Relazione tecnica impianto fotovoltaico

INDICE
1 PREMESSA
2
2 NORMATIVA DI RIFERIMENTO
2
3 IL DIMENSIONAMENTO ENERGETICO
3
3.1 L’IMPIANTO ELETTRICO ESISTENTE: STIMA DEI FABBISOGNI ENERGETICI
3
3.2 LA PRODUCIBILITÀ DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
4
4 DIMENSIONAMENTO ELETTRICO
6
4.1 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
6
4.2 COMPATIBILITÀ CON GLI ALTRI IMPIANTI ELETTRICI DI EDIFICIO.
7
4.3 CARATTERISTICHE ELETTRICHE DELLE STRINGHE
7
4.4 CARATTERISTICHE ELETTRICHE DEL CAMPO FOTOVOLTAICO
8
4.5 GRUPPI DI CONVERSIONE
8
4.6 CALCOLO CADUTE DI TENSIONE
9
4.6.1 METODO DI CALCOLO LINEE IN CORRENTE CONTINUA
9
4.6.2 METODO DI CALCOLO LINEE IN CORRENTE ALTERNATA
9
4.6.3 CALCOLO CADUTA DI TENSIONE LINEA INVERTER - CONTATORE PRODUZIONE ENEL
9
4.7 SEZIONI DEI CAVI ELETTRICI E CADUTE DI TENSIONE LINEE CC E CA
10
4.8 QUADRI ELETTRICI
12
4.8.1 QUADRO DI CAMPO, LATO CORRENTE CONTINUA (QC)
12
4.8.2 QUADRO LATO CORRENTE ALTERNATA (QCA)
12
4.8.3 QUADRO DI INTERFACCIA, LATO CORRENTE ALTERNATA (QINT)
12
4.8.4 QUADRO GENERALE DI DERIVAZIONE UTENZE (QGEN)
13
4.9 CAVI ELETTRICI E CABLAGGI
13
4.10 PROTEZIONI
14
4.11 VALUTAZIONE DELLE PERDITE DEL BOS
14
4.12 MESSA A TERRA
14
5 SCHEMA UNIFILARE TIPO
15
6 INTEGRAZIONE ARCHITETTONICA DELL’IMPIANTO
16
7 VERIFICA TECNICO-FUNZIONALE
16
8 I BENEFICI
16
8.1 ATTENZIONE PER L'AMBIENTE
16
8.1.1 EMISSIONI EVITATE IN ATMOSFERA
16
8.2 CARATTERISTICHE RIASSUNTIVE DELL’IMPIANTO
17
9 CONCLUSIONI
18
1
Premessa
Il progetto riguarda la realizzazione di un sistema grid-connected per la generazione di energia
elettrica da fonte solare attraverso trasformazione fotovoltaica, con l’ipotesi di utilizzo diretto
dell’energia prodotta.
L’installazione del sistema è prevista sulla copertura orientata a sud-est della palestra della
scuola media Lao Silesu, sede di via Bach, nel comune di Quartu Sant’Elena.
Precisamente, si prevede di realizzare un campo fotovoltaico i cui moduli siano posati al di
sopra dell’attuale manto di copertura, attualmente realizzato con materiale bituminoso
impermeabilizzante, in maniera complanare e inserendosi armoniosamente nel disegno di
quest’ultima, senza modificarne la sagoma e le dimensioni.
Da un esame elettrico preliminare, essendo l’impianto di potenza inferiore ai 20 kW risulta
essere possibile allacciarsi in BT e non sono pertanto necessari particolari opere di
adeguamento alla rete elettrica esistente.
Per l’utilizzo dell’energia elettrica prodotta, è prevista la trasformazione da corrente continua,
come generata dai pannelli fotovoltaici, in corrente alternata, onde consentirne il rilascio alla
rete di distribuzione elettrica nazionale, e il montaggio degli opportuni quadri elettrici, dotati di
sezionatori e di adeguati sistemi di protezione.
La potenza di picco totale prevista, calcolata in condizioni standard di irraggiamento è pari a
10,00 kWp.
L’impianto elettrico è progettato assumendo che i locali con le diverse destinazioni d’uso siano
stati realizzati, in tutte le loro parti, in conformità con le vigenti disposizioni legislative
antincendio.
I criteri di progetto utilizzati per il collegamento all’impianto di messa a terra del generatore
fotovoltaico, tiene conto del fatto che l'impianto elettrico attualmente presente ed a servizio
della scuola sia realizzato a regola d’arte.
I dispositivi di protezione e le sezioni dei cavi della rete utente risulteranno dimensionati in
funzione della potenza disponibile nella rete utente, corrispondente alla somma della potenza
contrattuale più la potenza nominale dell’impianto fotovoltaico.
Secondo quanto previsto dal DPR 447/91 (Legge 46/90 – 37/08), si ritengono adeguate solo le
utenze nelle quali sia installato un interruttore differenziale avente corrente differenziale
nominale non superiore a 30mA (oltre a presentare i requisiti di sezionamento e protezione
contro le sovracorrenti all’origine dell’impianto e protezione contro i contatti diretti).
2
Normativa di riferimento
La normativa di riferimento cui ci si attiene nella progettazione dell’impianto è la seguente:
- Norme CEI/IEC CEI 0-21 ALLEGATO a70 TERNA
- Norme CEI/IEC per la parte elettrica convenzionale
- Norme CEI/IEC per i moduli fotovoltaici (Norma CEI EN 61277 – Norma CEI EN 61173
protezione sovratensioni)
- UNI 10349 per il dimensionamento del generatore fotovoltaico
- Conformità al marchio CE per i moduli fotovoltaici ed il gruppo di conversione
- UNI/ISO per le strutture meccaniche di supporto e d’ancoraggio dei moduli fotovoltaici
- Si richiamano in particolare le Norme EN 60439-1 e IEC 438 per i quadri elettrici, le norme
CEI 110-31 e le CEI 110-28 per il contenuto d’armoniche e disturbi indotti sulla rete dal
2
gruppo di conversione, le norme CEI 110-1, CEI 110-6 e le CEI 110-8 per la compatibilità
elettromagnetica (ECM) e la limitazione delle emissioni in RF
- CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di Media e Bassa tensione;
- CEI EN 61727 (CEI 82-9): Sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di
raccordo con la rete;
Circa la sicurezza e la prevenzione degli infortuni ci si attiene a:
- Decreto Legislativo 9 aprile 2008 n. 81 - Testo unico sulla salute e sicurezza sul lavoro
- D.Lgs. 81/08 - (POS)
- Disposizioni del D.Lgs. 528/99
Per quel che concerne il collegamento in rete e l’esercizio dell’impianto si seguiranno le:
- Norme CEI EN 61724 per la misura e acquisizione dati
- Norma CEI 11-20 per il collegamento alla rete pubblica
- Norma CEI EN 61727 per l’interfaccia di raccordo alla rete
- Legge 133/99, art.10 comma 7 per gli aspetti fiscali
- Decreto legge 28/07/05 “Conto Energia” e sue successive modificazioni – DL 19 - Febbraio
’07 e AEEG 88/07, 89/07 e 90/07
- Delibera AEEG 99/08 - Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di
produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive - TICA).
-
Del. AEEG ARG/elt n. 205/08 - Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per
la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di
produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive - TICA).
Per le verifiche statiche delle strutture di sostegno ci si attiene inoltre a:
- D.M. 14 Settembre 2005 Testo unico delle Norme Tecniche delle costruzioni e s.m.i.
- Legge 1086/71 (Norme per la disciplina delle opere di conglomerato cementizio armato,
normale e precompresso, ed a struttura metallica);
- Legge 64/74 (Provvedimenti per le costruzioni con particolari prescrizioni per le zone
sismiche).
I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e
deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano applicabili.
3
Il dimensionamento energetico
Dal punto di vista energetico, il principio fondamentale per il corretto dimensionamento di un
impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua
disponibile. Occorre pertanto orientare i pannelli il più possibile verso sud ed evitare aree
soggette ad ombreggiamenti derivanti dalla presenza di alberi, edifici e ostacoli in genere.
3.1
L’impianto elettrico esistente
II sistema di distribuzione dell'energia elettrica è in bassa tensione così come la fornitura da
gruppo di misura Enel, la quale risulta essere trifase a 380 Volt/50 Hz. L'alimentazione delle
varie utenze è stata derivata dal quadro principale con cavi trifase o monofase, a seconda
dell’utenza servita.
Per la scuola risulta impegnata una potenza pari 67,5 kW.
3
3.2
La producibilità dell’impianto fotovoltaico
Sulla base delle considerazioni fatte in premessa e a seguito di un sopralluogo dell’area, è stata
presa in considerazione una soluzione progettuale che prevede l’installazione dei moduli al di
sopra e complanarmente alla copertura del locale palestra, per una superficie complessiva di
circa 72 mq.
Da un’analisi degli ombreggiamenti, la superficie risulta sempre soleggiata e sgombra da
ostacoli, ciò considerando l’inviluppo annuale delle ombre con un angolo limite di 20°.
L’energia elettrica prodotta dall’impianto sarà consegnata al punto di consegna indicato
dall’ente fornitore di energia elettrica, nella fattispecie, Enel.
Da un punto di vista geografico l’immobile oggetto del progetto si trova alla latitudine di
39°13’55’’ N, longitudine 9°11’3’’ E e quota di 15 m s.l.m.
Per la zona in esame l’angolo di tilt ottimale è pari a 32°, per questioni legate all’integrazione
architettonica, i moduli verranno ancorati alle coperture, mediante una struttura realizzata con
profilati in alluminio con la stessa inclinazione e con lo stesso orientamento della falda di
copertura.
Per stabilire la produttività dell’impianto in relazione alla potenza installata, si fa riferimento ai
dati fissati dalla Norma UNI 10349, riferiti alla latitudine del sito di installazione. Con l’ausilio dei
diagrammi solari relativi al sito di installazione si determina anche lo spazio sulla copertura in
cui collocare i moduli, in modo che non si abbia ombreggiamento. Nel caso in questione la
disposizione dei moduli è tale che non si abbiano ombre portate sul piano dei moduli stessi,
considerando una inclinazione dei raggi solari alle ore 12:00 del 21 dicembre.
Per quanto riguarda eventuali ostacoli derivanti dall’esterno, l’area limitrofa appare sgombra da
alberi o edifici che possano ombreggiare il generatore fotovoltaico.
Il valore di irraggiamento giornaliero medio mensile viene determinato in base ai dati presenti in
letteratura. In questo caso i dati dell’irraggiamento e della conseguente produzione fotovoltaica
sono stati estrapolati dai database ENEA.
Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di Quartu S.E. (CA), i valori della
radiazione solare globale giornaliera media mensile sul piano dei moduli stimati sono stati
calcolati utilizzando il metodo ENEA-SOLTERM (azimut 42°, tilt 5°, coeff. di riflessione del
suolo 0.25) e sono riportati nella seguente tabella:
Rggmm su sup.incl. Mese [kWh/m2] Gennaio 2,50 Febbraio 3,21 Marzo
4,34 Aprile
5,21 Maggio
6,16 Giugno
6,70 Luglio
6,69 Agosto
5,90 Settembre
4,74 Ottobre
3,61 Novembre
2,54 Dicembre
2,09 Fonte ENEA‐SOLTERM La radiazione globale annua sulla superficie inclinata è pari a 1641 kWh/m2.
Per poter determinare la quantità di energia producibile occorre ancora tener conto
dell’efficienza dei moduli fotovoltaici e delle perdite del sistema. Per i moduli presi in
4
considerazione si stima una efficienza del 14% circa, mentre per gli altri elementi che
influenzano il rendimento globale (quadri elettrici, riflessione, inverter, effetto temperatura, ecc.)
si è considerato un rendimento globale del sistema (BOS) dell’ 80.00% e una producibilità
unitaria annua pari a 1 313 kWh/kWp x anno.
L’impianto, sarà di tipo grid-connected, tipologia di allaccio trifase in Bassa Tensione avrà una
potenza totale pari a 10,00 kWp e una produzione di energia annua pari a circa 13.085
kWh/anno, al primo anno di esercizio.
L’andamento della produzione è riportato nella tabella e nel grafico seguenti.
Gennaio
Rggmm su sup.incl.
(kWh/m2)
2,74
Giorni
mese
31
Produzione
impianto PV
620
Febbraio
3,45
28
719
Marzo
4,51
31
1.076
Aprile
5,18
30
1.250
Maggio
5,99
31
1.528
Giugno
6,39
30
1.608
Luglio
6,53
31
1.659
Agosto
5,85
31
1.463
Settembre
4,83
30
1.138
Ottobre
3,86
31
895
Novembre
2,84
30
610
Dicembre
2,33
31
MED/TOT
4,54
Mese
518
13.085
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
M
ar
zo
Ap
ril
e
M
ag
g io
Gi
ug
no
Lu
gli
o
Ag
o
Se sto
em
br
e
O
o
No bre
ve
m
br
e
Di
ce
m
br
e
Ge
nn
ai
Fe o
bb
ra
io
0
Produzione di energia elettrica dell’impianto PV [kWh]
Una corretta analisi di producibilità di lungo periodo non può prescindere da considerazioni
sulla fisiologica perdita di efficienza dei moduli nel tempo. Tale valore dipende dalla tipologia di
pannelli ed è pari allo 0,9% circa annuo. I moduli fotovoltaici considerati presentano, infatti,
garanzia di efficienza, per un periodo di 25 anni, non inferiore allo 80% dell’efficienza nominale
“a nuovo”. Questa importante considerazione implica che l’energia producibile subirà un
leggera diminuzione nel tempo.
5
Essendo l’impianto di potenza inferiore a 50 kWp sono inoltre rispettate le seguenti condizioni:
Pcc > 0,85 * Pnom * I / ISTC
in cui:
Pcc è la potenza in corrente continua all’uscita del generatore fotovoltaico (precisione  2%);
Pnom è la potenza nominale 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 di prova standard;
Tale condizione sarà verificata per I >600 W/m2.
in cui:
Pca > 0.9 * Pcc
Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di conversione con
precisione migliore del  2%;
Tale condizione è verificata per Pca >90% della potenza di targa del gruppo di conversione.
4
Dimensionamento elettrico
4.1
Descrizione dell’impianto
L’impianto fotovoltaico sarà composto da 40 moduli in silicio policristallino della potenza di 250
Wp, dei quali si riportano le caratteristiche tecniche fondamentali.
DATI GENERALI MODULI FOTOVOLTAICI
Tipologia
Modulo per impianti PV integrati con caratteristiche innovative
Modello
Modulo fotovoltaico standard
Tipo materiale
Si policristallino
CARATTERISTICHE ELETTRICHE IN CONDIZIONI STC
Potenza di picco [W]
250,0
Im [A]
8,15
Isc [A]
8,65
Efficienza [%]
15,30
Vm [V]
30,68
Voc [V]
38,03
ALTRE CARATTERISTICHE ELETTRICHE
Coeff. Termico Voc [V/°C]
-0,35
Coeff. Termico Isc [%/°C]
0,03
NOCT [°C]
45
Vmax [V]
1.000
CARATTERISTICHE MECCANICHE
Dimensioni (H x L x P) [mm]
2
1015 x 1693 x 45
Superficie [m ]
1,718
Peso [kg]
18
Numero celle
60
Le caratteristiche dei moduli fotovoltaici in tabella sono riportate a scopo puramente esemplificativo.
I moduli, suddivisi in 4 stringhe da 10 moduli, e accoppiate in due distinti paralleli ciacuno su un
MPPT dell’inverter Trifase, (tipo Power-One PVI-10.0-OUTD-IT), di potenza nominale 10,00
kW, attraverso l’interposizione di quadri di sottocampo. I parametri elettrici di ciascuna stringa,
6
necessari per il dimensionamento degli impianti e previsti per la suddetta configurazione, e le
caratteristiche tecniche degli inverter sono di seguito indicati.
Le connessioni in c.c. fra i moduli e i quadri di sottocampo posti in apposito alloggiamento
all’interno del locale tecnico, saranno realizzate con impiego delle seguenti tipologie di cavo:

Cavi solari per le connessioni fra le singole stringhe e la cassetta di interconnessione
posta in copertura. Detti cavi saranno alloggiati in tubo metallico/ PVC esterno.
 Cavi solari per il collegamento delle stringhe dalla cassetta sottogronda ai quadri di
sottocampo alloggiati nel vano Inverter. I cavi saranno posati in tubo PVC rigido.
In un apposito spazio all’interno del locale tecnico, saranno collocati:




L’inverter previsto in progetto, dotato del dispositivo di interfaccia, a norma CEI;
Il quadro di sottocampo cui si attestano le connessioni di stringa in c.c. atte a contenere
gli interruttori di manovra sezionatori delle singole stringhe e gli scaricatori di protezioni
contro le sovratensioni;
Il quadro in Corrente alternata contenente l’interrutore magnetotermico-differenziale e
gli scaricatori di sovratensione per la linea in uscita dall’inverter;
il quadro contenente il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), ai sensi della Norma
CEI 0-21 dell’allegato A70 del codice di rete di TERNA.
Il contatore trifase bidirezionale per la misura dell’energia elettrica prelevata o ceduta alla rete
Enel (M1), sarà fornito e installato, da Enel Distribuzione, nell’apposito vano esistente.
Si prevede lo scambio dell’energia fra impianto fotovoltaico e rete esterna (Net metering).
4.2
Compatibilità con gli altri impianti elettrici di edificio.
Il dimensionamento della linea di alimentazione del quadro generale dell’abitazione, la sua
composizione con relativo cablaggio per la protezione di tutte le linee uscenti, l’impianto di terra
per il collegamento delle masse, la rete di distribuzione interna agli utilizzatori e ogni altro
sistema di protezione, di sicurezza o di emergenza è oggetto di specifico progetto, compatibile
con quanto previsto dal presente elaborato, tenendo conto che:




4.3
Il contributo alla corrente di corto circuito dell’impianto fotovoltaico è di 20,00 A;
Ad un nuovo impianto di terra, diverso da quello generale esistente, saranno collegate
le masse dell’impianto fotovoltaico quali strutture metalliche delle apparecchiature in
Classe I (inverter, telai dei moduli FV ecc), gli scaricatori di sovratensione dei quadri di
sottocampo e dell’inverter.
La struttura di sostegno dell’impianto fotovoltaico in copertura dovrà essere collegato a
LPS qualora detta protezione risulti necessaria dalla valutazione del rischio in
ottemperanza alla CEI EN 62305. Dovrà tenersi conto anche delle sovratensioni indotte
da fulmine in prossimità della struttura che possono interferire con l’impianto.
L’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico è a cosfi 1. Il calcolo dell’energia reattiva
necessaria al funzinamento dell’utenza e l’eventuale impianto di rifasamento dovrà
tener conto della presenza del nuovo impianto fotovoltaico.
Caratteristiche elettriche delle stringhe
Stringhe
Pn stringa
Numero di moduli per stringa
MPPT 1
MPPT 2
5,00 kWp
5,00 kWp
10
10
7
Tensione VOC @ -10°C
427 V
427 V
Tensione VMP @ 25°C
307 V
307 V
Tensione VMP @ 70°C
Corrente IMP a 25°C
4.4
4.5
250 V
250 V
16,30 A
16,30 A
Caratteristiche elettriche del campo fotovoltaico
Potenza nominale PnG
10,00 kWp
Corrente max del generatore PV
16,30 A
N° Moduli totale/ in serie
40 / 2x10 + 2x10
N° stringhe complessive
4
Gruppi di conversione
Il convertitore c.c./c.a. previsto è idoneo al trasferimento della potenza dal campo fotovoltaico
alla rete, in conformità ai requisiti normativi applicabili. I valori di tensione e corrente di ingresso
sono compatibili con quelli del rispettivo campo fotovoltaico, mentre i valori di tensione e
frequenza in uscita sono compatibili con quelli della rete. Il gruppo di conversione previsto in
fase di calcolo, è della potenza nominale CA di 10.0 kW, e dotato delle seguenti caratteristiche
tecniche.
Tipo
Inverter trifase
Gamma tensione MPP
220-470
Tensione max. entrata
520 V
Corrente max in entrata
24,00 A
Potenza nominale in uscita
11,00 kW
Corrente massima in uscita
16,00 A
Rendimento max:
97,30%
Tensione di rete / frequenza
400 V / 50 Hz
Presenza trasformatore
Trasformatore ad alta frequenza
Monitoraggio guasti / isolamento
OK / OK
Contributo alla corrente di CC
29,0 A
Classe di protezione
IP65
I dispositivi di interfaccia previsti dalla “GUIDA PER LE CONNESSIONI ALLA RETE
ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE” T.U. Ed. I - 1/213- Dicembre 2008 - DK5940 ed. 2.1
sono installati all’interno degli inverter, come certificato dalla dichiarazione di conformità.
8
4.6
4.6.1
Calcolo cadute di tensione
Metodo di calcolo linee in Corrente Continua
Il calcolo della caduta di tensione nelle linee in corrente continua è stato effettuato con la
seguente formula semplificata:
Caduta di tensione [∆V]
∆V = K x Impp x L x R / 1000
K=2
Impp = Corrente di uscita massima (A)
dove:
L = Lunghezza della linea (m) R = Resistenza specifica dei cavi unificati (Ω/m)
I valori di R sono stati estrapolati dalla tabella UNEL 35023-70 per le sezioni nominali utilizzate
nel calcolo, i cui valori sono considerati applicabili con approssimazione accettabile nella
pratica, per tutti i tipi di cavi per energia, rigidi, semirigidi o flessibili, isolati con le varie qualità di
gomma o di materiale termoplastico aventi temperature caratteristiche sino a 90°C e
rispondenti alle vigenti Norme CEI per cavi di energia con grado d'isolamento sino a 4
compreso.
La caduta di tensione così ottenuta è stata rapportata alla tensione di uscita massima, per
ottenere la caduta di tensione in percentuale con la seguente formula:
Caduta di tensione percentuale [∆V%]
∆V% = (∆V / Vmp )%
Tutte le sezioni di cavi in corrente continua risultano inferiori al 2%, e quindi ampiamente al di
sotto del limite del 4% consigliato in fase di progetto dalla Norma CEI 64.8.
4.6.2
Metodo di calcolo linee in Corrente Alternata
Il calcolo della caduta di tensione nelle linee in corrente alternata è stato effettuato con la
seguente formula semplificata:
Caduta di tensione [∆V]
∆V = K x Impp x L x R / 1000
dove:
K = 2 (trifase); 1,73 (monofase)
Impp = Corrente di uscita massima dall’inverter (A)
L = Lunghezza della linea (m) R = Resistenza spec. cavi = rL·cosφ + xL senφ (Ω/m)
I valori di rL·cosφ e xL senφ sono stati estrapolati dalla tabella UNEL 35023-70 per le sezioni
nominali utilizzate nel calcolo, i cui valori sono considerati applicabili con approssimazione
accettabile nella pratica, per tutti i tipi di cavi per energia, rigidi, semirigidi o flessibili, isolati con
le varie qualità di gomma o di materiale termoplastico aventi temperature caratteristiche sino a
90°C e rispondenti alle vigenti Norme CEI per cavi di energia con grado d'isolamento sino a 4
compreso.
La caduta di tensione così ottenuta è stata rapportata alla tensione di uscita massima, per
ottenere la caduta di tensione in percentuale con la seguente formula:
Caduta di tensione percentuale [∆V%]
∆V% = (∆V / Vmp )%
Tutte le sezioni di cavi in corrente continua risultano inferiori al 2%, e quindi ampiamente al di
sotto del limite del 4% consigliato in fase di progetto dalla Norma CEI 64.8.
4.6.3
Calcolo caduta di tensione linea Quadro QCA – Quadro QGEN
Gli inverter, il quadro di parallelo degli stessi, il quadro contenente i dispositivi generali di
manovra e il contatore di produzione sono collocati all’interno di un apposito vano realizzato
nelle vicinanze del campo fotovoltaico. La lunghezza della linea tra il quadro di parallelo degli
inverter e il contatore di produzione è stimata pari a circa 50 m. Si è proceduto al calcolo della
9
caduta di tensione tra quadro in C.A. e il quadro Generale con la formula semplificata di cui
sopra, considerando una lunghezza di 50 m e una sezione di cavo pari a 10 mm2:
Caduta di tensione [V]
∆V = K x Impp x L x R / 1000
dove:
K=2
Impp (Corrente di uscita massima dall’inverter) = 16 A
L = 10 m
R (Resistenza specifica dei cavi unificati) = 1,91 Ω/km
Il valore di R (alla temperatura di 20°C) è stato ricavato dalla tabella presente nella scheda
tecnica allegata, nella quale risulta calcolato secondo la UNEL 35026.
Con i suddetti dati è stata calcolata la caduta di tensione:
Caduta di tensione [V] ∆V = 2 x 16 A x 50 m x 1,91 Ω/km / 1000
∆V = 3,145 V
che rapportata alla corrente di uscita massima dall’inverter (Impp) restituisce una caduta di
tensione in percentuale pari a:
∆V% = (3,145 / 400)% = 0,786 %
ampiamente al di sotto del limite del 4% consigliato in fase di progetto dalla Norma CEI 64.8.
4.7
Sezioni dei cavi elettrici e cadute di tensione linee CC e CA
Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le seguenti
prescrizioni:



Sezione delle anime in rame calcolate secondo norme CEI-UNEL/IEC
Tipo FG21M21 1,8 kVdc/1,2 kVac, per le linee in corrente continua in cavi unipolari con
o senza guaina posati in tubi protettivi circolari su pareti in legno o muratura,
raggruppati in aria, su una superficie, incassati o racchiusi
Tipo FG7OM1 per le linee in corrente alternata su mensole o passerelle in filo d'acciaio
orizzontali o verticali, raggruppati in aria, su una superficie, incassati o racchiusi
Inoltre i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q.,
colorazione delle anime secondo norme UNEL.
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o
l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:




Conduttori di protezione:
Conduttore di neutro:
Conduttore di fase:
Conduttore per circuiti in C.C.:
giallo-verde (obbligatorio)
blu chiaro (obbligatorio)
grigio / marrone
chiaramente siglato con indicazione del positivo
con “+” e del negativo con “–“
Con le modalità di calcolo illustrate nel paragrafo precedente sono state determinate le sezioni
dei cavi, e le relative cadute di tensione, per ciascuna linea costituente l’impianto elettrico, dal
campo fotovoltaico al Quadro di derivazione utenze, collocato subito a monte e in prossimità
del Quadro generale esistente.
Per tutte le sezioni la caduta di tensione risulta inferiore al 2%, e quindi ampiamente al di sotto
del limite del 4% consigliato in fase di progetto dalla Norma CEI 64.8.
Di seguito vengono riportate, per ciascuna linea, le sezioni di cavo assegnate e le cadute di
tensione per ciascuna linea:
10
11
4.8
4.8.1
Quadri elettrici
Quadro di campo, lato corrente continua (QC)
Le linee in corrente continua provenienti dalle singole stringhe faranno capo a 1 apposito
quadro posizionato nel locale tecnico; questo sarà del tipo in resina per montaggio a parete,
con sportello frontale, grado di protezione IP65, a doppio isolamento in Classe II, rispondenti
alla Norma CEI 23-51. Nel quadro di sottocampo QSC, sono installati n° 2 interruttori di
manovra sezionatore per il sezionamento delle linee a.c. provenienti dalle stringhe, n°2
scaricatori di sovratensione SPD e n° 4 sezionatori porta-fusibile, uno per ogni stringa.
Sezionatore portafusibile
modello
10 x 38
Tensione nominale Vn (V)
1000 V d.c.
Corrente Nominale fusibile In (A)
20
Interruttore sezionatore
Tensione nominale Vn (V)
800 Vdc
Corrente Nominale In (A)
40
Categoria di utilizzo
A
Scaricatore di Sovratensione
Livello di protezione Up (kV)
4.8.2
1
Tensione nominale Vn (V)
800
Corrente Nominale In (kA)
15
Corrente Massima Imax (kA)
40
Quadro lato corrente alternata (QCA)
Sarà del tipo in resina per montaggio a parete, grado di protezione IP40, a doppio isolamento
in Classe II, rispondenti alla Norma CEI 23-51, dotato di finestratura per il montaggio di
apparecchiature modulari su binario DIN32. Nel QCA risulterà installato n° 1 interruttore
magnetotermico a monte del contatore di produzione (Dispositivo Generale) e n° 1
scaricatore di sovratensione.
Interruttore magnetotermico
Corrente nominale In (A)
40
Tensione nominale Vn (V)
400
N° poli
4P
Classe protezione magnetotermica
C
Scaricatore di sovratensione
4.8.3
Livello di protezione Up (kV)
< 1,3 kV
Tensione nominale Vn (V)
400 V
Corrente Nominale In (kA)
20
Corrente Massima Imax (kA)
40
Quadro di interfaccia, lato corrente alternata (QINT)
Sarà del tipo in metallo per montaggio a parete, grado di protezione IP40, a doppio isolamento
in Classe II, rispondente alla Norma CEI 23-51, dotato di finestratura per il montaggio di
12
apparecchiature modulari su binario DIN32. Nel QINT risulteranno installati, come previsto
dalla norma CEI 0-21, n° 1 relè protezione di interfaccia (Sistema di protezione di interfaccia –
SPI), n. 1 dispositivo di interfaccia, n. 4 fusibili di protezione e n. 1 morsettiera per contatti
ausiliari.
4.8.4
Modello relè di protezione (SPI)
(tipo ComAP System S.r.l. MainsPRO)
Fusibile tipo
STI 3Nx32
Calibro
10.3x38 mm gl-1A
Tensione (V)
400
Conformità CEI 0-21
SI
Teleruttore (DDI)
(tipo ABB A 45 – 40 – 00)
Tipo
AC3
Corrente Nominale In (A)
37
Quadro Generale di derivazione utenze (QGEN)
Sarà del tipo in resina per montaggio a parete, grado di protezione IP40, a doppio isolamento
in Classe II, rispondente alla Norma CEI 23-51, dotato di finestratura per il montaggio di
apparecchiature modulari su binario DIN32. Nel QGEN risulterà installato n° 1 interruttore
magnetotermico per il sezionamento e la protezione della linea tra il contatore di produzione e
l’impianto elettrico della palestra, compreso l’impianto fotovoltaico (come previsto dalla
Circolare dei VVFF del 26 maggio 2010, prot. 51/58), uno sganciatore a lancio di corrente (da
alimentare, se necessario, con un trasformatore 230 v a.c. – 48 V) e uno scaricatore di
sovratensione.
L’interruttore magnetotermico sarà alimentato dalla linea proveniente dal contatore attualmente
installato; la linea sarà intercettata nel quadro generale esistente, a monte del dispositivo
generale, e deviata mediante una morsettiera, sul Quadro Generale di derivazione Utenze; in
quest’ultimo, si attesteranno su un lato di una morsettiera, in parallelo, la linea proveniente dal
quadro di interfaccia (e dal contatore di produzione) e la linea proveniente dal dispositivo
generale dell’impianto esistente, e, sull’altro lato, la linea proveniente dal contatore ENEL.
Interruttore magnetotermico
Corrente nominale In (A)
40
Tensione nominale Vn (V)
400
N° poli
4P
Classe protezione magnetotermica
C
Sganciatore a lancio di corrente
Tensione nominale Vn (V)
110/415 (o Vn = 12/48 V)
Lo sganciatore a lancio di corrente sarà comandato anche da un pulsante di sgancio (conforme
alla Circolare dei VVFF del 26 maggio 2010, prot. 51/58), che sarà posizionato all’ingresso
della palestra, ed i cui cavi di alimentazione saranno canalizzati in apposita canaletta in PVC
all’interno dell’ufficio.
4.9
Cavi elettrici e cablaggi
I moduli del generatore fotovoltaico sono fra loro connessi con cavo in dotazione ai moduli, di
sezione 6 mmq. La temperatura di riferimento per la verifica della portata dei cavi è di 70 °C.
La serie di moduli costituenti la stringa è collegata al quadro di campo installato nell’apposito
vano, mediante cavi solari posati in corrugato in PVC ancorato alla struttura sotto i moduli, che
correrà lungo la parete del locale palestra, nel quale sarà ubicato il quadro di campo e
l’inverter.
13
Caratteristiche del cavo solare:
Tensione di esercizio Uo/U
Tensione di prova
Temperatura di funzionamento
Sezione
Resistenza a 20 °C
Colorazione
600/1000 Vca
3500 Vca
-40 °C + 125 °C
6 mmq
3.97 Ohm/km
Rosso polo positivo - Nero polo negativo
La portata del cavo nella condizione di posa più gravosa sarà superiore alla massima corrente
di corto circuito prevista.
Il collegamento fra l’uscita in C.A. dagli inverter e il contatore per la misura dell’energia prodotta
saranno realizzati, nel rispetto delle disposizioni antifrode, con cavo bipolare schermato tipo
FG7OH2R 1 kV a neutro concentrico, posato in canale PVC.
I cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q., colorazione
delle anime secondo norme UNEL, grado d'isolamento di ≥3 kV.
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o
l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:
-
Conduttori di protezione:
Conduttore di neutro:
Conduttore di fase:
Conduttore per circuiti in C.C.:
giallo-verde (obbligatorio)
blu chiaro (obbligatorio)
grigio / marrone
rosso e indicazione + del positivo; nero e indicazione - del negativo
4.10 Protezioni
Ciascuna stringa è dotata di un dispositivo di protezione (diodo di blocco), al fine di evitare che,
in seguito ad ombreggiamento o guasto, una stringa divenga passiva, assorbendo e dissipando
con danno la potenza elettrica generata dalle altre stringhe connesse in parallelo. Ogni modulo,
come precedentemente riportato, è dotato di diodi di by-pass.
4.11 Valutazione delle perdite del BOS
Le perdite del sistema sono state valutate in funzione del sito di ubicazione e dell’architettura
del sistema e sono state stimate intorno al 20%. Tali perdite possono derivare da:
Effetti di riflessione: tiene conto della capacità riflettente delle superfici circostanti; nel caso in esame le
superfici sono costituite prevalentemente da terreno naturale e cemento. Si stima perdita pari a 2,0%;
Ombreggiamento: l’ombreggiamento è pari allo 0% alle ore 12:00 del solstizio d’inverno, ovvero il 21
dicembre, con angolo di ombreggiamento di 28°. Si considera comunque una perdita dello 0,5%;
Temperatura: considerato il clima del sito di installazione, tali perdite sono stimate nell’ordine del 3%;
Perdite di cablaggio: la perdita di potenza complessiva e verificata, causata da cadute di tensione ed
effetto Joule è stimabile intorno allo 0,5 %;
Effetto pollution. Deriva dalla maggiore o minore piovosità del sito di installazione. In considerazione
della piovosità dell’area di Tonara, si è assunto un valore pari allo 0,50%.
Perdite per mismatch. Nel progetto è stata stimata una perdita per mismatch dello 3,25%, essendo le
stringhe sono formate da moduli aventi stesse caratteristiche tecniche, di tilt e di azimuth.
4.12 Messa a terra
La linea elettrica proveniente dai moduli fotovoltaici sarà messa a terra mediante appositi
scaricatori di sovratensione con indicazione ottica di fuori servizio, al fine di garantire la
protezione dalle scariche di origine atmosferica.
Il campo fotovoltaico sarà gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso a terra.
Le stringhe sono costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici e singolarmente sezionabili,
provviste di diodo di blocco e di protezioni contro le sovratensioni. I collegamento a terra delle
masse verranno realizzate con conduttori giallo verde tipo N07V-K.
14
5
Schema unifilare tipo
Nella figura seguente è riportato lo schema unificare tipo per l’installazione dell’impianto
proposto. Per i dettagli puntuali dello schema di collegamento elettrico si rimanda alla
consultazione degli elaborati grafici allegati al progetto.
15
6
Integrazione architettonica dell’impianto
Come descritto in premessa, il sistema fotovoltaico dovrà essere realizzato con una struttura
tale per cui i moduli siano posati al di sopra dell’attuale manto di copertura, realizzato con
materiale bituminoso, in maniera complanare e inserendosi armoniosamente nel disegno di
quest’ultima, senza modificarne la sagoma e le dimensioni.
I moduli verranno ancorati alle coperture, mediante una struttura realizzata con profilati in
alluminio con la stessa inclinazione e con lo stesso orientamento della falda di copertura.
7
Verifica tecnico-funzionale
Al termine dei lavori l’installatore dell’impianto effettuerà le seguenti verifiche tecnico-funzionali:
- corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza
generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione,
spegnimento, mancanza rete, ecc.);
- continuità elettrica e connessioni tra moduli;
- messa a terra di masse e scaricatori;
- isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;
8
I benefici
8.1
Attenzione per l'ambiente
Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti
termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. Quindi,
considerando l'energia stimata come produzione del primo anno, circa 13.500 kWh(1), e la
perdita di efficienza annuale, 0.90 %, le considerazioni successive valgono per il tempo di
vita dell'impianto pari a 20 anni.
8.1.1
Emissioni evitate in atmosfera
L’impianto fotovoltaico consentirà la riduzione di emissioni in atmosfera di gas climalteranti,
causa di effetto serra.
Emissioni evitate in atmosfera
CO2
SO2
NOX
Polveri
Emissioni specifiche in atmosfera
[g/kWh]
220,38
0,21
0,21
0,01
Emissioni evitate in un anno
[kg]
5.697,00
5,32
5,54
0,27
Emissioni evitate in 20 anni
[kg]
104.704,64
97,76
101,73
4,96
Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2010
16
8.2
Caratteristiche riassuntive dell’impianto
Nella tabella seguente sono riassunti i dati principali dell’impianto.
Dati Generali
Generatore
fotovoltaico –
Valori max
Moduli
fotovoltaici
MPPT
Strutture di
sostegno
Inverter
Prestazioni
energetiche
Identificativo Impianto
Soggetto responsabile impianto
Ubicazione Impianto (indirizzo)
Latitudine
Longitudine
Altitudine
Inclinazione e orientazione piano dei moduli
Percentuale annua d’ombra sui moduli
Radiazione solare annua sul piano inclinato
Temperatura ambiente media mensile
Zona di vento
Velocità giornaliera del vento (massima annua)
Direzione prevalente del vento (media annua)
Potenza nominale PnG
Tensione alla massima potenza VmG a 15°C
Tensione alla massima potenza VmG a 25°C
Tensione alla massima potenza VmG a 70°C
IT001E98573531
COMUNE DI QUARTU S.E. (CA)
Via Mozart
39°13’55’’ N
9°11’3’’ E
15
5,4° / 42,3° E
0
1641
fra 0° C e 30°C
5
29 m/sec
N-W
10,00 kWp
319,38 V
306,80 V
250,20 V
Tensione Voc a -10°C
426,89 V
Corrente max del generatore PV
32,60 A
N° Moduli totale/ in serie
10-10
N° stringhe complessive
4
Tipo
Potenza nominale Pn
Numero di celle
Tensione alla Pmax (Vmp)
Modulo fotovoltaico standard
0,250 kW
60
30,68 V
Corrente alla Pmax (Vmp)
8,15 A
Tensione a circuito aperto (Voc)
38,03 V
Corrente di corto circuito (Isc)
8,65 A
Tipo celle fotovoltaiche
poly
Rendimento minimo
14,55%
L x P x A (mm)
1015 x 1693 x 34
MPPT
Pn stringa
Numero di moduli per stringa
Tensione VOC @ -10°C
Tensione VMP @ 25°C
Tensione VMP @ 70°C
Corrente IMP a 25°C
Materiale
Posizionamento
Integrazione architettonica dei moduli
Tipo
Gamma tensione MPP
Tensione max. entrata
Corrente max in entrata
Potenza nominale in uscita
Potenza massima AC
Rendimento max:
Rendimento Euro-eta:
Tensione di rete / frequenza
Dimensioni A x L x P (mm)
Peso (kg)
Presenza trasformatore
Monitoraggio guasti / isolamento
Contributo alla corrente di CC
Classe di protezione
1
2
5,000 kWp
5,000 kWp
20
5
319 V
319 V
307 V
307 V
250 V
250 V
16,30 A
16,30 A
Struttra in acciaio zincato e alluminio
Copertura a falda
Complanare
Inverter trifase (tipo Power-One PVI-10,0-OUTD)
220-470
520 V
24 A
11,00 kW
11,00 kW
97,3%
97,0%
400 V / 50 Hz
716 x 645 x 222
26
Trasformatore ad alta frequenza
OK / OK
29,00 A
IP65
Energia elettrica annua producibile:
13 085 kWh
17
9
Conclusioni
Dovranno essere emessi e rilasciati dall’installatore i seguenti documenti:








manuale di uso e manutenzione, inclusivo della pianificazione consigliata degli
interventi di manutenzione;
progetto esecutivo in versione “come costruito”, corredato di schede tecniche dei
materiali installati;
dichiarazione attestante le verifiche effettuate e il relativo esito;
dichiarazione di conformità ai sensi del DM 37/2008;
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;
certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità del convertitore
c.c./c.a. alle norme vigenti e, in particolare, alle CEI 11-20 qualora venga impiegato il
dispositivo di interfaccia interno al convertitore stesso;
certificati di garanzia relativi alle apparecchiature installate;
garanzia sull’intero impianto e sulle relative prestazioni di funzionamento.
La ditta installatrice, oltre ad eseguire scrupolosamente quanto indicato nel presente
progetto, dovrà eseguire tutti i lavori nel rispetto della REGOLA DELL’ARTE.
18