COMUNE DI SAN FELICE SUL PANARO
(Provincia di Modena)
Premessa
L'intervento oggetto del presente progetto preliminare consta nella realizzazione di n 2
impianti fotovoltaici a San Felice Sul Panaro, di potenza rispettivamente pari a circa 0,198
MWp e 0,019 MWp denominati:
Impianto da 198 KWp sito nel “FONDO VALLICELLETTA” in via Campo di Pozzo e
Impianto da 19 KWp pensilina Fotovoltaica in via Montessori.
Gli impianti fotovoltaici sono destinati a produrre energia elettrica in collegamento alla rete
elettrica del gestore, con regime di scambio sul posto dell’energia prodotta.
I campi fotovoltaici dovranno essere installati a terra, i moduli FV dovranno avere
orientamento a Sud e posizionati con una inclinazione di circa 30° rispetto all’orizzontale
(angolo di tilt) . Le strutture di sostegno dovranno essere in conglomerato cementizio per
quanto attiene l’impianto da 198 KWp e preferibilmente del tipo di profilato in acciaio Fe
430 e zincate per quanto attiene la pensilina fotovoltaica da 19KWp.
Gli impianti dovranno essere costituiti come minimo dai seguenti componenti principali:
Campo fotovoltaico/Generatore Fotovoltaico
Quadri di stringa
Concentratori di stringa
Quadri protezione di campo
Cabine di Conversione DC/AC contenenti gli inverter e la Trasformazione BT/MT
Inverter
Trasformatore MT/BT
Quadro di Media tensione
Cabina di Consegna e Interconnessione Rete MT
Strutture di supporto moduli
L’impianto fotovoltaico, è un sistema di produzione di energia elettrica mediante
conversione diretta della radiazione solare in elettricità (effetto fotovoltaico), esso è
costituito, negli elementi principali, dal generatore fotovoltaico e dal gruppo di conversione;
Il generatore fotovoltaico dell’impianto è l’insieme dei moduli fotovoltaici, collegati in
serie/parallelo per ottenere la tensione/corrente desiderata;
La potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) del generatore fotovoltaico è la
potenza determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime, o di picco o
di targa) di ciascun modulo costituente il generatore fotovoltaico, misurate nelle condizioni
standard di riferimento.
Il gruppo di conversione è l’apparecchiatura elettronica che converte la corrente continua
(fornita da generatore fotovoltaico) in corrente alternata per la connessione alla rete; Il
distributore è il soggetto che presta il servizio di distribuzione e vendita dell’energia
elettrica agli utenti
Dimensionamento del Generatore Fotovoltaico
Gli impianti dovranno essere costituiti dalle sezioni di: produzione, conversione e
trasporto.
Per ogni impianto , la produzione di energia elettrica avverrà mediante un generatore
fotovoltaico di potenza nominale complessiva rispettivamente di 198 KWp e 19KWp
collegato in parallelo alla rete di distribuzione elettrica in MT (20.000V) tramite gruppi di
conversione DC/AC modulare con consegna trifase MT.
Le connessioni
alla rete del gestore dovranno essere
effettuate in conformità alla
specifica tecnica della norma CEI 0-16
Caratteristiche del generatore fotovoltaico
Modulo FV in silicio cristallino
n.
Potenza nom. del modulo FV
225/230 Wp
Numero di moduli per stringa:
n.
Quadri di stringa
n.
Sottocampi
n.
Cassette di parallelo
n.
Numero di stringhe per sottocampo
n.
Numero di stringhe in parallelo:
n.
Potenza nom. Stringhe
Potenza nom. del generatore FV
Wp
198 e 19 KWp
I campi fotovoltaici dovranno essere suddivisi in più sottocampi. Ogni sottocampo dovrà
essere costituito da più stringhe, ognuno dei quali farà capo ad un Inverter. Gli inverter e
il gruppo di trasformazione così come il quadro di MT di sottocampo dovranno essere posti
nelle Cabine di Campo..
Moduli Fotovoltaici
I moduli fotovoltaici, che possono essere proposti nello sviluppo del progetto esecutivo,
per tali impianti dovranno essere in silicio cristallino della potenza di picco di non inferiore
a 225/230 Wp. Il modulo è costituito da celle collegate in serie incapsulate tra un vetro
temperato ad alta trasmittanza, e due strati di materiali polimerici (EVA) e di Tedlar,
impermeabili agli agenti atmosferici e stabili alle radiazioni UV. La struttura del modulo
fotovoltaico è completata da una cornice in alluminio anodizzato provvista di fori di
fissaggio.
Ciascun modulo dovrà essere dotato, sul retro, di n° 1 scatola di giunzione a tenuta stagna
IP65 contenente i diodi di bypass e tutti i terminali elettrici ed i relativi contatti per la
realizzazione dei cablaggi.
Le caratteristiche costruttive e funzionali dei pannelli dovranno essere rispondenti alle
Normative CE, e i pannelli stessi qualificati secondo le specifiche IEC 61215 e certificati
per essere ammessi al conto energia. La scelta della committenza è di avere un modulo
interamente in classe II senza punti di collegamento a terra per il funzionamento ordinario.
Le specifiche tecniche e dimensionali dei singoli moduli dovranno essere documentate da
attestati di prova conformi ai suddetti criteri.
La resa in termini di potenza di ogni singolo modulo dovrà essere garantita con il minimo
prestazionale
richiesto
per
accedere
al
conto
energia
attualmente
in
vigore.
Mantenimento minimo del 90% della potenza dichiarata per un periodo di anni 10 (dieci) e
dell’80% per un periodo di anni 20 dall’installazione.
Il rendimento del pannello, definito come rapporto tra l’energia incidente sulla superficie
del pannello e l’energia prodotta misurata nelle condizione standard di funzionamento, non
dovrà essere inferiore a 0,14 (14%).
I pannelli dovranno essere corredati della garanzia che non potrà essere minore di due
anni. I moduli FV dovranno essere opportunamente collegati fra loro per realizzare la
stringhe, moduli FV connessi in serie. Le stringhe dovranno essere collegate
rispettivamente al quadro di stringa
Le strutture di sostegno dei moduli FV dovranno essere collegate a terra. Il generatore
dovrà essere suddiviso in più sottocampi attestati agli inverter.
Cassette di parallelo ( string box)
La realizzazione dell'impianto dovrà prevedere l’installazione di cassette di parallelo. I
prodotti dovranno essere certificati e marchiati dal costruttore secondo le norme CEI 17-11
e dovrà essere costituito da un contenitore da parete con grado di protezione non inferiore
a IP65 con struttura in poliestere rinforzato con fibra di vetro, completo di coperchio. Le
cassette dovranno essere complete di accessori quali: morsetti passanti, guide DIN,
pressa cavi, isolatori, cavi di collegamento, capicorda, numeri
segna cavo, e cartelli
monitori. Il collegamento tra le cassette di parallelo e quadro di parallelo dovrà essere
realizzato con cavi unipolari in gomma etilenpropilenica di idonea sezione. I cavi dovranno
essere posti in tubi e interrati nel terreno a una profondità di 0,5 m. Il collegamento degli
scaricatori all’impianto di terra avverrà con cavo unipolare con isolante di colore gialloverde di sezione non inferiore a 25mm2.
Quadri di parallelo CC
La realizzazione degli impianti prevede l’installazione di quadri di parallelo per ogni
impianto. Il quadro di parallelo permette il parallelo delle sezioni di sottocampo, provenienti
dalle rispettive cassette di parallelo. Il quadro elettrico dovrà essere di idonee dimensioni,
dovrà essere certificato e marchiato dal costruttore secondo le norme CEI 17-11 e dovrà
essere costituito da un contenitore da parete grado di protezione non inferiore a IP65 con
struttura in poliestere rinforzato con fibra di vetro, completo di sportello trasparente. I
quadri sono completi di accessori quali: morsetti passanti, guide DIN, pressacavi, isolatori,
cavi di collegamento, capicorda, numeri segna cavo, e cartelli monitori. Il collegamento tra
quadri di parallelo ed inverter dovrà essere realizzato con cavi unipolari in gomma
etilenpropilenica di idonea sezione .
Convertitore CC/CA
Il gruppo di conversione dovrà essere composto dal componente principale "inverter" e da
un insieme di componenti, quali filtri e dispositivi di sezionamento protezione e controllo,
che rendono il sistema idoneo al trasferimento della potenza dal generatore alla rete, in
conformità ai requisiti normativi, tecnici e di sicurezza applicabili.
Le caratteristiche principali sono riassunte qui di seguito:
•
inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza
clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non
idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a
quanto prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20;
•
funzione MPPT (Maximum Power Point Tracking) di inseguimento del punto a
massima potenza sulla caratteristica I-V del campo;
•
ingresso cc da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra,
ovvero con sistema IT;
•
sistema di monitoraggio della dispersione verso terra;
•
scaricatori di sovratensione lato cc;
•
rispondenza alle norme generali su EMC: Direttiva Compatibilità Elettromagnetica
(89/336/CEE e successive modifiche 92/31/CEE, 93/68/CEE e 93/97/CEE);
•
conformità marchio CE;
•
dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato
dal costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un
organismo di certificazione abilitato e riconosciuto;
•
possibilità di monitoraggio, di controllo a distanza e di collegamento a PC per la
raccolta e l’analisi dei dati di impianto (interfaccia seriale RS485).
L’inverter dovrà essere inoltre equipaggiato con proprio interruttore tripolare
Verifiche di progetto
Occorrerà verificare il coordinamento tra campo fotovoltaico e sistema di condizionamento
della potenza adottato. Andranno anzitutto verificati i limiti in tensione del sistema in
corrispondenza dei valori minimi e massimi di temperatura raggiungibili dai moduli. E’ poi
necessario che la corrente erogata dal campo nel punto di massima potenza non superi il
valore nominale del convertitore:
Gruppo di misura energia immissione/prelievo ( non per il pagamento dell’incentivo)
Gli impianti dovranno essere dotati di un gruppo di misura dell’energia realizzati tramite
contatore fiscale a 3 fili completo di trasformatori di misura TA 100/5A e TV 20000/100V. I
gruppi dovranno essere dotati di certificati UTF.
Quadri di generatore QI
L’armadio ove saranno alloggiate le protezioni del dispositivo di conversione dovrà essere
certificato e marchiato dal costruttore secondo le norme CEI 17-13 e dovrà essere
costituito da un contenitore da parete grado di protezione non inferiore a IP44 con struttura
in rinforzato con fibra di vetro o di metallo, completo di porta cieca, pannello posteriore,
montanti, telaio, base, pannelli laterali, pannelli sfinestrati e ciechi.
Quadri parallelo inverter
La sezione lato alternata dovrà essere dotata di gruppi di conversione. All’uscita del
quadro di parallelo si dovrà avere un trasformatore elevatore. L’armadio ove saranno
alloggiate gli apparecchi di parallelo dei gruppi di conversione dovrà essere certificato e
marchiato dal costruttore secondo le norme CEI 17-13 e dovrà essere costituito da un
contenitore da parete grado di protezione non inferiore a IP44 con struttura in rinforzato
con fibra di vetro o di metallo, completo di porta cieca, pannello posteriore, montanti,
telaio, base, pannelli laterali, pannelli sfinestrati e ciechi.
Quadro generale bassa tensione QGBT
L’armadio ove saranno alloggiate gli apparecchi di protezione dovrà essere certificato e
marchiato dal costruttore secondo le norme CEI 17-13 e dovrà essere costituito da un
contenitore da parete grado di protezione non inferiore a IP44 con struttura in rinforzato
con fibra di vetro o di metallo, completo di porta cieca, pannello posteriore, montanti,
telaio, base, pannelli laterali, pannelli sfinestrati e ciechi. Nel quadro dovrà essere
predisposta anche la protezione di interfaccia cui saranno asserviti i dispositivi di
interfaccia. La protezione di interfaccia, conforme alla Guida per le connessioni alla rete
elettrica di Enel distribuzione ed.1 e norme CEI applicabili, prevederà come minimo la
misura di:
tensioni concatenate;
frequenza (derivata da una tensione concatenata);
tensione omopolare.
Dovranno essere previste come minimo le protezioni di:
massima tensione;
minima tensione;
massima frequenza;
minima frequenza.
massima tensione omopolare.
La protezione dovrà essere costituita da contattore (DI1). Questo dovrà essere asservito
allo stesso relè d’interfaccia. L’uscita della protezione di interfaccia comanderà un
contattore
Nel quadro dovrà trovare posto anche un UPS di potenza non inferiore a 500VA di tipo online per garantire l’alimentazione all’impianto di illuminazione cabina ed agli ausiliari
elettrici (PG del pannello di protezione MT in particolare).
Tutti i dispositivi di manovra e protezione dovranno trovare posto su guida DIN da 35 mm.
Il quadro dovrà essere fornito completo di accessori quali: morsetti passanti, guide DIN,
cavi di collegamento, capicorda, numerini segnacavo, cartelli monitori e quant'altro
necessario per dare l'opera finita e a perfetta regola d'arte.
Cabina di trasformazione MT/BT
La cabina dovrà essere costituita da trasformatori in resina opportunamente dimensionati
e del tipo a bassissime perdite.
Il quadro MT dovrà essere equipaggiato con i seguenti elementi minimali:
- sezionatori a vuoto isolato in SF6 a monte dell’interruttore;
- sezionatore di terra a valle dell’interruttore interbloccato meccanicamente con
sezionatore controsbarre di linea;
- blocco a chiave su sezionatore di linea estraibile a linea aperta;
- comandi e interblocchi meccanici;
- derivatori capacitivi con lampade presenza tensione;
- trasformatori di corrente toroidali;
- interruttori sottovuoto 24kV 800A 16kA completo di:
- comando motore;
- sganciatore di apertura;
- sganciatore di chiusura;
- bobina di minima tensione;
- contatti ausiliari 4NA+4NC;
- blocco a chiave.
Il quadro di protezione dovrà prevedere come minimo un pannello di protezione con:
-
protezione di massima corrente bipolare a due soglie entrambe a tempo
indipendente definito;
-
protezione direzionale di terra a due soglie e massima corrente omopolare
adirezionale o protezione di massima corrente omopolare;
-
comandi di manovra interruttore e segnalazioni locali.
Le caratteristiche delle protezioni dovranno essere conformi alla norma CEI 0-16. Sulla
parte anteriore del pannello o dei moduli componenti, dovranno essere accessibili i
seguenti dispositivi:
i pulsanti di comando di apertura e chiusura interruttore;
Sul fronte del pannello dovranno essere previste le seguenti segnalazioni:
una segnalazione differenziata di pannello in funzione o in anomalia;
segnale memorizzato di scatto generico protezione di max. corrente;
segnale memorizzato di scatto generico protezione di terra;
posizione interruttore mediante LED che indichino:
-
interruttore aperto;
-
interruttore chiuso.
Il dispositivo di comando dell'interruttore dovrà:
-
emettere
comandi
di
apertura
dell'interruttore,
(come
conseguenza
dell'attività delle protezioni);
-
il comando di apertura dovrà permanere fino al ricadere dello stato logico di
scatto che l'ha determinato e comunque per un tempo minimo di 150 ms (per
garantire l’apertura dell’interruttore);
-
emettere comandi di apertura intenzionali e di chiusura intenzionali
dell'interruttore per effetto dell'azione sui pulsanti di comando manuale posti
sul fronte del pannello;
-
il comando dovrà permanere per un tempo minimo di 150 ms (per garantire
l’apertura dell’interruttore).
Impianto di terra
L’impianto di terra della cabina dovrà essere realizzato conformemente alle disposizioni
delle norme CEI applicabili ed alla Guida per le connessioni alla rete elettrica. La
formazione dovrà essere con treccia in rame nuda di sezione minima 35mm2 e picchetti in
acciaio zincato. Tutte le masse dovranno essere collegate all’impianto di terra con cavo
unipolare di colore giallo-verde o con corda nuda di idonea sezione e fili elementari.
Protezioni d’impianto
L’impianto dovrà essere dotato delle protezioni seguenti:
contro le sovratensioni indotte di origine atmosferica;
contro il primo guasto a terra;
contro i contatti diretti ed indiretti;
contro i sovraccarichi;
contro i cortocircuiti;
contro l’effetto isola elettrica.
I criteri minimi richiesti per il dimensionamento degli interruttori di protezione contro il
cortocircuito sono i seguenti:
•
cortocircuito all’inizio della linea protetta:
il
potere
di
interruzione
dell’interruttore dovrà essere superiore alla corrente di cortocircuito in quel punto e
l’energia passante dall’interruttore dovrà essere inferiore a quella sopportabile dalla
linea.
•
cortocircuito alla fine della linea protetta:
la minima corrente di cortocircuito
dovrà essere superiore alla soglia di intervento della protezione magnetica e
l’energia passante dall’interruttore dovrà essere inferiore a quella sopportabile dalla
linea.
•
Protezione dai contatti diretti: verrà verificato il coordinamento della protezione
differenziale con l’impianto di terrà o doppio isolamento, sistema IT ecc.
•
Dovrà essere effettuata la verifica della caduta di tensione e portata conduttori in
regime permanente nelle condizioni più gravose a 45°, sia per il collegamento
stringhe – cassette di parallelo con cavi unipolari, nonché per il Collegamento
cassette di parallelo - quadro di parallelo, con cavi unipolari. La portata del cavo
dovrà risultare superiore alla corrente di corto circuito erogata dall’impianto
fotovoltaico, come da indicazione della Guida CEI 82-25 per avere la conduttura
protetta al sovraccarico. Le linee dovranno essere protette da fusibili
•
La caduta di tensione complessiva dovrà risultare inferiore al limite massimo
imposto pari al 2% alla temperatura di 45°.
Protezione contro le scariche atmosferiche
Per la protezione contro le scariche atmosferiche è richiesta come minimo almeno per le
scariche indirette. Dovranno essere valutate in sede di gara le soluzioni proposte.
Materiali e Cavi elettrici
Il collegamento tra il centro di trasformazione ed il centro connessione alla rete
pubblica dovrà essere in cavo interrato.
Le caratteristiche principali del cavo di MT dovranno essere:
- Tensione nominale: 12/20 kV
- Tensione di isolamento: 24 kV
- Tensione massima nominale a impulso: 125 kV
- Tensione massima a frequenza industriale (30 min ): 50 Kv
Il cavo che dovrà essere utilizzato per i collegamenti di MT sara del tipo RG7H1R, le cui
caratteristiche principali sono el seguenti:
-
Conduttore: Alluminio- Semiconductore interno: strato di mescola semiconduttrice
applica per estrusione sopra il conduttore principale.
-
Isolamento: Polietileno reticolato (XLPE).
-
Semiconduttore esterno: Strato di mescola semicondruttrice non metallica
asportabile a caldo, applicata pet estrusione sopre il primo isolamento.
-
Schermo: fili di rame intrecciati. Sezione totale 16 mm2
-
Rivestimento isolante: Composto termoplatico a base di poliolefina esente di cloruro
ed altri composti contaminanti.
-
Tipo: RG7H1R
Struttura di sopporto
L'intervento in tutti e due impianti, dovrà essere previsto senza alcun getto di calcestruzzo,
in quanto i pannelli verranno montati su delle “vele”, costituite da supporti in conglomerato
cementizio armato , capaci di resistere al proprio peso, a quello dei pannelli ed a qualsiasi
sollecitazione esterna, di tipo climatico (neve e vento) e sismico, in accordo con le
caratteristiche geotecniche del terreno.
La struttura prevista in questa fase preliminare dovrà essere del tipo con struttura con
montante in conglomerato cementizio armato
di sezione adeguata, realizzata con
elementi modulari, ripetuti in file affacciate le une alle altre. Per il fissaggio dei pannelli ai
supporti di base dovranno essere utilizzati speciali sistemi che garantiscono sia di non
avere problemi di corrosione bimetallica, sia di limitare gli sforzi meccanici sul modulo.
(assenza di danneggiamenti accidentali) nel montaggio. Per il fissaggio dovrà essere
prevista bulloneria antitaccheggio.
Alla fine della vita dell'impianto, lo stesso si dovrà
poter rimuovere non apportando
alcuna alterazione al substrato.
Si dovranno utilizzare strutture di sostegno che permettano di realizzare l'impianto senza
lavori di movimento terra che possono modificare irreparabilmente il territorio
considerando anche la possibilità di reversibilità che ha un impianto del genere. Inoltre, nel
realizzare le vele dovranno rispettare i seguenti limiti dimensionali: altezza massima di 3 m
ca. e una minima di 1,30 m ( la tolleranza ammessa è del 10% salvo approvazioni diverse
del Responsabile del Procedimento). Tale quota consente anche la penetrazione di luce e
umidità che garantiscono il mantenimento del manto erboso sottostante e quindi permette
alla fauna locale di continuare a vivere in questi luoghi.
La disposizione a file parallele, disposte ad opportuna distanza per evitare fenomeni di
ombreggiamento, dovrà consentire di ottenere la massima produzione di energia.
L’aree consentono la realizzazione di campi fotovoltaici anche di maggiore potenza ma la
si è limitata ad una potenza di poco inferiore a 1MWp, eventualmente ampliabili in ulteriori
fasi successive. In appresso si riporta il calcolo proposto per lo sviluppo dell’esecutivo.
Dati
Grado di latitudine
Altezza del modulo (m)
Lunghezza fila (m)
File
Inclinazione modulo Beta (Gradi)
Calcolo delle zone d'ombra
Angolo d'ombra Alpha (Gradi)
Linea base a (m)
Altezza verticale b (m)
Distanza minima c (m)
Spartizione file (m)
44,50
30
21,9
2,77
1,60
4,02
6,75
i Cassino
La struttura della pensilina fotovoltaica dovrà essere realizzata con montanti centrali
spaziati reciprocamente in modo da consentire il parcamento degli autoveicoli nella parte
sottostante i pannelli. Si realizza in questo modo uno spazio di parcamento coperto per gli
utenti della attigua scuola materna. I montanti saranno tinteggiati con colori che li
evidenzino in modo tale da evitare possibili collisioni con i mezzi parcati.
Certificazione dei materiali della struttura
Le strutture si supporto dovranno essere
certificate e collaudate. Le prove e le
certificazioni da effettuare dovranno essere principalmente mirate alla realizzazione di una
struttura in grado di garantire la sua stabilità in occasione di ogni possibile imprevisto
prevedibile utilizzando la massima diligenza tecnico/scientifica.
Le certificazioni da allegare dovranno contenere:
• certificazione di qualità relativa all’impianto di produzione dei pali di supporto
• certificazione di qualità relativa alla zincatura a caldo dell’acciaio degli elementi di
collegamento;
• verifica della tipologia e della qualità degli eventuali elementi sacrificali anti corrosione
posti a salvaguardia della struttura effettuata da laboratorio indipendente e/o da laboratorio
universitario;
• verifica strutturale eseguita da laboratorio indipendente e/o da laboratorio universitario
e/o da professionista abilitato. In particolare è prevista una prima verifica strutturale
effettuata utilizzando una analisi FEM. A seguito della realizzazione dell’eventuale
prototipo campione dovranno essere effettuate prove di trazione verticale ed orizzontali
atte a verificare la stabilità della struttura sul sito di installazione.
• analisi geologica e di corrosività del suolo eseguita da laboratorio indipendente e/o da
laboratorio universitario;
La struttura portante dovrà essere in grado di sopportare le azioni gravanti sui pannelli e
su ogni modulo fotovoltaico considerando come minimo le seguenti forze:
-
forza peso;
-
carico neve;
-
azione del vento
-
azioni sismiche
Correnti vaganti
Il sede di redazione del progetto definitivo e della successiva elaborazione del progetto
esecutivo qualora si opti per elementi strutturali in metallo resta da verificare l’eventuale
presenza di correnti elettriche dette correnti disperse, di natura continua o alternata. La
corrente dispersa può investire le strutture metalliche interrate (strutture di sostegno
pannelli), alterandone lo stato elettrico; questa alterazione è definita interferenza (UNI
9783-90).
Protezioni e isolamenti delle strutture metalliche e degli impianti
In sede di redazione del progetto definito ed esecutivo -sempre con le premesse di cui al
punto precedente- si dovrà prevedere, in funzione della anche della analisi chimica del
terreno, il sistema di protezione e gli isolamenti delle strutture metalliche. In funzione delle
caratteristiche chimico fisiche specifiche dei terreni di ogni sito. Lo stesso dovrà risultare
dai dati rilevati dalla relazione geologica/ idrogeologica e geotecnica.
Oltre ai sistemi di protezione per le strutture di supporto: rivestimenti, protezione catodica,
isolamenti ecc, si dovranno porre in essere per i siti che possono essere oggetto di
fenomeni di allagamento tutti gli interventi tecnici da adottare per evitare che in caso di
allagamento la produzione dell’impianto si fermi.
Monitoraggio
Dovrà essere previsto un sistema di monitoraggio della produzione dell’impianto
fotovoltaico con collegamento ad internet dello stesso attraverso ponte di trasmissione o
modem GSM o attraverso linea telefonica in cavo. Il sistema dovrà essere composto dai
seguenti componenti: un dispositivo per l’alimentazione del sistema; un rilevatore dei dati
ambientali, in grado di misurare l’irraggiamento sul piano dei moduli, al quale sono inoltre
collegati un sensore della temperatura ambiente, un sensore della temperatura dei moduli
e un sensore del vento; un dispositivo per l’alimentazione del sistema; un dispositivo di
interfaccia tra gli inverter e la rete internet con trasmissione GSM o attraverso linea
telefonica in cavo.
Il
sistema
per
il
monitoraggio
dell’impianto
fotovoltaico
indicherà
la
potenza
istantaneamente prodotta, la produzione energetica giornaliera e la produzione energetica
totale dell’impianto, a partire dalla sua attivazione. Attraverso questo collegamento dovrà
essere possibile, per gli uffici comunali, verificare la produzione di ogni impianto con la
possibilità di stampare i report dei rendimenti di ogni campo.
Presso sede del Comune di San Felice sul Panaro in Via Mazzini 13, è stato installato in
remoto, un display posto nell’ingresso della sede municipale.
Il display, indica in tempo reale per ogni sito fotovoltaico già attivato:
la potenza istantaneamente prodotta;
la produzione energetica giornaliera;
la produzione energetica totale dell’impianto
le emissioni evitate di gas serra normalizzate
e dovrà essere implementato con i dati derivanti dai due nuovi impianti da 198 e
19KWp.
Sistema di videosorveglianza
Si evidenziano le caratteristiche cui ci si dovrà attenere per il monitoraggio degli impianti
con particolare riferimento all’impianto da 198 KWp.
L’impianto di videosorveglianza dovrà essere
composto da telecamere analogiche
disposte in modo da coprire l’intero impianto fotovoltaico. Queste dovranno essere
disposte in maniera tale da “auto-video sorvegliarsi”, cioè dovranno essere poste in
condizioni tali che ogni telecamera ne riesca a inquadrare almeno un’altra. Le telecamere
dovranno essere montate su pali di altezza minima di circa 4 metri.
La posizione di raccolta video memorizzerà in locale quanto riceve dalle telecamere e lo
trasmetterà ad un server remoto. Tale funzionalità è necessaria per preservare le
videoregistrazione in caso di manomissione della postazione locale di raccolta video.
Dovranno, comunque, essere installati videoregistratori digitali incaricati di ricevere i
segnali video e registrarli in forma digitale.
Antintrusione
Per rilevare la presenza di intrusi dentro l’area del sito recintato , dovrà essere installato
almeno un sistema perimetrale costituito da barriere a microonda.
Le barriere a microonda sono composte da due elementi: trasmettitore e ricevitore, che
installati uno di fronte all’altro creano un campo di protezione di dimensioni variabili.
Le barriere dovranno essere installate a zona con una lunghezza massima di 200 m. In
caso di mal funzionamento di una zona la telecamera del sistema di videosorveglianza più
vicina dovrà fare un controllo della zona al fine di evitare falsi allarmi.
Nell’interno degli edifici di trasformazione, di inversione, e di collegamento dovranno
essere installati rilevatori volumetrici.
La centrale di intrusione dovrà essere l’elemento incaricato di gestire i segnali di allarmi
provenienti dai sistemi di rilevamento, dovrà essere installata nel centro di controllo:
edificio ausiliare nel quale dovrà essere installato anche il centro di monitoraggio.
In caso di intrusione il sistema dovrà attivare un allarme acustico nel proprio recinto come
misura dissuasiva per l’intruso. Inoltre, dovrà essere inviato un segnale d’allarme a centri
di assistenza e sorveglianza privata.
L’alimentazione generale del sistema dovrà essere in corrente alternata normalizzata 220
VAC a 50 Hz. Per garantire che il sistema funzioni in caso di mancanza di energia elettrica
dovrà essere installato un soccorritore ausiliario.
Opere Civili
Vie di accesso e viabilità interna
Dovranno essere realizzate le vie di accesso ove assenti e la viabilità interna ai campi con
strade bianche realizzate con strato di 30 cm. di misto granulare stabilizzato compattato
posato su terreno opportunamente livellato e compattato previa posa di telo geotessile o
stabilizzazione a calce del sottofondo.
La larghezza delle strade dovrà essere di 4 m. il Lay-out interno del campo fotovoltaico da
198 KWp, dovrà prevedere la suddivisione dei campi fotovoltaici in aree circoscritte da
strade per permettere così l’accesso di veicoli riducendo al minimo la produzione di
polveri.
Strutture di supporto
Il posizionamento a terra della struttura metallica di supporto dei pannelli fotovoltaici e
montaggio dei pannelli fotovoltaici dovrà essere effettuata senza alcun getto di
calcestruzzo..
Canalizzazioni e vie cavi
Gli scavi per alloggiare le linee elettriche in corrente continua dovranno avere dimensioni
minime 0,40 x 0,80 m., all’interno degli scavi dovranno essere alloggiati tubi in polietilene a
doppia parete corrugati e di colore esterno rosso, con pareti interne lisce, le tubazioni
dovranno essere corredate di filo di guida resistente ed avranno un diametro esterno di
110 mm. Nel fondo dello scavo e per tutta la sua estensione dovrà essere collocato uno
strato di sabbia di uno spessore pari a 0,05 m sulla quale dovranno essere appoggiati i
tubi. Le tubazioni dovranno essere ricoperte da un ulteriore strato di sabbia di spessore
0,10 m. Lo scavo dovrà essere riempito finalmente dalla terra di risulta dello scavo stesso.
La parte inferiore dei tubi dovrà essere ad una distanza minima di 50 cm dal livello del
terreno.
L’unione dei tubi che costituiscono la canalizzazione dovrà essere realizzata mediante
appositi connettori.. Inoltre nello stesso scavo dovrà essere installato il cavo per la rete di
terra.
Cabine elettriche
Dovranno essere realizzate delle solette armate per il successivo posizionamento delle
cabine realizzate con manufatto in elementi prefabbricati per ospitare la cabina ENEL ed i
locali tecnici e di servizio, degli impianti fotovoltaici, completi di tutto quanto necessario
per dare i locali utilizzabili. Si potrà utilizzare, con riferimento alle specifiche tecniche
indicate nella TICA di pertinenza, quanto disponibile in termini di spazi utilizzabili nella
cabina già realizzata a servizio dell’impianto denominato “Vallicelletta” affiancando al
manufatto esistente gli ulteriori elementi necessari che dovranno a questo armonizzarsi in
termini di altezza e conformazione.
Recinzione ed opere di mitigazione
Per il sito da 198KWp , lungo i confini dovrà essere realizzata una recinzione composte
da paletti in ferro e rete metallica, per un’ altezza complessiva di circa 2,50 metri.
Internamente a tale delimitazione dovranno essere posizionate delle siepi autoctone, per
esempio carpino bianco (Carpinus betulus) o nocciolo (corylus avellena), lungo tutto il
perimetro del lotto, al fine di ottenere una opportuna schermatura dell’impianto
mitigandone l’impatto visivo.
Le recinzioni e le siepi dovranno comunque garantire, con aperture nella parte inferiore un
idoneo passaggio di aria per la necessaria ventilazione del campo fotovoltaico.
.
La schermatura sulle recinzioni laterali permetterà una visione dell’impianto dalla strada e
dai lotti limitrofi molto limitata, senza che esso vada quindi ad impattare eccessivamente
nel paesaggio circostante.
Norme tecniche e raccomandazioni tecniche di riferimento
Leggi e decreti
Decreto Legislativo n. 504 del 26-10-1995, aggiornato 1-06-2007
Testo Unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative
sanzioni penali e amministrative.
Direttiva CE n. 77 del 27-09-2001: sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche
rinnovabili nel mercato dell'elettricità (2001/77/CE).
Decreto Legislativo n. 387 del 29-12-2003: attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione
dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità.
Legge n. 239 del 23-08-2004: riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle
disposizioni vigenti in materia di energia.
Decreto Legislativo n. 192 del 19-08-2005: attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento
energetico nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 311 del 29-12-2006: disposizioni correttive ed integrative al decreto legislativo 19
agosto 2005, n. 192, recante attuazione della direttiva 2002/91/CE, relativa al rendimento energetico
nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 26 del 2-02-2007: attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro
comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità.
Decreto Legge n. 73 del 18-06-2007: testo coordinato del Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73.
Decreto Legislativo del 30-05-2008: attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi
finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE.
Decreto 2-03-2009: disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare.
Sicurezza:
D.Lgs. 81/2008 (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di
lavoro;
DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici.
DECRETO 6-08-2010: Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica
della fonte solare.
Legge n. 244 del 24-12-2007 (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del bilancio annuale
e pluriennale dello Stato.
Decreto Attuativo 18-12-2008 - Finanziaria 2008
Norme Tecniche
CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e
a1500 V in corrente continua.
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria.
CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensionecorrente.
CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di
riferimento.
CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici
per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.
CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete.
CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del
progetto e omologazione del tipo.
CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e
approvazione di tipo.
CEI EN 50380 (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici.
CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media
e Bassa tensione.
CEI EN 62093 (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in
condizioni ambientali naturali.
CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti - Sezione 2: Limiti per
le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase).
CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da
equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.
CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione
(quadri BT). Serie composta da:
CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1): apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature
parzialmente soggette a prove di tipo (ANS).
CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2): prescrizioni particolari per i condotti sbarre.
CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3): prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate di protezione e di
manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addestrato ha accesso al loro uso Quadri di distribuzione (ASD).
CEI EN 60445 (CEI 16-2): principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina, marcatura e
identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori designati e
regole generali per un sistema alfanumerico.
CEI EN 60529 (CEI 70-1): gradi di protezione degli involucri (codice IP).
CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per
sistemi a corrente alternata.
CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI 20-91: cavi elettrici con isolamento e guaina elastomerici senza alogeni non propaganti la fiamma con
tensione nominale non superiore a 1.000V in Corrente Alternata e 1.500V in Corrente Continua per
applicazioni in impianti fotovoltaici.
CEI EN 62305 (CEI 81-10): protezione contro i fulmini.
Serie composta da:
CEI EN 62305-1 (CEI 81-10/1): principi generali.
CEI EN 62305-2 (CEI 81-10/2): valutazione del rischio.
CEI EN 62305-3 (CEI 81-10/3): danno materiale alle strutture e pericolo per le persone.
CEI EN 62305-4 (CEI 81-10/4): impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture.
CEI 81-3: valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato.
CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.
CEI 0-3: guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi allegati per la legge n. 46/1990.
CEI 0-16: regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle
imprese distributrici di energia elettrica.
UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
CEI EN 61724 (CEI 82-15): rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la misura, lo
scambio e l'analisi dei dati.
CEI 13-4: sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica.
CEI EN 62053-21 (CEI 13-43): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2).
EN 50470-1 ed EN 50470-3 in corso di recepimento nazionale presso CEI.
CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari Parte 23: Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3).
CEI 64-8, parte 7, sezione 712: sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione.
Delibere AEEG
Connessione:
Delibera ARG/elt 33/08: condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell'energia elettrica
a tensione nominale superiore ad 1 kV.
Delibera ARG-elt -n.119-08: disposizioni inerenti l'applicazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia
elettrica e il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in materia di
connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV. Ritiro dedicato:
Delibera ARG-elt n. 280-07: modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell'energia elettrica ai
sensi dell'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387-03, e del comma 41
della legge 23 agosto 2004, n. 239-04.
DK 5940 Direttiva Enel
DK5310: Modalità e condizioni contrattuali da parte di Enel distribuzione del servizio di connessione alla rete
elettrica con tensione nominale superiore ad un 1kV.
DK5600 :criteri di allacciamento di clienti alla rete MT della distribuzione.
DK5740: criteri di allacciamento di impianti di produz alla rete MT di Enel Distribuzione
Servizio di misura:
Delibera ARG-elt n. 88-07: disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti
digenerazione.
Tariffe:
Delibera ARG-elt n. 111/06: condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell'energia
elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse su base di merito
economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
Delibera ARG-elt n.156-07: approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia
elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di
salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07.
Allegato A TIV Delibera A RG-elt n. 156-07: testo integrato delle disposizioni dell'Autorita' per l'energia
elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di
salvaguardia ai clienti finali ai sensi del Decreto Legge 18 giugno 2007 n. 73/07.
Delibera ARG-elt n. 171-08: definizione per l'anno 2009 del corrispettivo di gradualità per fasce applicato
all'energia elettrica prelevata dai punti di prelievo in bassa tensione diversi dall'illuminazione pubblica, non
trattati monorari e serviti in maggior tutela o nel mercato libero.
Delibera ARG-elt n. 188-08: aggiornamento per l'anno 2009 delle tariffe per l'erogazione dei servizi di
trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica e delle condizioni economiche per l'erogazione del
servizio di connessione.
Delibera ARG-elt n. 190-08: aggiornamento per il primo trimestre 2009 (1 gennaio – 31 marzo) delle
condizioni economiche del servizio di vendita di maggior tutela e modifiche al TIV e al TIT.
Delibera ARG-elt n. 191-08: aggiornamento per il trimestre gennaio – marzo 2009 delle componenti
tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico, di ulteriori componenti. Istituzione
della componente tariffaria UC7 e modificazioni dell'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 29 dicembre
2007, n. 348/07.
Delibera ARG-elt n. 348-07: testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per
l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di
regolazione 2008-2011 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l'erogazione del servizio di
connessione.
Delibera ARG-elt n. 349-07: prezzi di commercializzazione nella vendita di energia elettrica (PCV)
nell'ambito del servizio di maggior tutela e conseguente la emunerazione agli esercenti la maggior tutela.
Modificazioni della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 27 giugno 2007 n. 156/07 (TIV).
Delibera ARG-elt n. 353-07: aggiornamento delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri
generali del sistema elettrico, di ulteriori componenti e disposizioni alla Cassa conguaglio per il settore
elettrico.
TICA:
Delibera ARG-elt n.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 ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia
elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA).
Delibera ARG-elt n. 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 ARG-elt n. 179-08: modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il
gas ARG/elt 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.
TISP:
Delibera ARG-elt n. 188-05: definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l'erogazione delle tariffe
incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell'articolo 9 del decreto del Ministro delle attività
produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 28 luglio 2005 (deliberazione
n. 188/05).
Delibera ARG-elt n. 260-06: modificazione ed integrazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia
elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05 in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti
fotovoltaici.
Delibera ARG-elt n. 74-08 TISP: testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo
scambio sul posto (TISP).
Delibera ARG-elt n. 184-08: disposizioni transitorie in materia di scambio sul posto di energia elettrica.
Delibera ARG-elt n.1-09: attuazione dell'articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e dell'articolo 20 del
decreto ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti
rinnovabili tramite la tariffa fissa onnicomprensiva e di scambio sul posto.
TEP:
Delibera EEN 3/08: aggiornamento del fattore di conversione dei kWh in tonnellate equivalenti di petrolio
connesso al meccanismo dei titoli di efficienza energetica.
Prezzi minimi:
Delibera ARG-elt n. 109-08: revisione dei prezzi minimi garantiti di cui alla deliberazione dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas 6 novembre 2007, n. 280/07.
Agenzia delle Entrate
Circolare n. 46/E del 19/07/2007: articolo 7, comma 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 –
Disciplina fiscale degli incentivi per gli impianti fotovoltaici.
Circolare n. 66 del 06/12/2007: tariffa incentivante art. 7, c. 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n.
387. Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007 - Precisazione.
Circolare n. 38/E del 11/04/2008: articolo 1, commi 271-279, della legge 27 dicembre 2006, n. 296 –
Credito d'imposta per acquisizioni di beni strumentali nuovi in aree svantaggiate.
Risoluzione n. 21/E del 28/01/2008: istanza di Interpello– Aliquota Iva applicabile alle prestazioni di servizio
energia - nn. 103) e 122) della Tabella A, Parte terza, d.P.R. 26/10/1972, n. 633 - Alfa S.p.A.
Risoluzione n. 22/E del 28/01/2008: istanza di Interpello - Art. 7, comma 2, d. lgs. vo n. 387 del 29
dicembre 2003.
Risoluzione n. 61/E del 22/02/2008: trattamento fiscale ai fini dell'imposta sul valore aggiunto e
dell'applicazione della ritenuta di acconto della tariffa incentivante per la produzione di energia fotovoltaica
di cui all'art. 7, comma 2, del d.lgs. n. 387 del 29 dicembre 2003.
Risoluzione n. 13/E del 20/01/2009: istanza di interpello – Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 – Gestore
dei Servizi Elettrici, SPA –Dpr 26 ottobre 1972, n. 633 e Dpr 22 dicembre 1986, n. 917.
Risoluzione n. 20/E del 27/01/2009: interpello - Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 - ALFA – art.9 , DM 2
febbraio 2007.
Agenzia del Territorio
Risoluzione n. 3/2008: accertamento delle centrali elettriche a pannelli fotovoltaici.
GSE
Guida al nuovo Conto Energia, ed. 3 - marzo 2009.
Guida agli interventi validi ai fini del riconoscimento dell'integrazione architettonica del fotovoltaico.
Regole tecniche sulla disciplina dello scambio sul posto, ed. 1. Estratto della risoluzione della
Agenzia delle Entrate: “trattamento fiscale del contributo in conto scambio di cui alla delibera AEEG
n.74/2008“.
Decreto 05/05/2011
I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in
materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano applicabili.
Definizioni
Rete Elettrica
Distributore
Persona fisica o giuridica responsabile dello svolgimento di attività e procedure che determinano il
funzionamento e la pianificazione della rete elettrica di distribuzione di cui è proprietaria.
Rete del distributore
Rete elettrica di distribuzione AT, MT e BT alla quale possono collegarsi gli utenti.
Rete BT del distributore
Rete a tensione nominale superiore a 50 V fino a 1.000 V compreso in c.a.
Rete MT del distributore
Rete a tensione nominale superiore a 1.000 V in c.a. fino a 30.000 V compreso.
Utente Soggetto che utilizza la rete del distributore per cedere o acquistare energia elettrica.
Gestore di rete
Il Gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della
gestione della rete elettrica con obbligo di connessione di terzi a cui è connesso l’impianto (Deliberazione
dell’AEEG n. 28/06).
Gestore Contraente
Il Gestore Contraente è l’impresa distributrice competente nell’ambito territoriale in cui è ubicato l’impianto
fotovoltaico (Deliberazione dell’AEEG n. 28/06).
Soggetto responsabile
Il soggetto responsabile è la persona fisica o giuridica responsabile della realizzazione e dell'esercizio
dell'impianto fotovoltaico.
Definizioni - Impianto Fotovoltaico
Angolo di inclinazione (o di Tilt)
Angolo di inclinazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al piano orizzontale (da IEC/TS 61836).
Angolo di orientazione (o di azimut)
L’angolo di orientazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al meridiano corrispondente. In pratica,
esso misura lo scostamento del piano rispetto all’orientazione verso SUD (per i siti nell’emisfero terrestre
settentrionale) o verso NORD (per i siti nell’emisfero meridionale). Valori positivi dell’angolo di azimut
indicano un orientamento verso ovest e valori negativi indicano un orientamento verso est (CEI EN 61194).
BOS (Balance Of System o Resto del sistema)
Insieme di tutti i componenti di un impianto fotovoltaico, esclusi i moduli fotovoltaici.
Generatore o Campo fotovoltaico
Insieme di tutte le schiere di moduli fotovoltaici in un sistema dato (CEI EN 61277).
Cella fotovoltaica
Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera elettricità quando viene esposto alla radiazione solare (CEI
EN 60904-3). Si tratta sostanzialmente di un diodo con grande superficie di giunzione, che esposto alla
radiazione solare si comporta come un generatore di corrente, di valore proporzionale alla radiazione
incidente su di esso.
Condizioni di Prova Standard (STC)
Comprendono le seguenti condizioni di prova normalizzate (CEI EN 60904-3):
– Temperatura di cella: 25 °C ±2 °C.
– Irraggiamento: 1000 W/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5).
Effetto fotovoltaico
Fenomeno di conversione diretta della radiazione elettromagnetica (generalmente nel campo della luce
visibile e, in particolare, della radiazione solare) in energia elettrica mediante formazione di coppie elettronelacuna all’interno di semiconduttori, le quali determinano la creazione di una differenza di potenziale e la
conseguente circolazione di corrente se collegate ad un circuito esterno.
Efficienza nominale di un generatore fotovoltaico
Rapporto fra la potenza nominale del generatore e l’irraggiamento solare incidente sull’area totale dei
moduli, in STC; detta efficienza può essere approssimativamente ottenuta mediante rapporto tra la potenza
nominale del generatore stesso (espressa in kWp) e la relativa superficie (espressa in m2), intesa come
somma dell’area dei moduli.
Efficienza nominale di un modulo fotovoltaico
Rapporto fra la potenza nominale del modulo fotovoltaico e il prodotto dell’irraggiamento solare standard
(1000 W/m2) per la superficie complessiva del modulo, inclusa la sua cornice.
Efficienza operativa media di un generatore fotovoltaico
Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.c. dal generatore fotovoltaico e l’energia solare incidente
sull’area totale dei moduli, in un determinato intervallo di tempo.
Efficienza operativa media di un impianto fotovoltaico
Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.a. dall’impianto fotovoltaico e l’energia solare incidente sull’area
totale dei moduli, in un determinato intervallo di tempo.
Energia elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico
L’energia elettrica (espressa in kWh) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della corrente continua in
corrente alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del distributore.
Gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata (o Inverter)
Apparecchiatura, tipicamente statica, impiegata per la conversione in corrente alternata della corrente
continua prodotta dal generatore fotovoltaico.
Impianto (o Sistema) fotovoltaico
Impianto di produzione di energia elettrica, mediante l’effetto fotovoltaico; esso è composto dall’insieme di
moduli fotovoltaici (Campo fotovoltaico) e dagli altri componenti (BOS), tali da consentire di produrre energia
elettrica e fornirla alle utenze elettriche e/o di immetterla nella rete del distributore.
Impianto (o Sistema) fotovoltaico collegato alla rete del distributore
Impianto fotovoltaico in grado di funzionare (ossia di fornire energia elettrica) quando è collegato alla rete del
distributore.
Inseguitore della massima potenza (MPPT)
Dispositivo di comando dell’inverter tale da far operare il generatore fotovoltaico nel punto di massima
potenza. Esso può essere realizzato anche con un convertitore statico separato dall’inverter, specie negli
impianti non collegati ad un sistema in c.a.
Energia radiante
Energia emessa, trasportata o ricevuta in forma di onde elettromagnetiche.
Irradiazione
Rapporto tra l’energia radiante che incide su una superficie e l’area della medesima superficie.
Irraggiamento solare
Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su una superficie di area unitaria. Tale intensità è
pari all’integrale della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello spettro solare (CEI EN 609043).
Modulo fotovoltaico
Il più piccolo insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e protette dall’ambiente circostante (CEI EN 609043).
Modulo fotovoltaico in c.a.
Modulo fotovoltaico con inverter integrato; la sua uscita è solo in corrente alternata: non è possibile l’accesso
alla parte in continua (IEC 60364-7-712).
Pannello fotovoltaico
Gruppo di moduli fissati insieme, preassemblati e cablati, destinati a fungere da unità installabili (CEI EN
61277).
Perdite per mismatch (o per disaccoppiamento)
Differenza fra la potenza totale dei dispositivi fotovoltaici connessi in serie o in parallelo e la somma delle
potenze di ciascun dispositivo, misurate separatamente nelle stesse condizioni. Deriva dalla differenza fra le
caratteristiche tensione corrente dei singoli dispositivi e viene misurata in W o in percentuale rispetto alla
somma delle potenze (da IEC/TS 61836).
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un generatore fotovoltaico
Potenza elettrica (espressa in Wp), determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime o di
picco o di targa) di ciascun modulo costituente il generatore fotovoltaico, misurate in Condizioni di Prova
Standard (STC).
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un impianto fotovoltaico
Per prassi consolidata, coincide con la potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) del suo
generatore fotovoltaico.
Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) di un modulo fotovoltaico
Potenza elettrica (espressa in Wp) del modulo, misurata in Condizioni di Prova Standard (STC).
Potenza effettiva di un generatore fotovoltaico
Potenza di picco del generatore fotovoltaico (espressa in Wp), misurata ai morsetti in corrente continua dello
stesso e
riportata alle Condizioni di Prova Standard (STC) secondo definite procedure (CEI EN 61829).
Potenza prodotta da un impianto fotovoltaico
Potenza di un impianto fotovoltaico (espressa in kW) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della
corrente continua in corrente alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del
distributore.
Radiazione solare
Integrale dell’irraggiamento solare (espresso in kWh/m2), su un periodo di tempo specificato (CEI EN 609043).
Sottosistema fotovoltaico
Parte del sistema o impianto fotovoltaico; esso è costituito da un gruppo di conversione c.c./c.a. e da tutte le
stringhe fotovoltaiche che fanno capo ad esso (vedi par. 4.4.1).
Stringa fotovoltaica
Insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in serie per ottenere la tensione d’uscita desiderata.
Temperatura nominale di lavoro di una cella fotovoltaica (NOCT)
Temperatura media di equilibrio di una cella solare all’interno di un modulo posto in particolari condizioni
ambientali (irraggiamento: 800 W/m2, temperatura ambiente: 20 °C, velocità del vento: 1 m/s),
elettricamente a circuito aperto ed installato su un telaio in modo tale che a mezzogiorno solare i raggi
incidano normalmente sulla sua superficie esposta
(CEI EN 60904-3).
