COMUNE DI CARMIGNANO

COMUNE DI CARMIGNANO REALIZZAZIONE IMPIANTO FOTOVOLTAICO CONNESSO IN PARALLELO ALLA RETE ELETTRICA AVENTE POTENZA PARI A 93,15 kwp Scuola Elementare Quinto Martini Seano Via Federico Tozzi, 5 Località Seano - Carmignano (Prato) Progetto Preliminare RELAZIONE TECNICA Rev. 1 : Agosto 2011 Il Tecnico Pag. 1

DATI GENERALI UBICAZIONE IMPIANTO Identificativo dell impianto Indirizzo Comune Scuola Elementare Quinto Martini Seano Via Federico Tozzi,5 Loc. Seano Carmignano COMMITTENTE Ragione Sociale Comune di Carmignano (Prato) Indirizzo Piazza Matteotti,1 Comune Carmignano (Prato) CAP 59015 P.IVA/Codice Fiscale PI 00255160970/ CF 01342090485 TECNICO Ragione Sociale POLO TECNOLOGICO DI NAVACCHIO Codice Fiscale 01482520507 P.IVA 01482520507 Nome e cognome Qualifica Mauro Parigi Architetto Indirizzo Via Giuntini 13 Comune Navacchio Cascina - PI CAP 56023 Telefono 050754.120 Fax 050754.140 E-mail progettazione@polotecnologico.it Pag. 2

1 Premessa Con la realizzazione dell impianto fotovoltaico oggetto del presente progetto preliminare si intende conseguire un significativo risparmio energetico per il territorio del Comune di Carmignano (PO), 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. Inoltre l iniziativa, potendo contare sugli incentivi statali legati alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili il nuovo Dm 5 maggio 2011 ("Quarto Conto energia"), rappresenta un importante investimento con ritorni economici positivi sul breve e sul lungo periodo. 1.1 Attenzione per l ambiente 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, pari a circa 109.917 kwh, e la perdita di efficienza annuale, 0.90 %, le considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell' impianto pari a 30 anni. Risparmio di 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 circa 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] 0,220 TEP risparmiate in un anno 24,18 TEP risparmiate in 30 anni 725,45 Fonte dei dati: Articolo 2, comma 3, dei decreti ministeriali 20 luglio 2004 Pag. 3

Emissioni evitate in atmosfera 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 CO2 SO2 NOX Polveri Emissioni specifiche in atmosfera [g/kwh] 496 0,93 0,58 0,029 Emissioni evitate in un anno [kg] 50.824,13 95,29 59,43 2,97 Emissioni evitate in 30 anni [kg] 1.524.720 2.858,7 1.782,9 89,14 Fonte dei dati: Rapporto ambientale ENEL 2006 2 Oggetto La presente relazione ha per oggetto l istallazione di un impianto fotovoltaico di potenza 93,15 kw collegato alla rete elettrica di distribuzione da installare sulla copertura della scuola Elementare Quinto Martini Seano ubicato in via Federico Tozzi, 5 località Seano nel comune di Carmignano (PO). 2.1 Scopo del documento La relazione ha lo scopo di fornire le indicazioni tecniche e di normativa, per la realizzazione di un impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 93,15 kwp, destinato alla produzione di energia elettrica da solare. Il dimensionamento energetico dell'impianto fotovoltaico connesso alla rete del distributore è stato effettuato tenendo conto, oltre che della disponibilità economica, di: - disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico ; - disponibilità della fonte solare; - fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo); La realizzazione interesserà: - La copertura Piana del tetto dell edificio rivolta verso Sud - Est dell edificio; L impianto completo in tutte le sue parti funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione locale dell energia elettrica a bassa tensione di pertinenza e servirà a coprire parzialmente il fabbisogno energetico dell utenza che andrà a servire. Tale tecnologia consente: - Produzione di energia elettrica senza alcuna emissione di sostanze inquinanti; Pag. 4

- Il risparmio di combustibile fossile; - Nessun inquinamento acustico; - Soluzioni di progetto del sistema compatibili con le esigenze di tutela architettonica ed ambientale; - Finanziamenti derivanti dal DM 19/02/07 Conto Energia per la produzione e immissione di energia elettrica di natura fotovoltaica in rete; - Condizioni tecniche economiche del servizio di scambio sul posto dell energia prodotta da impianti FV con potenza non superiore a 200 kwp, casistica secondo quanto stabilisce la Delibera ARG/elt 74/08, Allegato A Testo integrato dello scambio sul posto (TISP) e dalla successiva Delibera ARG/elt 186/09, che ha recepito quanto previsto dalla Legge 99/09. 3 Tipologia dell impianto e identificativo a guida CEI 0-2 L impianto per la produzione di energia elettrica tramite conversione fotovoltaica dell energia solare, è realizzato a regola d arte come prescritto dalla Legge n 186/68 e ribadito dal decreto ministeriale DM 37/08. Rimane tuttora valido, sotto il profilo generale, quanto prescritto dal DPR 547/55 Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro. La redazione di tale documento segue i dettami della - Guida per la definizione della documentazione di progetto degli impianti elettrici CEI 0-2 e le norme CEI prescritte dal dal DM 05/05/2011 Quarto Conto Energia. Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, devono essere in accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere conformi: - alle prescrizioni di autorità locali; - alle prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica; - alle prescrizioni del gestore della rete; - alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano). L elenco completo delle norme alla base della progettazione. Pag. 5

4 Normativa tecnica e prescrizioni di riferimento: - CEI 64-8 : Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000V in corrente alternat e a 1500 V in corrente continua ; - CEI 11-20 : Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati alle reti di I e II categoria ; - CEI EN 60904-1 (CEI 82-1) : Dispositivi fotovoltaici parte I : Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione -corrente - CEI EN 60904-2 (CEI 82-2) : Dispositivi fotovoltaici parte II : Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento ; - CEI EN 60904-3 (CEI 82-3) : Dispositivi fotovoltaici parte III : Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento ; - CEI EN 61727 (CEI 82-9) : Sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete; - CEI EN 61646 (CEI 82-12) : Moduli fotovoltaici a film sottile per usi terrestre-qualifica del progetto e approvazione del tipo ; - CEI EN 62093 (CEI 82-24) : Componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in condizioni ambientali naturali; - CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31) : Compatibilità elettromagnetica (EMC). Parte 3-12 :Limiti Limiti per le correnti armoniche prodotte da apparecchiature collegate alla rete pubblica a bassa tensione aventi correnti in ingresso > 16 A e <= 75 A per fase ; - CEI EN 60555-1 (CEI 77-2) : Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili Parte 1 : definizioni ; - CEI EN 60439 (CEI 17-13) : Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT) serie composta da : - CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1) : Apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature parzialmente soggette a prove di tipo (ANS); - CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2) : Perscrizioni particolari per i condotti sbarre ; - CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3) : Perscrizioni particolari per apparecchiature assieme di protezione e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addettrato ha accesso al loro uso quadri di distribuzione (ASD); - CEI EN 60529 (CEI 70-1) : Gradi di protezione degli involucri (codice IP) ; - CEI EN 60099-1 (CEI 37-1) : Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per sistemi a corrente alternata ; Pag. 6

- CEI 20-19 : Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V ; - CEI 20-20 : Cavi isolati con polivinicloruro con tensione nominale non superiore a 450 / 750 V ; - CEI EN 62035 (CEI 81-10) : Protezione contro i fulmini serie composta da : - CEI EN 62035-1 (CEI 81-10/1) : Principi generali ; - CEI EN 62035-2 (CEI 81-10/2) : Valutazione del rischio ; - CEI EN 62035-3 (CEI 81-10/3) : Danno materiale alle strutture e pericolo per le persone ; - CEI EN 62035-4 (CEI 81-10/4) : Impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture ; - CEI 81-3: Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato; - CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici; - CEI 0-3: Guida per la compilazione della documentazione per la legge n. 46/ 1990; - CEI EN 61215 (CEI 82-8): Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo; - CEI EN 50380 (CEI 82-22): Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici; - CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione; - CEI EN 61724 (CEI 82-15) : Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici linee guida per la misura, lo scambio e l analisi dei dati; - CEI 13-4: Sistemi di misura dell energia elettrica Composizione, precisione e verifica ; - CEI EN 62053-21 (CEI 13-24) - EN 50470-1 - CEI EN 62053-23 (CEI 13-45) : Apparati per la misura dell energia elettrica (c.a.) Prescrizione particolari Parte 23 : Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3); - CEI 64-8 Parte 7, sezione 712 :Sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione; - DM 37/08, D.Lgs 81/08; - DM 19/02/07; - Del. AEEG 188/05 e successive, Del. AEEG 88,89,90/07, Del. AEEG 280/07; - Del. AEEG 348/07 e successive, Del. AEEG 74/08, Del. AEEG 99/08; - Del. AEEG 184/08; - Guida per le connessioni alla rete elettrica di ENEL Distribuzione Ed.2 Dicembre 2010. Pag. 7

5 Caratteristiche generali dell impianto: L impianto funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione dell energia elettrica di bassa tensione e provvederà a coprire il fabbisogno energetico dell utenza che andrà a servire. Il surplus di energia, potrà essere venduto alla rete elettrica, come da normative vigenti. Lo schema a blocchi generale è riportato in figura: I moduli Fotovoltaici (FV) alimentano l utenza e/o Generatore fotovoltaico cc Inverter ca Utenza in corrente alternata ca Rete Elettrica la rete elettrica grazie alla presenza dell inverter, dispositivo elettronico/ statico che converte la corrente continua in corrente alternata. L inverter sarà alloggiato in un locale sottostante la copertura. Nello stesso locale verrà posto anche il quadro d interfaccia con la rete elettrica. 5.1 Documentazione fotovoltaica rispetto al sito d istallazione: Il presente paragrafo ha lo scopo di fornire elementi utili alla conoscenza del sito, attraverso una serie di foto e schemi. Di seguito è riportato lo stralcio della planimetria dell area con il posizionamento dei moduli fotovoltaici. Fig.5.1.1 Stralcio di planimetria con indicato il posizionamento dell impianto fotovoltaico Pag. 8

Fig.5.1.2 Vista in pianta del sito d istallazione. 5.2 Dati di progetto di carattere generale: Committente Committente: Indirizzo: Comune di Carmignano Piazza Matteotti,1 Codice fiscale/ Part. Iva - Telefono: - Cell.: - Fax: - E-mail: - L impianto Generatore fotovoltaico è posto: Su copertura piana del tetto dell edificio orientato a sud Est (cfr. Allegato I). Pag. 9

5.2.1 Sito di Istallazione DATI RELATIVI ALLA LOCALITA D ISTALLAZIONE Località: Loc. Seano via Federico Tozzi,5 Latitudine: Longitudine: Altitudine: Fonte dati climatici: Albedo: Destinazione d uso 43 49'43.98"N 11 1'16.92"E 48 m UNI10349 Vedi Tabella Scuola Elementare Quinti Martini Seano Barriere architettoniche - Accesso all area dell impianto scala esterna Ambienti soggetti a normativa specifica CEI che interessano il presente progetto. - Nessuna parte dell impianto si trova in zone soggette a normative specifiche CEI 5.2.2 Calcolo di producibilità annua Un impianto fotovoltaico produce un quantitativo annuo di energia elettrica che dipende: Dalla radiazione solare del luogo; Dal tipo e quindi dalla resa dei moduli; Dalla disposizione dei moduli; Dal rendimento complessivo dei componenti dell impianto (inverter,cavi elettrici, quadri). La quantità di energia producibile dell impianto è calcolata sulla base dei dati radiometrici elaborati dall atlante italiano della radiazione solare (www.solaritaly.enea.it), dai dati UNI 10349, in conformità a quanto previsto dalla norma UNI 8477 (relativa al calcolo dell energia solare incidente una superficie inclinata e con azimuth diverso da zero) e assumendo come efficienza operativa media annuale dell impianto il 85-90% dell efficienza nominale del generatore fotovoltaico. L efficienza del generatore fotovoltaico è numericamente data dal rapporto tra la potenza nominale del generatore stesso (espressa in kw) e la relativa superficie (espressa in m 2 e intesa come somma della superficie dei moduli). La radiazione incidente sui moduli è massima se l orientamento è a Sud (azimuth) e l inclinazione (tilt) in Italia è 30. Pag. 10

I moduli sono garantiti 25 anni almeno all 80% della potenza iniziale;anche se la vita utile si può tranquillamente stimare 30-35 anni. Inoltre l impianto deve essere progettato per avere: Una potenza lato continua superiore all 85% della potenza nominale del generatore fotovoltaico, riferita alle particolari condizioni d irraggiamento; Una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore al 90% della potenza lato corrente continua (efficienza del gruppo di conversione); Una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore all 85-90% della potenza nominale dell impianto fotovoltaico, riferita alle particolari condizioni d irraggiamento. Si stima la radiazione solare globale giornaliera media mensile dal sito ufficiale www.solaritaly.enea.it che utilizza un modello di calcolo che tiene conto della frazione della radiazione diffusa rispetto alla globale secondo : UNI 8477/1 e ENEA Solterm Dati di input :1 /2 FALDE orientate a Sud Est : -Latitudine: 43 49'43.98"N longitudine: 11 1'16.92"E - Azimut: -45 - Inclinazione rispetto al piano orizzontale:5/10 - Modello per il calcolo della frazione della radiazione diffusa rispetto alla globale: ENEA-SOLTERM - Coefficiente di riflessione del suolo: 0.25 MESE OSTACOLO RADIAZIONE GG.MM. (UNI 8477) kwh / m 2 RAD. GG.MM. (ENEA SOLTERM) kwh / m 2 GENNAIO ASSENTE 1,88 1,86 FEBBRAIO ASSENTE 2,60 2,59 MARZO ASSENTE 3,89 3,87 APRILE ASSENTE 4,77 4,76 MAGGIO ASSENTE 5,88 5,88 GIUGNO ASSENTE 6,43 6,43 LUGLIO ASSENTE 6,44 6,43 AGOSTO ASSENTE 5,54 5,53 SETTEMBRE ASSENTE 4,36 4,34 OTTOBRE ASSENTE 2,99 2,97 NOVEMBRE ASSENTE 2,00 1,99 DICEMBRE ASSENTE 1,53 1,51 Tabella 5.2.2.1 - Radiazione media solare mensile Nota la radiazione media giornaliera sopra calcolata considerando tutte le condizioni presenti nel sito si calcola il valore di energia annua producibile. Eg = energia totale producibile annua (Wh / anno); A = superficie del piano dei moduli (m 2 ); η g = rendimento complessivo del sistema; η m = numero di giorni del mese; Eg = Σ ( η g A η m G m K) Pag. 11

G m = Radiazione solare media giornaliera mensile incidente; K = coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti. Per l impianto fotovoltaico in oggetto la producibilità annua e di 109.917 kwh/anno. La producibilità potrebbe essere migliorata del 4% inclinando i moduli a 30, ma tale soluzione è da ritenersi economicamente più onerosa e non ottimale per l ammortamento complessivo dell opera. DATI Temperatura: Norma UNI 10349 - media del giorno + caldo 37 C - media delle massime mensili 29 C - media annuale 18 C Radiazione solare Vedi Tabella 5.2.2.1 Formazione condensa No Presenza di corpi solidi esterni: No Presenza di polvere Si Presenza di liquidi: Tipo di liquido Acqua Possibilità di stillicidio Si Esposizione alla pioggia Si Condizioni del terreno: Non applicabili Ventilazione dei locali ( Posizionamento quadro c.a.): - Naturale Si - Artificiale - Naturale assistita Dati relativi al vento (UNI 10349) - Direzione prevalente - Massima velocità di progetto - Pressione vento VALORI STABILITI Nord - Ovest 0.81 m/s media annua 27 m/s (97,2 km/h) Zona 3 D.M.14/01/08 Zona 3 D.M. 14/01/08 Carico neve 0,52 kn/m 2 carico ipotizzato, secondo D.M. 14/01/08 Zona 3 Effetti sismici Zona con media rilevanza sismica 6 Dimensionamento dell impianto 6.1 Procedura di calcolo - Criterio generale di progetto 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. Criterio di stima dell energia prodotta L energia generata dipende: - dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettenza della superficie antistante i moduli); - dall esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut); Pag. 12

- 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: 1) Perdite per riflessione; 2) Perdite per ombreggiamento; 3) Perdite per mismatching ; 4) Perdite per effetto della temperatura; 5) Perdite nei circuiti in continua; 6) Perdite negli inverter; 7) Perdite nei circuiti in alternata. Il BOS assunto per l impianto è pari all 80 % dell energia prodotta. Tale valore, appare cautelativorispetto ai valori ottenuti per impianti similari a quello oggetto della presente relazione. 6.2 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. Nelle quali i valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utileper 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. Pag. 13

CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell inverter. DIMENSIONAMENTO Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l inverter e il sottocampo fotovoltaico ad esso collegato. 6.3 Descrizione L impianto, classificato come Impianto su edificio, è di tipo grid-connected e la modalità di connessione è in Trifase in Bassa Tensione. La potenza dell impianto, entrato è pari a 93,15kW, e la produzione, stimata di 109.917 kwh di energia per il primo anno, deriva da 405 moduli occupanti una superficie di 668,25 m 2. Il sistema di fissaggio preso in considerazione è dunque di tipo fisso realizzato con strutture in acciaio zincato e alluminio. 6.3.1 Moduli Il generatore fotovoltaico è composto da 405 moduli fotovoltaici in silicio policristallino da 60 celle (6x10) e dotati di cornice d alluminio; sarà suddiviso in 3 sottocampi composti da 9 stringhe elettriche di uguale lunghezza, composte da 15 moduli con Pp = 230 W/cad. e collegati in serie tra loro. Sottocampo N moduli N stringhe P [Wp] Vn [V] Vo [V] In [A] Icorto [A] 1 135 9 31,05 447,15 555 69,21 75,87 2 135 9 31,05 447,15 555 69,21 75,87 3 135 9 31,05 447,15 555 69,21 75,87 Numero totale dei moduli 405 Potenza totale del campo Fv 93,15 kw Dove: - Pstr = potenza di picco della stringa in condizioni standard - Vmpp = tensione alla massima potenza 70 C - Impp = corrente alla massima potenza - Voc = tensione a vuoto a meno -10 C - Isc = corrente di cortocircuito I dettagli tecnici e le prestazioni di tutti i componenti ora descritti sono riportati al paragrafo 6.5. Pag. 14

6.3.2 Struttura di sostegno Il sostegno e l ancoraggio dei moduli fotovoltaici saranno garantiti da una struttura in profilato d alluminio In alluminio prefabbricato anodizzato ad alta resistenza piana. Calcolata per resistere alle sollecitazioni, previste dalla normativa vigente garantendo massima sicurezza contro i danni da vento e agenti atmosferici. - Istallazione senza forare la copertura - Tutte le strutture vengono interconnesse mediante appositi accessori in modo da formare un reticolo unico La struttura è caratterizzata dai seguenti elementi: - Triangolo in alluminio ad inclinazione fissa (01) - Binario di appoggio e relativo coperchio(02/03); - Piastra-carter posteriore (4); - Morsetto terminale di fissaggio dei moduli fotovoltaici alla struttura (5); - Piastra-carter laterale (6); - Morsetto intermedio di fissaggio dei moduli fotovoltaici alla struttura (7); Fig. 6.3.2.1 Sistema di montaggio Ci saranno : 1 fila meccanica da 4 moduli, 26 file meccaniche da 5 moduli, 11 file meccaniche da 17 moduli e 9 file da 6 moduli, 10 file meccaniche da 3 moduli orientate verso Sud Est, per una superficie attiva totale pari a 668,25 m 2 ed una superficie complessiva considerando i dovuti intervalli di spaziatura minima tra le componenti di fissaggio pari a 1.116m 2. Fig. 6.3.2 esemplificazione di tipologia d istallazione Pag. 15

6.3.3 Inverter La conversione dell energia prodotta dalle stringhe di moduli fotovoltaici da corrente continua in corrente alternata verrà realizzata mediante 3 inverter in grado si seguire il punto di massima potenza del proprio campo fotovoltaico sulla curva I-V caratteristica (funzione MPP) e che costruiscono l onda sinusoidale in uscita con la tecnica PWM, così da ottenere l ampiezza delle armoniche entro valori stabiliti dalle norme. Il gruppo di conversione sarà conforme alla normativa vigente, applicabile sia all eventuale connessione alla rete che alla compatibilità elettromagnetica. Saranno inoltre previste tutte le protezioni contemplate dalla normativa vigente. Ciascun inverter gestirà una potenza in ingresso pari a 31,05 kwp a controllo interamente digitale, e sarà in grado di alimentare carichi trifase 400 V, 50 Hz. In funzione delle condizioni di insolazione l inverter riceve in ingresso l energia prodotta dai moduli individuando istante per istante quel particolare punto sulla caratteristica I-V del generatore fotovoltaico per cui risulta massimo il trasferimento di potenza verso il carico posto a valle. I gruppi di conversione sono di tipo trifase, idonei alla configurazione grid-connected ed hanno le seguenti principali caratteristiche: - Efficienza di picco del convertitore statico superiore al 97%; - Il convertitore si pone immediatamente in stand-by (a minimo consumo) in mancanza d insolazione, e ripristina il proprio funzionamento non appena le condizioni tornano favorevoli; - L algoritmo MPPT integrato (inseguimento continuo del punto di massima potenza), mantiene continuamente il campo fotovoltaico nelle migliori condizioni operative; - Predisposizione per il funzionamento in parallelo tra più dispositivi; - Display LCD che rende disponibili i principali dati dell impianto, (conteggio dell energia attiva e reattiva erogata, ore di funzionamento, ecc.); - Seriale standard RS485 per l interfacciamento con PC ed eventuale telecontrollo con Data Logger per l acquisizione e la dei dati al Sunalyzer 10; - Conformità alle direttive nazionali ed europee per la sicurezza e l immissione in rete dell energia, con particolare riferimento alle disposizioni ENEL DV 1604, DK5940, DK5950; - Protezione totale da cortocircuiti e sovratensioni; - Mantenimento nel tempo delle caratteristiche di affidabilità e performance e semplicità di manutenzione anche da parte di personale non esperto; Pag. 16

- Forma d onda di uscita perfettamente sinusoidale, gestita da un microprocessore a 32 bit di ultima generazione; - Funzionamento in parallelo alla rete a cosφ1 (nessun rifasamento necessario); - Elevato grado di protezione per l installazione in ambienti non ordinari (IP55); - Convertitore statico, provvisto di ponte a IGBT a commutazione forzata, logiche di comando, protezioni, autodiagnostica e misure; - Sezione di uscita in corrente alternata; - Dispositivo di interfaccia funzionante su soglie di minima e massima tensione e frequenza conformi alla norma CEI 11-20 e DK5940. Ingresso dal solare: Potenza nominale DC: 39,0 kw; potenza DC max generatore fotovoltaico: 3 x 13,0 kw, lato DC campo MPP: 330-600V; tensione a vuoto max DC :800V; corrente di ingresso max. 34,2 A ; protezione della polarità: diodo di cortocircuito; Uscita verso la rete: - Potenza nominale / max. 33,3 kw; - Corrente nominale / max.: 48,3 A; - Fattore di potenza: ~1; - Gamma di frequenza: 47,5-50,2 HZ; - consumo notturno : 7 W ; - 400 V tensione in uscita; - Rendimento: 97,1%. Dispositivi di sicurezza: - Protezione della sovratensione: varistori; relè di comunicazione del guasto: contatto di chiusura a potenziale zero max. 30 V /1. Comunicazione attraverso il display presente sull inverter : - Tensione solare; - Corrente solare; - Tensione di rete; Pag. 17

- Frequenza di rete; - Potenza attiva generata verso la rete; - Energia netta fornita alla rete (energia risparmiata; - Temperatura interna dell inverter; Gli stessi parametri sono rilevati attraverso una porta RS-485. L inverter qui descritto potrà essere sostituito con uno equivalente. 6.3.4 Trasformatore doppio isolamento BT/BT Il trasformatore a doppio isolamento trifase sarà del tipo a secco e raffreddamento naturale, installazione all interno, classe di comportamento al fuoco F0, classe isolamento materiali H, sovratemperatura H PERDITE: RIDOTTE POTENZA KVA: 100 GRUPPO VETTORIALE: YNyn0 TENSIONE PRIMARIA V: 380 V TENSIONE SECONDARIA V: 380 V FREQUENZA HZ: 50-60 DATI TECNICI SOVRATEMPERATURA 125 C SU AMBIENTE MAX 45 C MAX CORRENTE INSERZIONE 5 VOLTE LA NOMINALE AVVOLGIMENTI IN ALLUMINIO USCITE SU LATI OPPOSTI NORME ESECUZIONE CEI EN 60076-11, IEC 726 SCHERMO ELETTROSTATICO TRA AVVOLGIMENTI COLLEGATO A MASSA ELETTRICI MECCANICI Rendimento 98% EVENTUALE SCHERMATURA SI BOX IP 23 ZINCATO (MIS. 1000x1000x1000) Kg 110 6.4 Verifiche di progetto Variazione della tensione al variare della temperatura Occorre verificare le tensioni V alle temperature minime e massime raggiungibili dai moduli fotovoltaici dovranno rispettare le seguenti disuguaglianze: - Vm min V invmpp min - Vm max V invmpp max - Voc max < Vinv max dove Vm min e Vm max = Tensione dei moduli minima e massima rispettivamente ; Pag. 18

V invmpp min e V invmpp max = Tensione Utile minima e massima rispettivamente per la ricerca di massima potenza Vinv max = Tensione dell inverter massima in c.c. ammissibile ai morsetti dell inverter Voc max = Tensione a vuoto dei moduli. Considerando una variazione della tensione a circuito aperto di ogni modulo in dipendenza della temperatura pari a (- 0,38% C) e i limiti di temperatura estremi pari a (- 10 C e + 70 C). L uscita dell inverter è collegata al quadro di interfaccia (si veda prossimo paragrafo) tramite appositi cavidotti. Tale quadro interfaccia l impianto con il sistema monofase a 400 V ca. del Gestore della rete elettrica locale. L involucro esterno degli inverter è in grado di resistere alla penetrazione di solidi e liquidi con grado IP65 secondo norma CEI 70-1. L uscita c.a. degli inverter confluisce verso un quadro elettrico di protezione e manovra a 230/400 V (quadro d interfaccia), nel quale sono realizzate anche le funzioni di sezionamento e di contabilizzazione dell energia. I calcoli inerenti alle verifiche statiche sono stati realizzati separatamente e non fanno parte della presente relazione e potranno essere eventualmente forniti su richiesta. 6.4.1 Portata dei cavi in regime permanente Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono tali da assicurare una durata di vita soddisfacente dei conduttori e degli isolamenti sottoposti agli effetti termici delle condizioni di esercizio. Cablaggi Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le seguenti prescrizioni: Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono verificate secondo le norme CEI 20-13, CEI 20-22II E CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q., colorazione delle anime secondo norme UNEL. Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull impianto durante la verifica o l adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno le seguenti colorazione: o Conduttori di protezione: giallo- verde (obbligatorio); o Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio); o Conduttore di fase: grigio/marrone; o Conduttore per circuiti in C.C. Chiaramente siglato con indicazione del positivo + e del negativo -. Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono verificate secondo le norme CEI di riferimento. Pag. 19

La parte in continua, non protetta da interruttori automatici o fusibili nei confronti delle sovracorrenti, si applica la relazione: I F 1.45 Iz I F = corrente di funzionamento del dispositivo di protezione entro il tempo convenzionale in condizioni definite. La relazione si applica a ogni cavo di stringa. Per la parte in corrente alternata, la verifica per sovraccarico è stata eseguita utilizzando in riferimento alla norma CEI 64-8 la seguente relazione: I B I N I Z - IB = massima corrente di fase erogabile dal sistema fotovoltaico. - IZ = portata di corrente del cavo - I N = corrente nominale del dispositivo di protezione. In tale ottica verranno verificate le varie tratte di collegamento: - Moduli e inverter - Uscita inverter e dispositivo interfaccia rete. Questa relazione assicura anche la protezione da corto-circuito. La corrente di cortocircuito dei moduli stessi rappresenta, infatti, un valore massimo non superabile per costruzione, ed eccede di meno del 10% la corrente nominale. Protezione contro il cortocircuito Per la parte di circuito 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 e di poco superiori alla loro corrente nominale. Per ciò che riguarda il circuito in corrente alternata, la protezione contro il corto circuito è assicurata dal dispositivo limitatore contenuto all interno dell inverter. L interruttore magnetotermico posto a valle di ciascun inverter agisce da rincalzo all azione del dispositivo di protezione all interno all inverter stesso. Pag. 20

Caduta di tensione il calcolo della caduta di tensione nell impianto fotovoltaico non è relazionato al suo corretto funzionamento, ma si rapporta piuttosto al valore delle perdite energetiche da prevedersi nell impianto stesso. Stipamento dei cavi in tubi I cavi unipolari di collegamento tra i moduli non necessitano di protezione meccanica addizionale; è consigliabile l uso di protezione aggiuntiva contro agenti atmosferici. - tratto A - dai moduli fotovoltaici al Q.E. cc : posa sul retro dei moduli in apposite canaline atte al contenimento dei cavi solari, preservandone l integrità e l isolamento - tratto B - dal Q.E. cc. fino ai convertitori : posa in apposite canaline per preservare l integrità e l isolamento dei cavi - tratto C - dai convertitori al quadro c.a.: posa in apposite canaline - tratto D - dal quadro c.a. ai complessi di misura, tramite tubazione corrugata Sezione dei conduttori di protezione Il conduttore di protezione, collegato alle strutture di fissaggio dei moduli fotovoltaici, ha sezione pari a 6 mm 2. A valle degli scaricatori di sovratensione, la sezione del conduttore di protezione è di min 4x 25 mm 2. Misure di protezione contro i contatti diretti Assicurata per lato in c.a. e c.c. dai seguenti accorgimenti: utilizzo dei componenti dotati di marchio CE (Direttiva Bassa Tensione: 2006/95/CE) utilizzo di componenti secondo idonei gradi di protezione utilizzo di cavi a doppio isolamento, rivestiti con guaina esterna protettiva, idonei per la Vn e alloggiati in opportuni condotti portacavi. Misure di protezioni contro contatti indiretti Sistema in c.a. TT - collegamento al conduttore di protezione PE di tutte le masse - installazione di dispositivi di protezione coordinati con il valore di corrente di guasto. Pag. 21

- protezione differenziale Idn > 30 ma Sistema in c.c. (IT) - collegamento al conduttore PE delle carcasse metalliche in relazione a quanto previsto dalla Norma CEI 64-8 - sistema per il controllo dell isolamento interno agli inverter 6.4.2 Misure di protezione per il collegamento alla rete elettrica La protezione dei sistema di generazione fotovoltaica nei confronti sia della rete autoproduttore che della rete di distribuzione pubblica è realizzata in conformità a quanto previsto dalla norma CEI 11-20, con riferimento anche alla guida ENEL. L impianto risulta pertanto equipaggiato con un sistema di protezione che si articola su 3 livelli: Dispositivo generale Il dispositivo generale è costituito da un interruttore automatico con sganciatore di massima corrente, con la funzione di separazione della rete elettrica del gestore locale dall intero impianto del cliente, sia attivo che passivo. Dispositivi di interfaccia I dispositivi di interfaccia (DDI) devono provocare il distacco dell intero sistema di generazione in caso di guasto sulla rete elettrica. I dispositivi, interni agli inverter, operano secondo determinati range di tensione e frequenza: - minima tensione: 0,8 Vn - massima tensione: 1,2 Vn - minima frequenza: 49,7 Hz - massima frequenza: 50,3 Hz I dispositivi di interfaccia sono costituiti da relé certificati interni agli inverter. - Poiché l impianto in considerazione comprende 3 inverter ed è di potenza inferiore ai 20 kwp, sono ammessi i 3 dispositivi di interfaccia. Protezioni di interfaccia Le protezioni di interfaccia (SPI), costituite da relè di tensione sono conformi alla Norma CEI 11-20. In tabella sono riportati le funzioni previste per le protezioni di interfaccia ed i relativi valori di taratura. Pag. 22

Protezioni Esecuzioni Valori di taratura Tempo d intervento Massima tensione tripolare 1,2 Vn < 0,1 s Minima tensione tripolare 0,8 Vn <0,2 s Massima frequenza unipolare 50,3 51 Hz < 0,1 s senza ritardo Minima frequenza intenzionale unipolare 49-49,71 Hz < 0,1 s senza ritardo intenzionale Dispositivo di generatore I 3 dispositivi di generatore (DDG) proteggono gli inverter contro il cto-cto e il sovraccarico. Inoltre il riconoscimento automatico ad opera dell inverter della presenza di guasti interni provoca l immediato distacco della macchina dalla rete elettrica. Complessi di Misura Il cliente produttore, richiedendo un servizio di scambio sul posto dell energia prodotta dal suo impianto fotovoltaico, farà riferimento a quanto prescritto della Delibere 88/07 e 74/08 dell Autorità per l energia elettrica e il gas (AEEG), oltre che alla Delibere 40/06, 90/07 e susseguenti. I complessi di misura consentono la misura bidirezionale (energia immessa/prelevata) dell energia elettrica attiva e reattiva scambiata con la rete attraverso il punto di connessione. Le misure sono rese disponibili ad ENEL Distribuzione, responsabile del servizio di installazione e manutenzione dei gruppi. 6.4.3 Dettagli di installazione Il posizionamento delle apparecchiature e componenti è riportato nelle tavole allegate. Posa dei moduli fotovoltaici I moduli fotovoltaici sono fissati su una struttura fissa poggiata su tetto piano con istallazione priva di fori sulla copertura disposti : 1 fila meccanica da 4 moduli, 26 file meccaniche da 5 moduli, 11 file meccaniche da 17 moduli e 9 file da 6 moduli, 10 file meccaniche da 3 moduli orientate verso Sud Est, per una superficie attiva totale pari a 668,25 m 2 ed una superficie complessiva considerando i dovuti intervalli di Pag. 23

spaziatura minima tra le componenti di fissaggio pari a 1.116m 2.I moduli fotovoltaici sono collegati in serie tra loro così da formare dei gruppi chiamati stringhe, e precisamente 9 stringhe da 15 moduli per ciascun inverter. Collettori di terra I collettori di terra per la raccolta dei conduttori di protezione provenienti dalla messa a terra dei profili metallici delle strutture di sostegno sono alloggiati in cassette in PVC posizionate in esterno e fissate dietro ai moduli su apposito supporto Quadro di campo c.c. Il quadro di campo è predisposto con n 54 scaricatori (2 per ogni stringa). Inverter Gli inverter verranno fissati sotto un pergolato vicino al vano ascensore Quadro c.a. Il quadro c.a. è installato a piano terra in corrispondenza dell uscita degli inverter. Collegamenti elettrici e cavidotti I collegamenti elettrici tra i moduli sono effettuati collegando fra loro in serie i 15 moduli (27 stringhe elettriche) già dotati di scatole di giunzione con cavi e connettori tipo Multicontact MC4. Il percorso dalla cassetta ai convertitori (inverter) è in apposita canalina. Il percorso tra convertitori e Quadro c.a. è effettuato in apposita canalina. 6.5 Caratteristiche dei componenti: Generatore fotovoltaico Caratteristiche del generatore fotovoltaico Tipo di integrazione Tipo di istallazione Impianto su edifici Inclinazione Fissa Orientamento (azimut) -45 Inclinazione 5 /10 Pag. 24

Numero dei moduli 405 Potenza nominale 93,15 kw Grado d efficienza 95% Moduli Dati costruttivi dei moduli Costruttore: Sigla: Tecnologia Costruttiva: Da determinare Da determinare Silicio Policristallino Caratteristiche Elettriche Potenza Massima: Tensione Nominale: Tensione a Vuoto: Corrente Nominale: Corrente di corto circuito: 230 Wp 29,81 V 37,00 V 7,69 A 8,43 A Parametri Meccanici Dimensioni: Peso: 1639 x983 x 42 mm 20 Kg Garanzie e certificazioni Garanzia prodotto Garanzia di rendimento a 90% P mpp min Garanzia di rendimento a 80% P mpp min Conformità IEC 61215 5 anni 12 anni 25 anni conforme Pag. 25

Campo fotovoltaico Campo fotovoltaico N sottocampi 3 Lunghezza max 28 m Superficie attiva 668,25 m 2 Superficie occupata 1116 m 2 Peso totale (modulo fotovoltaico, set di montaggio) 8.488 kg/ m 2 Numero moduli 405 Numero stringhe 27 Funzionamento elettrico Potenza nominale Flottante 93,15 kwp Strutture di sostegno Struttura di sostegno Tipo Materiale Per tetto piano Profili in alluminio Inclinazione 5 /10 Triangolo in alluminio ad inclinazione fissa - Binario di appoggio e relativo coperchio( - Piastra-carter posteriore - Morsetto terminale di fissaggio dei moduli - Piastra-carter laterale - Morsetto intermedio di fissaggio dei moduli - Quadro di campo, Cassetta di terra, SPD, Morsetti Cassetta di terra Tipo Da definirsi Pag. 26

costruzione Poliestere rinforzato con fibra di vetro Porta classe di isolamento grado di protezione accessori Trasparente Classe II IP65 A corpo SPD Tipo Numero di scaricatori Tensione di riferimento Corrente di scarica Collegamenti Da definirsi Da definirsi 54(2 per stringa) Da definirsi A pettine Morsetti Tipo Numero A corpo Da definirsi Convertitore statico Convertitore statico Tipo Elettronica Da definirsi IGBT numero 3 Potenza max Tensione Range tensione ingresso Corrente max in ingresso Numero di inseguitori del punto di max. potenza 39000 W 800 V cc 330 V cc - 600 V cc 3X 33,5 A 1 Numero max di stringhe (parallele) 9 Potenza d uscita Nominale Potenza d uscita max Corrente max in uscita 33000W 33000W 3 X 48,3 A Pag. 27

Tensione nominale in uscita/ intervallo 3X190 264V/400V Fattore di potenza (cos φ ) 1 Allacciamento CA TRIFASE Quadro d interfaccia Struttura di sostegno Materiale armadio Grado di protezione esterno Inclinazione Porta Accessori Termoplastico autoestinguente IP54 IP20 Incernierata, riquadro in vetro,chiusura Da definirsi Interruttore magnetotermico bipolare - Interruttore magnetotermico differenziale - Contatore Energia prodotta Contatore Energia scambiata Da definirsi Da definirsi Contatore Bipolare Conformità CEI EN 61095 Protezione interfaccia Taratura protezione secondo DK5940 ed. 2.2 Nota: I materiali utilizzati nella realizzazione dell impianto devono avere una produzione realizzata all interno della Unione europea, ciò al fine di ottenere un bonus sulla tariffa incentivante. Il Quarto Conto Energia prevede l'incremento del 10% della tariffa incentivante per impianti fotovoltaici il cui investimento è per almeno il 60% riconducibile a prodotti dell'unione Europea. L articolo 14, comma 1, lettera d) del nuovo decreto Quarto Conto Energia prevede un premio sulla tariffa incentivante pari all incremento del 10% della tariffa di riferimento per gli impianti il cui costo di investimento di cui all articolo 3, comma 1, lettera b) per quanto riguarda i componenti diversi dal lavoro, sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all interno dell'unione Europea. 7 Indicazioni preliminari per la stesura del piano di sicurezza In questa fase preliminare, verrà eseguita una prima indagine per l individuazione, l analisi e la valutazione dei rischi che si potranno riscontrare all atto dell esecuzione dei lavori previsti nel presente progetto. Un analisi più approfondita e mirata, con l indicazione di tutte le procedure, gli apprestamenti e le Pag. 28

attrezzature, atte a garantire la prevenzione degli infortuni e la tutela della salute dei lavoratori, potrà concretizzarsi alla stesura delle successive fasi progettuali. A tal fine si elencano le principali lavorazioni previste dal presente progetto: - delimitazione e recinzione delle aree di cantiere; - installazione di guardia corpo provvisori; - installazione di linea vita sul colmo; - installazione strutture di sostegno in acciaio inox; - posa pannelli fotovoltaici e collegamenti; - installazione quadri elettrici, cavi e cavidotti; - finiture murarie; - sostituzione contatori. Nell esecuzione dei lavori di progetto non vengono individuate gravi situazioni di pericolo che non siano superabili rispettando le normali disposizioni di protezione e di sicurezza all interno del cantiere di lavoro. I rischi più significativi riguardano la caduta dall alto da un altezza superiore ai 2m, e un più limitato rischio di fulminazione dovuto all intervento su collegamenti elettrici in bassa tensione. Ulteriori rischi si possono riscontrare durante la movimentazione di materiali pesanti, per il pericolo di schiacciamento e di abrasioni durante lo spostamento dei pannelli fotovoltaici. Pag. 29