Progetto Definitivo Z. I. di Isili (CA) Campo Fotovoltaico 9
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Progetto Definitivo Z. I. di Isili (CA) Campo Fotovoltaico 9 Sommario Executive Summary ....................................................................................................................................... 4 1. Oggetto ................................................................................................................................................ 4 2. Informazioni Generali di Progetto ........................................................................................................ 5 2.1 Dati generali del proponente e profilo aziendale .......................................................................................... 5 2.2 Ubicazione del sito ........................................................................................................................................ 5 2.3 Orografia del sito .......................................................................................................................................... 6 2.4 Tipologia impianto ai sensi della delibera N. 30/2 del 23.5.2008 ................................................................. 6 3. Potenzialità del Sito, Ipotesi di Posa, Producibilità Energetica .................................................... 7 3.1 Calcolo dell’energia producibile per kWp installato...................................................................................... 7 3.2 Calcolo distanza tra i filari ............................................................................................................................ 8 3.3 Individuazione del numero e posizione dei moduli FV .................................................................................. 9 4. Criteri di progettazione ...................................................................................................................... 9 5. Specifiche Tecniche Componenti dell’Impianto ......................................................................... 10 5.1 Moduli fotovoltaici ...................................................................................................................................... 10 5.2 Inverter ........................................................................................................................................................ 12 5.3 Distribuzione elettrica MT e BT ................................................................................................................... 14 5.4 Cavi c.a. e c.c. .............................................................................................................................................. 15 5.4.1 Cavi lato c.c. ....................................................................................................................................... 16 5.4.2 Cavi c.a. bassa tensione ..................................................................................................................... 16 5.4.3 Cavi c.a. media tensione .................................................................................................................... 17 5.5 Quadri elettrici lato a.c. – bassa tensione ................................................................................................... 17 5.6 Quadri di campo e di parallelo stringhe lato c.c. ........................................................................................ 17 5.7 Trasformatori BT/MT .................................................................................................................................. 18 5.8 Quadri MT ................................................................................................................................................... 18 5.9 Interruttori MT ............................................................................................................................................ 19 5.10 Interruttori di manovra sezionatore IMS .................................................................................................... 19 5.11 Specifiche Costruttive Protezioni elettriche................................................................................................. 19 5.12 Alimentazione circuiti ausiliari .................................................................................................................... 20 5.13 Caratteristiche cabine MT prefabbricate .................................................................................................... 21 5.14 Kit accessori antinfortunistici cabine MT .................................................................................................... 21 5.15 Software per visualizzazione, monitoraggio, telesorveglianza ................................................................... 22 5.16 Impianto di videosorveglianza .................................................................................................................... 22 6. Normativa di Riferimento ................................................................................................................. 22 6.1 Norme legislative ........................................................................................................................................ 22 6.2 Norme tecniche ........................................................................................................................................... 23 6.3 Documentazione Autorità per l’energia elettrica e il gas ........................................................................... 24 Executive Summary Il presente progetto riguarda la realizzazione di un impianto fotovoltaico (FV) da realizzarsi presso la zona industriale di ISILI (CA). L’intervento è ascrivibile alla tipologia progettuale di cui all’Allegato B1 alla D.G.R. n. 24/23 del 23/04/08 punto 2 lettera c) “impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore, acqua calda”. Il progetto consiste nella realizzazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica di potenza di picco o nominale di 1.152,0 kWp su un’area ricadente all'interno della zona industriale di ISILI (CA). La superficie lorda complessiva occupata dall’ampliamento dell’impianto è di 17.148m² corrispondente allo 0,53% della Z.I.. ll campo fotovoltaico è stato progettato disponendo i pannelli su struttura piana, intelaiata da elementi profilati in acciaio che avranno una altezza massima dal suolo di circa 2,75 metri. Il generatore fotovoltaico è costituito da 4800 moduli fotovoltaici in silicio monocristallino della potenza nominale di 240 Wp, suddiviso in stringhe composte da 20 moduli fotovoltaici in serie per un totale di 240 stringhe. La corrente continua prodotta sarà inviata a n. 2 inverter della potenza di 500 kVA che provvedono alla conversione da corrente continua a corrente alternata. Nella cabina di trasformazione e consegna si effettua la trasformazione dalla tensione BT a 400 V alla tensione MT di 15.000 V mediante n. 2 trasformatori da 500 kVA. All’interno della cabina BT/MT è prevista l’installazione quadri di parallelo di bassa tensione c.a. e c.c., un quadro di media tensione, un UPS e un quadro di servizi ausiliari. 1. Oggetto La presente relazione descrive le caratteristiche e i criteri di progettazione di un Impianto fotovoltaico, di potenza di picco o nominale di 1.152 kWp, presso il comune di ISILI (CA). L’impianto fotovoltaico in progetto è classificabile, ai sensi della delibera n. 30/2 del 23.5.2008 della Regione Autonoma della Sardegna, come impianto in aree industriali o artigianali così come individuate dagli strumenti pianificatori vigenti. La superficie lorda complessiva occupata dall’ampliamento dell’impianto è di di di 17.148m² corrispondente allo 0,53 % della Z.I. (3.254.500 m2). 4 In relazione all’estensione del progetto in questione, qualora questo faccia superare la percentuale di superficie massima occupabile da impianti fotovoltaici nell’area industriale, come determinata ai sensi delle deliberazione della Giunta regionale n. 59/12 del 29 ottobre 2008, il proponente intende avvalersi del dispositivo di cui alla citata deliberazione della Giunta regionale, che prevede l’incremento della zona occupabile dagli impianti fino al 15% di superficie, e comunque non superiore a 100 ettari, che verrà verificata in sede di autorizzazione unica. 2. Informazioni Generali di Progetto 2.1 Dati generali del proponente e profilo aziendale Società Centro Studi Riuniti srl -Via Grazia Deledda 74 – Cagliari. La società è stata costituita il 13 gennaio 2000 ed è amministrata dal Dott. Pierpaolo Pani. Ha un capitale sociale pari ad euro 20.330,00 interamente versato. La società ha per oggetto: L’esercizio dell’attività turistico alberghiera; La compravendita e la realizzazione di immobili o complessi immobiliari; Elaborazione di dati per conto proprio e conto di terzi Servizi di consulenza destinati al sostegno delle attività produttive per la realizzazione di nuove iniziative produttive La promozione di iniziative applicate alla formazione professionale Il core business della società può essere così sintetizzato: attività immobiliare : attraverso servizi di Rental attività immobiliare: attraverso sviluppi di programmi immobiliari consulenza aziendale alle imprese ed agli enti locali 2.2 Ubicazione del sito Il sito oggetto del presente studio è costituito da diversi lotti posizionati nella zona industriale di ISILI la cui vista aerea è illustrata in fig. 2.1. Le coordinate geografiche assunte ai fini dei calcoli nel presente progetto sono le seguenti: Latitudine: 39°47’N Longitudine: 9°08’E. Altitudine media: 505 m s.l.m. 5 Fig. 2.1 Vista Aerea della zona interessata al progetto 2.3 Orografia del sito Il sito è caratterizzato da un’orografia pianeggiante, anche se in prossimità dei confini delle area sono presenti alcune superfici con pendenze variabili. Le aree utilizzabili ai fini della realizzazione dell’impianto fotovoltaico sono individuate a seguito dello studio degli ombreggiamenti del sito e della orografia del terreno. 2.4 Tipologia impianto ai sensi della delibera N. 30/2 del 23.5.2008 Ai sensi della delibera n. 30/2 del 23.5.2008 della Regione Autonoma della Sardegna l’impianto fotovoltaico in progetto rientra nella categoria “aree industriali o artigianali così come individuate dagli strumenti pianificatori vigenti”. 6 3. Potenzialità del Sito, Ipotesi di Posa, Producibilità Energetica La valutazione della potenzialità del sito dell’impianto è effettuata tenendo conto di: disponibilità della fonte solare; fattori morfologici e ambientali; disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico; ubicazione delle superfici captanti; Ai fini del calcolo della potenzialità dell’impianto si considerano i dati forniti dal Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS)1 e da pubblicazioni specialistiche caratura presenti nella letteratura internazionale2. Per aumentare il livello di accuratezza della valutazione di potenzialità del sito si è fatto uso del software commerciale Autodesk Ecotect 5.6. per la "Energy and environmental analysis”. Il software calcola l’irraggiamento puntuale su una superficie assegnata essendo noti: 1. posizione del sito (coordinate geografiche) 2. serie storiche dei dati climatici del sito 3. modelli tridimensionali del terreno e delle strutture presenti nel sito. Il risultato dello studio è costituito da: 1. modelli tridimensionali con l’analisi dell’ombreggiamento nell’anno (per lo studio si è fatto riferimento ad alcuni giorni tipo ed all’intero anno solare) 2. mappe di irraggiamento. L’insieme della documentazione prodotta ha permesso di effettuare la localizzazione puntuale dei moduli fotovoltaici in modo tale da evitare le zone meno irraggiate, soggette ad ombreggiamento o caratterizzate da pendenze eccessive (per minimizzare i lavori di sbancamento). 3.1 Calcolo dell’energia producibile per kWp installato Il calcolo dell’energia producibile è effettuato considerando tutti i parametri che influiscono sull’efficienza di produzione, ovvero: la radiazione solare incidente sui moduli, legata alla latitudine del sito di installazione, alla riflettanza della superficie antistante i moduli fotovoltaici, all’esposizione dei moduli (angolo di inclinazione e angolo di orientazione); European Commission, Joint Research Centre- Institute for Energy, Renewable Energy Unit, Via Fermi 2749, 27 Ispra (VA). 2 Šúri M., Huld T.A., Dunlop E.D. Ossenbrink H.A., 2007. Potential of solar electricity generation in the European Union member states and candidate countries. Solar Energy, 81, 1295–1305. 1 7 eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti dei moduli fotovoltaici; la temperatura ambiente e gli altri fattori ambientali e meteorologici; le caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura; le perdite per disaccoppiamento o mismatch, ecc.; le caratteristiche del BOS3 : efficienza inverter, perdite nei cavi e nei diodi. Con riferimento all’impianto in esame ed alle scelte progettuali effettuate si sono considerati i seguenti parametri: superficie captante per modulo: S = 1,386 m2 (1,610x861 mm2); radiazione solare annua utilizzata ai fini del calcolo nel presente studio (=32°, =10°): EI = 1730 kWh/(m²anno). rendimento pannelli FV: FV = 0,173; Perdite per variazioni di irraggiamento, riflessione, disaccoppiamento (mismatching), temperatura(10%): T = 0,90; Rendimento BOS (inverter, cavi, diodi): BOS = 0,90; L’energia producibile annua si ottiene con la relazione: · · FV · T · BOS (3.1) Sostituendo i valori nella (3.1), l’energia annua per il singolo pannello ha il valore espresso in (3.2). 1730 · 1,386 · 0,173 · 0,90 · 0,90 336,0 kWh/anno (3.2) Tale produzione corrisponde a un valore specifico di producibilità annua di 1400 kWh/kWp. 3.2 Calcolo distanza tra i filari Il posizionamento dei pannelli FV è studiato al fine di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile compatibilmente con i vincoli tecnici di ubicazione dell’impianto. L’area occupata dal campo fotovoltaico deve essere ottimizzata al fine di contenere le perdite dovute ad ombreggiamenti. E’pertanto necessario individuare la distanza minima tra le file parallele considerando che l’ombreggiamento dovrà risultare nullo alle ore 12 del giorno del solstizio d’inverno (Fig. 3.4). 3 BOS (Balance Of System o Resto del sistema): Insieme di tutti i componenti di un impianto fotovoltaico, esclusi i moduli fotovoltaici 8 d SUD L Fig. 3.4: Calcolo distanza tra i filari La distanza minima tra le file è stata calcolata con l’equazione (3.3): d/L sin β tan α latitudine cos β (3.3) dove: L è la lunghezza del modulo; β è il tilt del modulo(32°); α è l'altezza solare al solstizio invernale (23,5°); Nel caso in esame la distanza tra i filari si ottiene dalla (3.4): d/L sin 32° tan 23,5° 39,47° cos 32° 1,88 (3.4) Considerando la disposizione dei moduli fotovoltaici scelta L risulta pari a 3,22 m e pertanto la distanza d sarà maggiore o uguale a 3,22x1,88 = 6,05 m. 3.3 Individuazione del numero e posizione dei moduli FV Tenuto conto delle zone potenzialmente utilizzabili ai fini della realizzazione dell’impianto a seguito della dismissione di alcuni manufatti esistenti, dei valori di orientamento e inclinazione dei moduli, della distanza tra i filari e dei limiti sulla massima superficie utilizzabile per la realizzazione dell’impianto, si sono disposti mediante filari paralleli n. 4800 moduli FV della potenza di 240 Wp secondo le specifiche tecniche nel seguito allegate. La potenza di picco o nominale dell’impianto è di 1.152 kWp. 4. Criteri di progettazione I criteri seguiti per le scelte progettuali nell’impianto sono principalmente quelli di: 9 definire una configurazione impiantistica tale da garantire il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di condizionamento e controllo della potenza (accensione, spegnimento, mancanza rete del distributore, ecc.); limitare le emissioni elettromagnetiche generate dalle parti d’impianto che funzionano in MT mediante l’utilizzo di apparecchiature conformi alla normativa CEI e l’eventuale installazione entro locali chiusi (e.g. trasformatore BT/MT); limitare le emissioni elettromagnetiche generate dalle parti di cavidotto percorse da corrente in BT o MT mediante l’interramento degli stessi di modo che l’intensità del campo elettromagnetico generato possa essere considerata sotto i valori soglia della normativa vigente. definire il corretto posizionamento dei sistemi di misura dell’energia elettrica generata dall’impianto fotovoltaico; ottimizzare il layout dell’impianto e dimensionare i vari componenti al fine di massimizzare lo sfruttamento degli spazi disponibili e minimizzare le perdite di energia per effetto Joule. Il progetto tiene inoltre conto delle procedure adottate da Enel Distribuzione per l’erogazione del servizio di connessione, in conformità con le previsioni della Delibera AEEG 99/08 e delle sue integrazioni e modifiche introdotte dalla Delibera AEEG 179/08. 5. Specifiche Tecniche Componenti dell’Impianto 5.1 Moduli fotovoltaici Tenuto conto della tipologia e delle caratteristiche dell’impianto fotovoltaico (taglia e installazione a terra), sono stati scelti moduli fotovoltaici ad elevata potenza nominale e rendimento in silicio monocristallino modello Sanyo HIT 240HDE4 (Fig. 5.1). 10 Fig. 5.1: Modulo FV Sanyo HIT 240HDE4 Le caratteristiche tecniche dei moduli prescelti sono riportate in Tab. 5.1, riferite alle Condizioni Test Standard (STC): Irraggiamento 1000 W/m2 con spettro di AM 1,5 e temperatura delle celle di 25 °C. Condizioni NOCT: irraggiamento 800W/m2, temperatura ambiente 20°C e velocità del vento 1m/sec. Tab. 5.1 - Dati tecnici Modulo fotovoltaico monocristallino Sanyo HIT 240HDE4 Potenza massima (Pmax) [W] Tensione alla massima potenza (Vpm) [V] Corrente alla massima potenza (lpm) [A] Tensione di circuito aperto (Voc) [V] Corrente di corto cicuito (Isc) [A] Massima tensione di sistema [Vdc] Coefficiente termico Voc [V/˚C] Coefficiente termico Isc [mA/˚C] Efficienza modulo 240 35,5 6,77 43,6 7,37 1000 -0,109 2,21 17,3% I moduli fotovoltaici avranno inoltre le seguenti caratteristiche: diodi bypass per ridurre al minimo le perdite di potenza dovute ad ombreggiamento; moduli realizzati secondo la tecnologia HIT (Heterojunction with Intrinsic Thin layer) con un sottile wafer di silicio monocristallino circondato da un film di silicio amorfo ultrasottile; scatola di giunzione per connessione rapida dei cavi sigillata e protetta dall’acqua. 11 Per garantire un’adeguata vita utile dell’impianto di generazione dovranno essere fornite garanzia di prodotto: riguardante la garanzia contro difetti di fabbricazione e di materiale di almeno 5 anni dalla data di fornitura dei moduli fotovoltaici; garanzia di prestazioni: riguardante il decadimento delle prestazioni dei moduli; il costruttore deve garantire che la potenza erogata dal modulo, misurata alle condizioni di prova standard, non sarà inferiore al 90% della potenza minima del modulo (indicata dal costruttore all’atto dell’acquisto nel foglio dati del modulo stesso) per almeno 10 anni e non inferiore all’80% per almeno 20 anni. Per consentire un prolungato funzionamento dei moduli fotovoltaici nell’ambiente esterno, questi devono essere realizzati con un adeguato standard qualitativo, cioè devono possedere idonee caratteristiche elettriche, termiche e meccaniche. Al fine di garantire il superamento delle prove di resistenza meccanica e climatica e dell’invecchiamento, i moduli fotovoltaici dovranno essere realizzati in conformità alle seguenti norme: CEI EN 61215: Moduli fotovoltaici i silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo. DIN EN 61730: Moduli fotovoltaici – Qualifiche di sicurezza – Parte 1: Requisiti per il montaggio e Parte 2: Requisiti per la verifica. CEI EN 50380: Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici. La conformità dei moduli alle norme CEI sarà documentata tramite il Certificato di approvazione di tipo e/o Certificato di conformità. 5.2 Inverter Gli inverter selezionati per l’installazione presso l’impianto, del costruttore SMA, modello Sunny Central 500HE, sono del tipo sinusoidale IGBT autoregolati a commutazione forzata con modulazione a larghezza di impulsi (PWM - Pulse Width Modulation), in grado di operare in modo completamente automatico e contenenti un inseguitore del punto di massima potenza del generatore fotovoltaico (MPPT - Maximum Power Point Tracker). 12 Fig. 5.2 - Inverter Sunny Central I dati tecnici dell’apparecchiatura prescelta sono indicati in Tabella 5.2: Tab 5.2: Dati tecnici Inverter Sunny Central 500HE Potenza Inverter (DC) [kW] Corrente max. (DC) [A] Numero di Ingressi (DC) Corrente massima per ingresso DC [A] Tensione MPPT - VMPPT [V] (min – max) Tensione Max DC- Vmax DC[V] Potenza Inverter (AC) [kW] Potenza Max Inverter (DC) [kW] Connessione di rete AC Dimensioni (A x L x P) mm Efficienza Inverter (100% carico) 509 1200 4 300 450-820 1000 500 560 400 V, 50 Hz, 3 F + PEN 2100x2800x850 98,60% Nella fig. 5.3 sono mostrate le curve di funzionamento degli inverter scelti per varie condizioni di carico. Si evince che il rendimento massimo si ottiene tra il 40% e il 100% della potenza nominale dell’inverter, corrispondente al livello di potenza al quale l’inverter lavora per la maggior parte del periodo di funzionamento. Gli inverter provvedono alla conversione da tensione continua (c.c.) ad alternata (c.a.). Mediante la cabina di trasformazione si effettuerà la trasformazione dalla tensione BT a 400 V c.a. alla tensione MT di 15.000 V. 13 Fig. 5.3 curve di rendimento degli inverter Gli inverter saranno dotati di marchio CE e risponderanno ai principali standard internazionali DIN VDE, EN, IEC. Ciascun inverter avrà le seguenti caratteristiche: Distribuzione integrata DC trifase; Protezione da sovracorrente e sovratensione integrata; Protezione integrata del generatore fotovoltaico; Regolazione della potenza reattiva nella rete trifase; Telesorveglianza tramite Telefono, Internet, allarme fax; Interfaccia di comunicazione RS232-/RS485-/PROFIBUS-DP; Elevata immunità ai disturbi di rete e alle microinterruzioni; Funzionamento in connessione alla rete certificato in conformità alle normative nazionali in vigore. Garanzia 5 anni. Gli inverter potranno essere collegati in parallelo secondo configurazioni tipo master/slave in cui uno degli inverter funge da inverter principale (master) e gli altri sono da esso condotti (slave). Le protezioni di rete dell’inverter master, secondo CEI 11-20 e CEI 0-16, pilotano anche gli inverter slave. L’insieme degli inverter si comporta come un unico equivalente inverter trifase. 5.3 Distribuzione elettrica MT e BT Le caratteristiche della rete di distribuzione a MT sono le seguenti: Tensione nominale di esercizio: 15 kV; Frequenza nominale: 50 Hz; 14 Le utenze dei servizi ausiliari di impianto di produzione e le utenze elettriche delle serre saranno alimentate mediante una rete di distribuzione BT alla tensione di 400/230V. Per la distribuzione elettrica in MT e BT saranno realizzati cavidotti con tubazione in corrugato PEAD a doppia parete. Dimensioni e proprietà meccaniche dovranno essere rispondenti alle prescrizioni della norma CEI EN 50086-2-4/A1 (CEI 23-46/V1), variante della CEI EN 50086-2-4 (CEI 23-46), classe di prodotto serie N con resistenza allo schiacciamento 750 N con marchio IMQ di sistema (tubi e raccordi) e dotati di marcatura CE. Tutte le linee verranno posate con interramento a una quota di 100 cm dal piano di calpestio, entro tubo corrugato in PVC posato su un letto in sabbia vagliata. Le condutture interrate saranno rese riconoscibili mediante un nastro per segnalazione cavi elettrici. Tutte le derivazioni e le giunzioni dei cavi saranno effettuate entro apposite cassette di derivazione di caratteristiche congruenti al tipo di canalizzazione impiegata. Tutte le cassette disporranno di coperchio rimovibile soltanto mediante l’uso di attrezzo. Per tutte le connessioni verranno impiegati morsetti da trafilato o morsetti a cappuccio con vite isolati a 500 V. Per quanto riguarda lo smistamento e l’ispezionabilità delle tubazioni interrate verranno impiegati pozzetti prefabbricati in cemento vibrato. I chiusini saranno carrabili (ove previsto). I pozzetti saranno installati in corrispondenza di ogni punto di deviazione delle tubazioni rispetto all’andamento rettilineo, in ogni punto di incrocio o di derivazione di altra tubazione. In caso di percorso rettilineo dovranno essere posizionati pozzetti d’ispezione rompitratta con distanza minore o uguale a 30 metri. 5.4 Cavi c.a. e c.c. La scelta delle sezioni dei cavi è effettuata in base alla loro portata nominale (calcolata secondo i criteri di unificazione e di dimensionamento riportati nelle Tabelle CEI-UNEL), alle condizioni di posa e di temperatura, al limite ammesso dalle Norme per quanto riguarda le cadute di tensione massime ammissibili ed alle caratteristiche di intervento delle protezioni secondo quanto previsto dalle vigenti Norme CEI 64-8. I cavi di energia posati nell’impianto sono dimensionati in modo da limitare le cadute di tensione ed evitare le situazioni di sovraccarico dei circuiti. In particolare i cavi MT, BT c.a. e c.c. sono dimensionati in modo tale che risultino soddisfatte le relazioni (5.1) e (5.2): Ib Iz (5.1) V% 2% (5.2) dove: 15 Ib è la corrente di impiego del cavo; Iz è la portata del cavo, calcolata tenendo conto del tipo di cavo e delle condizioni di posa; V% è la caduta di tensione percentuale lungo ogni cavo. La Vmax% è la massima caduta di tensione calcolata a partire dalla cabina Enel fino al punto più lontano e dovrà risultare Vmax% 4%. La sezione è determinata in modo da assicurare una durata di vita soddisfacente dei conduttori e degli isolanti e limitare le perdite per effetto Joule. Tutti i cavi appartenenti ad uno stesso circuito seguiranno lo stesso percorso e saranno quindi posati nella stessa canalizzazione. Cavi di circuiti a tensioni diverse saranno inseriti in tubazioni separate e faranno capo a scatole di derivazione distinte; qualora facessero capo alle stesse scatole, queste avranno diaframmi divisori. I cavi che seguono lo stesso percorso, ed in particolare quelli posati nelle stesse tubazioni, verranno contraddistinti mediante opportuni contrassegni applicati alle estremità. Il collegamento dei cavi in partenza dai quadri e le derivazioni degli stessi cavi all'interno delle cassette di derivazione saranno effettuati mediante appositi morsetti. I cavi non trasmetteranno nessuna sollecitazione meccanica ai morsetti delle cassette, delle scatole, delle prese a spina, degli interruttori e degli apparecchi utilizzatori. 5.4.1 Cavi lato c.c. I cavi del lato corrente continua (c.c.) saranno del tipo PV1-F 0.6/1kV adatti per l’impiego in impianti fotovoltaici per la produzione di energia. Possono essere installati sia all’interno sia all’esterno in posa fissa o mobile, anche in canaline e tubazioni. I cavi sono realizzati con conduttore in rame elettrolitico, stagnato, Classe 5 secondo IEC 60228, rispondenti alle norme CEI 20.29 con isolante in HEPR (120 °C) e guaina EVA (120 °C). Isolante e guaina sono completamente adesi e compatibili (due strati di isolante). 5.4.2 Cavi c.a. bassa tensione Per la distribuzione in corrente alternata (c.a.) BT saranno utilizzati cavi aventi le seguenti caratteristiche: cavo multipolare del tipo FG7OR 0.6/1kV con conduttore in rame, isolamento in gomma EPR e guaina in PVC, conforme a norma CEI 20-22 e CEI 20-34. I circuiti di sicurezza saranno realizzati mediante cavi FTG10(O)M1 0,6/1 KV - CEI 20-45 CEI 20-22 III / 20-35 (EN50265) / 20-37 resistenti al fuoco secondo IEC 331 / CEI 20-36 EN 50200, direttiva BT 73/23 CEE e 93/68 non propaganti l'incendio senza alogeni a basso sviluppo di fumi opachi con conduttori flessibili in rame rosso con barriera antifuoco. 16 5.4.3 Cavi c.a. media tensione Per i collegamenti in MT si dovranno utilizzare terne di cavi isolati in EPR per MT tipo RG7H1R non propagante l'incendio, adatti a funzionare a tensione nominale 12/20 kV. I cavi unipolari saranno del tipo a corda rotonda compatta di rame stagnato conformi alla Norma CEI 20-29-Classe 2. L’isolante sarà costituito da gomma EPR alto modulo rispondente ai requisiti della Norma CEI 20-11-Qualità G7. Gli spessori del rivestimento isolante sono conformi alle prescrizioni della Norma CEI 20-13. Gli strati di semiconduttori estrusi di materiale elastomerico semiconduttore saranno in accordo a quanto prescritto dalla Norma CEI 20-13. Lo schermo metallico sarà costituito da fili o da nastri di rame non stagnato avvolti ad elica su ciascuna anima, secondo le prescrizioni di copertura e di resistenza elettrica previste dalla Norma CEI 20-13. La guaina protettiva esterna è in PVC, qualità Rz, di colore rosso e rispondente ai requisiti della Norma CEI 20-11. 5.5 Quadri elettrici lato a.c. – bassa tensione I quadri elettrici saranno realizzati con struttura in robusta lamiera di acciaio con un grado di protezione IP55 . I quadri elettrici di BT dovranno avere le caratteristiche riportate in Tab. 5.4. Tab. 5.4: Dati tecnici Quadri Elettrici BT Tensione nominale [V] Tensione esercizio [V] Numero delle fasi Livello nominale di isolamento tensione di prova a frequenza industriale per 1 min verso terra e tra le fasi [kV] Frequenza nominale [60Hz] Corrente nominale sbarre principali. 690 400 3F + N 2,5 50 3200 A Ciascun quadro elettrico dovrà essere realizzato a regola d’arte nel pieno rispetto delle norme CEI EN 60439-1 (CEI 17-13), della direttiva BT e della direttiva sulla Compatibilità Elettromagnetica. 5.6 Quadri di campo e di parallelo stringhe lato c.c. I quadri di campo realizzano il collegamento elettrico fra le stringhe provenienti dal generatore fotovoltaico ed il gruppo di conversione c.c./a.c. e contengono le protezioni per le sovratensioni atmosferiche. I quadri di campo saranno dotati di diodo di blocco per ottimizzare la prestazione dell’impianto limitando le perdite di produzione in caso di fenomeni di ombreggiamento parziale. Tutti i quadri saranno inoltre predisposti all’inserimento di dispositivi di controllo stringhe. 17 I quadri saranno con grado di protezione esterno IP 66. Il montaggio di ogni componente sarà tale da impedire contatti accidentali con parti in tensione come richiesto dalle norme CEI 17-13. Il fissaggio al suolo sarà tramite supporto dedicato. La disposizione dei cavi elettrici in arrivo ai suddetti quadri dovrà permettere la facile sostituzione di ogni pannello con il sezionamento di ciascuna stringa, realizzato con sezionatori adatti all’uso fotovoltaico nel numero di uno per ogni stringa. 5.7 Trasformatori BT/MT I trasformatori BT/MT saranno del tipo isolato in resina, classe di isolamento F/F, classe ambientale E2, classe climatica C2, comportamento al Fuoco F1, a raffreddamento naturale in aria AN per installazione all’interno. Il circuito del nucleo dovrà essere realizzato con lamierini magnetici a grani orientati laminati a freddo. Il taglio dei lamierini dovrà essere realizzato in modo da ridurre sia le perdite a vuoto sia la rumorosità del trasformatore. 5.8 Quadri MT Ciascun quadro MT e le apparecchiature posizionate al suo interno dovranno essere progettati, costruiti e collaudati in conformità alle Norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano), IEC (International Electrotechnical Commission) in vigore. I quadri elettrici MT, saranno formati da unità affiancabili, ognuna costituita da celle componibili e standardizzate. I quadri MT saranno in esecuzione senza perdita di continuità d’esercizio secondo IEC 62271-200, destinati alla distribuzione d’energia a semplice sistema di sbarra. Il quadro realizzato in esecuzione protetta sarà adatto per installazione all'interno in accordo alla normativa CEI/IEC. La struttura portante dovrà essere realizzata con lamiera d'acciaio di spessore non inferiore a 2 mm. Ciascun quadro dovrà garantire la protezione contro l’arco interno sul fronte del quadro fino a 12.5kA per 0.7secondi (CEI-EN 60298). Le celle saranno destinate al contenimento delle apparecchiature di interruzione automatica con 3 poli principali indipendenti, meccanicamente legati e aventi ciascuno un involucro isolante, di tipo “sistema a pressione sigillato” (secondo definizione CEI 17.1, allegato EE), che realizza un insieme a tenuta riempito con esafluoruro di zolfo (SF6) a bassa pressione relativa le parti attive contenute nell’involucro a tenuta e un comando manuale ad accumulo di energia tipo RI per versione SF1, (tipo GMH elettrico per SF2). Gli interruttori avranno una piastra anteriore equipaggiata con gli organi di comando e di segnalazione dell’apparecchio. Ogni interruttore potrà ricevere un comando elettrico. 18 5.9 Interruttori MT Gli interruttori MT saranno ad interruzione in SF6 con pressione relativa del SF6 di primo riempimento a 20 °C uguale a 0,5 bar. Il gas impiegato sarà conforme alle norme IEC 376 e norme CEI 10-7. Il potere di corto circuito non dovrà essere inferiore a 12.5 kA. Gli interruttori saranno predisposti per ricevere l’interblocco previsto con il sezionatore di linea, e potranno essere dotati dei seguenti accessori: comando a motore carica molle comando manuale carica molle sganciatore di apertura sganciatore di chiusura contamanovre meccanico contatti ausiliari per la segnalazione di aperto - chiuso dell'interruttore Il comando degli interruttori sarà del tipo ad energia accumulata a mezzo molle di chiusura precaricate tramite motore, ed in caso di emergenza con manovra manuale. Le manovre di chiusura ed apertura saranno indipendenti dall'operatore. Il comando sarà a sgancio libero assicurando l'apertura dei contatti principali anche se l'ordine di apertura è dato dopo l’inizio di una manovra di chiusura, secondo le norme CEI 17-1 e IEC 56. 5.10 Interruttori di manovra sezionatore IMS Le apparecchiature IMS avranno le seguenti principali caratteristiche: doppio sezionamento; saranno contenute in un involucro di resina epossidica con pressione relativa del SF6 di primo riempimento a 20 °C uguale a 0.4 Bar; il sezionatore sarà a tre posizioni ed assumerà, in base alla manovra, lo stato di chiuso sulla linea, aperto, messo a terra; sarà possibile verificare visivamente la posizione dell'IMS o sezionatore a vuoto tramite un apposito oblò retroilluminato; il sezionatore dovrà ricevere sia la motorizzazione che eventuali blocchi a chiave; i comandi dei sezionatori saranno posizionati sul fronte dell'unità. 5.11 Specifiche Costruttive Protezioni elettriche Le unità di protezione elettrica saranno basate su tecnologia a microprocessore e adatte a garantire elevata affidabilità e disponibilità di funzionamento. 19 Le unità di protezione elettrica avranno adeguata struttura, robusta e in grado di garantire che possano essere installate direttamente sulla cella strumenti dello scomparto di MT. Tali unità di protezione saranno alimentate da una sorgente ausiliaria (UPS), e saranno collegate al secondario dei TA e dei TV dell'impianto. Oltre alle funzioni di protezione e misura le unità di protezione elettrica dovranno essere dotate di funzioni, quali auto test alla messa in servizio e autodiagnostica permanente, che consentano di verificare con continuità il buon funzionamento delle apparecchiature. Le caratteristiche delle protezioni MT rispettano le prescrizioni Enel distribuzione e la norma CEI 0-16. L’unità di protezione sarà di tipo espandibile e potrà essere dotata, anche in un secondo tempo, di ulteriori accessori che permetteranno di realizzare: automatismi di richiusura per linee MT; gestione dei segnali dai trasformatori; acquisizione dei valori di temperatura da sonde termiche; emissione di una misura analogica associabile ad una delle grandezze misurate dall’unità stessa (correnti, temperature, ecc.). La regolazione delle soglie avverrà direttamente in valori primari nelle relative grandezze espresse in corrente o tempo, rendendo più semplice l’utilizzo e la consultazione all'operatore. I valori massimi di regolazione della Protezione Generale PG saranno forniti dal Distributore. 5.12 Alimentazione circuiti ausiliari Per l’alimentazione dei circuiti elettrici ausiliari a servizio della cabina di consegna è previsto l’utilizzo di n. 1 alimentatore statico di continuità (UPS), di potenza 10 kVA, per alimentazione di emergenza con autonomia di almeno 1 ora, tensione d’uscita 165-275 V monofase con onda sinusoidale, frequenza 50 Hz, con allarmi visivi. Per l’alimentazione dei circuiti elettrici ausiliari a servizio di ciascuna cabina di trasformazione è previsto l’utilizzo di n. 1 alimentatore statico di continuità (UPS), di potenza 10 kVA, per alimentazione di emergenza con autonomia di almeno 1 ora, tensione d’uscita 165-275 V monofase con onda sinusoidale, frequenza 50 Hz, con allarmi visivi. 20 Qualora non sia presente in loco una trasformazione MT/BT del Distributore, sarà fornito al locale di competenza del Distributore e al locale di misura un'alimentazione monofase BT, consistente in una presa 2P+T 16 A – 230 V con fusibili rispondente alla Norma CEI EN 60309-2. 5.13 Caratteristiche cabine MT prefabbricate Per la consegna delle’energia alla rete di distribuzione e per la distribuzione dell’energia a MT all’interno della stazione è prevista la fornitura di cabine elettriche prefabbricate delle dimensioni specificate negli elaborati grafici di progetto, realizzate con pannelli in calcestruzzo armato e vibrato. Le cabine elettriche saranno fornite complete di tinteggiatura interna ed esterna, impermeabilizzazione della copertura e della vasca di fondazione, infissi secondo unificazione nazionale. Le dimensioni delle cabine prefabbricate rispettano le prescrizioni di Enel distribuzione e la norma CEI 0-16. In particolare sono a disposizione del Distributore un locale per l’impianto di rete per la consegna (locale di consegna) ed un locale per i complessi di misura (locale di misura). Entrambi i locali sono accessibili al Distributore con mezzi adatti ad effettuare gli interventi necessari, senza necessità di preavviso nei confronti dell'Utente e senza vincoli o procedure che regolamentino gli accessi. Tali locali sono posti al confine dell’area dell’Utente con accesso dalla strada. Le dimensioni del locale di consegna consentono l’adozione dello schema di inserimento in entra-esce. 5.14 Kit accessori antinfortunistici cabine MT Le cabine MT saranno equipaggiate con i seguenti elementi. • n. 1 estintore a polvere da kg. 6, appeso a parete con apposito staffa di sostegno; • n. 1 lampada di emergenza ricaricabile 2x6W a parete con staffa di sostegno; • n. 1 guanti isolanti, classe 2/3/4/ con relativa custodia appesa a parete; • n. 1 pedana isolante 30 kV; • n. 2 cartelli a tre simboli affisso, con tre rivetti, alla porta di acceso al locale; • n. 1 cartello di pronto soccorso affisso a parete; • n. 1 espositore per schemi elettrici di cabina, formato A3, appeso a parete; • n. 1 staffa di sostegno leva di manovra appesa a parete. 21 5.15 Software per visualizzazione, monitoraggio, telesorveglianza Sarà previsto un sistema software per la visualizzazione, il monitoraggio, la messa in servizio e la gestione dell’impianto FV. Mediante un PC collegato direttamente o tramite modem si potrà disporre di una serie di funzioni che informano costantemente sullo stato e sui parametri elettrici e ambientali relativi all‘impianto fotovoltaico. In particolare sarà possibile accedere alle seguenti funzioni: • Schema elettrico del sistema; • Pannello di comando; • Oscilloscopio; • Memoria eventi; • Dati di processo; • Archivio dati e parametri d’esercizio; • Analisi dati e parametri d’esercizio. La comunicazione tra l‘impianto fotovoltaico e il terminale di controllo e supervisione avverrà tramite protocolli Industrial Ethernet o PROFIBUS. L’impianto fotovoltaico sarà dotato infine di un sistema di monitoraggio per l’analisi e la visualizzazione dei ambientali costituito da: • n. 1 sensore temperatura moduli; • n. 1 sensore irradiazione solare; • n. 1 sensore anemometrico; • schede di comunicazione integrate per l’acquisizione dei dati. 5.16 Impianto di videosorveglianza L’impianto FV sarà dotato di sistema di videosorveglianza dimensionato per coprire l’intera area interna alla sottostazione e composto da barriere perimetrali a fasci infrarossi, telecamere e combinatori telefonici GSM con modulo integrato. 6. Normativa di Riferimento 6.1 Norme legislative Decreto Legislativo 387/03 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità”; pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 25 del 31 gennaio 2004 Supplemento Ordinario n. 17. Deliberazione N. 5/11 del 15.2.2005 della Regione Autonoma della Sardegna Modifica della Delib.G.R. 2 agosto 1999, n. 36/39. Procedure per l’attuazione dell’art. 31 della L.R. 22 18 gennaio 1999, n.1 recante “Norma transitoria in materia di valutazione di impatto ambientale”. Deliberazione N. 30/2 del 23.5.2008 della Regione Autonoma della Sardegna. Linee guida per l’individuazione degli impatti potenziali degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento nel territorio. Deliberazione N. 59/12 del 29.10.2008 della Regione Autonoma della Sardegna. Modifica ed aggiornamento delle linee guida per l’individuazione degli impatti potenziali degli impianti fotovoltaici e loro corretto inserimento nel territorio. Delibera N. 10/03 del 12.03.10 della Regione Autonoma della Sardegna .“Applicazione della L.R. n. 3/200 2009, 9, art. 6, comma 3 in materia di procedure autorizzative per la realizzazione degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Atto di indirizzo e linee guida guida” per l'ottenimento della autorizzazione unica (AU) per la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ai sensi dell'articolo 12 del D.Lgs. 29 dicembre 2003 n. 387, relativamente a un impianto per la produzione di energia elettrica connesso alla rete del distributore di energia elettrica. Delibera N. 25/40 DEL 1.7.2010. Competenze e procedure per l’autorizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Chiarimenti Delib.G.R. n.10/3 del 12.3.2010.Riapprovazione Linee Guida . DM 19 febbraio 2007 (Nuovo Conto Energia) – “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387” pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 45 del 23-2-2007. Decreto 22 gennaio 2008, n. 37 – (sostituisce Legge 46/90) - Regolamento concernente l’attuazione dell’articolo 11-quaterdecies, comma 13, lettera a) della legge n. 248 del 2 dicembre 2005, recante riordino delle disposizioni in materia di attività di installazione degli impianti all’interno degli edifici. (G.U. n. 61 del 12-3-2008) Decreto Legislativo 09/04/2008 n. 81 - Attuazione dell'articolo 1 della legge 3 agosto 2007, n. 123, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro (Suppl. Ordinario n.108) – (sostituisce e abroga tra gli altri D. Lgs. 494/96, D.Lgs. n. 626/94, D.P.R. n. 547/55). 6.2 Norme tecniche CEI 0-16 - Anno 2009 - Edizione Seconda Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica CEI 11-20 - Anno 2000 - Edizione Quarta- Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria CEI 64-8; Anno 2009, Edizione Sesta - Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. 23 CEI 82-25 - Anno 2008 - Edizione Seconda - Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione. 6.3 UNI 10349 – Anno 1994 - Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici. Documentazione Autorità per l’energia elettrica e il gas Delibera AEEG 90/07. Attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del mare 19 febbraio 2007, ai fini dell'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici. Delibera AEEG 161/08. Modificazione della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 13 aprile 2007, n. 90/07, in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici. Delibera AEEG 88/07. Disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti di generazione. Delibera ARG/elt 33/08 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica”; Delibera ARG/elt 99/08 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (nel seguito Delibera 99/08), recante in Allegato A il “Testo integrato connessioni attive” (TICA); Delibera ARG/elt 179/08 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas ARG/elt n. 99/08 e n. 281/05 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica. 24
