Componentistica - Caratteristiche tecniche moduli fotovoltaici

REALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
“VOTALARCA I” DELLA POTENZA DI 1.854,72 kWp IN
CONTRADA VOTALARCA DI TREIA (MC)
PROGETTO DEFINITIVO
Soggetto proponente
Solarmarkt Italia S.r.l di Seriate (BG)
Intervento proposto ai sensi del Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007
Versione n.0 del 29/03/2010 - prot. IE-2903-2010 - Committente Solarmarkt Italia Srl
ROMA
Intellienergia Srl
Parco Scientifico dell’Università Tor Vegata
Via della Ricerca Scientifica snc 00133 Roma
c.f. e p. iva 10619391005 – REA 1244731
email: [email protected]
tel. 06/72594065 - fax 06/72594783
www.intellienergia.com
Redazione
Ph.D. dott. ing. Alessandro
Zanini
Senior engineer
[email protected]
Verifica
Ph.D. dott. ing. Giulio de
Simone
Senior engineer
[email protected]
Approvazione
dott. ing. Mario Stizza
Senior engineer
[email protected]
Macerata 19/04/2010
Ing. Mario Stizza
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Roma 29/03/2010
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INDICE
Oggetto
Layout
Il sito
Micrositing
Layout impiantistico
Configurazione Elettrica
Verifica di compatibilità campo fotovoltaico-inverter
Strutture e Occupazione del Suolo
Cabine elettriche
Cabina elettrica di consegna
Scheda riassuntiva Impianto Fotovoltaico
Analisi di producibilità impianto fotovoltaico (micrositing locale/globale) e calcoli prestazionali
impianto secondo norme UNI 10349 e 8477
Componentistica - Caratteristiche tecniche moduli fotovoltaici
Componentisitca - Caratteristiche tecniche quadri di parallelo CC
Componentistica - Caratteristiche tecniche Inverter
Componentistica - Interfaccia di rete
Componentistica – Trasformatore bt/MT
Componentistica – Impianto di terra
Area e Piste di Accesso, Aree Tecniche, Recinzione e Cancello
Cabine Elettriche, Linee di Connessione Interne e Linea di Connessione alla Rete a MT
Scavi, Sbancamenti e Riporti e Caratterizzazione Terre di Scavo
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
Protezione contro i contatti diretti
Protezione contro le sovratensioni di origine atmosferica/o manovre
Montaggio componenti
Collaudi
Messa in esercizio
Documentazione
Principali riferimenti normativi
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Oggetto
Il presente progetto 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 5453,76 kWp, da
ubicarsi nel Comune di Treia (MC) [43°18'20.29"N - 13°21'24.10"E].
Il fondo ove sarà installato l’impianto è individuato al foglio di mappa n. 84 particella n. 13.
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.
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.
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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 dedicatoIl 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 Treia (MC) [43°18'20.29"N - 13°21'24.10"E].
Il fondo ove sarà installato l’impianto è individuato al foglio di mappa n. 84 particelle n. 13.
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.2 moduli sovrapposti
sul lato corto.
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Il layout prescelto nella disposizione delle file di moduli al suolo deriva da un accurato studio di micrositing:
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).
Le altezze rilevate spazzando l’orizzonte da est ad ovest per il sito in esame sono state di seguito
adoperate ai fini della valutazione delle perdite per ombreggiamento clinometrico; va comunque
evidenziato che il sito in esame non presenta problemi di ombreggiamento clinometrico.
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
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0 °
25 °
3,33 m
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Perdite per ombreggiamento
3,0%
Configurazione elettrica
La centrale fotosolare per la produzione di energia elettrica sarà dunque parzializzata su 2 Campi e 16
sottocampi fotovoltaici orientati in modo da massimizzare la produzione di energia elettrica, con azimuth di
0° e angolo di tilt dei pannelli di 25°.
La tecnologia scelta per i moduli è di tipo silicio policristallino Trina TSM-PC5 230 Wp, con potenza di
picco pari a 230 Wp; il generatore fotovoltaico sarà costituito da un totale di 8.064 moduli (P=1,85 MWp)
distribuiti elettricamente su 336 stringhe da 24 moduli per stringa.
In alternativa si potranno prevedere, in sede esecutiva, moduli fotovoltaici e configurazioni elettriche
diverse.
Le 336 stringhe verranno cablate e parallelate in ingresso a n° 2 inverter SMA Sunny Central (del tipo SC
1000 MV e n.1 del tipo SC 800 MV) parzializzando così il generatore fotovoltaico in 2 campi fotovoltaici.
Sono previsti 16 quadri di parallelo sul lato CC, Sunny String Monitor- Cabinet (IP54) – in versione da 8 e
16 stringhe.
Gli String Monitor saranno 8 per l’inverter SC 1000, con un numero massimo di stringhe raccolto da ogni
quadro di parallelo CC pari ad un massimo di 23 stringhe (nel rispetto della condizione di massima corrente
entrante per ciascun canale) e 8 per l’inverter SC 800 MW, con un numero massimo di stringhe raccolto da
ogni quadro di parallelo CC pari ad un massimo di 19 stringhe (nel rispetto della condizione di massima
corrente entrante per ciascun canale).
Gli stringcomb saranno parallelati a gruppi di 2 e collegati al corrispondente canale dell’inverter.
Campo FV
Inv1 –
CAMPO A
Inv2 –
CAMPO B
totale
n.stringhe
184 sottocampo
sottocampo
sottocampo
sottocampo
152 sottocampo
sottocampo
sottocampo
sottocampo
1387 24 sottocampi
1
2
3
4
1
2
3
4
n.stringhe
46
46
46
46
38
38
38
38
336
n. string monitor
2
2
2
2
2
2
2
2
16
n.moduli potenza
1104
253,92
1104
253,92
1104
253,92
1104
253,92
912
209,76
912
209,76
912
209,76
912
209,76
23712
1854,72
Il sistema di conversione sarà quindi di tipo distribuito con un maggior vantaggio in termini di gestione e
continuità di esercizio della centrale FV rispetto ad un sistema di tipo centralizzato.
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Ciascun modulo è provvisto di diodi di by-pass, 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.
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
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 -7°C e + 65°C) che con la
configurazione adottata risultano tutte soddisfatte.
Strutture e Occupazione del Suolo
Il layout impiantistico mostra l’occupazione al suolo stimata per la realizzazione della centrale: l’area lorda
occupata è pari a circa 3,8 ha, mentre la superficie captante è pari a circa 13.200 mq.
In alternativa si potranno prevedere, in sede esecutiva, moduli fotovoltaici con caratteristiche simili o
equivalenti e configurazioni elettriche diverse.
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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 = 13.200 [m²] / 38.300 [m²] = 34 %
I moduli sono disposti su 29 file distanziate con un interasse di 6,35 metri (vedasi per layout e dettagli
tavole SOLARM-TRE2-005-V0 e SOLARM-TRE2-002-V0).
I blocchi elementari sono composti da 24 moduli e risultano essere nel numero complessivo di 336.
Essi verranno ancorati su telai metallici di tipo commerciale fissati al terreno con tecnologia a battipalo, ad
un profondità variabile da 1.5 a 2.0 metri dal piano di campagna, così da poter compensare le irregolarità
del piano di campagna evitando di operate degli sbancamenti e livellamenti dell’area e, per questo motivo, i
singoli sostegni possono essere regolati in altezza.
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 struttura di sostegno, concepite specificatamente per l’impiego in campo aperto, utilizza la tecnologia di
installazione su palificata doppia.
Le strutture sono previste per sostenere i carichi di neve e, soprattutto, generati da venti estremi in
conformità alle disposizioni del D.M. 16 gennaio 1996 per le strutture metalliche ed, in particolare , alle
varie norme tecniche applicabili (Eurocodice 3 per i calcoli strutturali, Eurocodice 9 per le strutture in
alluminio, DIN 1055 per la certificazione sulla staticità dei diversi componenti metallici, ed EN1991 per
tenere conto, in particolare, dei carichi di neve e di vento, ecc.) .
Tutti i componenti sono costruiti in alluminio ed acciaio zincato.
L’elevata resistenza alla corrosione garantisce una lunga durata e offre la possibilità di un riutilizzo
completo.
L’altezza massima dei moduli è di 2,284 m e minima è 0,856 m, mentre le strutture di supporto, in acciaio
zincato, hanno un altezza massima di 2,024 m e minima di 0,602 m e del palo di sostegno posteriore di
1,703 m e quello anteriore 0,841 m.
Ciò consentirà di far penetrare nel suolo sottostante la luce e le acque meteoriche e lo sviluppo della flora e
la fauna locali.
In particolare sarà possibile la manutenzione ordinaria dell’area e, persino, la coltivazione parziale della
stessa con colture compatibili.
Sono previsti circa 4.100 pali distanziati tra di loro di 2,0 metri.
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.
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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.
L'inclinazione di progetto dei moduli fotovoltaici è prevista a 25° rispetto al piano orizzontale e ciò
permette, in relazione alla latitudine del luogo, di ottimizzare l'energia captata dalla superficie attiva del
campo durante l'intera durata dell'anno.
Inoltre al fine di ottenere un angolo limite d’ombreggiamento della fila successiva su quella precedente, le
file parallele di moduli sono distanziate in questo modo da rendere trascurabile l'energia persa durante
l'anno per ombreggiamento reciproco.
Quanto alle caratteristiche distributive e dimensionali dell’impianto e dei supporti si rinvia agli elaborati e
tavole allegate.
Sono presenti, infine, quattro aree tecniche, previste 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.
Particolari struttura di supporto
Cabine elettriche
E’ prevista la realizzazione di:
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


4 cabine inverter e trasformazione, ove verranno installati i gruppi di conversione c.c./a.c. e di
trasformazione bt/MT;
1 cabina tecnica per l’ubicazione dei sistemi di telesorveglianza;
1 cabina di consegna da realizzarsi all’interno dell’area con accesso libero da strada, 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 80 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.
Si rimanda alle tavole per i dettagli dimensionali e costruttivi.
Cabina elettrica di consegna
La cabina di consegna è l’interfaccia tra l’impianto e la rete: essa sarà situata in posizione accessibile ad Enel
in prossimità della linea MT e della cabina secondaria esistente come riportato nella tavola di layout.
Essa sarà costituita da 3 locali separati, denominati rispettivamente locale ENEL, locale misure e locale
utente.
La cabina prefabbricata sarà realizzata mediante una struttura monolitica in calcestruzzo armato vibrato
autoportante, completa di porta di accesso e griglie di aerazione.
Le pareti sia interne che esterne, di spessore non inferiore a 7-8 cm, saranno trattate con intonaco murale
plastico.
Il tetto di spessore non inferiore 6-7 cm, sarà a corpo unico con il resto della struttura e impermeabilizzato
con guaina bituminosa elastomerica applicata a caldo per uno spessore non inferiore a 4 mm,
successivamente protetta.
Il pavimento sarà dimensionato per sopportare un carico concentrato di 50 kN/m² ed un carico
uniformemente distribuito non inferiore a 5 kN/m².
Sul pavimento saranno predisposte apposite finestrature per il passaggio dei cavi MT e BT, complete di
botola di accesso al vano cavi.
Le porte saranno dotate di griglie d’aerazione tipo standard.
I materiali utilizzati, ignifughi ed autoestinguenti, saranno in vetroresina stampata o in lamiera zincata
(norma CEI 11-1 e DPR 547/55 art. 340).
La base della cabina sarà sigillata alla platea, secondo lo standard consolidato con ENEL, mediante
l’applicazione di un giunto elastico tipo: ECOACRIL 150; successivamente la sigillatura sarà rinforzata
mediante cemento anti-ritiro. Per la realizzazione delle fondazioni sulle quali poggeranno le cabine, e per
quelle sulle quali saranno alloggiate le strutture metalliche, si eseguiranno scavi in sezione ristretta con
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mezzo meccanico e qualora il materiale risultante non fosse riutilizzato verrà trasportato alla pubblica
discarica.
L’impianto di terra interno della cabina 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 564971), 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.
Schema di posa della cabina di consegna:
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Scheda riassuntiva Impianto Fotovoltaico
Centrale solare FV –
P=1854,72 kWp / 1800 kWCA
n.1 Inverter SMA Sunny Central SC 1000 MV
n.1 Inverter SMA Sunny Central SC 800 MV
n. 8.064 moduli in silicio policristallino Trina TSM-PC5 230 Wp
n.Campi fotovoltaici = 1 (A,B)
n.Subcampi fotovoltaici = 16 (ciascuno facente ad uno dei 4 blocchi di cui è composto l’inverter)
n.Stringhe = 336 x 24 moduli
Impianto FV al suolo
Sito: Comune di Treia (MC) [43°18'20.29"N - 13°21'24.10"E]
Tilt =25° ; Azimut=0°
Producibilità annua (Norme UNI 10349): 2.397,75 MWh
Producibilità specifica annua: 1292,78 kWh/kWp
Performance ratio: 81,9 %
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.
Software in allegato al testo “Sistemi fotovoltaici:progettazione e valutazione economica in conto energia” – Maggioli
editore – A.Caffarelli-G.de Simone
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Località: Macerata - Latitudine 43.28° Nord
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
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Energia Totale
Energia Totale
(kWh/mq/giorno) (kWh/mq/mese)
1.53
2.33
3.47
4.89
6.31
6.81
7.06
6.03
4.58
3.06
1.78
1.33
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
(kWh/mq/giorno)
0.75
1.03
1.47
1.86
2.08
2.17
1.97
1.81
1.50
1.11
0.81
0.67
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Energia Diffusa
(kWh/mq/mese)
23.3
29.0
45.6
55.8
64.6
65.0
61.1
56.0
45.0
34.4
24.2
20.7
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Altre caratteristiche del sito:
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
Temperatura
media (°C)
3.8
5.3
8.3
12.4
16.3
20.7
23.5
23.2
19.9
14.4
10.5
5.7
Declinazione
media (gradi)
-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)
Altezza media al
mezzoggiorno (°)
25.80
33.76
44.30
56.13
65.51
69.80
67.90
60.17
48.93
37.12
27.80
23.67
23.27
Modulo azimut ad
alba/tramonto (°)
68.90
77.49
87.72
98.98
108.69
113.67
111.41
103.02
92.09
80.83
71.18
66.38
gradi
Sistema Fisso
Esposizione pannello FV
anglo di tilt
orientamento rispetto all'azimut
25.00
0.00
gradi
gradi
Valori di irraggiamento sul piano inclinato:
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
IE-2903-2010 v.0
Energia Totale
(kWh/mq/giorno)
2.31
3.18
4.15
5.24
6.23
6.48
6.83
6.28
5.35
4.11
2.66
2.10
Energia Totale
(kWh/mq/mese)
71.7
89.8
128.8
157.1
193.2
194.4
211.8
194.6
160.5
127.4
79.7
65.0
Roma 29/03/2010
Energia Diffusa
(kWh/mq/mese)
23.3
29.0
45.6
55.8
64.6
65.0
61.1
56.0
45.0
34.4
24.2
20.7
Incidenza
Energia Diffusa
32.4%
32.3%
35.4%
35.6%
33.4%
33.4%
28.9%
28.8%
28.0%
27.0%
30.3%
31.8%
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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
T
gennaio
-0.1120
febbraio
-0.0703
marzo
-0.0132
aprile
0.0513
maggio
0.1011
giugno
0.1230
luglio
0.1134
agosto
0.0730
settembre
0.0121
ottobre
-0.0523
novembre
-0.1017
U
0.89
0.93
0.95
0.94
0.90
0.87
0.89
0.92
0.95
0.94
0.90
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 (°)
-82.7
-85.6
-89.2
-93.1
-96.5
-98.1
-97.4
-94.5
-90.7
-86.8
-83.5
ω2 (°)
82.7
85.6
89.2
93.1
96.5
98.1
97.4
94.5
90.7
86.8
83.5
dicembre
0.87
0.00
66.4
-81.9
81.9
-66.4
66.4
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
1874.7
2187.1
2510.2
2756.7
2877.4
2910.0
2897.3
2817.0
2619.3
2301.3
1958.9
1781.1
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
2.04
1.67
1.36
1.13
0.99
0.94
0.96
1.07
1.26
1.55
1.93
2.17
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/H
h
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
1.51
1.36
1.20
1.07
0.99
0.95
0.97
1.04
1.17
1.34
1.49
1.57
-0.1228
ω' (°)
ω'' (°)
-68.9
68.9
-77.5
77.5
-87.7
87.7
-93.1
93.1
-96.5
96.5
-98.1
98.1
-97.4
97.4
-94.5
94.5
-90.7
90.7
-80.8
80.8
-71.2
71.2
Parametri intermedi di calcolo (UNI 8477):
Mese
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
IE-2903-2010 v.0
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
Roma 29/03/2010
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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
gennaio
0.7%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
-34.1%
0.0%
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
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%
-10.2%
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%
-1.1%
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
agosto
settembre ottobre novembre
-10.2%
-8.4%
-5.3%
-3.1%
-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%
0.0%
-5.8%
-25.3%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
dicembre
-0.4%
-3.0%
-1.0%
-2.4%
-1.8%
-2.0%
-3.0%
-49.5%
0.0%
Producibilità:
energia irr. sui moduli (kWh/mq)
energia persa per ombr. (kWh/mq)
energia utile (kWh/mq)
efficienza di sistema
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)
IE-2903-2010 v.0
gennaio
71.73
24.47
47.26
0.88
41.63
luglio
211.82
0.00
211.82
0.78
166.06
febbraio
89.79
9.15
80.65
0.87
70.45
agosto
194.62
0.00
194.62
0.79
152.86
marzo
128.78
1.37
127.41
0.86
109.42
Mesi
aprile
157.06
0.00
157.06
0.84
131.70
Mesi
settembre
ottobre
160.52
127.38
0.00
7.38
160.52
120.00
0.80
0.83
128.69
99.45
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maggio
193.25
0.00
193.25
0.82
158.34
giugno
194.38
0.00
194.38
0.80
155.06
novembre
79.72
20.18
59.54
0.85
50.49
dicembre
65.02
32.18
32.84
0.87
28.62
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Valori Annui:
Producibilità annua (kWh/kWp)
Efficienza di sistema
Perdite per Ombreggiamento
1292,8
81,9%
3,0%
La producibilità specifica annua del sito ammonta a 1.292,8 kWh/kWp, mentre l’efficienza del sistema
risulta dell’81,9% e le perdite per irraggiamento ammontano al 3,0%.
La producibilità annua, per una potenza nominale di installazione di 1854,72 kWp, è stimata in 2.397,74
MWh.
L’energia prodotta comporta un risparmio di energia primaria d’origine fossile pari a circa 551,48
Tep/anno (Tep:tonnellate equivalenti di petrolio), mentre le emissioni evitate di CO2 ammontano a circa
1.280,39 t/anno, avendo assunto per ogni MWh elettrico prodotto un risparmio di energia fossile pari 0,23
Tep (Tonnellate equivalenti di petrolio) e per il calcolo della CO2, una emissione media evitata di 534
kg/MWh (fonte rapporto ambientale ENEL 2001).
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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 Sunny String Monitor-Cabinet della SMA (SSM-C). Le singole correnti di stringa
vengono costantemente misurate e monitorate dal quadro.
Eventuali anomalie di funzionamento del generatore vengono riconosciute ed analizzate dal sistema di
monitoraggio.
L'involucro con tipo di protezione IP54 protegge efficacemente il sottodistributore CC da acqua e polvere.
Il dispositivo di protezione dalle sovratensioni e la protezione stringa garantiscono la massima sicurezza.
Il Sunny String Monitor-Cabinet a 16 ingressi consente il collegamento di 16 o 32 stringhe, mentre nel
modello a 8 ingressi se ne possono collegare 8 o 16.
L'SSM-C a 8 ingressi può essere disconnesso sul lato CC per mezzo di un sezionatore di carico da 125
A e l’SSM-C a 16 ingressi con uno da 250 A.
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Segue la scheda tecnica dei quadri:
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Componentistica - Caratteristiche tecniche Inverter
Gli inverter prescelti sono idonei al trasferimento della potenza dal generatore alla rete, in conformità ai
requisiti normativi, tecnici e di sicurezza applicabili:









Progetto e costruzioni conformi requisiti della “Direttiva Bassa Tensione” e della “Direttiva EMC”.
Conversione c.c/c.a ad elevata efficienza
Trasformatore ad elevato rendimento in uscita capace di garantire un totale isolamento tra rete e
centrale fotovoltaica (sezione c.c. del generatore).
Filtri per la soppressione dei disturbi indotti ed emessi sia condotti che irradiati.
Controllo della corrente fornita in uscita tramite dispositivo elettronico in modo da garantire la forma
sinusoidale con distorsione estremamente bassa;
Funzionamento in parallelo con la rete a cosφ=1;
Monitoraggio a distanza;
Conformità marchio CE;
Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciata dal costruttore,
con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di certificazione
abilitato e riconosciuto.
Per i dimensionamenti elettrici e le relative verifiche è stato assunto l’impiego di n.4 inverter della casa
costruttrice SMA modello SC1250MV e SC1000MV di cui seguono le caratteristiche.
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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
Si utilizzeranno i 4 trafi bt/MT integrati negli inverters da 630 kVA. Caratteristiche dei trafi:
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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 564971), 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.
Area e piste di accesso, aree tecniche, recinzione e cancello
Quanto all’accesso all’impianto, esso è garantito dalla strada comunale e da una strada locale esistente, che
ha adeguate caratteristiche tecniche per le esigenze di cantiere e di esercizio dell’impianto.
Tale accesso ora è adibito, oltre che per l’accesso al fondo di ubicazione dell’impianto anche per l’accesso
ad una abitazione.
Nel progetto sono previste cinque aree tecniche, di cui quattro da realizzare per il posizionamento degli
apparati di conversione/trasformazione dei livelli di potenza/tensione della centrale solare fotovoltaica
(cabina inverter e trafo), ed uno per l’ubicazione della cabina di consegna.
E’ prevista, un’ulteriore cabina in una delle aree tecniche ove saranno collocati i sistemi di gestione,
manutenzione e di videosorveglianza.
La superficie delle piazzole risulta come segue:
•
piazzola di consegna e zona tecnica: 80 mq;
•
piazzola cabina inverter/trasformazione “1”: 200 mq;
•
piazzola cabina inverter/trasformazione “2”: 200 mq;
per un totale della superficie per piazzole di 280mq.
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:
•
•
larghezza 4,00m;
raggio di volta> 13,00 m;
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•
•
pendenza: non superiore al 10%;
resistenza al carico: superiore a 12 tonnellate per asse.
Le piazzole sono connesse tra di loro da 250 metri di pista interna e 15 metri di pista d’accesso.
Le piste hanno larghezza di quattro metri e sono realizzate, così come per le piazzole, mediante messa in
opera di uno strato di circa 20 cm di materiale ghiaioso misto stabilizzato di cava, a bassa densità di
impermeabilizzazione ed saranno aderanti all’andamento del terreno.
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.
E’ prevista l’esecuzione di un cancello e di una recinzione metallica zincata per una lunghezza complessiva
di 850 metri circa le cui caratteristiche dimensionali sono riportate negli allegati progettuali.
La recinzione è prevista a maglia rombica in ferro zincato plastificato di opportuno spessore e con altezza
di 2 m e di colore verde.
Alla base viene lasciato un spazio di 15 cm per consentire la continuità ecologica per il passaggio della
piccola fauna.
Sarà posta in opera su paletti in ferro zincato IPE ad ali parallele di altezza di 2.5 m, posti a distanza non
superiore a 3 m oltre ad un contrafforto ogni 25 m circa e sarà corredata di legatura con filo di ferro alle
asole dei paletti, e ancorati a piccoli plinti di calcestruzzo.
I pali da mettere in opera sono circa 300 pali, distanziati tra di loro di 3 metri, ed incardinati sul terreno
mediante basamenti di calcestruzzo gettato in opera.
Sarà realizzato, pure, un cancello con struttura e pannelli in acciaio zincato, anch’esso di color verde (vedasi
le planimetrie allegate).
Cabine elettriche, linee di connessione interne e linea di connessione alla
rete a MT
Quanto alle cabine elettriche, nella tavola allegata sono indicate le caratteristiche e dimensioni.
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 80 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.
La cabina di consegna è l’interfaccia tra l’impianto e la rete: essa sarà situata in posizione perimetrale
relativamente ai terreni interessati all’installazione fotovoltaica come riportato nella tavola di layout.
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La cabina prefabbricata sarà realizzata mediante una struttura monolitica in calcestruzzo armato vibrato
autoportante, completa di porta di accesso e griglie di aerazione.
Le pareti sia interne che esterne, di spessore non inferiore a 7-8 cm, saranno trattate con intonaco murale
plastico.
Il tetto di spessore non inferiore 6-7 cm, sarà a corpo unico con il resto della struttura e impermeabilizzato
con guaina bituminosa elastomerica applicata a caldo per uno spessore non inferiore a 4 mm,
successivamente protetta.
Il pavimento sarà dimensionato per sopportare un carico concentrato di 50 kN/m² ed un carico
uniformemente distribuito non inferiore a 5 kN/m².
Sul pavimento saranno predisposte apposite finestrature per il passaggio dei cavi MT e BT, complete di
botola di accesso al vano cavi su cui verrà poggiata la cabina stessa.
Le porte saranno dotate di griglie d’aerazione tipo standard.
I materiali utilizzati, ignifughi ed autoestinguenti, saranno in vetroresina stampata o in lamiera zincata
(norma CEI 11-1 e DPR 547/55 art. 340).
La base della cabina sarà sigillata alla platea, secondo lo standard consolidato con ENEL, mediante
l’applicazione di un giunto elastico tipo: ECOACRIL 150; successivamente la sigillatura sarà rinforzata
mediante cemento anti-ritiro.
L’impianto di terra interno della cabina 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 564971), 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.
Quanto al trasformatore è stato scelto con isolamento in resina epossidica per evitare rischi ambientali.
Sia il generatore fotovoltaico che le cabine elettriche sono dotati di sistemi di protezione dalle scariche
atmosferiche.
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 avranno 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.
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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.
Tipo di posa prevista in conformità alla modalità “N” delle Norme CEI 11-17
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.
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•
•
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.
Quanto al cavidotto interrato di bt risulta essere lungo 500 metri circa, mentre quello in MT interrato risulta
di 200 metri circa.
Scavi, sbancamenti e riporti e caratterizzazione terre di scavo
Come sottolineato in precedenza, in ragione della morfologia pianeggiante del terreno, non si rendono
necessari sbancamenti e riporti o livellamenti del terreno.
Tuttavia per la posa in opera dei cavidotti e delle cabine elettriche si rendono necessari degli scavi del
terreno alla profondità di circa 1,20m per i cavidotti e di 0,5-0,8 m per le sottofondazioni delle cabine.
La lunghezza complessiva dei cavidotti è stimata pari ad 700 metri per un volume di scavo complessivo
stimato in 700 mc, di cui la quasi totalità sarà rimesso in situ.
Per la realizzazione delle fondazioni delle cabine si eseguiranno scavi con mezzo meccanico per circa 13
mc/cabina (complessivamente per 6 cabine circa 78 mc).
Il volume di scavo delle sottofondazioni delle cabine è stimato in circa 45 mc.
L’eventuale materiale in eccesso, stimato in circa 150mc, sarà utilizzato per il rifianco delle cabine stesse o
sul terreno medesimo.
Le superfici rinfiancate saranno sistemate a verde con essenze autoctone.
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.
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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.
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:
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•
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.
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:
•
•
•
•
•
•
•
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;
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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,
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;
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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 648/6.
8. Verifica degli organi di manovra e di protezione:
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:
•
•
•
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.).
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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%.
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;
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•
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:
• CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.
• CEI 0-16: Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT
delle imprese distributrici di energia elettrica.
• CEI 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.
• 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.
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•
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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.
D.M. 37/08 : Regolamento ai sensi della legge n. 248 del 2 dicembre 2005, recante riordino delle
disposizioni in materia di attività di installazione degli impianti all’interno degli edifici.
D.LGS 81/08 per la sicurezza e prevenzione infortuni sul lavoro.
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