo di rame
con guaina giallo/verde, opportunamente dimensionato, connesso ai rispettivi nodi equipotenziali a loro
volta collegati al sistema di terra disperdente perimetrale mediante conduttori di terra in arrivo sui picchetti
dispersori.
A valle degli scaricatori di sovratensione la sezione del PE sarà di 16 mm². L’impianto di protezione
equipotenziale assolverà alla funzioni di protezione dai contatti indiretti e dalle sovratensioni.
Protezione contro i contatti indiretti
(Norme CEI 64-8/4 sezione 413)
La protezione dai contatti indiretti sarà realizzata mediante interruzione automatica dell'alimentazione.
La misura realizzata soddisfa il richiesto coordinamento tra collegamento a terra del sistema e
caratteristiche dei conduttori di protezione e dei dispositivi di protezione. Questi ultimi sono infatti in
grado di interrompere automaticamente l'alimentazione nei modi e nei tempi previsti dalle norme.
Protezione contro i contatti diretti
(Norme CEI 64-8/4 sezione 412)
La protezione contro i contatti diretti è stata come di seguito realizzata:

-Mediante isolamento delle parti attive.
L'alimentazione degli apparecchi utilizzatori avviene mediante l'uso di conduttori dotati di un isolamento
che può essere rimosso solo mediante distruzione dello stesso, e tale da soddisfare le relative norme.

Mediante involucri e barriere.
Il punto di connessione negli apparecchi utilizzatori è racchiuso in un involucro tale da assicurare un grado
di protezione superiore a IP54 che impedisce il contatto delle parti attive con un dito; mentre le superfici
orizzontali delle barriere o degli involucri che sono a portata di mano hanno un grado di protezione non
inferiore a IP54. La rimozione di involucri o parte di essi è consentita solo mediante uso di chiave o
attrezzo.
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Protezione contro le sovratensioni di origine atmosferica/o manovre
(Norme CEI 64/8 sezione 443)
Devono essere prese in considerazione le sovratensioni che possono apparire all’origine dell’impianto, il
livello ceraunico previsto e il luogo nel quale sono installati e le caratteristiche dei dispositivi di protezione
contro le sovratensioni, in modo che la probabilità di guasti dovuti alle sollecitazioni di sovratensione sia
ridotta ad un livello accettabile.
Per questo motivo inverter lato DC e AC e quadri CA saranno protetti scaricatori di sovratensioni.
Montaggio componenti
I montaggi delle opere elettromeccaniche saranno eseguiti a "perfetta regola d'arte". I montaggi meccanici
in campo, consistono principalmente nel montaggio dei moduli sulle strutture di sostegno.
I montaggi elettrici in campo, consistono principalmente in:
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Collegamento elettrico dei moduli di ciascuna stringa;
Posa in opera dei quadri di parallelo in corrente continua;
Posa in opera degli inverter;
Posa in opera della rete di terra;
Posa dei cavi di collegamento tra le stringhe fotovoltaiche e i quadri di parallelo in corrente continua;
Posa dei cavi di collegamento tra i quadri di parallelo in corrente continua e i rispettivi inverter,
mediante gli appositi cavidotti;
Posa dei cavi di collegamento tra gli inverter e il quadro di parallelo in corrente alternata, mediante gli
appositi cavidotti;
Collaudi
I collaudi consistono in prove di tipo e di accettazione, da eseguire in officina, verifiche dei materiali in
cantiere e prove di accettazione in sito.
Prove di tipo
I componenti che costituiscono l'impianto devono essere progettati, costruiti e sottoposti alle prove
previste nelle norme ed alle prescrizioni di riferimento. Di ciascun componente devono essere forniti i
certificati per le prove di tipo attestanti il rispetto della normativa vigente.
Prove di accettazione in officina
Ove previsto, sono eseguite prove di accettazione a campione o sull'intera fornitura, atte a verificare il
rispetto dei criteri di progettazione e i livelli di qualità richiesti. Tutti i materiali e le apparecchiature di
fornitura devono essere corredati dai propri certificati di origine e garanzia.
Verifiche in cantiere
Prima del montaggio, tutti i materiali e le apparecchiature devono essere ispezionati e verificati, per
accertare eventuali difetti di origine, rotture o danneggiamenti dovuti al trasporto. Al termine delle opere,
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tutti i materiali e le apparecchiature devono essere ispezionati e verificati, per accertare eventuali danni,
dovuti ai lavori, o esecuzioni non a “regola d’arte”.
Prove d’accettazione in sito
Congiuntamente all'Installatore/Appaltatore, sull'impianto fotovoltaico si eseguono le prove e i controlli di
seguito elencati:
1. Esame a vista:
verifica che i componenti e i materiali corrispondano ai disegni e ai documenti di progetto, per quanto
riguarda la quantità, la tipologia, il dimensionamento, la posa in opera e l’assenza di danni o difetti visibili di
fabbricazione;
2. Verifica delle opere civili:
verifica della buona esecuzione delle opere civili e delle finiture, secondo i disegni e i documenti di
progetto;
3. Verifica delle opere meccaniche:
verifica della buona esecuzione dei montaggi meccanici e del corretto allineamento delle strutture, secondo
i disegni e i documenti di progetto; verifica del serraggio della bulloneria, della corretta posa in opera dei
quadri e delle apparecchiature;
4. Verifica della rete di terra:
verifica della corretta esecuzione della rete di terra, mediante i pozzetti di ispezione, in accordo con i
disegni e i documenti di progetto; misura della resistenza di terra: se il valore è superiore a 10 Ω,
l'Appaltatore deve aggiungere ulteriori picchetti e corda di rame, fino ad ottenere il valore richiesto;
5. Verifica dei collegamenti di terra:
verifica della corretta esecuzione dei collegamenti a terra di tutte le parti metalliche non in tensione e degli
scaricatori nei quadri elettrici;
6. Verifica dei collegamenti elettrici:
verifica della corretta esecuzione dei cablaggi e delle marcature dei cavi, secondo i disegni e i documenti di
progetto; controllo del serraggio dei cavi nei rispettivi morsetti e del corretto serraggio di pressacavi e
raccordi;
7. Prova di isolamento verso terra:
verifica di tutti i collegamenti elettrici in c.c. e c.a. nelle seguenti condizioni:
 temperatura ambiente: compresa tra 20 e 45 °C.
 umidità relativa: compresa tra 45 e 85 %.
 tensione di prova: 2000 Vcc per 1 minuto (tutte le apparecchiature elettroniche e i dispositivi di
protezione, per i quali è dannoso tale livello di tensione, devono essere scollegati); la resistenza di
isolamento dell’impianto deve essere adeguata ai valori prescritti dalla norma CEI 64-8/6.
8. Verifica degli organi di manovra e di protezione:
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verifica della funzionalità di interruttori, sezionatori, contattori e scaricatori; controllo e regolazione delle
soglie di intervento dei dispositivi.
9. Misura della resistenza di isolamento del campo fotovoltaico:
la misura, da eseguire con tensione di 1000 Vcc, sui morsetti del QPCC, deve essere superiore a 50/N MΩ
in condizioni di tempo asciutto, e superiore a 20/N MΩ in condizioni di tempo piovoso (N = numero di
moduli).
10. Misura delle tensioni e delle correnti del campo fotovoltaico:
le misure, per ciascuna stringa, sono effettuate sui quadri di parallelo
11. Verifica degli strumenti di misura:
verifica della funzionalità di contatori e indicatori.
Messa in esercizio
Congiuntamente con il gestore della rete elettrica di distribuzione, si eseguiranno le prove e i controlli di
seguito elencati:
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prove funzionali sui quadri e sulle apparecchiature elettriche in corrente alternata BT
avviamento degli inverter
corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle
varie modalità previste dal gruppo di condizionamento e controllo della potenza (accensione,
spegnimento, mancanza rete, ecc.).
Secondo quanto è previsto all'art. 4 comma 4 del decreto 28 Luglio 2005, integrato dal Decreto 6 Febbraio
2006 si procede a verificare le due seguenti condizioni:
a) Pcc > 0,85 x Pnom x I / Istc
dove:
 Pcc = potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico, con precisione
migliore del ±2%;
 Pnom = potenza nominale del generatore fotovoltaico;
 I = irraggiamento misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ±3% (deve essere I >
600 W/m²);
 Istc = 1000 W/m² (irraggiamento in condizioni di prova standard);
b) Pca > 0,9 x Pcc
dove:
 Pca = potenza attiva in corrente alternata, misurata all'uscita del gruppo di conversione della
corrente continua in corrente alternata, con precisione migliore del ±2%.
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Tale condizione deve essere verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di
conversione della corrente continua in corrente alternata.
Documentazione
A conclusione dei lavori di realizzazione dell’impianto, sono emessi e rilasciati i seguenti documenti:
 Progetto “as built” redatto, timbrato e firmato da un progettista abilitato, e integrato con le
eventuali varianti realizzate in corso d’opera (come costruito).
 Manuale d’uso e manutenzione, inclusivo della pianificazione consigliata degli interventi di
 manutenzione, corredato di schede tecniche dei materiali e apparecchiature installati;
 Elenco dei moduli fotovoltaici che compongono l'impianto, indicante modello, marca e numero di
matricola (come riportato dai costruttori), organizzato in ordine progressivo;
 Certificato di collaudo firmato e timbrato in originale dal collaudatore, attestante le verifiche
effettuate e il relativo esito;
 Dichiarazione di conformità, sottoscritta dall’installatore (con abilitazione lettera A) e corredata con
gli eventuali allegati obbligatori e facoltativi;
 Certificati di garanzia relativi alle apparecchiature installate;
 Documentazione attestante che materiali e componenti sono stati specificamente acquistati o
prodotti per l’impianto fotovoltaico in oggetto, o comunque non già impiegati per altri impianti;
 Certificazione di garanzia dei moduli, rilasciata dai costruttori, attestante il numero di anni di
garanzia delle prestazioni dei moduli fotovoltaici installati. La certificazione deve essere rilasciata
per ciascun tipo di modulo fotovoltaico installato;
 Certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità alla norma CEI EN 61215,
per moduli al silicio cristallino, e alla CEI EN 61646 per moduli a film sottile. La certificazione
deve essere rilasciata per ciascun tipo di modulo fotovoltaico installato;
Principali riferimenti normativi
 Le opere e le installazioni relative all’impianto in oggetto al presente progetto, devono essere
eseguite a regola d’arte in conformità alle Norme applicabili CEI, IEC, UNI, ISO vigenti, anche se
non espressamente richiamate nel seguito.
 Le principali normative e leggi di riferimento per la progettazione dell’impianto fotovoltaico sono le
seguenti:
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CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.
CEI 0-3: Guida per la compilazione della documentazione per la legge n. 46/1990.
CEI 11-1: Impianti elettrici con tensione superiore ad 1kV in corrente alternata.
CEI 11-20: Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II
categoria.
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CEI 11-35: Guida all’esecuzione delle cabine elettriche d’utente.
CEI 17-1 Interruttori a corrente alternata a tensione superiore a 1000 V.
CEI 17-6 Apparecchiatura prefabbricata con involucro metallico per tensioni da 1 a 52 kV.
Norma CEI 17-11 Apparecchiatura a bassa tensione - Parte 3: Interruttori di manovra, sezionatori,
interruttori di manovra-sezionatori e unità combinate con fusibili.
CEI 17-13/1 Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT)
- Parte 1: Apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature parzialmente soggette a
prove di tipo (ANS).
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 450/750V.
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 81-1: Protezione delle strutture contro i fulmini.
CEI 81-3: Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato.
CEI 81-4: Valutazione del rischio dovuto al fulmine.
CEI EN 60904-1: Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche
tensionecorrente.
CEI EN 60904-2: Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di
riferimento.
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 (apparecchiature con corrente di ingresso = 16 A per fase).
CEI EN 60555-1: Disturbi nelle reti d’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.
UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
UNI 8477 -1: Calcoli degli apporti per applicazioni in edilizia. Valutazione dell’energia raggiante
ricevuta.
CEI EN 61724: Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, lo
scambio e l'analisi dei dati.
IEC 60364-7-712 Electrical installations of buildings - Part 7-712: Requirements for special
installations or locations Solar photovoltaic (PV) power supply systems.
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− D.LGS 81/08 per la sicurezza e prevenzione infortuni sul lavoro.
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