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2 INDICE Pag. 1. PREMESSA ED INQUADRAMENO TERRITORIALE CRITERI ADOTTATI PER LE SCELTE PROGETTUALI DESCRIZIONE DELL IMPIANTO FOTOVOLTAICO... 4 Generatore fotovoltaico Disponibilità della fonte solare dati PVGIS e producibilità attesa Dimensionamento dell impianto... 7 CONFIGURAZIONE IMPIANTO Cavi elettrici in CC e in CA Gruppo di Conversione Strutture di sostegno Quadri elettrici Quadri di campo CC Quadro di interfaccia BT Misuratore dell energia elettrica prodotta Criteri di protezione Misure di protezione contro i contatti diretti Misure di protezione contro i contatti indiretti Protezione dalle sovracorrenti Misure di protezione sul collegamento alla rete elettrica Dispositivo del generatore Dispositivo di interfaccia Dispositivo generale Misure di protezione contro gli effetti delle scariche atmosferiche Requisiti tecnici minimi dei componenti e degli impianti Sistema di monitoraggio dell impianto Caratteristiche del sistema NORMATIVA DI RIFERIMENTO... 27

3 Leggi e decreti Norme Tecniche Delibere AEEG Agenzia delle Entrate Agenzia del Territorio GSE TERNA DEFINIZIONI Definizioni - Rete Elettrica Definizioni - Impianto Fotovoltaico CARATTERISTICHE MODULI CARATTERISTICHE INVERTER

4 1. PREMESSA ED INQUADRAMENO TERRITORIALE La presente relazione ha per oggetto la progettazione esecutiva dei lavori di realizzazione di un impianto di generazione elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte rinnovabile solare. L impianto fotovoltaico sarà installato nella sola area dell Università della Calabria, ha potenza nominale pari a 120,0 kwp ed è realizzato a servizio delle pompe dell impianto geotermico. L energia prodotta dall impianto sarà quindi ceduta al quadro di alimentazione delle pompe, e qualora l energia dal fotovoltaico dovesse superare quella richiesta dall impianto geotermico, essa sarà naturalmente ceduta alla rete dell Ateneo. L impianto fotovoltaico e i relativi elementi saranno realizzati in piena conformità delle norme tecniche e di sicurezza vigente. L impianto FV sarà realizzato sul lastrico solare dei cubi 22b e 23b. Grazie alla potenza elettrica prevista, inoltre, si è resa necessaria una superficie complessiva di 1100 mq, secondo il layout progettato al fine di sfruttare al meglio la superficie e ridurre gli ombreggiamenti sul campo fotovoltaico. 2. CRITERI ADOTTATI PER LE SCELTE PROGETTUALI La realizzazione di un impianto fotovoltaico ha lo scopo di produrre localmente energia elettrica così da sopperire a parte del prelievo annuo di energia elettrica necessaria al soddisfacimento del fabbisogno delle utenze e dell impianto geotermico, che secondo i calcoli di progetto impegna in funzionamento circa 120 kw di potenza elettrica. Quindi risulta compensato da quanto produce l impianto fotovoltaico, almeno in alcuni periodi dell anno. In generale, l applicazione della tecnologia fotovoltaica: - consente la produzione di energia elettrica senza alcuna emissione di elementi o sostanze inquinanti; - consente quindi una riduzione del consumo di combustibile fossile; - la produzione di energia elettrica senza alcuna emissione acustica; - la realizzazione di sistemi di generazione (IAFR) compatibili con le esigenze di tutela architettonica o ambientale; 3

5 - consente l utilizzo per l installazione dell impianto di superfici marginali (tetti, solai, terrazzi, terreni, ecc.). Alcuni dei criteri generali che hanno guidato la progettazione del sistema di generazione fotovoltaica in questione sono i seguenti: - rispetto delle Leggi e delle normative vigenti; - massimizzazione della potenza di picco del generatore fotovoltaico in relazione alla superficie disponibile; - massimizzazione dell energia annuale prodotta dal generatore (stima di producibilità); - massimizzazione delle economie di gestione e di manutenzione; - ottimizzazione del rapporto costi/benefici ed impiego di materiali componenti di elevata qualità, efficienza, lunga durata; - riduzione delle perdite energetiche connesse all esercizio dell impianto. I materiali e i componenti sono stati scelti con riferimento alle caratteristiche tecniche di fornitori primari, dotati di marchio di qualità, di marchiatura o di autocertificazione del Costruttore, attestanti la loro costruzione a regola d arte secondo i requisiti della normativa tecnica e la legislazione vigente. 3. DESCRIZIONE DELL IMPIANTO FOTOVOLTAICO Generatore fotovoltaico complessivo avente potenza di picco pari a 120,0 kwp così costituito: 480 moduli in silicio di potenza pari a 250Wp. 6 inverter trifase di potenza nominale pari a 20 kwp. Caratteristiche del Generatore Fotovoltaico: Posizionamento ottimale, Struttura di sostegno: Fissa Tilt 20 gradi, Azimut 83 gradi (S-O). Generatore fotovoltaico Composto da 6 campi indipendenti, ciascuno composto da n. 4 stringhe di 20 moduli in serie, che si connettono ad un inverter. La trasformazione dell energia elettrica da corrente continua ad alternata (bassa tensione) avviene per mezzo di inverter trifase; un inverter di potenza massima 20,0 kw in corrente continua è collegato in ingresso ai subcampi. 4

6 3.1 Disponibilità della fonte solare dati PVGIS e producibilità attesa Ai fini del calcolo dell energia prodotta, relativamente ai dati di irraggiamento solare sul piano orizzontale si è fatto riferimento al sito PVGIS. Di seguito il posizionamento geografico del sito (vedi Fig. 4): Fig. 4 Individuazione del sito 5

7 Le performance del generatore fotovoltaico sono le seguenti: PVGIS estimates of solar electricity generation Location: 39 21'35" North, 16 13'34" East Elevation: 221 m a.s.l. Nominal power of the PV system: kw (crystalline silicon) Estimated losses due to temperature: 10.8% (using local ambient temperature) Estimated loss due to angular reflectance effects: 2.7% Other losses (cables, inverter etc.): 0.0% Combined PV system losses: 13.2% dove Em: Average monthly electricity production from the given system (kwh) Fig. Producibilità del sito 6

8 Producibilità attesa Generatore FV Dalla tabella di cui sopra si conclude quindi che la produzione attesa di energia è circa kwh per anno. 3.2 Dimensionamento dell impianto Indicazioni generali Il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla luce solare in modo ottimale, scegliendo prioritariamente l orientamento a SUD e riducendo i fenomeni di ombreggiamento. In funzione degli eventuali vincoli architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono comunque adottati orientamenti diversi purché adeguatamente valutati. Dal punto di vista dell inserimento architettonico, nel caso di applicazioni su coperture a falda, la scelta dell orientazione e dell inclinazione va effettuata tenendo conto che è generalmente opportuno mantenere il piano dei moduli parallelo o complanare a quello della falda stessa. Ciò in modo da non alterare la sagoma dell edificio e non aumentare l azione del vento sui moduli stessi. In questo caso, è utile favorire la circolazione d aria fra la parte posteriore dei moduli e la superficie dell edificio, al fine di limitare le perdite per temperatura. Stima dell energia prodotta L energia prodotta è stimata in funzione: - del sito (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie antistante i moduli); - dell esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut); - di eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico; - delle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch; - del BOS (Balance Of System). 7

9 Il valore del BOS può essere stimato oppure come complemento all unità del totale delle perdite, calcolate mediante la seguente formula: Totale perdite [%] = [1 (1 a b) x (1 c - d) x (1 e) x (1 f)] + g per i seguenti valori: a) Perdite per riflessione. Perdite per ombreggiamento. b) Perdite per mismatching. c) Perdite per effetto della temperatura. d) Perdite nei circuiti in continua. e) Perdite negli inverter. f) Perdite nei circuiti in alternata. 1. Criterio di verifica elettrica In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT Tensione nel punto di massima potenza, Vm a 70 C maggiore della Tensione MPPT minima. Tensione nel punto di massima potenza, Vm a -10 C minore della Tensione MPPT massima. I valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utile per la ricerca del punto di funzionamento alla massima potenza. TENSIONE MASSIMA Tensione di circuito aperto, Voc a -10 C inferiore alla tensione massima dell inverter. TENSIONE MASSIMA MODULO Tensione di circuito aperto, Voc a -10 C inferiore alla tensione massima di sistema del modulo. CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata (Isc) inferiore alla corrente massima dell inverter. DIMENSIONAMENTO Dimensionamento compreso tra il 70% e 120% ove per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l inverter e il sottocampo fotovoltaico ad esso collegato. 8

10 Di seguito i dati relativi al sotto campo associato ad un singolo inverter. I due impianti sono stati progettati in maniera modulare, componendoli da sotto campi tutti uguali di potenza pari a 20,0 kwp, con n. 80 moduli da 250 Wp e inverter da 20 kw, con le caratteristiche riportate in allegato. Dati tecnici campo associato ad un singolo inverter 20,0 kwp Superficie totale moduli m² Numero totale moduli 80 Numero totale inverter 1 Potenza totale kw Potenza fase L kw Potenza fase L kw Potenza fase L kw Energia per kw kwh/kw BOS % CONFIGURAZIONE IMPIANTO Pot. Max AC Inverter [W] Pot. Nom. AC Inverter [W] C [W] Max. Tensione Voc [Vdc] 1000 Max.Tensione MPPT [Vdc] 800 Min.Tensione MPPT [Vdc] 200 Tens. Attivazione (default) [Vdc] 360 Numero di canali MPPT 2 Max Corrente MPP ciascun canale [A] 50 Max Corrente di Corto Circuito ciascun canale [A] 60 Potenza Max Singolo MPPT [W] Rendimento inverter 0,982 9

11 Range Pannelli (Eccezioni) (12-19) Num.Min.Pannelli in Serie/Stringa 12 Num.Max.Pannelli in Serie/Stringa 23 Num.Max.Pannelli/Inverter 90 Max.Sovraccarico Inverter Richiesto (STC) Num.Max.Stringhe in Parall. (MPPT in Parall.) 5 Risultati - Dati Pannelli Potenza STC [W] 250 Max. Tensione di Sistema [V] 1000 Voc [Vdc] 37,27 Vmp [Vdc] 30,03 Isc [A] 8,74 Imp [A] 8,34 TcoIsc [ma/ C] 3,4960 TcoVoc [V/ C] -0,1342 TcoVmp [V/ C] -0,1081 Configurazione generale impianto: n. 6 inverter, con 4 stringhe per 20 pannelli ciascuno. MPPT in parallelo. Pot. Totale FV STC [W] Pot. Totale Ingresso DC [W] Stima potenza uscita inverter Numero Totale Pannelli 80 Pot. Totale FV STC [W] / Pot. Nom. AC Inverter [W] 100,00% Pot. Totale FV STC [W] / Pot. Max AC Inverter [W] 90,91% MPPT in parallelo VocMax [Vdc] < 1000V 839 ok VocMax [Vdc]<Max. Tensione di Sistema [V] 839 ok VocMin [Vdc] > Tens. Attivazione (default) [Vdc] 625 ok VmpTyp [Vdc] 536 ok VmpMax [Vdc] 676 ok VmpMin [Vdc] > 200 V 503 ok Max. Corrente MPP di ingresso [A] 33,99 ok Max Corrente di Corto Circuito di ingresso [A] 35,59 ok Potenza MPPT STC [W] ok 10

12 3.3 Cavi elettrici in CC e in CA Verifiche termiche ed elettriche per la connessione in CC dei moduli e fino all inverter Ipotesi: cavo elettrico unipolare FG21. La resistenza si suppone invariante rispetto alla temperatura, coefficiente di correzione a 80 C = 0.82 CRITERIO TERMICO: portata corretta maggiore della corrente di cortocircuito PROTEZIONE DA SOVRACORRENTE: portata corretta maggiore di 1.2 volte la corrente di cortocircuito CRITERIO ELETTRICO: caduta di tensione inferiore o uguale a 0,5% Verifiche termiche ed elettriche per la connessione in CA degli inverters al quadro elettrico esistente Ipotesi: cavo elettrico quadripolare FG7(O)R, la resistenza si suppone invariante rispetto alla temperatura, fattore di potenza unitario, coefficiente di correzione a 35 C = 0.96 Portata effettiva (35 C): 60 x 0.96 = 57,60 A CRITERIO TERMICO: portata corretta maggiore della corrente di massimo esercizio CRITERIO ELETTRICO: caduta di tensione inferiore o uguale a 0,5%. CAVO FG21 Cavi indicati per interconnessioni dei vari elementi degli impianti fotovoltaici. Essi sono adatti per l'installazione fissa all'esterno ed all'interno, senza protezione o entro tubazioni in vista o incassate oppure in sistemi chiusi similari. Resistenti all'ozono secondo EN Resistenti ai raggi UV secondo HD605/A1. Cavo testato per durare nel tempo secondo la EN Temperatura in uso continuo 120 C per h (=2,3 anni) temperatura in uso continuo 90 C (=30 anni). Adatti anche per posa interrata diretta o indiretta. Le condizioni di posa di tale tipo di cavo devono essere eseguite in modo da avere un raggio minimo di curvatura come da tabella seguente: Diametro (mm) >20 Terminali 2D 3D 4D 4D Fisso 3D 3D 4D 4D Sforzo massimo di tiro: 15N/mm². 11

13 FG7R-0,6/1 kv, FG7OR-0,6/1 kv Costruzione e requisiti: CEI IEC CEI UNEL (cavi da 1 a 5 conduttori) CEI UNEL (cavi per segnalamento e comando) GOST Non propagazione dell incendio: CEI II Non propagazione della fiamma: CEI EN Gas corrosivi o alogenidrici: CEI EN Direttiva Bassa Tensione: 2006/95/CE Direttiva RoHS: 2011/65/CE Descrizione Conduttore: rame rosso, formazione flessibile, classe 5 Isolamento: gomma, qualità G7 Riempitivo: termoplastico, penetrante tra le anime (solo nei cavi multipolari) Guaina: PVC, qualità Rz Colore: grigio Caratteristiche funzionali Tensione nominale Uo/U: 0,6/1 kv Temperatura massima di esercizio: 90 C Temperatura minima di esercizio: -15 C(in assenza di sollecitazioni meccaniche) Temperatura massima di corto circuito: 250 C 12

14 Caratteristiche particolari Buona resistenza agli oli e ai grassi industriali. Buon comportamento alle basse temperature. Condizioni di posa Temperatura minima di posa: 0 C Raggio minimo di curvatura consigliato: 4 volte il diametro del cavo Massimo sforzo di trazione consigliato: 50 N/mm2 di sezione del rame Impiego e tipo di posa Adatto per l alimentazione e trasporto di comandi e/o segnali nell industria, nei cantieri, nell edilizia residenziale. Per installazione fissa all interno e all esterno. Installazione su murature e strutture metalliche, su passerelle, tubazioni, canalette e sistemi similari. Ammessa la posa interrata, anche se non protetta. (CEI 20-67) 3.4 Gruppo di Conversione Il gruppo di conversione è idoneo al trasferimento della potenza dal generatore fotovoltaico alla rete elettrica di distribuzione, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso del gruppo di conversione sono compatibili con quelli del generatore fotovoltaico, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita sono compatibili con quelli della rete alla quale viene connesso l impianto. Il gruppo di conversione è basato su inverter a commutazione forzata, con tecnica PWM ed è in grado di operare in modo completamente automatico e di inseguire il punto di massima potenza (MPPT) del generatore fotovoltaico. Il collegamento del gruppo di conversione alla rete elettrica è effettuato sul quadro elettrico di interfaccia che consegna l energia prodotta mediante una linea dedicata, opportunamente protetta, sul quadro elettrico di consegna dell ente distributore dell energia. Sono, inoltre, previste tutte le protezioni contemplate dalla normativa vigente. 3.5 Strutture di sostegno Le strutture di sostegno saranno di tipo modulare modellate in opera. Il materiale costruttivo è acciaio zincato a caldo di tipo tubolare opportunamente dimensionato per resistere ai carichi previsti in opera, o in alluminio. Particolarità di questo tipo di struttura sono: - adattabilità a qualsiasi tipo di modulo fotovoltaico; - struttura realizzabile con estrema facilità; 13

15 - montaggio estremamente rapido; - assenza di operazioni di saldatura in cantiere. La giunzione delle varie parti della struttura e l ancoraggio dei moduli alla stessa avverrà con bulloneria di classe 8.8 in inox. Nel caso particolare la struttura di sostegno sarà di tipo tubolare idonea a sopportare un carico di non meno di 40kg a metro quadro (oltre il proprio peso) per luci non inferiori a 25 metri. Correnti long superiori: D=139mm S=4mm, correnti long inferiori: D=114mm S=3mm, aste di parete: D=48mm S=3mm, piastre: S=10mm. La struttura è progettata in funzione degli stati di sollecitazione collaterali, quali coazioni derivate da difetti di installazione, cedimenti, dilatazioni termiche, ecc., nonché delle azioni di vento e neve, oltre al peso proprio della struttura. 3.6 Quadri elettrici I quadri elettrici saranno dotati di sportelli con serratura per impedire manovre ad individui estranei al personale autorizzato e per evitare l ingresso di corpi estranei. Quadri di campo CC Tali quadri realizzeranno il sezionamento delle stringhe di moduli fotovoltaici provenienti dai vari sottocampi fotovoltaici. Essi saranno protetti dall aggressione degli agenti atmosferici e saranno costituiti esternamente da un quadro in PVC completo di portella trasparente con grado di protezione minimo IP 65, autoestinguente e resistente ai raggi UV, dotato di elementi componibili preforati o chiusi, barrature di sostegno per le apparecchiature, sportello provvisto di serratura, pannelli e guarnizioni di tenuta. Saranno installati all aperto, nei pressi delle stringhe e quindi sul lastrico solare, ancorati alla struttura di fissaggio dei moduli. Tali quadri, conterranno ciascuno n. 4 ingressi con n. 4 interruttori magnetotermici in CC da 10 A e scaricatori di sovratensione, come da schemi allegati. Oltre a tale quadro di campo installato in prossimità delle stringhe, nelle immediate vicinanze di ciascun inverter, sarà presente un ulteriore quadro in CC, atto a sezionare le stringhe per eseguire lavori sull inverter e per protezione. Il quadro di campo conterrà, per le operazioni di manovra e protezione, i seguenti componenti: - Morsetti linea montante (Ingresso/Uscita); - Interruttori sezionatori a carico tetrapolare; 14

16 - Scaricatori di sovratensione. Compito degli scaricatori di sovratensione, adottati sul lato corrente continua, è quello di agire prontamente al propagarsi nei cavi di eventuali forze elettromotrici indotte con caratteristica (8/20), (cioè sono efficaci per fronti ripidi di tensione avente tempo di salita del fronte d onda pari a 8 microsecondi, e tempo di discesa del fronte d onda pari a 20 microsecondi), e corrente di cresta di 15 ka, scaricando il picco di sovratensione verso terra. In riferimento ai valori di tensione caratteristici della configurazione di sub-campo adottata, sono stati scelti scaricatori di sovratensione con tensione d esercizio massima ammissibile pari a 1000 Vdc, da mettere in relazione con la massima tensione verificabile in condizioni di circuito aperto (VOC). Per il collegamento dei terminali (definiti poli della stringa) fino agli inverters, si utilizzeranno cavi di tipo unipolare a doppio isolamento di sezione minima pari a 6 mm2. Quadro di interfaccia BT Il quadro elettrico di interfaccia di rete conterrà tutti i sistemi di protezione, nei confronti sia della rete auto-produttrice che della rete di distribuzione pubblica in conformità a quanto previsto dalle norme. Il quadro elettrico in corrente alternata si trova a valle degli inverter del singolo impianto e contiene le protezioni in uscita dall inverter (Dispositivi di generatore) e le gemme luminose per l indicazione della presenza rete, ed in particolare sarà dotato di Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) e di Sistema a Rilancio di Corrente, così come previsto dalla CEI Sarà realizzato in carpenteria metallica completo di portella trasparente con grado di protezione minimo IP 40, se installato in un luogo chiuso. Nello specifico ci sarà un interruttore automatico magnetotermico motorizzato (Dispositivo Generale/D Interfaccia DG/DDI, come riportato negli elaborati grafici) 3P+N con corrente nominale In indicata negli elaborati, curva C e potere d interruzione pari a 10 ka dotato di motorino pilotato dal contatto del relè differenziale che verrà tarato a 300 ma completo di toroide per la misura della corrente in entrata/uscita, una bobina di minima tensione, un relè a rilancio di corrente pilotato dal PI, un Interruttore non Automatico Sezionatore (Dispositivo di Rilancio Corrente DDR) 3P+N con corrente nominale In come riportato negli elaborati ed un relè 81 (protezione di massima e minima 15

17 frequenza), 27 (protezione di minima tensione) e 59 (protezione di massima tensione), 81V ( frequenza a sblocco volt metrico), che altro non è che la Protezione d Interfaccia denominato PI. Il DDI più il relè costituisce il SPI (Sistema di Protezione d Interfaccia) dell impianto. Oltre ai dispositivi sopra citati, nel Quadro Elettrico Generale di Bassa Tensione sarà presente in parallelo al Dispositivo d Interfaccia un portafusibili sezionabile 3P+N a protezione delle tre gemme luminose di colore rosso per l indicazione della presenza rete, un portafusibili sezionabile 3P a protezione delle misure del relè di protezione 81<, 81>, 27, un portafusibili sezionabile 2P a protezione dell alimentazione del relè di protezione 81<, 81>, 27 e 59 e 59, un ed uno scaricatore quadripolare (SPD) di tipo 2 (classe seconda) per corrente in alternata con tensione di esercizio continuativa Uc = 275 V, livello di protezione Up = 1,1 kv, corrente nominale di scarica In = 20 ka (8/20 µs), corrente massima di scarica Imax = 40 ka (8/20 µs), capacità di estinguere una corrente di corto circuito di 25 ka in abbinamento ad un fusibile gg da 63 A. Lo schema del Quadro Elettrico Generale di Bassa Tensione è presente nella tavola allegata al presente progetto. Di seguito i componenti del quadro BT per entrambi gli impianti: Quadro parallelo e interfaccia impianto FV Spie Luminose Interr. Magnetotermico 4P Scatolato, 185 A - 35kA Bobina di Minima Tensione Motorino interruttore Relè Differenziale Tipo Reg. Idn >= 185 A Toroide chiuso IA Interr. non Automatico 4P 185 A - 35kA Contatto ausiliario OF/SD/SDE/SDV Bobina a rilancio di Corrente PortaFusibili PortaFusibili 16

18 Sistema di Protezione di Interfaccia Sezionatore 1P (Contatto Locale) Cassetta Metallica G IP55 15M + Porta trasp.g IP55 15M Misuratore dell energia elettrica prodotta In conformità a quanto previsto dalle delibere AEEGSI n. 199/11 e 88/07 e s.m.i, l impianto fotovoltaico sarà dotato di misuratore fiscale atto a rilevare l energia prodotta dall impianto stesso. Il misuratore dovrà essere conforme agli standard previsti dal distributore locale, abilitato alla telelettura, ed inoltre dovrà essere corredato dalle certificazioni richieste dall Agenzia delle Dogane ai fini del rilascio della licenza fiscale di officina, prevista per gli impianti di produzione di energia elettrica con potenza nominale superiore a 20 kwp. 4. Criteri di protezione L impianto fotovoltaico descritto nella presente relazione dovrà essere realizzato al fine di assicurare: - la protezione delle persone e dei beni contro i pericoli ed i danni derivanti da loro utilizzo nelle condizioni previste; - il suo corretto funzionamento per l uso previsto. Saranno quindi adottate le seguenti misure di protezione, relativa alla protezione dai contatti diretti, protezione dai contatti indiretti, protezione dalle sovracorrenti ed al sezionamento. 4.1 Misure di protezione contro i contatti diretti Protezione totale contro i pericoli derivanti da contatti con parti in tensione, realizzata in conformità al cap. 412 della Norma CEI 64-8 mediante: 1. isolamento delle parti attive, rimovibile solo mediante distruzione ed in grado di resistere a tutte le sollecitazioni meccaniche, chimiche, elettriche e termiche alle quali può essere sottoposto nel normale esercizio; 2. involucri idonei ad assicurare complessivamente il grado di protezione IP XXB (parti in tensione non raggiungibili dal filo di prova) e, sulle superfici orizzontali superiori a portata di mano, il 17

19 grado di protezione IP XXD (parti in tensione non raggiungibili dal filo di prova). A tal fine saranno impiegati cavi a doppio isolamento (o cavi a semplice isolamento posati entro canalizzazioni in materiale isolante) e le connessioni verranno racchiuse entro apposite cassette con coperchio apribile mediante attrezzo. 4.2 Misure di protezione contro i contatti indiretti Protezione contro i pericoli risultanti dal contatto con parti conduttrici che possono andare in tensione in caso di cedimento dell isolamento principale, realizzata sul lato a 400 Vac dell impianto mediante l interruzione automatica dell alimentazione secondo il paragrafo della norma CEI 64.8, collegando all impianto generale di terra tutte le masse presenti negli ambienti considerati ed impiegando interruttori automatici, il tutto coordinato in modo da soddisfare la condizione di cui all art della norma CEI stessa. Per quanto riguarda la protezione dei contatti indiretti sul lato corrente alternata, tutti i dispositivi elettrici connessi e quindi anche degli inverter ed i componenti del quadro di interfaccia, fanno parte dello stesso sistema elettrico classificabile come TT. Quindi la protezione contro i contatti indiretti è assicurata dai seguenti accorgimenti: - collegamento al conduttore di protezione PE di tutte le masse e le masse estranee dell impianto; - utilizzo di dispositivi di protezione a corrente differenziale di tipo A. Il coordinamento della protezione dai contatti indiretti avviene tramite la verifica in ogni punto dell'impianto della seguente disequazione: 50 >= Idn * Ra dove: - 50 è la massima tensione di contatto ammissibile; - Idn è la corrente di intervento in 0,03 secondi; - Ra è il valore che esprime la somma di resistenza di terra al punto di contatto. Gli stessi accorgimenti sopra descritti sono efficaci anche per quanto riguarda la protezione dei contatti indiretti sul lato corrente continua, considerando che la presenza del trasformatore di isolamento tra la sezione c.c. e c.a. negli inverter determina la classificazione del sistema in esame come IT. Nello specifico è prevista l interconnessione di tutte le strutture metalliche di fissaggio dei 18

20 moduli fotovoltaici con un conduttore equipotenziale da 6mmq in modo da poter garantire una continuità elettrica di tutte le masse estranee. 4.3 Protezione dalle sovracorrenti Protezione contro il riscaldamento anomalo degli isolanti dei cavi e contro gli sforzi elettromeccanici prodotti nei conduttori e nelle connessioni causati da correnti di sovraccarico o di cortocircuito, realizzata mediante dispositivi unici di interruzione (interruttori magneto-termici o fusibili) installati all origine di ciascuna conduttura ed aventi caratteristiche tali da interrompere automaticamente l alimentazione in occasione di un sovraccarico o di un cortocircuito, secondo quanto prescritto nel Cap. 43 e nella sez. 473 della Norma CEI 64-8 facendo riferimento alle tabelle CEI- UNEL relative alla portata dei cavi in regime permanente. Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono state scelte in modo da assicurare una durata di vita soddisfacente dei conduttori e degli isolanti agli effetti termici causati dal passaggio della corrente elettrica per periodi prolungati in condizioni normali di funzionamento. Tutti gli interruttori automatici magnetotermici e magnetotermici differenziali di tipo A previsti a monte di ogni conduttura, sul lato in corrente alternata, sono dimensionati in modo da proteggere i cavi sia dal sovraccarico, che dal cortocircuito. Secondo la normativa CEI 64-8 le caratteristiche di funzionamento del dispositivo di protezione delle condutture elettriche dai sovraccarichi devono rispondere alle seguenti due condizioni: Ib <= In <= Iz ed If <= 1,45 * Iz dove: - Ib è la corrente di impiego; - In è la corrente nominale dell'interruttore; - Iz è la portata del cavo; - If è la corrente convenzionale di sicuro funzionamento. Per la parte in corrente continua del sistema non si prevede la protezione dai sovraccarichi in quanto la massima corrente erogabile dal campo fotovoltaico nel punto di massima potenza è approssimabile, come valore, alla massima corrente che il campo è in grado di erogare (corrente di corto-circuito). E quindi condizione sufficiente alla verifica della protezione dal sovraccarico che: Ib <= Iz 19

21 dove Ib corrisponde alla massima corrente erogabile dal campo fotovoltaico mentre Iz e la corrente in regime permanente della conduttura elettrica. La seconda condizione risulta verificata utilizzando interruttori magnetotermici commerciali nei quali la corrente convenzionale di intervento If = 1,45 In. Per quanto riguarda il corto circuito nella sezione di impianto in corrente continua, come già detto, la protezione è assicurata dalla caratteristica di generazione tensione-corrente dei moduli fotovoltaici che limitano la corrente di corto-circuito ad un valore noto e di poco superiore alla corrente massima erogabile al punto di funzionamento alla massima potenza, con la quale potenza sono state dimensionate le condutture elettriche. Per gli impianti in corrente alternata occorre proteggere le condutture elettriche dalle correnti di corto-circuito provenienti dalla rete. Bisognerà quindi verificare la condizione che: I² t = K² S² dove: - I² t è l integrale di Joule per la durata del corto circuito, cioè lasciata transitare nel cavo dalla corrente di corto-circuito; - K è la costante dei cavi; - S è la sezione del conduttore di protezione in mm². In definitiva, analizzando le curve di intervento del dispositivo di protezione scelto, le sezioni dei cavi adottate, e le correnti di corto-circuito presunte nel punto di consegna dell energia dovrà verificarsi che in condizioni di corto-circuito l energia lasciata transitare dal dispositivo di protezione, prima dell intervento, non danneggi la conduttura elettrica. 4.4 Misure di protezione sul collegamento alla rete elettrica La protezione del sistema di generazione fotovoltaica nei confronti sia della rete autoproduttrice che della rete di distribuzione pubblica è realizzata in conformità a quanto previsto dalle norme, e come descritto nel paragrafo relativo al quadro di parallelo BT. Dispositivo del generatore L inverter è internamente protetto contro il cortocircuito ed il sovraccarico; il verificarsi di un guasto interno provocano l immediato distacco dello stesso dalla rete elettrica. 20

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