Incendi e Fotovoltaico
annuncio pubblicitario
Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Incendi e Fotovoltaico 1/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Indice generale Introduzione ....................................................................................................................................................................... 4 1 Tecnologia Fotovoltaica.................................................................................................................................................... 5 1.1 Effetto Fotovoltaico ................................................................................................................................................. 5 1.2 Impianti Fotovoltaici ................................................................................................................................................ 7 1.3 Evoluzione Impianti Fotovoltaici ........................................................................................................................... 11 1.4. Celle Fotovoltaiche ............................................................................................................................................... 17 1.5. Moduli Fotovoltaici .............................................................................................................................................. 21 1.6. Moduli Fotovoltaici Silicio Mono‐Poli/Cristallini .................................................................................................. 24 1.7. Moduli Fotovoltaici Silicio Amorfo ....................................................................................................................... 25 1.8. Moduli Fotovoltaici CIS Film sottile ...................................................................................................................... 25 1.9. Moduli Fotovoltaici CIGS Film sottile ................................................................................................................... 26 1.10. Moduli Fotovoltaici CdTe .................................................................................................................................... 27 1.11. Scatola di Giunzione (Junction Box) ................................................................................................................... 28 1.12. Connettori Solari ................................................................................................................................................ 29 1.13. Cavi Solari ........................................................................................................................................................... 31 1.14. Quadri di Parallelo String Box ............................................................................................................................. 36 1.15. Inverter ............................................................................................................................................................... 38 1.16. Strutture ............................................................................................................................................................. 42 1.16.1 Materiali impiegati: .................................................................................................................................... 42 1.16.2 Geometrie impiegate .................................................................................................................................. 44 2 Problematiche ................................................................................................................................................................ 48 2.1 Criticità connettori ................................................................................................................................................ 48 2.1.1 Mismating (Accoppiamento errato) ............................................................................................................. 48 2.1.2 Esposizione Umidità e UV ............................................................................................................................. 49 2.2 Criticità Pannelli .................................................................................................................................................... 49 2.3 Criticità Stesura cavi DC ......................................................................................................................................... 52 2.3.1 Umidità e UV ................................................................................................................................................. 52 2.3.2 Accumulo Cavi in canalette ........................................................................................................................... 52 2.3.3 Accumulo Cavi in canalette ........................................................................................................................... 52 2.4 Rendimento di trasformazione Energia ................................................................................................................. 53 2.5 Mismatching .......................................................................................................................................................... 54 2.5.1 Problema Mismatching Intrinseco ENDOGENO ........................................................................................... 56 2.5.2 Effetti del Mismatching ................................................................................................................................. 57 2.6 Arco Elettrico ........................................................................................................................................................ 57 2.7 PID Potential Induced Degradation, degradazione indotta da potenziale .......................................................... 59 3. Normativa ..................................................................................................................................................................... 63 3.1 Normativa Italiana ................................................................................................................................................. 63 3.2 Normativa Tedesca ................................................................................................................................................ 65 3.2.1 DIN VDE 0132 ............................................................................................................................................... 65 3.2.2 VDE‐AR‐E 2100‐712 Misure per l’area in CC di un impianto fotovoltaico per il mantenimento della sicurezza elettrica in caso di lotta contro gli incendi o per la manutenzione ........................................................ 65 3.2.2.1 Campo di applicazione ......................................................................................................................... 65 3.2.2.2 Identificazione dell’impianto e dei itinerario del CC del PV ................................................................. 65 3.2.2.2 Misure di Installazione ......................................................................................................................... 67 3.2.2.2.1 Generale ...................................................................................................................................... 67 3.2.2.2.2 Posa protetta contro gli incendi dei conduttori in CC nell’edificio .............................................. 67 3.2.2.2.3 Posa del campo in CC dell’impianto PV fuori dall’edificio ........................................................... 67 3.2.2.2.4 Posa resistente al fuoco e protetto contro il contatto dei conduttori CC del PV nell’edificio ...... 67 3.2.2.3 Misure di Installazione Tecniche .......................................................................................................... 67 3.2.2.3.1 Impostazioni per interruttori, sezionatori o cortocircuitatori nel campo in CC di impianti fv ..... 67 3.2.2.3.1.1 Funzioni di base .................................................................................................................. 67 3.2.2.3.1.2 Funzione del segnale di autorizzazione .............................................................................. 68 2/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.2.2.3.2 Dispositivi di interruzione di stringa o del generatore PV ........................................................... 68 3.2.2.3.3 Dispositivi di cortocircuitazione di stringa o del generatore PV .................................................. 69 3.2.2.3.4 Dispositivi di scollegamento dei moduli PV ................................................................................ 69 3.2.2.3.5 Dispositivi di scollegamento dei moduli PV ................................................................................ 70 3.3 Impianti su superfici libere e parchi solari ............................................................................................................ 71 3.4 Utilizzo di un Inverter centrale (struttura centrale) ............................................................................................... 72 3.5 Impiego di inverter di stringa (impianto distribuito) ............................................................................................. 73 3.6 Sistemi di captazione ‐ impiego di inverter di stringa (impianto distribuito) ........................................................ 74 3.7 Collegamento equipotenziale protezione fulmini e funzionale ............................................................................ 75 3.8 Impianti sui tetti .................................................................................................................................................... 75 3.8.1 Impianti su tetto: Edifici senza LPS esterno .................................................................................................. 76 3.8.2 Impianti su tetto: Edifici con LPS esterno e sufficiente distanza di sicurezza ............................................... 77 3.8.3 Impianti su tetto: Edifici con LPS esterno senza sufficiente distanza di sicurezza ........................................ 78 4 Procedure di Intervento ................................................................................................................................................. 79 4.1 Linee Guida Comando VVFF di Trento ................................................................................................................... 79 4.2 Approfondimento Linee Guida PROTEM 622/867 ................................................................................................. 83 4.2.1 Rischio di caduta. .......................................................................................................................................... 83 4.2.2 Rischio di crollo della struttura e di caduta dei pannelli. .............................................................................. 83 4.2.3 Rischio di propagazione dell'incendio. ......................................................................................................... 83 4.2.4 Rischio di inalazione di prodotti chimici pericolosi. ...................................................................................... 83 4.2.5 Rischio elettrici. ............................................................................................................................................ 84 5 Osservazioni ................................................................................................................................................................... 86 6 Foto Incendi ................................................................................................................................................................... 89 7 Esperienza e Studio VVFF Monaco di Baviera – Lab.BMU ............................................................................................. 94 Esperimento 1: Misura delle correnti di dispersione attraverso il getto d'acqua .................................................. 94 Esperimento 2: Proprietà elettriche di indumenti protettivi ................................................................................. 96 Esperimento 3:: Linea di tensione conduttrice in acqua ....................................................................................... 97 8 Rischio Elettrico ............................................................................................................................................................. 98 8.1 Tetanizzazione ....................................................................................................................................................... 99 8.2 Arresto della respirazione ................................................................................................................................... 100 8.3 Fibrillazione ventricolare ..................................................................................................................................... 100 8.4 Ustioni ................................................................................................................................................................. 100 8.5 Corrente elettrica e passaggio nel corpo umano: CEI 64‐18 .......................................................................... 101 8.5.1 Definizioni di carattere generale ......................................................................................................... 102 8.5.2 Impedenza elettrica del corpo umano ................................................................................................ 102 8.5.3 Impedenza della pelle (Zs) .................................................................................................................. 105 8.5.4 Impedenza totale del corpo umano (ZT)............................................................................................. 105 8.5.5 Fattori che influenzano la resistenza iniziale del corpo umano (R0) ................................................... 105 8.5.6 Effetti della corrente continua ............................................................................................................ 106 8.5.6.1 Soglia di percezione e soglia di reazione ............................................................................................ 107 8.5.6.2 Soglia di rilascio .................................................................................................................................. 107 8.5.6.3 Soglia di fibrillazione ventricolare ....................................................................................................... 107 8.5.6.4 Altri effetti della corrente continua .................................................................................................... 109 8.5.6.5 Valore della resistenza del corpo umano con corrente continua........................................................ 109 8.5.6.6 Valori di resistenza del corpo umano utilizzata per le prove .............................................................. 111 9 Esperienza Modi estinzione incendi Comando VVFF Trento .................................................................................. 112 9.1Prove con schiuma in uso per incendi di Classe A (CAFS) .................................................................................... 112 9.2 Prove con i Cartoni .............................................................................................................................................. 113 9.3 Prove con Gel Coprente ...................................................................................................................................... 114 9.4 Valori elettrotecnici con poca luminosità ............................................................................................................ 116 9.5 Prove in Notturna con APS .................................................................................................................................. 117 9.5 Prove con ottimizzatori che cortocircuitano i pannelli ........................................................................................ 118 10 ANALISI DELLA REAZIONE AL FUOCO DI PANNELLI FOTOVOLTAICI ............................................................................ 123 Bibliografia ...................................................................................................................................................................... 129 3/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Introduzione Questa dispensa nasce quale ausilio al WorkShop “conoscenza degli aspetti costruttivi impiantistici e di rischio delle installazioni antincendio” tenutosi al Comando dei Vigili del Fuoco di Parma il 30 e 31 Gennaio 2013. Il WorkShop si è articolato in due sessioni 1. Interna per i Vigili del Fuoco : focalizzata sulla conoscenza dell'impiantistica fotovoltaica e delle sue problematiche in caso di estinzione di incendio sia che sia causato dall'impianto sia che scaturisca da altre cause 2. Aperta agli Ordini Professionali: focalizzata sulla progettazione antincendio in presenza di impianti fotovoltaici, con strategie di progettazione innovative al fine non solo di ottemperare a norme e circolari, ma a maggior tutela della sicurezza del cliente, delle norme della sicurezza in luoghi di lavoro, di facilitazione intervento delle squadre di soccorso La dispensa ha avuto vari aggiornamenti a seguito della interazione con altri Comandi dei Vigili del Fuoco e della Fondazione Bottazzi. I 15 GWp installati in Italia in una fase speculativa dal 2006 al 2011, e soprattutto quelli nel primo periodo 2006‐2008, non hanno avuto particolare attenzione per le problematiche di sicurezza e manutenzione, oltre ai materiali impiegati che, a causa della difficile reperibilità sul mercato per troppa domanda, non sempre si sono rivelati affidabili e sicuri. In questo momento storico, gli operatori del fotovoltaico in Italia sono concentrati su O&M degli impianti esistenti, dovendo intervenire anche pesantemente sugli iimpianti. Molte aziende con attività soggette al controllo dei Vigili del Fuoco debbono rinnovare il CPI ora SCIA con una complicazione in più, l'impianto fotovoltaico sul tetto. Alessandro Caraglio, Ingegnere , venticinquennale esperienza nei settori elettronico, automazione industriale, software di controllo di processo, energie rinnovabili, vincitore di vari premi dell’innovazione, ha lavorato per grandi gruppi industriali e di servizio in ruoli di responsabilità. Divulgatore scientifico e tecnologico 4/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1 Tecnologia Fotovoltaica 1.1 Effetto Fotovoltaico Nel 1839 il fisico francese Alexandre Edmond Becquerel osservò mentre effettuava esperimenti con le celle elettrolitiche che con maggiore esposizione alla luce aumentava la corrente fra anodo e catodo Illustrazione 1:Celle Elettrolitiche Nel 1873 L'ingegnere Inglese Willoughby Smith scoprì che un semiconduttore,il Selenio, era fotoconduttivo produceva cioè una corrente elettrica se esposto al sole, grazie a ciò nel 1883 l'inventore USA Charles Fritts realizzò la prima cella fotovoltaica . Nel 1887 lo scienziato tedesco Heinrich Hertz studiando la fotoconducibilità del materiali sottoposti a raggi ultravioletti osservò l'effetto fotoelettrico, fenomeno fisico caratterizzato dall'emissione di elettroni da una superficie (solidi metallici e non, liquid e gas) investita da una radiazione elettromagnetica (p.es. dal sole) di lunghezza d'onda corta ed ad alta frequenza (p.es. le radiazioni ultraviolette). Elettroni Radiazione Elettromagnetica Effetto Fotoelettrico Illustrazione 2: Effetto Fotoelettrico Nel 1905 Albert Einstein formalizza la teoria dell’effetto fotoelettrico che gli valse il premio nobel del 1921 L'effetto fotovoltaico è una sottocategoria dell' effetto fotoelettrico, gli elettroni liberati restano all'interno del materiale è quindi un effetto fotoelettrico interno. 5/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Alexandre Edmond Willoughby Charles Heinrich Albert Einstein Becquerel Smith Fritts Hertz Vari studi e brevetti si susseguono nel tempo, la prima applicazione di celle fotovoltaiche si ha con l'avvento dei satelliti, negli anni 50 del secolo scorso nei laboratori Bell in USA si producono le prime celle per attività spaziali. Nel 1963 Sharp inizia la commercializzazione dei primi pannelli fotovoltaici. Le celle fotovoltaiche sono composte da Semiconduttori, p.es. Silicio, i semiconduttori hanno proprietà intermedie fra i conduttori, p.es. I metalli, e gli isolanti. Per far condurre i semiconduttori occorre che l'energia delle radiazioni elettromagnetiche, p.es. dal sole, superi una soglia caratteristica detta GAP . Il semiconduttore è racchiuso da due strati di metallo a contatto che formano i due contatti uno positivo, contatto inferiore, ed uno negativo, contatto superiore uno fatto a griglia per consentire che le radiazioni elettromagnetiche incidano sul semiconduttore Radiazione Elettromagnetica Metallo Semiconduttore Metallo Elettroni Illustrazione 3: Effetto Fotovoltaico Solo una minima parte dell'energia dal sole viene trasformata in energia elettrica, Perdite Ottiche i fotoni (sono i pacchetti elementari di energia che formano la radiazione elettromagnetica) non contribuiscono tutti all'energia elettrica 24% fotoni sotto la soglia GAP e si disperdono 32% fotoni sopra la soglia GAP non producono elettricità ma dissipazione in calore 1% dei fotoni si riflette Perdite Elettriche 7% dell'enegia elettrica viene cortocircuitata all'interno della cella 5% degli elettroni si ricombina e non contribuisce alla generazione di elettricità 1% perdite resistive 14% solo una parte dell'energia acquisita dall'elettrone viene trasformata in elettricità 6/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 4: Spettro radiazione solare L'energia elettrica utile è del 16% 1.2 Impianti Fotovoltaici Gli impianti fotovoltaici trasformano la luce del sole in energia elettrica, basandosi sull’effetto fotovoltaico, cioè sulla capacità dei materiali semiconduttori (ad esempio il silicio) di produrre energia elettrica quando colpiti da radiazione luminosa. Illustrazione 5: Campo Fotovolatico I moduli fotovoltaici, un insieme di celle di materiale semiconduttore collegate tra loro per ottenere una unita' capace di generare energia elettrica quando e' colpita dalla luce solare. Il loro insieme costituisce il campo fotovoltaico. I componenti di un impianto Sono i seguenti: moduli fotovoltaici: costituiscono il generatore di energia elettrica vero e proprio, che converte la luce del sole in corrente elettrica continua. Possono essere disposti su un tetto piano o al suolo con una struttura di sostegno, su tetto a falda, oppure su strutture motorizzate che "inseguono" il sole per raccogliere piu' energia solare. 7/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] quadro di campo (in continua): alloggiamento gli organi di protezione e di sezionamento del lato in continua dell’impianto. Esso puo' anche alimentare direttamente carichi in continua (ad esempio, una pompa elettrica). regolatore di carica: presente in caso di impianti stand‐alone, si occupa della carica delle batterie di accumulo dell'energia. batterie: accumulano l'energia da utilizzare per l'alimentazione dell'utenza isolata. Le batterie ricevono energia dal generatore fotovoltaico attraverso il regolatore di carica, ed inviano corrente continua all'inverter per la produzione di corrente alternata per il funzionamento dei consueti utilizzatori elettrici. inverter (convertitore DC/AC): e’ il convertitore da corrente continua ad alternata. Nel caso di sistemi grid‐connected si "aggancia" alla tensione della rete elettrica, in modo da poter collegare la sua uscita alla tensione della rete elettrica. contatore dell’energia prodotta: i sistemi che aderiscono al conto energia devono avere il contatore che segnala quanta energia e’ prodotta dall’impianto, la quale e’ remunerata interamente con la tariffa incentivante. quadro in alternata: contiene gli organi di manovra e protezione sul lato in alternata e l’eventuale interfaccia con la rete elettrica (se non integrata nell’inverter). contatore bi‐direzionale per il net metering: viene conteggiata l’energia ceduta alla rete e quella assorbita dall’utenza, in modo da poter eseguire l'opportuno rimborso della bolletta elettrica nel caso di contratto di Scambio sul Posto. quadro elettrico dell’utenza e’ il classico quadro elettrico gia’ presente a valle del contatore dell’energia elettrica in tutti gli impianti esistenti. Tipologie di impianto Le due tipologie di impianto normalmente utilizzate sono le seguenti: alimentazione diretta dell’impianto elettrico dell’utenza: Esso e' isolato dalla rete di distribuzione dell’energia elettrica; in questo caso si parla di sistema "isolato" o "stand‐alone" ed e' presente un sistema di accumulo dell’energia elettrica (batterie, per capirci) in modo da conservare l’energia non consumata immediatamente ed usarla quando i moduli fotovoltaici non producono elettricità (di notte o quando piove). L’impianto elettrico dell’utenza può funzionare in parte in corrente continua, ma per la parte dell’impianto che funziona normalmente in corrente alternata è necessario porre un’interfaccia di conversione all’uscita dei moduli fotovoltaici, detta "inverter" . I sistemi "stand‐alone" non hanno partecipato all’incentivo del "Conto Energia". 8/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 6: Stand‐alone alimentazione dell’impianto elettrico dell’utenza in parallelo alla rete elettrica: in questo caso non ci sono batterie e l’uscita dell’inverter va collegata alla rete elettrica: l’eccesso di energia prodotta istantaneamente dall'impianto fotovoltaico viene ceduta alla rete elettrica del distributore; in caso contrario, quando la potenza richiesta dall'utenza e' superiore alla produzione istantanea dell'impianto fotovoltaico, l’impianto elettrico dell’utente preleva energia dalla normale rete elettrica. I sistemi connessi alla rete o "grid‐connected" possono usufruire del "Conto Energia". Gli impianti possono avere uno schema monofase o trifase. La normativa permette un impianto monofase se il contratto di fornitura e' fino ai 6kW di potenza di picco. Al di sopra e' necessario un allacciamento trifase. Illustrazione 7: Grid Connected 9/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 8: Grid Connected Monofase Illustrazione 9: Grid Connected Trifase Illustrazione 10: Stand Alone 10/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.3 Evoluzione Impianti Fotovoltaici pulsante di sgangio: la circolare ministeriale attualmente in essere prevede un pulsante di sgancio che seziona il compartimento “edificio” dai generatori fotovoltaici. Esso serve per mettere in sicurezza con una sola manovra l'intero impianto o una sua parte, ad es., un compartimento antincendio. Il comando di emergenza mette fuori tensione tutti i circuiti all'interno del compartimento antincendio compresi quelli alimentati dal generatore fotovoltaico. E' bene ricordare che: - 1. ogni inverter deve avere un dispositivo di sezionamento sotto carico sul lato c.c. - 2. il generatore fotovoltaico rimane in tensione dopo l'apertura del dispositivo generale lato c.c. 3. quando manca la tensione di rete, si apre il dispositivo interfaccia e l'inverter va in stand‐bay Illustrazione 11: Pulsante di sgancio Come si nota dalla figura nella sezione a il comando di emergenza agisce sull'interruttore generale e toglie tensione all'inverter con conseguente apertura del dispositivo interfaccia. Nella sezione b il comando agisce sull'interruttore generale del compartimento antincendio e quindi tutti gli altri circuiti non interessati possono continuare a funzionare. - 11/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 12: Pulsante di sgancio Come si nota dalla figura, parte dell'impianto trovasi all'interno del compartimento controllato dal comando di emergenza.Nella sezione a il comando interviene sull'interruttore generale dell'impianto con conseguente apertura del dispositivo interfaccia e la linea a valle dell'inverter è senza tensione.Nella sezione b l'inverter è interno al compartimento per cui è necessario che il comando di emergenza agisca non solo sull'interruttore generale ma anche su un dispositivo di sezionamento a monte dell'inverter (lato c.c.) esterno al compartimento antincendio . Quindi oltre ai pulsanti di sgancio di altri impianti Illustrazione 13: Pulsanti di sgancio sarà presente anche un pulsante di sgancio per l'impianto fotovoltaico. 12/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 14: Pulsante di sgancio Illustrazione 15: Pulsante di sgancio Dispositivo e protezione di interfaccia Esso può essere: a) un interruttore automatico idoneo al sezionamento b) un contattore con fusibili conforme alla norma EN 60947‐4‐1 idoneo al sezionamento Esso si deve aprire in caso di mancanza di tensione di rete oppure in seguito all'apertura dell'interruttore generale dell'impianto utilizzatore. Per questo motivo deve essere comandato da una bobina di sgancio a 13/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] mancanza di tensione che determina l'apertura del dispositivo sia in caso di intervento o guasto interno alle protezioni sia per mancanza dell'alimentazione au siliaria. Per potenze <= 6 kWp in monofase e <= 20 kWp in trifase è ammesso che la protezione interfaccia sia costituita dal sistema di controllo interno dell'inverter. Il dispositivo interfaccia deve essere unico anche in impianti con più inverter (per impianti fino a 20 kWp sono ammessi sino a tre DDI coincidenti con DG). In questi casi l'ENEL ammette che il DDI sia interno all'inverter, in caso contrario all'esterno. Illustrazione 16: Protezione Interfaccia PRESCRIZIONI La connessione degli impianti fotovoltaici alla rete pubblica : 1. può essere monofase fino a 6 kW 2. deve essere trifase per potenze superiori a 6 kW; se i generatori sono monofasi, la massima differenza di potenza tra le fasi non deve superare i 6 kW. Tra l'impianto fotovoltaico e la rete elettrica pubblica è richiesto un trasformatore a 50 Hz al fine di impedire l'immissione in rete di componenti continue della corrente. Questo trasformatore può essere interno o esterno all'inverter. Negli impianti con potenza fino a 20 kW, il trasformatore può essere sostituito da una protezione che apra il DDI per valori di componente continua >= 0.5% della massima corrente degli inverter dell'impianto fotovoltaico. L'ENEL richiede che l'inverter, la protezione di interfaccia e il DDI (se interno all'inverter) siano verificati e certificati da un organismo in possesso di certificazioni EN 45011 oppure EN/ISO/IEC 17020 in base alle prove eseguite da un laboratorio accreditato EA. ottimizzatori di potenza: si sta affermando una nuova tecnologia che consiste di convertitori DC/DC da frapporre fra Inverter e Pannello, per mediare le problematiche degli impianti di cui si tratterà di seguito, i pannelli non sono più in serie fra loro ma sono collegati ad un ottimizzatore che accoglie la corrente che normalmente andrebbe in dissipazione di calore. 14/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Inoltre protegge da disturbi proveniente dagli inverter, con gli ottimizzatori si recupera energia che andrebbe dissipata in calore cambia l'architettura della stringa, per alcuni ottimizzatori se ne monta uno per pannello in altri uno ogni due pannelli 15/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 17: Ottimizzatori microinverter: Il microinverter affronta le stesse problematiche che vengono risolte dall'ottimizatore di potenza. Ogni microinverter è collegato a uno o due moduli fotovoltaici inseguendo del punto di massima potenza (MPPT) controlla ciascun modulo fotovoltaico, quindi non è presente un inverter di stringa o centralizzato. I limiti del microinverter sono ◦ ◦ ◦ ◦ ◦ minor rendimento rispetto a inverter di stringa maggiore temperatura di esercizio troppi punti di immissione in rete (infatti una volta uscita la CEI 0‐21 il mercato dei microinverter si è bloccato) troppi MPPT con rendimenti diversi funzionamento solo monofase 16/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 18: Microinverter 1.4. Celle Fotovoltaiche Il Silicio è il materiale semiconduttore più utilizzato viene classificato in base a 1. Grado di purezza: Silicio di grado elettronico una parte di impurità per ogni 107 e oltre parti di Silicio Silicio di grado solare una parte di impurità per ogni 104 –107 parti di Silicio Silicio metallurgico una parte di impurità per ogni 104 parti di Silicio Il silicio di grado solare ha purezza minore di quello utilizzato nell'elettronica per cui l'industria delle celle solari utilizza silicio non utilizzabile delle industrie elettroniche. 2. Struttura molecolare: Monocristallina Policristallina Amorfa Le celle fotovoltaiche sono classificate secondo il tipo di struttura molecolare Celle fotovoltaiche: Monocristallina 17/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 19: Cella Monocristallina Realizzate utilizzando un unico grande monocristallino, gli atomi hanno orientamento e legami uniformi. Le dimensioni tipiche sono 10 x 10 cm ed hanno hanno un rendimento tra il 15% e il 17%. Per avere la resa massima debbono essere in condizioni di orientamento ideale rispetto al sole. Policristallina Illustrazione 20: Cella Policristallina Realizzate con vari cristalli di silicio, gli atomi sono aggregati in piccoli monocristalli. Meno efficienti delle celle monocristalline hanno un rendimentoe tra il 12% e il 14%. Il colore tipico è il blu. In un orientamento non ottimale ma ancora buono le celle policristalline si comportano meglio delle monocristalline. Amorfa Illustrazione 21: Cella Amorfa Amorfo significa struttura non cristallina degli atomi di silicio. Gli atomi si comportano come in un fluido, hanno un orientamento casuale. Il rendimento è inferiore a quello del silicio cristallino e, tipicamente, varia tra 5% e 10%. L’energia prodotta è maggiore in zone di zone con bassa insolazione e/o in presenza di pessimo orientamento rispetto alle celle basate su cristalli di silicio. 18/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Celle non basate sul Silicio ma su leghe ◦ I moduli a film sottile CIS (Copper (=Rame), Indium (=Indio), Selenium (=Selenio) CuInSe2) sono composti da pellicole di una lega compatta di rame, indio e diselenide. ◦ moduli a film sottile CIGS (Copper (=Rame), Indium (=Indio), Selenium (=Selenio) , Gallium (=Gallio)) sono composti da pellicole di una lega compatta di rame Indio Selenio e Gallio Le celle fotovoltaiche si caratterizzano con la curva I/V, la cui area sottesa rappresenta la potenza elettrica prodotta Illustrazione 22: Curva Pannello I/V Irradianza a T costante Punto di MPPT La massima potenza è l'area massima sottesa della curva La potenza di una cella fotovoltaica dipende da 1. Temperatura, maggiore è la temperatura minore è la produzione a parità di radiazione solare 2. Radiazione Solare, maggiore è la radiazione solare maggiore è la produzione a parità di temperatura 19/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 23: Curva Pannello I/V T a Irradianza costante llustrazione 24: Curva Pannello I/V Irradianza a T costante 20/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.5. Moduli Fotovoltaici I moduli fotovoltaici sono il risultato dell'assemblaggio delle celle fotovoltaiche in serie e/o parallelo, se in serie la corrente uguale per tutte e tensione pari alla somma delle tensioni. llustrazione 25: Serie Celle Spesso un modulo è composto dal parallelo di 2 o 3 serie di celle, le tensioni del parallelo sono uguali mentre la corrente risultante è la somma delle correnti dalle serie di celle. 21/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] llustrazione 26: Parallelo/Serie Celle I moduli hanno un numero di celle che varia in base alla potenza di picco richiesta si va da 16 a 80 celle. Il modulo è composto dai collegamenti e da diodi di bypass, che hanno la funzione di proteggere il pannello/celle dalle correnti inverse. Infatti l'ombra o la copertura di un cella provoca che questa non produca più e la sua corrente si avvicini allo zero per cui la cella diventa un carico, si scalda ed assorbe insieme al carico la corrente prodotta dal modulo, mettendo in parallelo un diodo la cella viene esclusa dalla serie. I diodi di bypass non sono presenti uno per cella ma uno per serie di celle tipicamente uno ogni 18‐20 celle 22/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] llustrazione 27: Diodo di Bypass 23/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.6. Moduli Fotovoltaici Silicio Mono-Poli/Cristallini Nei pannelli mono e policristallini, quelli cioè più diffusi, le celle vengono assemblate fra uno strato superiore di vetro, un primo strato di EVA, (Acetato Vinil‐Etilenico),ed un secondo strato di EVA ed uno inferiore di materiale plastico (Tedlar)il tutto racchiuso in una cornice di alluminio. Illustrazione 28: Sezione Pannello Cristallino I Illustrazione 29: Pannello Monocristallino llustrazione 30: Pannello Policristallino 24/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.7. Moduli Fotovoltaici Silicio Amorfo Nei moduli in silicio amorfo il silicio, di tipo (a‐Si) appunto amorfo, infatti viene deposto uniformemente e in piccolissime quantità su superfici plastiche o vetrate, formando un unico film sottile o thin film dello spessore di qualche millesimo di millimetro. La colorazione è omogenea, nera o comunque scura, i moduli amorfi sono flessibili e leggeri, oltre ad avere uno spessore, telaio compreso, di pochi millimetri. Molto usati per la loro adattabilità architettonica vista la resa estetica molto interessante. Hanno un'efficienza ridotta rispetto ai pannelli mono/poli‐cristallini 5‐8%, ed hanno un invecchiamento molto più veloce e significativo Illustrazione 31: Pannello Amorfo Illustrazione 32: Moduli a film sottile 1.8. Moduli Fotovoltaici CIS Film sottile I moduli a film sottile CIS (Copper (=Rame), Indium (=Indio), Selenium (=Selenio) CuInSe2) sono composti da pellicole di una lega compatta di rame, indio e diselenide. Le celle sono molto più grandi di quelle basate su silicio , ricoperte da un vetro trasparente temprato che oltre a far avere maggior potenza, aumenta la resistenza all'impatto e dai fenomeni atmosferici quali grandine, neve e ghiaccio. Con poca radiazione solare hanno ottime prestazioni e hanno tolleranza minima alle alte temperature. La particolare disposizione delle celle lunghe e molto sottili dei moduli CIS li rende più vantaggiosi dei moduli in silicio cristallino in situazioni di ombreggiamento parziale (nuvole, fogliame, guano, ecc).Contrariamente ai moduli in silicio, i moduli CIS sono privi di saldature. La corrente viene “prelevata” attraverso 2 o 3 nastri conduttori e “convogliata” direttamente nella scatola di collegamento. Già durante il processo di fabbricazione le celle vengono collegate tra di loro in un blocco monolitico. I moduli fotovoltaici CIS di ultima generazione hanno un'efficienza che può arrivare al 12‐13%, paragonabile a quella del silicio policristallino. Grazie alla particolare configurazione del materiale, la tecnologia Thin Film consente di ottenere pannelli CIS flessibili.Per quanto riguarda le prestazioni nel tempo, il decremento di produzione negli anni di un modulo CIS è analogo a quello di un modulo cristallino, e cioè dopo 20 anni produce l'80% della potenza nominale 25/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 33: Cella CIS Illustrazi one 34: Pannello CIS 1.9. Moduli Fotovoltaici CIGS Film sottile I moduli a film sottile CIGS (Copper (=Rame), Indium (=Indio), Selenium (=Selenio) , Gallium (=Gallio)) sono composti da pellicole di una lega compatta di rame Indio Selenio e Gallio. Questi quattro materiali rendono le potenziali prestazioni delle CIGS molto più alte di ogni altro film sottile. Rispetto al CIS si aggiunge una piccola quantità di Gallio al CulnSe2 così che si copre l'intero spettro solare, che lo avvicina al massimo possibile di assorbimento delle radiazioni solari, aumentando di conseguenza la tensione e l'efficienza della cella fotovoltaica. Illustrazione 35: Strati cella CIGS 26/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 36: Modulo CIGS 1.10. Moduli Fotovoltaici CdTe I moduli CdTe (Telloruro di Cadmio) è capace di mutare l'energia solare in elettrica con una efficienza molto vicina a quella ottenibile dalle tecnologie basate sul silicio cristallino, ma sfruttando in questo caso solo l'1% del materiale richiesto dall'uso del Si. Altra caratteristica del CdTe è che questo risulti essere un semiconduttore a gap diretto, ovvero , nei moduli CdTe avviene un'assorbimento molto più efficiente di quanto non avvenga nel silicio. Inoltre l'elevato coefficiente di assorbimento per la luce visibile fa si che in una porzione piccolissima (si parla in termini di pochi milionesimi in metro) di spessore vengano assorbiti più del 90% dei fotoni incidenti.Il CdTe assorbe l'energia della radiazione solare anche a bassa intensità e in condizioni di luce diffusa, e pertanto produce elettricità più efficientemente in situazioni di nuvolosità e nelle ore di alba e il tramonto, casi in cui di solito le celle tradizionali mostrano una netta riduzione di efficienza. Illustrazione 37: Illustrazione 38: Cella a CdTe Pannello CdTe 27/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.11. Scatola di Giunzione (Junction Box) La serie/parallelo delle celle confluisce in una scatola di giunzione o junction box da cui escono due cavi di tipo solare con due connettori di tipo solare uno per il positivo ed uno per il negativo. Nella junction box sono posizionati i diodi di bypass. La junction box è fissata al retro del pannello tramite silicone o biadesivo strutturale, sono ispezionabili. Esistono olte case costruttrici e molte versioni, Illustrazione 39: Scatola di Giunzione Illustrazione 40: Retro pannello con scatola di Giunzione 28/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.12. Connettori Solari I connettori fotovoltaici sono costituiti da connettore maschio connettore femmina su cui sono crimpati i cavi solari tipicamente de 4 o 6 mmq I connettori sono protetti ed isolati da protezione maschio protezione femmina possono essere montabili/smontabili o sono già stampati p.es. nel caso delle scatole di giunzione La norma europea EN 50521 (CEI 82‐31) “Connettori per sistemi fotovoltaici – prescrizioni di sicurezza e prove”,si applica ai connettori di classe II per tensioni comprese tra 120 V e 1000 V. L'arco elettrico in continua non può essere interrotto facilmente per cui i connettori non hanno potere di interruzione Secondo la norma EN 50521 non possono essere disinseriti sotto carico. Possono tuttavia essere manovrati sotto tensione (senza carico). 29/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] I connettori possono essere mobili o fissi, montabile o smontabile. In caso di arco elettrico, i contatti del connettore si danneggiano e il loto surriscaldamento aumenta il pericolo di incendio Temperatura di esercizio ‐40°C a + 85°C grado di protezione almeno IP55 (polvere e getti d’acqua) non si devono separare se sottoposti ad una forza di trazione fino a 50 N (per evitare formazione arco elettrico) Esistono vari produttori di connettori Mulitcontact MC3 Muticontact MC4 Tyco Facon H&S 30/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.13. Cavi Solari I cavi solari sono regolamentati dalla CEI 20‐91 di cui si riporta “Cavi elettrici con isolamento e guaina elastomerici senza alogeni non propaganti la fiamma con tensione nominale non superiore a 1 000 V in corrente alternata e 1 500 V in corrente continua per applicazioni in impianti fotovoltaici” Per il collegamento con i moduli fotovoltaici si hanno caratteristiche adatte alla posa in esterno (possibile presenza di acqua) sia all'irraggiamento diretto della luce solare. I cavi isolati in gomma EPR (es. FG7) non sono adatti al collegamento se sottoposti direttamente al sole. L' isolante a base di gomma di qualità G21 (HEPR) sotto guaina elastomerica esente da alogeni di qualità M21 sono i cavi indicati per il fotovoltaico I Cavi FG21M21 sono indicati dalla norma CEI 20‐91 per “l’interconnessione dei vari elementi degli impianti fotovoltaici. Sono adatti per l’installazione fissa all’esterno ed all’interno, senza protezione od entro tubazioni in vista o incassate, o sistemi chiusi similari ed anche per la posa direttamente interrata o tubo interrato secondo le prescrizione della Norma CEI 11‐17” temperatura di funzionamento limite pari a 120° L'allegato A della norma CEI 20‐91 fornisce la tabella delle portate dei cavi unipolari in aria libera con una temperatura ambiente pari a 60°C ed una temperatura sul conduttore pari a 120°C. Sezione in mmq Portata in aria libera cavi unipolari FG21M21 ‐CEI 20‐91 [A] Portata in aria libera cavi unipolari isolati EPR ‐ 2 Delta conduttori carichi CEI UNEL 35024/1 [A] 1,5 30 27 11,10% 2,5 41 37 10,80% 4 55 50 10,00% 6 70 64 9,40% 10 98 88 11,40% 16 132 119 10,90% 25 176 161 9,30% 35 218 200 9,00% 50 276 242 14,00% 70 347 310 11,90% 95 416 377 10,30% 120 488 437 11,70% Tipicamente si trovano 31/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] cavi da 4 o 6 mmq per collegamento dei pannelli cavi da 95 o 125 per collagamento dalla String Box all'inverter Riassumendo Cavi per Corrente Continua Norma CEI 20‐91 FG21M21 esplicitamente indicato dalla norma FG7R‐0,6/1 kV utilizzati per risparmio economico , restano aperti molti dubbi sulla loro durata nel tempo esponendoli ai raggi UV Cavi per Corrente Alternata Norma CEI 82‐25 FG7(O)R‐0,6/1 kV FG7(O)M1‐0,6/1 kV N07V‐K N07G9‐K H07Z1‐K FROR Illustrazione 41: Problemi di invecchiamento cavi SIGLE CAVI SECONDO UNEL 35011 CONDUTTORE U conduttore a filo unico ‐ conduttore di rame A conduttore alluminio 32/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] EF Conduttore extra flessibile, a corda rotonda o di costruzione speciale R conduttore a corda rigida F conduttore a corda flessibile FF conduttore a corda flessibilissima T conduttore telefonico SU Conduttore a filo unico settoriale M conduttore semirigido S conduttore settorale ISOLANTE R PVC R2 PVC di qualità superiore (R2) R3 PVC per temperature fino a 105°C R4 Mescola a base di resina poliammidica R5 Mescola a base di resine fluoro‐carboniche R5F Mescola a base di resine fluoro‐carboniche – Copolimero tetrafluoroetilene – esafluoropropilene (FEP) R5M Mescola a base di resine fluoro‐carboniche – Copolimero tetrafluoroetilene – perfluorometilviniletere (MFA) R5P Mescola a base di resine fluoro‐carboniche – Copolimero tetrafluoroetilene – perfluoropropilviniletere (PFA) R7 polivinilcloruro (PVC) per temperature fino a 90°C C Carta impregnata con miscela normale C1 Carta impregnata con miscela non migrante C2 C2 Carta impregnata con miscela speciale e con gas C3 3 Carta impregnata con olio fluido C4 4 Carta impregnata con miscela stabilizzata E Mescola isolante a base di polietilene termoplastico G elastomero retticolato G1 gomma sintetica G2 gomma butilica G4 gomma siliconica G5 gomma etilenpropilenica (EPR) G7 gomma etilenpropilenica ad alto modulo(HEPR) 33/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] gomma a basso sviluppo di fumi e di gas tossici e corrosivi G9 G10 gomma a basso sviluppo di fumi e di gas tossici e corrosivi G19 Mescola elastomerica reticolata a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi avente temperatura caratteristica di 90°C G20 Mescola isolante reticolata a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi avente temperatura caratteristica di 90°C G21 Mescola elastomerica reticolata a base di gomma sintetica del tipo HEPR avente temperatura caratteristica di 90°C M isolante minerale E4 polietilene reticolato L etilene vinilacetato (EVA) T T Uno o più nastri di vetro micato o treccia di vetro chiusa T4 Tela sterlineata (verniciata a base di oli e resine) V Tela di vetro eventualmente impregnata I K policloroprene (PCP) FORMA DEL CAVO O anime riunite per cavo rotondo ‐ Cavi unipolari D anime parallele per cavo piatto X Anime riunite a elica visibile (p.e. “cavo precordato” W1 Anime unite parallele con listello isolante intermedio W anime parallele con un solco intermedio (cavi piatti divisibili) SCHERMO H schermo elettrostatico di alluminio (carta metallizzata o nastri) H1 schermo a nastri o fili di rame H2 schermo a treccia o calza di rame AC conduttore concentrico d'alluminio C conduttore concentrico di rame Q guaina di rame ARMATURA A treccia metallica F fili d'acciaio N nastri d'acciao Z pettine d'acciaio Q guaina di rame 34/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] GUAINA R PVC G elastometro reticolato M1 mat. termoplastico a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi M2 elastometro a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi M3 Guaina elastomerica a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi, qualità M3 M4 Guaina elastomerica a basso sviluppo di fumi e gas tossici e corrosivi, qualità M4 M21 Mescola elastomerica reticolata senza alogeni E4 polietilene reticolato K policloroprene (PCP) T treccia tessile 35/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.14. Quadri di Parallelo String Box Il parallelo delle stringhe di pannelli vengono avviene nel quadro di parallelo o string box. Oltre a mettere in parallelo occorre proteggere le stringhe e poterle sezionare dall'inverter protezione delle stringhe in parallelo da correnti inverse con diodi di blocco così come i diodi di bypass, proteggono la cella quando non produce e di fatto diventa un carico su cui scorre la corrente di stringa, nel parallelo una stringa a bassa produzione significa che lavora a tensione più bassa e parte della corrente delle altre stringhe potrebbe diventare corrente inversa per la stringa in difficoltà 1 2 Corrente Inversa risultante Con i diodi di blocco si evita questo problema 1 2 protezioni delle stringhe da sovratensioni indotte attraverso scaricatori a terra La protezione dei pannelli e delle stringhe dalle sovratensioni principalmente di origine atmosferica, da manovre I I + Idc ... Vdc - ... I + I ... Idc Vdc - ... 36/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] elettriche o da altri apparati nell'impianto, si effettua attraverso i dispositivi di protezione dalle sovratensioni (SPD, Surge Protective Device), detti comunemente “scaricatori”. protezioni delle stringhe da sovraccorrenti Le cause di sovracorrenti possono essere causate da guasto tra le polarità del sistema fotovoltaico; guasto a terra nei sistemi collegati a terra; doppio guasto a terra nei sistemi isolati da terra. La protezione viene effettuata con i fusibili sezionamento Per mettere in sicurezza il parallelo delle stringhe con il resto dell'impianto. Scaricatore verso terra Sezionatore Diodo di blocco Fusibile Quadro di parallelo ... + - ... 37/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.15. Inverter Gli inverter sono apparati DC/AC che trasformano l'energia elettrica continua prodotta dai pannelli in alternata per immetterla in rete e/o autoconsumarla DC/DC che trasformano l'energia elettrica continua per caricare batterie di accumulo Hanno agoritmi di MPPT per il I tipi di inverter sono monofase 220V, 50Hz trifase 380V, 50Hz Gli inverter hanno taglie diverse, e si classificano inverter di stringa tipicamente da 3kW a 20 kW , vengono installati all'interno di edifici all'esterno di edifici sul campo fotovoltaico inverter centralizzati tipicamente da 50 kW a 1 Mwp, sono installati nella cabina elettrica del campo fotovoltaico Illustrazione 42: Inverter di Stringa installazione in campo 38/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 43: Inverter di Stringa installazione in campo Illustrazione 44 Inverter di Stringa installazione esterno edificio 39/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 45: Inverter Centralizzato Illustrazione 46: Inverter Centralizzato Illustrazione 47: Inverter Centralizzato 40/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 48: Cabina in Campo 41/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 1.16. Strutture Meccanicamente la struttura deve sostenere il proprio peso le due sollecitazioni prevedibili ◦ carico azione del vento ◦ carico peso della neve I riferimenti normativi sono DM 16 gennaio 1996 “Norme tecniche relative ai Criteri generali per la verifica di sicurezza delle costruzioni e dei carichi e sovraccarichi” Circolare 4 luglio 1996 n° 156 “Istruzioni per l'applicazione delle Norme tecniche relative ai criteri generali per la verifica di sicurezza delle costruzioni e dei carichi e sovraccarichi di cui al decreto ministeriale 16 gennaio 1996.”. Nel settore fotovoltaico le strutture possono essere create con profili commerciali costruite ad hoc in ogni caso occorre la progettazione ed il calcolo statico Le strutture poi possono essere fisse mobili ◦ ad un grado di libertà ◦ a due gradi di libertà Le strutture mobili sono utilizzate negli inseguitori solari e in strutture in cui al cambio della stagione si cambia l'azimut. 1.16.1 Materiali impiegati: Acciaio zincato Fe360 (raramente Fe540) con profili a L, a C o tubolare. ◦ ottima sicurezza dal punto di vista strutturale ◦ buon rapporto tra costo e prestazioni Illustrazione 50: Profilo a C Acciaio Zincato Illustrazione 49: Strutture tubolare Acciaio Zincato Acciaio inossidabile . ◦ ottima sicurezza dal punto di vista strutturale ◦ resistenza agli agenti atmosferici ◦ costo superiore 42/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Alluminio estruso di vari profili (H, L, ). ◦ minore resistenza ai carichi ◦ costo maggiore rispetto all’acciaio ◦ facilmente lavorabile in cantiere con attrezzatura non specifica ◦ acquistabile in barre. ◦ l'alluminio mantiene inalterata la sua forma si ha un miglior allineamento delle stringhe Calcestruzzo e mattoni costruiti in loco o prefabbricati. ◦ Materiali economici ◦ costo manodopera superiore. ◦ carico gravante sulle coperture maggiore Illustrazione 51: Blocchi Calcestruzzo prefabbricati Legno. ◦ bassa resistenza specifica ai carichi ◦ facilmente lavorabile (taglio e uso di viti autofilettanti) ◦ utilizzato per motivi estetici in pensiline e parcheggi illustrazione 52: Strutture in Legno 43/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 53: Strutture in Legno Materiale plastico stampato. ad inclinazione predefinita per uso modulare illustrazione 54: Strutture in materiale plastico 1.16.2 Geometrie impiegate Strutture FISSE Telai di supporto per installazioni su falde del tetto. Si trovano molte soluzioni commerciali per le diverse coperture coppo lamiera ondulata lamiera grecata ecc.. 44/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 55: sistema di montaggio fisso per tetto illustrazione 56: profili sistema di montaggio fisso per tetto illustrazione 57: sistema di montaggio fisso per tetto 45/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 58: sistema di montaggio fisso per tetto illustrazione 59: sistema di montaggio fisso per tetto Strutture CAVALLETTI∙ Cavalletti triangolari di inclinazione fissa o regolabile per installazione su piano. Le strutture sono presaldate con inclinazione fissa (ad esempio 25°, 30°) assemblabili sul posto con inclinazione variabile. 46/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 60: sistema di montaggio fisso Cavalletti Strutture PALO. Soluzione semplice e talvolta esteticamente gradevole se impiegata con strutture ad inseguimento (effetto “girasole”). Possono avere regolazione sia monoassiale (rotazione azimutale) che biassiale (rotazione azimutale e inclinazione). A palo semplice (2 da internet ma non ci dovrebbero essere prob.) A palo con regolazione mono o biassiale (immagine di esempio da Donauer Solartechnik) A cavalletto con piano regolabile 47/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 2 Problematiche 2.1 Criticità connettori 2.1.1 Mismating (Accoppiamento errato) Una delle problematiche che si presentano è l'accopiamento errato, in particolare i costruttori dovrebbero Le zone di tolleranza devono essere allineati per garantire la tenuta oltre a forza di contatto sufficiente anche nel caso di tolleranze di accoppiamento alte. La compatibilità chimica di tutte le materie prime (tra cui la produzione e la materiali ausiliari) devono essere assicurata. Tutti i cambiamenti del processo di produzione devono essere indagati relativamente alle interazioni possibili. Combinare marche differenti di due marche differenti non è sicuro. Effetti sul campo di un Mismating l'accoppiamento errato per lo più si trova nel collegamento fra ultimo modulo stringa e il cablaggio di stringa Guasto di isolamento, l'inverter segnala errore per evitare scariche elettriche Corrosione dei contatti, nonché corrosione in J‐Box e moduli rischio di incendio Prove di laboratorio (fonte Multicontact) come aumenti la resistenza dei connettori con susseguente surriscaldamento e pericolo di arco elettrico. llustrazione 61: Mismating 48/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] llustrazione 62: Guasti dovuti aMismating 2.1.2 Esposizione Umidità e UV Oltre al Mismating l'esposizione a Umidità e UV comporta uno stress ai connettori soprattutto nella parte esterna ed perfino connettori di marca possono soffrire e crettarsi anche precocemente, con conseguente perdita di isolamento e pericolo di arco elettrico. 2.2 Criticità Pannelli llustrazione 63: Criticità Pannelli I pannelli possono manifestare problemi esterni 49/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] ( 1 ) punti di saldatura dei connettori solari ( 3) sbarre isolamento al telaio ( 5) ambiente di diodi di bypass e problemi propri ( 2 ) punti di saldatura tra la cellula e sbarre ( 4) contattando l'interno della scatola di derivazione La Termografia è uno strumento per individuare il sorgere di problemi di saldature il connettore cella riscaldamento di una porzione di modulo llustrazione 64: Termografia 50/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 65: Criticità Pannelli llustrazione 66: Criticità Pannelli 51/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 67: Criticità Pannelli 2.3 Criticità Stesura cavi DC 2.3.1 Umidità e UV Nel tempo di vita dell'impianto la continua esposizione a Umidità e Ultravioletti provoca Invecchiamenti precoci cavo Diminuzione isolamento. Problema Cavi Immersi Rischio GFI (Ground Fault Interrupt interruzione produzione per R Isolamento verso terra troppo bassa) 2.3.2 Accumulo Cavi in canalette La principale conseguenza è l'aumento della Resistenza per Temperature Cavo dissipa calore per effetto Joule. Avendo troppi cavi vicini la temperatura aumenta Se un cavo è troppo curvato l'induttanza parassita aumenta la resistenza (sempre che non si ferisca il rame) aumenta 2.3.3 Accumulo Cavi in canalette Quadri DC Morsettiere e Serraggio Viti Viti non serrate correttamente Viti che perdono tenuta a causa Invecchiamento Escursioni Termiche Corrente di lavoro Manutenzione non eseguita Induttanza parassita che aumenta nel tempo Contatti Fusibili In alcuni casi i portafusibili/fusibili con contatti in argento si ossidano (anneriscono) e aumentano la Resistenza Diodi di accoppiamento stringhe e temperatura Realizzati con Diodi con Tensione di Soglia elevata e quindi si ha elevata dissipazione. Oltre alla perdita di energia si aumenta la Temperatura dei quadri e si aumentano gli effetti deleteri dovuti alla temperatura (es. serraggio morsetti) 52/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 2.4 Rendimento di trasformazione Energia Questa EFFICIENZA È MOLTO BASSA, ’ SOLO IL 16‐22 % DELL’ENERGIA CHE ARRIVA DAL SOLE VIENE TRASFORMATA IN ELETTRICITA’(N.B. VALORI TEORICIDI LABORATORIO). esiste poi una tolleranza di almeno un +/‐ 3% Film Sottile a‐Si Efficienza Celle CdTe 4‐8% 10‐11% CI(G)S Silicio Cristallino A‐Si/uc‐Si 7‐12% 7‐9% Dye s.cells Mono 2‐4% Efficienza Modulo Area approssimativa per kW (per modulo) in mq 15 10 10 12 Poli 16‐22% 14‐18% 13‐19% 11‐15% 7 8 12 Illustrazione 68: Rendimento principali pannelli (fonte EPIA) Per questo anche un decadimento del 2% è significativo facciamo un esempio ottimistico medio 100 Watt Energia Dal sole Altre Problematiche intrinseche 10 Watt Energia Elettrica Solo 8 Watt Energia Elettrica Immessa in rete Inverter Quadro di campo 90 Watt Energia Dissipata 2 Watt Energia Dissipata illustrazione 69: Efficienza di trasformazione energia del sole 53/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 2.5 Mismatching problematiche intrinseche all’utilizzo di impianti a pannelli solari EFFETTO COMMENTO mismatching pannelli i pannelli hanno una tolleranza sull’efficienza, il fenomeno che accade è che il pannello peggiore impone il comportamento agli altri che vanno a DISPERDERE ENERGIA che potrebbe essere trasformata in elettricità, in CALORE, come se non bastasse questo comporta che i PANNELLI MIGLIORI INVECCHIANO PRIMA COMMENTO EFFETTO variazioni irradianza ombre, sporcizia, fatte volatili, fumi che generano ombre variabili, formazione di ghiaccio, neve, pioggia, sabbia, aria salina, umidità, nubi ecc.. creano variazioni di irradianza del sole non uniforme su ogni pannello e come nel caso precedente il pannello peggiore EFFETTO COMMENTO 54/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 decadimento efficenza per invecchiamento pannelli [email protected] l’efficienza dei pannelli decade ogni anno e con le tolleranze il decadimento non è uniforme per cui si ha un effetto peggiorativo del mismatching La scomoda verità è che, allo stato dell’arte, gli impianti fotovoltaici sono POCO EFFICIENTI E POCO STABILI. Lo stato dell’arte è qualcosa che somiglia alla figura sottostante UNA SERIE DI BATTERIE! illustrazione 70: Serie di Batterie 55/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 2.5.1 Problema Mismatching Intrinseco ENDOGENO Le macchine che fanno i flash report hanno una tolleranza che va dal 5% al 2% Tolleranza Pannello I pannelli hanno una tolleranza p.es. ± 2% o positiva 0‐3%, per il mismatching quello che è importante è l’intervallo assoluto per cui ± 2% equivale per il mismatching a 0‐4% Tolleranza Macchine Flash Garanzia di Picco Il costruttore normalmente garantisce la produzione del 90% del picco per i primi 10 anni poi all’80% Tolleranza Assoluta = + 100%‐Garanzia di Picco + Errore Macchina Flash p.es. Tolleranza Pannello ± 2% Garanzia di Picco 90% Errore Macchina Flash 2% 4%+100%‐90%+2% = 16% Quindi fra un pannello e l’altro ò esserci una differenza del 16% che distribuito su una Gaussiana ha come valore più probabile il 9,2% illustrazione 71: Stima del Mismatching in assenza di problematiche esogene 56/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 2.5.2 Effetti del Mismatching Il Pannello Fotovoltaico è un generatore di corrente NON lineare, la stringa di pannelli è una serie in cui la corrente Is è uguale, i pannelli migliori hanno una extracorrente Ih che si chiude nella resistenza di dissipazione e viene trasformata in calore. illustrazione 72: Modello Pannello Fotovoltaico, Stringa la conseguenza è che i pannelli migliori lavorano a Temperatura maggiore quindi invecchiano prima 2.6 Arco Elettrico A differenza di altri prodotti elettrici i moduli fotovoltaici tradizionali e il relativo cablaggio non hanno una protezione globale per contenere archi e incendi derivanti da guasti di componenti o del sistema. illustrazione 73: Arco Elettrico Negli impianti è presente alta tensione DC e eventuali archi di tensione DC sono molto difficili da estinguere, quando il 57/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] sistema è in tensione, anche questo è causa di aumento ogni anno di incendi in sistemi fotovoltaici . Si possono avere tre tipi di arco elettrico serie parallelo verso terra Il problema dell'arco elettrico è stato affrontato negli USA, sebbene ancora non esistano prodotti affidabili l'ente americano UL ha definito i seguenti standard UL 1699B fotovoltaico standard di protezione del circuito da arco elettrico esso definisce requisiti per sistemi con tensione bus DC uguale o superiore 80 V, ma inferiore a 1.000 V. In una topologia con Inverter centralizzato o stringa, la stringa/il parallelo delle stringhe sono collegati in ingresso ad un singolo inverter. Ogni inverter lavora tipicamente fra 200‐600 Vdc in un sistema residenziale e 200‐800/1000 Vdc. In un sistema più grande. La Rilevazione dell' Arco Elettrico è richiesto tra un inverter e la stringa/parallelo delle stringhe di pannelli a cui è connesso. illustrazione 74: Architettura con Inverter Nel caso si realizzi una architettura con ottimizzatori di potenza , la rilevazione arco viene fatta puntualmente su ogni pannello, idem per i microinverter che hanno però dei limiti di immissione in rete, per cui oltre i 3kWp non sono di fatto installabili. 58/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 75: Architettura con Ottimizzatore illustrazione 76: Architettura In Europa ancora non esiste una normativa a riguardo ma la conoscenza del problema consente di mettere in atto una prevenzione dell'arco, utilizzando gli ottimizzatori di potenza 2.7 PID Potential Induced Degradation, degradazione indotta da potenziale La perdita di potenza in uscita dei moduli fotovoltaici (PID) sottoposti ad sempre maggiori tensioni di campo sta diventando sempre più importante con l'aumento delle tensioni di esercizio dei pannelli. Il PID è di due tipi 59/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 1. 2. [email protected] Reversibile (polarizzazione) Irreversibile (elettrocorrosione) illustrazione 77: PID Con il collegamento verso terra dei moduli fotovoltaici si crea una notevole differenza di potenziale che crea una corrente di dispersione che va a disturbare l'effetto fotovoltaico. Sulla superficie della cella si accumulano cariche negative che attirano le lacune con carica positiva generate dai fotoni. Normalmente le lacune (+) scorrono verso il contatto posteriore della cella, contribuendo alla produzione di corrente; purtroppo molte di loro si ricombinano con le cariche negative in superficie, comportando un inevitabile calo di rendimento. In sostanza a questi moduli accade quel che capita ai moduli in film sottile, che richiedono la messa a terra di un polo, in modo da eliminare fenomeni di polarizzazione superficiale. L'uso di inverter con trasformatore, limita il problema, ma questi sono più costosi e meno efficienti Per gli attuali iter di certificazione standard internazionale 61215 (IEC/CEI EN), non è preso in considerazione nonstante vari studi, fra cui quello del National Renewable Energy Laboratory (NREL) in Colorado, avesse messo in evidenza già nel 2005, lo stress a cui sono sottoposti I pannelli e l'invecchiamento precoce degli stessi. Il caso più famoso è quello di SunPower che nel 2006 verificò perdite di rendimento di circa il 20%. Nel 2007 I moduli della Evergreen Solar Inc. registrarono problemi analoghi con decadimenti fino al 30%. Entrambe le case produttrici per gli impianti già installati, che quindi non potevano essere collegati a terra misero in atto le seguenti soluzioni 1. Sunpower consigliò di applicare per un’ora una tensione di meno 1.000 volt alla terra, perché nei suoi moduli l’effetto di polarizzazione è reversibile; 60/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 2. [email protected] Evergreen fece installare una «PV Offset Box» che di notte generava una tensione positiva tra il campo fotovoltaico e la terra. Nel 2010 da studi effettuati da Solon, in collaborazione con diversi produttori di celle, hanno confermato che, con la sempre maggiore diffusione di elevati livelli di tensioni di sistema, il PID non è destinato a rimanere un fenomeno marginale. Serie di test eseguiti su celle convenzionali hanno decretato che a 1.000 Vcc, tensione comune negli impianti fotovoltaici di grande taglia, il problema può riguardare moduli realizzati con qualsiasi tecnologia cristallina. Lo studio ha poi dedotto una serie di raccomandazioni per contrastare il pericoloso inconveniente. In sostanza le condizioni da evitare sono: Alta tensione del campo: fra i 600 Vcc e i 1.500 Vcc Alta temperatura Conduttività della superfice (umidità) Dallo Studio del “Fraunhofer Center for Silicon Photovoltaics CSP” “Photovoltaic modules ‐ current status, further trends and reliability issue Jörg Bagdahn Fraunhofer Center for Silicon Photovoltaics CSP Anhalt University of Applied Sciences” si evince che Il PID è responsabile di una riduzione di potenza pari quasi al 70% Tasso di guasto mentre aumenterà I moduli raggiungono la fine del tempo di vita ("Curva vasca da bagno") Pressione riduzione dei costi comporta introduzione di nuovi (low cost) materiali con affidabilità non certa I nuovi meccanismi di rottura si verificano nel Quale campo non erano noti da studi di laboratorio ("fisica di fallimento ") Uso di moduli in “nuovi” ambienti sempre più aggressivi Già dopo due anni una forte degradazione (30‐50%), del modulo di tipo p si osserva in campo E 'stato dimostrato che l'effetto di degradazione è legato al potenziale negativo di cellule (> ‐ 400 V, inverter senza trasformatore) effetto è stato chiamato "potenziale indotto degradazione "(PID)? [Berghold 2010] L'effetto è stato trovato nelle cellule di tipo p, cellule string ribbon e (n‐type celle IBC) illustrazione 78: Curva Vasca da Bagno 61/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] llustrazione 79: Variazione nel tempo della Curva caratteristica dei pannelli 62/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3. Normativa 3.1 Normativa Italiana Le norme CEI costituiscono la normativa italiana , in particolare CEI 64‐8 Impianti elettrici in bassa tensione CEI 82‐5 Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti di media e bassa potenza CEI EN 61730‐1 CEI EN 62730‐2 Per il modulo fotovoltaico Il Ministero dell'interno ha emesso alcune circolari fra cui 07‐02‐2012 Guida Installazione degli Impianti Fotovoltaici Questa circolare affronta il problema della prevenzione incendi per gli impianti fotovoltaici. Si afferma che gli impianti fotovoltaici 1. non rientrano nelle attività soggette ai controlli di prevenzione incendi (D.P.R 151 1/8/10 ) 2. possono aggravare il livello di rischio incendio 1. interferenza apparati di ventilazione 1. rischio ostruzione dei traslucidi 2. rischio non apertura evacuatori 2. ostacolo e/o rallentamento sui tetti combustibili operazioni di 1. raffreddamento coperture 2. estinzione 3. aumento di rischio propagazione fiamme verso interno e/o esterno edificio Si fanno anche della prescrizioni 1. installazione deve essere eseguita in modo da evitare la propagazione di incendio da generatore fotovoltaico al fabbricato nel quale è incorporato 2. installazione su strutture ed elementi di copertura e/o facciata incombustibili 1. Classe 0 (DM 26/06/84) 2. Classe A1 (DM 10/03/02) 3. interposizione tra moduli fotovoltaici e piano di appoggio strato di materiale almeno EI30 ed incobustibile 4. Possibilità di una valutazione specifica del rischio di propagazione dell'incendio tenendo conto di : 1. classe di resistenza agli incendi esterni dei tetti e delle coperture dei tetti 2. classe di reazione al fuoco del modulo fotovoltaico L'ubicazione dei moduli e delle conduttore elettriche dovrà inoltre sempre consentire il corretto funzionamento e la manutenzione di evacuatori fumo calore, oltre a analizzare possibilii vie di veicolaziuone incendi (lucernari camini ecc..) L'impianto fotovoltaico dovrà avere caratteristiche dipendenti dal tipo di luogo, p.es. a rischi esplosione , per presenza gas ecc..che con innesco elettrico esploderebbero. In particolare per tutti si dovrà avere 1. essere provvisto di un dispositivo, ubicato in posizione segnalata, di comando di emergenza che determini il sezionamento dell'impianto elettrico, all'interno del compartimento/fabbricato, nei confronti delle sorgenti di alimentazione ivi compreso l'impianto elettrico 2. segnaletica 63/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 18‐02‐2011 Questa nota affronta l'intervento degli operatori dei VVFF identificando i rischi 1. Rischio Caduta PROT:EM 622/867 Utilizzare i d.p.i. previsti per i lavori in quota cercando di evitare di camminare/calpestare i Procedure in caso di pannelli altrimenti utilizzare i d.p.i. previsti per lavori sotto tensione intervento in presenza 2. Rischio Crollo della Struttura e caduta dei Pannelli dei pannelli I pannelli hanno un peso che varia dai 10kg a 20 kg a pannello a seconda fotovoltaici della tecnologia costruttiva, del numero di celle, del telaio ecc.. L'occupazione spaziale varia da 1 a 1,8 m2. Pannello Impianto 3 kWp 2 Num Superficie Peso 2 kg pannelli m Tecnologia Wp m kg poli‐mono cristallino Trina Solar 220 1,5 18 14 21 poli‐mono cristallino SunPower 333 2 18,6 9 21 poli‐mono cristallino Trina Solar 180 1,28 15,6 17 252 168 265,2 Film sottile 82,5 First Solar 0,72 12 36 26 432 Film sottile Shuco 100 1,43 27 30 42,9 810 Film sottile Saint Gobain 110 1 19,6 27 27 529,2 Un tipico pannello da Wp occupa 1,5 m2 e pesa 18 kg 3. 4. 5. Rischi Propagazione Incendio Rischio inalazione di prodotti chimici pericolosi Rischio di natura elettrica Lo sgancio elettrico di emergenza disalimenta impianto a valle inverter. Di giorno sono da considerare sotto tensione i conduttori e i componenti fra pannelli fotovoltaici ed il punto di sgancio in tensione. In particolare si raccomanda, soprattutto per le ore diurne di 1. Sganciare il circuito a livello di inverter 2. Evitare se possibile ogni intervento diretto sui moduli sotto tensione, nel caso sia necessario si raccomanda di coprire i pannelli fotovoltaici con teloni trasparenti “Il dispositivo di emergenza deve essere in grado di sezionare il generatore fotovoltaico in maniera tale da evitare che l'impianto elettrico all'interno del compartimento/fabbricato possa rimanere in tensione ad opera dell'impianto fotovoltaico stesso. Si rimarca che il dispositivo di comando di emergenza deve essere sempre ubicato in posizione segnalata ed accessibile agli operatori di soccorso, mentre per indicazioni relative alla ubicazione del o dei dispositivi di sezionamento del generatore fotovoltaico si rimanda a quanto previsto nelle norme CEI, in particolare nella norma CEI 648/7 capitolo 712 e Guida CEI 82/25 paragrafo 7” 64/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.2 Normativa Tedesca 3.2.1 DIN VDE 0132 Il primo mercato fotovolatico a svilupparsi in Europa è stato quello tedesco, e in Germania si sono posti per primi il problema dell'estinzione, anche a seguito di incendi significativi, in cui gli operatori non sono intervenuti non esistendo un sistema capace di togliere tensione alla stringa. L'unica azione è stata quella di aspettare la naturale estinzione. In seguito sono state emanate delle norme, che fanno riferimento alla DIN VDE 0132 (estinzione in caso di impianti elettrici sotto tensione). 1. Utilizzo Acqua Getto frazionato fino a 1500 Vcc, distanza operatore 1 mt 2. Utilizzo Acqua Getto pieno fino a 1500 Vcc, distanza operatore 5 mt 3. Non utilizzare schiume 4. Schema ben posizionato dei principali componenti impianto fotovoltaico 3.2.2 VDE-AR-E 2100-712 Misure per l’area in CC di un impianto fotovoltaico per il mantenimento della sicurezza elettrica in caso di lotta contro gli incendi o per la manutenzione 3.2.2.1 Campo di applicazione Questa norma VDE è valida per la progettazione e la realizzazione di impianti a bassa tensione di impianti fotovoltaici applicati o sopra edifici insieme alle regole della DIN VDE 0100‐712. 3.2.2.2 Identificazione dell’impianto e dei itinerario del CC del PV Un cartello come quello di Illustrazione 80 deve fornire informazione sulla presenza dell’impianto fotovoltaico. Deve essere allegato al punto di trasferimento dell’impianto elettrico, come casetta di collegamento di casa, distributore dell’edificio principale e anche utilizzato per identificazione al distributore di corrente. Illustrazione 80: Una planimetria generale come quella di Illustrazione 81 posizionato al punto di trasferimento dell’impianto elettrico, come casetta di collegamento di casa, distributore dell’edificio principale deve dare informazioni in modo appropriato sulla tipologia e posizione dei componenti dell’impianto fotovoltaico come per esempio: 65/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] I conduttori sotto tensione non scollegabili, Tubi porta cavi resistenti al fuoco dei conduttori sotto tensione CC nell’edificio Generatore fv Posizione dei dispositivi di scollegamento. La planimetria antincendio esistente dovrebbe essere rivista prima della messa in esercizio in conformità alla norma DIN 14095. Illustrazione 81: 66/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.2.2.2 Misure di Installazione 3.2.2.2.1 Generale Nell’edificio possono essere trovare misure costruttive e organizzative, che in caso di incendio proteggono dal contatto con tensioni pericolose del PV. Sostanzialmente sono da rispettare i requisiti delle regole costruttive regionali. 3.2.2.2.2 Posa protetta contro gli incendi dei conduttori in CC nell’edificio Dall’applicazione di queste misure deve essere posato il sistema di conduttori PV nel campo in CC in un’area protetta dagli incendi per se stessi. La resistenza al fuoco del sistema di conduttori deve riferirsi alle norme regionali già esistenti. Se non ci sono tali norme, il sistema di conduttori in CC del PV deve esser protetti almeno con un REI 30 e tale resistenza deve essere segnalata. Per esempio possono essere utilizzate le misure contenute nelle seguenti norme: posa sotto traccia secondo la DIN VDE 0100‐520 canalette antincendio e tubi porta cavi secondo la norma DIN EN 1366‐5 oppure le norme della serie DIN 4102 È permesso un campo di non protezione antincendio di max. 1 m intorno all’inverter e deve venire segnalato nella documentazione per le squadre di soccorso. 3.2.2.2.3 Posa del campo in CC dell’impianto PV fuori dall’edificio La posa dei cavi in CC fuori dall’edificio limita il fatto che i cavi in CC possano essere toccati all’interno dell’edificio. Soddisfano questo requisito se sono scelti inverter secondo la DIN EN 62109‐1, DIN EN 62109‐2 oppure DIN VDE 0126‐ 1‐1 e installati all’esterno dell’edificio oppure all’ingresso dell’edificio. 3.2.2.2.4 Posa resistente al fuoco e protetto contro il contatto dei conduttori CC del PV nell’edificio L'installazione dei cavi in CC nell'edificio seguono la norma DIN 4102‐12 per evitare il contatto diretto della persone cn i cavi. In questo tipo di configurazione, il sistema di supporto cavo è incluso nel collegamento equipotenziale funzionale. Attorno all'inverter è prevista un'area protetta di max. 1 m da segnalare nella documentazione per i soccorritori. NOTA A (cavo e linea) si considera non essere toccato quando la distanza minima di 1 m al di sopra della zona di mano senza attrezzi (ad esempio la scala) sia rispettata. 3.2.2.3 Misure di Installazione Tecniche 3.2.2.3.1 Impostazioni per interruttori, sezionatori o cortocircuitatori nel campo in CC di impianti fv 3.2.2.3.1.1 Funzioni di base Con lo spegnimento dell’inverter o con la mancanza di corrente di rete deve accadere automaticamente l’interruzione, il sezionamento o la cortocircuitazione fuori dall’edificio o prima del campo protetto nelle direzione dell’inverter. Per l’interruzione, il sezionamento o la cortocircuitazione c’è un dispositivo o una combinazione di dispositivi adatti, quando dalla loro reazione al lato di uscita: 67/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] è la tensione tra le prati attive e la terra e la tensione tra le parti attive più piccola di 120 Volt Tensione CC ( priva di armoniche) oppure è la somma di tutte le correnti di cortocircuito lato di uscita nella stessa uscita sistema CC più piccola di 120 mA CC oppure diventi l’energia all’interno dello stesso sistema CC lato uscita inferiore a 350 mJ. Indipendentemente dai dispositivi da considerare, può essere considerato come campo protetto il solo sistema CC lato uscita. La capacità di carico in corrente continua dei dispositivi di interruzione, sezionamento e cortocircuitazione deve essere progettato al minimo per 1,25 volte il valore di Isc stc al punto di connessione. Il dispositivo di interruzione, sezionamento e cortocircuitazione deve passare ad un safety mode al verificarsi di un qualsiasi problema, per esempio cortocircuito nel caso di problema del sistema di cortocircuitazione. Se questo non è garantito, allora la funzionalità del dispositivo deve essere verificata giornalmente. Dalla risposta del dispositivo di interruzione, sezionamento o cortocircuitazione a fine stringa un dispositivo come diodo di stringa, fusibile di stringa nella stessa stringa deve impedire, che si formino correnti di ritorno dagli inverter o correnti di ritorno da stringhe parallele, che mettano in pericolo il dispositivo interruzione, sezionamento o cortocircuitazione nella sua funzionalità. 3.2.2.3.1.2 Funzione del segnale di autorizzazione Senza il segnale di autorizzazione è da costruire presso il collegamento dei dispositivi di interruzione, sezionamento o di cortocircuitazione un limitatore di tensione o corrente o energia (dimensionato con i criteri sopra previsti). Il rilascio segue attraverso un segnale di autorizzazione, per esempio da uno strumento di regolazione oppure un inverter, che deve essere sempre presente (fail‐safe‐ principio). Quando all’interno di un tempo di 15 secondi il segnale di autorizzazione non c’è più, il dispositivo di interruzione, sezionamento o cortocircuitazione deve rispondere. Il segnale esterno di autorizzazione può essere rilasciato solo quando la tensione della rete esiste all’impianto fv. Quando manca la rete, il segnale esterno di autorizzazione deve essere interrotto. Il segnale di autorizzazione può essere in aggiunta attivato attraverso un dispositivo di interruzione o di supervisione (impianto di rilevazione incendio) così come manualmente, così a lungo che rimane soddisfatto il requisito sopracitato. Con gli impianti senza collegamento di rete o temporaneamente in esercizio a isola, deve venir interrotto il segnale di autorizzazione esterno, quando viene scollegato la rete in isola del sistema formante. Con il ritorno del segnale di autorizzazione può essere riacceso il dispositivo di interruzione, sezionamento o di cortocircuitazione. 3.2.2.3.2 Dispositivi di interruzione di stringa o del generatore PV Deve essere presente un dispositivo di sezionamento a fine stringa oppure alla fine del generatore oppure all’ingresso dell’edificio, che si lascia comandare attraverso un segnale di autorizzazione esterno. Questi dispositivi di interruzione devono garantire a fine stringa fine del generatore oppure all’ingresso dell’edificio una definita permanente autorizzazione. 68/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] I dispositivi di interruzione deve garantire i requisiti degli interruttori secondo la DIN EN 60947‐3oppure la DIN EN 60947‐2. Per eseguire la manutenzione all'ingresso di un dispositivo per separare deve essere fornita una possibilità per separare il lato CC. Illustrazione 82: Nota: requisiti al dispositivo di separazione della stringa o del generatore PV devono ancora essere determinati in una norma di prodotto. 3.2.2.3.3 Dispositivi di cortocircuitazione di stringa o del generatore PV Un cortocircuito permanente della stringa o del generatore fv non è permesso. Ciò è dovuto al verificarsi di tensioni di stringa con un’interruzione involontaria o un pericolo elevato di arco elettrico all’interno della stringa di cortocircuito. Una cortocircuitazione definita e limitata (15 s) è permessa per eliminare archi elettrici di parallelo nella stringa o nel generatore fv. 3.2.2.3.4 Dispositivi di scollegamento dei moduli PV Deve essere presente un dispositivo di scollegamento nel o alla scatola di giunzione del modulo, che si lascia comandare da un segnale di autorizzazione esterno. Questo dispositivo di scollegamento deve garantire all’ Uscita del modulo uscita della scatola di giunzione del modulo oppure 69/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Uscita di una scatola di giunzione esterna una definita permanente autorizzazione. Requisiti di resistenza alle temperature per dispositivi di scollegamento sono la DIN EN 61215 (VDE 0126‐31) oppure la DIN EN 61646 (VDE 0126‐32) per i requisiti dei diodi di bypass da togliere. Il dispositivo di scollegamento può essere un interruttore a semiconduttore senza funzione di interruzione, se i meccanismi di rottura garantiscono uno scollegamento. Illustrazione 83: Nota: requisiti al dispositivo di scollegamento del modulo fv devono ancora essere determinati in una norma di prodotto. 3.2.2.3.5 Dispositivi di scollegamento dei moduli PV In elaborazione. Nota: requisiti al dispositivo di cortocircuitazione del modulo fv devono ancora essere determinati in una norma di prodotto. 70/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.3 Impianti su superfici libere e parchi solari I volumi di investimento e le richieste di efficienza di impianti su superfici libere e parchi solari richiedono un calcolo del rischio di danneggiamento in seguito a fulminazione secondo la normativa CEI EN 62305‐ 2 (CEI 81‐10/2). I risultati devono essere presi in considerazione in fase di pianificazione e riportati nelle considerazioni sull'esame "Due Diligence". Illustrazione 84 La federazione generale tedesca del settore assicurativo (GDV), sulla base della direttiva VdS 2010, stabilisce l'impiego di un collegamento equipotenziale e di un limitatore di sovratensione (SPD: Surge Protective Device). Lo scopo è di proteggere i reparti della centrale elettrica dai danni causati da fulminazione, ma anche moduli, invertitori e il sistema di sorveglianza dagli effetti degli impulsi elettromagnetici. Fondamentalmente esistono due varianti nella struttura di un parco solare: Struttura centrale con invertitore centrale Struttura decentrata, con impiego di invertitore di stringa Mentre nella struttura centrale vengono utilizzate le cassette di manovra del generatore, dove le singole stringhe vengono azionate parallelamente, negli impianti con invertitore di stringa decentrato una parte del cablaggio si disloca dal lato DC al lato AC. 71/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.4 Utilizzo di un Inverter centrale (struttura centrale) Per i sistemi elettrici di centrali solari, protetti da parafulmini esterni, è prescritto l’utilizzo di limitatore di sovratensione di tipo 2. Gli impianti progettati con tecnologia a invertitore centrale richiedono un cablaggio equipotenziale ampliato. I limitatori di sovratensione di tipo 2 vengono collocato all'ingresso della corrente continua nell'invertitore. Questo non comporta la necessità di adottare misure precauzionali fino a 1.000 A DC. Inoltre nelle cassette di manovra del generatore vengono installati gli SPD (Surge Protective Device) a protezione del modulo. I requisiti di sicurezza del funzionamento di SPD previsti vengono soddisfatti grazie alla tecnologia SCI (interruzione di corto circuito). Per la protezione dell'invertitore centrale sul lato AC viene impiegato l'efficiente scaricatore combinato di tipo 1 . La comunicazione reciproca tra gli invertitori ai fini della sorveglianza sull'impianto viene spesso realizzata tramite interfaccia RS 485, che viene protetta da opportuna interfaccia. La funzione di protezione dei rilevatori di vento e radiazioni con trasmissione analogica del segnale può essere ad esempio affidata a DEHNbox per tensioni di segnale fino a 180 V. Il semplice collegamento delle strutture di supporto al collegamento equipotenziale di funzione è possibile tramite morsetto di messa a terra UNI ovvero morsetto ad angolo UNI . Illustrazione 85 72/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.5 Impiego di inverter di stringa (impianto distribuito) Nelle centrali solari costruite con inverter di stringa distribuiti, una buona parte del cablaggio si sposta dal lato DC al lato AC. Gli inverter vengono installati sul campo, al di sotto del pannello del relativo generatore solare. Spesso non sono perciò previsti i quadri di campo dei generatori. Gli SPD in DC all'ingresso in corrente continua dell’inverter svolgono parimenti anche la funzione di protezione dei moduli situati nelle vicinanze. Il lato AC dell’inverter viene protetto con uno scaricatore di tipo 2, . Il nodo del cablaggio AC corrisponde spesso alla stazione di trasformazione. Qui il cablaggio AC viene integrato nell’equipotenzializzazione antifulmine attraverso uno scaricatore combinato. La comunicazione tra inverter verso il sistema di monitoraggio dell’impianto viene spesso realizzata tramite un’interfaccia RS 485, protetta da opportuno apparato. Anche per la protezione dei sensori anemometrici e di irraggiamento con trasmissione analogica del segnale si possono utilizzare protettori per tensioni di segnale fino a 180 V. Il semplice collegamento delle strutture di supporto al collegamento equipotenziale funzionale è possibile tramite morsetto ad angolo UNI ovvero morsetto di messa a terra UNI. Illustrazione 86 73/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.6 Sistemi di captazione - impiego di inverter di stringa (impianto distribuito) I sistemi di captazione proteggono il campo fotovoltaico e i locali tecnici dell’impianto da fulminazioni dirette. Le strutture di supporto metalliche, sulle quali sono installati i moduli, possono fungere da fissaggio meccanico delle aste. Il numero e l'altezza delle aste vengono stabiliti tramite il metodo della sfera rotolante. A tale scopo è richiesta almeno la classe dell’LPS III. Illustrazione 87 Illustrazione 88 74/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.7 Collegamento equipotenziale protezione fulmini e funzionale Le direttive nazionali e internazionali riguardo all'installazione richiedono una messa a terra e un collegamento equipotenziale della protezione da fulmini e forniscono suggerimenti sul collegamento del telaio dell'impianto fotovoltaico: Collegamento tramite cavo di rame di almeno 6 mm² (collegamento equipotenziale funzionale) dell'impianto senza LPS esterno o in caso di osservanza della distanza di sicurezza Collegamento tramite cavo di rame di almeno 6 mm² (collegamento equipotenziale della protezione da fulmini) dell'impianto con LPS esterno senza osservanza della distanza di separazione Allacciamento costante e resistente alle scariche atmosferiche delle strutture di supporto del modulo Allacciamento del cavo equipotenziale alla barra principale di messa a terra dell’edificio al livello del terreno. Illustrazione 89 3.8 Impianti sui tetti Una delle strutture più frequenti di impianto fotovoltaico è l'impianto su tetto, nel quale il tetto supporta il telaio del modulo fotovoltaico. A causa della loro posizione all’aperto, gli impianti installati su tetti sono esposti a particolari rischi causati dalle scariche dirette o indirette dei fulmini. Poiché gli impianti fotovoltaici creano un collegamento diretto con l'impianto elettrico dell'edificio, le fulminazioni possono comportare gravi conseguenze per gli edifici, le persone e le apparecchiature elettroniche che si trovano al loro interno. La condizione per un funzionamento sicuro e affidabile dell'impianto fotovoltaico è una progettazione professionale comprensiva di analisi dei rischi. Per la valutazione del rischio viene applicata la normativa CEI EN 62305‐2. Quest'ultima dev'essere accordata all'edificio in questione e includere un sistema di protezione con parafulmini e limitatori di sovratensione. Gli addetti al montaggio di impianti fotovoltaici e gli addetti all'installazione di impianti parafulmini considerano la superficie del tetto sotto diversi aspetti. Mentre i costruttori di sistemi di parafulmini tengono conto della distanza di sicurezza, cioè della necessaria distanza tra il parafulmine e un'altra parte metallica dell'edificio collegato a terra, lo scopo di chi monta gli impianti fotovoltaici è lo sfruttamento estensivo della superficie del tetto. In caso di mancanza di coordinazione possono insorgere considerevoli problemi. Non solo per edifici di recente costruzione, ma anche per successive installazioni di impianti su tetto si rende necessario un accordo tra le unioni dei produttori di parafulmini e di impianti elettrici e fotovoltaici. 75/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.8.1 Impianti su tetto: Edifici senza LPS esterno Nel caso di una nuova installazione, o di installazioni successive di un impianto fotovoltaico su un edificio, sorge la domanda, se questo impianto renda necessario misure di protezione da fulmini per l’intera struttura. In assenza di parafulmine esterno, la Guida CEI 81‐28,descrive l’eventuale utilizzo di un limitatore di sovratensione di tipo 2 per la protezione degli impianti fotovoltaici contro impulsi di disturbo induttivi e di linea per i lati DC e AC. Ai fini della protezione delle apparecchiature elettroniche si consiglia di rispettare le corrispondenti misure di protezione con limitatore di sovratensione. Illustrazione 90 76/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.8.2 Impianti su tetto: Edifici con LPS esterno e sufficiente distanza di sicurezza È da preferire un sistema di protezione da fulmini, che, fermo restando la necessaria distanza di sicurezza, non presenti nessun collegamento diretto all'impianto di fornitura di energia elettrica al modulo fotovoltaico. I moduli si trovano nel volume di protezione del sistema di captazione isolato. Se la distanza di sicurezza calcolata secondo la normativa CEI EN 62305‐2 viene rispettata, allora si devono impiegare molteplici scaricatori di tipo 2 per la protezione dell'invertitore nel lato AC e DC. La protezione della connessione di circuito di rete viene realizzata da scaricatori combinati Illustrazione 91 77/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 3.8.3 Impianti su tetto: Edifici con LPS esterno senza sufficiente distanza di sicurezza Se la distanza di sicurezza non può essere rispettata (ad es. in caso di coperture metalliche), si consiglia di eseguire l’equipotenzialità antifulmine secondo la Guida CEI 81‐28. Edifici con parafulmine esterno senza sufficiente distanza di separazione Tuttavia ci sono casi in cui la distanza di sicurezza calcolata secondo la normativa CEI EN 62305‐ 2 non può essere rispettata (ad esempio in caso di coperture metalliche). In questi casi si consiglia di eseguire l’equipotenzialità antifulmine e di collegare direttamente il telaio dell'impianto fotovoltaico all'impianto parafulmine. Per la protezione dell'invertitore sul lato DC e dei moduli vanno utilizzati scaricatori combinati di tipo 1 . Il lato AC dell'invertitore viene protetto con un scaricatore combinato di tipo 1 ottimizzato per l'utilizzo specifico, ad , il lato AC di allacciamento alla rete da uno scaricatore combinato, Illustrazione 92 78/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 4 Procedure di Intervento Il PROT:EM 622/867 definisce le procedure di intervento in maniera generale, Il comando di Trento ha definito nella sua autonomia delle linee guida, possiamo infine definire nel dettaglio una applicazione del PROT:EM 622/867. 4.1 Linee Guida Comando VVFF di Trento Gli interventi su impianti fotovoltaici si classificano in Caso Impianto Impianto Interessato da agenti Polo a Integro esterni terra (fumo fiamme calore) A Si No No B No Parzialmente o Totalmente No C Si No Si 79/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Caso A 1 Aprire Interruttore Generale Edificio a Spegnere Inverter b Togliere corrente c.c. e a.c. Su impianti edificio c Resta tensione su tutto il lato c.c. 2 Aprire se presenti su lato c.c. impianto Sezionatore Generale Sezionatore Quadri di Campo a Si toglie tensione fino ai sezionatori b Restano sotto tensione cavi verso i pannelli fv 3 Evitare di far entrare in contatto cavi o impianti sotto tensione, NON eseguendo Tagli di coperture Smontaggio Pannelli Altre lavorazioni che possano far entrare in contatto cavi o impianti sotto tensione 4 Nel caso si rendano necessarie le lavorazioni di cui al punto 3 a Operare con DPI adeguati Guanti isolati Elmo con Visiera abbassata Attrezzi isolati Ancorarsi alla copertura solo se possibile e sicuro b Rendere Sicuro impianto fotovoltaico in due modi possibili Disconnettere i pannelli fotovoltaici uno ad uno( scollegare i cavi provenienti dal singolo pannello) Tagliare i cavi in c.c. Partendo dai cavi più piccoli vicino ai pannelli. I pannelli sono collegati in serie in una stringa, la tensione è la somma delle tensioni dei pannelli collegati per cui ai capi dei cavi tagliati può esserci sempre tensione. E' quindi da isolare la parte finale 5 In ogni caso ogni lavoro nell'area dell'impianto fotovoltaico è da considerarsi come lavoro sotto tensione. La norma CEI 11‐27 prevede che tali lavori non possono essere effettuati in presenza di pioggia neve grandine ambienti bagnati scarsa visibilità 80/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Caso B 1 Aprire Interruttore Generale Edificio a Spegnere Inverter b Togliere corrente c.c. e a.c. Su impianti edificio c Resta tensione su tutto il lato c.c. 2 Procedere con eventuale spegnimento incendio con estinguente adatto a apparecchiature sotto tensione 3 Si possono verificare le seguenti opzioni Fusione di cavi elettrici o altre parti impianto che producano un corto circuito aumenta corrente diminuisce tensione E' possibile taglio dei cavi tenendo conto del rischio elettrico, in caso di cavi di sezione notevole le cesoie dialettriche potrebbero produrre fusione con parti metalliche Contatto tra conduttore in c.c. Impianto fotovoltaico e parti metalliche con messa a terra del polo stesso è una situazione molto pericolosa potrebbe portare a folgorazione con passaggio di corrente dal corpo umano. Il passaggio piedi mano è più pericoloso del passaggio mano mano. Il polo a terra più pericoloso è il positivo, a causa della conseguente corrente ascendente Parziale combustione pannelli fotovoltaici in questo caso si potrebbero avere varie situazioni fra cui Corto Circuito Messa a terra di fasi in questo caso è da valutare la possibilità di limitarsi al solo spegnimento dell'incendio 4 Nel caso si rendano necessarie le lavorazioni di cui al punto 3 a Operare con DPI adeguati Guanti isolati Elmo con Visiera abbassata Attrezzi isolati Ancorarsi alla copertura solo se possibile e sicuro b Rendere Sicuro impianto fotovoltaico in due modi possibili Disconnettere i pannelli fotovoltaici uno ad uno( scollegare i cavi provenienti dal singolo pannello) Tagliare i cavi in c.c. Partendo dai cavi più piccoli vicino ai pannelli. I pannelli sono collegati in serie in una stringa, la tensione è la somma delle tensioni dei pannelli collegati per cui ai capi dei cavi tagliati può esserci sempre tensione. E' quindi da isolare la parte finale 5 In ogni caso ogni lavoro nell'area dell'impianto fotovoltaico è da considerarsi come lavoro sotto tensione. La norma CEI 11‐27 prevede che tali lavori non possono essere effettuati in presenza di pioggia neve grandine ambienti bagnati scarsa visibilità 81/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Caso C 1 Aprire Interruttore Generale Edificio a Spegnere Inverter b Togliere corrente c.c. e a.c. Su impianti edificio c Resta tensione su tutto il lato c.c. 2 Aprire se presenti su lato c.c. impianto Sezionatore Generale Sezionatore Quadri di Campo a Si toglie tensione fino ai sezionatori b Restano sotto tensione cavi verso i pannelli fv 3 Si potrebbero seguire le indicazioni del Caso A, ma il polo collegato intenzionalmente a terra causerebbe il passaggio di corrente attraverso il corpo umano. Il passaggio piedi mano è più pericoloso del passaggio mano mano.Il polo a terra più pericoloso è il positivo, a causa della conseguente corrente ascendente. Pertanto si raccomanda di sezionare/interrompere (taglio con cesoie isolate) il conduttore che collega intenzionalmente il polo a terra. In genere si ha pannelli a film sottile polo negativo a terra pannelli tipo “SUNPOWER” polo positivo a terra 4 In ogni caso ogni lavoro nell'area dell'impianto fotovoltaico è da considerarsi come lavoro sotto tensione. La norma CEI 11‐27 prevede che tali lavori non possono essere effettuati in presenza di pioggia neve grandine ambienti bagnati scarsa visibilità 82/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 4.2 Approfondimento Linee Guida PROTEM 622/867 4.2.1 Rischio di caduta. Si tratta del rischio più comune nel caso di impianto collocato su di un tetto, soprattutto in caso di buio e/o in presenza di fumo. Alcuni impianti sono integrati con il tetto: riduzione pericolo di inciampo pericolo dì scivolamento a causa della superficie di vetro di alcuni moduli cristallini. Gli operatori Vigili del Fuoco dovranno utilizzare i comuni d.p.i. previsti nel caso di lavori in altezza, soprattutto se non si può evitare dì camminare sui pannelli. 4.2.2 Rischio di crollo della struttura e di caduta dei pannelli. Il sovraccarico per la presenza dei pannelli PV, aumenta il rischio di collasso della copertura per azione del fuoco . Un altro pericolo è quello della caduta dei pannelli a causa del loro distacco dalle strutture di fissaggio crollo del tetto stesso. E’ necessario che i soccorritori, ancorché dotati dei d.p.i. previsti dalle procedure operative standard, valutino attentamente l’evoluzione dello scenario incidentale. 4.2.3 Rischio di propagazione dell'incendio. La nota prot. n. 5158 del 26 marzo 2010 avente come oggetto “Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici” ha già ampliamente analizzato le problematiche relative alla propagazione dell’incendio. E’ appena il caso di evidenziare che i componenti plastici dell’impianto saranno nteressati dalla combustione. 4.2.4 Rischio di inalazione di prodotti chimici pericolosi. I materiali usati per gli impianti PV sono non pericolosi in condizioni normali; lo diventano in caso di esposizione all’ incendio o in caso di esplosione. Infatti, in queste situazioni i pannelli PV possono rilasciare sostanze chimiche pericolos tra cui boro tellurio di cadmio ◦ cancerogeno la cui principale via di assunzione è quella respiratoria arseniuro di gallio fosforo ◦ I fumi dei composti del fosforo sono considerati molto tossici. cadmio ◦ irritazioni del naso e della gola. L’esposizione ad elevate concentrazioni può provocare tosse, dolore al petto, sudore, sensazione di freddo, insufficienza respiratoria. L’edema polmonare (danno irreversibile 83/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] agli alveoli polmonari) rappresenta la conseguenza più grave. li rischio di inalazione di agenti chimici pericolosi è minimo nel caso di piccoli impianti PV coinvolti in un incendio o in un’esplosione. Ben più elevato e il rischio di inalazione nel caso di impianti PV di elevate dimensioni; tale rischio può essere minimizzato mediante gli usuali dispositivi di protezione delle vie respiratorie. 4.2.5 Rischio elettrici. La nota prot. n. 5158 del 26 marzo 2010 riporta testualmente che "Dal punto di vista della sicurezza occorre tenere conto che è impossibile porre fuori tensione il sistema (fotovoltaico, n.d.r.) in presenza di luce solare". Quindi, finché c'è presenza di luce, l'impianto PV continua a generare energia elettrica. Le squadre di soccorso devono quindi considerare il sistema PV ed i suoi componenti costantemente in tensione ed adottare le procedure operative standard previste in caso di interventi con presenza di sistemi connessi all'alimentazione elettrica. In assenza di luce i moduli PV non generano energia elettrica; quindi le operazioni effettuate in assenza di luce garantiscono un maggior livello di sicurezza. Lo sgancio elettrico di emergenza, previsto dalle norme: consente di togliere alimentazione all'impianto elettrico a valle dell'inverter. i conduttori ed i componenti elettrici posti tra i moduli PV ed il punto di sgancio di emergenza, in caso di esposizione alla luce solare, rimangono in tensione. conduttori o delle apparecchiature elettriche restano in tensione, per cui si deve porre cura ad evitare rotture o danneggiamenti in fase di intervento In fase di intervento con presenza di impianti fotovoltaici è da valutare se sono possibili interventi diretti sui pannelli fotovoltaici (smontaggio degli stessi ed altre azioni complementari) o se sono da rinviare alle ore notturne, infatti integrità del pannello e/o dei conduttori non è più garantita; Sulla base delle valutazioni riportate nei punti precedenti, si è in grado di fornire le seguenti prime indicazioni: identificare il tipo di impianto con cui si ha a che fare (termico o fotovoltaico) richiedendo informazioni, qualora necessario, al proprietario dell'impianto stesso; informare immediatamente il ROS che si è presenza di un impianto PV in modo che possano essere adottate le procedure previste in funzione della valutazione del rischio; evitare di rompere, rimuovere o camminare sui moduli PV e, se possibile, stare lontano dai moduli stessi, dai componenti e dai conduttori perché in tensione. Qualora fosse necessario camminare sui pannelli, utilizzare tutti i dispositivi necessari in dotazione della squadra di soccorso al fine di limitare i vari rischi di caduta, elettrico Durante le ore diurne: sgancio circuito al livello dell'inverter. Ciò consente solo di eliminare il rischio di elettrocuzione a valle dell’inverter stesso. sgancio alimentazione elettrica generale dell'intero edificio ricordando che ciò non interrompe l'alimentazione elettrica dell'impianto fotovoltaico; evitare, se possibile, ogni intervento diretto sui moduli in tensione. Se tale intervento risulta necessario e, i pannelli accessibili ◦ Nel caso di impianti solari termici, tale rischio non è presente ma si ha il rischio di ustioni dovute alla presenza di fluidi bollenti 84/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] ◦ Illuminazione artificiale utilizzata sulla scena dell'intervento durante le ore notturne, in genere, non è grado di fornire sufficiente energia luminosa perché il sistema fotovoltaico possa generare livelli pericolosi di energia elettrica, ◦ Grandezze elettriche che si possono generare ai morsetti dei moduli fotovoltaci devono essere tenute in debita considerazione per due ragioni: si ha corrente continua; in caso di shock elettrico ◦ rischio di fibrillazione ventricolare è quattro volte meno importante che con la corrente alternata ◦ il fenomeno di elettrolisi derivante dalla corrente continua può comportare la formazione di grumi di sangue Coprire tutti i moduli fotovoltaici con materiali opachi (non trasparenti alla luce) è di non facile attuazione soprattutto a causa della distribuzione dei moduli PV e delle elevate superfici in gioco (parecchie centinaia o migliaia di mq)4. se, nel corso dell'intervento di soccorso, si rende necessario rompere un pannello o smon‐tarlo di deve, con molta accuratezza: disconnettere il modulo fotovoltaico; smontare i pannelli integrati nel tetto e tagliare le strutture di fissaggio nel caso si tratti di pannelli collocati su strutture; portare i pannelli a terra e conservarli con la faccia sul terreno; coprire i pannelli collocati a terra per evitare che l'acqua raggiunga le scatole elettriche. in caso di fuga di gas o in presenza di atmosfera infiammabile bisogna non trascurare la possibilità di formazione di archi elettrici in prossimità di elementi in tensione degli impianti PV; in caso di incendio generalizzato che coinvolge anche l'impianto fotovoltaico e che non permette di accedere ai pannelli è necessario ricordare la necessità di adottare tutte le precauzioni previste dalle procedure operative standard in caso di incendio coinvolgente impianti elettrici in tensione (cfr. Elettrotecnica applicata ai servizi antincendi redatta dalla Direzione Centrale per la Prevenzione e la Sicurezza Tecnica). 85/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 5 Osservazioni Alle linee guida e/o circolari per intervento in emergenza sono abbastanza chiare ma resta il fatto che gli impianti fotovoltaici si sviluppano in modo diverso soprattutto sui tetti laddove l'intervento è più difficile. Occorrerebbe che in fase di progettazione oltre ai documenti tecnici standard fosse preparata una guida in cui si evidenzia oltre ai dati nominali impianto topologia impianto, la cui segnalazione in campo sarebbe importante per individuare facilmente le zone di rischio elettrico, infatti in caso di intervento sui tetti le cassette di stringa, i cavi, gli inverter che possono essere di stringa e quindi in campo, potrebbero non essere facilmente individuabili, sono ◦ tipo di strutture utilizzate ◦ stringhe ◦ cassette di stringa ◦ posizione inverter ◦ posizione cabina ◦ canaline dei cavi tipologia di pannelli le tensioni a vuoto cambiano a seconda della tecnologia per cui il pericolo elettrico aumenta Pulsante/i di sgancio lo scopo è di isolare il compartimento “edificio” dal generatore fotovoltaico, progettisti più accorti sezionano Impianto edificio Rete elettrica C a s Rete s Elettrica e t t e d i Cassette di Stringa Inverter Pannelli Alta tensione DC Impianto Edificio illustrazione 93: Sezionamento parti impianto Fotovoltaico 86/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Per non avere Alta tensione sulle stringhe occorrerebbe installare un dispositivo di sezionamento pannello pannello possibilmente a sicurezza intrinseca : il comando di messa in sicurezza non deve arrivare tramite bus di campo né tramite connessione senza fili, ad esempio tramite sgancio remoto via cavo di interruttori normalmente aperti. Esistono poi dispositivi che attuano una sicurezza elettronica in base alla misura della temperatura, il mix delle due tecnologie è la miglior scelta. Anche per le disposizioni di sicurezza in ambito dei luoghi di lavoro occorrerebbe sezionare pannello pannello in modo tale che interventi di manutenzione sui tetti, soprattutto s ìe non di natura elettrica, i lavoratori si troverebbero a passare in mezzo a cavi fotovoltaici in tensione significativa tipicamente 500 Vdc. Di Seguito uno schema di principio di sezionamento pannello pannello illustrazione 94: Sezionamento pannello pannello in circuito aperto Bisogna rilevare che lo schema precedente è implementato solo nell'ottimizzatore di potenza BlackMagic di BMSolar, apre i pannelli e la stringa ha una tensione pari a ZERO. Altri ottimizzatori invece mettono in corto circuito i pannelli e mantengono comunque una tensione sulla stringa di almeno 1‐2 Vdc a pannello, p.es una stringa da 20 pannelli presenterà comunque una Tensione di 20x1‐2 Vdc = 20‐40 Vdc, oltre al problema che cortocircuitare i pannelli crea stress al pannello e potrebbe provocare arco elettrico. 87/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Segnalazioni ESPORRE TABELLA PLASTIFICATA (consi(ggliabile)) CON INDICAZIONE DELLA SEGNALETICA DI SICUREZZA E DEI DISPOSITIVI DI INTERVENTO (localizzazione dei pulsanti si sgancio e loro funzioni, vie di accesso al tetto e di percorrenza, posizione apparecchiature e quadri di sezionamento in campo )) illustrazione 95: Cartello Segnalazione presenza di Impianto fotovoltaico illustrazione 96: Schema Unifilare con chiara indicazione di posizione e funzione dispositivi di sezionamento illustrazione 97: Schema Unifilare con chiara indicazione di posizione e funzione dispositivi di sezionamento 88/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 6 Foto Incendi illustrazione 98: Incendio Casette di Stringa illustrazione 99: Incendio Casette di Stringa 89/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 100: Incendio Tetto in Germania illustrazione 101: Estinzione con getto nebulizzato Incendio Tetto in Italia 90/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] illustrazione 102: Effetti Incendio Tetto in Germania illustrazione 103: Estinzione incendio tetto fotovoltaico Italia con smontaggio pannelli da parte squadre di soccorso Illustrazione 104: Incendio Tetto Fotovoltaico 91/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 105: Incendio Tetto Fotovoltaico Illustrazione 106: Incendio Tetto Fotovoltaico 92/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 107: Estinzione Incendio Tetto Fotovoltaico 93/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 7 Esperienza e Studio VVFF Monaco di Baviera – Lab.BMU Gli incendi in presenza di impianti fotovoltaici sono particolarmente pericolosi per la presenza di alte tensioni in continua. Riportiamo i risultati dello studio sperimentale Rischio elettrico di fuoco di PV Attrezzature (misura. Conducibilità El) Condotto dal Laboratorio BMU fuoco a Colonia Horst Thiem in collaborazione con i Vigili del Fuoco della Città di Monaco di Baviera Le procedure di estinzione sono state simulate su un elettrodo a tensione continua il più vicino possibile alla tensione massima di un impianto fotovoltaico Obiettivo dell'esperimento: Simulazione degli effetti delle correnti nella domanda Confronto con i requisiti esistenti, la valutazione dei rischi potenziali Derivazione di regole di condotta per il personale antincendio Esperimento 1: Misura delle correnti di dispersione attraverso il getto d'acqua Non isolata forza l'uso su acqua nebulizzata 550 ohm corpo resistenza (DIN EN 61140) La norma DIN VDE 0132: "Antincendio e Intervento di Soccorso in presenza di materiale elettrico " prevede 94/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Lance DIN 14365‐CM Bassa Tensione AC 1 kV o DC 1,5 kV Getto Nebulizzato Distanza 1 mt Getto NON Nebulizzato Distanza 5 mt Illustrazione 108: Lancia per estinzione Illustrazione 109: Tensione/Corrente con solo acqua 1 mt di distanza 95/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 110: Nebulizzatore di Hollow Tutte le prove dell’esperimento 1 si sono basati su uno scenario simulato senza uso di guanti e stivali o di altri DPI Conclusione: NON si hanno correnti estremamente pericolose Esperimento 2: Proprietà elettriche di indumenti protettivi Illustrazione 111: Impedenza Corpo I percorsi di corrente (resistenza) sono 1) "mano a mano" 2) "mano‐piede". indumenti protettivi asciutti i dati acquisiti erano nella zona non critica elettricamente – non sono attesi danni fisici. indumenti protettivi bagnati: a seconda del percorso corrente e punti di contatto correnti critiche sono state misurate. Danni fisici è possibile. Caso peggiore "a mano a mano" guanti bagnati circa 1,5 A! Conclusioni L’abbigliamento ignifugo asciutto è un buon isolante, nel caso gli Indumenti protettivi siano bagnati non si offre alcuna protezione (flusso braccio a braccio) gli stivali antistatici consentono di proteggere grazie alla loro resistenza intrinseca contro le scosse elettriche (qui a 1 kV DC). 96/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Esperimento 3:: Linea di tensione conduttrice in acqua linea sotto tensione con polo positivo in acqua e polo negativo collegato al contatto al di fuori del bacino (ringhiere, tubi, ecc) Illustrazione 112: Impedenza Corpo con parziale immersione Conclusioni In caso di cavi in tensione CC rotti/danneggiati dell'impianto fotovoltaico presenti in aree allagate è potenzialmente pericolosa: "Non accedere alle aree alluvionate/allegate" 97/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8 Rischio Elettrico La corrente elettrica che passa attraverso il corpo umano può causare alterazioni temporanee o permanenti ◦ ◦ alterazioni permanenti nel sistema cardiaco ▪ aritmie ▪ lesioni al miocardio ▪ alterazioni permanenti di conduzione alterazioni nell’attività celebrale ▪ ◦ modificazione dell’elettroencefalogramma alterazioni sistema nervoso centrale. lesioni, temporanee o permanenti. morte La corrente elettrica agisce direttamente su vasi sanguigni sangue sulle cellule nervose Gli effetti pericolosi sono 1. Tetanizzazione 2. Arresto della respirazione 3. Fibrillazione ventricolare 4. Ustioni Valori di corrente Definizione Effetti 1‐3 mA SOGLIA DI PERCEZIONE Non si hanno rischi o pericoli per la salute. 3‐10 mA ELETTRIFICAZIONE Produce una sensazione di formicolio più o meno forte e può provocare movimenti riflessi. 10 mA TETANIZZAZIONE Si hanno contrazioni muscolari. Se la parte in tensione è stata afferrata con la mano si può avere paralisi dei muscoli, rendendo difficile il distacco. 25 mA DIFFICOLTÀ RESPIRATORIE Si hanno a causa della contrazione di muscoli addetti alla respirazione e del passaggio di corrente per i centri nervosi che sovrintendono alla funzione respiratoria. 25‐30 mA ASFISSIA La tetanizzazione dei muscoli della respirazione può essere tale da provocare la morte per asfissia. 60‐75 mA FIBRILLAZIONE Se la corrente attraversa il cuore può alterarne il regolare funzionamento, provocando una contrazione irregolare e disordinata delle fibre cardiache che può portare alla morte. Illustrazione 113: Classificazione Pericolo Elettrico 98/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8.1 Tetanizzazione Uno stimolo elettrico su un muscolo ne provoca la contrazione, cui segue stato di riposo. Se ad un primo stimolo, prima che il muscolo sia tornato allo stato di riposo, ne seguono altri questi si possono sommarsi. Più stimoli possono contrarre ripetutamente il muscolo in modo progressivo (contrazione tetanica). La “tetanizzazione dei muscoli” è la contrazione involontaria dei muscoli interessati al passaggio della corrente. Un contatto con una parte in tensione perdura nel tempo se una persona è attraversata da corrente elettricae può produrre svenimenti asfissia collasso stato di incoscienza. La corrente di rilascio è il valore per cui una persona è ancora in grado di staccarsi dalla sorgente elettrica: 10mA e i 15mA per una corrente di 50Hz (AC). 300 mA in DC Per correnti molto elevate non si ha la tetanizzazione perché è talmente elevata l’eccitazione muscolare che i movimenti muscolari involontari generalmente staccano il soggetto dalla sorgente. Il passaggio di corrente per effetto Joule riscalda le pareti che incontra provocando lesioni alle pareti cellulari il campo elettrico perturba le forze intermolecolari di van der Waals superamento temperatura di transizione vibrare le code idrofobe del doppio strato fosfolipidico con conseguente passaggio allo stato fluido denaturazione delle proteine per rottura del legame p presente nel doppio legame del gruppo carbossilico nella sequenza degli aminoacidi. Si può avere inoltre la termocoagulazione: ustioni superficiali o profonde Necrosi muscolare con immissione in circolo di grandi quantità di mioglobina che è nefrotossica. Nel caso in cui la pelle venisse esposta per un flusso di corrente la cui densità fosse di circa 60 mA per mm2, questa sarebbe carbonizzata in pochi secondi. 99/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8.2 Arresto della respirazione Valori di corrente superiori alla corrente di rilascio generano difficoltà respiratorie segni di asfissia si ha infatti contrazione dei muscoli della respirazione paralisi dei centri nervosi che sovrintendono alla funzione respiratoria perdita di conoscenza possibilità di morte per soffocamento. Il 6% delle morti per folgorazioni è dovuto ad asfissia, il tempo necessario per intervenire è dell'ordine di 3‐4 min. L'intervento successivo da effettuare è la respirazione bocca‐bocca o la respirazione bocca‐naso 8.3 Fibrillazione ventricolare Stimoli elettrici fanno funzionare il cuore, una corrente elettrica esterna altera i normali stimoli elettrici a cui si somma fino alla fibrillazione ventricolare. La sovrapposizione delle correnti provenienti dall’esterno con quelle fisiologiche genera contrazioni scoordinate il cuore ha la funzione di pompare il sangue che scorre nelle vene e nelle arterie. I muscoli del cuore. Questa alterazione della sincronizzazione del cuore porta a paralisi del pompaggio del sangue ◦ le fibrille, si contraggono e si espandono ritmicamente a circa 60/100 volte al minuto e si ha il battito cardiaco.Il nodo seno‐atriale coordina questo movimenti comportandosi come un generatore d’impulsi elettrici, ◦ Appositi tessuti conduttori propagano questi impulsi che, attraverso il nodo atrio‐ventricolare, arrivano alle fibre muscolari del cuore. La fibrillazione è appunto questa anomalia nella zona ventricolare è più pericolosa diventando non reversibile, persiste anche dopo la fine dello stimolo esterno se lo stimolo è cessato. nella zona atriale è meno pericolosa essendo reversibile Se il fenomeno è di breve durata (un tempo inferiore al ciclo cardiaco), valori della intensità < 70 mA non si hanno effetti sul corpo umano 8.4 Ustioni Prodotte dal calore sviluppato dal passaggio di corrente nel corpo umano. La pelle ha un’elevata resistenza elettrica e quindi è il tessuto che subisce il maggior surriscaldamento; inoltre la densità di corrente è maggiore in corrispondenza dei punti di entrata e di uscita della corrente. 100/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8.5 Corrente elettrica e passaggio nel corpo umano: CEI 64-18 Il passaggio di corrente in un dato percorso rappresenta un pericolo per il corpo umano principalmente per intensità durata del passaggio di corrente. Il criterio per le misure di protezione da corrente elettrica è però la Tensione di Contatto = (Corrente che circola nel Corpo Umano) x (Impedenza del Corpo Umano) L'Impedenza del Corpo Umano non è lineare: ◦ ha una componente capacita ◦ ha una componente resistiva L' Impedenza del Corpo Umano varia in funzione delle diverse parti del corpo umano attraversate da corrente: ◦ pelle ◦ sangue ◦ muscoli ◦ altri tessuti ◦ articolazioni L' Impedenza del Corpo Umano varia in funzione di altri fattori: ◦ percorso della corrente ◦ tensione di contatto ◦ durata del passaggio della corrente ◦ frequenza ◦ umidità della pelle ◦ area della superficie di contatto ◦ pressione ◦ temperatura La CEI 64‐18 riporta valori di impedenza del corpo umano che sono il risultato di un accurato esame dei dati sperimentali ottenuti da misure effettuate principalmente su cadaveri e su alcune persone viventi. Per la corrente alternata sono stati studiati gli effetti della corrente a frequenze di 50 Hz o 60 Hz, che sono le più comuni negli impianti elettrici. Con la corrente alternata Il rischio di fibrillazione ventricolare è la principale causa di morte per folgorazione. Per la corrente continua la soglia di fibrillazione ventricolare è superiore rispetto a quella per la corrente alternata. 101/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8.5.1 Definizioni di carattere generale Termini e definizioni: corrente longitudinale corrente che fluisce, nel senso della lunghezza, attraverso il tronco del corpo umano, ad esempio da una mano verso i piedi corrente trasversale corrente che fluisce nel senso trasversale attraverso il tronco del corpo umano, ad esempio tra le mani impedenza interna del corpo umano Zi impedenza tra due elettrodi in contatto con due parti del corpo umano,trascurando le impedenze della pelle impedenza della pelle Zs impedenza tra un elettrodo applicato sulla pelle ed i tessuti conduttivi sottostanti impedenza totale del corpo umano ZT somma vettoriale dell’impedenza interna e delle impedenze della pelle resistenza iniziale del corpo umano R0 resistenza che limita il valore di picco della corrente al momento in cui si stabilisce la tensione di contatto condizione di asciutto condizione della pelle e superficie di contatto, per quanto riguarda l'umidità, di una persona in condizioni di riposo in un ambiente al chiuso ordinario condizione di bagnato con acqua condizione della pelle e superficie di contatto esposta per la durata di 1 min, all'acqua della rete idrica pubblica (resistività media ρ = 3 500 ncm, pH = da 7 a 9) soglia di percezione valore minimo della corrente che provoca una qualsiasi sensazione alla persona attraverso cui fluisce soglia di reazione valore minimo della corrente che provoca una contrazione muscolare involontaria soglia di rilascio valore massimo della corrente per la quale una persona può rilasciare gli elettrodi che sta impugnando soglia di fibrillazione ventricolare valore minimo della corrente attraverso il corpo che provoca la fibrillazione ventricolare fattore di percorso F rapporto tra l'intensità del campo elettrico (densità di corrente) presente nel cuore, per un dato percorso di corrente, e l’intensità del campo elettrico (densità di corrente) nel cuore, per una corrente di intensità uguale, che circola tra mano sinistra e piedi NOTA Nel cuore, la densità di corrente è proporzionale all'intensità del campo elettrico. resistenza totale del corpo RT somma della resistenza interna del corpo umano e della resistenza della pelle corrente ascendente corrente continua attraverso il corpo umano per la quale i piedi rappresentano il polo positivo corrente discendente corrente continua attraverso il corpo umano per la quale i piedi rappresentano il polo negativo 8.5.2 Impedenza elettrica del corpo umano I valori dell'impedenza del corpo dipendono da un certo numero di fattori, in particolare, dal percorso della corrente, dalla tensione di contatto, dalla durata della corrente, dalla frequenza, dall’umidità della pelle, dall’area della superficie di contatto, dalla pressione esercitata e dalla temperatura. Nella Figura è mostrato uno schema dell'impedenza del corpo umano. 102/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 114: Impedenza Totale del Corpo Umano Zi impedenza interna Zs1, Zs2 impedenza della pelle ZT impedenza totale Impedenza interna del corpo umano (Zi) è principalmente resistiva. Il suo valore dipende principalmente dal percorso della corrente dall’area della superficie di contatto Le misure indicano che esiste una piccola componente capacitiva (linee tratteggiate nella Figura ). Nella figura seguente si mostra l’impedenza interna del corpo umano nei diversi percorsi della corrente, in percentuali del valore dell’impedenza per il percorso mano‐piede. Per i percorsi di corrente da una mano all'altra o da una mano verso i piedi, le impedenze sono principalmente localizzate negli arti (braccia e gambe). I numeri indicano la percentuale d’impedenza interna del corpo umano per la parte del corpo considerata, rispetto al percorso mano – piede. impedenza parziale interna di una estremità (braccio o gamba). Fatta uguale a 100 l’impedenza interna mano‐mano o mano‐piede: l'impedenza tra una mano ed entrambi i piedi è approssimativamente uguale al 75 %, l'impedenza tra entrambe le mani ed entrambi i piedi è il 50 % l'impedenza da entrambe le mani verso il tronco del corpo è il 25 % 103/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 115: Impedenza Interna del Corpo Umano Se l'impedenza del tronco del corpo viene trascurata, lo schema semplificato può essere rappresentato come in Figura seguente Al fine di semplificare lo schema del circuito, si ipotizza che l'impedenza delle braccia e delle gambe abbia lo stesso valore. Illustrazione 116: Impedenza Interna del Corpo Umano Semplificata 104/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 8.5.3 Impedenza della pelle (Zs) L’impedenza della pelle è come una rete di resistenze e di capacità. La sua struttura è costituita da uno strato semi‐ isolante e da piccoli elementi conduttivi (pori). L’impedenza della pelle diminuisce rapidamente con l’aumento della corrente. Il valore dell’impedenza della pelle dipende da tensione frequenza durata della corrente, area della superficie di contatto pressione del contatt umidità della pelle temperatura della pelle tipo della pelle Per tensioni di contatto piccole, il valore dell’impedenza della pelle varia notevolmente, anche nella stessa persona, con superficie di contatto condizioni (asciutta, bagnata, sudorazione) temperatura rapidità della respirazione, ecc. elevate, l’impedenza della pelle diminuisce considerevolmente e diventa trascurabile quando la pelle viene perforata. L’impedenza della pelle inoltre diminuisce all’aumentare della frequenza. 8.5.4 Impedenza totale del corpo umano (ZT) L’impedenza totale del corpo è costituita da componenti resistive e capacitive. Per tensioni di contatto piccole l'impedenza totale del corpo umano ZT varia in modo considerevole. elevate, l'impedenza totale dipende sempre meno dall'impedenza della pelle ed il suo valore si avvicina a quella dell'impedenza interna Zi. Tenendo conto di come varia l'impedenza della pelle con la frequenza, l’impedenza totale del corpo umano diminuisce al crescere della frequenza è superiore nel caso di corrente continua. 8.5.5 Fattori che influenzano la resistenza iniziale del corpo umano (R0) All'applicazione di tensione di contatto, la parti capacitive del corpo umano non sono cariche. Di conseguenza 105/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] ,le impedenze della pelle ZS1 e ZS2 sono trascurabili la resistenza iniziale R0 è approssimativamente uguale all'impedenza interna del corpo umano Zi . La resistenza iniziale R0 dipende principalmente dal percorso della corrente e, in modo minore, dall’area della superficie di contatto. La resistenza iniziale R0 limita i picchi di corrente degli impulsi brevi (ad esempio le scosse elettriche provocate dai recinti elettrici). 8.5.6 Effetti della corrente continua Il termine "corrente continua" indica una corrente continua priva di ondulazione che è quella che è presente nelle stringhe dell'impianto fotovoltaico. Un esempio di corrente e dei suoi effetti è mostrato nella Figura seguente La prova è stata fatta con tensione UT = 200 Vdc durata della corrente 20 ms corrente IT = 119 mA valore di picco per la corrente ITP = 301 mA resistenza totale del corpo RT = 1 681 Ohm resistenza iniziale del corpo R0 = 664 Ohm effetto forte sensazione di bruciore e contrazioni muscolari involontarie delle braccia e delle spalle. Illustrazione 117: Effetti della corrente continuascillogramma della tensione di contatto UT e della corrente IT in corrente continua, percorso di corrente da mano a mano, superficie di contatto estesa, in condizioni asciutte 106/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 8.5.6.1 [email protected] Soglia di percezione e soglia di reazione La soglia di reazione è il valore minimo della corrente che provoca una contrazione muscolare involontaria. Queste soglie dipendono da diversi parametri, quali superficie di contatto, condizioni del contatto (asciutto, bagnato, pressione, temperatura), durata della corrente caratteristiche fisiologiche dell'individuo. A differenza della corrente alternata, sono sentiti solo lo stabilirsi e l'interruzione della corrente e nessun’altra sensazione viene notata durante la circolazione della corrente a livello della soglia di percezione. In condizioni paragonabili a quelle applicate negli studi con corrente alternata, la soglia di reazione è intorno a 2 mA. 8.5.6.2 Soglia di rilascio La soglia di rilascio è il valore massimo della corrente per la quale una persona può rilasciare gli elettrodi che sta impugnando. A differenza della corrente alternata non esiste una soglia definibile di rilascio per la corrente continua. Solo il passaggio e l'interruzione della corrente danno contrazioni di dolore simili a crampi muscolari. 8.5.6.3 Soglia di fibrillazione ventricolare La soglia di fibrillazione ventricolare si definisce come valore minimo della corrente attraverso il corpo che provoca la fibrillazione ventricolare. La soglia di fibrillazione ventricolare indotta dalla corrente continua dipende da parametri sia fisiologici sia elettrici. Le informazioni ricavate da infortuni di natura elettrica sembrano indicare un pericolo di fibrillazione ventricolare nel caso di correnti longitudinali. Per le correnti trasversali, gli esperimenti su animali hanno tuttavia dimostrato che per intensità di correnti più elevate si può verificare anche la fibrillazione ventricolare. Gli esperimenti effettuati su animali, come pure le informazioni raccolte sugli infortuni di natura elettrica, mostrano che la per una corrente discendente è circa il doppio rispetto ad una corrente ascendente. Per durate delle corrente superiori ad un ciclo cardiaco, la soglia di fibrillazione per la corrente continua è diverse volte superiore a quella per la corrente alternata. Per durate inferiori a 200 ms, la soglia per la fibrillazione è all’incirca la stessa della corrente alternata, misurata in valore efficace. Le curve ricavate da esperimenti effettuati su animali sono state tracciate applicando una corrente longitudinale e ascendente (polarità positiva nei piedi). Le curve c2 e c3 della Figura seguente mostrano 107/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 i valori calcolati d’intensità durata di corrente [email protected] in corrispondenza dei quali le probabilità di fibrillazione ventricolare sono circa il 5 % ed il 50 %, quando il percorso della corrente è longitudinale attraverso il corpo (vale a dire zampa anteriore ‐ entrambe le zampe posteriori). La curva c1 individua i valori intensità e durata di corrente al di sotto delle quali la probabilità di fibrillazione ventricolare è ritenuta molto bassa per lo stesso percorso longitudinale di corrente attraverso il corpo, sulla base di studi effettuati su animali. Studi recenti mostrano che la soglia di fibrillazione ventricolare nel caso degli esseri umani è superiore rispetto a quella degli animali, per ogni durata. Per esempio la soglia di corrente per il percorso mano sinistra ‐ piedi, nel caso di un individuo in buona salute, può essere dell'ordine di 200 mA per durate prolungate del passaggio di corrente. Tuttavia, non tutti i cuori umani sono in salute, e alcune infermità possono influenzare la soglia di fibrillazione ventricolare. Alcune persone in condizioni cardiache non buone hanno soglie di fibrillazione ventricolare inferiori al normale, ma l'entità di tale riduzione non è nota con precisione. Di conseguenza si raccomanda che la linea c1 mostrata nella figura, che si basa su studi effettuati su animali, debba essere utilizzata per descrivere la soglia di fibrillazione ventricolare degli esseri umani come una stima prudenziale. Non si conoscono infortuni mortali per valori al di sotto della curva c1. Questo indica che la curva c1 probabilmente è prudente, se riferita a tutti gli esseri umani. Nel caso di una corrente longitudinale discendente (polo negativo nei piedi), le curve devono essere traslate verso un’intensità di corrente superiore di un fattore circa 2. Illustrazione 118: Zone tempo/corrente convenzionali degli effetti delle correnti continue su persone, per un percorso di corrente longitudinale ascendente 108/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 119: Zone tempo/corrente per una corrente continua in un percorso mano sinistra piedi 8.5.6.4 Altri effetti della corrente continua Per una corrente superiore a circa 100 mA, può rilevarsi una sensazione di tepore alle estremità durante la circolazione della corrente. All’interno dell’area di contatto si rilevano sensazioni dolorose nella pelle. Correnti trasversali sino a 300 mA per diversi minuti possono, provocare aritmie reversibili, marchi elettrici, ustioni, capogiri e a volte stati d’incoscienza. Per correnti d’intensità superiore a 300 mA, si verifica spesso la perdita di conoscenza. Correnti di alcuni ampere, peri durate di parecchi secondi, possono provocare ustioni profonde, altre lesioni o anche la morte. Effetti quali l’elettroporazione possono essere prodotti dalla corrente sia alternata sia continua. Si raccomanda di prendere in considerazione anche lesioni di natura non elettrica, come quelle di natura traumatica. 8.5.6.5 Valore della resistenza del corpo umano con corrente continua Nel caso della corrente continua, la resistenza totale del corpo RT per tensioni di contatto sino a circa 200 V, è superiore all’impedenza totale del corpo ZT alla corrente alternata, poiché viene meno l’influenza della capacità della pelle. Le misure dell'impedenza totale del corpo effettuate con corrente continua su aree della superficie di contatto ampie, in condizioni di asciutto, sono descritte nella CEI 64‐18. Non sono state effettuate misure in condizioni di bagnato con acqua e bagnato con soluzione salina. I valori per la resistenza totale del corpo RT, nel caso della corrente continua, sono riportati nella Figura 3‐7 (si veda la Figura 3‐8, linee continue). 109/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Nel caso di superfici di contatto estese, in condizioni di bagnato con acqua e bagnato con soluzione salina, la resistenza totale del corpo RT può essere determinata con una precisione sufficiente dalle tabelle della corrente alternata della CEI 64‐18. Illustrazione 120: resistenze totali del corpo RT per un percorso da mano a mano, in corrente continua, per superfici di contatto estese, in condizioni di asciutto Illustrazione 121: Valore statistico delle impedenze totali del corpo ZT (correntealternata a 50 Hz) e della resistenza del corpo RT(corrente continua) per una percentuale del 50 % di una popolazione di esseri umani viventi, in un percorso di corrente da mano a mano, con aree della superficie di contatto estese, in condizioni di asciutto, per tensioni di contatto sino a 700 V, in corrente alternata a 50/60 Hz (2) e in corrente continua (1) 110/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 8.5.6.6 [email protected] Valori di resistenza del corpo umano utilizzata per le prove In base ai dati riportati nella CEI 64‐18, si può evincere che: ‐ l’impedenza del corpo umano nel caso di correnti continue è resistiva; ‐ l’impedenza del corpo umano dipende per tensioni elevate poco dall’impedenza della pelle e si avvicina sempre più all’impedenza interna; ‐ la resistenza del corpo umano aumenta con il diminuire della superficie di contatto. Di conseguenza è possibile simulare l’impedenza del corpo umano attraverso un resistore variabile (reostato) esame. Facendo un parallelo con la corrente alternata dalle tabelle 1,4 e 7 della CEI 64‐18, si può dire che la resistenza del corpo umano in caso di superfici di contatto ridotte è di circa 4 volte superiore a quella nel caso di superfici di contatto estese. Il caso della superficie di contatto ridotta (100 mm2) è quello che si avvicina di più al rischio di contatto con i cavi elettrici sotto tensione dell’impianto fotovoltaico. Resta ovviamente anche il caso di messa in tensione delle parti metalliche dell’impianto per il quale la superficie risulterebbe estesa o media (10.000 mm2 o 1000 mm2). Quindi prendendo come dato 575 Ohm della tabella di Figura 3‐7 per valori di tensione di 700 V per valori che non possono essere superati dal 5% della popolazione per un percorso da mano a mano, moltiplicata per 4 volte risulta 2.300 Ohm. Per mettersi a favore di sicurezza considerando che potrebbero essere anche possibili dei casi di contatto con superfici estese o medie e che potrebbero verificarsi anche dei percorsi di corrente mano‐piedi, le prove sono state effettuate con resistenza di 1.000,1.500 e 2.000 Ohm. Tali valori potrebbero apparire elevati in alcuni casi, ma si è anche tenuto conto che normalmente gli operatori VVF operano con DPI che parzialmente dovrebbero aumentare la resistenza totale del corpo umano. In ogni caso prove sotto i 1000 Ohm non sono state effettuate per la limitazione della strumentazione in uso presso l’impianto sperimentale. 111/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 9 Esperienza Modi estinzione incendi Comando VVFF Trento 9.1Prove con schiuma in uso per incendi di Classe A (CAFS) Prove con schiuma in uso per incendi di Classe A (CAFS) La prova con il CAFS è stata effettuata a dicembre 2011 durante una giornata di sole radiazione sull’impianto fotovoltaico di circa 580 W/mq. La prova ha lo scopo di verificare se la schiuma utilizzata al momento su alcuni mezzi dei Vigili del Fuoco (presso il Comando di Trento le APS sono dotate di questo sistema) e che ha un certificato per essere utilizzato su impianti sotto tensione, possa essere anche un valido aiuto in presenza di impianti fotovoltaici. La schiuma è stata prodotta con un impianto di tipo CAFS (Compressed Air Foam System). Il CAFS è un sistema composto da una pompa per l’acqua, una pompa per lo schiumogeno e un compressore per l’aria. Il vantaggio di questo tipo di produzione di schiuma è che le gocce di schiuma sono mediamente più piccole rispetto agli altri sistemi in uso e hanno una capacità estinguente maggiore per il fatto che la superficie di contatto è maggiore. Illustrazione 122: Schiumagio Illustrazione 123: Valori di Tensione con schiumaggio La tensione dopo iniziale discesa torna rapidamente a salire perchè la schiuma scivola sulla superficie dei pannelli. Conclusioni L' utilizzo di tale schiuma NON GARANTISCE la riduzione delle tensioni dell’impianto fotovoltaico. 112/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 9.2 Prove con i Cartoni É stata anche effettuata una prova con copertura dei pannelli tramite dei cartoni. Tale procedura appare complessa nella gestione, pericolosa dal punto di vista della combustibilità del materiale usato e in ogni caso con scarsissimi risultati dal punto di vista del calo delle tensioni. Illustrazione 124: Posa dei Cartoni Illustrazione 125: Valori di Tensione con posa dei cartoni 113/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 9.3 Prove con Gel Coprente Le prove con Gel coprente che inibisce la radiazione luminosa sui pannelli, in modo da che essi non producano più corrente elettrica. Il Gel viene applicato tramite estintore con le tempistiche conseguenti, sono stati necessari tre passaggi, in tuto 26 minuti prima di avere tensione < 100 Vdc e l'intervento direttamente sul tetto. Il risultato finale dal punto di vista elettrico è che non si è arrivati a tensioni considerate non pericolose per l’uomo. Illustrazione 126: Intervento su tetto con Gel Coprente Illustrazione 127: Tensione con Tre applicazioni di Gel 114/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Il Comando di Trento ha fatto altre prove con il Gel Conprente Giornata Nuvolosa, senza salire sul tetto ma da scala, con riduzione dei tempi da 26 minuti a 9 minuti, radiazione solare di circa 50‐55 W/mq e una temperatura di circa 0 °C. Illustrazione 128: Applicazioni di Gel‐ Giornata Nuvolosa Illustrazione 129: Tensione con applicazioni di Gel‐ Giornata Nuvolosa 115/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Giornata Luminosa Irraggiamento: 800‐850 W/mq Temperatura: circa 15 °C‐ Venti: deboli circa 0,5 m/s il tempo necessario per diminuzione della Tensione < 100Vdc è stato di 24 minuti Illustrazione 130: Tensione con applicazioni di Gel‐ Giornata Luminosa 9.4 Valori elettrotecnici con poca luminosità Le misure effettuate con poca luminosità hanno evidenziato una considerevole tensione DC (590 Vdc) a circuito aperto , chiudendo il circuito con una resistenza che simuli quella umana a 1500 ohm la corrente è risultata 0,08 A Illustrazione 131: Misure con bassa luminosità 116/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] 9.5 Prove in Notturna con APS In caso di intervento notturno normalmente si utilizzano APS sono state effettuate le misure elettrotecniche per vedere se i le colonne di fari creano produzione di energia dell'impianto fotovoltaico a distanza di 7,5 m ed a distanza 15 m. In entrambi i casi le correnti sono molto basse ma la tensione resta comunque alta Illustrazione 132: Prove in notturna Illustrazione 133: Prove in notturna 7,5 m 117/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 134: Prove in notturna 15 m 9.5 Prove con ottimizzatori che cortocircuitano i pannelli Le prove fatte con ottimizatori che lasciano tensione sulla stringa lasciano il dubbio che in caso di malfunzionamento dell'apparato i pannelli alimenteranno di nuovo la stringa, il Comando non ha provato gli ottimizzatori che sezionano in circuito aperto i pannelli e pongono la stringa a ZERO Vdc, in questo caso anche con malfunzionamento dell'ottimizzatore il pannello rimane isolato dalla stringa che resta a ZERO Vdc. Il Comando dei Vigili del Fuoco di Trento ha effettuato prove sperimentali su impianto fotovoltaico di test alla Scuola Antincendio di Trento. Un pannello dell’impianto è stato portato a terra su struttura che riproduce tetto ventilato in legno. Scopo della sperimentazione è verificare 118/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 135: Prove su Tetto Ventilato 1. Comportamento Estinzione in caso di incendio, su Tetto Ventilato con a. coibentazione STYROFOAM b. coibentazione FIBRA DI LEGNO c. Pannello Fotovoltaico Policristallino 225 Wp di fabbricazione italiana Illustrazione 136: Coibentazioni 2. messa in sicurezza in caso di incendio con Ottimizzatore di Potenza BlackMagic 119/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 137: Ottimizzatore BlackMagic L’innesco è stato creato con arco elettrico da un operatore prelevando energia da una installazione fotovoltaica a tetto di cui il prototipo di tetto ventilato rappresentava ultimo pannello della stringa. Illustrazione 138: Innesco Arco Elettrico La coibentazione FIBRA DI LEGNO una volta innescata ha propagato incendio e in 23 minuti ha sviluppato la fiamma, è particolarmente subdola in quanto non si ha percezione dell’incendio per molto tempo Illustrazione 139: Coibentazione Fibra di Legno La coibentazione STYROFOAM si innesca prima ed ha propagato incendio e in 7 minuti ha sviluppato la fiamma quasi 120/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] subito Illustrazione 140: Coibentazione STYROFOAM In entrambi i casi il pannello fotovoltaico prende parte all’incendio 121/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 141: Immagini Incendio L’ottimizzatore BlackMagic, pone la Tensione di Stringa a ZERO con conseguente possibilità di intervento e di estinzione in totale sicurezza Illustrazione 142: Effetto BlackMagic In questo test l’estinzione è stata fatta con schiuma, avrebbe potuto essere effettuata anche con acqua nebulizzata mantenendo le distanze di sicurezza Illustrazione 143: Estinzione Incendio Il pannello fotovoltaico scoppia e si frammenta in piccoli residui di silicio 122/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 144: Estinzione Incendio La coibentazione FIBRA DI LEGNO continua a propagare internamente il calore per cui ciò il fuoco che apparentemente è estinto in realtà potrebbe innescarsi nuovamente 10 ANALISI DELLA REAZIONE AL FUOCO DI PANNELLI FOTOVOLTAICI in accordo con il D.M. 26 giugno 1984 “Classificazione di reazione al fuoco ed omologazione dei materiali ai fini della prevenzione incendi” e alla modalità di prova prevista dalla norma UNI 9174 “Reazione al Fuoco dei prodotti sottoposti all’azione di una fiamma di innesco in presenza di calore radiante” La prova di reazione al fuoco è stata effettuata all’interno di una camera di prova formata dai seguenti componenti principali: Pannello radiante: setto poroso di materiale refrattario montato su una cornice di acciaio; Supporto portaprovetta: di acciaio inossidabile deve permettere il montaggio di provette di lunghezza 800 mm, larghezza 155 mm e spessore proprio; Fiamma d’innesco: ottenuta mediante un bruciatore dotato di una microvalvola per la regolazione dell’altezza della fiamma. Il modulo fotovoltaico utilizzato per la prova è composto da ◦ una copertura frontale in vetro, ◦ celle policristalline ◦ copertura posteriore di EVA ,poliestere e Tedlar. Lo strato di EVA è costituito da ▪ ◦ copolimero di etilene ed acetato di vinile c Il componente principale della parte posteriore del modulo(“Backsheet”) è realizzato da uno strato di polivinfloruro (PVF), comunemente noto con il nome di Tedlar. Il comportamento al fuoco è di tipo anisotropo, per meglio simulare i comportamenti è stato tagliato il modulo sia in orizzontale che in verticale, per le differenze della griglia elettrica che collega la serie/parallelo delle celle 123/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 145: Taglio dei pannelli Illustrazione 146: Camera di Prova Diviso il campione in fronti i risultati ottenuti sono nella tabelle seguente per la sezione longitudinale 124/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 147: Risultati Sezione Longitudinale Il fronte 6 non viene raggiunto per estinzione della fiamma, la velocità di propagazione media è di 41,65 mm/min Ripetendo la prova per la sezione trasversale si ha Illustrazione 148: Risultati Sezione Trasversale Il fronte 6 non viene raggiunto per estinzione della fiamma, la velocità di propagazione media è di 67,83 mm/min Lunghezza della zona danneggiata uguale in entrambe le prove, e corrisponde a 250 mm Illustrazione 149: Lunghezza zona danneggiata Tempo di postincandescenza Il tempo di postincandescenza è “il tempo, espresso in secondi, che trascorre dall’estensione della fiamma sviluppata oltre i 300 mm fino alla completa scomparsa dell’incandescenza” In 125/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] entrambi i campioni, però, la fiamma non ha raggiunto il sesto traguardo, che corrisponde a 300 mm, quindi in ambedue le prove si considera il tempo di postincandescenza nullo. Gocciolamento Il gocciolamento è “la tendenza di un materiale a lasciare cadere gocce e parti distaccate durante o dopo l’azione della sorgente di calore”. Nel corso di entrambe le prove si è verificata la presenza di gocce sul materiale bruciato che non hanno raggiunto il pavimento dell’ambiente di prova esaurendosi sul campione, non sono da considerarsi una fonte di innesco aggiuntiva. Infatti, vengono ”ritenute pericolose solamente gocce o parti distaccate che raggiungono il pavimento dell’ambiente di prova infiammate e che continuano ad ardere per più di 3 secondi”. Illustrazione 150: Gocciolamento Separazione di strati In entrambe le prove si è verificato un fenomeno di “sfogliamento” della pellicola di Tedlar che ricopre la parte posteriore del pannello, Infatti la reazione a fuoco di questo materiale non è di fusione, bensì di distacco dagli altri strati con conseguente perdita di adesione. Illustrazione 151: Separazione in Strati Formazione di bolle Nelle zone non ancora investite dalle fiamme, in entrambi i campioni esaminati, si rileva formazione di bolle tra uno strato e l’altro del pannello fotovoltaico, con lieve distaccamento della pellicola di Tedlar nei fronti in cui la fiamma non ha bruciato il materiale in quanto si è auto‐estinta anteriormente. Questo fenomeno si ha anche per gli hotspot del pannello Illustrazione 152: Formazione delle Bolle Altezza raggiunta dalle fiamme le fiamme hanno raggiunto anche un’altezza superiore al 100% dell’altezza stessa del provino in entrambi i campioni fino al raggiungimento del terzo fronte, mentre nei traguardi successivi tende a diminuire fino all’autospegnimento dopo il quinto traguardo. Un’altezza così elevata della fiamma può essere fonte di propagazione d’incendio da un pannello a un altro o in materiali circostanti l’impianto fotovoltaico. 126/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Illustrazione 153: Altezza delle fiamme Comportamento delle fiamme La prova ha messo in risalto ◦ che la fiamma non ha perforato il pannello fotovoltaico: durante le prove la fiamma, sia per il campione 1 che per il campione 2, ◦ non ha mai oltrepassato le celle e lo strato di vetro che compongono la parte anteriore del modulo fotovoltaico ◦ ha avanzato fino al quinto fronte bruciando solo la parte retrostante del modulo, ovvero il lato esposto alla fiamma d’innesco e al pannello radiante. ◦ la fiamma è terminata spontaneamente, bruciando solo una porzione del campione sottoposto alla prova e determinando quindi una buona predisposizione all’auto‐estinzione dei materiali componenti il pannello fotovoltaico. Illustrazione 154: Comportamento delle fiamme Sono state poi condotte prove al cono calorimetrico ( norma ISO 5660 ) per determinare il contributo che il materiale testato può dare alla produzione di calore quando si sviluppa un incendio, permette di determinare il rilascio di calore caratteristico dei materiali sotto esame, informazioni sulla combustione la velocità di rilascio calore effettivo calore di combustione Prova 1 Cono Calorimetrico Il peso iniziale del provino è di 89,5 g. flusso di calore di 15,0 kW/m2. Durante questa prova il provino non è stato fonte di innesco, per il backsheet si ha lo strato superficiale del backsheet, composto da Tedlar, presenta una forte esfoliazione e si annerisce completamente. 127/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] il secondo strato del backsheet, composto da poliestere, notiamo anche in questo caso un annerimento del materiale oltre che la comparsa di bolle e irregolarità. La temperatura della superficie del provino rivolta verso il cono è stimata intorno ai 200°C. Si nota anche una perdita di massa assai ridotta e lenta, dovuta al fenomeno della pirolisi. Illustrazione 155: Prova 2 Cono Calorimetro Prova 2 Cono Calorimetrico peso iniziale di 89,7g provino flusso di calore maggiore, pari a 25kW/m2. Dopo circa un minuto dall'inizio della prova, sulla superficie del provino rivolta verso il cono calorimetrico si rileva una temperatura di circa 300°C, e si iniziano a formare le prime bolle, che tendono ad aumentare fino al terzo minuto circa dall’inizio della prova, quando si verifica la presenza di fumo seguita dall’accensione del campione e conseguente consumo di ossigeno. La prova è da considerarsi terminata al completo estinguersi della fiamma, fenomeno che nella seconda prova si è verificato dopo 1170s dall'inizio del test. Illustrazione 156: Prova 2 Cono Calorimetro Queste prove evidenziano come il pannello sopporti elevatissimi valori di irraggiamento prima di innescare la combustione 128/129 Ing Alessandro Caraglio – Incendi e Fotovoltaico ‐vr 007 [email protected] Bibliografia Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI), (2011) CEI 64‐18: Effetti della corrente elettrica attraverso il corpo umano e degli animali domestici, Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI);‐ Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI), (2011) Guida CEI 82‐25: Guida allarealizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione, Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI); Deutscher Feuerwehr Verband, (2010) Einsatz an Photovoltaikanlagen, Deutscher Feuerwehr Verband; Deutscher Feuerwehr Verband, (2010) Handlungsempfehlungen Photovoltaikanlagen, Deutscher Feuerwehr Verband; California Department Of Forestry And Fire Protection (2008), SOLARPHOTOVOLTAIC INSTALLATION GUIDELINE, California Department Of Forestry And Fire Protection; Photon International, (8‐2009), Playing with fire, Photon International; Parisi, L. (2011) Lotta agli incendi con il CAFS, Scuola Provinciale Antincendi di Trento; TuttoNormel, (2011) Guide Blu N.15 • FOTOVOLTAICO (1/2011,) TuttoNormel. Ing. Daniele Alessandrini SICUREZZA ANTINCENDIO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI Comando Vigili del Fuoco di Trento www.vigilfuoco.it Le guide blu – Impianti a norma CEI – Fotovoltaico. Edizioni TNE. D.M. 26 giugno 1984. Classificazione di reazione al fuoco ed omologazione dei materiali ai fini della prevenzione incendi. Norma UNI 9174:2010 “Reazione al Fuoco dei prodotti sottoposti all’azione di una fiamma di innesco in presenza di calore radiante”. Norma ISO 5660. Norma ASTM E 1354. Comando Vigili del Fuoco di Parma ANALISI DELLA REAZIONE AL FUOCO DI PANNELLI FOTOVOLTAICI ‐ Università La Sapienza (RM), D.C.P.S.T Photovoltaic DC Arc‐Fault Circuit Protectionand UL Subject 1699B Tim Zgonena, Liang Ji, Dave Dini Underwriters Laboratories Inc (UL) FRAUNHOFER‐INSTITUT FÜR SOLARE ENERGIESYSTEME ISE Begrüßung zum 2. Workshop „PV‐ Brandschutz“Heribert Schmidt Multicontact 2.ter Workshop PV Brandsicherheit 2. PV‐Brandschutzworkshop, Freiburg TUV Elektrische Gefährdung der Feuerwehren durch PVAnlagen (Messung El. Leitfähigkeit) Workshop BMU Brandschutz in Köln Horst Thiem, Branddirektion Landeshauptstadt München Alto potenziale di danni - Photon Febbraio 2011 Potential induced degradation of solar cells and panels IEED 2010 Potential Induced Degradation of Photovoltaic Modules: Infl uence of Temperature and Surface Conductivity Aprile 2012 Sito Web di Reverberi Enetec srl Via Artigianale Croce, 13 - 42035 Castelnovo ne' Monti (RE) - Italia Photovoltaic modules ‐ current status, further trends and reliability issue Jörg Bagdahn Fraunhofer Center for Silicon Photovoltaics CSP Anhalt University of Applied Sciences http://www.dehn.it sistemi di protezione 129/129
