RT03 - Fotovoltaivo_02DB - Gabelli

Riqualificazione e adeguamento termico-impiantistico della scuola "Gabelli" - Taranto.
COMUNE DI TARANTO
RELAZIONE DI CALCOLO ELETTRICO E DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
INDICE
1. PREMESSA ............................................................................................................................ 4
1.1
Posizionamento ed installazione del generatore fotovoltaico ......................................... 4
1.2
Tipologia di impianto......................................................................................................... 4
2. DATI DI PROGETTO ............................................................................................................... 5
2.1
Dati di progetto relativi all’utilizzazione dell’edificio........................................................ 5
2.2
Dati di progetto relativi alle influenze esterne ................................................................. 5
2.3
Dati di progetto relativi alla rete elettrica ed all’allaccio .................................................. 5
2.4
Dati di progetto relativi all’impianto fotovoltaico ............................................................ 5
3. DESCRIZIONE E CARATTERISTICHE DELL’IMPIANTO ............................................................ 6
3.1
Descrizione del sito ........................................................................................................... 6
3.2
Descrizione e componenti dell’impianto .......................................................................... 6
3.2.1
Moduli fotovoltaici ................................................................................................... 6
3.2.2
Inverter e dispositivi di parallelo e regolazione ....................................................... 6
3.2.3
Protezione di interfaccia (art. 9.4 DK 5940 ed. II) .................................................... 7
3.2.4
Cavi elettrici e cablaggi ............................................................................................ 7
3.2.5
Quadri elettrici ......................................................................................................... 8
3.2.6
Interruttori automatici ............................................................................................. 8
3.2.7
Canalizzazioni e tubazioni ........................................................................................ 8
3.2.8
Impianto di terra e di protezione dalle scariche atmosferiche ............................... 8
4. DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA ................................................................................... 10
4.1
Criteri di dimensionamento ............................................................................................ 10
4.2
Radiazione solare disponibile.......................................................................................... 10
4.3
Diagrammi di irraggiamento ........................................................................................... 10
4.4
Calcolo delle ombre ........................................................................................................ 11
4.5
Verifica di ombreggiamento di file parallele................................................................... 12
4.6
Calcolo della potenza complessiva dell’impianto ........................................................... 12
4.7
Energia producibile annua .............................................................................................. 12
5. VERIFICHE E COLLAUDI FINALI ........................................................................................... 14
6. CALCOLI ELETTRICI - PRINCIPALI DATI DI PROGETTO ........................................................ 16
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6.1
Tipologia di distribuzione e stato del neutro, tensione nominale e frequenza nominale
16
6.2
Livelli di tensione presenti sull’impianto ........................................................................ 16
6.3
Dati di progetto relativi all'opera e normativa specifica ................................................ 16
6.4
Dati relativi alle influenze esterne .................................................................................. 16
6.4.1
Temperatura ambiente .......................................................................................... 16
6.4.2
Formazione di condensa ........................................................................................ 17
6.4.3
Formazione di ghiaccio .......................................................................................... 17
6.4.4
Altitudine................................................................................................................ 17
6.4.5
Presenza di inquinanti ............................................................................................ 17
6.4.6
Presenza di liquidi .................................................................................................. 17
7. METODOLOGIA DI CALCOLO ELETTRICO............................................................................ 18
7.1
Calcolo della corrente di impiego ................................................................................... 18
7.2
Calcolo delle sovracorrenti.............................................................................................. 19
7.3
Calcolo dell’energia specifica passante........................................................................... 21
7.4
Calcolo della caduta di tensione ..................................................................................... 22
8. APPARECCHIATUREDI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA IN BASSA TENSIONE ..................... 23
8.1
QUADRI ELETTRICI ........................................................................................................... 23
8.2
INTERRUTTORI AUTOMATICI DI BASSA TENSIONE ......................................................... 23
8.3
FUSIBILI DI BASSA TENSIONE .......................................................................................... 23
8.4
TUBAZIONI PORTACAVI ................................................................................................... 24
8.5
PASSERELLE PORTACAVI.................................................................................................. 24
9. PROTEZIONE DEI CIRCUITI.................................................................................................. 25
9.1
Generalità ........................................................................................................................ 25
9.2
Interruttori automatici differenziali ................................................................................ 25
9.3
Fusibili ............................................................................................................................. 25
9.4
Conduttori di protezione e EQS ...................................................................................... 26
10. PROTEZIONE E SICUREZZA ELETTRICA ............................................................................... 27
10.1 Protezione contro i contatti diretti ................................................................................. 27
10.2 Protezione contro i contatti indiretti .............................................................................. 27
10.3 Protezione contro il rischio di incendio .......................................................................... 28
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11. NORMATIVA DI RIFERIMENTO ........................................................................................... 29
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1.
PREMESSA
La presente relazione si riferisce al dimensionamento ed alle specifiche di installazione di un
impianto per la produzione di energia elettrica tramite conversione fotovoltaica da installarsi
presso l’area di pertinenza esterna del plesso scolastico “Gabelli” di Taranto.
Nel seguito del documento saranno descritte dettagliatamente le caratteristiche dell’impianto,
le apparecchiature installate, i criteri di dimensionamento impiegati ed ogni altra informazione
inerente l’impianto fotovoltaico stesso.
1.1
POSIZIONAMENTO ED INSTALLAZIONE DEL GENERATORE FOTOVOLTAICO
Dati relativi al posizionamento del generatore FV
1.2
Posizionamento del generatore FV
A terra
Angolo di azimut del generatore FV
0°
Angolo di tilt del generatore FV
30° circa
Fattore di albedo
Superfici chiare di edifici / cielo
Fattore di riduzione delle ombre KO
0,95
TIPOLOGIA DI IMPIANTO
L’impianto fotovoltaico sarà composto da moduli generatori al silicio mono-cristallino aventi
potenza unitaria di picco di 230 Wp e superficie unitaria pari a circa 1,9 mq.
I moduli dell’impianto saranno collegati in serie realizzando due stringhe indipendenti, aventi
numero di pannelli diseguale: le caratteristiche elettriche delle stringhe, la tensione in uscita e la
corrente nominale di ciascuna stringa sono compatibili con le caratteristiche elettriche
dell’inverter individuato.
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2.
DATI DI PROGETTO
Nella presente sezione della relazione tecnica si riportano i dati di progetto presi come
riferimento per il dimensionamento dell’impianto fotovoltaico ed i principali parametri che
costituiscono i dati di base per i calcoli elettrici presentati nelle sezioni successive.
2.1
DATI DI PROGETTO RELATIVI ALL’UTILIZZAZIONE DELL’EDIFICIO
L’impianto fotovoltaico sarà installato a terra in un’area di pertinenza del plesso scolastico:
sono presenti nell’area circostante edifici di altezza rilevante, il cui ombreggiamento è stato
correttamente valutato per la definizione dell’impianto.
2.2
DATI DI PROGETTO RELATIVI ALLE INFLUENZE ESTERNE
Dati relativi alle condizioni termo-igrometriche e climatiche
Temperatura minima e massima all’interno
10°C – 25°C
Temperatura minima e massima all’esterno
-5°C – 35°C
Formazione di condensa
SI
Presenza di liquidi
Acqua (stillicidio, pioggia)
Dati relativi al punto di installazione
Altitudine
2.3
50 S.L.M. circa
DATI DI PROGETTO RELATIVI ALLA RETE ELETTRICA ED ALL’ALLACCIO
La rete elettrica cui l’utenza di nuova attivazione sarà connessa è quella di Enel Distribuzione,
con fornitura in BT trifase.
2.4
DATI DI PROGETTO RELATIVI ALL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Dati relativi all’impianto fotovoltaico
Caratteristiche dell’area di installazione
Area piana
Posizione del quadro in c.a.
Esterno
Posizione dell’inverter
Esterno
Posizione del collettore di terra
Impianto di terra generale dell’immobile
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3.
DESCRIZIONE E CARATTERISTICHE DELL’IMPIANTO
3.1
DESCRIZIONE DEL SITO
L’impianto da realizzare sarà collocato a terra: gli ostacoli alla radiazione solare sono stati
considerati per il dimensionamento dell’impianto stesso.
3.2 DESCRIZIONE E COMPONENTI DELL’IMPIANTO
I componenti dell’impianto fotovoltaico che saranno utilizzati sono riportati nei sotto-paragrafi
a seguire.
3.2.1
Moduli fotovoltaici
I moduli fotovoltaici che saranno installati hanno caratteristiche tecniche riportate nella tabella
seguente:
SPECIFICHE TECNICHE MODULI FOTOVOLTAICI
Tensione massima di sistema
1000 V CC
Potenza di picco (toll. ±5%)
230 Wp
Dimensioni
1.991 x 991 x 38 mm
Peso
18 kg
Conformità
CE, IEC 61215, Safety Class II
Il singolo generatore fotovoltaico avrà 10 anni di prestazioni garantite con il 90% della potenza
in uscita e minimo 20 anni di prestazioni garantite per l’80% della potenza in uscita.
3.2.2
Inverter e dispositivi di parallelo e regolazione
Il gruppo di conversione sarà composto da due convertitori statici idonei alla trasformazione
della corrente continua generata dai moduli fotovoltaici in corrente alternata conformemente ai
requisiti prescritti dall’ente distributore.
I dispositivi prescelti hanno le seguenti caratteristiche:
SPECIFICHE TECNICHE INVERTER E DISPOSITIVI DI PARALLELO E REGOLAZIONE
Potenza nominale
10 kVA
Potenza in CC massima
11 kVA
Potenza in CA massima
9,8 kW
Tensioni in ingresso consentite
300 - 750 V
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Tensione massima in ingresso
900 V
Corrente massima in ingresso
18 A (22A in corto – circuito)
L’impianto sarà composto da un inverter singolo con uscita trifase.
L’inverter impiegato nell’impianto, in virtù delle caratteristiche costruttive, non immette
correnti di guasto continue in rete.
L’apparecchiatura è dotata di dichiarazione di conformità di prodotto, che ne certifica la
rispondenza alle normative tecniche applicabili; tale documento, rilasciato dal costruttore, fa
riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di certificazione
abilitato e riconosciuto.
3.2.3
Protezione di interfaccia (art. 9.4 DK 5940 ed. II)
La funzione di protezione di interfaccia (PIB) è assolta dal dispositivo inverter e dalle relative
apparecchiature integrate.
Le tarature, in accordo con le prescrizioni dell’ente distributore, sono le seguenti:
TARATURE DELLA PROTEZIONE DI INTERFACCIA (non modificabili dall’utente)
PROTEZIONE
ESECUZIONE
TARATURA
TEMPO DI INTERVENTO
Massima tensione
unipolare
472 V
≤ 0,1 s
Minima tensione
unipolare
328 V
≤ 0,2 s
Massima frequenza
unipolare
50,28 Hz
< 0,1 s
Minima frequenza
unipolare
49,72 Hz
< 0,1 s
3.2.4
Cavi elettrici e cablaggi
Il cablaggio elettrico tra le apparecchiature costituenti l’impianto sarà realizzato con cavi a
marchio IMQ, rispondenti alle norme CEI 20-22II, non propaganti l’incendio, con caratteristiche
riportate nello schema elettrico allegato. La colorazione delle anime sarà secondo norme UNEL.
Al fine di garantire la sicurezza degli operatori addetti alla manutenzione dell’impianto, si
prescrive l’impiego di conduttori con guaina secondo i seguenti colori:
Conduttori per corrente alternata
Tipo di cavo:
N07V-K (conduttori protezione e linee all’interno)
FG7/R (linee in tubazione all’esterno o sotto terra)
Conduttori di protezione:
guaina giallo-verde (obbligatorio)
Conduttore di neutro:
guaina blu chiaro (obbligatorio)
Conduttore di fase:
guaina grigia o marrone
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Conduttori per corrente continua
Tipo di cavo
Solare General Cavi FG7M2 o similare;
Conduttore per circuiti in C.C.: Sigla con indicazione del polo positivo (+) e negativo (-).
3.2.5
Quadri elettrici
L’impianto sarà realizzato impiegando un quadro di campo: la connessione con la rete elettrica
sarà di tipo diretto.
Quadro elettrico di campo
Il quadro di campo sarà installato sul lato in corrente continua dell’impianto: la stringa sarà
dotata del proprio quadro di campo cui saranno attestate le connessioni con il lato C.C.
dell’inverter.
3.2.6
Interruttori automatici
Gli interruttori automatici impiegati nell’impianto saranno di tipo magnetotermico con curva di
intervento di tipo C eventualmente dotati di modulo differenziale.
Il dimensionamento degli interruttori è stato condotto considerando:
-
La potenza dell’impianto fotovoltaico;
-
Il declassamento legato dal carico continuo per un periodo maggiore di un’ora;
-
Il declassamento legato alla temperatura ambiente nei mesi più caldi.
La corrente nominale degli interruttori magnetotermici impiegati è pari a 63 A.
3.2.7
Canalizzazioni e tubazioni
Le canalizzazioni che saranno impiegate nell’impianto sono essenzialmente costituite da
tubazioni in acciaio zincato e PVC per posa esterna e da canaline portacavi posate sul lastrico
solare.
Il diametro delle tubazioni è determinato in base alle prescrizioni tecniche fornite dalla
normativa vigente.
3.2.8
Impianto di terra e di protezione dalle scariche atmosferiche
L’impianto fotovoltaico sarà esercito secondo la configurazione IT, ovvero con nessun polo
connesso a terra: l’impianto prevede una separazione galvanica tra la sezione in corrente continua
dell’impianto e la rete.
La struttura metallica dell’impianto fotovoltaico sarà collegata al collettore di terra, posto
all’interno del quadro di campo a sua volta connesso all’impianto di terra generale, attraverso
conduttori in rame isolati in PVC di sezione pari a 4 mmq per i collegamenti intermedi (pannelli
fotovoltaici – collettore di terra).
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E’ prevista l’installazione di un dispositivo di protezione contro le sovratensioni, tipo PV 500
SCP o similare, appositamente concepito per applicazioni in impianti fotovoltaici.
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4.
DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA
Nella presente sezione della relazione tecnica si descrivono dettagliatamente i criteri di
dimensionamento dell’impianto e si riportano i risultati del calcolo.
4.1
CRITERI DI DIMENSIONAMENTO
Il dimensionamento dei componenti dell’impianto fotovoltaico è stato condotto:
-
Valutando la risorsa solare disponibile sul sito;
-
Valutando il diagramma di carico tipico dell’utenza elettrica secondo le previsioni di carico.
4.2
RADIAZIONE SOLARE DISPONIBILE
La valutazione della risorsa solare disponibile è stata effettuata prendendo come riferimento la
Norma UNI 10349 nelle condizioni di installazione descritte e con inclinazione pari a 30°.
TABELLA DI CALCOLO DELLA RADIAZIONE SOLARE
MESE
RADIAZIONE GIORNALIERA
Radiazione
Diretta
Radiazione
Diffusa
Radiazione
Riflessa
[kWh/mq g ]
[kWh/mq g ]
Gennaio
2,37
Febbraio
RAD.
MENSILE
Totale
Totale
[kWh/mq g ]
[kWh/m
q g]
[kWh/mq
mese]
0,56
0,37
3,30
102
2,70
0,75
0,54
3,99
112
Marzo
2,83
1,01
0,78
4,62
143
Aprile
2,74
1,23
1,07
5,04
151
Maggio
2,53
1,36
1,30
5,19
161
Giugno
2,69
1,30
1,49
5,48
164
Luglio
3,33
1,14
1,54
6,01
186
Agosto
3,86
1,10
1,33
6,29
195
Settembre
4,16
0,99
1,00
6,15
185
Ottobre
3,91
0,78
0,69
5,38
167
Novembre
2,97
0,60
0,43
4,00
120
Dicembre
2,35
0,50
0,33
3,18
99
TOTALE COMPLESSIVO
1.785
4.3 DIAGRAMMI DI IRRAGGIAMENTO
Il diagramma di irraggiamento per l’impianto fotovoltaico è il seguente:
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4.4 CALCOLO DELLE OMBRE
Il calcolo delle ombre è stato effettuato rilevando sull’intero angolo giro gli ostacoli presenti
che peraltro non presentano caratteristiche tali da influenzare significativamente il funzionamento
dell’impianto; il diagramma risultante è il seguente:
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4.5
VERIFICA DI OMBREGGIAMENTO DI FILE PARALLELE
La progettazione dell’impianto ed il layout relativo al posizionamento dei pannelli sono stati
condotti considerando la particolare tipologia di installazione: è stata individuata una distanza tra
file parallele idonea ad evitare l’ombreggiamento tra file.
4.6
CALCOLO DELLA POTENZA COMPLESSIVA DELL’IMPIANTO
Nelle condizioni di calcolo riportate nel paragrafo n.4.3 il valore di irraggiamento solare a
Taranto, determinato su una superficie orientata a sud ed inclinata rispetto all’orizzontale di circa
30° risulta essere pari a 1.300 kWh/m².
La potenza alle condizioni standard (irraggiamento dei moduli di 1000 W/m² a 25°C di
temperatura) è determinata a partire dalla seguente relazione:
PSTD = Pm ⋅ n
In cui:
-
PSTD è la potenza alle condizioni standard;
-
Pm è la potenza unitaria del singolo modulo che si intende installare;
-
N è il numero dei moduli che compongono l’impianto.
L’impianto in questione sarà composto da n.45 moduli di potenza unitaria pari a 230 W: la
potenza complessiva dell’impianto è pertanto pari a 10.350 Wp.
La potenza elettrica complessivamente producibile (sul lato in corrente alternata),
considerando:
-
Le perdite per condizioni di funzionamento diverse rispetto alle condizioni standard (6%);
-
Le perdite per riflessione (circa 5%);
-
Le perdite sui circuiti in corrente continua (circa 2%);
-
Le perdite sul sistema di conversione (circa 5%);
-
Le perdite per insudiciamento dei moduli (2%);
e quindi un’efficienza complessiva RS del 80%, è pari a circa PSTD x RS = 8.280 Wp;
4.7 ENERGIA PRODUCIBILE ANNUA
L’energia producibile su base annua dall’impianto fotovoltaico è determinata data dalla
relazione seguente:
E= I ⋅ A ⋅ K O ⋅ RM ⋅ RS
In cui:
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-
E è l’energia prodotta in kWh/anno;
-
I è l’irraggiamento medio annuo, il cui valore ridotto è pari a 1.550 kWh/m2;
-
A è la superficie totale utile dei moduli (66,5 mq);
-
KO è il fattore di riduzione delle ombre (posto pari a 0,95);
-
RM indica il rendimento di conversione dei moduli (pari al 13,5%);
-
RS è l’efficienza complessiva della trasformazione (pari a 0,80).
La relazione precedente, conduce a:
E = 1.550 ⋅ 66,5 ⋅ 0,95 ⋅ 0,135 ⋅ 0,80 = 13.450
kWh/anno
Il valore di E rappresenta l’energia elettrica che l’impianto fotovoltaico produrrà su base
annua.
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5.
VERIFICHE E COLLAUDI FINALI
Al termine dei lavori l’installatore dell’impianto effettuerà le seguenti operazioni:
1. Verifica del corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di
potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione,
spegnimento, mancanza rete del distributore, ecc.);
2. Verifica della continuità elettrica e delle connessioni tra moduli;
3. Verifica dell’impianto di terra e del corretto collegamento di masse e scaricatori;
4. Verifica di isolamento dei circuiti elettrici.
L’impianto dovrà essere realizzato con modalità tali da garantire il rispetto della seguente
condizione (in presenza di irraggiamento superiore a 600 W/m²):
 I 
 Condizione n.1
PCC > 0,85 ⋅ Pnom ⋅ 
I
 STD 
In cui:
-
Pcc rappresenta la potenza in corrente continua (in kW) misurata in uscita dal generatore
fotovoltaico, con precisione migliore del ± 2%;
-
Pnom è la potenza nominale (in kWp) del generatore fotovoltaico;
-
I è l'irraggiamento (in W/m²) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ±
3%;
-
ISTD, pari a 1000 W/m², è l'irraggiamento in condizioni di prova standard.
E della seconda seguente condizione:
PCO > 0,9 ⋅ PCC
condizione n.2
In cui
-
Pca è la potenza attiva in corrente alternata (in kW) misurata all'uscita del gruppo di
conversione della corrente generata dai moduli fotovoltaici continua in corrente alternata,
con precisione migliore del 2%.
La misura della potenza Pcc e della potenza Pca dovrà essere effettuata in condizioni di
irraggiamento (I) sul piano dei moduli superiore a 600 W/m².
Qualora nel corso di detta misura venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli,
misurata sulla faccia posteriore dei medesimi, superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in
temperatura della potenza stessa. In questo caso la condizione n.1 deve essere corretta secondo la
relazione seguente:
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 I 

PCC > (1 − PTFV − 0,08) ⋅ Pnom ⋅ 
 I STD 
In cui il fattore PTFV porta in conto le perdite termiche del generatore fotovoltaico.
Le perdite termiche del generatore fotovoltaico Ptpv, nota la temperatura delle celle
fotovoltaiche Tcel, possono essere determinate secondo la relazione seguente:
PTFV = (TC − 25) ⋅ γ / 100
In cui TC è la temperatura delle celle di un modulo fotovoltaico.
Se è nota la temperatura ambiente Tamb le perdite termiche del generatore fotovoltaico
possono essere determinate anche tramite una relazione alternativa:
PTFV = [TAMB − 25 + ( NOCT − 20) ⋅ I / 800] ⋅ γ / 100
In cui:
-
γ è il coefficiente di temperatura di potenza (pari, per i moduli considerati, a 0,485%/°C);
-
NOCT è la temperatura nominale di lavoro della cella;
-
TAMB è la temperatura ambiente rilevata al momento della misura.
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6.
CALCOLI ELETTRICI - PRINCIPALI DATI DI PROGETTO
6.1 TIPOLOGIA DI DISTRIBUZIONE E STATO DEL NEUTRO, TENSIONE NOMINALE E
FREQUENZA NOMINALE
La distribuzione elettrica in bassa tensione sarà realizzata con sistema trifase, con cavi
unipolari posati in canalina ed isolati in gomma per ciascuna delle tre fasi: lo stato del neutro è
atterrato nella cabina elettrica, configurando un sistema TN.
La distribuzione dell’energia elettrica sarà effettuata alla tensione nominale di 0,4 kV (trifase)
per la bassa tensione; la massima variazione percentuale della tensione è pari a ±5%.
La frequenza nominale dell’alimentazione elettrica è pari a 50 Hz con una variazione ammessa
di ±2%.
6.2 LIVELLI DI TENSIONE PRESENTI SULL’IMPIANTO
I livelli di tensione nominale presenti sull’impianto sono:
-
Tensione di rete 400/230 V per l’alimentazione dei carichi elettrici in bassa tensione;
-
Tensione ausiliaria 24/12 V per l’alimentazione di attuatori, impianti speciali,
segnalatori,ecc.
Dati i livelli di tensione elencati in precedenza, l’impianto elettrico oggetto della presente
relazione è di categoria I.
6.3 DATI DI PROGETTO RELATIVI ALL'OPERA E NORMATIVA SPECIFICA
Non sono presenti locali soggetti a normativa specifica.
6.4 DATI RELATIVI ALLE INFLUENZE ESTERNE
In questa sezione della relazione di calcolo degli impianti elettrici sono riportati i dati relativi
alle influenze ed alle grandezze esterne all’impianto che ne determinano le condizioni di
funzionamento.
6.4.1
Temperatura ambiente
I campi di temperatura considerati nell’ambito del presente progetto sono quelli
normativamente definiti come normali, ovvero compresi tra i seguenti valori:
•
Temperatura massima 40°C;
•
Temperatura media (su 24h) 30°C;
•
Temperatura minima –5°C (esterno).
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6.4.2
Formazione di condensa
I quadri elettrici sono posizionati parte all’interno e parte all’esterno dell’edificio: è ammessa
la formazione occasionale di condensa.
6.4.3
Formazione di ghiaccio
La possibile formazione di ghiaccio all’interno delle componenti dall’impianto è da escludere.
6.4.4
Altitudine
L’impianto è situato a pochi metri sul livello del mare e pertanto non è necessario considerare
il declassamento dei componenti elettrici dovuto all’altitudine.
6.4.5
Presenza di inquinanti
Il grado di inquinamento che si riscontra nella zona in cui saranno installati i componenti
elettrici è al massimo di grado 2, ovvero caratterizzato da presenza di inquinamento normale e
non conduttivo, con occasionali conduttività temporanee, dovute essenzialmente all’accumulo di
eventuale polvere.
6.4.6
Presenza di liquidi
Non è prevista la presenza di altre sostanze liquide oltre l’acqua.
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7.
METODOLOGIA DI CALCOLO ELETTRICO
I calcoli elettrici che hanno condotto al dimensionamento dei componenti dell’impianto sono
stati svolti in osservanza alle relazioni matematiche citate nella letteratura tecnica e alle
indicazioni fornite dalle norme CEI.
Ogni tipo di approssimazione effettuata è stata risolta a favore di sicurezza.
7.1 CALCOLO DELLA CORRENTE DI IMPIEGO
La relazione utilizzata per determinare la corrente nominale assorbita (o erogata) dal generico
carico (produttore) è la seguente:
IB =
PN ⋅ 1000
c ⋅ VN ⋅ cos φn
in cui:
•
IB è la corrente di impiego assorbita dal carico elettrico (espressa in A)
•
Vn è la tensione nominale di funzionamento (espressa in V)
•
Cos φ è il fattore di potenza a regime del carico elettrico in condizioni nominali
•
Pn è la potenza elettrica nominale del carico (espressa in kW)
•
C è un fattore dipendente dal tipo di alimentazione (nel caso monofase vale 1, in quello
trifase il suo valore è 1,73)
La relazione scritta in precedenza viene sfruttata per il dimensionamento o la verifica delle
condutture elettriche terminali, cioè quelle che alimentano direttamente l’apparecchiatura.
Per il dimensionamento delle dorsali elettriche di alimentazione (e di conseguenza per il
dimensionamento dei relativi dispositivi di protezione) si considera una relazione leggermente
diversa:
in cui, oltre ai simboli precedenti, compaiono:
IB =
PN ⋅ 1000
⋅ KU ⋅ K C
c ⋅ V N ⋅ cos φ N
Ku coefficiente di utilizzazione del carico, che tiene conto della potenza elettrica realmente
assorbita
Kc coefficiente di contemporaneità del gruppo di carichi allacciati alla stessa dorsale di
alimentazione
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I due coefficienti utilizzati non assumono valori fissi ma derivano da considerazioni riguardanti
il reale utilizzo dell’impianto, il ciclo di lavorazione e l’attività svolta e non ultimo da valutazioni
condotte sulla base dell’esperienza come già specificato nel paragrafo ad essi dedicato.
La corrente in base alla quale vengono scelti l’interruttore automatico (o il fusibile) e la
IB ≤ IN ≤ IZ
conduttura elettrica con esso coordinata, è calcolata rispettando la condizione:
dove:
•
IB è la corrente di impiego valutata secondo le relazioni precedenti (a seconda che si tratti di
un’utenza finale o di una dorsale di distribuzione)
•
IN è la corrente nominale dell’interruttore automatico
•
IZ è la portata massima della conduttura elettrica (nelle effettive condizioni di posa)
Il dimensionamento, oltre ai criteri espressi in precedenza, obbedisce anche a criteri dettati
dall’esperienza e dal particolare utilizzo dell’impianto elettrico.
In particolare, si sono considerati opportuni margini per future espansioni dell’impianto e per
aumenti di potenza installata.
7.2 CALCOLO DELLE SOVRACORRENTI
La presente sezione è dedicata al metodo di calcolo delle sovracorrenti: il metodo seguito è
quello indicato nella norma tecnica CEI 11-28 dal momento che, nel caso specifico, si ricade nelle
condizioni citate nella norma stessa.
In particolare, un eventuale cortocircuito che potrebbe verificarsi, avviene lontano da qualsiasi
tipo di generatore, ed è alimentato da un solo punto essendo la rete di alimentazione BT di tipo
radiale puro.
Le condizioni nelle quali si è sviluppato il calcolo, sono le seguenti:
•
Valore della tensione di alimentazione costante;
•
Impedenza di guasto trascurabile;
•
Capacità delle linee ed ammettenze dei componenti trascurabili;
•
Il contributo alla corrente di guasto di motori asincroni trascurabile;
•
Riscaldamento dei conduttori nullo (e quindi aumento di resistenza nullo).
Le condizioni elencate in precedenza sono conservative e conducono a risultati a favore di
sicurezza.
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Per individuare le condizioni più gravose cui sono sottoposti i circuiti protetti, si sono calcolate
le minime e le massime correnti di cortocircuito che si possono riscontrare nei punti più
significativi dell’impianto.
In particolare, il punto più sfavorito nel caso di cortocircuito trifase è certamente costituito
dalle sbarre del quadro generale BT, mentre nel caso di guasto monofase si considerano le sbarre
di potenza ed anche i punti terminali dei circuiti.
Gli scopi principali dello studio delle condizioni di guasto possono essere così riassunti:
•
determinare il potere nominale di interruzione degli interruttori automatici;
•
determinare gli sforzi elettrodinamici che si esercitano sulle sbarre e sugli isolatori portasbarre ed in generale sui componenti sollecitati
•
stabilire le caratteristiche ed i valori di soglia dei relè di protezione.
Il calcolo delle correnti di corto circuito è stato condotto tramite il metodo dei componenti
simmetrici; i circuiti di sequenza diretta, inversa e omopolare di ciascun elemento della rete,
collegati tra di loro secondo la configurazione della rete stessa, ne determinano le reti di
sequenza.
Nel caso specifico, cui questo elaborato fa riferimento, date le ipotesi fatte in precedenza
relativamente ai generatori, si porterà in conto soltanto la impedenza di corto-circuito di sequenza
diretta Z(1) e quella di sequenza omopolare Z(0).
La corrente di corto-circuito nel punto di guasto, F, è stata determinata ricorrendo ad una
sorgente equivalente di tensione di valore:
VF =
in cui:
c ⋅ Un
3
•
c è un fattore denominato fattore di tensione
•
Un è la tensione nominale del sistema.
Si suppone che la tensione VF sia l’unica tensione ad alimentare il guasto.
Date queste condizioni, la normativa suggerisce per le correnti di corto-circuito, i seguenti
valori:
Corrente iniziale simmetrica di corto-circuito
Ik'' =
c ⋅ Un
3 ⋅ Zk
Corrente di cresta di corto-circuito
i P = k ⋅ 2 ⋅ I k''
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Corrente permanente di corto-circuito
I k = I k''
Corrente di corto-circuito monofase a terra
Ik''1 =
3 ⋅ c ⋅ Un
| 2 ⋅ Z (1) + Z (0 ) |
Nelle relazioni precedenti, sono presenti le seguenti grandezze:
•
Zk è l’impedenza di cortocircuito (valutata secondo la norma CEI 11-28);
•
Z(1) è l’impedenza di cortocircuito di sequenza diretta;
•
Z(0) è l’impedenza di cortocircuito di sequenza omopolare;
•
Un è la tensione nominale;
•
k è un fattore, che considera la natura del circuito i cui valori sono tutti tabellati.
La rappresentazione e i parametri tipici dei componenti elettrici del sistema sono state
valutate rispettando le relazioni matematiche e di calcolo indicate nelle Norme CEI 11-28.
7.3 CALCOLO DELL’ENERGIA SPECIFICA PASSANTE
Tutte le correnti provocate da un cortocircuito, che si presenti in un punto qualsiasi del circuito
elettrico, devono essere interrotte in un tempo non superiore a quello che porta i conduttori alla
temperatura limite ammissibile.
Ciò equivale a limitare il valore dell’energia specifica passante in una data sezione
dell’impianto; la relazione che quantifica l’energia specifica passante è:
I2 ⋅t
in cui:
•
I è la corrente di cortocircuito in valore efficace
•
T è il tempo di permanenza del guasto, in secondi
Per ogni punto dell’impianto i dispositivi di protezione sono stati scelti in modo tale che
sussista la seguente diseguaglianza:
I2 ⋅t ≤ K2 ⋅S2
in cui:
•
K è un parametro dipendente dall’isolamento dei conduttori i cui valori sono riportati nella
normativa CEI
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•
S è la sezione del conduttore, in mmq.
La relazione precedente si applica ai casi in cui il corto-circuito permanga per tempi maggiori di
un decimo di secondo: nel caso di corto-circuiti aventi durata più breve, si è considerato il valore
dell’energia specifica passante fornito direttamente dal fabbricante del dispositivo di protezione.
L’adozione di dispositivi differenziali rende sostanzialmente sempre verificata la resistenza a
corto – circuito delle condutture elettriche.
7.4 CALCOLO DELLA CADUTA DI TENSIONE
La quantificazione della caduta di tensione, in valore percentuale, che si produce sulle linee è
effettuata per mezzo della relazione seguente:
in cui:
∆V % =
c ⋅ L ⋅ I B ⋅ ( r ⋅ cos ϕ + x ⋅ sin ϕ )
VN
•
L è la lunghezza della conduttura (in m);
•
R è la resistenza per unità di lunghezza della conduttura (in Ω/m);
•
X è la reattanza per unità di lunghezza della conduttura (in Ω/m);
•
C è un coefficiente che vale 173 per l’alimentazione trifase e 200 per l’alimentazione
monofase.
In ogni punto dell’impianto non si dovrà superare una caduta di tensione del 4% in condizioni
di funzionamento a regime.
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8.
APPARECCHIATUREDI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA IN BASSA TENSIONE
8.1 QUADRI ELETTRICI
Il dimensionamento dei quadri elettrici è stato condotto considerando principalmente la
corrente nominale che ciascun quadro è chiamato ad erogare: ogni quadro elettrico previsto in
progetto rispetta pienamente i criteri termici stabiliti dalla normativa ed i conseguenti limiti sulla
sovratemperatura interna.
Le dimensioni sono state stabilite in funzione delle apparecchiature che troveranno alloggio
all’interno del quadro stesso, considerando un ragionevole margine per futuri ampliamenti e
tenendo in debito conto lo spazio interno occupato dai cavi, dalle sbarre di potenza e dalle
morsettiere: si è considerato uno spazio libero a disposizione di future espansioni pari a circa il
30% dello spazio totale del quadro.
8.2 INTERRUTTORI AUTOMATICI DI BASSA TENSIONE
Gli interruttori automatici previsti sono stati scelti facendo riferimento alla corrente nominale
che essi sono chiamati a condurre in condizioni normali, calcolata secondo le relazioni mostrate in
precedenza, ed alla corrente di corto-circuito che essi sono chiamati ad interrompere in condizioni
di guasto.
In particolare, il valore del potere di interruzione considerato è quello di servizio, ciò è stato
previsto in modo tale da ridurre al minimo gli interventi di manutenzione ed elevare l’affidabilità
complessiva dell’impianto.
Gli interruttori posti a protezione delle dorsali di alimentazione sono stati scelti anche sulla
base della selettività che essi hanno nei confronti dei dispositivi a valle: in questo caso,
l’interruttore stesso è stato scelto anche considerando la corrente di breve durata che esso è
capace di condurre in caso di guasto, legata al punto di installazione.
La curva di intervento è stata scelta in base alla natura del carico elettrico da alimentare: nello
specifico, interruttori posti a protezione di linee alimentanti carichi di tipo particolare, come grossi
motori o aventi correnti di inserzione elevate presentano curve di tipo D e sono generalmente
sovradimensionati rispetto alla corrente nominale del carico.
La tensione nominale degli interruttori è pari a 690 V.
8.3 FUSIBILI DI BASSA TENSIONE
La scelta dei fusibili come dispositivo di protezione contro le sovracorrenti è basata su
considerazioni simili a quelle espresse per gli interruttori automatici: in particolare, per essi è stata
considerata come corrente nominale la corrente di fusione e come tempo di intervento il tempo
convenzionale di fusione come indicato in sede normativa.
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Nel prospetto seguente si riportano le correnti di fusione IF e di non-fusione INF in base alle
quali sono stati scelti i fusibili.
Corrente
nominale
INF (A)
IF (A)
TF (h)
<63 A
1,25 In
1,6 In
1
>63 A
1,25 In
1,6 In
2
I fusibili rispettano le condizioni di selettività espresse in precedenza. La tensione nominale
considerata è pari a 690V.
8.4 TUBAZIONI PORTACAVI
Le tubazioni portacavi elettriche e le tubazioni di canalizzazione principale sono state scelte in
base al diametro esterno dei cavi elettrici in essi contenuti: la prescrizione normativa cui si è
ottemperato prevede che il diametro interno del cavidotto o della tubazione sia pari ad 1,3 volte il
diametro complessivo del fascio di cavi.
8.5 PASSERELLE PORTACAVI
Le passerelle portacavi previste nel progetto sono del tipo in acciaio zincato con coperchio e
staffe: la prescrizione normativa cui si è ottemperato prevede che la sezione libera sia pari al 50%
della sezione totale della passerella stessa.
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9.
PROTEZIONE DEI CIRCUITI
9.1 GENERALITÀ
La scelta ed il dimensionamento dei componenti dell’impianto elettrico è stata condotta,
preliminarmente:
• In relazione al livello di tensione presente sull’impianto;
• In relazione alla corrente che percorre il generico dispositivo;
• Alla frequenza di funzionamento del dispositivo;
• Alle condizioni ambientali ed alle possibili influenze esterne cui i componenti potrebbero
essere sottoposti.
9.2 INTERRUTTORI AUTOMATICI DIFFERENZIALI
Gli interruttori automatici previsti sono stati scelti facendo riferimento alla corrente nominale
che essi sono chiamati a condurre in condizioni normali, calcolata secondo le relazioni mostrate in
precedenza, ed alla corrente di corto-circuito che essi sono chiamati ad interrompere in condizioni
di guasto.
In particolare, il valore del potere di interruzione considerato è quello di servizio, ciò è stato
previsto in modo tale da ridurre al minimo gli interventi di manutenzione ed elevare l’affidabilità
complessiva dell’impianto.
Gli interruttori posti a protezione delle dorsali di alimentazione sono stati scelti anche sulla
base della selettività che essi hanno nei confronti dei dispositivi a valle: in questo caso,
l’interruttore stesso è stato scelto anche considerando la corrente di breve durata che esso è
capace di condurre in caso di guasto, legata al punto di installazione.
La curva di intervento è stata scelta in base alla natura del carico elettrico da alimentare: nello
specifico, interruttori posti a protezione di linee alimentanti carichi di tipo particolare, come grossi
motori o aventi correnti di inserzione elevate presentano curve di tipo D e sono generalmente
sovradimensionati rispetto alla corrente nominale del carico.
La tensione nominale degli interruttori è pari a 690 V: le correnti di intervento differenziali dei
dispositivi automatici sono pari a 0,03 A per le utenze finali e 0,3 A per gli interruttori generali; in
quest’ultimo caso, ove utilizzati, si è optato per interruttori selettivi.
9.3 FUSIBILI
La scelta dei fusibili come dispositivo di protezione contro le sovracorrenti è basata su
considerazioni simili a quelle espresse per gli interruttori automatici: in particolare, per essi è stata
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considerata come corrente nominale la corrente di fusione e come tempo di intervento il tempo
convenzionale di fusione come indicato in sede normativa.
Nel prospetto seguente si riportano le correnti di fusione IF e di non-fusione INF in base alle
quali sono stati scelti i fusibili.
Corrente
nominale
INF (A)
IF (A)
TF (h)
<63 A
1,25 In
1,6 In
1
>63 A
1,25 In
1,6 In
2
I fusibili rispettano le condizioni di selettività espresse in precedenza. La tensione nominale
considerata è pari a 690V.
9.4 CONDUTTORI DI PROTEZIONE E EQS
Il conduttore di protezione generale è stato dimensionato in base alla linea di maggiore
sezione presente sull’impianto: esso si connette alla rete di terra generale tramite il collettore di
terra principale presente all’interno del quadro elettrico generale.
I conduttori di protezione delle varie linee elettriche sono stati scelti in base alla sezione delle
linee stesse, secondo le indicazioni della norma CEI 64/8.
I conduttori equipotenziali supplementari hanno sezione minima pari a 2,5 mmq se protetti
meccanicamente, pari a 4 mmq nel caso contrario.
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10.
PROTEZIONE E SICUREZZA ELETTRICA
10.1 PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI DIRETTI
La protezione dai contatti diretti è garantita mediante l’isolamento delle parti attive in base al
livello di tensione previsto; oltre a questo, si sono utilizzati:
•
Isolamento doppio o rinforzato
•
involucri o barriere con opportuni gradi di protezione (norme CEI 70.1);
•
ostacoli e distanziamenti;
•
circuiti a bassissima tensione di sicurezza
•
interruttori differenziali su alcune derivazioni come mezzo di protezione addizionale
rispetto alle altre misure di sicurezza.
10.2 PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI INDIRETTI
La protezione contro i contatti indiretti è stata adottata quando si possono avere, in caso di
guasto, effetti fisiologici dannosi su un individuo, a causa del valore e del tempo di permanenza
della tensione di contatto.
In altre parole, l’impianto elettrico oggetto della presente relazione è stato progettato in modo
tale che in caso di guasto tra una parte attiva ed una massa, in una parte dell’impianto o di un
componente utilizzatore, non possa persistere per una durata sufficiente a causare un rischio di
effetti dannosi una tensione di contatto presunta superiore a 50 V.
La protezione contro i contatti indiretti viene ad essere garantita collegando ogni massa
presente sull’impianto all’impianto di terra mediante il conduttore di protezione: oltre a ciò, si è
adottato il collegamento equipotenziale principale di tutte le masse entranti nella zona oggetto di
intervento e, nei casi previsti, anche il collegamento equipotenziale supplementare dove richiesto.
In caso di guasto verso massa, la protezione contro i contatti indiretti è assicurata se, come
riportato nella norma CEI 64-8, si verifica la seguente relazione:
ZS ⋅ Ia < U0
dove:
• ZS è l’impedenza dell’anello di guasto;
• Uo è la tensione nominale efficace tra fase e terra;
• Ia è il valore della corrente che causa l’apertura del circuito nei tempi massimi previsti dalla
norma.
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I tempi massimi di interruzione del guasto sono riportati nel paragrafo della norma CEI 64/8 ad
essi dedicata: nel caso in questione, per la tensione di 230 V insistente tra fase e terra i dispositivi
automatici di protezione dovranno interrompere il guasto in un tempo minore di 0,4 s.
Nel caso in cui il dispositivo di protezione sia installato a monte di un circuito di distribuzione,
si è fatto riferimento a tempi convenzionali di intervento maggiori, ma comunque inferiori al limite
massimo di 5 s.
Per i dispositivi di interruzione equipaggiati con una protezione differenziale, la corrente
utilizzata per la verifica è la soglia di intervento nominale I∆ del dispositivo differenziale, ossia:
I a = I ∆n
intendendo con I∆n la più elevata tra le correnti differenziali nominali d’intervento (soglia
d’intervento) degli interruttori differenziali installati.
10.3 PROTEZIONE CONTRO IL RISCHIO DI INCENDIO
Il tipo e la sezione delle condutture elettriche, la dimensione dei quadri elettrici e dei centralini
ed in generale tutti i componenti dell’impianto elettrico sono stati scelti e dimensionati in modo
da minimizzare il rischio di sovratemperature e surriscaldamenti locali ed in definitiva il pericolo
che si sviluppino incendi.
In particolare:
•
le condutture elettriche sono del tipo non propagante l’incendio;
•
sono state previste calze siliconiche all’interno dei quadri elettrici;
•
sono stati previsti interruttori differenziali come protezione addizionale contro gli incendi.
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11.
NORMATIVA DI RIFERIMENTO
Si richiamano di seguito le principali norme e leggi che regolamentano la realizzazione di
apparecchiature e di impianti elettrici, puntualmente osservate nell’elaborazione del progetto:
• DPR 27.04.1955 n.547: “Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro”
• Legge 1.03.1968 n. 186 - “Disposizioni concernenti la produzione di materiali,
apparecchiature, macchinari, installazione di impianti elettrici ed elettronici”
• Legge 8.10.1977 n.791 “Attuazione della direttiva del consiglio delle Comunità Europee
(n.73/23/CEE) relativa alle garanzie di sicurezza che deve possedere il materiale elettrico
destinato ad essere utilizzato entro alcuni limiti di tensione”
• D.P.R. 380/2001 e ss.mm. ed ii.;
• Direttiva 89/68/CE, recepita con D.Lgs 476/92 “Direttiva del Consiglio d’Europa sulla
compatibilità elettromagnetica”;
• Direttiva 93/68/CEE, recepita con D.Lgs 626/96 e D.Lgs 277/97 “Direttiva Bassa Tensione”;
• D.M. 22.1.2008 n. 37 – “Regolamento concernente l'attuazione dell'articolo 11quaterdecies, comma 13, lettera a) della legge n. 248 del 2 dicembre 2005, recante
riordino delle disposizioni in materia di attività di installazione degli impianti all'interno
degli edifici”;
• Norma CEI 11-1 “Impianti di produzione, trasporto e distribuzione dell’energia elettrica.
Norme generali”;
• Norma CEI 11-17 “Impianti di produzione, trasporto e distribuzione dell’energia elettrica.
Linee in cavo”;
• Norma CEI 11-25 “Calcolo delle correnti di cortocircuito nelle reti trifasi a corrente
alternata”;
• Norma CEI 11-26 “Calcolo degli effetti delle correnti di cortocircuito”;
• Norma CEI 11-28 “Guida di applicazione per il calcolo delle correnti di corto circuito nelle
reti radiali di bassa tensione”;
• Norma CEI 12.13 “Apparecchi elettronici e loro accessori, collegati alla rete, per uso
domestico o analogo uso generale. Norme di sicurezza”;
• Norma CEI 17-5 “Apparecchiatura a bassa tensione. Parte 2 :Interruttori automatici.”;
• Norma CEI 17-11 “Apparecchiatura a bassa tensione. Parte 2 :Interruttori di manovra,
sezionatori, interruttori di manovra-sezionatori e unità combinate di fusibili”;
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• Norma CEI 17-13 “Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa
tensione”;
• Norma CEI 20-11 “Caratteristiche tecniche e requisiti di prova delle mescole per isolanti e
guaine dei cavi per energia”;
• Norma CEI 20-19 “Caratteristiche tecniche e requisiti dei cavi per energia isolati con
gomma”;
• Norma CEI 20-20 “Caratteristiche tecniche e requisiti dei cavi per energia isolati con
polivinilcloruro”;
• Norma CEI 20-40 “Guida per l’uso di cavi a bassa tensione”;
• Norma CEI 23-3 “Interruttori automatici per la protezione delle sovracorrenti per impianti
domestici e similari”;
• Norma CEI 23-8 “Tubi protettivi rigidi in polivinilcloruro (PVC) ed accessori”;
• Norma CEI 23-25 “Tubi per le installazioni elettriche”;
• Norma CEI 23-31 “Sistemi di canali metallici e loro accessori ad uso portacavi e
portapparecchi”,
• Norma CEI 23-32 “Sistemi di canale di materiale plastico isolante e loro accessori ad uso
portacavi e portapparecchi per soffitto e pareti”;
• Norma CEI EN 60947 “Apparecchiatura a bassa tensione”;
• Norma CEI 64-8 “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V
c.a. e a 1500 V c.c.”;
• Norma CEI 70-1 “Grado di protezione degli involucri”;
Il tecnico
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