INDICE

1. GENERALITA’ ..........................................................................................................3

1.1. Introduzione ....................................................................................................3

1.2. Motivazioni e scopo........................................................................................3

1.3. Norme e leggi di riferimento ........................................................................4

2. DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO .....................................7

2.1. Sito d’installazione .........................................................................................7

2.2. Radiazione solare e analisi delle ombre .....................................................7

2.3. Dimensionamento e prestazioni del sistema ............................................8

3. DESCRIZIONE GENERALE DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO ..........................11

3.1. Generalità ......................................................................................................11

3.2. Funzionamento del sistema........................................................................11

3.3. Il generatore fotovoltaico ...........................................................................12

3.4. Gruppo di conversione e protezione d’interfaccia ..................................13

3.5. Caratteristiche del quadro di campo.........................................................18

3.6. Cavi elettrici e cablaggio .............................................................................18

3.7. Caratteristiche tecniche delle protezioni..................................................20

3.8. Quadro di consegna .....................................................................................20

3.9. Sistema di controllo e monitoraggio (SCM) ............................................20

3.10. Impianto di Messa a Terra (MAT)..............................................................20

3.11. Misuratori d’energia .....................................................................................21

3.12. Strutture di sostegno...................................................................................21

4. COLLAUDI .............................................................................................................23

4.1. Collaudo in officina.......................................................................................23

4.2. Verifica tecnico-funzionale..........................................................................23

5. MONTAGGIO .........................................................................................................25

5.1. Opere meccaniche........................................................................................25

5.2. Opere elettriche ............................................................................................25

6. ALLEGATI ..............................................................................................................25

1. GENERALITA’

1.1. Introduzione

L’impianto fotovoltaico della potenza nominale di picco complessiva pari a 199,92

kWp verrà installato a terra in un’area di proprietà del Comune di Acquapendente

ubicata in loc.tà Campo Morino.

L’impianto è progettato per la connessione in rete trifase con il distributore locale

di energia elettrica di media tensione e funzionerà in parallelo alla rete del

distributore.

1.2. Motivazioni e scopo

Le fonti energetiche del pianeta sono per loro natura esauribili, in particolare gli

idrocarburi e suoi derivati, con conseguenti ed evidenti squilibri ambientali, pertanto

secondo gli accordi internazionali (Protocollo di Kyoto) ogni paese dovrà negli anni

aumentare la produzione di energia da fonti rinnovabili e tali da non determinare

ulteriori squilibri all’ecosistema.

In Italia la politica energetica sta dirottando risorse verso la produzione di energia

elettrica da tecnologia fotovoltaica.

Tale tecnologia, oggi definita costosa, è parzialmente finanziata da bandi regionali

e provinciali allo scopo di incentivare la produzione di energia elettrica da fonti

fotovoltaiche.

Il Decreto Ministeriale del 19/02/2007 “Criteri per l’incentivazione della produzione

di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare” vuole, tra

l’altro, incentivare l’integrazione su strutture edilizie di generatori fotovoltaici in modo

da avere una produzione direttamente sul luogo di utilizzo.

I materiali usati per la realizzazione dell’impianto sono: silicio cristallino per quello

che concerne i moduli fotovoltaici, mentre per le strutture di sostegno dei moduli al

tetto dell’edificio sarà impiegata una struttura in materiale metallico. Tali materiali

garantiscono una ottima integrazione architettonica oltre a una durata relativamente

illimitata ed una spesa minima di gestione e manutenzione.

Per la scelta della taglia e la tecnologia dei moduli fotovoltaici e dell’inverter sono

state utilizzate tecnologie in grado di massimizzare il rendimento dell’intero sistema.

Mentre il criterio di progettazione e dimensionamento delle strutture portanti dei

moduli è stato quello di individuare le geometrie ideali in grado di garantire la stabilità

dei moduli senza appesantire con le strutture esistenti prima dell’intervento.

Durante l’intervento non sono previste demolizioni strutturali ma solo fori o tracce

per il passaggio di canali porta cavi, inoltre non saranno create interferenze visive di

grossa valenza che possono interferire con l’ambiente circostante.

Gli obiettivi dell’impianto saranno la riduzione dell’assorbimento dell’energia

elettrica dal distributore locale nonché la riduzione dell’immissione nell’atmosfera di

gas serra inquinanti:

La scelta di istallare un generatore fotovoltaico su detta struttura è motivato dalla

coscienza civica e ambientale del committente nonché da un accurato studio di

fattibilità tecnico-produttivo effettuato preliminarmente.

1.3. Norme e leggi di riferimento

Nella redazione del progetto sono state e dovranno essere considerate nella

esecuzione dei lavori di installazione, con la più scrupolosa osservanza, tutte le

disposizioni di legge e di regolamenti vigenti ed in particolare le norme tecniche del

CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano):

D.P.R. n. 457 del 15/04/1955: Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro;

Legge n. 186 del 01/03/1968: Disposizioni concernenti la produzione di materiali,

apparecchiature, macchinari, installazione e impianti elettrici ed elettronici;

Legge n. 46 del 05/03/1990: Norme per la sicurezza degli impianti;

D.P.R. n.447 del 06/12/1991: Regolamento di attuazione della legge n. 46 del

05/03/90, in materia di sicurezza degli impianti;

D.L. n.626 del 19/09/1994: Attivazione delle direttive 89/391/CEE,89/654/CEE,

89/655/CEE, 89/656/CEE, 90/296/CEE, 90/270/CEE e 90/679/CEE riguardanti il

miglioramento della sicurezza e della salute dei lavoratori sul luogo di lavoro;

D.L. n. 615 del 12/11/1996: Attuazione della direttiva 89/336 CEE del Consiglio del

03/05/1989 in materia di riavvicinamento delle legislazioni degli Stati membri relative

alla compatibilità elettromagnetica, modificata ed integrata dalle direttive 92/31/CEE,

92/68/CEE, 93/97/CEE;

D.L. n. 626 del 26/11/1996: Attuazione della direttiva 93/68/CEE in materia di

marcatura CE del materiale elettrico destinato ad essere utilizzato entro taluni limiti di

tensione;

Norma CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto degli

impianti elettrici;

Norma CEI 11-17: Impianti di produzione, trasmissione e distribuzione di energia

elettrica.

Norma CEI 11-37: Guida per l’esecuzione degli impianti di terra di stabilimenti

industriali per sistemi di I, II e III categoria;

Norma CEI 17-5: Apparecchiature a bassa tensione. Parte 2: Interruttori

automatici;

Norma CEI 17-11: Apparecchiature a bassa tensione. Parte 3: Interruttori di

manovra, sezionatori, interruttori di manovra - sezionatori e unità combinate con

fusibili;

Norma CEI 17-13/1: Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per

bassa tensione (quadri BT) – Parte 1: Apparecchiature di serie soggette a prove di

tipo (AS) ed apparecchiature non di serie parzialmente soggette a prove di tipo (ANS);

Norma CEI 17-13/2: Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per

bassa tensione (quadri BT). Parte 2: Prescrizioni particolari per i condotti sbarre;

Norma CEI 17-13/3: Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per

bassa tensione (quadri BT). Parte 3: Prescrizioni particolari per apparecchiature

assiemate di protezione e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove

personale non addestrato ha accesso al loro uso;

Norma CEI 20-40: Guida per l’uso di cavi in bassa tensione;

Norma CEI 23-8: Tubi protettivi rigidi in PVC;

Noma CEI 23-14: Tubi protettivi flessibili in PVC e loro accessori;

Norma CEI 23-39: Sistemi di tubi e accessori per installazioni elettriche;

Norma CEI 23-20: Dispositivi di connessione per circuiti a bassa tensione per usi

domestici; Norma CEI 64-8: Impianti elettrici a tensione nominale non superiore a

1.000 V in corrente alternata e a 1.500 V in corrente continua;

Norma CEI 70-1: Gradi di protezione degli involucri (Codice IP);

Norma CEI-UNEL 00722: Colori distintivi delle anime dei cavi isolati in gomma o

PVC per energia o per comandi e segnalazioni, con tensioni nominali Uo/U non

superiore a 0,6/1 kV;

Norma CEI 20-43: Ottimizzazione economica delle sezione per i conduttori di cavi

elettrici per energia;

Norme CEI 81-1; 81-4 e guida CEI 81-8 per la protezione da scariche atmosferiche

degli impianti fotovoltaici.

-Prescrizioni del Comando Vigili del Fuoco competente;

-Disposizioni dell'Azienda distributrice dell'energia elettrica;

-Disposizioni della Concessionaria del servizio telefonico, uffici di zona;

-Prescrizioni delle Autorità Comunali.

Tutti i documenti normativi sono soggetti a revisione; pertanto, qualora vengano

stilati accordi basati sulla normativa indicata, le parti interessate sono invitate a

verificare se è possibile utilizzare le edizioni più recenti dei documenti normativi

indicati.

2. DIMENSIONAMENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

2.1. Sito d’installazione

L’impianto verrà realizzato in loc.tà Campo Morino nel comune di Acquapendente

(VT), caratterizzato dalle seguenti coordinate geografiche:

Località Acquapendente

Latitudine 42°44’ N

Longitudine 11°52’ E

Il campo fotovoltaico sarà esposto, con un orientamento azimutale a 0° rispetto al

sud e avrà un’inclinazione rispetto all’orizzontale di 30° (tilt).

Tale esposizione è la più idonea al fine di massimizzare l’energia producibile.

L’impianto sarà installato in un edificio non soggetto a vincoli paesaggistici.

E’ stato scelto un fattore di riduzione delle ombre del 0,95, garantendo così che le

perdite di energia derivanti da fenomeni di ombreggiamento non siano superiori al 5%

su base annua.

2.2. Radiazione solare e analisi delle ombre

La valutazione della risorsa solare disponibile è stata effettuata prendendo come

riferimento la località che dispone dei dati storici di radiazione solare nelle immediate

vicinanze di Viterbo.

In base alla Norma UNI 10349 la località che meglio identifica quanto sopra

esposto è VITERBO.

E’ stato scelto un fattore di riduzione delle ombre pari a 0,95.

Irraggiamento solare a VITERBO

in base alla norma UNI 10349 e calcolato su moduli esposti a 0° rispetto al Sud ed inclinati

rispetto all’orizzontale di 30°

Fattore di albedo scelto: Erba verde

Giornaliero Mensile

Mese Radiazione

Diretta

(Wh/m2)

Radiazione

Diffusa

(Wh/m2)

Radiazione

Riflessa

(Wh/m2)

Totale

(Wh/m2)

Totale

(kWh/m2)

Gennaio 1853 726 29 2607 81

Febbraio 2268 985 41 3294 92

Marzo 2926 1374 62 4362 135

Aprile 2925 1762 78 4765 143

Maggio 3536 1996 101 5632 175

Giugno 3709 2099 111 5920 178

Luglio 4491 1918 120 6529 202

Agosto 4283 1711 103 6096 189

Settembre 3949 1425 81 5455 164

Ottobre 3216 1063 55 4334 134

Novembre 2197 778 33 3008 90

Dicembre 1664 622 24 2310 72

Tot. annuale 1655

2.3. Dimensionamento e prestazioni del sistema

Come per qualsiasi impianto ad energia rinnovabile, la fonte primaria risulta

aleatoria e quindi solo statisticamente prevedibile. Per avere riferimenti oggettivi sui

calcoli di prestazione del sistema, si fa riferimento a pubblicazioni ufficiali che

raccolgono le elaborazioni di dati acquisiti sul lungo periodo fornendo così medie

statistiche raccolte in tabelle di anni – tipo.

La quantità di energia elettrica producibile sarà calcolata sulla base dei dati

radiometrici di cui alla norma UNI 10349 (o dell’Atlante Europeo della Radiazione

Solare) e utilizzando i metodi di calcolo illustrati nella norma UNI 8477-1.

Gli impianti di potenza compresa tra 1 kWp e 50 kWp verranno progettati per

avere una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore al 75% del valore della

potenza nominale dell’impianto fotovoltaico, riferita alle condizioni STC.

Per gli impianti di potenza superiore a 50 kWp ed inferiore a 1.000 kWp verranno

invece rispettate le seguenti condizioni:

Pcc > 0,85 * Pnom * I / ISTC

In cui:

Pcc è la potenza in corrente continua misurata all’uscita del generatore

fotovoltaico, con precisione migliore del ± 2%;

Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;

I è l‘irraggiamento espresso in W/m2 misurato sul piano dei moduli, con precisione

migliore del ± 3;

ISTC pari a 1000 W/m2 è l’irraggiamento in condizioni di prova standard;

Tale condizione sarà verificata per I >. 600 W/m2.

Pca > 0.9 * Pcc

In cui:

Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di

conversione con precisione migliore del ± 2%;

Tale condizione sarà verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di

conversione.

Non sarà ammesso il parallelo di stringhe non perfettamente identiche tra loro per

esposizione, e/o marca, e/o modello, e/o numero dei moduli impiegati. Ciascun

modulo, infine, sarà dotato di diodo di by-pass.

Sarà, inoltre, sempre rilevabile l’energia prodotta (cumulata) e le relative ore di

funzionamento.

In base alle norme UNI 8477-1 e UNI 10349, l’irraggiamento calcolato su moduli

esposti a 0° rispetto al Sud ed inclinati rispetto all’orizzontale di 30° con un fattore di

albedo scelto: Erba verde risulta essere pari a 1655 kWh/m².

La potenza alle condizioni STC (irraggiamento dei moduli di 1000 W/m² a 25°C di

temperatura) risulta essere:

PSTC = PMODULO x N°MODULI = 280 x 714 = 199920 Wp

Considerando un’efficienza del B.O.S. (Balance of system) del 85% che tiene conto

delle perdite dovute a diversi fattori quali: maggiori temperature, superfici dei moduli

polverose, differenze di rendimento tra i moduli, perdite dovute al sistema di

conversione la potenza sul lato c.a. sarà uguale a:

PCA= PSTC x 85% = 169932 Wp

L’energia producibile su base annua dal sistema fotovoltaico è data da:

E [kWh/anno) = (I x A x Kombre x RMODULI x RBOS)

In cui: I = irraggiamento medio annuo = 1655 kWh/m²

A = superficie totale dei moduli = 1385,4 m²

Kombre = Fattore di riduzione delle ombre = 0,95.

RMODULI = rendimento di conversione dei moduli = 14,4%

RBOS = rendimento del B.O.S. = 85%

Pertanto, applicando la formula abbiamo:

E = (1655 x 1385,4 x 0,95 x 14,4% x 85% ) = 266.555 kWh/anno

Il valore di 266.555 kWh/anno è l’energia che il sistema fotovoltaico produrrà in un

anno, se non vi sono interruzioni nel servizio.

3. DESCRIZIONE GENERALE DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

3.1. Generalità

L’impianto ha lo scopo di produrre energia elettrica in collegamento alla rete di

distribuzione di media tensione in corrente alternata trifase esistente.

L’impianto fotovoltaico è costituito, in linea di massima, da due componenti

fondamentali: i moduli fotovoltaici e il sistema di conversione (inverter), più una

interfaccia di connessione con la rete ENEL.

I moduli fotovoltaici hanno la funzione di produrre energia elettrica (in corrente

continua) mentre l’inverter quella di trasformare la corrente continua in alternata.

La potenza nominale di un generatore è data dalla somma delle potenze di targa di

tutti i moduli fotovoltaici presenti.

Ciascun generatore fotovoltaico verrà realizzato collegando in parallelo un numero

opportuno di stringhe. Ciascuna stringa, sezionabile e provvista di diodo di blocco,

sarà costituita dalla serie di singoli moduli fotovoltaici.

3.2. Funzionamento del sistema

Il sistema ha funzionamento completamente automatico e non richiede ausilio per

il regolare esercizio.

Durante le prime ore della giornata, quando è raggiunta una soglia minima di

irraggiamento sul piano dei moduli, il sistema inizia automaticamente ad inseguire il

punto di massima potenza del campo fotovoltaico, modificando tensione e corrente

(lato continua) per estrarre la massima potenza dal campo.

3.3. Il generatore fotovoltaico

Il generatore fotovoltaico è composto 714 moduli Suntech policristallino

modello STP280-24Vd o equivalenti, aventi le seguenti caratteristiche, misurate a STC

(STC = Standard test condition: AM = 1,5; E = 1 kW/m2; T = 25°C):

Potenza di picco o nominale (W) 280

Tecnologia Silicio policristallino

Numero di celle 72

Tensione al punto di max potenza (Vmp) (Vc.c.) 35.2

Corrente al punto di massima potenza (Imp) (A) 7.95

Tensione a circuito aperto (Voc) (Vc.c.) 44.8

Corrente in corto circuito (Isc) (A) 8.33

Power tolerance 0/+5W

Dimensioni (mm) 1956 x 992 x 50

Peso (kg) 27

Tutti i moduli fotovoltaici sono conformi alle norme CEI/IEC o JRC/ESTI,

documentato da certificazione emessa da istituto od ente nazionale o estero

qualificato (ISPRA ESTI, TUV, ASU-PTL, ecc.).

Per ottenere le potenzialità di impianto richieste è dunque necessario utilizzare i

moduli con le caratteristiche sopra descritte nelle quantità di seguito riportate:

Impianto 200 KW

Potenza nominale (kWp) 199,92

N° moduli totali 714

N° stringhe totali 42

N° moduli per stringa 17

Tensione VMP a 25°C 598,4 V

Corrente IMP a 25°C 7,95 A x 14 = 111,3 A

Superficie complessiva moduli 1956 mm x 992 mm x 714 = 1385,4 m².

I valori di tensione alle varie temperature di funzionamento (minima, massima e

d’esercizio) rientrano nel range di accettabilità ammesso dall’inverter.

I moduli saranno forniti di diodi di by-pass. Ogni stringa di moduli sarà munita di

diodo di blocco per isolare ogni stringa dalle altre in caso di accidentali

ombreggiamenti, guasti etc.

La linea elettrica proveniente dai moduli fotovoltaici sarà messa a terra mediante

appositi scaricatori di sovratensione con indicazione ottica di fuori servizio, al fine di

garantire la protezione dalle scariche di origine atmosferica.

Ciascuna stringa fotovoltaica sarà costituita da più moduli connessi in serie, tutti

dotati di diodi di by–pass, in modo da non avere correnti inverse e parassite nel caso

di ombreggiamenti parziali.

Il parallelo delle stringhe deve essere provvisto di protezioni contro le sovratensioni e

di idoneo sezionatore per il collegamento al gruppo di conversione.

3.4. Gruppo di conversione e protezione d’interfaccia

Il gruppo di conversione statico dc/ac costituisce l’interfaccia tra il campo

fotovoltaico e la rete locale di fornitura dell’energia.

Questo componente ha lo scopo di convertire la corrente continua prodotta dai

moduli fotovoltaici in corrente alternata trifase, e si collega sincronicamente alla rete

elettrica del distributore locale in modo da alimentare i carichi dell’edificio, mentre nel

caso in cui non dovessero esserci assorbimenti l’energia prodotta è riversata in rete.

Il convertitore statico DC/AC sarà un inverter a commutazione forzata che,

funzionando in parallelo con la rete dell’ENEL, le fornirà l’energia generata dal campo

fotovoltaico, inseguendo il punto di massima potenza (tecnologia MPPT ).

L’inverter rispetta completamente la norma CEI 11-20 per il collegamento in

parallelo alla rete del distributore locale infatti è provvisto di dispositivo di interfaccia

integrato in modo da interrompere il collegamento in parallelo alla rete nel caso in cui

dovessero riscontrarsi delle differenze dovute a minima e massima tensione e minima

e massima frequenza (di scostamenti dal range di funzionamento previsto dalla rete).

Quindi, in caso di guasto o interruzione volontaria dell’erogazione dell’energia della

rete elettrica, l’inverter interrompe immediatamente l’erogazione precludendo

pericolose tensioni alle linee ed eliminando ogni pericolo per il personale di servizio.

I valori della tensione e della corrente di ingresso del gruppo di conversione

saranno compatibili con quelli del generatore fotovoltaico, mentre i valori della

tensione e della frequenza in uscita dovranno essere compatibili con quelli della rete

alla quale viene connesso l’impianto.

Il convertitore si pone immediatamente in stand by (a minimo consumo) in

mancanza di insolazione, e ripristina il proprio funzionamento non appena le condizioni

tornano favorevoli.

L’algoritmo MPPT (inseguimento continuo del punto di massima potenza) integrato

mantiene continuamente il campo fotovoltaico nelle migliori condizioni operative.

Gli inverter della linea Sunway™ T prevedono un display integrato LCD che rende

disponibili una grande quantità di dati di impianto.

Tra questi il conteggio dell’energia attiva e reattiva erogata e le ore di

funzionamento. Tramite la tastiera incorporata l’utente può accedere alle misure ed ai

parametri disponibili.

Il prodotto incorpora una seriale standard RS485 per l’interfacciamento con PC ed

eventuale telecontrollo.

L’intera linea Sunway™ T è conforme alle più stringenti direttive nazionali ed

europee per la sicurezza e l’immissione in rete dell’energia. Inoltre rispetta con

funzioni incorporate le disposizioni ENEL DV 1604, DK 5940. Il trasformatore di

isolamento a frequenza di rete, richiesto dalla norma CEI 11-20, è sempre previsto.

Per gli inverter fino a 110kWp è incorporato nel cabinet, mentre per potenze superiori

il trasformatore è previsto in un cabinet affiancato al convertitore.

Il sistema è completamente protetto da cortocircuiti e sovratensioni.

L’inverter Sunway™ T è costituito principalmente da:

- sezione di arrivo dal campo fotovoltaico con organo di sezionamento e misure e

controllo d’isolamento;

- convertitore statico, provvisto di ponte a IGBT a commutazione forzata, logiche di

comando, protezioni, autodiagnostica e misure;

- sezione di uscita in corrente alternata, comprendente il trasformatore di

isolamento e i dispositivi di comando del parallelo.

L’inverter è dotato di un proprio dispositivo di interfaccia funzionante su soglie di

tensione e di frequenza minima e massima conformi alla norma CEI 11-20 E DK5940.

L’inverter verrà fornito con uscita direttamente a 20 KV +/- 15% (TRAFO

BT/MT) evitando la doppia trasformazione con il conseguente maggior

rendimento totale del sistema di conversione.

Il gruppo di conversione verrà ubicato in apposito locale tecnico che verrà

realizzato adiacente al fabbricato esistente, il quale risulta esente dal contributo di

costruzione ai sensi dell’art. 17 comma 3 lettera e) del DPR 380/2001.

Il gruppo di conversione sarà composto da n° 3 inverter tipo “SUNWAY TG 82 -

800V”.

Le caratteristiche tecniche dell’inverter scelto sono le seguenti:

Ingresso max: 69000 Wp

Tensioni in ingresso consentite: 415 – 760 V

Corrente massima in ingresso: 140,1 A

Efficienza: > 96,8 %

Peso: 670 kg

Schema di collegamento dell’impianto di produzione alle rete MT ENEL.

Schema di collegamento dell’impianto di produzione alla rete MT ENEL

3.5. Caratteristiche del quadro di campo

Il quadro di campo esercita la funzione di connettere le stringhe di moduli in

parallelo.

Ogni quadro contiene le apparecchiature descritte di seguito.

a) su ciascuno arrivo delle rispettive stringhe sono previsti almeno:

o due morsetti estraibili

o un diodo di blocco

b) sulla partenza verso le sbarre di sezionamento interfaccia inverter:

o un interruttore automatico con protezione solo termica (non magnetica)

o tre scaricatori di sovratensioni (tra le polarità e la terra e tra le stesse)

Il quadro di campo sarà a tenuta d’acqua (livello di protezione minimo IP55) per

esterno, fabbricato con resina autoestinguente, con pressatavi e chiusura meccanica.

Il quadro di campo sarà conforme alle seguenti Norme:

Parti elettriche CEI – IEC

Struttura ASTM – D635

Tutte le apparecchiature saranno accessibili singolarmente per il controllo e

l’eventuale asportazione senza necessità di rimuovere quelle adiacenti, le sbarre sono

di ramen elettrolitico ricotto.

La morsettiera generale contiene uno o più contatti dell’impianto di terra dove

sono collegate tutte le parti metalliche che fanno parte del quadro stesso.

Il quadro, adatto per l’istallazione all’esterno, avrà le seguenti caratteristiche:

- materiale antiurto ed autoestinguente, testato secondo ASTM D635

- rigidità dielettrica superiore a 5000 V

- inalterabilità per temperatura –20 / 60 °C

- grado di protezione minimo IP55

- grado di isolamento superiore a 100 Mohm.

3.6. Cavi elettrici e cablaggio

Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le

seguenti prescrizioni:

� Sezione delle anime in rame in ragione di 1,5mm x 1 A

� Tipo FG7 se in esterno o in cavidotti su percorsi interrati

� tipo N07V-K se all’interno di cavidotti di edifici

Inoltre i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura

I.M.Q., colorazione delle anime secondo norme UNEL, grado d'isolamento di 4 kV.

Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o

l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:

� Conduttori di protezione: giallo-verde (obbligatorio)

� Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio)

� Conduttore di fase: grigio / marron

� Conduttore per circuiti in C.C.: chiaramente siglato con indicazione del positivo

con “+” e del negativo con “–“

Come è possibile notare dalle prescrizioni sopra esposte, le sezioni dei conduttori degli

impianti fotovoltaici sono sicuramente sovradimensionate per le correnti e le limitate

distanze in gioco.

Con tali sezioni la caduta di potenziale viene contenuta entro il 2% del valore misurato

da qualsiasi modulo posato al gruppo di conversione.

I cavi di collegamento dei moduli e del quadro di campo all’inverter saranno

dimensionati e concepiti in modo da semplificare e minimizzare le operazioni di

cablaggio e con particolare attenzione a limitare le cadute di tensione.

Al fine di collegare tra loro i pannelli già montati sulla struttura di sostegno vengono

utilizzati i connettori stagni. I cavi saranno passati in appositi tubi rigidi e flessibili

dotati di pressa cavo in modo da garantire un’adeguata protezione. Il cavo deve avere

le seguenti caratteristiche:

- isolamento per tensioni di esercizio fino a 450/750 V;

- alta resistenza agli agenti atmosferici;

- alta resistenza all’umidità;

- resistenza ai raggi UV;

- range di temperatura di esercizio elevato;

- non propagante l’incendio.

Il dimensionamento dei cavi è eseguito rispettando le norme in vigore: CEI 20-21.

3.7. Caratteristiche tecniche delle protezioni

L’impianto sarà dotato delle protezioni seguenti:

� Contro l’inversione di polarità all’ingresso dell’inverter

� contro le sovratensioni

� contro il guasto a terra

� protezione da scariche atmosferiche, con l’istallazione di scaricatori connessi

con il sistema di terra esistente.

Sarà inoltre realizzata la connessione con il sistema di terra dell'edificio, secondo

norme CEI.

3.8. Quadro di consegna

La connessione in rete di distribuzione Enel avverrà in un quadro opportunamente

predisposto da Enel per la fornitura attuale al cliente. Il collegamento verrà effettuato

alla presenza dei responsabili Enel e in conformità alle norme vigenti in materia.

Include un sezionatore generale per impianti fotovoltaici e un sezionatore di rete e

sistemi di contabilizzazione di energia in ingresso e uscita.

3.9. Sistema di controllo e monitoraggio (SCM)

Il sistema di controllo e monitoraggio del sistema, permette per mezzo di un computer

ed un software dedicato, di interrogare in ogni istante l’impianto al fine di verificare la

funzionalità degli inverter installati con la possibilità di visionare le indicazioni tecniche

(Tensione, corrente, potenza etc..) di ciascun inverter.

E’ possibile inoltre leggere nella memoria eventi del convertitore tutte le grandezze

elettriche dei giorni passati.

3.10. Impianto di Messa a Terra (MAT)

Il campo fotovoltaico sarà gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso

a terra. Le stringhe saranno, costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici e

singolarmente sezionabili, provviste di diodo di blocco e di protezioni contro le

sovratensioni.

Deve essere prevista la separazione galvanica tra la parte in corrente continua

dell’impianto e la rete; tale separazione può essere sostituita da una protezione

sensibile alla corrente continua solo nel caso di impianti monofase.

Soluzioni tecniche diverse da quelle sopra suggerite, sono adottabili, purché nel

rispetto delle norme vigenti e della buona regola dell’arte.

Ai fini della sicurezza, se la rete di utente o parte di essa è ritenuta non idonea a

sopportare la maggiore intensità di corrente disponibile (dovuta al contributo

dell’impianto fotovoltaico), la rete stessa o la parte interessata dovrà essere

opportunamente protetta.

La struttura di sostegno verrà regolarmente collegata all’impianto di terra generale.

3.11. Misuratori d’energia

I misuratori di energia prodotta saranno due:

• un misuratore dell’energia totale prodotta dal sistema fotovoltaico, fornito e

posato a cura dell’installatore dell’impianto, sul quadro della c.a. del sistema,

oppure direttamente integrato nell’inverter (display).

• un contatore di energia di tipo elettromeccanico con visualizzazione della

quantità di energia ceduta alla rete elettrica esterna, e sarà posto a cura del

Distributore di Energia Elettrica. Le predisposizioni murarie saranno a cura

dell’installatore dell’impianto FV.

3.12. Strutture di sostegno

I moduli fotovoltaici prima di essere elettricamente collegati tra loro, devono essere

montati su apposite strutture di sostegno. Tali strutture sono costituite da profilati

laminati a caldo, costruiti in acciaio al carbonio e zincati a caldo secondo la norma,

opportunamente assemblati.

Norme di calcolo : CNR – UNI 10011 e UNI 10012.

L’inclinazione e l’orientamento della struttura di sostegno dovrà essere tale da

garantire l’inclinazione ottimale (circa 30°) al fine di rendere massima l’energia

raccolta complessivamente nell’anno dai pannelli fotovoltaici.

E’ importante, inoltre, osservare che, avendo suddiviso il campo fotovoltaico in più

file parallele, le relative strutture di sostegno dei moduli devono essere distanziate in

modo che non si ombreggino a vicenda. Pertanto, è stata determinata la distanza

minima tra le file di pannelli alle ore 12 del giorno del solstizio invernale, in cui

l’altezza del sole è minima, garantendo così la condizione di non ombreggiamento in

tutti i giorni dell’anno nelle ore centrali della giornata che sono quelle di massimo

soleggiamento. Tale distanza è pari a 3,0 m.

Le strutture devono consentire anche un agevole smaltimento delle acque piovane

raccolte dai moduli, in modo da evitare che l’acqua possa dirigersi verso i profili di

sostegno o possa creare ristagni al loro interno.

La struttura di sostegno è dimensionata in modo da sopportare i seguenti carichi:

- Peso proprio (Pp)

- Neve (Pn)

- Vento (Pv)

secondo quanto previsto dal D.M. del 16-01-1996.

La struttura di sostegno dei moduli sarà ancorata a terra a mezzo di opportune

zavorre o con sistemi tali da garantire condizioni di stabilità anche in presenza di

effetti dinamici dovuti al vento. Deve essere in grado di resistere agli sbalzi termici e

di pressione atmosferica.

I dati relativi al posizionamento dei moduli in copertura piana sono:

2 Moduli in verticale

Parziale 1: 338,8 cm

Parziale 2: 437,4 cm

Distanza totale tra una stringa e l’altra: 776,2 cm

4. COLLAUDI

4.1. Collaudo in officina

In linea di principio le prove ed i collaudi sono a cura e a carico del fornitore dei

pannelli fotovoltaici.

4.2. Verifica tecnico-funzionale

Al termine dei lavori l’installatore dell’impianto effettuerà le seguenti verifiche tecnico-

funzionali:

� corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di

potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione

(accensione, spegnimento, mancanza rete, ecc.);

� continuità elettrica e connessioni tra moduli;

� messa a terra di masse e scaricatori;

� isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;

L’impianto deve essere realizzato con componenti che assicurino l'osservanza delle

due seguenti condizioni:

a) condizione da verificare: Pcc > 0,85*Pnom *I / ISTC;

in cui:

� Pcc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore

fotovoltaico, con precisione migliore del ± 2%;

� Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;

� I è l'irraggiamento [W/m²] misurato sul piano dei moduli, con precisione

migliore del ± 3%;

� ISTC, pari a 1000 W/m², è l'irraggiamento in condizioni di prova standard;

Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m².

b) condizione da verificare: Pca > 0,9*Pcc.

in cui:

� Pca è 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%.

Le perdite termiche del generatore fotovoltaico Ptpv, nota la temperatura delle celle

fotovoltaiche Tcel, possono essere determinate da:

� Ptpv = (Tcel - 25) * γ / 100

oppure, nota la temperatura ambiente Tamb da:

� Ptpv = [Tamb - 25 + (NOCT - 20) * I / 800] * γ / 100

in cui:

� γ: Coefficiente di temperatura di potenza (parametro, fornito dal

costruttore, per moduli in silicio cristallino è tipicamente pari a 0,4÷0,5

%/°C).

� NOCT: Temperatura nominale di lavoro della cella (parametro, fornito dal

costruttore, è tipicamente pari a 40÷50°C, ma può arrivare a 60 °C per

moduli in vetrocamera).

� Tamb: Temperatura ambiente; nel caso di impianti in cui una faccia del

modulo sia esposta all’esterno e l’altra faccia 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; può essere

misurata mediante un sensore termoresistivo (PT100) attaccato sul retro

del modulo.

5. MONTAGGIO

5.1. Opere meccaniche

Le opere meccaniche per il montaggio dei moduli fotovoltaici e delle strutture di

supporto non richiedono attrezzature particolari.

Le strutture per il sostegno dei moduli fotovoltaici sono costituite da elementi metallici

modulari, lavorati e forati in fabbrica ed uniti tra loro a mezzo bulloneria in acciaio

inox.

Il loro montaggio si compone di:

- assemblaggio degli elementi portanti, ottenendo l'allineamento orizzontale e

verticale;

- posa in opera, a mezzo bulloneria, dei moduli fotovoltaici sulle strutture di

sostegno.

5.2. Opere elettriche

I montaggi elettrici in campo, sono qui di seguito elencati:

- giunzione dei moduli di ciascuna stringa;

- posa in opera dei quadri di sottocampo e collegamento alle rispettive stringhe;

- posa dei cavi di interconnessione tra il quadro di sottocampo/parallelo

c.c./inverter/quadro di consegna, nei rispettivi tubi portacavi e o passerelle;

- posa in opera dei collegamenti alla rete di terra esistente dell'edificio.

- posa del cavo di interconnessione tra quadro di consegna e quadro ENEL.

6. ALLEGATI

Schede tecniche materiali

Il tecnico

Ing. Raffaella Graziotti

DOCUMENTAZIONE FOTOGRAFICA

Foto 1 – Foto aerea (presa NORD-EST)

Foto 2 – Confine OVEST

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3

4

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Foto 3 – Area campo fotovoltaico

Foto 4 -– Confine SUD

Foto 5 – Cabina ENEL in prossimità del campo fotovoltaico (NORD impianto)