Allegato I. Relazione della Specifica Tecnica

Gara d'appalto No JRC IPR 2013 C05 0022 OC
PROGETTAZIONE, FORNITURA E INSTALLAZIONE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI NEL
PARCHEGGIO VIA GRECIA E SOPRA GLI EDIFICI 18, 48, 100 E 101 PRESSO IL CCR
ISPRA
ALLEGATO I.1
al Contratto
SPECIFICA TECNICA RELAZIONE
EUROPEAN COMMISSION
JOINT RESEARCH CENTRE
ISPRA SITE DIRECTORATE
SITE DEVELOPMENT UNIT
ISPRA
Photovoltaic plants
European Commission-JRC Ispra
Call for tender n. JRC IPR 2013 C05 0022 OC
INDEX
SPECIFICHE TECNICHE ......................................................................................................... 3
1. PREAMBOLO ........................................................................................................................ 3
2. OGGETTO DEL CONTRATTO – LIMITI DI BATTERIA ................................................. 3
2.1............................................................................................................................................ 3
Generalità ................................................................................................................................ 3
2.2
Impianto fotovoltaico nel parcheggio - Via Grecia ..................................................... 4
2.3.
Impianto fotovoltaico sul tetto dell’edificio 18 ....................................................... 5
2.4.
Impianto fotovoltaico sul tetto dell’edificio 48 ....................................................... 5
2.5.
Impianto fotovoltaico sui tetti degli edifici 100 e 101.......................................... 6
3. SERVIZI DI PROGETTAZIONE .......................................................................................... 6
3.1.
Condizioni ambientali............................................................................................. 6
3.2.
Caratteristiche elettriche principali del CCR di Ispra .............................................. 6
3.3.
Documenti di riferimento ........................................................................................ 7
3.4.
Deliverable di progetto ............................................................................................ 7
4. FORNITURA, INSTALLAZIONE, COLLAUDO PROVVISORIO .................................... 8
5.
CONTROLLO QUALITA', TEST DEL PRODUTTORE, COLLAUDO IN SITU DEI
SISTEMI COMPLETI, DEI COMPONENTI E DELLE INSTALLAZIONI............................ 9
5.1.
Piano di Controllo Qualità ........................................................................................ 9
5.2.
Test del produttore e certificazioni .......................................................................... 9
5.2.1. Sicurezza del prodotto................................................................................................... 9
5.2.2. Prove ambientali e prestazionali ................................................................................. 10
5.3.
Prove finali / in situ su impianti installati ............................................................... 10
6. SERVIZI DI MANUTENZIONE E COLLAUDO DEFINITIVO ....................................... 11
7. PRESCRIZIONI TECNICHE DETTAGLIATE .................................................................. 11
7.1. Moduli fotovoltaici con marchio CE ............................................................................. 11
7.2. Inverter ........................................................................................................................... 12
7.3. Cablaggio e collegamenti ........................................................................................... 13
7.4.
Struttura di supporto - Sistema di montaggio ......................................................... 13
7.5.
Fulmini e sovratensioni .......................................................................................... 14
7.6. Isolamento sicuro dell'impianto FV .............................................................................. 14
7.7. Impianto di messa a terra e equipotenziale .................................................................... 14
7.8. Resistenza di isolamento Riso ......................................................................................... 15
7.9. Performance Ratio ......................................................................................................... 15
7.10. Degradazione Potenziale Indotta (PID) ....................................................................... 15
7.11. Corrente inversa .......................................................................................................... 15
7.12. TCO (ossido conduttivo trasparente) corrosione ......................................................... 16
7.13. Gestione delle ombre ................................................................................................... 16
7.14. Generatori (FV) nella rete di distribuzione di bassa tensione ...................................... 17
8. DOCUMENTI CONSEGNATI DAL CONTRAENTE .................................................... 18
9. STANDARDS E PRESCRIZIONI .................................................................................... 18
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SPECIFICHE TECNICHE
1. PREAMBOLO
Lo scopo di questo documento, che costituisce l'allegato I.1 al contratto di fornitura nr.
&&&&&& (Il contratto), è quello di dare tutte le prescrizioni principali per i compiti da eseguire
da parte del contraente.
L’oggetto del contratto è la progettazione, la realizzazione (fornitura e installazione, connessione
alla rete elettrica, opere civili ove richiesto), il collaudo ad opera eseguita, i servizi di
manutenzione nel periodo di garanzia, di nuovi impianti fotovoltaici (FV) per la produzione di
energia elettrica da costruirsi in quattro luoghi diversi nel sito del CCR di Ispra, vale a dire:
1. Le coperture auto esistenti (struttura in acciaio) di un parcheggio in via Grecia,
impianto fotovoltaico con pannelli mono o policristallini;
2. Il tetto dell’edificio 18, impianto fotovoltaico con pannelli flessibili amorfi.
3. Il tetto dell’edificio 48, impianto con pannelli a film sottile;
4. Il tetto degli edifici 100 e 101, impianto con pannelli a film sottile.
2. OGGETTO DEL CONTRATTO – LIMITI DI BATTERIA
2.1.
Generalità
Come indicato nel preambolo, il contratto prevede la costruzione di quattro impianti
fotovoltaici in luoghi diversi e in condizioni diverse, utilizzando diversi tipi di moduli
fotovoltaici, con diverse dimensioni e dettagli costruttivi.
Il progetto di ogni impianto deve essere sviluppato in modo da permetterne la realizzazione
completa.. Esso sarà redatto sulla base delle prescrizioni contenute nel presente documento,
così come l'offerta tecnica presentata dal contraente.
L'esecuzione di ciascun impianto comprende la fornitura e l'installazione di tutti i
componenti dell'impianto fotovoltaico (pannelli fotovoltaici), collegamenti in campo FV
eseguite secondo le migliori tecniche,collegamenti di inverter, quadri elettrici principali di
bassa tensione (BT), tutti i collegamenti elettrici tra cui la connessione alla rete di bassa
tensione. Il contraente dovrà inoltre eseguire le opere civili e meccaniche necessarie per il
supporto e il fissaggio dei moduli fotovoltaici ed eventuali altre opere civili minori
complementari.
A titolo esemplificativo, ma non esaustivo, tutte le opere e / o materiali rientranti tra i compiti
da svolgere da parte del contraente sono qui di seguito elencati:
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o Esecuzione di qualsiasi opera civile e meccanica necessaria per installare il nuovo
impianto fotovoltaico, canalizzazioni, cavi e tutti i collegamenti (anche alla galleria
tecnica)
o Esecuzione di struttura di supporto, ove richiesto
o Fornitura, trasporto e installazione di tutti i componenti (moduli fotovoltaici, inverter,
tutti i quadri elettrici e tutti i sistemi necessari per il funzionamento completo
o Connessione di cavi elettrici, canali per cavi e tutti i collegamenti necessari al perfetto
funzionamento dell'impianto.
o Fornitura e installazione del sistema di messa a terra e di protezione contro i contatti
indiretti
o Idonei interruttori di protezione atti a garantire la sicurezza dell'installazione
compreso il controllo remoto dell'impianto e il controllo d'isolamento dei singoli
pannelli.
o Connessione alla rete elettrica del CCR di Ispra
o Fornitura e installazione di sistemi di protezione contro le correnti di sovraccarico
o Fornitura e installazione del sistema di protezione contro le sovratensioni
o Fornitura e installazione del sistema di monitoraggio Consegna di qualsiasi chiave
richiesta
o Installazione di targhe di identificazione di avvertimento
o Consegna di elenco di materiali, pezzi di ricambio e attrezzature necessari per la
manutenzione
o Consegna di manuali di uso e manutenzione e di documenti e certificati "as built"in
duplice copia più supporto informatico.
La manutenzione di ogni impianto comprende interventi preventivi e correttivi come
descritto al paragrafo 6. E’ compresa anche la formazione del personale del CCR di Ispra
per l'uso e la futura manutenzione degli impianti fotovoltaici.
2.2
Impianto fotovoltaico nel parcheggio - Via Grecia
L'impianto sarà costituito da tettoie fotovoltaiche nel parcheggio di via Grecia, realizzate
con moduli FV monocristallini o policristallini (come da offerta del Contraente).
Si richiede una potenza minima installata di 140 kWp.
I moduli fotovoltaici copriranno una struttura metallica esistente (vedi dettagli nei disegni
di cui al § 3.3), che è stata costruita da una società terza, completando in tal modo le
pensiline copri posteggio.
I pannelli devono essere completi di tutte le opere civili e degli accessori di montaggio,
con tutte le scossaline, canali e grondaie, ecc,in lamiera di acciaio, che consentono la
raccolta e lo smaltimento delle acque meteoriche che cadono sui pannelli.
L'Appaltatore deve realizzare tutti i collegamenti elettrici dell'impianto, la rete BT e il
sistema di messa a terra, fornitura e installazione di inverter in box realizzati da una
società terza. Il contraente deve collegare il cavo AC alla centrale elettrica dell'Ed. 45 del
CCR, che il cavo passerà in galleria tecnica con cavidotti esistenti. La lunghezza è
stimata in circa 250 m.
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La superficie approssimativa effettive delle tettoie è di circa 1000 m². L'angolo di
inclinazione delle pensiline è di circa 30 gradi, tale angolo non può essere modificato.
Tutte le pensiline saranno orientate verso sud.
2.3.
Impianto fotovoltaico sul tetto dell’edificio 18
L'impianto deve essere realizzato con moduli fotovoltaici flessibili in silicio amorfo,
installati sul tetto dell’edificio 18.
Si richiede una potenza minima installata di 50 kWp.
I moduli devono essere fissati sul tetto dell'edificio utilizzando il sistema Velcro di
aggancio dei pannelli, o un sistema equivalente che deve essere approvato dalla
Commissione, sul manto impermeabile realizzato in poliolefine laminate di alta qualità. Il
contraente deve fornire e installare le strisce di Velcro sull’impermeabilizzazione e
fornire e posare i teli di laminato fotovoltaico flessibile, di tipo UNI-SOLAR,
equipaggiato con ancoraggio in Velcro. L'Appaltatore deve realizzare tutti i collegamenti
elettrici dell'impianto, il sistema di messa a terra, la fornitura e installazione di inverter.
Il contraente deve collegare il cavo AC al quadro elettrico di potenza dell’edificio ,
compresi tutte le canalizzazioni per i cavi. La lunghezza stimata del cablaggio è di circa
100 m.
La superficie approssimativa effettiva del tetto è di circa 2.000 mq con angolo di
inclinazione di circa 26 gradi. La superficie è orientata a sud.
2.4.
Impianto fotovoltaico sul tetto dell’edificio 48
L'impianto deve essere realizzato con moduli fotovoltaici a film sottile i installati sul tetto
dell'edificio 48.
Si richiede una potenza minima installata di 110 kWp.
Il sistema di montaggio, appositamente progettato, dei moduli FV deve essere fissato con
il tipo di sistema Icosun Console di Icopla, o con un sistema equivalente che deve essere
approvato dalla Commissione, che garantisca un fissaggio perfetto dei moduli
fotovoltaici e la impermeabilità della copertura.
Il contraente deve fornire e installare il sistema di supporto dell'impianto fotovoltaico,
tutti i moduli fotovoltaici a film sottile, scatole di giunzione incampo dei pannelli,gli
inverter ed i principali quadri di comando di bassa tensione, tutti i collegamenti elettrici
tra cui il collegamento con il quadro elettrico di potenza dell’edificio. La lunghezza
stimata del cablaggio è di circa 100 m.
Il tetto è costituito da due settori di 54m x 23m e 18m x 13m, cioè circa 1.475 mq di
superficie totale, con una pendenza circa 2,5-3 gradi. La superficie effettiva disponibile è
di circa 1.000 mq, tenendo in considerazione lo spazio libero necessario per la
manutenzione e l'ombra parapetti.
La struttura portante del tetto è in carpenteria leggera in acciaio con sovrapposto
massetto, isolamento termico e guaine bituminose.
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2.5.
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Impianto fotovoltaico sui tetti degli edifici 100 e 101
L'impianto deve essere realizzato con moduli fotovoltaici a film sottile installati sul tetto
di entrambi gli edifici 100 e 101.
Si richiede una potenza minima installata di 60 kWp (per l'ciascun edificio).
Il sistema di montaggio, appositamente progettato, dei moduli FV deve essere fissato sul
rivestimento impermeabile esistente in poliolefine con strisce di poliolefine incollate, o
sistema equivalente che deve essere approvato dalla Commissione, che garantisca un
fissaggio perfetto dei moduli fotovoltaici e l' impermeabilità della copertura.
Il contraente deve fornire e installare il sistema di supporto dell'impianto fotovoltaico,
tutti i moduli fotovoltaici a film sottile, scatole di giunzione in campo dei pannelli, gli
inverter, i quadri di comando bassa tensione, tutti i collegamenti elettrici tra cui il
collegamento con il quadro elettrico di potenza del relativo edificio. La lunghezza stimata
del cablaggio è di circa 100 m.
Per ogni edificio, il tetto è costituito da due settori di circa 31m x 13m ciascuno con
pendenze intorno al 2,5%. La superficie totale è di circa 806 mq di cui 550 mq sono
disponibili per l'installazione dei pannelli (tenendo conto dello spazio libero necessario
per la manutenzione).
La struttura portante del tetto è di carpenteria in acciaio con sovrapposto isolamento
termico, massetto in calcestruzzo e impermeabilizzazione con teli di poliolefine.
3. SERVIZI DI PROGETTAZIONE
L'Appaltatore si impegna alla progettazione in conformità con le condizioni generali,
indicazioni e documenti di riferimento di cui al paragrafo 3, e in piena conformità con le
prescrizioni dettagliate del paragrafo 7, nonché in conformità alle relative norme di cui al
paragrafo 9.
3.1.
Condizioni ambientali
Le condizioni ambientali nel sito di Ispra sono le seguenti:
 Altitudine sul livello del mare: 200m-250m
 Temperatura esterna: tra - 5 ° e + 30 °, con punte di -15 ° e +38 °
 Clima: temperato
3.2.
Caratteristiche elettriche principali del CCR di Ispra
L'approvvigionamento energetico e la rete di distribuzione del sito di Ispra del CCR è il
seguente
 Impianto elettrico: TN-S
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Regolazione di tensione: ± 10%
Regolazione di frequenza: 49,7 - 50,3 Hz
Quadro elettrico: Tensione di esercizio: 400 V - 50 Hz
3.3.
Documenti di riferimento
Il contraente deve conformare il suo progetto alle informazioni contenute nei seguenti
documenti di riferimento:
 Impianto per il parcheggio Via Grecia:
Disegno_VG1_ISTAR133058_v1_PlanimetiaGeneraleTracciamenti_201207.pdf
Disegno_VG2_ISTAR134174_v1_SchemaFotovoltaicoCopertura_201207.pdf
Disegno_VG3_IlluminazioneParcheggioePercorso_201207.pdf

Impianto sull’edificio di 18
Disegno_BD18_ISTAR133988_v1_SchemaFotovoltaicoCopertura. Pdf

Impianto sull’edificio 48
Disegno_BD48-1_ISTAR133796_v1_SchemaEsecuzionePannelli.pdf
Disegno_BD48-2_ISTAR133908_v1_AGPD.pdf
Disegno_BD48-3_ISTAR133909_v1_AGED.pdf
Disegno_BD48-4_ISTAR133910_v1_AGPD.pdf

Impianti sugli edifici 100 e 101
Disegno_BDs100and101-1_ ISTAR122515_v1_TracciamentoPC_201101.pdf
Disegno_BDs100and101-2_CoperturaLocaliTecnici. Pdf
I disegni di riferimento di cui sopra (inclusi nell’allegato I.3 del contratto) devono essere
considerati indicativi per il layout e la potenza istallata stimata.
3.4.
Deliverable di progetto
Il progetto del Contraente includerà tutti i calcoli per il sistema elettrico
(dimensionamento del sistema di produzione, i calcoli di corto circuito, controllo
selettività ecc), tutti i calcoli statici, tutti i disegni strutturali e tecnici, tutti gli schemi /
layout, tutti i quadri elettrici di potenza con gli interruttori, l’impianto di messa a terra,
il dimensionamento di tutti i cavi, la protezione contro i contatti indiretti e la
sovratensione, la protezione contro i fulmini.
Per la progettazione del sistema fotovoltaico, l'Appaltatore dovrà svolgere le seguenti
attività / studi:


Valutazione dell’irraggiamento solare: Valutazione della risorsa solare e
dell’energia elettrica prodotta (già consegnata con l'offerta tecnica).
Sopralluogo dettagliato con particolare attenzione alla rete elettrica CCR, al
passaggio dei cavi elettrici, all’ombreggiatura ecc;
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Selezione dei seguenti componenti:
o Inverter
o moduli fotovoltaici: monocristallino, policristallino, film amorfo
flessibile o film sottile rigido
o protezione e cablaggio
o connessioni di messa a terra
o apparecchiature di misurazione (contatore di energia prodotta)
o punto di collegamento
Calcoli avanzati
o perdite stimate
o studio delle ombre. Ottimizzazione delle perdite da ombreggiamento
o definizione di Performance Ratio
o calcolo della produzione annua dell'impianto fotovoltaico
o configurazione del sistema
o calcoli elettrici. Considerazioni per la caduta di tensione e di
riscaldamento dei componenti elettrici
o cavi AC e CC
o gestione dei rischi. Fulmino. Gli effetti diretti e indiretti
Schemi elettrici (uniunifilari e schemi logici di funzione )
Disegni morsettiera adeguatamente numerate
Layout dei componenti di assemblaggio
Layout di installazione dei moduli fotovoltaici
Definizione della struttura di sostegno e ancoraggi. Disegni di
dimensionamento con carichi statici e dinamici per l'installazione (vedi § 7.4)
Qualunque altro studio possa essere richiesto per progettare gli impianti
fotovoltaici
I certificati dei produttori (vedi § 5.2)
I documenti progettuali consegnati dal contraente devono essere conformi alle
prescrizioni di cui al paragrafo 8.
4. FORNITURA, INSTALLAZIONE, COLLAUDO PROVVISORIO
L'esecuzione dei sistemi PV consisterà principalmente in:
 L'esecuzione di qualsiasi opera civile che si rendesse necessaria. Preparazione della
struttura di supporto, accessori per livellamenti (se necessari) e viti di regolazione (se
necessari)
 Montaggio meccanico
 Installazione elettrica
o montaggio impianti fotovoltaici
o cablaggio
o armadi (quadri di distribuzione)
o connessioni di messa a terra
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Prima di ogni consegna o installazione, il contraente dovrà preparare e sottoporre
all'approvazione della Commissione il "Piano di Controllo Qualità" ( PCQ) indicato al
paragrafo 5.1.
Nessun assemblaggio e installazione di componenti fotovoltaici può essere avviato prima di
aver presentato le richieste prove del produttore e le certificazioni in conformità con le
prescrizioni di cui al § 5.2.
Durante e / o dopo il completamento dell'installazione (come indicato nel PCQ approvato), il
contraente deve eseguire i test in sito descritti al § 5.3.
L'Appaltatore consegnerà i documenti "as built" in duplice copia più supporto informatico,
che includeranno almeno:
 disegni,
 certificati
 dichiarazione di conformità
Al completamento dell'installazione e su esito positivo dei test di cui sopra e una volta
consegnati i documenti "as built", la Commissione emetterà il Certificato di collaudo
Provvisorio (come previsto nel contratto) e il Contraente dovrà smontare e rimuovere le
strutture temporanee come così come i materiali non più necessari per l'esecuzione del
contratto.
5.
CONTROLLO
QUALITA',
TEST
DEL
PRODUTTORE,
COLLAUDO IN SITU DEI SISTEMI COMPLETI, DEI
COMPONENTI E DELLE INSTALLAZIONI
5.1.
Piano di Controllo Qualità
Il contraente deve sottoporre all'approvazione della Commissione il necessario "Piano di
Controllo Qualità" ( QCP), che elenca tutti i test già effettuati su ogni materiale utilizzato per
la fabbricazione dei componenti forniti (vedi § 5.2), così come le prove da effettuare sul
singoli moduli e / o componenti (vedi § 5.3), secondo gli standard in vigore.
La Commissione, in sede di approvazione della proposta di PCQ, indica a quali prove e / o
controlli voglia assistere e quelle che il contraente può eseguire da solo. A tal fine, il
contraente informa la Commissione per iscritto 15 giorni prima di iniziare i test.
5.2.
Test del produttore e certificazioni
Prima dell’assemblaggio ogni componente fornito sarà sottoposto a tutti i test previsti dalle
norme, in caso contrario sono richiesti certificati di collaudo per dimostrare che i test sono
stati effettuati con esito positivo.
Tutto il materiale e certificati di prova previsti / concordati dovranno essere consegnati. I
certificati delle prove richieste dalle norme devono essere inviati alla Commissione, allegati al
relativo progetto esecutivo (rif § 3.4).
5.2.1. Sicurezza del prodotto
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Prove di sicurezza secondo le norme EN, IEC e CEI
Modulo fotovoltaico: Verifica dell’idoneità dei moduli cristallini in conformità alla
norma EN 61215 e dei moduli amorfi secondo la norma EN 61646, e esecuzione di
valutazioni relative alla sicurezza dell’installazione secondo la norma EN 61730-1/-2,
l'isolamento e le istruzioni di montaggio.
 sicurezza elettrica
 corrente dispersa in caso di umidità
 carichi meccanici
 hail
 diodi di bypass


Inverter: devono essere testati i requisiti relativi alla sicurezza, come stabilito nella
norma EN 62109.
Sistema di montaggio: se il modulo fotovoltaico viene offerto insieme al sistema di
montaggio, deve essere testato l'assemblaggio dello stesso, la sua resistenza agli agenti
atmosferici e alla corrosione, la durabilità, la statica, l'equipotenzialità tra i vari punti e
la e protezione contro i fulmini
5.2.2. Prove ambientali e prestazionali





5.3.
Simulazione di carichi di neve e vento, di grandine, calore, freddo, umidità e
corrosione
Durabilità
 prove di resistenza a condizioni esterne
 esame variazione di temperatura
 esame con umidità-calore
Prestazioni
 misure di potenza elettrica in condizioni di prova standard (STC), prima e dopo
le singole fasi di test
 misura della potenza elettrica a basse intensità di radiazione
 determinazione dei coefficienti di temperatura di potenza elettrica, corrente e
tensione
Stabilità a lungo termine
 Test UV
 robustezza dei connettori
 test di isolamento
Durabilità e affidabilità di test per inverter FV
Prove finali / in situ su impianti installati
L'intero impianto assemblato sarà sottoposto a tutti i test previsti dalle norme e / o
preventivamente concordati nel PCQ approvato.

Verifica per l'installazione del rispetto di tutte le norme e requisiti di legge e controllo
della documentazione
 controllo visivo (paragrafo 10.1 della EN 61215/IEC 61464)
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 ispezione termografica
 ispezione dei serraggi meccanici ed elettrici
 prova di isolamento (paragrafo 10.3 della EN 61215/IEC 61464)
 determinazione della potenza massima (paragrafo 10.2 della EN 61215/IEC
61464)
 prestazioni a bassa irradiazione (sezione 10.7 della EN 61215/IEC 61464)

Determinare l'output dei generatori solari

Valutare le prestazioni del sistema (Performance Ratio, PR)

Controllo della potenza massima del generatore fotovoltaico

Valutazione della Performance Ratio reale
6. SERVIZI DI MANUTENZIONE E COLLAUDO DEFINITIVO
Durante il periodo di due anni di manutenzione e garanzia dopo il collaudo provvisorio, il
contraente mantiene in essere il sistema di controllo (monitoraggio e risoluzione dei problemi
e monitoraggio per 365 giorni). I seguenti componenti devono essere sottoposti a
manutenzione, riparati e, se necessario, sostituiti dal Contraente, senza alcun onere
economico per la Commissione:

Pannelli fotovoltaici

Inverter

Armadi

Cavi
I servizi di manutenzione sono costituiti da:
 Manutenzione preventiva eseguita sulla base della relazione tecnica che l'Appaltatore
redige dopo l'ispezione dell'impianto. Per ogni impianto, i controlli sono fatti ogni sei
mesi a partire dalla data del collaudo provvisorio, il rappresentante del CCR deve essere
presente alle verifiche.

Manutenzione correttiva da eseguire, dopo richiesta scritta della Commissione inviata per
e-mail o per lettera raccomandata, entro tre (3) giorni a decorrere dal ricevimento della
richiesta.
Dopo il periodo di due anni di manutenzione di garanzia, e quando tutti i difetti siano stati
corretti, l'amministrazione aggiudicatrice rilascerà al contraente un certificato di collaudo finale,
in conformità al contratto.
7. PRESCRIZIONI TECNICHE DETTAGLIATE
7.1. Moduli fotovoltaici con marchio CE
La stabilità a lungo termine del rendimento, la sicurezza operativa e quindi la sicurezza degli
investimenti di un sistema fotovoltaico dipendono principalmente dalla durabilità e
dall'affidabilità dei moduli e dalla tecnologia del sistema utilizzato. Essi sono quindi
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sottoposti a complesse procedure di prova che sono regolate da norme specifiche per impianti
fotovoltaici o da norme e specifiche tecniche ancora più severe.
Accanto a moduli fotovoltaici di silicio cristallino, nuove tecnologie di celle e moduli
fotovoltaici convenzionali più progrediti sono continuamente introdotti sul mercato. Allo
stesso tempo, le tecnologie innovative quali i moduli a film sottile e celle a contatti back-side
offrono vantaggi come costi di produzione bassi, brevi tempi pay-back o eccezionalmente
elevate efficienze. È da notare tuttavia che alcune tecnologie dovrebbero essere usate solo in
determinate condizioni. Pertanto devono essere osservate le raccomandazioni di installazione
del produttore dei moduli fotovoltaici.
7.2. Inverter
Gli inverter soddisfano tre funzioni principali:
 Conversione di corrente continua (DC) in corrente alternata (AC) nella forma richiesta

Calcolo del punto di funzionamento della superficie fotovoltaica o array che produce la
maggior parte della potenza in termini di tensione e corrente noto come MPPT
(Maximum Power Point Tracker)

Disconnessione automatica dalla funzione di rete: l'inverter comanda automaticamente lo
spegnimento del sistema e lo scollegamento dalla rete in assenza di tensione sulla rete
elettrica. Ciò protegge l'inverter e l’eventuale personale della manutenzione.
Non tutti gli inverter sono adatti per ogni tipo di modulo (finestra di corrente continua, con o
senza trasformatore, con o senza messa a terra del circuito CC). Si dovrebbe quindi
verificare, in fase di progettazione, se l'inverter è approvato meno per i moduli scelti.
Grado di protezione e di parametri di temperatura sono importanti nella scelta di un inverter.
Gli inverter devono essere IP 65, per installazione all'aperto. Tuttavia, essi non verranno
installati in pieno sole, poiché la maggior parte degli inverter opera in modalità degradata a
temperature oltre i 40 ° C, e quindi la potenza di uscita viene ridotta.
Si deve garantire una sufficiente dissipazione del calore durante l'installazione di inverter per
evitare che la temperatura riduca il rendimento:

montare l'inverter in luoghi freddi

scegliere luoghi con sufficiente ricambio d'aria. Assicurare una ventilazione
supplementare, quando necessario

non esporre gli inverter a luce diretta del sole. Per le installazioni esterne, utilizzare
all’ombra o sotto coperture

mantenere la distanza minima tra inverter vicini o altri oggetti indicati nella guida di
installazione. Aumentare la distanza quando è prevedibile che le temperature più elevate
possono verificarsi nel luogo di installazione

disporre più inverter in modo che essi non aspirano l'aria calda di altri inverter. Disporre
gli inverter a raffreddamento passivo in modo che il calore dal calore possa sfuggire
verso l'alto.
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per gli inverter a raffreddamento attivo, il layout ottimale dipende dalla posizione della
presa d'aria e delle aperture di uscita dell'aria.
7.3.
Cablaggio e collegamenti
Per evitare perdite elevate, la sezione del cavo deve essere elevata, mentre le lunghezze dei
cavi devono essere le più brevi possibile. Durante l'installazione e l’avviamento dell'impianto
fotovoltaico, i connettori dei cavi dei moduli devono essere controllati per assicurarsi che
siano a tenuta stagna e che i collegamenti non sono fonte di cadute di tensione o di corto
circuiti.
I cavi non devono essere esposti a radiazione solare diretta, per cui devono essere disposti in
zone ombreggiate. È importante evitare angoli o qualsiasi elemento che possa causare alcun
danno nell'isolamento del cavo.
La caduta di tensione tra il generatore fotovoltaico e l'inverter deve essere calcolata e non
deve superare il 3% della corrente nominale. Per la corrente continua devono essere utilizzati
cavi con doppio isolamento a filo unico e devono essere utilizzati i cavi specificamente
indicati dal produttore.
Quando si collegano i componenti, la prima precauzione da prendere è quella di evitare loop
nel cablaggio all'interno di stringhe. Anche se i colpi diretti sul campo FV sono relativamente
rari, correnti indotte da fulmine sono molto comuni e queste correnti sono particolarmente
distruttivi dove ci sono ampie zone di looping.
Caratteristiche principali:

Conduttore: rame elettrolitico

Isolamento: senza alogeni

Copertura: resistente al fuoco, a basse emissioni di gas corrosivi e fumi tossici

Installazione esterna: permanente, resistente ai raggi UV
E 'davvero importante prestare attenzione alle connessioni degli elementi. Ogni cavo e
componente deve essere chiaramente identificato nella documentazione di progetto.
7.4.
Struttura di supporto - Sistema di montaggio
Tutti i componenti per il montaggio dei moduli fotovoltaici sia intelaiati che non intelaiati
devono essere calcolati, forniti e installati.
La struttura di supporto deve soddisfare i seguenti requisiti:
 Calcolo statico secondo EN 1990, EN 1991 e EN 1999

Carico di neve secondo normativa

Spinta del vento secondo normativa

Devono essere considerate le condizioni locali

Dettagli costruttivi dipendenti dal sistema progettato
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
Certificazione del sistema di montaggio

Test di corrosione

Analisi termo-meccanica
7.5.
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Fulmini e sovratensioni
E 'necessario esaminare durante la progettazione dell'impianto fotovoltaico se sono necessarie
misure contro i fulmini e sovratensioni.
La sovratensione è causata dall'induzione elettromagnetica in loop di cavi. La protezione
contro scariche dirette ( protezione diretta contro il colpo di fulmine ) o accoppiamento a
causa di scariche in altre parti della griglia (protezione indiretta contro i fulmini) deve essere
presa in considerazione durante le fasi iniziali della progettazione. Devono essere previsti
sistemi di arresto del sistema in caso di tensioni di guasto o di incendio.
La protezione esterna contro i fulmini è destinata ad attirare i fulmini e deviarli a terra.
La protezione interna contro i fulmini crea equipotenzialità tra installazioni metalliche e cavi
all'interno di un impianto. Dispositivi di protezione contro le sovratensioni creano
equipotenzialità tra conduttori collegati. Questo impedisce ai picchi di tensione di distruggere
dispositivi collegati.
L'Appaltatore è tenuto ad osservare le condizioni di quegli edifici in cui sono montati impianti
fotovoltaici. Se un sistema di protezione contro i fulmini è già presente, devono essere prese
misure corrispondenti per l'impianto fotovoltaico.
7.6. Isolamento sicuro dell'impianto FV
Le operazioni di manutenzione, ispezione o operazioni di spegnimento di incendi richiedono
la disconnessione sicura delle singole stringhe fotovoltaiche o generatori dall'inverter.
Sezionatori di sicurezza CC con capacità di commutazione rilevante per correnti continue
consentono la disinserzione sicura di tutti i poli sotto carico.
Se il sezionatore di sicurezza CC è integrato nell'inverter, il suo azionamento arresta l'intero
impianto e nessuna corrente viene prodotta. La piena tensione del generatore è ancora attiva
sulla linea CC tra i moduli fotovoltaici e l'inverter. Vi è quindi un elevato rischio per il
personale di servizio di emergenza in caso di incendio. Per questa ragione, l'apparecchiatura
di arresto deve essere installata il più vicino possibile ai moduli fotovoltaici. Il sezionatore di
sicurezza deve scattare in remoto con il rilascio di minima tensione e deve inoltre essere
disattivato con un attuatore remoto.
7.7. Impianto di messa a terra e equipotenziale
Il primo presidio da mettere in atto comporta il collegare tutti gli elementi conduttori
e le parti conduttrici metalliche nell'impianto fotovoltaico utilizzando un conduttore
equipotenziale. La sezione minima per questo conduttore è:
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4 mm² in assenza di un parafulmine o se un parafulmine non è collegato
all'impianto
10 mm², se l'impianto è collegato al parafulmine dell'edificio
7.8. Resistenza di isolamento Riso
La maggior parte delle celle in un impianto fotovoltaico presenta in modo permanente su un
potenziale diverso da zero. Dal momento che le grandi correnti di dispersione sono da evitare
per ragioni di protezione del personale e antincendio, i moduli FV devono essere ben isolati.
La resistenza di isolamento Riso non deve superare un certo valore. Gli inverter senza
trasformatore non possono misurare in continuo il Riso a causa del collegamento diretto alla
rete elettrica con messa a terra. L'isolamento del campo fotovoltaico è quindi continuamente
monitorato prima del collegamento alla rete tramite la misurazione della resistenza di
isolamento e durante il processo di immissione attraverso il controllo della corrente di
dispersione. Vanno considerati i seguenti regolamenti:


Per i moduli fotovoltaici la Riso deve essere di almeno 40 MΩ/mq. Ciò significa che un
modulo fotovoltaico con una superficie di 1mq modulo deve avere una resistenza di
isolamento di almeno 40 MΩ, un modulo fotovoltaico con una superficie di 2mq solo
un minimo di 20 MΩ.
Per gli impianti fotovoltaici senza separazione galvanica (senza trasformatore), la Riso
deve essere di almeno 2000 kΩ per ogni kW di potenza di ingresso dell’inverter. Il
rispetto di questo valore limite deve essere monitorato dall’inverter.
7.9. Performance Ratio
Il rapporto tra la potenza generate e la resa teorica in una determinata posizione è descritto dal
performance ratio (PR). Serve come una misura di efficienza dell'impianto per valutare
impianti diversi in luoghi diversi. Ottimizzare il PR di un impianto è una priorità assoluta.
7.10. Degradazione Potenziale Indotta (PID)
La tensione elettrica tra le celle e la cornice può causare la migrazione degli elettroni presenti
nei materiali utilizzati per il modulo fotovoltaico, e quindi scariche a terra attraverso il telaio.
Per evitare PID, le celle del FV non devono avere tensione negativa in rapporto al loro
intorno. La messa a terra del polo negativo del generatore FV risolve questo problema.
7.11. Corrente inversa
In linea di principio, attuale corrente inversa può avvenire solo quando i moduli sono collegati
in parallelo e la tensione di circuito aperto (tensione a circuito aperto UPV 0) delle singole
stringhe parallele è differente. Nel normale funzionamento ciò è evitato adeguatamente
quando le stringhe sono della stessa lunghezza. Poiché l'obreggiatture dei moduli non ha alcun
effetto significativo sulla UPV 0, anche in questa situazione non si verifica nessuna corrente
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inversa significativa. Nel funzionamento senza guasti di un corretto dimensionamento del
generatore fotovoltaico, nessuna corrente inversa eccessiva può verificarsi.
Questo non è il caso se un guasto nel generatore FV (es. corto circuito in uno o più moduli)
causa la tensione di circuito aperto di una stringa di moduli di essere significativamente
inferiore alla tensione di circuito aperto di altre stringhe parallele. Nel caso peggiore, la
tensione sulla stringa difettosa può trovarsi all'interno della tensione MPP restanti componenti
del generatore. La struttura diodo interna delle celle solari provoca un flusso di corrente
attraverso la stringa generatore difettoso che, a seconda della forza della corrente, può portare
a surriscaldamento o distruggendo dei moduli di questa stringa retromarcia.
Tra gli altri sintomi, i seguenti errori possono portare alla riduzione della tensione di circuito
aperto di una stringa del generatore e quindi corrente inversa nei sistemi collegati in parallelo:

Cortocircuito in uno o più moduli

cortocircuito di una o più celle in un modulo

doppio guasto a terra in un modulo e / o il cablaggio
7.12. TCO (ossido conduttivo trasparente) corrosione
TCO corrosione si verifica quando il sodio dal vetro di copertura del modulo reagisce con
l'umidità, sotto l'influenza di potenziale negativo verso terra. Un altro presupposto è
apparentemente il contatto diretto tra il TCO e il coperchio del modulo e di perdere la sua
conducibilità elettrica.
Il modulo subirà perdite di potenza irreversibili - prima lentamente e completamente una volta
raggiunto un certo grado di gravità. Celle di silicio a film sottile a base di silicio amorfo
hanno una tendenza corrosiva del TCO, che porta ad una perdita permanente di prodotto.
TCO deve essere impedito da contromisure.
7.13. Gestione delle ombre
Al fine di non compromettere la redditività economica d' impianti FV parzialmente
ombreggiati, la perdita di produzione a causa di ombre deve essere ridotta al minimo già in
fase di progettazione. Le seguenti azioni raccomandate sono importanti quando si tratta d'
impianti FV parzialmente ombreggiati.

Quando un singolo modulo fotovoltaico o una porzione molto bassa dei moduli
fotovoltaici (ad esempio <10% del totale) è ombreggiata, l'ombra può essere
distribuita in modo uniforme sulle stringhe. Poiché in questi casi la tensione MPP è
sempre vicina alla tensione nominale MPP, un controllo speciale non è necessario.

In caso di ombreggiatura importante, ha senso utilizzare i moduli fotovoltaici in ombra
separatamente da quelli non ombreggiati. Si deve:

raggruppare parti con irraggiamento simile
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
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non connettere in parallelo stringhe con diversa irradiazione. A questo scopo
devono essere utilizzati numerosi piccoli inverter o quelli con tecnologia multistringa.
La scelta dell'inverter influenza anche le perdite di rendimento dovute ad ombra. Tre punti
sono da osservare quando si seleziona l'inverter:

Inverter con una vasta gamma di tensione d'ingresso possono regolare il punto di
lavoro ottimale, nonostante l'ombra e il conseguente calo della tensione MPP

L'utilizzo di un inverter con un controllo delle singole stringhe di un generatore
fotovoltaico parzialmente ombreggiato può funzionare in modo ottimale ed evitare la
maggior parte delle perdite

Per ridurre al minimo le perdite per ombreggiatura è necessario utilizzare un inverter
per stringhe parzialmente ombreggiate il cui MPP tracking riconosce l'esistenza di
diversi punti operativi.
7.14. Generatori (FV) nella rete di distribuzione di bassa tensione
Il rapido aumento della potenza installata per generatori (in particolare sistemi fotovoltaici)
che alimentano la rete di distribuzione di bassa tensione richiede soluzioni innovative
all'interfaccia tra l'impianto elettrico e la rete. Un'alta percentuale di capacità di generazione
installata nella rete di distribuzione di bassa tensione ha una rilevanza significativa per la
tecnologia di rete e di sistema.
La regola VDE-AR-N 4105 si applica per la progettazione, costruzione, gestione e modifica
dei generatori che sono collegati alla rete di distribuzione di bassa tensione e che sono gestiti
in parallelo alla rete di distribuzione a bassa tensione (punto di connessione di rete nella
distribuzione a bassa tensione rete).
Nell'ambito VDE-AR-N 4105 i requisiti cui devono rispondere la fornitura mirata di potenza
reattiva da parte dei generatori della rete di distribuzione di bassa tensione sono descritti con
l'obiettivo di raggiungere la stabilità della tensione statica (qualità della tensione).
In particolare i sistemi inverter a 3 fasi (ad esempio sistemi fotovoltaici) devono inoltre essere
riesaminati con l'obiettivo di assicurare un'adeguata qualità della tensione in conformità con i
requisiti della norma EN 50160 e tenendo conto del mantenimento delle proprietà
simmetriche della rete a 3 fasi. La regola di applicazione specifica quindi i requisiti che
devono essere soddisfatti in termini concreti da un' "alimentazione simmetrica".
La manutenzione della rete e del sistema di stabilità è di enorme importanza in considerazione
della capacità di generazione installata nella rete di distribuzione di bassa tensione. Per questo
motivo, la regola VDE descrive i requisiti da soddisfare da un controllo di frequenza
dipendente dalla potenza attiva, al fine di garantire in particolare la stabilità del sistema in
caso di eccessiva frequenza (soluzione al problema 50,2 Hz).
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8. DOCUMENTI CONSEGNATI DAL CONTRAENTE
I documenti che il Contraente deve fornire sia durante servizi di progettazione o durante
l'esecuzione e le fasi di accettazione (prove, certificati, documenti "as built"), devono essere
conformi alle seguenti prescrizioni.
o I documenti di testo devono essere redatti utilizzando Word2010 @ e, quando
richiesto, Excel2010 @,
o I certificati di produzione e le schede tecniche devono essere forniti sia su carta che
scansionati con Adobe Acrobat @
o I disegni dovranno essere redatte utilizzando AutoCAD2007 @ e devono rispettare la
tabella AutoCAD del CCR-Ispra descritta nell'allegato I.2 del contratto
o I documenti di testo e i disegni devono essere forniti con i cartigli di identificazione,
come richiesto dalla Commissione
o Ogni documento deve essere consegnato sia su supporto cartaceo che elettronico,
come sopra indicato, per il progetto in bozza, così come per la versione finale
9. STANDARDS E PRESCRIZIONI
Devono essere rispettate le seguenti norme CEI/IEC/ISO:
CEI EN 61215;
EI EN 61000-3-2;
CEI EN 61000-6-3;
CEI EN 60445;
CEI EN 60068-2-11;
CEI EN 61439-2;
CEI EN 61829;
CEI EN 50178;
CEI EN 50524;
CEI EN 50548;
CEI EN 60904-1;
CEI EN 60904-4;
CEI EN 60146(serie);
CEI EN 61646;
CEI EN 61727;
CEI EN 62116;
CEI EN 61345;
CEI EN 62305-3;
CEI EN 60099;
IEC 60269-6;
CEI 13-4;
CEI 81-3;
CEI 64-57;
CEI EN 61730-1;
CEI EN 61000-6-1;
CEI EN 61000-6-4;
CEI EN 60529;
CEI EN 60947-3,
CEI EN 61439-3;
CEI EN 61984;
CEI EN 50521;
CEI EN 50530;
CEI EN 50461;
CEI EN 60904-2;
CEI EN 60904-7;
CEI EN 62109-1;
CEI EN 61724;
CEI EN 61173;
CEI EN 62446;
CEI EN 60904-8;
CEI EN 61701;
CEI CLC/TS 61836;
CEI 0-2;
CEI 20-19;
CEI 82-25;
CEI 11-20;
CEI EN 61730-2;
CEI EN 61000-6-2;
CEI EN 60950-1;
CEI EN 60555-1;
CEI EN 61439-1;
CEI EN 61829,
CEI EN 50174;
CEI EN 50438;
CEI EN 50380;
CEI EN 60891;
CEI EN 60904-3;
CEI EN 60904-9;
CEI EN 61277;
CEI EN 61725;
CEI EN 61683;
CEI EN 61853-1;
CEI EN 62305-2;
CEI EN 61082-1;
IEC 60364(CEI 64-8);
CEI 0-21;
CEI 22-20-2;
CEI 64-8/712;
EN 1990;
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EN 1991-1-4;
EN 13501-5
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EN 1999;
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EN 1001-1-3;
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