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
