Norme Tecniche

STEPRA
Soc. Cons. a r.l.
SVILUPPO TERRITORIALE DELLA PROVINCIA DI RAVENNA
NORMATIVA TECNICA DI CAPITOLATO PER
LA FORNITURA, POSA DI IMPIANTO FOTOVOLTAICO A TERRA DA 900
900,
00,24
SITO IN via Quarantola, LUGO (RA)
TAV. EE-6
PROGETTISTA ing. PAOLO GIUNCHI
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.1
INDICE
1
1.1
2
2.1
3
2.2
4
OGGETTO DELLA CONCESSIONE
5
Osservanza di leggi, regolamenti e norme in materia di concessione
DEFINIZIONI
5
6
Impianto connesso alla rete del distributore
6
DESCRIZIONE GENERALE
7
Descrizione del sistema
7
PRESCRIZIONI GENERALI
7
4.1
Legislazione applicabile ai sistemi fotovoltaici
4.2
Normative applicabili
8
4.3
Protezioni contro i sovraccarichi
10
4.3.1
4.4
4.4.1
4.5
4.5.1
4.6
Protezioni contro i sovraccarichi lato corrente continua
Protezioni contro i cortocircuiti
7
10
10
Protezioni lato corrente continua (FV)
11
Protezioni contro i contatti diretti
12
Prescrizioni particolari per impianto fotovoltaico
Protezioni contro i contatti indiretti
12
12
4.6.1
Prescrizioni particolari per componenti classe I (FV)
12
4.6.2
Prescrizioni particolari per componenti classe II (FV)
13
4.7
4.7.1
5
5.1
Dimensionamento dei conduttori di fase
Cavi
13
13
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
14
Dimensionamento dei conduttori (FV)
14
5.1.1
Cavi
15
5.1.2
Prescrizioni particolari per le condutture (FV)
16
5.1.3
Cavi in corrente continua
16
5.2
Dati climatici e ambientali
16
5.3
Destinazione d’uso e vincoli
17
5.4
Dimensionamento energetico
17
5.4.1
Disponibilita’ fonte solare
17
5.4.2
Rilievo clinometrico
18
5.4.3
Area di installazione
18
5.4.4
Installazione su superficie orizzontale
19
5.4.5
Guadagno energetico preventivato
19
5.5
5.5.1
5.6
Dimensionamento meccanico
20
Parametri di dimensionamento
21
Dimensionamento elettrico
21
5.6.1
Configurazione di impianto
22
5.6.2
Moduli fotovoltaici
25
5.6.3
Protezioni dei moduli
26
5.6.4
Scelta della tensione del generatore FV
26
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.2
5.6.5
Sistema elettrico del generatore fotovoltaico
27
5.6.6
Dati riepologativi del generatore fotovoltaico
29
5.6.7
Inverter per sistemi connessi
30
5.6.8
Quadro di campo
32
5.6.9
Quadro di rete
34
5.6.10
Protezioni contro le sovratensioni
36
Sistema di misura (non fiscale)
37
5.7.1
5.7
Sistema di misura (non fiscale)
37
5.7.2
Monitoraggio analitico: segnali previsti
38
6
6.1
PARALLELO CON LA RETE DEL DISTRIBUTORE
Connessione alla rete BT del distributore (>20kw)
38
38
6.1.1
TA E TV di protezione
39
6.1.2
TA E TV di misura
39
6.1.3
Prescrizioni ENEL
40
6.1.4
Misura dell’energia (BT>20kW)
41
6.1.5
Gruppi di misura (BT>20kW)
41
Misure antifrode (connessione BT)
42
6.1.6
6.2
Connessione alla rete MT del distributore
42
6.2.1
TA e TV di protezione
42
6.2.2
TA e TV di misura
43
6.2.3
Misura dell’energia (BT>20kW)
43
6.2.4
Gruppi di misura (BT>20kW)
44
6.2.5
Prescrizioni ENEL
44
6.2.6
Misure antifrode (connessione MT)
45
6.2.7
Documentazione di allaccio ENEL rete MT
46
7
VALUTAZIONI ECONOMICHE
46
7.1
Conto energia e tariffe incentivanti
46
7.2
Gestione dell’energia prodotta
47
7.3
Vendita dell’energia
47
7.4
Efficienza dell’impianto
7.4.1
7.5
8
8.1
8.1.1
48
Impianto situato nell’Italia settentrionale
19-02Rispondenza ai requisiti tecnici dell’allegato 1 all’ex DM 19
02-2007
IMPIANTI E SISTEMI DI SUPPORTO
48
49
50
SISTEMA
SISTEMA DI AUTOMAZIONE E TELECONTROLLO (FV)
50
Automazione e telecontrollo per la segnalazione remota dell’energia prodotta e per la
segnalazione di guasti e anomalie
50
8.1.2
Sistema di BUS
51
8.1.3
Unità centrale
51
8.1.4
Orologio astronomico-crepuscolare
52
8.1.5
Moduli periferici
52
8.2
Linea telefonica ADSL
53
8.3
Impianto di allarme antintrusione ed antieffrazione
53
8.3.1
Messa a terra funzionale per impianti antintrusione ed antieffrazione
53
8.3.2
Centrale impianto anti-intrusione ed antieffrazione ed organi di comando
53
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.3
8.3.3
Rivelatori per impianto antintrusione ed antieffrazione
8.3.4
Alimentazione impianti antintrusione ed antief-frazione
55
8.3.5
Dispositivi di allarme acustici ed ottici per impianti antintrusione ed antieffrazione
55
8.4
Impianto di videosorveglianza, TVCC (FV)
8.5
Teletrasmissione
54
55
56
8.5.1
Teletrasmissione degli allarmi per impianti antintrusione ed antieffrazione
56
8.5.2
Teletrasmissione dei segnali di videosorveglianza
57
8.5.3
Teletrasmissione dei valori di misurazione dell’impianto di produzione
57
9
ILLUMINAZIONE ESTERNA
58
9.1
Normativa di riferimento per illuminazione esterna.
58
9.2
Prestazioni illuminotecniche
58
9.3
Prestazioni elettriche.
59
9.4
Prescrizioni riguardanti i circuiti
59
9.5
Impianto di terra.
61
9.6
Pali e mensole di sostegno armature stradali
61
9.7
Corpi illuminanti
62
9.8
Lampade
63
9.9
Cavi elettrici
63
9.10
Giunzioni dei cavi
64
9.11
Quadri elettrici di comando.
64
10
OPERE EDILI
65
10.1
Scavi per opere elettriche
65
10.2
Cavidotto interrato
interrato
65
10.3
Blocchi di fondazione per pali.
65
10.4
Blocchi di fondazione per quadri di comando e/o sezionamento
66
10.5
Pozzetti
67
10.6
Recinzione esterna
67
11
DOCUMENTAZIONE A CARICO DEL CONCESSIONARIO.
CONCESSIONARIO.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.4
68
IMPIANTO CONNESSO ALLA RETE IN REGIME DI CESSIONE TOTALE DI
POTENZA SUPERIORE A 20KW.
20KW.
1
OGGETTO DELLA
DELLA CO
CONCESSIONE
Realizzazione, gestione
e manutenzione
per
l’intera durata della
tariffa incentivante
dell’impianto fotovoltaico di potenza pari a 900,
900,24 kWp,
kWp nell’area industriale di Lugo (RA) via
Quarantola nei pressi di Fusignano.
La concessione comprende inoltre la realizzazione dei seguenti impianti e sistemi di supporto:
-
un impianto di telecontrollo per la segnalazione remota dell’energia prodotta;
-
un impianto di telecontrollo per la segnalazione di guasti e malfunzionamenti;
-
un impianto di misurazione della radiazione solare.
-
un impianto di anti-intrusione;
-
un impianto di videosorveglianza.
-
un impianto di illuminazione esterna del sito.
Costituiscono parte integrante della concessione i collaudi, la presentazione al GSE dell’istanza
per l’ottenimento della tariffa incentivante (conto energia), la presentazione al GSE dell’istanza
di ritiro dedicato dell’energia elettrica, fino alla sottoscrizione della convenzione con il GSE da
parte del Concedente nonchè la comunicazione all’agenzia delle dogane e successivi atti
amministrativi.
Rimane escluso dalla presente concessione la realizzazione dell’impianto per la connessione
alla rete elettrica del Distributore.
1.1
Osservanza di leggi, regolamenti e norme in materia di concessione
La concessione, oltre che dalle norme del presente Capitolato speciale, del Capitolato Generale
d’Appalto dei Lavori Pubblici, approvato con Decreto Ministero dei Lavori Pubblici n° 145 del
19/04/2000 e del Regolamento approvato con D.P.R. n° 207/2010, è regolato da tutte le Leggi
Statali e Regionali e relativi regolamenti, dalle Istruzioni Ministeriali vigenti, inerenti e
conseguenti la materia di concessione e di esecuzione di opere pubbliche, che il
Concessionario, con la firma del contratto, dichiara di conoscere integralmente impegnandosi
all’osservanza delle stesse.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.5
2
DEFINIZIONI
Effetto fotovoltaico: fenomeno di conversione diretta della radiazione elettromagnetica in
energia elettrica tramite formazione di coppie elettrone-lacuna nei semiconduttori, che
determinano la creazione di una differenza di potenziale e quindi di una corrente se collegate a
un circuito esterno;
Cella ffotovoltaica
otovoltaica: dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera elettricità se viene esposto
alla radiazione solare. E’ un diodo con grande superficie di giunzione che si comporta come un
generatore di corrente di valore proporzionale alla radiazione incidente;
Modulo fotovoltaico: il più piccolo insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e protette
dall’ambiente esterno;
Pannello fotovoltaico: gruppo di moduli fissati assieme, preassemblati e cablati, destinati a
funzionare da unità installabili;
Stringa ffotovoltaica
otovoltaica: insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in serie per ottenere
in uscita la tensione desiderata;
Schiera fotovoltaica: complesso meccanico integrato di moduli insieme alla loro struttura di
supporto ad esclusione di fondazioni, inseguitore, dispositivo di controllo termico e altri
componenti similari, realizzato per formare un’unità che generi potenza in corrente continua;
Campo fotovoltaico o generatore fotovoltaico (generatore FV): insieme di tutte le schiere di
moduli fotovoltaici in un sistema;
Inverter: apparecchiatura, tipicamente statica, per la conversione in corrente alternata della
corrente continua prodotta dall’installazione;
Punto di consegna: confine tra la rete del distributore e la rete dell’utente, dove l’energia
scambiata è contabilizzata e dove avviene la separazione funzionale tra rete del distributore e
rete dell’utente. La posizione del punto di consegna e le responsabilità delle parti cambiano a
seconda che l’utente sia attivo o passivo;
Punto di misura: punto in cui è misurata l’energia elettrica immessa e/o prelevata dalla rete;
Utente attivo: soggetto che converte l’energia primaria in energia elettrica mediante impianti di
produzione allacciati alla rete di distribuzione;
Utente passivo: soggetto che utilizza l’energia elettrica mediante impianti di consumo allacciati
alla Rete di distribuzione.
2.1
Impianto connesso alla rete del distributore
Gli impianti fotovoltaici saranno di tipo connesso alla rete: questo tipo di sistema presenta un
collegamento diretto con la rete elettrica del distributore e potrà pertanto cedere l’energia
elettrica prodotta oppure scambiare energia elettrica (es. vendendo alla rete nazionale l'energia
prodotta in eccesso dai pannelli solari rispetto al consumo).
Gli
elementi
che
costituiscono
l’impianto
fotovoltaico
connesso
essenzialmente:
moduli fotovoltaici (generatore fotovoltaico);
Quadri di controllo generatore FV (quadri di campo);
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.6
alla
rete
saranno
Convertitore c.c./a.c. (inverter);
Quadro di interfaccia con la rete.
3
DESCRIZIONE
DESCRIZIONE GENERALE
L’intervento consiste nella reaIizzazione di quanto segue:
- un impiant
impianto
o elettrico
elettrico fotovoltaico
fotovoltaico di potenza nominale 900,
900, 24 kWp (±
( 1%),
1%) da connettere
alla rete elettrica in regime di cessione totale;
2.2
-
un impianto di telecontrollo per la segnalazione remota dell’energia prodotta;
-
un impianto di telecontrollo per la segnalazione di guasti e malfunzionamenti;
-
un collegamento ADSL per trasmissione dati;
-
un impianto di anti-intrusione;
-
un impianto di videosorveglianza.
-
un impianto di illuminazione esterna del sito.
Descrizione del sistema
Si tratta di un impianto fotovoltaico connessi alla rete elettrica, con proprio punto di
connessione in media tensione. Per la descrizione dettagliata dell’impianto fare riferimento alla
specifica Relazione Tecnica di Progetto esecutivo.
4
PRESCRIZIONI GENERALI
Il presente capitolo fornisce i criteri generali da adottarsi per quanto riguarda la realizzazione
degli impianti sopra descritti per:
La protezione delle condutture contro le sovracorrenti (sovraccarichi e cortocircuiti);
La protezione contro i contatti elettrici accidentali (diretti ed indiretti);
Il dimensionamento dei conduttori.
In base alla destinazione finale d’uso degli ambienti interessati, dovranno essere rispettate le
disposizioni legislative e normative definite rispettivamente ai paragrafi “Legislazione
applicabile” e “Normative applicabili”.
4.1 Legislazione applicabile ai sistemi fotovoltaici
Dovranno essere altresì rispettate le prescrizioni dettate dalle seguenti disposizioni legislative:
Legge n. 186/1968: “Disposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature,
macchinari, installazioni ed impianti elettrici ed elettronici”;
D.L.g.s. n. 81/2008: “Testo unico sulla sicurezza sul lavoro”;
Legge 791/77: “attuazione della direttiva europea n°73/23/CEE - Direttiva Bassa Tensione”;
DM 16/02/82: “Elenco delle attività soggette al controllo dei vigili del fuoco“;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.7
Decreto legislativo 25 novembre 1996 n°626: “Attuazione della direttiva 93/68 CEE - Marcatura
CE del materiale elettrico”;
D.Lgs 29/12/2003 n.387 Attuazione della Direttiva 2001/77/CE sulla promozione delle fonti
rinnovabili.
DM 10/09/2010 Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili
DLgs 3/3/2011 n.28 Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso
dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE.
DM 5/5/2011 Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici
AEEG Delibera n. 74/08 “Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche
per lo scambio sul posto (TISP)”
AEEG Delibera n. 88/07 “Disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da
impianti di generazione”.
AEEG Delibera n. 89/07 “Condizioni tecnico economiche per la connessione di impianti di
produzione di energia elettrica alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi a tensione
nominale minore o uguale ad 1 kV”.
Delibera ARG/elt 99/08 dell’Autorita per l’energia elettrica e il gas “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 119/08 dell’Autorita per l’energia elettrica e il gas ”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”
Delibera ARG/elt 179/08 dell’Autorita per l’energia elettrica e il gas “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”
4.2 Normative applicabili
In base alla destinazione finale d’uso degli ambienti interessati, dovranno essere rispettate le
prescrizioni normative dettate da:
CEI 0-16 (allegato A alla Delibera ARG/elt 33/08 dell’Autorita 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”;
CEI 11-1 ”Impianti elettrici con tensione superiore a 1kV in corrente alternata”.
CEI 64-8: “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in C.A. e a
1500 V in C.C.”.
CEI 17-113: “Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri
BT)
Parte 1: Regole generali”
CEI 17-13/1: ”Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per Bassa Tensione. Parte
1:Apparecchiature di serie soggette a prove di tipo (AS) ed apparecchiature non di serie
parzialmente soggette a prove di tipo (ANS)”.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.8
CEI 23-51: ”Prescrizioni per la realizzazione, le verifiche e le prove dei quadri di distribuzione
per installazioni fisse per uso domestico e similare.” Si sottolinea come, in conformità a quanto
prescritto dalla Normativa CEI 23-51, i quadri di distribuzione con corrente nominale maggiore
di 32A (e minore di 125A), dovranno essere sottoposti a verifiche analitiche dei limiti di
sovratemperatura, secondo le modalità illustrate dalla stessa CEI 23-51.
CEI 11-17 “Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica – Linee in
cavo”.
CEI 11-27: “Lavori su impianti elettrici con accesso alle parti attive e conseguente rischio di
folgorazione o arco elettrico”.
ISO 3684: “Segnali di sicurezza, colori”.
UNI EN 1838: “Illuminazione di emergenza”.
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 tensione-corrente”.
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 (CEI 82-12): "Moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica
del progetto e approvazione
di
tipo". L'impiego di tali moduli e' tuttavia consentito solo
se la domanda di accesso alle tariffe incentivanti e' presentata da persone giuridiche;
CEI EN 61730-1 (CEI 82-27): “Qualificazione per la sicurezza dei moduli fotovoltaici – Parte 1:
Prescrizioni per la costruzione”;
CEI EN 50380 (CEI 82-22): “Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici”;
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 60439-1-2-3: “Apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione”;
CEI EN 60445 (CEI 16-2): “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;V1): “Gradi di protezione degli involucri (codice IP)”;
CEI EN 60099 (CEI 37-1-2-3): “Scaricatori”;
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 81-10: “Protezione contro i fulmini”;
CEI 81-3: “Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato”;
CEI 81-10 Parte 2: “Valutazione del rischio”;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.9
UNI 10349: “Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici”;
UNI 8477: “Energia solare. Calcolo degli apporti per applicazioni in edilizia. Valutazione
dell’energia raggiante ricevuta”;
Dovranno inoltre essere considerate le raccomandazioni contenute all’interno delle seguenti
Guide:
CEI 11-25 “Correnti di corto circuito nei sistemi trifasi in corrente alternata. Parte 0. Calcolo
delle correnti”;
CEI 11-28 “Guida d’applicazione per il calcolo delle correnti di cortocircuito nelle reti radiali a
bassa tensione”;
CEI 11-35 “Guida all’esecuzione delle cabine elettriche d’utente”;
CEI 11-37 “Guida per l’esecuzione degli impianti di terra di stabilimenti industriali per sistemi
di I, II e III categoria”;
CEI 0-2: “Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici”;
CEI 82-25: “Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di media e bassa tensione”.
4.3 Protezioni contro i sovraccarichi
Come stabilito dalla Norma CEI 64-8/4 par. 433.2, si dovrà ricercare il rispetto delle seguenti
condizioni:
IB ≤ In ≤ Iz
If ≤ 1.45 Iz
dove In è la corrente nominale del dispositivo di protezione.
Per i dispositivi di protezione regolabili, la corrente In è la corrente di regolazione scelta per il
dispositivo di protezione contro il sovraccarico.
La protezione delle condutture dal sovraccarico sarà ottenuta mediante adozione di relè termici
e di interruttori automatici dotati di sganciatori termici.
4.3.1
Protezioni contro i sovraccarichi lato corrente continua
Come stabilito dalla Norma CEI 64-8/7 par. 712.433, se i cavi dell’impianto fotovoltaico sono
scelti con portata almeno uguale alla massima corrente che li può interessare nelle condizioni
più severe, solitamente 1,25 Isc per i cavi di stringa con Isc corrente di corto circuito, allora non
è possibile sovraccaricare e non deve essere prevista alcuna misura di protezione in merito.
Nel caso si renda necessaria la protezione dai sovraccarichi, questa dovrà essere ottenuta
tramite appositi dispositivi di interruzione per corrente continua (fusibili).
4.4 Protezioni contro i cortocircuiti
La protezione contro i cortocircuiti sarà ottenuta mediante adozione di interruttori automatici e
fusibili.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.10
Come stabilito dalla Norma CEI 64-8/4 par. 434.3, si dovrà fare in modo che ogni dispositivo di
protezione risponda alle due seguenti condizioni:
il potere di interruzione non deve essere inferiore alla corrente di corto circuito presunta nel
punto di installazione:
PI ≥ I’’k max
dove I’’k max è il valore efficace della corrente di corto circuito simmetrica massima, cioè per
guasto ad inizio linea.
in condizioni di corto circuito, l’energia specifica lasciata passare dall’interruttore (o serie di
interruttori) a monte del punto di guasto deve essere inferiore all’energia specifica tollerabile
dal cavo in esame:
I2 t ≤ K2 S2
dove
I2 t =
K
=
Integrale di Joule del dispositivo di protezione
145 per i conduttori in rame isolati con gomma etilenpropilenica (EPR);
135 per i conduttori in rame isolati con gomma ordinaria;
115 per i conduttori in rame isolati con PVC;
S
=
Sezione del rame in mm2
Inoltre, per gli interruttori automatici, il potere di stabilimento (o potere di chiusura)
dell’interruttore deve essere maggiore del valore di cresta ip della corrente di corto circuito
massima, calcolato secondo la norma CEI EN 60909-0 (CEI 11.25) par. 4.3.1.1, come:
ip=k
2 I’’
k
con k funzione del rapporto X/R della linea a monte del dispositivo
Dovrà essere garantita la selettività di intervento tra gli interruttori automatici generali di
quadro e gli interruttori automatici posti sulle singole partenze.
4.4.1
Protezioni lato corrente continua (FV)
La corrente di corto circuito che interessa i cavi di stringa di un impianto fotovoltaico varia con
il numero di stringhe n da cui è costituito. Se il cavo è dimensionato per:
Iz ≥ (n-1)1,25Isc
allora si può omettere la protezione, altrimenti, nel caso sia necessaria, dovranno essere
adottati fusibili di tipo gG idonei all’uso in corrente continua e tensione nominale maggiore
della massima tensione del generatore fotovoltaico.
I fusibili andranno installati soltanto sui conduttori non collegati a terra dato che un guasto a
terra su un conduttore messo a terra non ha alcun effetto.
La corrente di corto circuito che interessa i cavi tra un quadro di sottocampo e l’inverter sono
protetti se è rispettata la relazione:
Iz≥(n-m)1,25Isc
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.11
dove n è ancora il numero di stringhe totale ed m il numero di stringhe in parallelo che fanno
capo ad un quadro di sottocampo.
Se la relazione non è rispettata si dovrà ancora ricorrere a fusibili idonei.
4.5 Protezioni contro i contatti diretti
diretti
La protezione da contatti diretti, mirata ad evitare contatti accidentali con parti normalmente in
tensione, sarà ottenuta mediante il conseguimento di almeno una delle seguenti condizioni:
isolamento;
separazione con barriere od involucri;
salvaguardia addizionale tramite dispositivi differenziali.
A tal fine:
Tutti
i
conduttori
elettrici
dovranno
possedere
un
grado
di
isolamento
minimo
U0/U=450/750V;
Tutti gli involucri dovranno possedere grado di protezione minimo IP2X o IPXXD.
4.5.1
Prescrizioni particolari per impianto fotovoltaico
Il modulo fotovoltaico genera tensione non appena su di esso incide l’irraggiamento solare
causando pericolo per le persone sia in fase di installazione, sia in caso di manutenzione su una
parte di impianto non sezionabile.
In tal caso si deve far riferimento alla CEI 11-27 che contiene le prescrizioni riguardanti l’iter
procedurale per operazioni di questo tipo e le relative figure professionali idonee allo
svolgimento delle stesse.
4.6 Protezioni contro i contatti indiretti
La protezione da contatti indiretti, mirata a garantire un accettabile grado di sicurezza in caso
di contatto con parti dell’impianto elettrico normalmente non attive, sarà conseguita applicando
le seguenti soluzioni:
Dispositivi di interruzione differenziale sul lato in corrente alternata adeguati all’insorgenza di
potenziali pericolosi sulle masse;
Masse di tutte le apparecchiature collegate a terra tramite conduttore di protezione connesso a
sua volta all’impianto di messa a terra;
Utilizzo di componenti elettrici di Classe II o con isolamento equivalente.
4.6.1
Prescrizioni particolari per componenti classe I (FV)
Le cornici dei moduli fotovoltaici e gli altri elementi di classe I presenti nell’impianto dovranno
essere collegati a terra in quanto sono da considerarsi masse del sistema e dovranno essere
previste barriere di protezione, in quanto la semplice messa a terra non da sufficienti garanzie
sul contatto accidentale con il retro di un modulo.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.12
E’ consigliata l’equipotenzializzazione tra le cornici dei moduli e la struttura di sostegno, in
quanto non è possibile garantire l’efficacia nel tempo dell’isolamento elettrico tra i due
elementi, vista la collocazione esterna dell’impianto e la durata prevista.
Un discorso a parte meritano le eventuali masse estranee che possono essere presenti presso
l’impianto e la cui valutazione va effettuata caso per caso. Esempi di massa estranea possono
essere la struttura di sostegno stessa o una palificazione.
La norma CEI 64-8 fissa ad 1kΩ in ambienti ordinari il valore della resistenza verso terra della
massa dubbia, sotto al quale deve essere effettuata la connessione al collettore di terra
attraverso una connessione equipotenziale.
4.6.2
Prescrizioni particolari per componenti classe II (FV)
Le cornici dei moduli fotovoltaici di classe II presenti nell’impianto potranno essere collegate
per motivi funzionali. Infatti, nonostante la Norma CEI 64-8 proibisca la messa a terra di
apparecchi in classe II, l’isolamento dei moduli da terra pregiudicherebbe il corretto
funzionamento del dispositivo di controllo dell’isolamento dell’inverter. I moduli saranno
pertanto dotati di morsetto di messa a terra.
Un discorso a parte meritano le eventuali masse estranee che possono essere presenti presso
l’impianto e la cui valutazione va effettuata caso per caso. Esempi di massa estranea possono
essere la struttura di sostegno stessa o una palificazione.
La norma CEI 64-8 fissa ad 1kΩ in ambienti ordinari il valore della resistenza di isolamento
verso terra della massa dubbia, al di sotto della quale occorre effettuare la connessione al
collettore di terra attraverso una connessione equipotenziale.
4.7 Dimensionamento dei conduttori di fase
Le sezioni dei cavi dovranno essere scelte in modo da rispettare la condizione Iz ≥ IB (dove Iz =
portata del cavo e IB = corrente di impiego) e verificare il criterio della massima caduta di
tensione ammissibile, fissata al 4% a regime in corrispondenza della corrente di impiego IB e al
10% all’avviamento.
La massima caduta di tensione ammissibile si intende verificata considerando la tensione
nominale dai terminali di arrivo della linea di alimentazione all’origine dell’impianto.
La corrente di impiego IB dovrà essere valutata considerando le apparecchiature funzionanti a
fattore di potenza cosφ nominale: al fine di mantenere un fattore di potenza superiore a 0.9,
potrà essere necessario prevedere un quadro di rifasamento automatico.
Nelle valutazioni analitiche dovranno essere impiegati opportuni coefficienti di utilizzazione e
di contemporaneità.
4.7.1
Cavi
Si definisce cavo l’insieme dei conduttori, degli isolanti, delle guaine e delle armature di
protezione o di schermatura specificamente costruito per convogliare la corrente sia ai fini del
trasporto dell’energia che di trasmissione di segnali.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.13
I cavi in uso negli impianti elettrici utilizzatori in BT sono caratterizzati fondamentalmente dalla
tensione nominale, dal materiale isolante, dalla guaina protettiva, dalla flessibilità, dal numero
delle anime e dalla sezione del conduttore di ciascuna anima.
La tensione nominale adeguata a tensioni di esercizio di 230/400 V è Uo/U = 300/500 V per
cavi a posa fissa. Per sistemi di posa meno impegnativi (monofase 230 V) può essere sufficiente
la tensione nominale Uo/U = 300/300 V (Uo valore efficace della tensione tra uno qualsiasi dei
conduttori e la terra; U valore efficace della tensione tra due conduttori di un cavo multipolare o
di un sistema con cavi unipolari.
Per posa fissa in ambienti speciali o per posa interrata occorrono tensioni nominali più elevate
(Uo/U = 450/750 V oppure 0,61 kV).
La portata di un cavo dipende dalla sezione, dal tipo di conduttore e dall’isolante, ma anche
dalla temperatura ambientale e dalle condizioni di posa.
La Norma CEI-UNEL 3504/1 (fascicolo 3516) permette di calcolare, in determinate condizioni di
posa e ambientali:
la corrente massima Iz che il cavo può sopportare ininterrottamente data la sua sezione S;
la sezione minima del cavo, data la corrente massima ammissibile Iz;
utilizzando la relazione Iz = I0 . K1 . K2
dove:
I0 = portata ordinaria in aria a 30°C
K1 = fattore di temperatura
K2 = fattore di posa.
5
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
In questa sezione saranno stabiliti i criteri che permettono di effettuare una corretta
realizzazione dell’impianto. In particolare verrà affrontato il tema del dimensionamento, sia
elettrico ed energetico, sia meccanico. In seguito, in base a tali considerazioni, si procederà con
la definizione dei requisiti dei componenti che meglio si adattano all’installazione in esame.
5.1 Dimens
imensionamento
nsionamento dei conduttori (FV)
(FV)
La sezione deve assicurare una durata di vita soddisfacente dei conduttori e degli isolamenti
sottoposti agli effetti termici causati dal passaggio della corrente per periodi prolungati e in
condizioni d’esercizio ordinario.
Per una determinata sezione S la portata Iz è calcolata in modo che la temperatura di
funzionamento non superi il valore limite imposto dall’isolante, come da Tab.52D della Norma
64-8/5.
La portata è funzione anche delle condizioni di posa secondo quanto indicato nelle tabelle CEIUNEL35024/1 per posa in aria e CEI-UNEL 35026 per posa interrata. In caso di posa mista si
considera la situazione più gravosa.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.14
Nel caso dei cavi che collegano tra loro i moduli e la stringa al primo quadro, o direttamente
all’inverter nel caso di piccoli impianti, i valori riportati nelle tabelle CEI succitate devono essere
moltiplicati di un fattore k1 che tenga conto della particolare situazione:
k1=0,58 per posa sul retro del modulo (temperatura ambiente circa 70°C)
k1=0,91 per posa in tubo esposto al sole (temperatura ambiente circa 40°C)
Le sezioni dei cavi dovranno essere scelte in modo da rispettare la condizione Iz ≥ IB (IB =
corrente di impiego) e verificare il criterio della massima caduta di tensione ammissibile,
secondo quanto riportato nelle norme CEI 64-8.
Nel caso specifico dell’impianto fotovoltaico, si cerca di limitare le cadute di tensione entro il 4%
non tanto per garantire il corretto funzionamento degli apparecchi utilizzatori, visto che sul
lato in corrente continua l’inverter compensa automaticamente la caduta, quanto soprattutto
per non avere perdita di potenza generata.
La massima caduta di tensione ammissibile si intende verificata considerando la tensione
nominale dai terminali di arrivo della linea di alimentazione all’origine dell’impianto.
5.1.1
Cavi
Si definisce cavo l’insieme dei conduttori, degli isolanti, delle guaine e delle armature di
protezione o di schermatura specificamente costruito per convogliare la corrente sia ai fini del
trasporto dell’energia che di trasmissione di segnali.
I cavi in uso negli impianti elettrici utilizzatori in BT sono caratterizzati fondamentalmente dalla
tensione nominale, dal materiale isolante, dalla guaina protettiva, dalla flessibilità, dal numero
delle anime e dalla sezione del conduttore di ciascuna anima.
La tensione nominale adeguata a tensioni di esercizio di 230/400 V è Uo/U = 300/500 V per
cavi a posa fissa. Per sistemi di posa meno impegnativi (monofase 230 V) può essere sufficiente
la tensione nominale Uo/U = 300/300 V (Uo valore efficace della tensione tra uno qualsiasi dei
conduttori e la terra; U valore efficace della tensione tra due conduttori di un cavo multipolare o
di un sistema con cavi unipolari.
Per posa fissa in ambienti speciali o per posa interrata occorrono tensioni nominali più elevate
(Uo/U = 450/750 V oppure 0,61 kV).
La portata di un cavo dipende dalla sezione, dal tipo di conduttore e dall’isolante, ma anche
dalla temperatura ambientale e dalle condizioni di posa.
La Norma CEI-UNEL 3504/1 (fascicolo 3516) permette di calcolare, in determinate condizioni di
posa e ambientali:
la corrente massima Iz che il cavo può sopportare ininterrottamente data la sua sezione S;
la sezione minima del cavo, data la corrente massima ammissibile Iz;
utilizzando la relazione Iz = I0 . K1 . K2
dove:
I0 = portata ordinaria in aria a 30°C
K1 = fattore di temperatura
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.15
K2 = fattore di posa.
5.1.2
Prescrizioni particolari per le condutture (FV)
La Norma CEI 64-8 prescrive che le condutture elettriche di un impianto fotovoltaico siano in
grado di sopportare le severe condizioni ambientali a cui sono sottoposte (alta temperatura,
radiazione solare, pioggia, ecc.) in modo da garantire le prestazioni richieste per la durata di
vita dell’impianto stesso (almeno venticinque anni).
I cavi che collegano i moduli tra loro e la stringa al primo quadro o scatola di giunzione devono
tener conto di queste limitazioni. Solitamente si usano cavi unipolari con isolamento e guaina in
gomma, tensione 0,6/1kV, con temperatura massima di funzionamento superiore a 90°C e
resistenza ai raggi ultravioletti
La connessione elettrica tra i moduli fotovoltaici avviene tramite cavi normalmente in classe
d’isolamento II, per minimizzare il rischio che le parti metalliche dell’impianto vadano in
tensione a causa di un guasto.
I cavi dovranno essere disposti in modo da minimizzare per quanto possibile le operazioni di
cablaggio: in particolare la discesa dei cavi dovrà essere protetta meccanicamente tramite
installazione in tubi, ove il collegamento al quadro elettrico e agli inverter avvenga garantendo
il mantenimento del livello di protezione degli stessi.
La messa in opera deve evitare che, durante l’esercizio, i cavi vengano sottoposti ad azioni
meccaniche.
5.1.3
Cavi in corrente continua
In corrente continua la tensione del sistema elettrico non deve superare 1,5 volte la tensione
nominale dei cavi. Pertanto nei sistemi isolati da terra, dove la tensione verso terra è uguale alla
tensione nominale potranno essere utilizzati:
cavi a tensione nominale 450/750V, per impianti fino a 675V c.c. (1,5*450V);
cavi a tensione nominale 0,6/1kV, per impianti fino a 900V c.c. (1,5*600V).
I cavi per sistemi in corrente continua con tensione superiore a 1035V (1,5*690V) dovranno
essere in Classe II, come prescritto dalla Norma CEI 64-8 per sistemi in corrente alternata
aventi tensione maggiore di 690V.
5.2 Dati climatici e ambientali
L’impianto fotovoltaico dovrà essere installato nel Comune di Lugo in provincia di Ravenna.
Il sito di installazione presenta le caratteristiche climatico/ambientali riportate nella tabella
seguente:
Temperatura
-10°C / +40°C
+ 23,4°C
+ 12,8°C
min / max all’aperto
media del mese più caldo
media annuale
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.16
Vento
E
2,36m/s
Direzione prevalente
Vento max
Nota: Valori disponibili e/o stimati-ricavati dalla
letteratura tecnica riferita ai luoghi di installazione
dell’impianto
Altitudine (s.l.m.):
Latitudine:
Longitudine:
minima 5m massima 21m
44°25’40’’
11°54’30’’
5.3 Destinazione d’uso e vincoli
L’impianto fotovoltaico sarà installato in un’area caratterizzata dai vincoli definiti nella tabella
successiva.
Destinazione d’uso del sito
Zona industriale
Vincoli ambientali
Il sito è raggiungibile con strada idonea al trasporto Si
pesante
Presenza di spazio disponibile non coperto per i Si, disponibilità fino al 31/12/2011 dei
materiali di cantiere
lotti distinti al Catasto terreni del Comune
di Lugo, al foglio 5 mappali 288, 289
Disponibilità di materiale
elettrico
e
non nelle
vicinanze
5.4 Dimensionamento energetico
Il dimensionamento energetico di un impianto fotovoltaico connesso alla rete del distributore
deve tener conto di:
disponibilità di spazi da poter dedicare all’installazione;
disponibilità della fonte solare;
guadagno energetico preventivato.
5.4.1
Disponibilita’ fonte solare
La disponibiltà della fonte solare può essere verificata per ogni sito di installazione basandosi
sui dati riportati nella Norma UNI 10349, che contiene i valori giornalieri medi della radiazione
solare diretta e diffusa sul piano orizzontale di tutte le provincie italiane. Presso ENEA si
possono ricevere dati più aggiornati.
Il calcolo della radiazione solare ricevuta da una superficie fissa comunque esposta ed orientata
si può svolgere secondo il procedimento descritto nella Norma UNI 8477.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.17
5.4.2
Rilievo clinometrico
L’acquisizione dei dati di ingresso, da effettuarsi tramite un sopralluogo presso il sito di
installazione,
è
un
passo
fondamentale
per
una
corretta
realizzazione
dell’impianto
fotovoltaico. In particolare occorre verificare la presenza di ombreggiamenti che, oltre a ridurre
la producibilità dell’impianto, possono anche causare fenomeni di dissimetria e di conseguenza
un malfunzionamento.
L’incidenza delle ombre sul diagramma solare è variabile in funzione della distanza
dall’impianto e dell’altezza dell’ostacolo, ma può essere valutata attraverso l’impiego di un
clinometro. Tale strumento consente di misurare l’angolo δ formato dall’orizzontale con la
semiretta avente origine nel punto dell’osservatore e passante per il punto di massima
elevazione dell’ostacolo. In sintesi l’angolo misurato rappresenta l’elevazione oltre la quale
l’impianto è libero da fenomeni di ombreggiamento.
Nella figura seguente è riportato a titolo esplicativo il diagramma solare cartesiano del sole sul
quale è possibile ottenere per qualsiasi ostacolo il profilo dell’ombra. L’elevazione δ misurata
dal clinometro andrà riportata sull’asse delle ordinate, mentre sull’asse delle ascisse sarà
indicata la posizione dell’ostacolo lungo il percorso solare da est a ovest.
5.4.3
Area di installazione
L’area di installazione è una grandezza variabile con la potenza dell’impianto e con la
tecnologia adottata.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.18
L’impianto dovrà essere realizzato considerando sia aspetti di tipo energetico che di tipo
economico, in particolare occorre:
massimizzare la captazione solare: a tal fine i moduli fotovoltaici dovranno essere installati in
modo da risultare esposti alla luce solare per il maggior tempo possibile e preferibilmente
orientati a Sud. Dovranno inoltre essere valutati possibili fenomeni di ombreggiamento che si
possano verificare nel sito di installazione, ad esempio per la presenza di ostacoli architettonici
e naturali o a causa di un’errata disposizione dei pannelli, soprattutto per moduli inclinati
disposti su file contigue. La disposizione dei moduli ha infatti un impatto rilevante sulla
superficie effettiva occupata dall’installazione, soprattutto per moduli inclinati, nonché
sull’energia prodotta e di conseguenza sul ritorno dell’investimento.
L’area
presso
la
quale
verrà
installato
l’impianto
fotovoltaico
presenta
le
seguenti
caratteristiche:
Tipologia di impianto
IMPIANTO A TERRA FISSO
Area superficie destinata all’installazione
1,0 ettaro circa: vedi planimetrie allegate
5.4.4
Installazione su superficie orizzontale
Il generatore fotovoltaico (campo fotovoltaico) sarà installato su una superficie orizzontale
avente le caratterische riportate nella sezione “Area di installazione”.
Al fine di ottimizzare la captazione solare sarà richiesta un’opportuna inclinazione dei moduli
fotovoltaici di un angolo compreso tra 20° e 40° alle latitudini italiane. Nel caso in esame si
faccia riferimento alla sezione dedicata ai moduli impiegati.
Le installazioni di questo tipo richiedono spazi di ingombro superiori rispetto alle applicazioni
su superficie piana in quanto occorre disporre i moduli su più file opportunamente distanziate
in modo da evitare fenomeni di ombreggiamento tra file contigue.
La valutazione della distanza minima tra le file di moduli può essere effettuata secondo quanto
indicato nella Norma CEI 82-25 che propone la seguente formula, nell’ottica di ridurre al
minimo lo spazio occupato dall’impianto mantenendosi entro i limiti di un corretto
funzionamento:
D=L*cosβ*(1+tanβ/tan Θ)
dove:
D= distanza tra le file
L= altezza del modulo (dimensione del modulo e non altezza da terra)
β= inclinazione del modulo rispetto al piano orizzontale
Θ= elevazione del sole del sole sull’orizzonte a mezzogiorno del 21 dicembre
Alle latitudini italiane, si può valutare come stima generica l’impiego di un’area doppia rispetto
al caso su superficie piana.
5.4.5
Guadagno energetico preventivato
Il guadagno energetico si può valutare attraverso il calcolo dell’energia prodotta dal generatore
fotovoltaico. Tale grandezza è funzione di:
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.19
sito di installazione;
esposizione dei moduli alla radiazione solare;
ombreggiamenti e insudiciamenti dei moduli fotovoltaici;
caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per
disaccoppiamento o mismatch;
efficienza inverter;
perdite nei cavi;
cadute di tensione sui diodi.
La produzione elettrica attesa dall’impianto nel periodo ∆t espressa in ore equivalenti di picco è
data da:
heq(∆t)=hs(∆t)*K*ŋpv* ŋinv
dove:
hs(∆t) : la radiazione solare specifica Er che incide sulla superficie di un generatore fotovoltaico
in un dato periodo che può essere valutata con il procedimento riportato nella Norma UNI 8477.
Questa può essere espressa in ore equivalenti solari hs che indicano i kWh pervenuti su 1 m2 di
superficie nel tempo considerato;
K : coefficiente, compreso tra 0,90 e 0,98 nel caso di impianti non soggetti
a rilevanti
ombreggiamenti sistematici, che tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore
fotovoltaico e degli effetti di riflessione e di polluzione sulla superficie dei moduli;
ŋpv : rendimento del generatore fotovoltaico a valle del processo di conversione tenuto conto di
tutte le perdite che si possono verificare nell’impianto. Valori tipici sono compresi tra 0,85 e
0,90;
ŋinv : rendimento dell’inverter. Tipicamente attorno allo 0,90.
La produzione di energia elettrica attesa dell’impianto nello stesso periodo ∆t si può a questo
punto esprimere in kWh come:
Ep(∆t)=Pnom* heq(∆t)
dove Pnom indica la potenza nominale di picco del generatore fotovoltaico (kWp), funzione
delle caratteristiche del modulo scelto e dal relativo numero di moduli impiegati.
5.5 Dimensionamento meccanico
La tipologia delle strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici dovrà essere preferibilmente del
tipo a cavalletto poggiata su superficie piana con pali di conficcamento. Sono preferibili
strutture mono-palo. I pannelli fotovoltaici dovranno essere collocati ad una quota minima di
1m rispetto al piano di campagna.
Non saranno accettate soluzioni con fondazioni, travi, zavorre ecc. Non saranno accettate
soluzioni
soluzioni con strutture per l’inseguimento solare.
solare
Le strutture dovranno essere in grado di sostenere e ancorare al suolo l’insieme dei moduli
fotovoltaici, ottimizzandone l’esposizione alla radiazione solare.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.20
Saranno a carico del concessionario la verifica e l’analisi dei carichi.
carichi Si ricorda infatti che le
strutture, oltre a dover soddisfare le condizioni di carico permanente, dovranno resistere anche
in caso di eventuali sovraccarichi (neve, spinta del vento, variazioni termiche, effetti sismici).
In particolare, sono a carico del Concessionario le eventuali pratiche di deposito sismico presso
i competenti uffici dell’unione dei Comuni della Bassa Romagna che si rendessero necessarie e
il relativo collaudo statico.
Le strutture dovranno essere progettate in modo da consentire l’agevole pulizia sotto ai
pannelli (altezza adeguata e assenza di traversi che impediscano il passaggio). E’ pertanto
richiesta una altezza minima nella parte più bassa di almeno 1 m in modo da consentire la
circolazione di piccoli mezzi per il taglio del verde.
5.5.1
Parametri di dimensionamento
Il corretto dimensionamento meccanico dell’installazione fotovoltaica richiede un’attenta analisi
dei carichi interessati. Nella seguente tabella sono riportati i parametri di riferimento da tenere
in considerazione per l’installazione in oggetto.
Peso delle strutture utilizzate
Peso moduli (da costruttore)
Carico da neve (legato a dimensioni del modulo e posizione geografica impianto)
Spinta del vento
Variazioni termiche
Effetti sismici
5.6 Dimensionamento elettrico
Questa
sezione
del
presente
capitolato
sarà
dedicata
al
dimensionamento
elettrico
dell’impianto fotovoltaico e ai criteri di scelta e accoppiamento delle apparecchiature che lo
compongono a partire dalla generazione in corrente continua fino alla sezione in corrente
alternata.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.21
5.6.1
Configurazione di impianto
La tensione e la potenza nominali di un impianto fotovoltaico dipenderanno rispettivamente dal
numero di moduli collegati in serie a formare una stringa e dal numero di stringhe collegate in
parallelo tra loro.
La scelta dello schema di collegamento, oltre ad essere legata alla taglia dell’impianto, dipende
anche dagli spazi di installazione e dall’inverter che si vuole utilizzare.
Nell’allaccio trifase alla rete pubblica di bassa tensione, si dovrà adottare una soluzione multiinverter con inverter monofase o trifase in parallelo ed equipaggiati con trasformatore di
separazione dalla rete. Se invece si impiegassero inverter monofase o trifase senza
trasformatore di separazione, occorrerà prevedere l’installazione di un trasformatore per la
separazione meccanica tra la rete del distributore e l’impianto di produzione..
Lo schema dell’impianto può in genere essere previsto secondo le seguenti soluzioni tipo:
impianto
monoim
pianto mono
-inverter: non saranno accolte soluzioni con un unico inverter;
impianto con inverter di stringa: ciascuna stringa del campo è connessa ad un inverter dedicato
che le permette di lavorare nel proprio punto di massima potenza;
multiinverter:
impianto multi
-inve
rter: il campo fotovoltaico viene suddiviso in più sottocampi costituiti da un
certo numero di stringhe facenti capo all’inverter di sottocampo;
impianto con moduli AC: ciascun modulo ha in dotazione un proprio inverter e la connessione
avviene direttamente in corrente alternata.
5.6.1.1 Impianto mono-inverter
Non saranno accettati impianti del tipo mono-inverter
L’utilizzo di un solo gruppo di conversione è la soluzione impiantistica meno onerosa, ma
presenta alcuni difetti soprattutto legati alla poca flessibilità dell’impianto, quali:
I moduli utilizzati devono essere tutti dello stesso tipo;
in caso di avaria dell’inverter si perde interamente l’apporto energetico del generatore;
in caso di malfunzionamento di una stringa del campo fotovoltaico a seguito di un
ombreggiamento o di un guasto, non è possibile escluderne il funzionamento, causando quindi
un decadimento delle prestazioni di tutto l’impianto.
5.6.1.2 Impianto con inverter di stringa
L’impianto fotovoltaico potrà essere realizzato mediante l’utilizzo di un inverter per ciascuna
stringa del campo. Nella figura seguente è riportato il tipico schema di collegamento tra i
moduli realizzato con tale soluzione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.22
In questa configurazione ogni stringa del campo fotovoltaico è dotata di un inverter dedicato
che le permette di lavorare nel proprio punto di massima potenza. Ciò consente di ottenere una
buona flessibilità e un buon rendimento di funzionamento, poiché sono ridotti i problemi di
accoppiamento
moduli/inverter
e
diminuiscono
le
perdite
causate
dall’eventuale
ombreggiamento di una o più stringhe. Inoltre in stringhe differenti possono essere utilizzati
moduli di diverso tipo.
In questo tipo di configurazione possono essere omesse le protezioni contro le sovracorrenti e i
diodi di blocco riducendo le perdite; ciò è possibile perché un’eventuale guasto su un cavo di
stringa causa una modesta corrente di corto circuito costituita soltanto dal contributo della
stringa stessa, in quanto l’inverter impedisce ritorni di corrente dalle altre stringhe del campo.
5.6.1.3 Impianto multi-inverter
L’impianto fotovoltaico potrà essere realizzato in configurazione multi-inverter. Nella figura
seguente è riportato il tipico schema di collegamento tra i moduli realizzato con tale soluzione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.23
In tale configurazione il campo fotovoltaico sarà suddiviso in sottocampi, ciascuno servito da
un proprio inverter. Un impianto multi-inverter costituisce un buon compromesso tra
flessibilità di funzionamento e costi di installazione, poiché consente di ridurre il numero di
inverter impiegati e di contenere le perdite dovute a ombreggiamenti o malfunzionamenti di
parti di impianto.
5.6.1.4 Impianto con moduli AC
L’impianto fotovoltaico potrà essere realizzato con moduli aventi uscita in corrente alternata.
Nella figura seguente è riportato il tipico schema di collegamento tra i moduli realizzato con
tale soluzione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.24
In questa configurazione, anche se la generazione avviene sempre in corrente continua, ciascun
modulo fotovoltaico è dotato costruttiviamente di un proprio inverter e quindi il collegamento
tra moduli può avvenire direttamente in corrente alternata.
E’ in assoluto la soluzione più efficiente, dato che permette di limitare al minimo le perdite
dell’impianto, a fronte di un costo superiore del singolo modulo.
5.6.2
Moduli fotovoltaici
I moduli fotovoltaici dovranno essere conformi alla vigente legislazione in materia, riportata
nella relativa sezione.
In particolare ciascun modulo dovrà essere provvisto di una targa leggibile e indelebile su cui
dovrà essere riportato:
nome o simbolo del costruttore;
tipo o numero di modello;
numero di serie (eventualmente contenente data e luogo di produzione);
polarità dei terminali o dei conduttori (tramite colori);
massima tensione di esercizio;
classe di impiego (classe A se Vcc>120V e classe C se Vcc<=120V, corrispondenti
rispettivamente a classe II e a sistema SELV);
simbolo di classe II (solo se di classe A);
Inoltre il costruttore deve fornire come dati necessari per l’impiego anche:
tensione a vuoto;
corrente di corto circuito;
massima potenza solitamente espressa in Wp (watt di picco), con relative tolleranze di
produzione;
tensione e corrente nel punto di massima potenza (MPP);
corrente nominale massima delle protezioni contro le sovracorrenti abbinabili al modulo
(solitamente fusibili);
numero massimo raccomandato di moduli da collegare in serie/parallelo;
temperatura della cella in condizioni operative nominali (ottimizzazione efficienza);
massima corrente inversa tollerata;
coefficienti di temperatura per tensione e potenza.
Per ulteriori dettagli sul tipo di tecnologia impiegata, si faccia riferimento al paragrafo dedicato.
5.6.2.1 Celle in silicio cristallino
I moduli fotovoltaici adottati saranno basati sulla tecnologia delle celle in silicio cristallino.
I moduli che adottano questo materiale sono attualmente i più diffusi sul mercato, in quanto
consentono di raggiungere un’ efficienza compresa tra il 13% e il 17%; si ricorda a tale
proposito che per efficienza di un modulo fotovoltaico si intende la percentuale di energia
raggiante sulla superficie convertita in energia elettrica per effetto fotovoltaico.
Per quanto riguarda il procedimento realizzativi di una cella, il silicio è purificato, fuso in un
lingotto e tagliato in strati sottili, nell’ordine dei 100 micron. In seguito viene drogato per
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.25
formare la giunzione P-N, si applicano i contatti elettrici e si tratta la superficie anteriore con
materiale antiriflettente.
Per caratteristiche elettriche, termiche e meccaniche si faccia riferimento allo standard
qualitativo della Norma CEI EN 61215.
Non saranno accettate celle del tipo in silicio amorfo, film sottile o comunque diverse dal silicio
mono-poli-cristallino.
5.6.2.2 Cassetta di terminazione
I moduli saranno dotati di cassetta di terminazione.
Ciascuna cassetta dovrà avere un livello di protezione minimo pari a IP65 a modulo installato ed
essere dotata di terminali elettrici di uscita con polarità contrassegnate.
All’interno della cassetta potranno essere installati i diodi di by-pass, se previsti.
5.6.3
Protezioni dei moduli
I moduli fotovoltaici necessitano di protezioni particolari mirate a ottimizzare il funzionamento
dell’impianto. Si dovranno quindi prevedere:
diodi di by-pass: posti dietro ai moduli in antiparallelo, permettono la circolazione della
corrente quando una o più celle sono oscurate. Infatti, in assenza di luce diretta le celle
fotovoltaiche tendono a spegnersi diminuendo la conducibilità della serie e comportandosi
come un carico per le celle funzionanti. Ciò può causare il danneggiamento delle celle in ombra
dato che nel funzionamento ordinario presentano una caduta di tensione molto piccola. Con
questo tipo di soluzione si riesce a ridurre la perdita di potenza. La situazione ideale sarebbe
avere un diodo per ciascuna cella; tuttavia un buon compromesso che viene spesso adottato è
l’inserimento di più diodi per modulo, all’incirca ogni 12 celle;
diodi di blocco: posti in serie a ciascuna stringa evitano che, a causa di squilibri di tensione tra
le stringhe dovuti all’oscuramento di una parte dell’impianto, vi siano ricircoli di corrente verso
quelle a tensione minore. Evitano inoltre eventuali ritorni di corrente alle apparecchiature
generatrici poste a valle delle stringhe (batteria, rete etc...).
5.6.4
Scelta della tensione del generatore FV
In questo paragrafo saranno definiti alcuni criteri basati su considerazioni di tipo impiantistico,
che consentiranno di effettuare una corretta scelta
della tensione nominale in corrente
continua dell’impianto fotovoltaico.
I parametri di tensione che caratterizzano la sezione in corrente continua di un generatore
fotovoltaico sono:
tensione massima :somma delle tensioni a vuoto dei moduli collegati tra loro in serie;
tensione di funzionamento : tensione al punto di lavoro del generatore, tipicamente coincidente
con il punto di massima potenza per impianti collegati in rete attraverso un sistema di
conversione dell’energia.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.26
La tensione a vuoto è funzione della temperatura secondo la seguente relazione:
Voc(T)=Voc,stc-β*(25-Tcel)
Dove
Voc,stc = tensione a vuoto in condizioni di temperatura standard;
Tcel = temperatura di lavoro delle celle
β = coefficiente di variazione della tensione con la temperatura, differente a seconda della
tipologia di modulo e di solito fornito dai costruttori.
La tensione a vuoto e la tensione di funzionamento possono variare anche con l’irraggiamento
incidente sui moduli fotovoltaici. Tale variazione può essere stimata con il procedimento
riportato nella Norma CEI EN 61829.
Definiti i parametri che possono influenzare la tensione in corrente continua di un generatore
fotovoltaico la scelta di tale grandezza deve essere fatta ricordando che:
la tensione dell’impianto determina il numero di moduli che compongono una singola stringa;
il singolo modulo presenta una tensione massima ammessa per il sistema in cui è inserito come
descritto nella Norma CEI EN 50380, di solito dichiarata dal costruttore e normalmente
certificata (attualmente è compresa tra 600V e 1000V);
l’inverter presenta una finestra di funzionamento di tensione variabile tra 100V e 1000V
dipendente dalla taglia e dalla tipologia della macchina. Nel dimensionamento è importante
tener conto della variazione della tensione a vuoto e della tensione di funzionamento con la
temperatura e con l’irraggiamento di cui si è già discusso. Naturalmente l’accoppiamento
generatore-inverter dovrà essere compatibile anche nella situazione peggiore: tensione
massima/minima in uscita dal campo minore/maggiore della tensione massima/minima
ammessa dall’inverter;
i dispositivi di interruzione per sistemi in corrente continua con livello di tensione superiore a
600V, limite considerato come alta tensione per sistemi in cc, richiedono soluzioni speciali che
causano un aggravio dei costi;
la peculiare caratteristica di un generatore fotovoltaico di funzionare se semplicemente colpito
dall’irraggiamento solare pone limiti di sicurezza soprattutto in occasione della manutenzione.
5.6.5
Sistema elettrico del generatore fotovoltaico
In questa sezione saranno proposti alcuni criteri per la scelta del sistema elettrico adottato per
il generatore fotovoltaico in esame e ne saranno discussi i vantaggi e gli svantaggi che ne
conseguono.
5.6.5.1 Considerazioni generali
Il sistema fotovoltaico può essere messo a terra soltanto se è separato tramite un trasformatore
dalla rete di distribuzione in bassa tensione. Si ricorda che tale trasformatore è richiesto negli
impianti di potenza superiore a 20kW.
La scelta dello stato del sistema elettrico influisce sul funzionamento del generatore
fotovoltaico e sulla sicurezza delle persone.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.27
Per quanto riguarda la modalità di funzionamento, cambia infatti il dispositivo di controllo del
sistema fotovoltaico a seconda che lo stesso sia di tipo sia isolato o meno, e quindi la scelta
dell’inverter dovrà essere congrua con la scelta del sistema in cui lo si deve inserire.
La sicurezza delle persone merita un discorso a parte, in quanto non ci sono ragioni
preponderanti per mettere a terra o isolare il sistema. In linea di principio il sistema isolato
sembrerebbe più sicuro, dato che all’avvento di un primo guasto non dovrebbe circolare una
corrente apprezzabile. Tuttavia il guasto trova un percorso di richiusura attraverso la capacità
distribuita e la resistenza di isolamento. La corrente aumenta con la tensione nominale verso
terra e con l’estensione del sistema elettrico dato che diminuisce la resistenza di isolamento
verso terra che a sua volta è una grandezza che nel tempo può deteriorarsi.
Se il sistema è messo a terra, il contatto con una parte attiva causa una corrente maggiore
rispetto al caso precedente (resistenza di isolamento nulla), mentre il contatto con una massa è
pericoloso soprattutto se questa non è messa a terra.
Per quanto concerne la messa a terra delle masse del sistema, la Norma CEI 64-8 definisce
masse le parti metalliche delle apparecchiature di classe I, cioè
dotate di solo isolamento
principale e morsetto di messa a terra. Le parti metalliche degli apparecchi di classe II, cioè
dotati di doppio isolamento, non sono considerate masse del sistema poiché si ritiene che la
probabilità di cedimento dell’isolamento sia minore della probabilità che l’impianto di terra
assuma una tensione pericolosa.
Per quanto riguarda gli impianti fotovoltaici la Norma CEI 64-8 consiglia, ma non impone,
componenti elettrici di classe II, pertanto possono essere masse del sistema le cornici dei
moduli di classe I, l’involucro metallico dell’inverter e dei quadri, la struttura portante se i cavi
non sono di classe II. Tuttavia è meglio che anche le cornici metalliche dei moduli in classe II
siano collegate a terra, altrimenti non funziona correttamente il dispositivo di controllo
dell’isolamento dell’inverter. Per questo motivo, la Norma CEI 82-27 ammette che il modulo di
classe II abbia un morsetto dedicato alla messa a terra funzionale.
Le strutture portanti sono ritenute masse estranee nelle installazioni a terra, mentre sui tetti si
ritiene che la loro terra naturale non possa essere indipendente da quella dell’edificio. Nel
primo caso è opportuno effettuare un collegamento equipotenziale con le masse.
5.6.5.2 Impianti con trasformatore
L’impianto fotovoltaico sarà separato dalla rete del distributore da un trasformatore che
garantirà la separazione metallica. In tale configurazione la parte in corrente continua potrà
essere collegata o isolata da terra in funzione delle considerazioni riportate nella precedente
sezione.
Situazione lato generatore
A monte del trasformatore di separazione, dove il termine a monte è riferito al senso
dell’energia erogata dal generatore fotovoltaico, il sistema potrà essere configurato in modalità
IT o TN.
Nel primo caso i poli del generatore fotovoltaico saranno isolati e le masse saranno messe
direttamente a terra, mentre nel secondo caso il sistema sarà collegato a terra e le masse
saranno collegate al punto a terra del generatore. L’eliminazione del primo guasto nel sistema
TN e del secondo guasto nel sistema IT può essere complicata in funzione del punto in cui il
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.28
guasto si verifica, in quanto la corrente di corto circuito può assumere valori prossimi della
corrente nominale e precludere il funzionamento delle protezioni.
Situazione lato rete
A valle del trasformatore di separazione il sistema sarà configurato in modalità TT o TN in
funzione della rete a cui risulta connesso. In questa situazione le masse dell’impianto
utilizzatore saranno protette dai normali interruttori differenziali, mentre le masse tra l’inverter
e il punto di parallelo tra generatore fotovoltaico e rete saranno protette da un apposito
interruttore differenziale. Tra il punto di parallelo e la rete non è ammessa la presenza di alcuna
massa, poiché l’interruttore differenziale non riuscirebbe a discriminare la presenza di un
guasto a terra.
Per quanto riguarda la soluzione adottata, si faccia riferimento alla tabella riassuntiva riportata
nella sezione “Dati generatore fotovoltaico”.
5.6.6
Dati riepologativi del generatore fotovoltaico
Dovrà essere compilata una tabella simile a quella seguente (vedi allegati) nella quale saranno
riportate le caratteristiche del generatore (campo) fotovoltaico dell’impianto, misurate alle
condizioni di prova standard (STC):
Temperatura di cella 25°C ± 2°C,
Irraggiamento 1 kW/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5).
Caratteristiche
Funzionamento elettrico (a terra/flottante)
Numero di sottocampi
Numero di moduli
Numero di stringhe
Potenza nominale totale installata [Wp]
Tensione nominale a STC
Tensione a vuoto a STC
Corrente massima di campo
Corrente di corto circuito
5.6.6.1 Dati dei moduli fotovoltaici
Dovrà essere prdisposta una tabella simile a quella seguente nella quale le caratteristiche dei
moduli fotovoltaici previsti, misurate alle condizioni di prova standard (STC):
Temperatura di cella 25°C ± 2°C,
Irraggiamento 1 kW/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5).
Caratteristiche
Tipologia modulo
Potenza unitaria massima
Tensione alla massima potenza
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.29
Tensione a vuoto
Corrente alla massima potenza
Corrente di corto circuito
5.6.6.2 Dati delle stringhe
Dovrà essere compilata una tabella simile a quella seguente (vedi allegati) nella quale saranno
riportate le caratteristiche di ciascuna stringa del generatore fotovoltaico, misurate alle
condizioni di prova standard (STC):
Temperatura di cella 25°C ± 2°C,
Irraggiamento 1 kW/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5).
Caratteristiche
Funzionamento elettrico (a terra/flottante)
Numero di moduli
Potenza nominale totale installata [Wp]
Tensione nominale a STC
Tensione a circuito aperto
Corrente massima di stringa
Corrente di corto circuito
5.6.7
Inverter per sistemi connessi
Il gruppo di conversione dc/ac condiziona e controlla il trasferimento della potenza e deve
quindi essere idoneo all’accoppiamento tra il generatore fotovoltaico e la rete del Distributore.
La potenza afferente dal generatore fotovoltaico condiziona la scelta del tipo di connessione
alla rete del distributore.
In generale le tipologie di inverter disponibili sono le seguenti:
Inverter con trasformatore 50Hz: filtra la componente in continua della corrente, ma riduce il
rendimento del generatore fotovoltaico a causa delle perdite;
(10Inverter con trasformatore ad alta frequenza (10
-50kHz): permette una riduzione delle
dimensioni del gruppo e di ottenere un miglior rendimento, ma causa inquinamento armonico
nella forma d’onda in uscita.
Inverter senza trasformatore: permette di elevare il rendimento dell’impianto, a fronte di un
maggior inquinamento armonico immesso in rete.
Il gruppo deve essere conforme agli attuali riferimenti normativi tecnici e di sicurezza presenti
in materia; in particolare alla Direttiva Bassa Tensione 73/23/CEE e successiva modifica
93/68/CEE, recepita in Italia con la legge 791/77 e decreti legislativi 626/96 e 277/97.
Il gruppo di conversione dovrà avere le seguenti caratteristiche:
valori della tensione e della corrente in ingresso compatibili con quelli del generatore
fotovoltaico;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.30
Vo_cf_tmin<Vmax : la massima tensione continua applicabile in ingresso all’inverter deve
essere superiore alla massima tensione prodotta dal campo fotovoltaico, corrispondente alla
tensione a vuoto alla temperatura minima, dato che la tensione aumenta al diminuire della
temperatura;
Vmppt>Vmin : dato che l’inverter lavora con inseguimento del massimo punto di potenza, la
tensione continua minima in ingresso, corrispondente al funzionamento del campo fotovoltaico
alla massima temperatura, deve essere superiore alla tensione minima di funzionamento
dell’inverter, legata invece all’accensione dei componenti statici;
valori della tensione e della frequenza in uscita compatibili con quelli della rete del distributore
a cui è connesso;
utilizzare, se possibile, inverter a commutazione forzata (PWM);
operare in modo completamente automatico, con inseguimento del massimo punto di potenza
(MPPT: Maximum Power Point Tracking) del campo fotovoltaico, per ottimizzare l’estrazione di
potenza dall’impianto;
separazione metallica tra campo fotovoltaico e rete del distributore, ottenibile con un
trasformatore interno in bassa frequenza che non richiede ulteriori adempimenti o in alta
frequenza ma associato ad una protezione che rilevi il primo guasto a terra (sistemi IT), spesso
associata all’inverter. Se non è presente separazione interna si può ovviare con un
trasformatore di isolamento esterno in bassa frequenza, che però diminuisce leggermente
l’efficienza dell’impianto;
evitare la formazione di condensa all’interno dell’involucro solitamente IP65;
essere dotato di marcatura CE, in modo da garantire la limitazione dei disturbi elettromagnetici
entro le prescrizioni normative, anche se, in presenza di strumentazione sensibile nel sito di
installazione dell’impianto, si raccomanda di evitare la collocazione del convertitore nelle
vicinanze di tali dispositivi;
essere idoneo al luogo di installazione che può essere interno o esterno e quindi con grado di
protezione dell’inverter adeguato. Si consiglia di evitare l’esposizione diretta al sole e,
soprattutto per installazioni in interno
di garantire un’ adeguata ventilazione in modo da
ottimizzare le prestazioni.
5.6.7.1 Inverter
Dovrà essere compilata una tabella simile a quella seguente (vedi allegati) nella quale saranno
indicate le caratteristiche tecniche dei dispositivi di conversione dc/ac
Caratteristica
Valore
Note (dati tipici)
Tipo commutazione
Forzata/manuale
Elettronica
PWM/MOSFET/tiristori
Controllo
Microprocessore
Numero di ingressi
Tensione ingresso (c.c.)
Tensione di uscita (c.a.)
400/230V – 1F+N 3F+N
Potenza di uscita
W/kW
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.31
Frequenza
50 Hz
Protezioni
perdita isolamento lato cc
sovratensioni lato cc
cortocircuito lato ca
funzionamento in isola
Isolamento cc/ca
Trasformatore
Interfaccia per segnali
Segnali digitali/analogici /
RS485
Contenitore
Acciaio inox/PVC
Grado di protezione
IP65 (se esterno)
5.6.7.2 Requisiti di installazione
Per una corretta installazione degli inverter si dovranno soddisfare le seguenti condizioni di
installazione:
luogo di installazione adeguato al grado di protezione dell’inverter stesso e alle prescrizioni del
costruttore;
in installazioni outdoor, evitare l’esposizione diretta alla luce solare per non causare eccessivi
surriscaldamenti;
in installazioni indoor, garantire adeguate condizioni di temperatura e ventilazioni in modo da
ottimizzare le prestazioni. In particolare, per verificare la necessità di un sistema di ventilazione
forzata, si può fare riferimento al seguente procedimento:
si calcola la potenza dissipata
Pd=Pnom*(1-η100)
dove η100 è l’efficienza dell’inverter alla potenza nominale. Quindi si valuta il salto termico tra
l’ambiente interno e l’ambiente esterno
∆T=RTH* Pd
dove RTH rappresenta la resistenza termica del quadro elettrico. Infine si può ricavare la
temperatura interna al quadro elettrico come
Tquadro= Tamb+∆T
Se la temperatura ottenuta sarà maggiore della massima temperatura di funzionamento
dell’inverter dovrà essere approntato un sistema di ventilazione interno per la rimozione
dell’aria calda.
5.6.8
Quadro di campo
Il quadro dovrà essere realizzato conformemente alla Norma CEI 17-113 (17-13/1), e sarà
dotato di una o più unità di arrivo e di un numero adeguato di unità di partenza.
I modelli costruttivi dovranno prevedere l’impiego di involucri metallici o in materiale isolante e
comprenderanno tipi sia per posa a pavimento (armadi) che a parete (cassette), di differenti
dimensioni e caratteristiche.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.32
Il quadro di campo dovrà contenere gli elementi necessari per il sezionamento del generatore
fotovoltaico verso l’/gli inverter e per la protezione da scariche atmosferiche indirette e sarà
composto almeno da:
Sezione di ingresso campo fotovoltaico tramite morsettiere;
Dispositivo di sezionamento sotto carico del campo fotovoltaico in corrente continua, realizzato
con sezionatore in classe almeno DC-21;
Blocco meccanico di sicurezza per l’accesso alle parti interne solo a sezionatore aperto;
Dispositivo di compensazione di pressione per il mantenimento nel tempo del grado IP;
Sezionatori equipaggiati con fusibili, per il sezionamento delle stringhe (es. per manutenzione o
ricerca guasti);
Scaricatori di sovratensione su ogni polo;
Diodo di blocco (se previsti);
Sezione di uscita verso l’/ gli inverter tramite morsettiere.
Il quadro sarà preferibilmente del tipo con pannello frontale trasparente per eseguire verifiche
visive senza mai accedere a parti sotto tensione ed in ogni caso dovrà presentare:
sistemazione idonea, a portata di mano anche di disabili ma NON di bambini. Dovranno essere
pertanto tenute presenti, per le destinazioni/ubicazioni regolamentate al fine del "superamento
barriere architettoniche" (per la fruibilità dei servizi anche da parte dei disabili), le altezze
minime di collocazione dettate dal DM 236 (1989);
agibilità di sicurezza anche da persone NON 'addestrate';
eseguibilità delle manovre senza accesso a parti in tensione;
selettività funzionale delle eventuali protezioni circuitali in serie (in particolare per dispositivi
differenziali a diversa soglia di sensibilità).
Telecontrollo
Dovrà essere realizzato un sistema per il telecontrollo dell’impianto: a tal fine il quadro in
oggetto dovrà essere dotato di opportune morsettiere ausiliarie alle quali dovranno fare capo
contatti puliti da tensione per i segnali al/dal sistema di supervisione e controllo.
Dovranno essere pertanto previsti almeno i seguenti segnali per il sistema di supervisione:
1 contatto NA/NC per tutti gli interruttori;
1 contatto di avvenuto intervento dei relè di massima corrente;
1 contatto NA/NC di tutti i sezionatori;
1 contatto NA/NC di tutti i contattori;
1 contatto di intervento degli scaricatori;
1 contatto di allarme dei relè di presenza tensione;
nonché i segnali relativi ai valori misurati dagli strumenti installati (es. dai contatori di misura
dell’energia consumata).
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.33
5.6.8.1 Interruttori e sezionatori (fv)
Gli interruttori ed sezionatori dovranno essere adatti all’utilizzo in circuiti con elevate tensioni
in corrente continua, tipicamente riscontrabili negli impianti fotovoltaici, ad esempio nella
sezione di collegamento tra i pannelli e l’inverter.
Gli interruttori dovranno essere conformi alla Norma CEI EN 60947-2 ed avere almeno le
seguenti caratteristiche:
doppia camera d’arco per l’estinzione in brevissimo tempo di corto circuiti in impianti in
corrente continua alimentati a elevata tensione;
attitudine al sezionamento;
tensione continua nominale: 1200Vcc;
Categoria di utilizzazione: A;
Categoria di sovratensione: III.
I sezionatori dovranno essere conformi alla Norma CEI EN 60947-3 ed avere almeno le seguenti
caratteristiche:
tensione continua nominale: 1200Vcc;
Categoria di utilizzazione: DC-21A;
Categoria di sovratensione: III.
5.6.8.2 Scaricatori di sovratensione (fv)
In relazione alle necessità del sistema di protezione dalla scariche atmosferiche previsto, gli
scaricatori potranno essere installati a protezione di:
singolo pannello fotovoltaico (cella+connessioni);
linea in corrente continua principale;
sezione di ingresso dell’inverter (lato corrente continua)
sezione di uscita dell’inverte (lato corrente alternata)
punto di consegna dell’energia (per impianti connessi alla rete).
Gli scaricatori di sovratensione per il sistema fotovoltaico dovranno possedere almeno le
seguenti caratteristiche minime:
cartucce estraibili, per manutenzione/sostituzione senza necessità di sezionare la linea;
contatto di segnalazione remota per il monitoraggio dello stato operativo;
riserva di funzionamento di sicurezza;
assenza di corrente di corto circuito susseguente;
nessun rischio in caso di inversione della polarità.
5.6.9
Quadro di rete
Il quadro dovrà essere realizzato conformemente alla Norma CEI 17-113 (17-13/1), e sarà
dotato di una o più unità di arrivo e di un numero adeguato di unità di partenza.
I modelli costruttivi dovranno prevedere l’impiego di involucri metallici o in materiale isolante e
comprenderanno tipi sia per posa a pavimento (armadi) che a parete (cassette), di differenti
dimensioni e caratteristiche.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.34
Il quadro di rete sarà in generale composto da:
Interruttore magnetotermico generale, quale dispositivo di sezionamento generale, lato AC,
dell’impianto fotovoltaico rispetto alla rete AC;
Sezione di ingresso per inverter tramite morsettiere;
Interruttori magnetotermici per il sezionamento sotto carico di ogni inverter;
Dispositivo di controllo della frequenza e della tensione immessa in rete attraverso la
protezione di interfaccia che agisce sul dispositivo di interfaccia;
Strumentazione di misura dell’energia prodotta e gestione allarmi dell’impianto.
Sezione di uscita verso il quadro generale su morsettiere.
Il quadro sarà preferibilmente del tipo con pannello frontale trasparente per eseguire verifiche
visive senza mai accedere a parti sotto tensione ed in ogni caso dovrà presentare:
sistemazione idonea, a portata di mano anche di disabili ma NON di bambini. Dovranno essere
pertanto tenute presenti, per le destinazioni/ubicazioni regolamentate al fine del "superamento
barriere architettoniche" (per la fruibilità dei servizi anche da parte dei disabili), le altezze
minime di collocazione dettate dal DM 236 (1989);
agibilità di sicurezza anche da persone NON 'addestrate';
eseguibilità delle manovre senza accesso a parti in tensione;
selettività funzionale delle eventuali protezioni circuitali in serie (in particolare per dispositivi
differenziali a diversa soglia di sensibilità).
Telecontrollo
Dovrà essere realizzato un sistema per il telecontrollo dell’impianto: a tal fine il quadro in
oggetto dovrà essere dotato di opportune morsettiere ausiliarie alle quali dovranno fare capo
contatti puliti da tensione per i segnali al/dal sistema di supervisione e controllo.
Dovranno essere pertanto previsti almeno i seguenti segnali per il sistema di supervisione:
1 contatto NA/NC per tutti gli interruttori;
1 contatto di avvenuto intervento dei relè di massima corrente;
1 contatto NA/NC di tutti i sezionatori;
1 contatto NA/NC di tutti i contattori;
1 contatto di intervento degli scaricatori;
1 contatto di allarme dei relè di presenza tensione;
nonché i segnali relativi ai valori misurati dagli strumenti installati (es. dai contatori di misura
dell’energia consumata).
5.6.9.1 Interruttori e sezionatori (FV)
Gli interruttori ed sezionatori dovranno essere adatti all’utilizzo in circuiti con elevate tensioni
in corrente continua, tipicamente riscontrabili negli impianti fotovoltaici, ad esempio nella
sezione di collegamento tra i pannelli e l’inverter.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.35
Gli interruttori dovranno essere conformi alla Norma CEI EN 60947-2 ed avere almeno le
seguenti caratteristiche:
doppia camera d’arco per l’estinzione in brevissimo tempo di corto circuiti in impianti in
corrente continua alimentati a elevata tensione;
attitudine al sezionamento;
tensione continua nominale: 1200Vcc;
Categoria di utilizzazione: A;
Categoria di sovratensione: III.
I sezionatori dovranno essere conformi alla Norma CEI EN 60947-3 ed avere almeno le seguenti
caratteristiche:
tensione continua nominale: 1200Vcc;
Categoria di utilizzazione: DC-21A;
Categoria di sovratensione: III.
5.6.9.2 Scaricatori di sovratensione (FV)
In relazione alle necessità del sistema di protezione dalla scariche atmosferiche previsto, gli
scaricatori potranno essere installati a protezione di:
singolo pannello fotovoltaico (cella+connessioni);
linea in corrente continua principale;
sezione di ingresso dell’inverter (lato corrente continua)
sezione di uscita dell’inverte (lato corrente alternata)
regolatore di carica delle batterie (per impianti stand-alone)
punto di consegna dell’energia (per impianti connessi alla rete).
Gli scaricatori di sovratensione per il sistema fotovoltaico dovranno possedere almeno le
seguenti caratteristiche minime:
cartucce estraibili, per manutenzione/sostituzione senza necessità di sezionare la linea;
contatto di segnalazione remota per il monitoraggio dello stato operativo;
riserva di funzionamento di sicurezza;
assenza di corrente di corto circuito susseguente;
nessun rischio in caso di inversione della polarità.
5.6.10 Protezioni contro le sovratensioni
Gli impianti fotovoltaici, essendo installazioni all’aperto, sono decisamente esposti al pericolo
di sovratensioni dovute alle scariche atmosferiche.
La valutazione del rischio può essere effettuata con il metodo contenuto nella Norma CEI 8110/2, per stabilire la sicurezza delle persone (R1) e la funzionalità dell’impianto (R4).
Sovratensioni sulle linee possono essere causate inoltre dalla chiusura e apertura di contatti o
dall’intervento di fusibili. Queste problematiche, interessano tipicamente la parte in corrente
alternata dell’impianto fotovoltaico.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.36
5.6.10.1 Impianto situato a terra
Fulminazione diretta
L’unica componente di rischio dovuto al fulmine da considerare è normalmente causata dal
pericolo per tensioni di contatto e di passo per cui, se il terreno presenta una resistività
superficiale superiore a 5kΩm non dovranno essere prese misure di protezione specifiche. Le
condizioni del suolo che permettono di ritenere l’impianto sicuro corrispondono ad esempio a:
asfalto di almeno 5cm di spessore;
ghiaia di almeno 15cm di spessore;
terreno roccioso.
In mancanza di tali condizioni, soprattutto se la frequenza di fulminazione nella regione è
particolarmente elevata, si dovrà prevedere un sistema di protezione (LPS) costituito da
captatori e dispersori, da realizzarsi in conformità a quanto richiesto nell’ambito della Norma
CEI 81-10.
Dovranno essere prese misure elettriche efficaci a ridurre gli effetti dell’accoppiamento resistivo
causato dalla fulminazione diretta su una linea, quali:
schermatura dei cavi;
installazione di soppressori di tensione (SPD) a Norma CEI EN 60099.
Fulminazione indiretta
Gli impianti fotovoltaici possono anche essere facilmente esposti alla fulminazione indiretta,
che è in grado di creare pericolose sovratensioni principalmente per accoppiamento induttivo, a
causa della tipica forma ad anello chiuso dei circuiti costituenti la parte in corrente continua.
I rimedi a questo tipo di inconveniente possono essere:
minimizzazione della spira di induzione (se possibile realizzare ad esempio due circuiti percorsi
da corrente opposta realizzare per ciascuna stringa di moduli);
installazione di scaricatori di sovratensione (SPD) ai terminali dei dispositivi sensibili, idonei alla
tensione di lavoro del circuito. Sono raccomandati SPD con fusibile incorporato e dispositivo di
segnalazione visiva dato che, essendo in derivazione all’impianto, la perdita dello scaricatore
non pregiudica il funzionamento dello stesso;
barriere esterne, soprattutto a protezione dell’inverter.
5.7 Sistema di misura (non fiscale)
5.7.1
Sistema di misura (non fiscale)
Il sistema fotovoltaico dovrà essere dotato di idonea strumentazione destinata a:
misura dello stato generale del sistema;
misura dell’energia prodotta e delle ore di funzionamento;
acquizione dati per il monitoraggio analitico del sistema.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.37
5.7.2
Monitoraggio analitico: segnali previsti
I segnali relativi alle grandezze da monitorare dovranno essere resi disponibili su idonee
morsettiere, utilizzando la seguente tipologia di sensori/convertitori:
irraggiamento solare:
solare solarimetro installato su un piano parallelo al piano dei moduli, in
posizione centrale rispetto al generatore FV e tale da non provocare ombreggiamenti reciproci;
temperatura ambiente:
ambiente sonda termometrica;
temperatura moduli:
moduli sonda termometrica PT100 a 4 fili sul retro di una cella centrale di uno dei
moduli dell’area centrale del campo fotovoltaico;
corrente (continua ed alternata):
alternata) convertitori ad inserzione diretta con foro passante, con
segnale di uscita 0-10Vcc;
tensione (continua ed alternata):
alternata) convertitore ad inserizione diretta con segnale di uscita 010Vcc;
potenza attiva:
attiva convertitore monofase o trifase ad inserzione semidiretta (TA 15/5) con segnale
di uscita ± 0-10Vcc.
6
PARALLELO CON LA RETE DEL DISTRIBUTORE
L’impianto fotovoltaico sarà connesso in parallelo alla rete pubblica del distributore e dovranno
pertanto essere rispettate le regole di connessione del distributore stesso: in particolare si
dovrà evitare di introdurre disturbi in rete che diminuiscano la qualità del servizio e di
alimentare la rete stessa fuori servizio.
Le prescrizioni di riferimento in materia sono la Norma CEI 11-20 (e varianti) relativa a impianti
di produzione collegati alle reti di I e II categoria e le disposizioni del singolo Distributore di
energia elettrica. In ambito ENEL, si dovranno considerare la Guida per le connessioni alla rete
Enel di Distribuzione (edizione Dicembre 2009) che stabilisce i criteri di allacciamento alle reti
di Enel Distribuzione di BT e MT.
Ulteriori riferimenti sono contenuti nella Norma CEI 0-16 “Regole tecniche di connessione”
(RTC) sulla connessione di utenti attivi e passivi alla rete di MT e AT.
Il livello di tensione a cui il generatore fotovoltaico è connesso dipende dalla potenza generata
e naturalmente dalla disponibilità locale della rete. indicativamente per potenze superiori a
100kW si ha l’allaccio alla media tensione. Un punto da sottolineare, relativamente
all’applicazione fotovoltaica, è l’unicità del punto di connessione alla rete elettrica, che non
deve essere condiviso da un altro impianto fotovoltaico, al fine di effettuare una corretta
contabilizzazione dell’energia scambiata. Al limite, nel caso di strutture di grandi dimensioni, è
possibile realizzare più di un impianto ma ciascuno deve essere fornito del proprio allaccio alla
rete del distributore.
6.1 Connessione alla rete
rete BT del distributore (>20kw)
L’impianto fotovoltaico, di potenza superiore a 20kW, sarà connesso in parallelo alla rete
pubblica in BT del distributore.
Le caratteristiche della rete ed i vincoli da rispettare sono riassunti nella seguente tabella.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.38
Caratteristica/vincolo
Caratteristica/vincolo
Valore
Descrizione del collegamento (3F+N)
3F + N
Tensione nominale (Un)
400V 50Hz
Corrente di corto circuito presunta nel punto di
16kA
consegna
Stato del neutro
6.1.1
TT
TA E TV di protezione
Le caratteristiche costruttive, di installazione e di funzionamento dei TA e TV dovranno essere
almeno le seguenti:
Trasformatori di corrente
fattore limite di precisione tale da garantire il corretto funzionamento della protezione
associata;
ubicazione in prossimità dell’apparecchio di protezione interessato e se separati da quelli di
interruzione, a valle di questi ultimi rispetto alla sorgente di alimentazione;
caratteristiche termiche e dinamiche adeguate all’intensità ed alla durata delle correnti di corto
circuito nel punto di installazione.
Trasformatori di tensione
protezione sul lato del primario con fusibili idonei o separabili dalla rete in caso di guasto dei
trasformatori stessi;
idonei a sopportare un carico totale contenuto nei limiti erogabili dai trasformatori stessi, nella
classe di funzionamento prevista;
adozione di mezzi atti a prevenire i fenomeni di ferrorisonanza nel caso di trasformatori inseriti
tra fase e terra nei sistemi con neutro isolato.
6.1.2
TA E TV di misura
I trasformatori di misura dovranno essere conformi alle seguenti norme:
CEI EN 60044-1 - Classificazione CEI 38-1: Trasformatori di misura Parte 1: Trasformatori di
corrente;
CEI EN 60044-2 - Classificazione CEI 38-2: Trasformatori di misura Parte 2: Trasformatori di
tensione induttivi;
CEI 38-4 - Classificazione CEI 38-4: Trasformatori di misura Parte 3: Trasformatori combinati.
I
trasformatori
dovranno
consentire
all’operatore
di
procedere
senza
alcun
pericolo
all’espletamento delle seguenti funzioni:
esecuzione sul posto delle verifiche e delle prove tramite apposite morsettiere;
verifica delle connessioni secondarie;
sostituzione dei trasformatori.
I trasformatori destinati alle misure fiscali potranno essere utilizzati anche per altri scopi,
purché i trasformatori di corrente siano provvisti di nuclei separati ed i trasformatori di
tensione abbiano avvolgimenti e morsettiere secondarie separate da quelle sigillate per le
misure fiscali.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.39
6.1.3
Prescrizioni ENEL
Il presente paragrafo riporta in sintesi le principali prescrizioni ENEL riguardo le modalità di
connessione alla rete di distribuzione di bassa tensione contenute nel GUIDA PER LE
CONNESSIONI ALLA RETE ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE edizione Dicembre 2009
Dispositivo generale
Il dispositivo generale ha il compito di separare l’impianto del cliente dalla rete pubblica ed è
costituito da un interruttore con sganciatori di massima corrente idoneo al sezionamento
secondo i requisiti della Norma CEI 64-8; può eventualmente essere di tipo differenziale. E’
posto a valle del gruppo di misura dell’energia.
Dispositivo di interfaccia
Il dispositivo di interfaccia è asservito alle protezioni di interfaccia e separa la generazione, il
campo fotovoltaico nel caso specifico, dal resto della rete impedendo il funzionamento in isola.
Il dispositivo di interfaccia si deve aprire in caso di mancanza di tensione in rete o a seguito
dell’apertura dell’interruttore generale dell’impianto utilizzatore, ovvero deve essere a
sicurezza intrinseca. Pertanto deve essere comandato
da una bobina di minima tensione,
alimentata in serie ai contatti di scatto dei relè della protezione di interfaccia, la quale deve
determinare l’apertura del dispositivo di interfaccia sia in caso di intervento o guasto interno
alle protezioni, sia per mancanza dell’alimentazione ausiliaria.
Nell’intero impianto dev’essere presente in generale un unico dispositivo di interfaccia anche in
presenza di più inverter.
Dispositivo di generatore
E’ il dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun gruppo generatore, tale da escludere il
singolo gruppo in condizioni di "aperto".
Sono ammesse le seguenti tipologie di dispositivi di generatore:
interruttore automatico con sganciatore di apertura;
contattore combinato con fusibile o con interruttore automatico;
commutatore (inteso come interruttore di manovra CEI EN 60947-3), combinato con fusibile o
con interruttore automatico.
L’esecuzione del dispositivo di generatore deve soddisfare i requisiti sul sezionamento della
Norma CEI 64-8.
Se nell’impianto è presente un solo inverter l’interruttore è unico e può svolgere anche la
funzione di interfaccia.
Se non è presente alcun utilizzatore locale (sola produzione) il dispositivo di interfaccia può
coincidere con l’interruttore generale.
Altre prescrizioni impiantistiche
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.40
Per impianti di produzione collegati alla rete mediante convertitori statici, deve essere garantita
la separazione metallica fra la rete pubblica in c.a. e la parte in c.c dei convertitori mediante
trasformatore di isolamento a frequenza industriale (obbligatoriamente per gli impianti >
20kW).
L’inverter, la protezione di interfaccia e il dispositivo di interfaccia (se interno all’inverter)
devono essere verificati e certificati da organismo in possesso di certificazione EN 45011 o EN
ISO/IEC 17020, in base alle prove eseguite in un laboratorio accreditato EA (European
cooperation for Accreditation), che rilascia dichiarazione di conformità per il componente
provato.
6.1.4
Misura dell’energia (BT>20kW)
Per l’impianto fotovoltaico installato dovrà essere misurata:
l’energia prodotta;
l’energia immessa in rete;
l’energia prelevata dalla rete.
La misura dell’energia (attiva e reattiva) scambiata con la rete sarà in genere effettuata da un
unico contatore bidirezionale ma potranno essere ammessi anche contatori indipendenti.
La misura richiederà:
installazione e manutenzione del gruppo di misura;
letture e registrazioni periodiche delle misure;
comunicazione delle stesse ai soggetti interessati.
6.1.5
Gruppi di misura (BT>20kW)
I gruppi di misura dovranno essere conformi a quanto prescritto dalle Normative di riferimento
ed in particolare dovranno:
essere in grado di misurare l’energia elettrica su base oraria;
essere idonei all’interrogazione e all’acquisizione per via telematica.
Il gruppo di misura dovrà essere installato il più vicino possibile all’inverter, in locale dedicato.
In particolare tale locale dovrà:
essere accessibile al produttore e al Distributore;
avere altezza di almeno 2m e larghezza di almeno 1m, al netto di ingombri;
avere adeguata illuminazione (150lux minimi) e aerazione (0,25 ricambi orari).
L’energia prodotta può essere misurata subito a valle del parallelo tra le linee in uscita dai
diversi inverter dato che l’allaccio avviene direttamente in bassa tensione.
L’inserzione dei gruppi di misura sarò di tipo semidiretta, cioè con TA per le misure in corrente
e diretta (senza TV) per le misure in tensione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.41
6.1.6
Misure antifrode (connessione BT)
L’installazione del sistema di misura fiscale dovrà essere conforme ai requisiti antifrode
rispondenti alla Norma CEI “Sistemi di misura dell’energia elettrica – Composizione, precisione
e verifica”.
In particolare il sistema di misura dovrà essere installato in modo che risulti protetto dagli
agenti atmosferici e condizioni ambientali eccezionali e dovrà essere di tipo sigillabile.
Appositi sigilli dovranno essere applicati nei seguenti punti riguardanti il circuito della misura,
in modo da proteggere e segregare le relative apparecchiature:
contatori con le relative morsettiere o il quadro di alloggiamento dei medesimi;
eventuali TA dedicati al sistema di misura;
dispositivo di comunicazione, se accessibile.
Eventuali ulteriori parti del circuito di misura, se accessibili, dovranno essere opportunamente
protette e sigillate. L’accesso ai circuiti di misura non dovrà essere possibile senza la rimozione
dei sigilli.
Il contatore, dopo la messa in servizio non dovrà subire alcuna riprogrammazione. Eventuali
attività di riprogrammazione dovranno essere comunicate all’Ente Distributore: in particolare, le
interfacce di programmazione locale e/o remota dovranno essere dotate di un sistema di codici
di accesso che limitino le funzioni di programmazione.
6.2
Connessione alla rete MT del distributore
L’impianto fotovoltaico sarà connesso in parallelo alla rete pubblica in MT del distributore.
Le caratteristiche della rete ed i vincoli da rispettare sono riassunti nella seguente tabella.
Caratteristica/vincolo
Valore
Descrizione del collegamento (3F
3F
Tensione nominale di servizio (Un)
15 kV
Frequenza di servizio
50Hz
Tensione nominale di isolamento
24 kV
Corrente di corto circuito presunta nel punto di
16 KA 1 sec
consegna
Stato del neutro
6.2.1
TN-S
TA e TV di protezione
Le caratteristiche costruttive, di installazione e di funzionamento dei TA e TV dovranno essere
almeno le seguenti:
Trasformatori di corrente
fattore limite di precisione tale da garantire il corretto funzionamento della protezione
associata;
ubicazione in prossimità dell’apparecchio di protezione interessato e se separati da quelli di
interruzione, a valle di questi ultimi rispetto alla sorgente di alimentazione;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.42
caratteristiche termiche e dinamiche adeguate all’intensità ed alla durata delle correnti di corto
circuito nel punto di installazione.
Trasformatori di tensione
protezione sul lato del primario con fusibili idonei o separabili dalla rete in caso di guasto dei
trasformatori stessi;
idonei a sopportare un carico totale contenuto nei limiti erogabili dai trasformatori stessi, nella
classe di funzionamento prevista;
adozione di mezzi atti a prevenire i fenomeni di ferrorisonanza nel caso di trasformatori inseriti
tra fase e terra nei sistemi con neutro isolato.
6.2.2
TA e TV di misura
I trasformatori di misura dovranno essere conformi alle seguenti norme:
CEI EN 60044-1 - Classificazione CEI 38-1: Trasformatori di misura Parte 1: Trasformatori di
corrente;
CEI EN 60044-2 - Classificazione CEI 38-2: Trasformatori di misura Parte 2: Trasformatori di
tensione induttivi;
CEI 38-4 - Classificazione CEI 38-4: Trasformatori di misura Parte 3: Trasformatori combinati.
I
trasformatori
dovranno
consentire
all’operatore
di
procedere
senza
alcun
pericolo
all’espletamento delle seguenti funzioni:
esecuzione sul posto delle verifiche e delle prove tramite apposite morsettiere;
verifica delle connessioni secondarie;
sostituzione dei trasformatori.
I trasformatori destinati alle misure fiscali potranno essere utilizzati anche per altri scopi,
purché i trasformatori di corrente siano provvisti di nuclei separati ed i trasformatori di
tensione abbiano avvolgimenti e morsettiere secondarie separate da quelle sigillate per le
misure fiscali.
6.2.3
Misura dell’energia (BT>20kW)
Per l’impianto fotovoltaico installato dovrà essere misurata:
l’energia prodotta;
l’energia immessa in rete;
l’energia prelevata dalla rete.
La misura dell’energia (attiva e reattiva) scambiata con la rete sarà in genere effettuata da un
unico contatore bidirezionale ma potranno essere ammessi anche contatori indipendenti.
La misura richiederà:
installazione e manutenzione del gruppo di misura;
letture e registrazioni periodiche delle misure;
comunicazione delle stesse ai soggetti interessati.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.43
6.2.4
Gruppi di misura (BT>20kW)
I gruppi di misura dovranno essere conformi a quanto prescritto dalle Normative di riferimento
ed in particolare dovranno:
essere in grado di misurare l’energia elettrica su base oraria;
essere idonei all’interrogazione e all’acquisizione per via telematica.
essere certificati UTF
Il gruppo di misura dovrà essere il più vicino possibile all’inverter. In particolare il locale
dedicato dovrà:
essere accessibile al produttore e al Distributore;
avere altezza di almeno 2m e larghezza di almeno 1m, al netto di ingombri;
avere adeguata illuminazione (150lux minimi) e aerazione (0,25 ricambi orari).
Se è prevista una cessione totale dell’energia non sarà sufficiente il contatore dell’energia
immessa in rete installato dal distributore, sarà necessario misurare l’energia a valle degli
inverter di bassa tensione.
In presenza di più inverter possono essere installati più gruppi di misura, le cui misure devono
poi essere sommate.
L’ inserzione dei gruppi di misura dovrà essere indiretta, cioè con TA e TV.
6.2.5
Prescrizioni ENEL
Il presente paragrafo riporta in sintesi le principali prescrizioni ENEL riguardo le modalità di
connessione alla rete di distribuzione di media tensione contenute nella GUIDA PER LE
CONNESSIONI ALLA RETE ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE edizione Dicembre 2009
Dispositivo generale
Il dispositivo generale permette la separazione tra l’impianto utilizzatore locale e la rete. Potrà
essere un interruttore in esecuzione estraibile con sganciatore di apertura oppure un
interruttore con sganciatore di apertura e sezionatore da installare sul lato rete ENEL
dell'interruttore. In assenza di carichi del Cliente Produttore o se tutta la rete del Cliente
Produttore può funzionare in isola, la funzione del dispositivo d'interfaccia potrà essere svolta
dal dispositivo generale, in tal caso:
il dispositivo dovrà essere equipaggiato con doppi circuiti di apertura e bobina a mancanza di
tensione su cui dovranno agire rispettivamente le protezioni generali e d'interfaccia;
i TV previsti per l'alimentazione delle protezioni di interfaccia, dovranno essere posti a monte
dell'interruttore generale (fra l'interruttore ed il sezionatore che in questo caso diventa
indispensabile) ed inseriti, lato MT, tramite fusibili di calibro opportuno.
Si tenga comunque presente che al dispositivo generale+interfaccia non potrà essere associata
anche la funzione di dispositivo di generatore (in pratica fra la generazione e la rete ENEL
devono essere sempre presenti due interruttori in serie tra loro o, in alternativa, un interruttore
ed un contattore).
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.44
La protezione generale deve aprire l'interruttore associato in modo tempestivo e selettivo
rispetto al dispositivo della rete pubblica, onde evitare che i guasti sull'impianto del Cliente
Produttore provochino la disalimentazione di tutta l'utenza sottesa alla stessa linea MT.
A tal fine il Cliente Produttore deve installare una protezione generale di massima corrente e
una protezione contro i guasti a terra.
Dispositivo di interfaccia
Il dispositivo di interfaccia dovrà essere unico per tutto l’impianto e conforme alle disposizioni
dell’ente distributore.
Il dispositivo di interfaccia potrà essere un interruttore automatico con sganciatore di minima
tensione, ma è ammesso anche un contattore combinato con fusibili equipaggiato con bobina
di sgancio a minima tensione.
Dispositivo di generatore
E’ il dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun gruppo generatore, tale da escludere il
singolo gruppo in condizioni di "aperto".
Sono valide le stesse prescrizioni riferite all’allacciamento in BT, pertanto saranno ammesse le
seguenti tipologie di dispositivi di generatore:
interruttore automatico con sganciatore di apertura;
contattore combinato con fusibile o con interruttore automatico;
commutatore (inteso come Interruttore di manovra CEI EN 60947-3), combinato con fusibile o
con interruttore automatico.
L’esecuzione del dispositivo di generatore dovrà soddisfare i requisiti sul sezionamento della
Norma CEI 64-8.
Se nell’impianto è presente un solo inverter l’interruttore sarà unico e potrà svolgere anche la
funzione di interfaccia.
6.2.6
Misure antifrode (connessione MT)
L’installazione del sistema di misura fiscale dovrà essere conforme ai requisiti antifrode dettati
dalla Norma CEI “Sistemi di misura dell’energia elettrica – Composizione, precisione e verifica”.
Il gruppo di misura dovrà pertanto prevedere le seguenti misure antifrode:
sigillatura delle calotte dei contatori, delle morsettiere di TV e TA e delle eventuali morsettiere
di sezionamento;
impiego di cavi schermati a terra o cavi non schermati posati entro tubi protettivi in acciaio, per
evitare manomissioni dei cavi secondari del gruppo di misura;
Il contatore, dopo la messa in servizio non dovrà subire alcuna riprogrammazione. Eventuali
attività di riprogrammazione dovranno essere comunicate ad ENEL: in particolare, le interfacce
di programmazione locale e/o remota dovranno essere dotate di un sistema di codici di accesso
che limitino le funzioni di programmazione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.45
6.2.7
Documentazione di allaccio ENEL rete MT
La messa in parallelo di un gruppo di generazione alla rete ENEL è subordinata all'esecuzione
degli impianti e delle verifiche di spettanza del Cliente Produttore in modo conforme a quanto
prescritto nelle seguenti disposizioni.
Per l'allacciamento, il Cliente Produttore dovrà fornire la seguente documentazione:
planimetria con indicazione dell'ubicazione dell'impianto;
schema elettrico unifilare dell'impianto;
caratteristiche elettriche dei trasformatori di connessione alla rete; in particolare sono necessari
i seguenti dati:
Trasformatori:
Potenza nominale (kVA)
Tensione primaria (kV)
Tensione secondaria (kV)
Tensione di corto circuito (%)
Perdite a vuoto (%)
Perdite a carico (W)
Collegamento e Gruppo CEI
Il Cliente Produttore dovrà inoltre fornire tutta la documentazione indicata nella GUIDA PER LE
CONNESSIONI ALLA RETE ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE edizione dicembre 2009,
necessaria per l'allacciamento dei Clienti passivi e in particolare:
descrizione (tipi e caratteristiche) del dispositivo generale, dello o dei dispositivi di interfaccia e
dello o dei dispositivi di generatore; descrizione delle protezioni adottate e dei parametri di
intervento dei dispositivi sopraddetti; schema unifilare dell'impianto, in particolare la parte MT,
da dispositivo generale ai dispositivi dei generatori con indicazione dei possibili assetti di
esercizio;
nel caso di alimentazione di emergenza, descrizione dei dispositivi di blocco adottati contro il
collegamento in parallelo con l’alimentazione normale.
Dichiarazione di conformità dell’impianto di terra ai sensi dell’art.2 del DPR 22 ottobre 2001 n.
462 costituita da un attestato dell’installatore ai sensi della legge DM 37-08.
7
VALUTAZIONI ECONOMICHE
Nella seguente sezione saranno forniti alcuni criteri che permettano al progettista dll’impianto
fotovoltaico di valutare la convenienza economica dell’installazione e di guidarlo verso la
soluzione contrattuale che meglio si adatti al caso in questione.
7.1 Conto energia e tariffe incentivanti
Sulla base di considerazioni economiche e ambientali, negli ultimi anni si è notevolmente
accresciuto a livello internazionale l’interesse verso lo sfruttamento delle fonti rinnovabili per la
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.46
produzione di energia elettrica. Ciò ha spinto molti paesi industrializzati a promuovere
legislazioni che ne agevolino la realizzazione e la diffusione sul territorio.
Nell’ambito del fotovoltaico in Italia è stato istituito il Conto Energia, un meccanismo di
incentivazione che remunera l’energia elettrica prodotta con impianti fotovoltaici allacciati alla
rete del Distributore attraverso l’applicazione di apposite tariffe incentivanti. I requisiti degli
impianti che vogliano usufruire di tale sistema, le tariffe incentivanti e i relativi meccanismi di
applicazione e concessione delle stesse, sono regolamentati dal Decreto Ministeriale del
05/05/2011.
7.2 Gestione dell’energia prodotta
Il Conto Energia prevede che, oltre al beneficio derivante dall’incentivo, il cliente produttore
possa decidere come utilizzare l’energia elettrica generata dal proprio impianto fotovoltaico.
A questo proposito vengono fornite alcune possibilità:
Consumo di tutta l’energia prodotta da parte degli impianti dell’ utente;
Vendita totale dell’energia;
Consumo parziale dell’energia prodotta e vendita dell’eccedenza.
In funzione di tali possibilità, per un impianto connesso alla rete di distribuzione pubblica
possono essere stipulati due tipi di vincolo contrattuale:
vendita dell’energia, totale o parziale;
scambio sul posto, preferibilmente per consumo di tutta l’energia prodotta.
Per chiarimenti sulla soluzione adottata si faccia riferimento al paragrafo dedicato.
7.3 Vendita dell’energia
L’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici sarà destinata alla vendita totale.
Il ritiro fisico dell’energia viene effettuato dal Distributore, anche se è il Gestore del Sistema
Elettrico (GSE) che la ritira commercialmente e la rivende sul mercato elettrico.
La vendita dell’energia potrà essere di tipo:
diretto,
diretto ovvero se l’energia è venduta in borsa, previa iscrizione al mercato dell’energia elettrica
regolato dal Gestore del Mercato Elettrico (GSE). In alternativa può anche essere stipulato un
contratto bilaterale con un grossista di energia elettrica, ad un prezzo concordato con lo stesso,
il quale regolerà con TERNA i corrispettivi derivanti dal servizio di dispacciamento;
indiretto,
indiretto in cui l’acquirente è il GSE. L’Autorità stabilirà i prezzi minimi garantiti per l’energia
immessa in rete. Per impianti di potenza inferiore a 1 MW, il prezzo a cui l’energia è venduta
varia secondo scaglioni di produzione annuale in MWh. Agli impianti di potenza superiore a 1
MW e tutti quelli che abbiano una produzione annuale superiore a 2000 MWh è riconosciuto il
prezzo di cessione dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato
vincolato.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.47
7.4 Efficienza dell’impianto
La producibilità dell’impianto fotovoltaico può essere valutata rigorosamente attraverso
l’applicazione del procedimento contenuto nella Norma UNI 8477, che permette di calcolare con
buona precisione l’energia raggiante sull’impianto e di conseguenza ricavare la produzione
elettrica in base ai moduli utilizzati. Tutto ciò ovviamente viene svolto considerando
attentamente il sito di installazione e valutando la presenza e l’influenza di possibili cause di
ombreggiamento.
Tuttavia, in fase preliminare, è possibile effettuare uno studio di fattibilità dell’impianto
fotovoltaico servendosi della seguente formula:
Producibilità = Pnom* k * R
Pnom = potenza nominale dell’impianto, intesa semplicemente come potenza installata
(potenza di un modulo moltiplicata per il numero di moduli impiegati);
k = coefficiente correttivo da applicare alla radiazione solare su superficie orizzontale per
ottenere la radiazione solare su superfici diversamente orientate e inclinate, i cui valori sono
riportati nelle tabelle riportate nei seguenti paragrafi del presente capitolato, al variare della
latitudine;
R = radiazione solare media annuale sul piano orizzontale (kWh/m2), i cui valori possono
essere ricavati per tutte le provincie italiane dalle tabelle contenute nella Norma UNI10349.
7.4.1
Impianto situato nell’Italia settentrionale
Il sito in cui sarà installato il generatore fotovoltaico si trova nell’Italia settentrionale. Il
coefficiente per il quale deve essere moltiplicato il valore di irraggiamento medio annuale su
superficie orizzontale della provincia di interesse può essere estrapolato dalla seguente tabella,
al variare dell’inclinazione e dell’orientamento dei moduli fotovoltaici.
Impianto situato in Italia settentrionale (latitudine 44° N)
Inclinazione
Orientamento moduli
moduli
0° (Sud)
+/- 15°
+/- 30°
+/-45°
+/- 90°
0°
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
10°
1,07
1,06
1,06
1,04
0,99
15°
1,09
1,09
1,07
1,06
0,98
20°
1,11
1,10
1,09
1,07
0,96
30°
1,13
1,12
1,10
1,07
0,93
40°
1,12
1,11
1,09
1,05
0,89
50°
1,09
1,08
1,05
1,02
0,83
60°
1,03
0,99
0,96
0,93
0,77
70°
0,95
0,95
0,93
0,89
0,71
90°
0,74
0,74
0,73
0,72
0,57
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.48
Si evidenzia ancora una volta che la valutazione fatta con questo metodo non tiene conto delle
perdite del sistema derivanti dai rendimenti dei vari componenti dell’impianto e da effetti di
ombreggiamento presenti nel sito di installazione. Per la valutazione dell’influenza che un
ostacolo può avere sulla produzione energetica dell’impianto si rimanda al procedimento
contenuto nella Norma UNI 8477.
In assenza di problematiche di questo tipo, la producibilità ottenuta si può ritenere realistica,
con uno scostamento del 10-15% rispetto al valore reale e può essere utilizzata per valutare la
convenienza dell’impianto fotovoltaico.
7.5 Rispondenza ai requisiti tecnici dell’allegato 1 al
all’ex DM 1919-0202-2007
L’impianto dovrà essere realizzato con componenti che assicurino l'osservanza delle due
seguenti condizioni:
a) Pcc
Pcc > 0,85 * Pnom * I/Istc,
dove:
- Pcc e la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico, con
precisione migliore del ± 2%;
- Pnom e la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
- I e l'irraggiamento [W/m2] misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ± 3%;
- Istc, pari a 1000 W/m2, e l'irraggiamento in condizioni di prova standard;
Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m2.
b) Pca > 0,9 * Pcc
dove:
Pca e la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di conversione della
corrente generata dai moduli fotovoltaici continua in corrente alternata, con precisione migliore
del 2%. La misura della potenza Pcc e della potenza Pca deve essere effettuata in condizioni di
irraggiamento (I) sul piano dei moduli superiore a 600 W/m2. Qualora nel corso di detta misura
venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli, misurata sulla faccia posteriore dei
medesimi, superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in temperatura della potenza stessa. In
questo caso la condizione a) precedente diventa:
a') Pcc > (1 - Ptpv - 0,08) * Pnom * I/Istc
Ove Ptpv indica le perdite termiche del generatore fotovoltaico (desunte dai fogli di dati dei
moduli), mentre tutte le altre perdite del generatore stesso (ottiche, resistive, caduta sui diodi,
difetti di accoppiamento) sono tipicamente
assunte pari all'8%.
Nota:
Le perdite termiche del generatore fotovoltaico Ptpv, nota la temperatura
delle celle fotovoltaiche Tcel, possono essere determinate da:
Ptpv = (Tcel - 25) * y/100
oppure, nota la temperatura ambiente Tamb da:
Ptpv = [Tamb - 25 + (NOCT - 20) * I / 800] * y /100
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.49
dove:
y Coefficiente di temperatura di potenza (parametro, fornito dal costruttore, per moduli in
silicio cristallino e tipicamente pari a 0,4 ÷ 0,5%/°C);
NOCT Temperatura nominale di lavoro della cella (parametro, fornito dal costruttore, e
tipicamente pari a 40 ÷ 50%/ °C, ma puo arrivare a 60 °C per moduli in retrocamera).
Tamb Temperatura ambiente; nel caso di impianti in cui una faccia del modulo sia esposta
all'esterno e l'altra faccia y sia esposta all'interno di un edificio (come accade nei lucernai a
tetto), la temperatura da considerare sarà la media tra le due temperature.
Tcel è la temperatura delle celle di un modulo fotovoltaico; puo essere misurata mediante un
sensore termoresistivo (PT100) attaccato sul retro del modulo.
8
IMPIANTI E SISTEMI DI SUPPORTO
In questa sezione vengono descritti gli impianti ed i sistemi non coinvolti direttamente nel
funzionamento dell’impianto fotovoltaico, ma a “supporto” dello stesso, quali:
-
un sistema di automazione e telecontrollo per la segnalazione remota dell’energia
prodotta;
-
un
sistema
di
automazione
e
telecontrollo
per
la
segnalazione
di
guasti
e
malfunzionamenti;
-
un impianto di anti-intrusione;
-
un impianto di videosorveglianza.
-
un impianto di illuminazione esterna del sito;
8.1 SISTEMA DI AUTOMAZIONE E TELECONTROLLO (FV)
8.1.1
Automazione e telecontrollo per la segnalazione remota dell’energia prodotta e per la
segnalazione di guasti e anomalie
L’impianto sarà dotato di un sistema di automazione e telecontrollo per la gestione completa da
postazione locale e da remoto.
Il sistema dovrà permettere la misura della produzione di energia e l’acquisizione dello stato
generale dell’impianto (anomalie, allarmi, posizioni, ecc..), nonchè la modifica di parametri di
controllo o di assetti di funzionamento.
Il sistema potrà essere composto da più unità di controllo distribuite, installate localmente
presso gli impianti/sistemi/locali da controllare, con il compito di acquisire i segnali e di
trasmettere i comandi, e da uno o più centri di controllo / unità centrale, provvisti di unità di
visualizzazione, in grado di rendere disponibili, per ciascun inverter installato, almeno le
seguenti funzioni:
Visualizzazione locale (es. su display locale) e remota delle seguenti grandezze elettriche:
3 Tensioni di fase/concatenate;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.50
Corrente immessa in rete per ogni singola fase;
Potenza attiva generata dall’impianto, per ogni fase.
Potenza reattiva generata dall’impianto, per ogni fase.
Misura del fattore di potenza (cos f), di ogni fase.
Misura della frequenza di rete, per ogni fase.
Stato degli I/O digitali (posizione contattori, interruttori, allarmi, ecc.);
Energia prodotta dall’impianto, per di ogni fase.
Memorizzazione dati statistici.
Possibilità di variazione dei parametri da posizione locale e remota:
Chiamata/invio SMS al centro di controllo in concomitanza di allarmi predefiniti.
8.1.2
Sistema di BUS
Con il termine BUS si indica un sistema sequenziale di trasporto di segnali elettrici che
rappresentano informazioni codificate secondo modalità predefinite denominate protocolli. Nei
sistemi con tecnica a BUS, i vari dispositivi facenti parte dell’impianto (terminali o nodi) sono
collegati tra loro per mezzo di un supporto di comunicazione che può essere realizzato per
mezzo di:
cavi bipolari intrecciati;
cavi coassiali;
fibre ottiche;
raggi infrarossi;
onde radio;
onde convogliate.
I sistemi BUS dovranno soddisfare in quanto applicabile le seguenti caratteristiche:
rispondenza alle Norme CEI EN 50090 “Sistemi Elettronici per la Casa e l’Edificio, HBES”;
specifiche tecniche pubblicamente disponibili;
possibilità di gestire apparecchi di diversi fornitori, in termini di disponibilità, interoperabilità,
ampliamento di sistemi esistenti con apparecchi di forniti da diversi costruttori.
Sistemi proprietari non rispondenti totalmente alle Norme CEI EN 50090 potranno essere
utilizzati, purchè possiedano almeno i requisiti funzionali e di sicurezza della Norma CEI EN
50090-2-2.
La topologia del cablaggio realizzabile tra i dispositivi (terminali o nodi) del sistema, in
relazione al sistema di BUS impiegato ed alle indicazioni del costruttore potrà assumere diverse
configurazioni: lineare, albero, stella, anello o loro combinazione.
8.1.3
Unità centrale
Sarà prevista l’installazione di una unità centrale, dedicata alla gestione dell’intero impianto di
automazione.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.51
L’unità sarà di tipo a PLC e sarà collegata alle unità periferiche distribuite a bordo attraverso un
BUS di campo: il protocollo di comunicazione utilizzato sul BUS (MODBUS, PROFIBUS, Ethernet,
KNX/EIB, ecc) dovrà essere scelto in base alle necessità di estensione della rete ed alla capacità
di interfacciamento con le apparecchiature in campo.
L’unità sarà poi collegata all’unità di visualizzazione. Per rendere disponibile graficamente lo
stato degli impianti ed il loro controllo all’operatore.
L’unità potrà essere installata entro il quadro di distribuzione principale, la postazione di
comando o in contenitore dedicato: dovranno comunque essere presi i necessari accorgimenti
per garantire la massima affidabilità dell’elettronica dell’unità, prevedendo ad esempio
contenitori stagni (almeno IP65) e schermati, nonché montati su supporti antivibrazioni ed
antishock.
Qualora sia richiesta la ridondanza del sistema di controllo potrà essere prevista l’installazione
di una seconda unità principale, con funzionamento:
in stand-by caldo, ovvero funzionamento costante in parallelo all’unità principale ed in grado di
prendere in carico l’intero sistema senza interruzione in caso di fallimento dell’unità principale
stessa;
in stand-by freddo, ovvero già programmata con le stesse funzioni dell’unità principale ed in
grado di essere sostituita alla stessa in tempi ridotti.
8.1.4
Orologio astronomico-crepuscolare
Il sistema sarà dotato di interruttore atronomico crepuscolare, che permettera di definire
funzioni di calcolo automatico del periodo di controllo del funzionamento degli inverter, con
adattamento automatico alla differente durata del giorno durante l’anno, in modo da evitare
l’innescarsi di alse condizioni di allarme del sistema, dovute ad esempio allo spegnimento
dell’inverter durante le ore notturne.
L’orologio (o il sistema di controllo) dovrà inoltre permettere di definire parametri tipici del
luogo di installazione, ovvero di specificare latitudine e longitudine per permenttere una
configurazione ottimale del controllo su inizio produzione degli inverter.
8.1.5
Moduli periferici
I moduli periferici del sistema di automazione saranno installati localmente in prossimità degli
impianti o degli ambienti a cui saranno asserviti.
I moduli potranno essere costituiti da:
unità di elaborazione distribuite (unità tipo SLAVE), ovvero unità in grado di gestire localmente
un
determinato
sistema/impianto,
eventualmente
anche
in
maniera
autonoma,
ma
normalmente subordinate all’unità centrale;
moduli digitali, per la gestione di ingressi e uscite di tipo digitale, ovvero per l’acquisizione di
dati quali stati (on-off), posizioni (aperto/chiuso/intervento) ed allarmi e l’invio di comandi da
remoto (avvio/arresto/apertura/chiusura);
moduli analogici, per la gestione di ingressi e uscite di tipo analogico, ovvero per l’acquisizione
di dati quali misure, posizioni relative, livelli di liquido, ecc, e l’invio di comandi parzializzati,
quali regolazioni di posizione, nuovi set-point, ecc;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.52
moduli di interfaccia, per la connessione a determinati tipi di impianti/sistemi provvisti di
interfacce di comunicazione, ad esempio seriali.
8.2 Linea telefonica ADSL
Dovrà essere prevista una linea telefonica ADSL per la telelettura e per il telecontrollo delle
misure a distanza, a totale carico del Concessionario.
8.3 Impianto di allarme antintrusione ed antieffrazione
La sicurezza ottenibile per proteggere l’unità di tipo isolato da effrazioni e/o intrusioni è
funzione del numero di barriere funzionalmente concentriche che risulta possibile realizzare,
qualunque sia la loro struttura fisica.
Tali barriere saranno costituite da opportuni mezzi fisici, quali pareti, porte, cancelli, controllati
da un certo numero di rivelatori di diverso tipo, in funzione della porzione affidata alla loro
sorveglianza.
8.3.1
Messa a terra funzionale per impianti antintrusione ed antieffrazione
Qualora
per
ragioni
funzionali
una
massa
e/o
un
conduttore/polo
di
determinate
apparecchiature in bassa o bassissima tensione richieda una messa a terra (definita “messa a
terra funzionale”), il relativo collegamento dovrà risultare separato dai PE e dalle eventuali linee
di telecomunicazione/teletrasmissione adiacenti, al fine di evitare accoppiamenti di tipo
induttivo/capacitivo.
Anche gli schermi dei cavi, la cui funzionalità potrebbe venire alterata da influenze di altre
linee, dovranno essere connessi a terra.
8.3.2
Centrale impianto anti-intrusione ed antieffrazione ed organi di comando
La centrale di rivelazione intrusioni e/o effrazioni dovrà essere del tipo a più zone, in modo da
suddividere la gestione delle protezioni perimetrali e volumetriche dei diversi locali, e dovrà
essere possibile l’attivazione remota mediante appositi organi di comando (inseritori).
Il collegamento tra centrale di rivelazione e sensori/dispositivi di allarme/inseritori dovrà essere
realizzato mediante impiego di conduttori twistati e schermati.
La centrale dovrà essere posizionata all’interno di una zona protetta o in apposito locale,
anch’esso protetto ed in modo tale da permettere un’agevole manutenzione.
Al fine di consentire l’inserzione/disinserzione degli impianti di rivelazione intrusione ed
effrazione, saranno installati opportuni organi di comando (ad esempio inseritori remoti a
chiave elettronica digitale), posizionati in stretta correlazione all’ubicazione della centrale: in
caso quest’ultima sia in zona protetta, gli organi di comando potranno essere ubicati anche in
aree non protette.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.53
Qualora gli organi di comando si trovino all’interno di aree protette (ad esempio percorsi ultima
uscita o primo ingresso), il tempo di regolazione dei circuiti di allarme di tipo ritardato dovrà il
minimo effettivamente necessario per effettuare il percorso e comunque non superiore a 300s.
Gli inseritori dovranno essere in grado di:
Visualizzare l’avvenuto inserimento e le parzializzazioni;
Visualizzare lo stato della linea (aperta/esclusa);
essere collegati in parallelo, per il controllo da più posizioni.
8.3.3
Rivelatori per impianto antintrusione ed antieffrazione
Gli impianti antintrusione e antieffrazione realizzaranno “barriere” di protezione, utilizzando
opportuni mezzi fisici, quali pareti, porte, cancelli, controllati da un certo numero di rivelatori
di tipo puntuale, lineare, superficiale o volumetrico, in funzione della porzione affidata alla loro
sorveglianza
I rivelatori, attivi o passivi, potranno essere:
alimentati, se per il funzionamento richiedono una fonte di energia esterna; in caso
l’alimentazione venga a mancare, i rivelatori dovranno portarsi in condizione di allarme;
non alimentati;
per installazione all’interno;
per installazione all’esterno.
I rivelatori dovranno soddisfare le seguenti prescrizioni minime:
affidabilità delle segnalazione di allarme (ad esempio, se ottenuta mediante relè dovranno
essere presenti misure di protezione contro il deposito di polvere o simili);
isolamento (ad esempio tra i punti di fissaggio ed i morsetti per i collegamenti esterni del
rivelatore);
possibilità di regolazione della sensibilità di rivelazione
I rivelatori dovranno essere in grado di colloquiare con le centrali degli impianti antintrusione
ed antieffrazione, fornendo alle stesse segnali relativi almeno ai seguenti stati:
allarme;
manomissione;
corretto funzionamento del rivelatore.
La durata di segnali di tipo impulsivo dovrà essere non inferiore a 500ms.
Il principio di funzionamento dei rivelatori potrà essere legato a reazioni a diversi fenomeni
fisici noti (meccanici, elettrici, luminosi, termici, ecc) e loro combinazioni: i requisiti e le
prestazioni minime di ciascuna tipologia di rivelatori (sia da interni che da esterni) dovranno
essere in accordo a quanto definito nella Norma CEI 79-2.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.54
8.3.4
Alimentazione impianti antintrusione ed antief-frazione
L’alimentazione
degli
impianti
antintrusione
ed
antieffrazione
dovrà
essere
derivata
direttamente dal quadro generale, a valle dell’interruttore principale: qualora sia realizzata con
sezionatore specifico, esso dovrà essere protetto contro le manovre di tipo accidentale.
Gli impianti dovranno essere protetti contro le sovratensioni transitorie, provenienti dalla rete
elettrica di alimentazione o da altre derivazioni: dovranno quindi essere previsti degli
scaricatori di sovratensione, collegati ad impianti di terra idonei a garantire l’intervento corretto
dei dispositivi. Tali dispositivi dovranno rispettare i requisiti minimi richiesti dalla Norma CEI
79-2, ed in particolare possedere:
tensione d’intervento 470÷500V per onda di tipo trasversale e 500÷600V per onda
longitudinale;
tempo di intervento ≤ 100ms;
tensione di uscita, con carico inserito, ≤ 400Veff.
I conduttori per l’alimentazione ed i collegamenti tra le apparecchiature dell’impianto dovranno
rispettare quanto descritto nel paragrafo loro dedicato.
8.3.5
Dispositivi di allarme acustici ed ottici per impianti antintrusione ed antieffrazione
Dovrà essere prevista la trasmissione dei segnali di allarme ad un centro di controllo a distanza
(teletrasmissione): al fine di facilitare l’individuazione del luogo di allarme, il sistema di
teletrasmissione potrà essere integrato con dispositivi di tipo ottico-acustico, ubicati in zone
ben visibili e non facilmente raggiungibili.
I segnali acustici di allarme dovranno avere durata massima pari a 10 minuti, salvo prescrizioni
più restrittive da parte delle amministrazioni locali.
Quali dispositivi di allarme potranno essere utilizzati:
campanelli;
sirene elettroniche;
sirene elettroniche equipaggiate con lampeggiatori;
ronzatori.
I dispositivi installati all’esterno dovranno possedere grado di protezione idoneo (almeno IP55)
ed essere dotati di protezione antischiuma.
8.4 Impianto di videosorveglianza,
videosorveglianza, TVCC (FV)
L’impianto TVCC sarà previsto al fine di controllare l’area di installazione dell’impianto
fotovoltaico e le apparecchiature connesse; applicazioni tipiche potranno essere le seguenti:
sorveglianza perimetrale;
controllo delle aree di accesso;
controllo di ambienti specifici (locale inverter, locale quadri, ecc.).
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.55
L’impianto dovrà essere controllato da un sistema di supervisione (o centralina locale) ed
opportunamente interfacciato con i sistemi di sicurezza presenti nell’unità.
Le telecamere da installare potranno essere a colori ad elevata risoluzione, con sensibilità nel
campo dell'infrarosso o telecamere di tipo dual per una operatività differenziata durante il
giorno e durante la notte. Potranno inoltre essere dotate di:
controllo remoto delle funzionalità zoom e brandeggio (se presente);
elaborazione digitale del segnale video;
zoom digitale.
In relazione ai requisiti ed alle caratteristiche tecniche potranno essere utilizzati differenti
sistemi di trasmissione immagini video:
cavo coassiale e a due-fili;
fibra ottica (multi/mono modale);
telscan (ISDN, modem, GSM).
Per l’installazione delle apparecchiature e delle condutture dovrà essere rispettato quanto
prescritto dalla Norma CEI EN 50132-7 (CEI 79-10) e successive varianti e/o integrazioni e le
normative applicabili per ciascun elemento, nonché eventuali disposizioni aggiuntive richieste
dai costruttori.
8.5 Teletrasmissione
8.5.1
Teletrasmissione degli allarmi per impianti antintrusione ed antieffrazione
Gli allarmi e le segnalazioni generate dagli impianti antintrusione ed antieffrazione dovranno
essere inviati a distanza ad un centro di controllo utilizzando vettori di teletrasmissione.
I vettori di teletrasmissione potranno essere realizzati mediante interconnessioni di tipo
commutato o dedicato ed impiegando sistemi di trasmissione analogici o numerici.
I sistemi di trasmissione potranno utilizzare diversi tipi di supporto di trasmissione, quali:
portanti fisici, come doppini telefonici, cavi coassiali, conduttori per il trasporto di energia
elettrice, fibre ottiche;
onde radioelettriche.
L’utilizzo di tali supporti di trasmissione dovrà comunque essere rispondente alla legislazione
vigente in materia (Codice Postale e delle Telecomunicazioni, Testo unico. DPR n.156 del
29/03/1973), per quanto applicabile.
I requisiti per gli impianti di teletrasmissione degli allarmi sono definiti nella Norma CEI 79-3.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.56
8.5.2
Teletrasmissione dei segnali di videosorveglianza
I segnali video generali dall’impianto di videosorveglianza dovranno essere inviati a distanza ad
un centro di controllo utilizzando vettori di teletrasmissione.
I vettori di teletrasmissione potranno essere realizzati mediante interconnessioni di tipo
commutato o dedicato ed impiegando sistemi di trasmissione analogici o numerici.
I sistemi di trasmissione potranno utilizzare diversi tipi di supporto di trasmissione, quali:
portanti fisici, come doppini telefonici, cavi coassiali, conduttori per il trasporto di energia
elettrice, fibre ottiche;
onde radioelettriche.
L’utilizzo di tali supporti di trasmissione dovrà comunque essere rispondente alla legislazione
vigente in materia (Codice Postale e delle Telecomunicazioni, Testo unico. DPR n.156 del
29/03/1973), per quanto applicabile.
8.5.3
Teletrasmissione dei valori di misurazione dell’impianto di produzione
Le misure della produzione di energia dovranno essere inviati a distanza ad un centro di
controllo utilizzando vettori di teletrasmissione.
I vettori di teletrasmissione potranno essere realizzati mediante interconnessioni di tipo
commutato o dedicato ed impiegando sistemi di trasmissione analogici o numerici.
I sistemi di trasmissione potranno utilizzare diversi tipi di supporto di trasmissione, quali:
portanti fisici, come doppini telefonici, cavi coassiali, conduttori per il trasporto di energia
elettrice, fibre ottiche;
onde radioelettriche.
L’utilizzo di tali supporti di trasmissione dovrà comunque essere rispondente alla legislazione
vigente in materia (Codice Postale e delle Telecomunicazioni, Testo unico. DPR n.156 del
29/03/1973), per quanto applicabile.
Il sistema dovrà permettere e l’acquisizione e la visualizzazione su display remoto delle
seguenti grandezze elettriche:
3 Tensioni di fase/concatenate;
Corrente immessa in rete per ogni singola fase;
Potenza attiva generata dall’impianto, per ogni fase.
Potenza reattiva generata dall’impianto, per ogni fase.
Misura del fattore di potenza (cos f), di ogni fase.
Misura della frequenza di rete, per ogni fase.
Stato degli I/O digitali (posizione contattori, interruttori, allarmi, ecc.);
Energia prodotta dall’impianto, per di ogni fase.
Memorizzazione dati statistici.
Possibilità di variazione dei parametri da posizione locale e remota:
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.57
Chiamata/invio SMS al centro di controllo in concomitanza di allarmi predefiniti.
9
ILLUMINAZIONE ESTERNA
La rete sarà predisposta, per quanto riguarda i condotti con tubazioni interrate in PE a doppia
parete corrugato diametro mm. 110/125 con pezzi speciali ed accessori, letto e copertura in
cls. secondo le indicazioni della D.L. e nastro soprastante e cavi elettrici per l'alimentazione. È
prevista la fornitura e messa in opera di pozzetti prefabbricati in cls., con relativi chiusini in
ghisa per le derivazioni dell'impianto elettrico. Gli impianti elettrici saranno eseguiti secondo le
prescrizioni del CEI e secondo le particolari norme emanate dalle società erogatrici. Prima
dell'inizio dei lavori il Concessionario dovrà presentare una serie completa di campioni di tutti i
materiali occorrenti, completi delle certificazioni di prodotto e indicanti le caratteristiche delle
apparecchiature previste, per la regolare approvazione della Stazione Appaltante.
9.1 Normativa di riferimento per illuminazione esterna
esterna.
erna.
Gli impianti devono essere realizzati a regola d'arte, giusta prescrizione della legge 1° marzo
1968, n. 186 e successive modifiche ed integrazioni. Le caratteristiche degli impianti stessi,
nonché dei loro componenti devono corrispondere alle norme di legge e di regolamento vigenti,
alle specifiche di progetto, alle prescrizioni tecniche degli uffici delle Amministrazioni Pubbliche
ed alle norme CEI (Comitato elettrotecnico italiano).
L’esecuzione degli impianti d’illuminazione esterna deve rispondere alle leggi e normative CEI
ed UNI vigenti, con particolare riguardo per:
Illuminazione
UNI 11248
stradale
–
Selezione
delle
categorie
illuminotecniche
UNI EN 13201-2
Illuminazione stradale – Parte 2 Requisiti prestazionali
UNI EN 13201-3
Illuminazione stradale – Parte 3 Calcolo delle prestazioni
Recommendations for the lighting of roads for motor and
CIE 115/95
pedestrian traffic
Disposizioni
Legge 1/3/68
n°186
concernenti
la
produzione
di
materiali,
apparecchiature, macchinari, installazioni e impianti elettrici
ed elettronici.
D.M. 22/01/08
n°37
L.R.29/09/2003
N°19
DG 29/12/2005
Norme di sicurezza degli impianti tecnologici.
Norme in materia di riduzione dell'inquinamento luminoso e
di risparmio energetico
N°
Direttiva per l’applicazione della Legge Regionale Emilia
2263
Romagna 19/2003
NORME CEI
Norme di sicurezza per gli impianti
9.2 Prestazioni illuminotecniche
I livelli di illuminamento richiesti sono quelli previsti dalla norma UNI 13201-2. La tipologia di
lampade da utilizzare é al sodio alta pressione standard. I corpi illuminanti da utilizzare devono
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.58
essere tali da non disperdere il flusso verso l’alto. A tal fine vanno utilizzate ottiche CUT-OFF
conformi alla Legge regionale contro l’inquinamento luminoso.
9.3 Prestazioni elettriche.
Gli impianti elettrici di illuminazione sono del tipo radiale con il quadro generale da cui si
diramano linee terminali che alimentano direttamente i punti luce e linee di distribuzione che
alimentano dei sottoquadri di sezionamento.
La protezione dai contatti diretti viene generalmente realizzata mediante isolamento elettrico
delle parti in tensione e, per i componenti all’interno dei quadri, mediante interposizione di
barriere.
La protezione dai contatti indiretti avviene per mezzo di interruttore automatico differenziale
ed impianto di terra con resistenza Rt di valore tale da soddisfare la condizione indicata di
seguito:
Rt<50/Idn
dove Idn é la corrente di intervento dell’ interruttore differenziale.
L’impianto di terra non sarà realizzato, l’impianto sarà in classe di isolamento seconda.
La protezione dalle sovracorrenti va realizzata per mezzo di interruttore automatico
magnetotermico.
Va soddisfatta la seguente condizione:
Ib<In<Iz
Ib= corrente di impiego,
In= corrente nominale dell’ interruttore,
Iz= portata del cavo.
Le linee terminali vanno sempre protette con interruttori magnetotermici mulipolari o unipolari
sulle tre fasi in modo che un guasto su di una fase non interrompa anche le altre. Il neutro non
va mai interrotto, se non tramite interruttori omnipolare.
La sezione dei cavi delle dorsali dell'impianto non deve essere inferiore a 10mmq.
Le derivazioni ai singoli punti luce vanno fatte, dentro la finestrella in apposita morsettiera, con
cavi di sezione 4mmq.
9.4 Prescrizioni riguardanti i circuiti
Tensioni e frequenze d'alimentazione. – Nella relazione tecnica sono indicate le caratteristiche
dell'energia elettrica disponibile, ed in particolare:
natura della corrente (alternata o continua);
sistema (monofase, bifase, trifase, con o senza neutro, indicando, per il conduttore neutro, se
isolato od a terra);
frequenza espressa in Hertz;
tensione concatenata o stellata, in volt nominali.
Linee principali di alimentazione in BT:
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.59
Suddivisione dei carichi. – In relazione alla entità del carico totale, alla ubicazione dei carichi
singoli, alle cadute di tensione imposte ed alla migliore utilizzazione delle sezioni dei
conduttori di fabbricazione di serie, il carico totale sarà convenientemente ripartito su una o più
linee.
Protezione delle linee. – Ogni linea sarà protetta alla partenza da un sistema così costituito: –
interruttore automatico con sganciatori di sovracorrente.
Cadute di tensione e portate. - La caduta di tensione massima ammessa sarà del 4%,
Modalità di installazione dei cavi. – Si dovrà adottare la seguente disposizione:
Per l'infilaggio dei cavi, si dovranno avere adeguati pozzetti sulle tubazioni interrate. Il
distanziamento fra tali pozzetti sarà da stabilirsi in rapporto alla natura ed alla grandezza dei
cavi da infilare. Tuttavia, per cavi in condizioni medie di scorrimento e grandezza, il
distanziamento resta stabilito di massima:
ogni m. 25 circa se in rettilineo;
ogni m. 15 circa se con interposta una curva.
I cavi non dovranno subire curvature di raggio inferiore a 15 volte il loro diametro.
Conduttori (sezioni minime e tensioni di isolamento) – La sezione minima ammessa, per i
conduttori di energia e di illuminazione è di mm2 6 (tensione nominale Uo/U 600/100 V); per
quelli di segnalazioni: crepuscolari, temporizzatori, ecc., la sezione minima ammessa per i
conduttori è di mm2 1,5 (tensione nominale Uo/U 600/100V).
Cadute di tensione massime. – La differenza fra la tensione a vuoto e la tensione che si
riscontra in qualsiasi punto degli impianti, quando sono inseriti tutti gli utilizzatori ammessi a
funzionare contemporaneamente e quando la tensione all'inizio dell'impianto sotto misura (al
quadro generale) rimanga costante, non deve superare il 4% della tensione a vuoto per tutti gli
impianti (sia alimentati a piena tensione della rete BT, sia a tensione ridotta).
Densità massima di corrente. – Indipendentemente dalle sezioni conseguenti alle anzidette
massime cadute di tensione ammesse nei circuiti, per i conduttori di tutti gli impianti alimentati
a piena tensione della rete BT, la massima densità di corrente non dovrà superare il 70% di
quella ricavabile dalle tabelle CEI-UNEL 35024/1 e 2 in vigore.
Modalità di esecuzione delle condutture. – In relazione alle condizioni ambiente ed alla
destinazione delle opere, le condutture possono essere realizzate solamente nella seguente
maniera:
cavidotti interrati di tipo corrugato flessibile a doppia parete (liscio internamente corrugato
esternamente) posato alla come evidenziato nelle tavole. All’interno delle condutture devono
essere infilati solamente cavi di energia del tipo FG7(O)R unipolari.
Materiali di rispetto. – La scorta di materiali di rispetto è considerata, a titolo esemplificativo,
secondo le seguenti indicazioni (per un primo periodo di esercizio degli impianti):
lampade: Il 30% di ogni tipo in opera, con minimo di 2 pezzi per tipo.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.60
Chiavi-chiavistelli: copia per ogni chiave e per ogni attrezzo per l'apertura di contenitori,
custodie, pozzetti, ecc.
Protezioni da tensioni di contatto. – Ferme restando le prescrizioni delle Norme CEI 11-8 e 648 e quelle eventuali di legge, data l'importanza, ai fini della sicurezza, vengono ricordate, in
particolare, le seguenti disposizioni:
protezione dai contatti diretti: non devono essere previste le misure mediante ostacoli,
distanziamento;
protezione dai contatti indiretti:
o i dispositivi di protezione (differenziali, interruttori automatici o fusibili) ai fini della
protezione contro i contatti indiretti, devono intervenire nei tempi indicati dalla
normativa vigente;
o non devono essere previste le misure per mezzo di luoghi non conduttori o di
collegamento equipotenziale locale non connesso a terra.
Protezione dalle sovracorrenti e minima tensione. – Tutti i circuiti debbono essere protetti
contro le sovracorrenti con dispositivi appropriati. Si dovrà far uso di interruttori automatici
magneto-termici che più facilmente soddisfano alle prescrizioni della Norma CEI 64-8 relative
alla protezione dal sovraccarico e al cortocircuito.
9.5 Impianto di terra.
L’impianto elettrico verrà realizzato in classe di isolamento II e pertanto sarà privo di impianto
di messa a terra.
9.6 Pali e mensole di sostegno armature stradali
I sostegni devono essere ottenuti, mediante procedimento di laminazione a caldo, da tubi in
acciaio S275JR UNI EN 10025, trafilati senza saldature e zincati a caldo, internamente ed
esternamente.
La protezione superficiale, interna/esterna, dovrà essere assicurata mediante zincatura a caldo
realizzata in conformità alla norma UNI EN ISO 1461.
Il palo dovrà essere completo delle seguenti lavorazioni (in linea tra loro):
Foro ingresso cavi 186x46 mm. posto con mezzeria a mm. 600 dalla base
Supporto di messa a terra, saldato al palo, a mm. 900 dalla base, per bullone M12
Asola per morsettiera 186x46 mm. posta con mezzeria a mm. 1800 dalla base
La sommità del palo è canottata Ø 60x200 mm.
I pali inoltre dovranno essere completi di una fasciatura alla base con guaina bituminosa
autoadesiva con superficie in alluminio/rame applicata a caldo. Tale guaina deve coprire dalla
base fino a circa 15cm sopra il piano di calpestio. In alternativa alla suddetta guaina si può
utilizzare la guaina in poliolefina termorestringente purché copra il palo dalla base fino a 15cm
sopra il piano di calpestio.
Il fissaggio del palo al blocco di fondazione va eseguito come segue:
–
–
fissaggio provvisorio del palo entro la sede del plinto tramite cunei in legno;
fissaggio definitivo mediante inserimento di sabbia grossolana opportunamente
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.61
costipata (va bagnata e pressata più volte);
–
cementazione, per uno spessore di circa 6cm, dell’attacco palo - superficie stradale.
Va inoltre realizzato uno zoccoletto in cemento di diametro pari a quello del palo, più 20cm ed
alto 15 cm con la parte superiore inclinata verso l’esterno per lo scolo delle acque piovane.
Sul palo va impresso, indelebilmente ed in posizione ben visibile, il nome del costruttore, la sua
città, lo spessore, la lunghezza totale e l’anno di fabbricazione.
Dati dimensionali dei pali
tipo
Lt
Hft
s
Db
Dt
conico
8,8
8,0
4
148
60
dove:
Lt é la lunghezza totale del palo;
Hft è l’altezza fuori terra del palo;
s è lo spessore del palo;
Db é il diametro di base;
Dt è il diametro di testa.
Gli sbracci, dovranno essere ricurvi in acciaio zincato a caldo fissati al palo in testa mediante tre
bulloni a 120°. Lo sbraccio deve avere un anello di battuta e l’innesto di diametro tale da potersi
inserire alla sommità del palo. Il palo deve quindi essere predisposto con tre dadi sulla sommità
saldati e successivamente zincati a caldo. I bulloni di fissaggio devono essere in acciaio INOX.
Come già indicato tutti i pali devono essere dotati di finestrella a circa 100cm dal piano di
calpestio, le giunzioni dei cavi vanno realizzate dentro la finestrella nella apposita morsettiera.
Il palo deve essere fornito di coperchio per finestrella di apposite dimensioni in lega di
alluminio con chiusura a chiave triangolare.
La figura successiva mostra il fissaggio di una piastrina di terra ed il montaggio di uno sbraccio.
9.7 Corpi illuminanti
Gli apparecchi di illuminazione dovranno avere le seguenti caratteristiche:
Copertura superiore con funzione portante in pressofusione di alluminio lega UNI EN 1706 a
supporto del gruppo alimentazione, ottico e lampada, smaltato con poliestere a polveri previo
trattamento di fosfocromatazione. Controtelaio inferiore in pressofusione di alluminio lega UNI
EN 1706, smaltato con poliestere a polveri previo trattamento di fosfocromatazione,
incernierato nella parte posteriore con chiusura anteriore tramite gancio ad apertura rapida
realizzato in pressofusione di alluminio lega UNI EN 1706. Filtro di scambio aria interna.
Guarnizione di tenuta in EPDM atta a garantire un elevato grado di protezione. Lo schermo di
chiusura è realizzato in vetro temperato piano di elevata trasparenza con serigrafia decorativa.
La classificazione CIE è “cut-off”. Ispezione del vano accessori tramite apertura del controtelaio
inferiore. Staffa rotante di fissaggio in lega di alluminio 6060T6 estrusa trattata con processo di
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.62
fosfocromatazione e verniciatura con polveri poliestere, completa di regolazione goniometrica.
Spessore 8 mm. Angolo di inclinazione 225° (+190° / -35°). Ottica stradale composta da:
Parabola interna a rendimento ottimizzato, realizzata in alluminio imbutito 99,85% anodizzato
e brillantato di spessore 1 mm, fissata alla copertura superiore tramite viti. Piastra
portacablaggio metallica isolata dal telaio tramite appositi distanziali plastici a supporto del
gruppo di alimentazione comprendente: alimentatore, accenditore, condensatore e morsettiera
di connessione costituita da connettore lampada e connettore di rete. Sistema di sgancio rapido
della piastra tramite apposite viti.
Cablaggio elettrico per lampade ai vapori di sodio alta pressione composto da: Alimentatore in
aria classe H - 100W - 230V - 50Hz con dispositivo di protezione termica. Condensatore di
rifasamento antiscoppio. Accenditore elettronico a sovrapposizione. Cavi siliconici con doppio
isolamento. Morsettiera di connessione. Il tutto realizzato con componentistica a marchio IMQ
e/o ENEC. Portalampada E40 750v in porcellana a marchio IMQ e/o ENEC fissato al telaio
tramite opportune squadrette metalliche, con dispositivo di regolazione del fuoco della
lampada (fornito già regolato in modo ottimale a seconda della potenza installata). Cursore di
scorrimento lampada in 5 posizioni diverse. Tale sistema permette di ottimizzare il solido
fotometrico regolando l’emissione frontale in 5 configurazioni diverse. Sezionatore di linea atto
ad interrompere automaticamente l’alimentazione al momento dell’apertura dell’apparecchio,
consentendo all’operatore di intervenire nella massima sicurezza. Classe di isolamento II.
Ingresso cavi protetto da un pressacavo M20 in ottone nichelato completo di guarnizione.
Caratteristiche: Dimensioni 502x405 mm. Altezza 114 mm. Classe di isolamento II.
Regolazione fuoco lampada: 5 posizioni. Grado di protezione vano ottico IP 66. Grado di
protezione vano cablaggio IP 66. Classificazione fotometrica “cut-off”. Superficie esposta al
vento Laterale mq 0,07. Superficie esposta al vento in Pianta mq 0,20. Eccentricità orizzontale
281 mm. Eccentricità verticale 0 mm. Coefficiente di forma: 1,2 come da norma EN 60598-2-3.
Marchio ENEC (certificazione in corso). Marcatura CE. Norme di riferimento: CEI EN 60598-1,
CEI EN 60598-2-1, CEI EN 60598-2-3, CEI EN 60598-2-5. Compatibile con la normativa UNI
EN 10819 (Inquinamento luminoso). Copertura superiore Cod. 01 Grafite. Controtelaio inferiore
Cod. 01 Grafite. Peso: 12 Kg
9.8 Lampade
Dovranno essere utilizzate lampade a vapori di sodio alta pressione, aventi le seguenti
caratteristiche:
–
70W:
tipo SD70 codice NAV-TS 70 Flusso 7000 lumen
–
100W:
tipo HPSVT 100 codice NAV-T 100W Flusso 10000 lumen
Temperatura di colore: 2000°K
Lampade senza accenditore incorporato.
Non è ammesso l’utilizzo di lampade con accenditore incorporato.
9.9 Cavi elettrici
Cavo o conduttori unipolari tipo FG7(O)R 0.6/1Kv non propaganti l’incendio secondo norme CEI
20-22 II e, non propaganti la fiamma secondo norme CEI 20-35
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.63
DATI TECNICI
Tensione nominale:
0,6/1Kv
Tensione di prova:
4Kv
Temperatura di esercizio:
90 C°
Temperatura di c.c. max.
250 C°
Conduttore in corda flessibile di rame ricotto stagnato
Isolamento: gomma EPR ad alto modulo
Guaina: PVC speciale di qualità Rz
Colore: grigio chiaro RAL 7035
9.10
Giunzioni dei cavi
All’interno dei pozzetti di ispezione non vanno realizzate giunzioni. Dovrà essere prevista una
morsettiera all’interno del palo, ispezionabile e accessibile dall’apposita finestrella, da utilizzare
per la realizzazione delle derivazioni. Il corpo illuminante dovrà essere alimentato da tale
morsettiera con cavo di tipo FG7(O)R 0.6/1Kv unipolare con sezione di 4mmq. Il cavo dovrà
essere equipaggiato con idonei pressacavi, passacavi, ghiere di protezione e quant’altro
necessari per realizzare l’alimentazione dei corpi illuminanti con idoneo grado di protezione,
minimo IP65.
9.11
Quadri elettrici di comando.
comando.
I quadri elettrici sono involucri che contengono i dispositivi atti all’inserzione della linea
d’alimentazione ed alla sua disinserzione in caso di funzionamento anomalo dell’impianto
mediate interruzione automatica del circuito.
Ogni linea elettrica d’illuminazione pubblica risulta quindi protetta da una serie di interruttori
magnetotermici, e con comando di inserzione a mezzo teleruttore pilotato da crepuscolare ed
eventualmente orologio programmatore.
Il tutto é contenuto all’interno di appositi armadi stradali da esterno in vetroresina, aventi grado
di protezione minimo IP44. Tali armadi devono essere previsti per esecuzione sopra manufatto
in calcestruzzo. L’installazione avverrà in prossimità o lungo la linea d’alimentazione in B.T, ma
sempre su terreno pubblico e facilmente accessibili.
Le carpenterie devono essere chiudibili con serratura a chiave tipo CISA o VIRO.
Entro tali armadi trovano alloggio anche i punti di consegna ENEL. In tale caso é da prevedere il
posizionamento di idoneo pannello di fondo in legno trattato con verice ignifuga. La
realizzazione dei quadri elettrici dovrà avvenire secondo quanto prescritto dalle leggi e
normative attualmente vigenti.
I quadri elettrici dovranno essere dimensionati in base alla portata massima dei circuiti (max
16-20A a 400V), alla caduta di tensione (max 4%), alla sezione dei conduttori (sezioni 10-1625mmq), al numero di circuiti per ogni quadro (max 6) ed alla protezione contro i corto circuiti.
I quadri dovranno essere del tipo a colonnine stradali in vetroresina a due scomparti, con
guarnizioni in gomma neoprene, per esterno IP55, controportella di protezione, zoccolo di di
stanziamento da terra almeno 20cm.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.64
10 OPERE EDILI
10.1
Scavi per opere elettriche
Gli scavi di fondazione dovranno di norma essere eseguiti a pareti verticali e il Concessionario
dovrà, occorrendo, sostenerle con convenienti armatura e sbadacchiature, restando a suo carico
ogni danno alle cose ed alle persone che potesse verificarsi per smottamenti o franamenti dei
cavi. Questi potranno però, ove ragioni speciali non lo vietino, essere eseguiti con pareti a
scarpata.
In questo caso non sarà compensato il maggiore scavo eseguito, oltre quello strettamente
occorrente per la fondazione dell’opera, e il Concessionario dovrà provvedere a sue cura e
spese al successivo riempimento del vuoto rimasto intorno alle murature di fondazione
dell’opera, con materiale adatto, ed al necessario costipamento di quest’ultimo.
Analogamente dovrà procedere il Concessionario senza ulteriore compenso a riempire i vuoti
che restassero attorno alle murature stesse, pure essendosi eseguiti scavi a pareti verticali, in
conseguenza della esecuzione delle murature con riseghe in fondazione.
10.2
Cavidotto interrato
Il cavidotto interrato va realizzato mediante tubo in PE corrugato a doppia parete di colore
rosso, con resistenza allo schiacciamento pari a 450N. Sopra il tubo così posato va costruito un
bauletto in calcestruzzo a 250kg/cmq ed Rck 325. La dimensione del bauletto deve essere
20cm x 20cm (vedi figura sottostante). In caso di giardini, piste ciclabili e comunque dietro
approvazione dell'amministrazione appaltante la profondità di posa può essere ridotta a 50cm.
La profondità di posa si misura tra il piano stradale e la parte superiore del tubo. Il ripristino
degli scavi va eseguito come a volere della D.L. e dell’ amministrazione appaltante.
10.3
Blocchi di fondazione per pali.
I plinti di fondazione dei sostegni, dovranno essere preferibilmente realizzati in opera, qualora
si optasse per la tipologia prefabbricata, detti manufatti dovranno essere posati su di un getto
in cls di pulizia e dovranno essere debitamente rinfiancati.
Il blocco di fondazione é costituito da un manufatto in calcestruzzo di cemento a 250kg/cmq Rck 325, di dimensioni prestabilite, completo di sede per l’alloggiamento del palo e di pozzetto
di derivazione di dimensioni interne minime 50x50x50 cm, con botola carrabile in ghisa e
completo di tubo in PVC di diametro 80 cm per l’ingresso dal pozzetto di derivazione al palo.
La superficie superiore del blocco, deve trovarsi possibilmente a livello del suolo, con una
opportuna inclinazione per permettere lo scolo delle acque piovane.
Il tubo in PVC, per l’alloggiamento dei cavi d’alimentazione, verrà introdotto nell’apposita asola
del palo, e dall’altra parte dovrà sporgere dal blocco terminando nel pozzetto di derivazione.
La feritoia ricavata nel blocco dovrà avere pendenza dal palo verso il pozzetto di derivazione, in
modo da permettere lo scolo dell’acqua piovana.
La sede per l’alloggiamento del palo é costituita da un tubo in calcestruzzo armato o in PVC di
lunghezza pari all’altezza della fondazione e di diametro interno pari a:
- 15cm per pali con diametro di base inferiore a 9cm;
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.65
- 20 cm per pali con diametro di base inferiore a 14 cm;
- 25cm per pali con diametro di base inferiore a 17cm.
La tabella sotto indica invece le dimensioni dei blocchi di fondazione a seconda dei pali più
comunemente utilizzati (considerando il montaggio di una armatura con sezione esposta al
vento < 0,21mq).
- tabella - Dimensioni dei blocchi di fondazioni per pali.
altezza fuori
fondazione con pozzetto
fondazione senza pozzetto
terra palo
a
b
c
a
b
c
(m)
(cm)
(cm)
(cm)
(cm)
(cm)
(cm)
5 - 8,5
100
100
100
100
100
100
9 - 12
120
120
100
120
120
100
dove:
a) profondità in pianta della fondazione;
b) larghezza in pianta della fondazione;
c) altezza della fondazione.
Prima di iniziare le opere di fondazione, la Direzione dei lavori dovrà verificare ed accettare i
relativi piani di posa, sotto pena di demolire l’opera eseguita. I piani di fondazione dovranno
essere generalmente orizzontali, ma per quelle opere che cadono sopra falde inclinate,
potranno, a richiesta della Direzione dei lavori, essere disposti a gradini ad anche con
determinate contropendenze.
10.4
Blocchi di fondazione per quadri di comando e/o sezionamento
I plinti di fondazione, posati in opera, per il fissaggio di carpenterie in vetroresina (o similari)
contenenti i quadri elettrici sono costituiti da manufatti in calcestruzzo a 250kg/cmq - Rck
325.
La dimensione in pianta dei plinti deve essere pari a quella della base della carpenteria di
contenimento più 2cm su ogni lato.
L’altezza fuori terra del plinto deve essere di 30-40cm e la profondità sotto la linea di terra
deve essere 40-60cm.
Vicino al plinto di fondazione deve essere presente un pozzetto di derivazione. Il collegamento
dal pozzetto alla parte superiore del plinto va realizzato con tubo corrugato in PE a doppia
parete di diametro indicato dalla D.L. (comunque non inferiore a 125mm).
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.66
Qualora il plinto di fondazione sia relativo ad un quadro generale va inoltre previsto il
collegamento al più vicino pozzetto ENEL con tubo corrugato in PE a doppia parete di
opportune dimensioni.
Se la carpenteria va fissata per mezzo di telaio di ancoraggio, quest’ultimo va appositamente
annegato nel calcestruzzo del plinto prima che questo si solidifichi.
Le figure successive mostrano la corretta esecuzione di quanto sopra descritto.
10.5
Pozzetti
I pozzetti sono costituiti da manufatti prefabbricati in cemento armato. Le botole devono essere
in ghisa 400kN e carrabili; i telai devono essere in acciaio. I pozzetti vanno appoggiati sopra
uno strato di ghiaia che funge da drenaggio e vanno completamente rinfiancati in calcestruzzo
di cemento. Il telaio di appoggio della botola va fissato a terra con cemento. Il piano di
calpestio attorno al pozzetto va ripristinato con asfalto, terra a giardino o con altra
pavimentazione identica a quella che era presente prima dello scavo.
Potranno essere in ghisa grigia secondo le norme UNI 668, in ghisa sferoidale secondo le norme
UNI 4544, oppure di tipo misto in ghisa con inserimento di parti in calcestruzzo; tutti i chiusini
dovranno avere una resistenza a rottura adeguata al luogo di utilizzo.
Le superfici di appoggio del coperchio con telaio dovranno essere lavorate con utensile in modo
che il piano di contatto sia perfetto e non si verifichi alcun traballamento; il coperchio dovrà
essere allo stesso livello del telaio e non sarà ammessa alcuna tolleranza di altezza in meno.
10.6
Recinzione esterna
Dovrà essere realizzata una recinzione esterna metallica plastificata, sostenuta da pali metallici
inossidabili, di altezza pari a 2,00m. Si ritiene inclusa la realizzazione di adeguata fondazione
per i pali o altro sistema certificato.
Il conglomerato cementizio a vista per strutture armate, classe C25/30, confezionato a norma
di legge con cemento ed inerti a varie pezzature atte ad assicurare un assortimento
granulometrico adeguato alla particolare destinazione del getto ed al procedimento di posa in
opera del calcestruzzo, armato con ferri Ø8 ogni 20cm sia orizzontalmente che verticalmente e
staffato, comprensivo di tutti gli oneri tra cui quelli di controllo previsti dalla vigente normativa,
la vibratura, lo scavo e rinfianco, l’eventuale onere delle pompe, l’aggiunta di additivi idrofughi
e fluidificanti. Sono inoltre comprese le casserature, le puntellature, il disarmante, l’eventuale
smaltimento di rifiuti a discarica.
Si intende inoltre inclusa la realizzazione di cancello metallico per accedere all’area, costituito
da due ante a battente, per una larghezza utile complessiva pari a 4 m e munito di serratura
per chiusura a chiave.
La fornitura e posa in opera si intende a corpo, per una lunghezza di recinzione pari a quella di
necessaria per delimitare l’area di progetto.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.67
11 DOCUMENTAZIONE A CARICO DEL CONCESSIONARIO.
CONCESSIONARIO.
Prima dell’inizio dei lavori, il Concessionario dovrà presentare il costruttivo dell’impianto che
intende realizzare comprendente gli elaborati descrittivi e grafici atti a definire le caratteristiche
dell’impianto in ogni suo aspetto, nonché le principali caratteristiche dei componenti scelti, gli
schemi elettrici, i calcoli di dimensionamento ed i disegni illustranti le caratteristiche
dell’impianto. Comprende inoltre, gli elaborati descrittivi e grafici di definizione delle modalità
d’installazione, di esercizio e di manutenzione. L’impianto dovrà essere conforme alla Guida CEI
0-2.
Al termine dei lavori il Concessionario dovrà realizzare a proprie spese e senza costi aggiuntivi
per la stazione appaltante, le verifiche elettriche del caso redigendo apposito verbale e
producendo inoltre un elaborato denominato “STATO FINALE” in cui saranno disegnati i percorsi
delle tubazioni interrate quotate con evidenziate le altezze di posa, nonché il posizionamento
dei componenti in pianta e gli schemi elettrici finali. I disegni dovranno essere forniti alla
stazione appaltante anche in formato dvd e realizzati con autocad.
Il Concessionario dovrà produrre quanto segue:
- dichiarazione che l’ impianto é stato costruito in base al progetto, secondo la legge 186/68 e
secondo le norme CEI ed UNI vigenti.
- una relazione
relazione contenente l’esito ed i dati relativi alle prove strumentali eseguite secondo
quanto prescritto dalle norme CEI 6464-8 ed in particolare
-
continuità elettrica e connessioni tra moduli (continuità elettrica tra i vari punti dei
circuiti di stringa e fra l’eventuale parallelo delle stringhe e l’ingresso del gruppo di
condizionamento e controllo della potenza);
-
messa a terra di masse e scaricatori (continuità elettrica dell’impianto di terra, a partire
dal dispersore fino alle masse e masse estranee collegate);
-
isolamento dei circuiti elettrici dalle masse (resistenza di isolamento dell’impianto
adeguata ai valori prescritti dalla norma CEI 64-8/6);
-
corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza
generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione e controllo della
potenza (accensione, spegnimento, mancanza rete del distributore, ecc.).
-
misura dell'impedenza dell'anello di guasto fase - terra;
-
prova della continuità dei conduttori di protezione;
-
prova di intervento degli interruttori differenziali;
-
verifica del coordinamento cavo/interruttore per la protezione dalle sovracorrenti;
-
verifica della caduta di tensione, lungo la linea d'alimentazione rilevando la tensione ai
morsetti degli interruttori ed ai morsetti dell'utilizzatore che si trova in condizioni
elettricamente più sfavorevole.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.68
Qualora una di queste prove dia esito negativo, le necessarie correzioni e sistemazioni dell’
impianto restano completamente a carico del Concessionario/Installatore
Concessionario/Installatore dell’ impianto.
STEPRA SCRL,
Viale Farini 14 – 48100 RAVENNA
pag.69