COMUNE di hone. REGIONE autonoma valle d aosta Provincia di aosta

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1 REGIONE autonoma valle d aosta Provincia di aosta COMUNE di hone REALIZZAZIONE IMPIANTO FOTOVOLTAICO PER LA PRODUZIONE E LO SCAMBIO DI ENERGIA ELETTRICA CON POTENZA NOMINALE DI 14,4 KWP SULLA COPERTURA DELLA BIBLIOTECA COMUNALE VIA CHANOUX 31 BIS R1 RELAZIONE SULLE MODALITÀ DI ESECUZIONE DELL IMPIANTO FOTOVOLTAICO timbro Progetto: Andrea Ing. ROTTA Via s.m. de corleans, AOSTA committente: comune di hone p.zza gossweiler,1 - hone (ao) firma

2 INDICE 1 PREMESSA RISPARMIO SUL COMBUSTIBILE 4 2 REQUISITI DI RISPONDENZA A NORME, LEGGI E REGOLAMENTI 5 3 DESCRIZIONE GENERALE DEL SITO UBICAZIONE IMPIANTO DATI TERMOMETRICI DELLA LOCALITA DATI DI PROGETTO DATI DI PROGETTO DI CARATTERE GENERALE DATI DI PROGETTO RELATIVI ALLE INFLUENZE ESTERNE DATI DI PROGETTO RELATIVI ALLA RETE DI COLLEGAMENTO CRITERIO DI VERIFICA ELETTRICA CARATTERISTICHE GENERALI SPECIFICHE TECNICHE DEI MODULI SPECIFICHE TECNICHE DEL CONVERTITORE STATICO 14 5 DIMENSIONAMENTO DELL IMPIANTO 16 6 CONFORMAZIONE DELL IMPIANTO 18 7 CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO 18 SCHEDA TECNICA 20 GENERATORE MPPT1 20 VERIFICHE ELETTRICHE 21 GENERATORE MPPT2 21 VERIFICHE ELETTRICHE 22 SOTTOIMPIANTO MPPT2 23 SCHEDA TECNICA 23 GENERATORE MPPT1 23 VERIFICHE ELETTRICHE 24 GENERATORE MPPT2 24 VERIFICHE ELETTRICHE 25 SOTTOIMPIANTO MPPT3 26 SCHEDA TECNICA 26 GENERATORE MPPT GENERATORE MPPT1 26 VERIFICHE ELETTRICHE 27 GENERATORE MPPT GENERATORE MPPT2 27 VERIFICHE ELETTRICHE 28 8 PRINCIPI GENERALI DI PROGETTAZIONE 29 Andrea Ing.ROTTA 2

3 8.1 CAVI E CONDUTTORI COLORI DISTINTIVI DEI CAVI SEZIONE MINIME E CADUTE DI TENSIONE AMMESSE PROTEZIONE DELLE CONDUTTURE CRITERI DI SICUREZZA ELETTRICA CONTATTI DIRETTI CONTATTI INDIRETTI MISURE DI PROTEZIONE ALLACCIAMENTO RETE ELETTRICA PROTEZIONE DA SOVRATENSIONI 34 9 QUADRI ELETTRICI QUADRO DI CAMPO CC QUADRO PRINCIPALE SCHEMA DI FISSAGGIO DEI MODULI FV 38 NORMATIVA 39 LEGGI E DECRETI 39 NORME TECNICHE 40 DELIBERE AEEG 41 AGENZIA DELLE ENTRATE 44 AGENZIA DEL TERRITORIO 44 GSE 44 TERNA 45 LEGGI E DECRETI REGIONE VALLE D AOSTA 45 DEFINIZIONI 46 Andrea Ing.ROTTA 3

4 1 PREMESSA La presente relazione fornisce una descrizione tecnica dell impianto fotovoltaico a servizio della biblioteca Comunale di HONE in Via Chanoux n.31 bis. L impianto fotovoltaico installato avrà una potenza di picco massima pari a 14,4 kwp generata da 48 pannelli da 300W p l uno, con efficienza minima del 18%. L impianto verrà realizzato secondo i criteri dell architettura semiintegrata, sul tetto esistente, secondo le linee indicate dal parete della soprintendenza. Finalità dell intervento è la realizzazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica per conseguire un significativo risparmio energetico per la struttura servita, mediante il ricorso alla fonte energetica rinnovabile rappresentata dal Sole. Il ricorso a tale tecnologia nasce dall esigenza di coniugare: - la compatibilità con esigenze architettoniche e di tutela ambientale; - nessun inquinamento acustico; - un risparmio di combustibile fossile; - una produzione di energia elettrica senza emissioni di sostanze inquinanti. Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. Quindi, considerando l'energia stimata come produzione del primo anno, kwh, e la perdita di efficienza annuale, 0,90 %, le considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell'impianto pari a 20 anni. 1.1 RISPARMIO SUL COMBUSTIBILE Un utile indicatore per definire il risparmio di combustibile derivante dall utilizzo di fonti energetiche rinnovabili è il fattore di conversione dell energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh]. Questo coefficiente individua le T.E.P. (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) necessarie per la realizzazione di 1 MWh di energia, ovvero le TEP risparmiate con l adozione di tecnologie fotovoltaiche per la produzione di energia elettrica. Risparmio di combustibile Risparmio di combustibile in TEP Fattore di conversione dell energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh] TEP risparmiate in un anno 2.78 TEP risparmiate in 20 anni Fonte dati: Delibera EEN 3/08, art. 2 Andrea Ing.ROTTA 4

5 Inoltre, l impianto fotovoltaico consente la riduzione di emissioni in atmosfera delle sostanze che hanno effetto inquinante e di quelle che contribuiscono all effetto serra. Emissioni evitate in atmosfera Emissioni evitate in atmosfera di CO 2 SO 2 NO X Polveri Emissioni specifiche in atmosfera [g/kwh] Emissioni evitate in un anno [kg] Emissioni evitate in 20 anni [kg] Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2009 Io sottoscritto Andrea ing.rotta, libero professionista regolarmente iscritto all albo degli ingegneri della provincia di Aosta con numero 573 sez.a, rilascio la seguente relazione tecnica al fine di evidenziare le caratteristiche di esecuzione dei lavori in questione ai sensi delle Norme CEI. 2 REQUISITI DI RISPONDENZA A NORME, LEGGI E REGOLAMENTI Le caratteristiche degli impianti e dei loro componenti devono corrispondere alle norme di Legge e di regolamento vigenti alla data del contratto ed in particolare devono essere conformi: - alle prescrizioni e indicazioni della DEVAL; - alle seguenti disposizioni di Legge e Norme CEI (elenco non esaustivo): - norma CEI 64-8 Impianti elettrici utilizzatori Norme generali; - norme CEI/IEC e/o JRC/ESTI per i moduli fotovoltaici; - conformità al marchio CE per i moduli fotovoltaici e il gruppo di conversione; - CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica; - CEI Esercizio degli impianti elettrici; - CEI Guida per l uso dei cavi a bassa tensione; - CEI 32-1 Fusibili a bassa tensione parte 1: prescrizioni generali; - CEI Protezione contro i fulmini; - CEI 82-1 e 82-3 Dispositivi fotovoltaici; - CEI 82-8 e Moduli fotovoltaici; - CEI Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici; - CEI Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaici collegati alle reti di Media e Bassa tensione. - CEI Connettori per sistemi fotovoltaici. Prescrizioni e prove. - UNI per il dimensionamento del generatore fotovoltaico; - UNI/ISO per le strutture meccaniche di supporto e di ancoraggio dei moduli fotovoltaici; Andrea Ing.ROTTA 5

6 Si richiamano, in particolare, le norme - EN e IEC 439 per i quadri elettrici; - EN protezioni contro il sovraccarico sezione CC; - EN (CEI 81-10) valutazione del rischio di sovratensione; - EN protezioni contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici per la produzione di energia; - CEI utilizzo di SDP per la protezione di convertitori; - CEI 37-8 parametri importanti degli SDP; - CEI e le CEI per il contenuto di armoniche e i disturbi indotti sulla rete dal gruppo di conversione; - CEI 110-1, le CEI e le CEI-1108 perla compatibilità elettromagnetica (EMC) e la limitazione delle emissioni in RF. Circa la sicurezza e la prevenzione degli infortuni, si ricorda: - D.P.R. 547/1955 e il D. Lgs. 81/08 e successive modificazioni,per la sicurezza elettrica e la prevenzione degli infortuni sul lavoro; - legge 37/2008 per la sicurezza elettrica. Per quanto riguarda il collegamento alla rete e l esercizio dell impianto, le scelte progettuali devono essere conformi alle seguenti normative e leggi: - norma CEI Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria; - norma CEI per inverter capaci di gestire correnti fino a 16A; - norme CEI EN per la misura e acquisizione dati; - legge 133/1999, articolo 10, comma 7, per gli aspetti fiscali; - norma ENEL DK 5940 Ed.2.2 per impianti allacciati alla rete BT. Qualora si voglia adottare il regime di scambio dell energia elettrica, si applica la Deliberazione n.224/2000 dell Autorità per l energia elettrica e il gas del 6 Dicembre 2000: Disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici con potenza nominale non superiore a 20 kw. Delibera n.88/07 dell Autorità dell Energia Elettrica e del Gas che obbliga il gestore della rete locale a garantire l allaccio in rete dell impianto. I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in materia, purché vigenti al momento della pubblicazione della presente specifica, anche se non espressamente richiamate, si considerano applicabili. Andrea Ing.ROTTA 6

7 3 DESCRIZIONE GENERALE DEL SITO A seguire si definiscono le caratteristiche morfologiche del sito. 3.1 UBICAZIONE IMPIANTO La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i dati UNI Località di riferimento: AOSTA (AO)/TORINO (TO) relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale. Per la località sede dell intervento, ovvero il comune di HONE (AO) avente latitudine N, longitudine E altitudine di 364 m.s.l.m.m., i valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono pari a: Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [ kwh/m²] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Fonte dati: UNI Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari a 1.286,19 kwh/m² (Fonte dati: UNI 10349). Non essendoci la disponibilità, per la località sede dell impianto, di valori diretti si sono stimati gli stessi mediante la procedura della UNI 10349, ovvero, mediante media ponderata rispetto alla latitudine dei valori di irradiazione relativi a due località di riferimento scelte secondo i criteri della vicinanza e dell appartenenza allo stesso versante geografico. Andrea Ing.ROTTA 7

8 La località di riferimento N. 1 è TORINO avente latitudine 45,0661, longitudine 7,6822 e altitudine di 239 m.s.l.m.m.. Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m 2 ] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 5,00 7,80 12,20 17,00 19,60 21,50 23,50 18,50 13,50 9,30 5,50 4,70 Fonte dati: UNI La località di riferimento N. 2 è AOSTA avente latitudine N, longitudine E e altitudine di 583 m.s.l.m.m.. Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m 2 ] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Fonte dati: UNI Gli effetti di schermatura da parte di volumi all orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell investimento. Il Coefficiente di Ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 1,00. Di seguito il diagramma solare per il comune di HONE: DIAGRAMMA SOLARE HONE (AO) - Lat N - Long E - Alt. 364 m Coeff. di ombreggiamento (da diagramma) 1.00 NORD EST SUD OVEST NORD NORD EST SUD OVEST NORD Per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori presenti nella norma UNI 8477: Valori di albedo medio mensile Andrea Ing.ROTTA 8

9 Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 L albedo medio annuo è pari a 0, DATI TERMOMETRICI DELLA LOCALITA Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile. Nella generalità dei casi, il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla luce solare in modo ottimale, scegliendo prioritariamente l orientamento a Sud e evitando fenomeni di ombreggiamento. In funzione degli eventuali vincoli architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono comunque adottati orientamenti diversi e sono ammessi fenomeni di ombreggiamento, purché adeguatamente valutati. Perdite d energia dovute a tali fenomeni incidono sul costo del kwh prodotto e sul tempo di ritorno dell investimento. 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 addirittura 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. 3.3 DATI DI PROGETTO Dati di progetto di carattere generale L edificio è sito nel paese di HONE in luogo attorniato da altri edifici della stessa altezza che non presentano problemi di ombreggiamento, inoltre davanti nel punto in cui è presente l impianto c è il parco giochi per bambini; sono presenti quindi altri caseggiati che vista la distanza e l altezza morfologica degli edifici confinanti non vi sono interferenze all irraggiamento solare. L area idonea è stata individuata in funzione della disponibilità degli spazi a disposizione ed in modo da ottenere una migliore esposizione alla luce solare, e la massima superficie di copertura. Andrea Ing.ROTTA 9

10 L impianto fotovoltaico verrà posizionato sulla falda di tetto a sud, in modo da sfruttare la più favorevole esposizione solare seguendo la naturale inclinazione del tetto, come è indicato nella planimetria allegata. La copertura individuata è del tipo inclinata con angolo di tilt di 25 e la superficie a disposizione per l installazione è di circa 120 m 2. In particolare l orientamento dei pannelli sarà il seguente: - esposizione a +10 (misurato positivamente da sud verso ovest) - grado di inclinazione pari a 25 ; L estratto di mappa catastale è presente nell allegato. L energia generata dipende: -dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie antistante i moduli); -dall esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut); -da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico; -dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch; -dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System). Il valore del BOS può essere stimato direttamente 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 b c d e f g Perdite per riflessione. Perdite per ombreggiamento. Perdite per mismatching. Perdite per effetto della temperatura. Perdite nei circuiti in continua. Perdite negli inverter. Perdite nei circuiti in alternata. Andrea Ing.ROTTA 10

11 3.3.2 Dati di progetto relativi alle influenze esterne Pos. Dati Valori stabiliti 1.1 Temperatura: - min/max all interno degli edifici - min/max all aperto +5 C / +30 C -20 C / +35 C 1.2 Radiazione solare Tab Formazione di condensa No 1.4 Altitudine s.l.m. 583 m 1.5 Latitudine 45, Longitudine 7,3206 Tabella 1- Dati di progetto relativi alle influenze esterne Dati di progetto relativi alla rete di collegamento Pos. Dati Valori stabiliti 2.1 Tipo di intervento richiesto: - NUOVO IMPIANTO Dati del collegamento elettrico - descrizione rete di collegamento - punto di consegna - tensione nominale (Un) - potenza disponibile continua - corrente di corto circuito presunta BT 1F + N Contatore 230 V trifase 3,3 kw 4,5 ka nel punto di consegna - stato del neutro - codice POD - Numero di presa Alimentazione TT IT 2.3 Misura dell energia Contatore generale installato all aperto Tabella 2- Dati relativi alla rete di collegamento 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 (55 C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a 55 C maggiore o uguale alla Tensione MPPT minima (Vmppt min). Andrea Ing.ROTTA 11

12 Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a -10 C minore o uguale alla Tensione MPPT massima (Vmppt max). 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 minore o uguale alla tensione massima di ingresso dell inverter. TENSIONE MASSIMA MODULO Tensione di circuito aperto, Voc, a -10 C minore o uguale alla tensione massima di sistema del modulo. CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata, Isc, minore o uguale alla corrente massima di ingresso dell inverter. DIMENSIONAMENTO Dimensionamento compreso tra il 80 % e 120 %. Per dimensionamento si intende il rapporto percentuale tra la potenza nominale dell inverter e la potenza del generatore fotovoltaico ad esso collegato (nel caso di sottoimpianti MPPT, il dimensionamento è verificato per il sottoimpianto MPPT nel suo insieme). Andrea Ing.ROTTA 12

13 4 CARATTERISTICHE DELL IMPIANTO FOTOVOLTAICO 4.1 CARATTERISTICHE GENERALI L impianto in oggetto è stato dimensionato per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica di distribuzione in bassa tensione (configurazione gridconnected) e non è previsto per il funzionamento in isola dello stesso (configurazione stand-alone o off-grid). Gli impianti fotovoltaici operanti in parallelo alla rete elettrica, hanno la caratteristica di essere privi di un sistema d accumulo, e nei periodi di surplus energetico provocati da uno scarso utilizzo dei carichi elettrici, la rete funge da accumulatore assorbendo l energia in eccesso. Al contrario, nei periodi di bassa o mancata produzione (scarso irraggiamento diurno o nelle ore notturne) è la rete stessa che provvede al soddisfacimento energetico delle utenze. I flussi energetici che si instaurano in questa architettura di sistema, dipendono ovviamente dal rapporto relativo tra carichi delle utenze locali e potenzialità dell impianto fotovoltaico realizzato. Il generatore fotovoltaico si ottiene collegando in parallelo un numero opportuno di stringhe. Ciascuna stringa, sezionabile, deve essere costituita dalla serie di singoli moduli fotovoltaici. Se necessita, il parallelo delle stringhe deve essere provvisto di protezioni contro le sovratensioni e di idoneo sezionatore per il collegamento al gruppo di conversione. Il quadro elettrico deve essere conforme alle norme vigenti, esso deve possedere un grado di protezione adeguato alle caratteristiche ambientali del suo sito d installazione. Le caratteristiche elettriche in uscita al campo fotovoltaico, tensione e corrente continua, variabili al variare delle condizioni di irraggiamento e di temperatura, in generale differiscono da quelle richieste in ingresso dalle convenzionali utenze (e/o rete) in corrente continua o alternata. Nel caso di utenze in corrente alternata è sempre indispensabile effettuare una conversione della potenza elettrica continua, in uscita dal generatore fotovoltaico, in alternata. Ciò è possibile grazie all impiego di convertitori statici dc/ac, denominati inverter. Il gruppo di conversione deve essere idoneo al trasferimento della potenza dal generatore fotovoltaico alla rete, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso del gruppo di conversione devono essere compatibili con quelli del generatore fotovoltaico, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita devono essere 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, è in grado di operare in modo Andrea Ing.ROTTA 13

14 completamente automatico e di inseguire il punto di massima potenza (MPPT) del generatore fotovoltaico. Il dispositivo di interfaccia, sul quale agiscono le protezioni, così come previste dalla citata norma CEI 11-20, sarà di norma integrato nel gruppo di conversione. Dette protezioni, comunque, devono essere corredate di una certificazione di tipo, emessa da un organismo accreditato. L impianto, inoltre, deve essere dotato di una apparecchiatura che visualizzi (preferibilmente mediante un dispositivo elettromeccanico) la quantità di energia prodotta (cumulata) dall impianto e le rispettive ore di funzionamento. 4.2 SPECIFICHE TECNICHE DEI MODULI I moduli fotovoltaici scelti per il dimensionamento e la realizzazione sono del tipo SUNPOWER 300 ad alta efficienza. I moduli sono composti da 96 celle con tecnologia back-contact, con efficienza fino a 18,4%, per un ingombro complessivo in pianta di 1046x1559mm spessore 46mm. Il modulo presenta le seguenti caratteristiche: Condizioni test standard Potenza nominale (Pnom) [Wp] 300 Tolleranza in uscita sulla Pnom [%] ±3 Corrente di cortocircuito (Isc) [A] 5,87 Tensione a vuoto (Uoc) [V] 64 Tensione nominale (Ump)[V] 54,7 Corrente nominale (Imp) [A] 5,49 Massima Tensione di sistema [VDC] 1000 Nell allegato C sono presenti le dichiarazioni di conformità e le caratteristiche dettagliate dei moduli fotovoltaici. Certificazione IEC Garanzie sul prodotto 10 anni 4.3 SPECIFICHE TECNICHE DEL CONVERTITORE STATICO Si è scelto di utilizzare N.3 inverter tipo SPR-5000M - SUNPOWER. Il gruppo di conversione è basato su inverter a commutazione forzata, con tecnica PWM, è in grado di operare in modo completamente automatico e di inseguire il punto di massima potenza (MPPT) del generatore fotovoltaico. Questo dispositivo consente al convertitore di variare la propria impedenza Andrea Ing.ROTTA 14

15 in ingresso al fine di massimizzare la potenza trasferita dall utilizzatore. Il principio di funzionamento è quello di utilizzare piccoli spostamenti del punto di lavoro sulla caratteristica I-V del generatore fotovoltaico e successive comparazioni. Questa funzione viene generalmente svolta dal primo stadio di conversione dc/dc (o dc/ac) per mezzo di un unità di controllo a microprocessore, mentre un secondo stadio dc/ac (o ca/ca) sincronizzato con la frequenza di rete, provvede a fornire in uscita un segnale con le caratteristiche desiderate di tensione e frequenza. Nel caso in cui non sia necessario realizzare un particolare adattamento di tensione tra l ingresso e l uscita, le azioni di controllo dell MPPT e di regolazione delle grandezze di uscita possono essere effettuate mediante un unico dispositivo dc/ac. In ogni caso a valle dello stadio di conversione finale viene realizzata sia una sezione di filtraggio delle armoniche iniettate in rete, sia una sezione di interfaccia necessaria a soddisfare le prescrizioni della norma CEI per il collegamento alla rete elettrica. A seconda dell architettura del sistema, gli inverter devono essere provvisti o meno di un trasformatore. In generale abbiamo tre tipologie di soluzione: Inverter con trasformatore ad alta frequenza; Inverter con trasformatore a bassa frequenza; L inverter del tipo senza trasformatore di isolamento tra ingresso e uscita, che risulta più leggero, compatto e soprattutto più efficiente degli altri due. Il nostro rientra in questa ultima tipologia. L inverter è dotato di protezione contro i guasti verso terra e le sovratensioni; inoltre comprende con funzioni incorporate il dispositivo di interfaccia conforme alle disposizioni ENEL DK L inverter è inoltre dotato di un Display grafico LCD in grado di visualizzare i parametri dell impianto. Nell allegato sono presenti le dichiarazioni di conformità e le caratteristiche dettagliate dell Inverter. L inverter ha grado di protezione IP65 e sarà installato sul balcone al primo piano, in luogo protetto e sicuro. Andrea Ing.ROTTA 15

16 Caratteristiche Inverter SPR-5000M - SUNPOWER Caratteristiche generali Altezza 613 mm Larghezza 468 mm Spessore 242 mm Peso 62 kg Grado di protezione IP 65 Specifiche Lato DC Intervallo di tensione in ingresso (V dc ) 600 V Intervallo di tensione per MPPT V Corrente max di funzionamento (per canale) 26A Tensione nominale di campo Fv (V dc ) Specifiche Lato AC Potenza nominale in uscita 5000 W Tensione nominale 230 V Frequenza di uscita 50 HZ Efficienza Europea > 95 % 5 DIMENSIONAMENTO DELL IMPIANTO L impianto, denominato BIBLIOTECA-HONE (codice POD IT), è di tipo gridconnected, la tipologia di allaccio è: trifase in bassa tensione. Ha una potenza totale pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh (equivalente a kwh/kw), derivante da 48 moduli che occupano una superficie di m², ed è composto da 6 generatori. Andrea Ing.ROTTA 16

17 Scheda tecnica dell'impianto Dati generali Committente COMUNE di HONE Indirizzo P.zza GOSSWEILER n.1 CAP Comune (Provincia) HONE (AO) Latitudine Longitudine Altitudine N E 364 m Irradiazione solare annua sul piano orizzontale 1 286,19 kwh/m² Coefficiente di ombreggiamento 1.00 Dati tecnici Superficie totale moduli m² Numero totale moduli 48 Numero totale inverter 3 Energia totale annua kwh Potenza totale kw Potenza fase L kw Potenza fase L kw Potenza fase L kw Energia per kw kwh/kw BOS % Energia prodotta L'energia totale annua prodotta dall'impianto è kwh. Nel grafico si riporta l'energia prodotta mensilmente: Andrea Ing.ROTTA 17

18 6 CONFORMAZIONE DELL IMPIANTO I moduli fotovoltaici sono raggruppati in due stringhe per ogni inverter con ricerca indipendente dell MPPT. Le stringe saranno costituite da moduli in serie, per un totale di 2 stringhe in parallelo su un ingresso MPPT. In totale saranno 6 stringhe da 8 moduli ciascuna, 2 per ogni inverter. La tabella seguente riassume la conformazione dell impianto. 7 CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO In funzione delle tipologie di pannelli proposti per l installazione, delle tipologie di inverter scelti e delle sezioni di cavi adottati dovranno essere sempre verificate: a) limite della caduta di tensione entro il 2% In funzione delle apparecchiature proposte, tra i due punti più sfavorevoli dell impianto la caduta di tensione percentuale risulta essere al 2% A tal fine saranno da applicare le seguenti formule: Dove: c.d.t.= Imax * (Rc* cos Ø + Xc * sen Ø ) * L c.d.t.%= (c.d.t./vn) *100 - L è la lunghezza della linea; - R è la resistenza per km; - X è la reattanza per km; - φ è il Fattore di potenza; - Imax è la corrente massima in quel tratto di impianto; - Vn è la tensione nominale in quel tratto di impianto. b) Limite della tensione a vuoto Si è verificato che in funzione alle apparecchiature proposte, la tensione a vuoto dell impianto, ad una temperatura di -10 C, è inferiore alla tensione nominale dell inverter. Per determinare la tensione a vuoto si è utilizzata la seguente formula: V OC (-20 C) = V OC,STC β x (25-T CELL ) Andrea Ing.ROTTA 18

19 Dove: - V OC (-20 C) è la tensione a vuoto a -20 C - V OC,STC è la tensione a vuoto in condizioni standard - β è il coefficiente di Temperatura (Voc) misurato in %/ C - T CELL è la temperatura di -20 C c) Limite della tensione MPP Si è verificato, in funzione delle apparecchiature proposte, che il valore della tensione massima alla potenza di picco V MPP della stringa, per una temperatura di 70 C, è superiore al valore della V MPP dell inverter impostata per una tensione di 230V. d) Limite sulla corrente massima Si è verificato che, in funzione delle apparecchiature proposte, il valore massimo della corrente del generatore fotovoltaico è inferiore a quello tollerato dall inverter. Andrea Ing.ROTTA 19

20 Sottoimpianto MPPT1 Il sottoimpianto MPPT denominato Sottoimpianto MPPT1, ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 2 generatori, con un numero totale di moduli pari a 16 e una superficie totale dei moduli di m². Il sottoimpianto MPPT ha una connessione monofase ed è connesso alla fase L1. Scheda tecnica Dati generali Potenza totale kw Energia totale annua kwh Numero totale moduli 16 Superficie totale moduli m² Inverter Marca Modello SPR 5000M - SUNPOWER Numero di MPPT 1 Dimensionamento inverter (compreso tra % () 70 % e 120 %) Tipo fase Monofase Generatore MPPT1 Il generatore denominato Generatore MPPT1 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 25 Orientazione dei moduli (Azimut) 10 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Andrea Ing.ROTTA 20

21 Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Generatore MPPT2 Il generatore denominato Generatore MPPT2 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Non complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 0 Orientazione dei moduli (Azimut) 0 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Andrea Ing.ROTTA 21

22 Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Andrea Ing.ROTTA 22

23 Sottoimpianto MPPT2 Il sottoimpianto MPPT denominato Sottoimpianto MPPT2, ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 2 generatori, con un numero totale di moduli pari a 16 e una superficie totale dei moduli di m². Il sottoimpianto MPPT ha una connessione monofase ed è connesso alla fase L2. Scheda tecnica Dati generali Potenza totale kw Energia totale annua kwh Numero totale moduli 16 Superficie totale moduli m² Inverter Marca Modello SPR 5000M - SUNPOWER Numero di MPPT 1 Dimensionamento inverter (compreso tra % () 70 % e 120 %) Tipo fase Monofase Generatore MPPT1 Il generatore denominato Generatore MPPT1 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 25 Orientazione dei moduli (Azimut) 10 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Andrea Ing.ROTTA 23

24 Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Generatore MPPT2 Il generatore denominato Generatore MPPT2 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Non complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 0 Orientazione dei moduli (Azimut) 0 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Andrea Ing.ROTTA 24

25 Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Andrea Ing.ROTTA 25

26 Sottoimpianto MPPT3 Il sottoimpianto MPPT denominato Sottoimpianto MPPT3, ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 2 generatori, con un numero totale di moduli pari a 16 e una superficie totale dei moduli di m². Il sottoimpianto MPPT ha una connessione monofase ed è connesso alla fase L3. Scheda tecnica Dati generali Potenza totale kw Energia totale annua kwh Numero totale moduli 16 Superficie totale moduli m² Inverter Marca Modello SPR 5000M - SUNPOWER Numero di MPPT 1 Dimensionamento inverter (compreso tra % () 70 % e 120 %) Tipo fase Monofase Generatore MPPT Generatore MPPT1 Il generatore denominato Generatore MPPT1 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 25 Orientazione dei moduli (Azimut) 10 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Andrea Ing.ROTTA 26

27 Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Generatore MPPT Generatore MPPT2 Il generatore denominato Generatore MPPT2 ha una potenza pari a kw e una produzione di energia annua pari a kwh, derivante da 8 moduli con una superficie totale dei moduli di m². Dati generali Posizionamento dei moduli Struttura di sostegno Non complanare alle superfici Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 0 Orientazione dei moduli (Azimut) 0 Irradiazione solare annua sul piano dei kwh/m² moduli Andrea Ing.ROTTA 27

28 Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile m² Estensione totale utilizzata m² Potenza totale Energia totale annua kw kwh Modulo Marca Modello SUNPOWER Numero totale moduli 8 Numero di stringhe 1 Numero di moduli per ogni stringa 8 Superficie totale moduli m² Verifiche elettriche 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 Vm a 70 C ( V) maggiore di Vmppt min. ( V) Vm a -10 C ( V) minore di Vmppt max. ( V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. dell inverter ( V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C ( V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo ( V) CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (11.74 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (15.00 A) Andrea Ing.ROTTA 28

29 8 PRINCIPI GENERALI DI PROGETTAZIONE 8.1 CAVI E CONDUTTORI Colori distintivi dei cavi I conduttori impiegati nell esecuzione degli impianti elettrici devono essere contraddistinti dalle colorazioni previste dalle vigenti tabelle di unificazione CEI UNEL e E importante ricordare che il cablaggio elettrico del generatore eseguito nelle ore diurne espone l operatore a potenziali rischi contro gli shock elettrici. Pur essendo disconnesso dalla rete di distribuzione, la presenza della radiazione solare impone alle parti attive del modulo di assumere un valore di tensione diverso da zero. Ciò rappresenta un elemento di attenzione in fase di installazione e manutenzione dell impianto. Per operare in condizioni di sicurezza, durante le fasi di cablaggio dei circuiti sul lato in continua del sistema, è necessario prendere delle opportune precauzioni, come: eseguire i collegamenti utilizzando appositi attrezzi di lavoro sotto tensione; collegare in serie i moduli fotovoltaici lasciando aperta la stringa in un punto (ad esempio non collegando il modulo centrale); collegare successivamente gli estremi della stringa al relativo sezionatore, avendo cura di lasciarlo aperto; completare il collegamento del modulo lasciato scollegato precedentemente. I cavi devono essere scelti ed installati in modo da rendere minimo il rischio di guasti a terra e di cortocircuiti, verificando che il grado di resistenza nel tempo agli agenti esterni, quali vento, ghiaccio e radiazione solare, sia idoneo al tipo di applicazione. La posa in opera dei cavi può essere realizzata in aria o incubata all interno di opportune canaline da esterno. La prima soluzione vincola all utilizzo di cavi in grado di resistere ai raggi UV, alle intemperie e alle variazioni di temperatura. E necessario quindi evitare l utilizzo di cavi FG/7 o H07NR-F, e fare riferimento ad opportuni cavi per applicazioni solari denominati cavi solari, i quali pur essendo caratterizzati da un costo superiore sono in grado di garantire maggior resistenza nel tempo. I cavi solari sono del tipo unipolare, con doppio isolamento e resistenti a temperature estreme. Altro parametro da tenere in considerazione è il livello di isolamento del cavo. Normalmente la tensione a circuito aperto del generatore fotovoltaico non supera il valore della tensione di isolamento dei cavi, ma nel caso di impianti di grossa taglia, caratterizzati da lunghe stringhe di moduli, e bene eseguire una verifica. Andrea Ing.ROTTA 29

30 In particolare i conduttori di protezione e di neutro devono essere contraddistinti rispettivamente con il bicolore giallo/verde e con colore blu chiaro Sezione minime e cadute di tensione ammesse Le sezioni dei conduttori vengono calcolate in funzione della potenza impegnata e della lunghezza dei circuiti affinché la caduta di tensione non superi il 2% (della tensione a vuoto). Le sezioni dei conduttori devono essere scelte tra quelle unificate ed in ogni caso non vanno superati i valori delle portate di corrente ammesse. Lato DC: per il collegamento tra moduli fotovoltaici e inverter si dovranno utilizzare cavi in doppio isolamento tipo TPE di sezione pari a 4 mm 2. Il percorso dei cavi dovrà effettuarsi in canali in PVC. Lato AC: Per il collegamento tra l impianto fotovoltaico e la rete pubblica si dovranno utilizzare cavi del tipo FG7OR. 8.2 PROTEZIONE DELLE CONDUTTURE I conduttori che costituiscono gli impianti devono essere protetti dalle sovracorrenti derivanti da sovraccarichi o da corto circuiti. La protezione dai sovraccarichi viene effettuata in conformità alle prescrizione previste dalla Norma CEI 64-8 (fasc.533). Nel progetto dell impianto elettrico, si è verificato, utilizzando i prodotti con specifica descritta nell allegato del quadro elettrico che: I b I n I z I f 1,45 I z I 2 t K 2 S 2 Dove: - I b = corrente di impiego - I z = portata in regime permanente del cavo - I n = corrente nominale del dispositivo di protezione - I f = corrente di effettivo funzionamento del dispositivo di protezione entro il tempo convenzionale in condizioni definite - I 2 t = integrale di Joule della corrente di corto circuito presunta Andrea Ing.ROTTA 30

31 - S = sezione del conduttore utilizzato - K = coefficiente della tipologia di conduttura utilizzata Per la parte in corrente continua, nei confronti delle sovracorrenti dovute a sovraccarico ed a corto circuito, I b risulta pari alla corrente nominale dei moduli fotovoltaici in corrispondenza della loro corrente di picco, mentre I n e I f possono entrambe essere poste uguali alla corrente di corto circuito dei moduli stessi, rappresentando questa un valore massimo non superabile in qualsiasi condizione operativa. Protezione contro il corto circuito Per la parte in corrente continua, la protezione contro il corto circuito è assicurata dalla caratteristica tensione-corrente dei moduli fotovoltaici che limita la corrente di corto circuito degli stessi a valori noti pari al valore della I sc. Si prevede comunque l installazione di un dispositivo di protezione addizionale. Per quanto riguarda il circuito in corrente alternata, la protezione contro il corto circuito è assicurata dal dispositivo di protezione interno all inverter stesso. L interruttore magnetotermico posto a valle di ciascun inverter agisce da rincalzo all azione del dispositivo di protezione interno all inverter stesso. 8.3 CRITERI DI SICUREZZA ELETTRICA Il pericolo maggiore connesso all uso dell elettricità è senza dubbio il contatto con parti in tensione. Nei sistemi fotovoltaici, l impossibilità di spegnere fisicamente il generatore fotovoltaico, se non per mezzo di fenomeni naturali che non dipendono dalla nostra volontà, rende l idea di come il problema della sicurezza debba essere affrontato con il giusto appiglio. La sicurezza può essere conseguita per mezzo di diversi sistemi di protezione, attivi o passivi, attraverso i quali si cerca di limitare la corrente, o ridurre il tempo per cui questa può influire attraverso il corpo umano. In particolare, ai fini della sicurezza occorre prendere in considerazione: Protezione contro i contatti diretti, ossia con parti dell impianto normalmente in tensione, quale un conduttore, un morsetto o l attacco di un fusibile divenuti casualmente accessibili; Protezione contro i contatti indiretti, ossia con parti dell impianto che non dovrebbero essere in tensione, ma che possono assumere un potenziale diverso da zero nel caso di un guasto dell isolamento, come la cornice esterna di un modulo fotovoltaico; Protezione contro le sovratensioni; Masse metalliche e impianto di terra. Andrea Ing.ROTTA 31

32 8.3.1 CONTATTI DIRETTI Le misure di protezione contro i contatti diretti in bassa tensione possono essere totali, installate in aree ordinarie a protezione di persone senza conoscenze elettriche, o parziali, installate in aree chiuse a protezione di personale qualificato. Le misure di protezione totali sono costituite dall isolamento non rimovibile delle parti attive per cavi e da involucri o barriere. Il grado di protezione degli involucri o barriere è identificato dalla sigla IPXXB a prova di dito o IPXXD a prova di filo. Le barriere e gli involucri devono essere saldamente fissati; non è necessario che le barriere e gli involucri siano rimovibili solo con l uso di attrezzi, è sufficiente che siano saldamente fissate. Un ulteriore misura di protezione a cui si può ricorrere contro i contatti diretti è quella attiva, costituita da un interruttore differenziale con corrente di intervento non superiore a 30 ma. Questa misura di protezione è da considerare però suppletiva, in caso di imprudenza dell utente o di deficienza occasionale delle altre misure di sicurezza, in quanto particolari situazioni circuitali, la protezione offerta dall interruttore differenziale può essere parzialmente, o completamente compromessa CONTATTI INDIRETTI La protezione contro i contatti indiretti può essere realizzata mediante protezioni attive, come l interruzione automatica dell alimentazione, o passive. Queste ultime sono così definite perché non prevedono l interruzione del circuito, ma garantiscono una protezione efficace mediante: Impiego di apparecchi con isolamento doppio o rinforzato denominato apparecchio di classe II: la protezione è offerta dall isolamento principale e dall isolamento supplementare, oppure dall isolamento supplementare, oppure dall isolamento rinforzato; il fine è di limitare la tensione di contatto quando viene meno l isolamento principale. Sistemi a bassissima tensione di sicurezza: SELV. Collegamento equipotenziali locale non connesso a terra tra le masse di apparecchi di classe I. Separazione tra i circuiti con trasformatore di isolamento. L assenza di una separazione metallica, rende di fatto il generatore fotovoltaico una estensione del circuito primario in corrente alternata, che potrà quindi assumere una configurazione elettrica tipica di un sistema TT o generalmente di un sistema TN (generalmente TN-S). In questo modo per garantire la protezione contro i contatti indiretti, è quello dell interruzione automatica dell alimentazione. Nei sistemi TT questa protezione attiva viene garantita coordinando le protezioni con l impianto di terra, mentre nei Andrea Ing.ROTTA 32

33 sistemi TN coordinando le protezioni con l anello di guasto; il fine è quello di limitare il tempo per cui tensioni pericolose permangano sulle masse. In entrambe i casi le apparecchiature elettriche utilizzate devono essere in classe I e connesse a terra per agevolare la circolazione della corrente di guasto e consentire un intervento rapido delle protezioni. L affidabilità delle misure di protezione dipende quindi dall affidabilità del dispositivo di interruzione e del conduttore di protezione. Nel caso in cui si voglia realizzare una protezione passiva dai contatti indiretti, come nel nostro impianto, in alternativa all interruzione automatica dell alimentazione si può optare per l installazione di componenti e apparecchiature in classe II, nei quali la presenza di un doppio isolamento o di un isolamento rinforzato renderebbe improbabile il verificarsi di un guasto a terra. A tal proposito si ricorda come la norma IEC raccomandi l uso di moduli fotovoltaici con isolamento di classe II o equivalente in presenza di tensioni di stringa superiori a 120 V. In presenza di una protezione dai contatti indiretti realizzata con l impiego di componenti in classe II non ha più senso parlare di sistemi TT, TN o IT, poiché tale designazione si riferisce alla protezione per interruzione automatica del sistema. Dal punto di vista delle protezioni per il collegamento alla rete pubblica, valgono le stesse cose dette nel caso di protezione attiva mediante interruzione dell alimentazione. Per quanto riguarda invece la protezione da sovracorrenti, l utilizzo di componenti a doppio isolamento rinforzato rende di fatto improbabile il verificarsi di guasti a terra o tra conduttori attivi, rendendo non necessario l impiego di fusibili di stringa sul circuito dc. Attualmente il maggior ostacolo alla realizzazione di sistemi fotovoltaici così configurati è senza ombra di dubbio la difficoltà di reperire sul mercato inverter di classe II. Trattando quindi il campo fotovoltaico come sistema IT, dove la protezione contro i contatti indiretti, può essere ottenuta mediante il controllo continuo dell isolamento del sistema, attuabile tramite un relè di controllo dell isolamento capace di segnalare il verificarsi del primo evento di guasto. La possibilità di non dover interrompere il circuito al primo guasto rappresenta la caratteristica peculiare e il maggior vantaggio dei sistemi IT. Ad ogni modo deve essere garantito che il primo guasto a terra non sia in grado di generare tensioni di contatto limite superiori a 120V (DC) e 50 V (AC). Al permanere del primo guasto a terra, il sistema IT in continua cessa di essere tale e diventa di fatto un sistema TT o TN, secondo che le masse affette dai due guasti a terra siano connesse rispettivamente a un impianto di terra unico o ad impianti di terra separati. In tal caso si ripresenta il problema sopra esposto, dove il basso valore delle correnti di guasto nella sezione in continua rende di fatto impraticabile una protezione dai contatti indiretti per interruzione automatica dell alimentazione. Si può allora Andrea Ing.ROTTA 33

34 conseguire un livello di sicurezza accettabile dalla norma, limitando le tensioni di contatto, e cioè la tensione a cui è soggetto il corpo umano durante un guasto dell isolamento. Ciò può essere effettuato mediante la realizzazione di un collegamento equipotenziali supplementare che comprenda tutti i conduttori simultaneamente accessibili ivi comprese le masse estranee. Tuttavia la possibilità che il sistema mantenga il doppio guasto per un tempo comunque lungo rappresenta una situazione non accettabile e la norma CEI 64-8 indica in questi casi come unica alternativa quella di proteggere ciascuna stringa con interruttore differenziale. Questa soluzione però oltre ad essere onerosa, ha lo svantaggio di essere poco funzionale, poiché necessita di un riarmo manuale degli interruttori (evitabile solo con l impiego di interruttori a riarmo automatico) ed espone il sistema di produzione a degli stop causati da interventi intempestivi delle protezioni. Ai fini della sicurezza, la soluzione è quella di adottare l interruzione del circuito al verificarsi del primo guasto, generando una segnalazione ottica o acustica di allarme, a discapito della continuità di servizio. L intervento rapido di eliminazione del guasto da parte di un operatore, consente di evitare ulteriori pericoli dovuti ad un secondo guasto a terra, il quale anche in presenza di un sezionamento di un generatore può portare alla formazione di loop di corrente sul campo fotovoltaico. 8.4 MISURE DI PROTEZIONE ALLACCIAMENTO RETE ELETTRICA La protezione del sistema di generazione fotovoltaica nei confronti sia della rete autoproduttore che della rete di distribuzione pubblica è realizzata in conformità da quanto previsto dalla norma CEI 11-20, con riferimento anche a quanto contenuto nei documenti di unificazione Enel DX5950, DV1604 e DV604. L impianto risulta pertanto equipaggiato con un sistema di protezione che si articola su 2 livelli: dispositivo del generatore; dispositivo generale PROTEZIONE DA SOVRATENSIONI I fenomeni fisici che portano alla creazione di sovratensioni possono essere di natura diversa e interessare parti differenti di uno stesso circuito. Sovratensioni generate dall apertura o dalla chiusura di contatti elettrici, o dall intervento di fusibili, interressano generalmente la sezione CA del sistema fotovoltaico, mentre elevate sovratensioni di origine atmosferica possono interessare sia la sezione CA sia che quella CC. La realizzazione tipica di impianti fotovoltaici in esterno o sulla sommità di edifici civili e industriali, obbliga progettisti ed installatori ad una attenta Andrea Ing.ROTTA 34

35 valutazione del rischio da sovratensioni provocate da scariche atmosferiche sia di tipo diretto (struttura colpita da fulmine) sia di tipo indiretto (fulmine che si abbatte nelle vicinanze della struttura). La serie di Norme CEI EN (CEI 81-10) fornisce il metodo di valutazione del rischio attraverso un confronto con livelli di rischio accettabile, senza tuttavia prevedere prescrizioni particolari per impianti fotovoltaici. In particolare vengono introdotti i principi generali relativi ai parametri della corrente di fulmine e i relativi tipi di danno, illustrando la necessità e la convenienza economica delle protezioni, le misure di protezione da adottare, ed i criteri per la protezione di strutture e servizi. Le usuali tecniche di installazione dei moduli portano all utilizzo di strutture di supporto realizzate in carpenteria metallica, montata sulla copertura di edifici, oppure con sopraelevazione limitata rispetto alla sagoma. La prima soluzione viene spesso impiegata in tetti a falda con esposizione ottimale, mentre nel caso di tetti piani, si predilige una struttura a cavalletto in carpenteria realizzata in acciaio zincato con altezza non superiore a 1,5 m. In questi casi la presenza dell impianto fotovoltaico non altera in maniera significativa l esposizione dell edificio alle fulminazioni dirette, rendendo di fatto non necessaria l adozione di misure di protezioni specifiche (se l edificio risulta già autoprotetto). Viceversa se l impianto viene realizzato in zone cerauniche (zone soggette a frequenti scariche atmosferiche) particolarmente svantaggiose dove l installazione dei moduli provocano un alterazione della sagoma dell edificio, occorre effettuare una attenta valutazione sulla necessità o meno di realizzare un impianto di protezione LPS per i moduli fotovoltaici. Qualora la struttura sia già dotata di un impianto LPS, il generatore fotovoltaico deve essere racchiuso all interno del volume protetto dagli organi di captazione, prestando attenzione al rispetto della distanza di sicurezza (compresa tra 0,5 e 1 m). La caratteristica distruttiva della corrente di fulmine, provocata da un ascriva diretta o indiretta, si origina attraverso accoppiamenti di natura resistiva, induttiva e capacitiva. L accoppiamento resistivo si manifesta a seguito di una fulminazione diretta dell edificio come una elevata differenza di potenziale tra la terra dell impianto locale e la terra della cabina MT/BT, coinvolgendo tutto l impianto elettrico presente nella struttura. L effetto distruttivo può essere ridotto attraverso l installazione di un impianto LPS, una schermatura opportuna delle linee elettriche (nel caso di cabina MT/BT propria), e l impiego di SPD. L accoppiamento induttivo, tipico della fulminazione indiretta, è invece capace di originare sovratensioni nei circuiti elettrici dell impianto attraverso la concatenazione dei campi magnetici generati dal fulmine con i loop circuitali del campo fotovoltaico, creati spesso inconsapevolmente durante la fase di posa in opera delle condutture. Andrea Ing.ROTTA 35

36 Diventa quindi fondamentale prevedere la disposizione dei moduli e dei circuiti al fine di minimizzare l ampiezza dell area circoscritta dal cablaggio delle stringhe. Gli apparecchi di protezione da sovratensione sono dispositivi composti da resistenze variabili dalla tensione (variatori, diodi soppressori) e/o spinterometri (elementi ad innesco) Il concetto base di riduzione delle sovratensioni per mezzo di questi dispositivi di protezione, consiste nel mettere in parallelo ai terminali da proteggere un elemento di circuito non lineare, che commuta in uno stato a bassa resistenza se vengono i limiti di sicurezza della tensione. Come conseguenza, la sovratensione residua presente sulla parte protetta è un piccola frazione della sovratensione originale. Andrea Ing.ROTTA 36

37 9 QUADRI ELETTRICI 9.1 QUADRO DI CAMPO CC È il quadro elettrico in corrente continua che raccoglie le linee derivanti dal generatore fotovoltaico e realizza il parallelo tra le stesse mediante organi di protezione e controllo. Caratteristiche generali e funzionali del quadro di campo CC Il quadro di campo, posto in luogo accessibile, riceve le linee provenienti dalle 2 stringhe verso l inverter, e comprende una serie di componenti: Un interruttore magnetotermico per interrompere l alimentazione in corrente all inverter per ciascuna stringa e pertanto idoneo a sconnettere il campo fotovoltaico dall inverter durante le manutenzioni, i test ed in particolare per permettere l apertura dei sezionatori fusibili con il circuito CC aperto (non sotto carico). Uno scaricatore di tensione per ciascuna stringa a due poli. Le caratteristiche elettriche dei componenti e le modalità di connessione si possono facilmente ricavare dallo schema allegato. 9.2 QUADRO PRINCIPALE Il quadro elettrico principale (trifase), come si evince dalla sua denominazione, si pone a valle del punto di consegna in bassa tensione dopo il contatore di DEVAL Distribuzione. Caratteristiche generali e funzionali del quadro elettrico principale Il quadro elettrico principale, posto a parete al di sotto della copertura in lamiera per essere protetto dai raggi solari, in luogo accessibile, è preposto a svolgere le seguenti funzioni: Sezionamento generale dell impianto elettrico. Sezionamento e protezione delle linee derivate: dell impianto fotovoltaico, dell impianto elettrico ordinario dell edificio. In questo quadro sono previsti i seguenti componenti: Il dispositivo generale, ovvero un interruttore automatico bipolare con intervento magnetotermico per la protezione generale come da schema allegato (TAV. 1). Una protezione contro le sovratensioni, realizzata con scaricatori a cartucce estraibili. Andrea Ing.ROTTA 37

38 9.3 SCHEMA DI FISSAGGIO DEI MODULI FV Ogni fila di moduli fotovoltaici risulterà sorretta da una struttura realizzata a partire da profili metallici in acciaio zincato a caldo del tipo 45 x 45 mm cava 8, utilizzata per l installazione di moduli su tetto ancorati sotto le tegole. Il loro ancoraggio al suolo può essere realizzato attraverso l applicazione di staffe imbullonate. Quest ultima soluzione risulta particolarmente utile nel caso di installazioni su coperture inclinate. I moduli verranno fissati ai due profili per mezzo di morsetti intermedi: data timbro firma Andrea Ing.ROTTA 38

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