COMUNITA’ MONTANA VALTELLINA DI TIRANO
Provincia di Sondrio
UFFICIO TECNICO DI COMUNITA’ MONTANA
CAPITOLATO PRESTAZIONALE PER
PROGETTAZIONE FORNITURA E POSA IN OPERA
DI IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 49,98 KWp NEL
COMUNE DI LOVERO
Il Responsabile del procedimento
Ing. Piero Patroni
Tirano 13 marzo 2007
1
INDICE
GENERALITA’
1
2
3
OGGETTO
NORMATIVA DI RIFERIMENTO
DATI AMBIENTALI DEL SITO DI INSTALLAZIONE
PARTE PRIMA – DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
DESCRIZIONE GENERALE DELL’IMPIANTO
MODULI E STRINGHE FOTOVOLTAICHE
STRUTTURA DI SOSTEGNO AD INSEGUIMENTO MONOASSIALE
QUADRI DI PARALLELO
GRUPPO DI CONVERSIONE
QUADRO DI INTERFACCIA
COLLEGAMENTI ELETTRICI
IMPIANTO DI MESSA A TERRA
SISTEMA DI ACQUISIZIONE DATI
IMPIANTO DI VIDEOSORVEGLIANZA
PARTE SECONDA – REALIZZAZIONE DELLE OPERE
14
15
16
17
18
19
20
OPERE CIVILI, CAVIDOTTI ED ILLUMINAZIONE ESTERNA
LIVELLO QUALITATIVO DEI MATERIALI FORNITI
CAMPIONI
VERIFICHE, PROVE E COLLAUDI D’IMPIANTO
PIANO DI SICUREZZA
GARANZIE E MANUTENZIONE
SMALTIMENTO MATRIALI DI CANTIERE
PARTE TERZA – DOCUMENTAZIONE, VALUTAZIONE OFFERTA E TEMPISTICHE
21
22
23
24
25
26
27
DOCUMENTAZIONE DA FORNIRE IN SEDE DI OFFERTA
ELENCO ELABORATI DA PRESENTARE NEL PROGETTO DEFINITIVO / ESECUTIVO
DOCUMENTAZIONE DI ACCOMPAGNAMENTO ALLA REALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO
PRATICHE PRESSO GRTN ED UTF
CRONOPROGRAMMA
PAGAMENTI
RESPONSABILITÀ DI CANTIERE
2
1. OGGETTO
Il contratto ha per oggetto la fornitura e posa in opera, di un impianto di produzione di energia
elettrica tramite conversione fotovoltaica, da realizzare con posizionamento a terra su strutture ad
inseguimento solare monoassiale orizzontale nelle aree delimitate all’interno del riferimento
catastale part. n° 386, foglio 12 sito nel Comune di Lovero (SO). L’impianto fotovoltaico sarà
caratterizzato da una potenza nominale ad STC massima pari 49,98 kWp (con valor minimo
accettato pari a 49,94 kW) ed utilizzerà moduli in silicio monocristallino, in conformità a quanto
previsto dal Decreto MAP 28 luglio 2005 e a quanto autorizzato (49,98 kWp) dal GRTN (pratica n.
14646) al fine dell’ottenimento della tariffa incentivante. A servizio del sistema fotovoltaico dovrà
essere previsto un impianto di videosorveglianza dell’area, di illuminazione esterna fotovoltaica ed
un sistema di acquisizione dei dati di funzionamento.
Il sistema fotovoltaico sarà collegato alla rete di bassa tensione presso una cabina secondaria
ENEL. Il nuovo impianto e le relative apparecchiature dovranno essere forniti ed installati,
consegnati completamente ultimati e funzionanti. Gli stessi dovranno essere realizzati a regola
d’arte, in ottemperanza alla normativa tecnica e alle prescrizioni del Capitolato Tecnico.
2. NORMATIVA DI RIFERIMENTO
Il progetto e la realizzazione dell’impianto fotovoltaico oggetto del presente bando dovrà rispettare
integralmente le seguenti disposizioni legislative e normative, rilevanti anche ai fini dell'art. 4,
comma 1 del Decreto 28 Luglio 2005 e successivi decreti integrativi: ad esse si farà riferimento in
sede di accettazione della fornitura, verifiche preliminari ed in sede di collaudo finale.
− CEI 64-8:
− CEI 11-20 e varianti:
− CEI EN 60904-1:
− CEI EN 60904-2:
− CEI EN 60904-3:
− CEI EN 61727:
− CEI EN 61215:
− CEI EN 61000-3-2:
− CEI EN 60555-1:
Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V
in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua;
Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi i continuità collegati a
reti di I e II categoria;
Dispositivi fotovoltaici - Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche
tensione-corrente;
Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di
riferimento;
Dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari
fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento;
Sistemi fotovoltaici (FV) – Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con
la rete;
Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica
del progetto e omologazione del tipo;
Compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti Sezione 2: Limiti
per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di
ingresso = 16 A per fase);
Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi
elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1:
3
Definizioni;
− CEI EN 60439-1-2-3:
− CEI EN 60445:
− CEI EN 60529:
− CEI EN 60099-1-2:
− CEI 20-19:
− CEI 20-20:
− CEI 81-1:
− CEI 81-3:
− CEI 81-4:
− CEI 0-2:
− CEI 0-3:
− CEI 64-57
− UNI 10349:
− CEI EN 61724:
Apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione;
Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei
conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico;
Gradi di protezione degli involucri (codice IP);
Scaricatori per sovratensioni;
Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750
V;
Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a
450/750V;
Protezione delle strutture contro i fulmini;
Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro
quadrato;
Valutazione del rischio dovuto al fulmine;
Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti
elettrici;
Guida per la compilazione della documentazione per la legge n.
46/1990;
Impianti di piccola produzione distribuita;
Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la
misura, lo scambio e l'analisi dei dati;
Inoltre:
− conformità alla marcatura CE per i moduli fotovoltaici e per il convertitore c.c. / c.a. ;
− UNI/ISO per le strutture meccaniche di supporto e di ancoraggio dei moduli fotovoltaici.
− norme CEI 110-31,28
per il contenuto di armoniche e i disturbi indotti sulla rete dal
convertitore c.c. / c.a. ;
− norme CEI 110-1, le CEI 110-6 e le CEI 110-8 per la compatibilità elettromagnetica (EMC) e la
limitazione delle emissioni in RF.
− DPR 547/55 e D.Lgs. 626/94 e successive modificazioni e integrazioni, per la sicurezza e la
prevenzione degli infortuni sul lavoro;
− legge 46/90 e DPR 447/91 (regolamento di attuazione della legge 46/90) e successive
modificazioni e integrazioni, per la sicurezza elettrica.
− DK 5940 Ed II : Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT di Enel
Distribuzione;
− Decreto 28 Luglio 2005 “Criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare”, modificato ed integrato con il
Decreto ministeriale 6 febbraio 2006 e dal DM del 19 febbraio 2007
Qualora le sopra elencate norme siano modificate o aggiornate nel corso dell'espletamento della
presente procedura di selezione e di esecuzione contrattuale, si applicano le norme in vigore.
Si applicano inoltre, per quanto compatibili con le norme sopra elencate, i documenti tecnici
emanati dalle Società di distribuzione di energia elettrica riportanti disposizioni applicative per la
connessione di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica.
4
3. DATI AMBIENTALI DEL SITO DI INSTALLAZIONE
Non essendo disponibili dati storici meteorologici per la località (Lovero - SO) ove viene realizzato
l’impianto, l’Aggiudicatario dovrà riferirsi ai dati normati nelle tabelle UNI 10349 per la valutazione
della producibilità dell’impianto richiesta nel progetto esecutivo.
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PARTE PRIMA – DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
4. DESCRIZIONE GENERALE DELL’IMPIANTO
Il sistema fotovoltaico sarà installato nell’area individuata nel progetto preliminare ubicata nel
Comune di Lovero (SO) al foglio 12 part. 386 e delimitata dai confini interni alla recinzione riportati
nel progetto preliminare (superficie totale disponibile = 1460 m2). Non è consentito modificare se
non in diminuzione la suddetta area. Il generatore fotovoltaico dovrà essere montato su un sistema
ad inseguimento con un solo asse di rotazione orizzontale e dimensionato in modo che la potenza
nominale installata in condizioni STC sia compresa tra 49,94 e i 49,98 KWp. L’architettura elettrica
del sistema in corrente continua deve essere prevista con stringhe flottanti senza punti di
collegamento a terra (sistema IT) e formate da moduli identici in numero, marca, prestazione
elettrica ed esposizione.
Il sistema in corrente continua afferisce ad uno o più quadri di parallelo stringhe fino al gruppo di
conversione che dovrà essere composto da un massimo di 2 (due) convertitori idonei al
trasferimento della potenza del generatore fotovoltaico alla rete secondo la normativa vigente.
L’uscita elettrica del/i convertitore/i afferirà ad un quadro di interfaccia per il parallelo alla rete di
collegamento disponibile in bassa tensione 380V trifase, 50 Hz all’interno di una cabina secondaria
ENEL MT/bt posta a circa 150 m dall’area di posa.
L’impianto fotovoltaico dovrà essere dotato di sistema di monitoraggio delle prestazioni (data
logger) tale da permettere, attraverso un software dedicato, l’interrogazione in ogni istante
dell’impianto al fine di verificare la funzionalità degli inverter installati e dell’inseguitore, con la
possibilità di visionare le funzioni di stato, comprese le anomalie di funzionamento, il tutto da
postazione remota (sede della Comunità Montana Valtellina di Tirano). Al sistema di acquisizione
faranno capo anche le misure di irraggiamento sul piano dei moduli e la temperatura ambiente con
relativi sensori.
L’alloggiamento dei convertitori e del quadro di interfaccia dovrà essere all’interno dell’edificio
adiacente all’area di posa (vedi planimetria preliminare in un locale di disimpegno individuato,
mentre i quadri di parallelo saranno fissai alle strutture di sostegno dell’inseguitore.
L’impianto fotovoltaico dovrà essere completato da recinzione con accessi carrabile e pedonabile
ed impianto di videosorveglianza.
Le offerte che non rispetteranno queste prescrizioni tecniche verranno esclusi dalla gara di
fornitura in opera.
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5. MODULI E STRINGHE FOTOVOLTAICHE
L’impianto fotovoltaico dovrà essere realizzato utilizzando moduli fotovoltaici:
o certificati IEC 61215 e Classe II;
o assemblati con celle di silicio monocristallino;
o composizione vetro-tedlar con cornice;
o J-box sul retro;
o Cavi precablati sez min 2,5 mm2;
o Connettori preintestati tipo MC o Tyco;
In sede di progettazione preliminare sono stati previsti due tipi di moduli fotovoltaici:
TIPO1
Potenza di picco (Pmax)
Tolleranza sulla potenza
Corrente di corto circuito (Isc)
Tensione di circuito aperto (Voc)
Tensione al punto di massima potenza (Vmp)
Corrente al punto di massima potenza (Imp)
Coefficienti di temperatura:
Potenza
Tensione
Corrente
Tensione massima di sistema (Vdc):
(*)
Efficienza del modulo
Valori di riferimento
(°)
210 Wp
± 5%
5,65 A
47,8 V
40,0 V
5,25 A
- 0.38%/°C
- 136.8 mV/°C
Dati oggetto di
valutazione (*)
min 210 Wp
<= 5%
2,2 mA/°C
1000 V
16.9 %
min 1000 V
min 16 %
TIPO2
(*)
Potenza di picco (Pmax)
Corrente di corto circuito (Isc)
Tensione di circuito aperto (Voc)
Tensione al punto di massima potenza (Vmp)
Corrente al punto di massima potenza (Imp)
Coefficienti di temperatura:
Potenza
Tensione
Corrente
Tensione massima di sistema (Vdc):
Efficienza del modulo
Garanzia sulla prestazione in potenza
Dimensioni:
Peso
Valori di riferimento
220 Wp
5,95 A
48,3 V
39,8 V
5,53 A
-0.38%/°C
-136.8 mV/°C
2,3 mA/°C
1000 V
17.7 %
Lunghezza
Larghezza
Spessore
Tolleranza
min 220 Wp
<= 5%
-20% in 25 anni
1559 mm
798 mm
46 mm
16 kg
min 1000 V
min 16%
>= 25 anni
max 1620 mm
max 820 mm
max 18
7
Nota:
(°) I dati si riferiscono alle condizioni di prova STC
(*) I dati indicati in questa colonna saranno considerati nei criteri di valutazione delle offerte
Le certificazioni dovranno essere rilasciate da laboratori accreditati secondo la norma ISO/IEC
17025.
Le stringhe che costituiscono l’impianto saranno formate da un adeguato numero di moduli in serie
in modo da accoppiarsi con il convertitore soddisfacendo alle seguenti disuguaglianze:
Vgen max (+70°C) < Vinv MPPT min
Vgen min (-10°C) < Vinv MPPT max
Voc max (-10°C) < Vinv MPPT min
Inoltre dovrà essere verificato che:
Voc max (-10°C) < Vmax sistema
Saranno da preferire composizioni di stringhe con un numero elevato di moduli in modo da
contenere le correnti totali. La sezione dei cavi di stringa non deve essere inferiore ai 4 mm2.
L’Aggiudicatario dovrà prevedere parti a scorta.
6. STRUTTURA DI SOSTEGNO AD INSEGUIMENTO MONOASSIALE
Il generatore fotovoltaico dovrà essere montato su una struttura mobile con un unico asse di
rotazione (inseguitore monoassiale) orizzontale e suddiviso in più filari spaziati in maniera
opportuna in relazione alla strategia di inseguimento del disco solare prevista. La struttura a
inseguimento dovrà essere realizzata in alluminio o in acciaio zincato a caldo. L’esecuzione
dell’opera avverrà in officina con componenti da assemblare in opera a mezzo bullonature; l’uso di
tagli e saldature nel luogo dei lavori; trattandosi di strutture esposte è assolutamente da evitare. I
criteri di dimensionamento delle strutture di supporto dei moduli devono essere eseguite secondo
le Norme CNR-UNI, circolari ministeriali ecc. per quanto riguarda le azioni del vento, della neve e
gli stress termici e secondo le Norme vigenti per quanto riguarda le sollecitazioni sismiche.
Eventuali riduzioni dei valori di riferimento nelle azioni rispetto ai valori fissati dalla normativa
devono essere esplicitamente segnalate ed approvate in sede di progetto esecutivo dalla
Committenza.
Il/i motore/i che regola il movimento del dispositivo di attuazione deve essere alimentato ad
energia elettrica. L’inseguimento solare dovrà essere regolato da un algoritmo tempo-dipendente
da descrivere nella relazione tecnica costituente parte del progetto esecutivo. In caso di azione del
vento eccedente i valori progettuali l’inseguitore dovrà porsi in posizione orizzontale.
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L’altezza massima della vela del filare non dovrà mai superare i 2,5 m rispetto al piano di
campagna a causa della presenza di una linea elettrica a 135 kV che attraversa il sito.
L’altezza minima dovrà essere dimensionata per non avere problematiche di ombreggiamento o di
rotazione a causa di precipitazioni nevose o di crescita di piante erbacee. Indicativamente si
stabilisce in circa 80 cm.
Si osserva che l’Aggiudicatario dovrà presentare un’analisi di valutazione che presenti la scelta
ottimale dei parametri:
-
angolo di rotazione della vela del filare;
-
dimensione della vela del filare;
-
interspazio tra i filari per evitare ombreggiamento reciproco;
-
strategia di inseguimento del disco solare
in modo da massimizzare l’energia captata. La disposizione dei pannelli riportata sul progetto
preliminare è puramente indicativa e non tiene conto dell’analisi richiesta all’Aggiudicatario.
7. QUADRI DI PARALLELO
La funzione dei quadri di parallelo dovrà essere quella di:
o provvedere al parallelo elettrico delle stringhe afferenti tramite morsetti;
o provvedere alla protezione elettrica delle stringhe da sovratensione indotta tramite limitatori
(scaricatori);
o provvedere al sezionamento di ciascuna delle stringhe (morsetti sezionabili) e dell’uscita
(sezionatore o interruttore generale)
Sarà cura del progettista giustificare il numero previsto di quadri di parallelo in relazione al numero
delle stringhe progettate in modo da minimizzare i costi in relazione alle perdite elettriche sui cavi.
I quadri di parallelo saranno costituiti da shelter in vetroresina o materiale termoplastico
autoestinguente con grado di protezione esterno almeno IP 54, grado di protezione interno IP 20
con porta incernierata con riquadro in vetro e chiusura con chiave triangolare. Il montaggio di ogni
componente dovrà essere tale da impedire contatti accidentali con parti in tensione come richiesto
dalle norme CEI 17-13. Il fissaggio deve essere previsto alla struttura di sostegno.
La disposizione topografica dei cavi elettrici in arrivo ai quadri di parallelo deve permettere di
eseguire la misura della corrente circolante nei cavi stessi a mezzo di apposita sonda toroidale
durante le operazioni di manutenzione e/o ricerca guasti. I cavi elettrici devono avere sezione tale
da non creare caduta di tensione superiori a 1 % della tensione nominale a 25°C.
L’ingresso delle stringhe nel quadro sarà realizzato con connettori identici a quelli di collegamento
tra i moduli del generatore fotovoltaico montati di serie sui moduli stessi.
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Il quadro elettrico verrà certificato e marchiato dal costruttore come AS o ANS secondo le norme
CEI 17-11 e CEI 23-51 dove applicabili. Sull’involucro esterno verrà posto il marchio CE.
8. GRUPPO DI CONVERSIONE
Il/i convertitore/i c.c./c.a.(inverter) utilizzati dovranno essere idonei al trasferimento della potenza
dal campo fotovoltaico alla rete del distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di
sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso di queste apparecchiature
dovranno essere compatibili con quelli del rispettivo campo fotovoltaico, mentre i valori della
tensione e della frequenza in uscita dovranno essere compatibili con quelli della rete alla quale
viene connesso l’impianto.
Le caratteristiche principali del gruppo di conversione dovranno essere:
− commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), assimilabile a "sistema non
idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a quanto
prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di funzione MPPT
(inseguimento della massima potenza)
− rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF: conformità norme
CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8
− protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e frequenza della rete
e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle norme CEI 11-20 ed a quelle
specificate dal distributore elettrico locale. Reset automatico delle protezioni per
predisposizione ad avviamento automatico
− conformità marcatura CE
− dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato dal
costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di
certificazione accreditato presso il circuito EA
− efficienza europea > 93 %;
− varistori in ingresso
− controllo isolamento
− separazione galvanica
- shelter da interno
Il costruttore del componente dovrà garantire la possibilità di stipulare contratti di estensione della
garanzia e/o manutenzione straordinaria annua.
L’Aggiudicatario dovrà prevedere adeguato numero e tipo di parti a scorta che saranno descritti in
sede di offerta.
I convertitori saranno alloggiati nel locale di disimpegno dell’edificio adiacente all’area di posa.
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9. QUADRO DI INTERFACCIA
Il quadro di interfaccia assolve la funzione di:
-
protezione e sezionamento elettrico di ognuno dei convertitori dell'impianto (interruttori
automatici)
-
protezione delle linea trifase da sovratensioni indotte (scaricatori) in ingresso lato rete
-
qualora siano presenti più di 1 inverter, realizzare il parallelo elettrico tra i convertitori in modo
che siano distribuiti sulle 3 fasi del sistema di distribuzione
-
protezione di interfaccia verso la rete elettrica (relè di protezione di max, min tensione e
frequenza + dispositivo di interfaccia) conforme alle prescrizioni Enel DK 5940
-
nodo equipotenziale di terra
Il quadro elettrico verrà certificato e marchiato dal costruttore come AS o ANS secondo le norme
CEI 17-11 e CEI 23-51 dove applicabili. Sull’involucro esterno verrà posto il marchio CE.
Il quadro di interfaccia sarà costituito da shelter in vetroresina o materiale termoplastico
autoestinguente con grado di protezione esterno almeno IP 40, grado di protezione interno IP 20
con porta incernierata con riquadro in vetro e chiusura con chiave triangolare. Il montaggio di ogni
componente dovrà essere tale da impedire contatti accidentali con parti in tensione come richiesto
dalle norme CEI 17-13. Il fissaggio deve essere previsto a parete all’interno del locale di
disimpegno dell’edificio adiacente all’area di posa.
10. COLLEGAMENTI ELETTRICI
Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame scelti in funzione della
effettiva tensione di esercizio e portata e del tipo unificato e/o armonizzato e non propaganti
l’incendio. I cavi impiegati per il cablaggio del sistema in corrente continua devono essere unipolari
con connettori all’ingresso dei quadri di parallelo. La sezione dei cavi dovrà essere dimensionata
per garantire una caduta di tensione inferiore al 2% del valore misurato da qualsiasi modulo al
gruppo di conversione.
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o la
manutenzione, i conduttori dovranno avere la seguente colorazione:
- Conduttore di protezione:
giallo-verde (obbligatorio)
- Conduttore di neutro:
blu chiaro (obbligatorio)
- Conduttore di fase:
grigio/marrone/nero
- Conduttore per circuiti in c.c.:
indicazione del positivo con “+” e del negativo con “-“
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I collegamenti equipotenziali delle strutture metalliche di sostegno alla sbarra di terra e da questa
al quadro di interfaccia saranno realizzati con capocorda ad occhiello e bullonatura in acciaio inox
tramite spezzoni di cavo giallo-verde da 16 mm2.
Tutti i percorsi cavi dovranno essere realizzati con posa in tubazione (cavidotto) ad esclusione dei
percorsi cavi sulle strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici che possono essere previsti in posa
libera.
11. IMPIANTO DI MESSA A TERRA
L'impianto di terra dell’impianto fotovoltaico ha lo scopo di assicurare la messa a terra delle
carpenterie metalliche di sostegno dei moduli fotovoltaici, degli involucri dei quadri elettrici al fine di
prevenire pericoli di elettrocuzione per tensioni di contatto e di passo secondo le Norme CEI 11-8.
La rete di terra ha inoltre lo scopo di disperdere a terra le correnti che transitano attraverso i
varistori di protezione previsti sia per i circuiti in c.c. che per quelli in c.a.
Il layout della rete di terra dovrà essere progettato utilizzando picchetti di acciaio zincato e/o maglia
di terra in rame nudo (sez. di 63 mm2) e deve dare le prestazioni attese secondo la normativa
vigente.
La derivazione dal conduttore di maglia deve essere fatta con morsetto bifilare a compressione,
mentre il collegamento alla carpenteria da mettere a terra deve essere fatto con capocorda a
compressione. Particolare cura deve essere rivolta ad evitare che nelle zone di contatto ramesuperficie di acciaio zincato si formino coppie elettrochimiche soggette a corrosione per effetto
delle correnti di dispersione dei moduli fotovoltaici (corrente continua).
Non è permessa la messa a terra delle cornici dei moduli fotovoltaici.
12. SISTEMA DI ACQUISIZIONE DATI
L’impianto fotovoltaico dovrà essere dotato di sistema di monitoraggio delle prestazioni (data
logger) tale da permettere, attraverso un software dedicato, l’interrogazione in ogni istante
dell’impianto al fine di verificare la funzionalità degli inverter installati e dell’inseguitore, con la
possibilità di visionare le funzioni di stato, comprese le anomalie di funzionamento, il tutto da
postazione remota (sede della Comunità Montana Valtellina di Tirano). Il data logger dovrà essere
in grado di memorizzare uno storico delle grandezze elettriche acquisite ed elaborare e presentare
grafici attinenti alle grandezze elettriche acquisite.
Il sistema di acquisizione dati sarà anche equipaggiato con sensori meteo costituiti da una sonda
di temperatura (PT100) ed un solarimetro per la misura dell’irraggiamento globale sul piano mobile
dei filari dell’inseguitore. Il data logger dovrà essere i grado di dialogare con i convertitori
attraverso una linea seriale RS485 e con una RS 232 con un PC per la visualizzazione del
software di acquisizione in loco e la trasmissione via rete GSM attraverso modem dedicato.
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13. IMPIANTO DI VIDEOSORVEGLIANZA
L’impianto di videosorveglianza dovrà essere dimensionato per coprire l’intera area interna alla
recinzione.
L’archiviazione dei dati dovrà essere realizzata mediante Hard Disk con capacità minima di 200
GB (collocato all’interno dello stabile esistente) con tecnologia F.I.F.O (First Input First Output). La
velocità di registrazione minima dovrà essere di 25 immagini al secondo. Utilizzando le telecamere
installate deve essere realizzato un sistema antifurto in grado di rilevare le seguenti situazioni:
- lascito indesiderato o sottrazione di oggetti
- passaggio di persone
- scavalcamento o intrusione in aree definite
- segnalazione di perdita segnale video, oscuramento, sfocatura e perdita inquadratura.
L’impianto di video sorveglianza dovrà essere dotato di sistema di controllo e monitoraggio tale da
permettere, attraverso un software dedicato, la visualizzazione in ogni istante delle immagini
registrate da almeno 4 telecamere (con almeno un’immagine al secondo) il tutto da postazione
remota (sede della Comunità Montana Valtellina di Tirano). In caso d’allarme l’impianto dovrà
essere in grado di chiamare dei numeri preimpostati e ripetere il messaggio registrato di allarme.
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PARTE SECONDA – REALIZZAZIONE DELLE OPERE
14. OPERE CIVILI, CAVIDOTTI ED ILLUMINAZIONE ESTERNA
L’intera area di installazione (vedi rif. catastale al par. 1) si presenta caratterizzata da un fondo di
materiale stabilizzato, che dopo la realizzazione dell’impianto dovrà essere livellato e pressato in
maniera tale da evitare ristagni d’acqua. Si sottolinea che lungo il perimetro Sud (58,2 m) e Ovest
(37,4 m) è presente una vecchia rete metallica che dovrà essere smantellata. Inoltre, dovrà essere
effettuata una pulizia dell’area per la presenza di rovi e piccole piante.
A lavori ultimati, l’area di installazione dell’impianto dovrà essere completamente recintata per
mezzo di posa di rete di ferro zincato rivestito in PVC di altezza pari ad almeno 2 metri, sorretta da
una serie di profili in acciaio annegati in cordolo perimetrale di calcestruzzo lungo il perimetro;
deve essere prevista la realizzazione di un unico accesso composto da un cancello di larghezza
sufficiente alla carrabilità di mezzi pesanti per manutenzione oltre ad un cancello pedonabile di
ingresso lungo il lato nord del perimetro.
La struttura metallica di sostegno dei moduli fotovoltaici, sarà vincolato a terra per mezzo di una
fondazione in c.a., dimensionata nel rispetto delle disposizioni normative vigenti. È prevista la
realizzazione di appositi cavidotti e pozzetti, per il collegamento dei moduli fotovoltaici ai quadri
elettrici collocati all’interno dello stabile adiacente all’area di posa e per il collegamento dal locale
alla cabina secondaria ENEL MT/bt posizionata a circa 150 m.
La disposizione dei pozzetti e dei cavidotti prevista dal progetto preliminare è indicativa, mentre
non è possibile modificare la posizione dei quadri elettrici e della cabina ENEL.
Le opere di spianamento e livellamento devono essere più contenute possibile. In linea di principio
ciascun filare dell’inseguitore deve giacere su una superficie pianeggiante. Eventuali differenze di
quota tra filare e filare devono essere documentate ed approvate dalla DL.
Eventuali movimenti di terra devono essere eseguiti in modo da formare una livelletta pendente
verso l’angolo morfologicamente più depresso dell’area. Non è prevista una sistemazione del
terreno con aree interne asfaltate o comunque trattate ed i corridoi liberi tra i filari saranno solo
spianati.
Nel corso della sistemazione del terreno si deve prevedere la realizzazione della necessaria rete di
terra.
I cavidotti che collegano i quadri di parallelo stringhe saranno realizzati in tubazione di PVC
rinforzato. Saranno previsti adeguati pozzetti d'ispezione ubicati in prossimità di ogni armadio di
parallelo stringhe e di ogni intersezione col cavidotto di collegamento tra filari. Tutti i cavidotti
saranno interrati ad una profondità adeguata al tipo di sistemazione del terreno per consentire la
percorribilità della superficie carrabile a mezzi stradali leggeri (auto e piccoli autocarri).
Sono da prevedere 3 pali con proiettore per l’illuminazione esterna dell’area dotati di autonoma
alimentazione elettrica con modulo fotovoltaico, batteria incorporata, gestione tarabile delle
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accensioni e spegnimenti, interruttore crepuscolare d'accensione equipaggiati con lampade ad alta
efficienza e basso consumo. La posizione dei pali sarà lungo la parte nord dell’area di
installazione.
15. LIVELLO QUALITATIVO DEI MATERIALI FORNITI
I materiali, la posa in opera e in generale tutti gli impianti dovranno uniformarsi alle prescrizioni
derivanti dal presente Capitolato Tecnico e dall'insieme degli elaborati progettuali, ferma restando
l'osservanza delle norme di legge, del CEI e delle tabelle UNEL, ISO e UNI dove applicabili.
L’aggiudicatario dovrà fornire materiali corredati di marcatura CE (laddove sia prevista)
Qualora nel corso dei lavori la normativa tecnica fosse oggetto di revisione, l’Aggiudicatario è
tenuto a darne immediato avviso alla DL e a concordare quindi le modifiche per l'adeguamento
degli impianti alle nuove prescrizioni.
L’aggiudicatario è libero di offrire prodotti di marche da lui scelte con il vincolo delle caratteristiche
tecniche descritte nelle presenti prescrizioni: si fa presente, che i prodotti offerti saranno comunque
soggetti a valutazione in sede di offerta da parte della Commissione tecnica, che potrà accettarle o
rifiutarle qualora non le ritenga qualitativamente conformi alle richieste.
16. CAMPIONI
Nel corso dell’esecuzione del contratto e prima della posa in opera dovrà essere presentata alla
DL adeguata campionatura dei prodotti che l’Aggiudicatario installerà. In particolare, dovranno
essere presentate campionature dei moduli fotovoltaici selezionati complete delle curve I-V
caratteristiche.
17. VERIFICHE, PROVE E COLLAUDI D’IMPIANTO
I componenti che costituiscono l'impianto saranno progettati, costruiti e sottoposti alle prove
previste nelle norme ed alle prescrizioni di riferimento del Costruttore. In particolare, si sottolinea
che risulta a discrezione della Committenza l’effettuazione di:
o prove di accettazione dei moduli fotovoltaici oggetto della fornitura basate sulla verifica delle
prestazioni elettriche mostrate dalle curve I-V attinenti alle matricole dei moduli offerti. Queste
prove sospenderanno temporalmente il cronoprogramma di realizzazione e saranno a completo
onere della Committenza;
o ispezioni e prove in officina sui quadri elettrici in lavorazione
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Prima dell'inizio dei lavori di montaggio in cantiere, il controllo dei componenti a cura della DL
sarà del tipo visivo - meccanico, e riguarderà:
-
accertamento della corrispondenza dei componenti con quanto riportato nel progetto;
-
accertamento della presenza di eventuali rotture o danneggiamenti dovuti al trasporto.
Durante l'esecuzione dei lavori la DL, si riserva di effettuare ispezioni e prove (eventualmente
presso Enti o Istituti riconosciuti) al fine di verificare che la fornitura dei materiali e/o le opere
eseguite corrispondano alle prescrizioni contrattuali.
Prima dell'emissione del certificato di regolare esecuzione dell'impianto e, comunque, prima
del ripiegamento del cantiere, sarà eseguito a cura e spese dell’Aggiudicatario alla presenza della
DL o di tecnico abilitato incaricato dalla Committenza, il controllo sulle opere eseguite che
riguarderà la realizzazione dell’impianto a "perfetta regola d'arte" e secondo il progetto presentato.
In particolare le verifiche riguarderanno:
-
verifica della continuità elettrica e delle connessioni tra i moduli fotovoltaici;
-
prove funzionali sul sistema di conversione statica con riferimento al manuale di uso e
manutenzione;
-
misure di resistenza di isolamento di tutti i circuiti;
-
verifica di selettività di intervento delle protezioni elettriche predisposte;
-
verifica di soglia di intervento dei relè termici e dei relè differenziali;
-
verifiche interblocchi elettrici e meccanici (se presenti);
-
verifica della corretta marcatura delle morsettiere, cassette, terminali dei cavi, ecc.;
-
verifica della corretta targhettatura delle apparecchiature interne ed esterne ai quadri elettrici,
ecc.;
-
verifiche funzionali dell’impianto di controllo e supervisione;
-
messa a terra di masse e scaricatori;
-
verifica dell’algoritmo di inseguimento implementato;
-
prove funzionali sul sistema ad inseguimento;
-
verifica tecnico-funzionale dell’impianto, mediante la seguente procedura:
o verifica della condizione: Pcc > 0,85 Pnom * I / ISTC , ove:
Pcc
è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione
migliore del 3%,
Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico;
I
è l’irraggiamento (in W/m²) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del
3%;
ISTC
pari a 1000 W/m², è l’irraggiamento in condizioni standard;
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o verifica della condizione: Pca > 0,9 Pcc , ove:
Pca
è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con precisione
migliore del 2%;
o verifica della condizione: Pca > 0,75 Pnom * I / ISTC .
Tutta la strumentazione richiesta per le prove descritte deve essere fornita a cura e a spese
dell’Aggiudicatario. I risultati ottenuti dai collaudi saranno riportati sui relativi Verbali di collaudo.
La DL, ove si trovi ad eccepire, in ordine ai risultati riscontrati, la non conformità alle prescrizioni
contrattuali, non emetterà il Verbale di Ultimazione dei Lavori, assegnando all’Aggiudicatario un
breve termine, non superiore a 20 giorni, per ottemperare alle prescrizioni di rito.
18. PIANO DI SICUREZZA
L’intervento non prevede l’impiego di oltre 200 uomini giorni, e non comporta lavorazioni che
comportano rischi particolari rientranti nell’allegato II del D. Lgs 14.8.1996 n° 494.
Salvo che non si abbia sub-appalto, non necessita piano di coordinamento per la sicurezza.
Si individua il rischio particolare di urto di cavi elettrici ad alta tensione, nella zona oggetto di
intervento sovrasta un elettrodotto 135 KV, il ché richiede particolari cautele per l’utilizzo di mezzi
di sollevamento a causa del pericolo di urto fili.
Il personale dell’Aggiudicatario dovrà utilizzare DPI adeguati alle lavorazioni in quota ed atti ad
evitare i rischi di taglio e folgorazione. Dovrà essere applicata, durante tutta la fase di esecuzione
contrattuale, la segnaletica di sicurezza prevista dalla normativa vigente.
Non si individuano altri rischi al fuori dell’ordinario.
19. GARANZIE E MANUTENZIONE
Dalla data del certificato di ultimazione dei lavori l’Aggiudicatario sarà garante delle opere eseguite
fino a che non sia intervenuto, con esito favorevole, il certificato di regolare esecuzione o collaudo
e sia terminato il periodo di garanzia non inferiore ad anni 2 (due) decorrente dalla data del
certificato di regolare esecuzione o collaudo.
Per il tempo di cui sopra l’Appaltatore sarà obbligato alla manutenzione gratuita di tutte le opere da
lui effettuate e quindi a sostituire i materiali che si mostrassero non rispondenti alle prescrizioni
contrattuali ed a riparare tutti i guasti o i degradi che si verificassero, anche se risultanti dipendenti
dall’uso, purché corretto, delle opere.
Per le garanzie sui componenti dell’impianto sono accettate le garanzie passanti dei singoli
Costruttori purché siano comprese nella fornitura in opera tutte le possibili estensioni di garanzia
pagabili all’atto dell’acquisto iniziale.
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20. SMALTIMENTO MATERIALI DI CANTIERE
La gestione delle forniture e dei lavori in sito e la gestione e lo smaltimento di qualsiasi tipologia di
rifiuto derivante dall’esecuzione contrattuale deve essere fatta nell’integrale ottemperanza alle
disposizioni legislative e regolamentari vigenti.
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PARTE TERZA – DOCUMENTAZIONE, TEMPISTICHE E PAGAMENTI
21. DOCUMENTAZIONE DA FORNIRE IN SEDE DI OFFERTA
Con riferimento al contenuto della presente fornitura in opera, in sede di offerta dovrà essere
presentata la seguente documentazione:
o
Elaborazione del progetto esecutivo con disegni dai quali si evinca:
- descrizione dettagliata del sistema di inseguimento monoassiale;
- formazione stringhe;
- verifiche dell’accoppiamento con inverter;
- disposizione dei moduli sull’inseguitore;
- layout di disposizione dei filari quotato;
- tipologia di illuminazione esterna fotovoltaica ed impianto di videosorveglianza prevista
o
Scheda tecnica moduli fotovoltaici
o
Scheda tecnica inverter
o
Eventuale estensione di garanzia e/o di contratto di manutenzione straordinaria sul gruppo di
conversione
o
Relazione di calcolo della producibilità mensile stimata dell’impianto fotovoltaico
o
Referenze
Si fa presente che, tutta la documentazione descritta deve essere redatta in modo che siano
facilmente identificabili i dati utili alla Committenza per la valutazione dell’offerta secondo i criteri
riportati nel bando di gara. Data la chiarezza delle richieste, non saranno considerate le offerte che
necessitano di integrazione di informazione che possono essere chieste preliminarmente alla
redazione dell’offerta.
22. ELENCO ELABORATI DA PRESENTARE NEL PROGETTO DEFINITIVO / ESECUTIVO
Nel seguito sono raccolti gli elaborati necessari alla definizione del progetto integrale dell’impianto:
Tavola 1 – Corografia, planimetria mappale, estratto PRG (potrà essere utilizzata quella del
progetto preliminare della Comunità Montana).
Tavola 2 – Planimetria di rilievo e documentazione fotografica (potrà essere utilizzata quella del
progetto preliminare della Comunità Montana).
Tavola 3 – Relazione tecnico illustrativa
Tavola 4 – Piante con la disposizione delle apparecchiature relative al vari impianti (scala 1:200 o
1:100);
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Tavola 5 – Sezioni della struttura a inseguimento in scala (1:50)
Tavola 6 – Planimetria in scala 1:100 con percorso cavi
Tavola 7 – Particolari tipo dell'esecuzione degli impianti (scala 1:20).
Tavola 8 – Schema a blocchi generale
Tavola 9 – Schemi delle apparecchiature assiemate di protezione e di misura (quadri elettrici di
parallelo, interfaccia) contenenti le indicazioni relative a:
- tensione nominale d'isolamento e di utilizzazione;
- frequenza nominale;
- livello di tenuta al cortocircuito;
- portata nominale delle sbarre;
- tipi di interruttori e/o fusibili,
- corrente nominale degli interruttori e/o fusibili;
- potere di interruzione degli interruttori,
- caratteristiche dei TA;
- sigla dei componenti;
- disposizione apparecchiature;
- sigla dei cavi;
- specifiche di cablaggio (vedi norma CEI 3-33);
- dimensione dei quadri elettrici finiti.
Tavola 10 – Tabelle e/o diagrammi coordinamento protezioni dei circuiti elettrici, contenenti i dati
dei dispositivi di protezione, dei relativi dati di taratura e i valori selezionati, i valori
delle correnti di cortocircuito, le curve di intervento.
Tavola 11 – Tabelle di confronto da cui si evince la protezione delle condutture contro i
cortocircuiti e i sovraccarichi;
Tavola 12 - Descrizione dettagliata del sistema di inseguimento monoassiale
Tavola 13 - Relazione descrittiva della tecnica di inseguimento solare e descrizione dell’algoritmo
di inseguimento
Tavola 14 - Relazione di calcolo della producibilità mensile stimata dell’impianto fotovoltaico
Tavola 15 - Disposizione telecamere videosorveglianza
Tavola 16 - Disposizione pali fotovoltaici
Tavola 17 - Analisi del costo dell’impianto come somma dei costi delle singole parti
A richiesta del Committente dovranno inoltre essere forniti tutti gli elaborati tecnici necessari per
l’ottenimento delle necessarie autorizzazioni alla realizzazione e all’esercizio dell’impianto, come
previsto dal decreto legislativo 387/03 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
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promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell’elettricità”
23. DOCUMENTAZIONE DI ACCOMPAGNAMENTO ALLA REALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO
Come previsto dalla Guida CEI 0-2, art. 1.3.4 e dalla prescrizione ENEL DK 5940 Ed.2,
l’Aggiudicatario dovrà fornire alla D.L. tempestivamente e comunque prima dell’inizio lavori la
seguente documentazione:
a) schemi elettrici e modulistica tecnica debitamente compilata come da richieste della Società
Distributrice e dall’UTF per la pratiche relative all’allacciamento alla rete e fiscali;
b) certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità delle protezioni e del
dispositivo di interfaccia alla norma CEI 11-20 e alle prescrizioni ENEL DK 5940 Ed.2;
c) certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato al circuito internazionale EA circa la
conformità alla norma CEI EN 61215, per moduli al silicio cristallino e certificazione classe II di
isolamento;
d) dichiarazione di conformità dell’impianto alla DK 5940 Ed.2 e alle norme CEI applicabili
redatta secondo fac-simile allegato B della DK citata;
e) attestazione che la produzione del dispositivo di interfaccia avviene in regime di qualità in
conformità alla norma UNI EN ISO 9001: 2000;
f) certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità del convertitore
c.c./c.a. alle norme vigenti;
g) documentazione per pratica GRTN secondo quanto richiesto dal DM 28/07/2005
h) Programma cronologico delle attività di cantiere (Cronoprogramma)
L’Aggiudicatario dovrà inoltre fornire alla DL ad ultimazione lavori:
a) originale su supporto magnetico, realizzato con programma "AUTOCAD " e tre serie di copie
complete dei disegni definitivi / esecutivi e aggiornati dell’impianto così come è stato realmente
eseguito in opera, complete di piante e sezioni quotate, schemi, particolari dei materiali montati,
ecc.;
b) una monografia, in triplice copia, relativa all’impianto realizzato, contenente
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o tutti i data sheet tecnici di ogni componente installato (compresi i componenti
elettromeccanici dei quadri elettrici installati) completi delle eventuali tarature;
o istruzioni per la messa in servizio e fuori servizio dell’impianto;
o norme di manutenzione ordinaria con le relative procedure e la cadenza delle singole
operazioni da compiere sull’impianto;
o manuali di installazione ed uso dei convertitori;
o elenco dei pezzi di ricambio consigliati dal Costruttore per un periodo di funzionamento di 5
anni oltre il periodo di garanzia contrattuale.
c) dichiarazione di conformità dell’impianto redatta secondo la Legge n.46/90 e Guida CEI 0-3;
d) certificato di garanzia di validità per almeno 24 mesi sull’intero impianto, apparecchiature e sulle
relative prestazioni di funzionamento;
e) eventuali garanzie o estensioni di garanzie passanti sui componenti installati;
e) certificazioni relative al contatore UTF installato.
Si sottolinea che, in ogni caso, la Comunità Montana Valtellina di Tirano non prenderà in consegna
l’impianto in mancanza dell’adempimento delle note sopra riportate da parte dell’Aggiudicatario.
24. PRATICHE PRESSO GRTN E UTF
Con riferimento al contenuto della presente fornitura in opera, è fatto obbligo di assistenza alla
Committenza nel disbrigo delle pratiche amministrative relative ai rapporti con il GRTN e con l’UTF
locale per quanto riguarda la redazione della documentazione tecnica attinente.
25. CRONOPROGRAMMA
La tempistica di realizzazione seguirà in seguente iter di tempistica prevista:
o Termine presentazione offerte:
28/05/2007
o Aggiudicazione:
31/05/2007
o Inizio lavori:
entro il 28/07/2007, salvo proroghe GRTN
o Ultimazione lavori:
9 mesi dalla consegna delle aree
26. PAGAMENTI
L’intero importo verrà saldato in un’unica rata ad avvenuto collaudo, che verrà effettuato
non oltre i trenta giorni dalla fine lavori.
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Potrà essere corrisposto un acconto, vincolato a presentazione di fideiussione bancaria,
pari al costo dei pannelli fotovoltaici, ad avvenuta consegna degli stessi.
27. RESPONSABILITÀ DI CANTIERE
Fino al collaudo la custodia e la responsabilità del cantiere sarà a carico
dell’aggiudicatario.
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