1) Premessa - comunecelle.it · da una serie di generatori di corrente (i moduli fotovoltaici) la...

Comune di Celle Ligure - Lavori di realizzazione impianti fotovoltaici su aree di proprietà Comunale- Foglio 9 mappale n. 824.

PROGETTO DEFINITIVO-ESECUTIVO RELAZIONE TECNICA Pag.1/31

1) Premessa

La presente relazione tecnica illustra il progetto esecutivo di un impianto fotovoltaico della potenza nominale di 19.78 kWp, da installarsi su pensiline presso l’area pubblica destinata a parcheggio prospiciente la stazione ferroviaria di Celle Ligure nel Comune di Celle Ligure (SV).

Si descrivono nel seguito gli interventi da realizzarsi, le caratteristiche tecniche dell’impianto, le considerazioni economiche riguardo ai costi di impianto.

Il Comune di Celle Ligure ha inoltrato istanza al Bando regionale denominato “ Bando Azione 2.1 “ Efficienza energetica e produzione di energia da fonti rinnovabili”Enti Pubblici di cui al D.G.R n. del che prevede un finanziamento del 80% a fondo perduto della spesa ammessa sull’installazione di “impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di potenza non superiore a 20 kW”.

Il Progetto Preliminare è stato approvato con Deliberazione della Giunta Comunale n. 160 del 20/01/2009 .

Con nota prot. n. 5368 del 12.04.2011 il FILSE s.p.a. di Genova ha comunicato la corresponsione del contributo pari a €100.800 al Comune di Celle Ligure. Il presente progetto descrive un impianto di generazione di energia elettrica ottenuta per conversione diretta di energia solare per mezzo della tecnologia fotovoltaica. Questa tipologia d’impianto permette di produrre energia elettrica sfruttando, quale particolare combustibile, l’energia irradiata dal sole. Tale fonte energetica, per propria natura, si caratterizza per essere: - rinnovabile; - pulita; - inesauribile; - distribuita su tutta la superficie terrestre; - con caratteristiche merceologiche costanti. 2) Note generali sul funzionamento

Un impianto fotovoltaico consente di produrre energia elettrica mediante la conversione diretta della radiazione solare incidente in elettricità. E costituito da un insieme di moduli fotovoltaici affiancati (che costituiscono il pannello) e dal gruppo di conversione (inverter). La potenza nominale dell’impianto è ottenuta come somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo costituente il generatore.

I componenti dell’impianto fotovoltaico sono: - moduli fotovoltaici; - strutture di supporto dei moduli; - inverter DC/AC; - quadro di parallelo e distribuzione; - cavi elettrici e cablaggio; - quadro di interfaccia con la società distributrice;



- sistema di controllo e monitoraggio; - impianto di messa a terra.

Figura 1 — Schema di impianto fotovoltaico

La conversione dell’energia prodotta dalle stringhe dei moduli fotovoltaici da corrente continua a corrente alternata , compatibile con la rete avviene mediante una apposita apparecchiatura destinata a tale impiego : l’inverter . L’inverter del tipo a commutazione forzata , può operare in modo completamente automatico ed è in grado di inseguire il punto di massima potenza (MPTT) del generatore fotovoltaico attraverso un microprocessore dedicato. Il dispositivo di interfaccia , sul quale agiscono le protezioni, è già integrato nell’inverter. Il gruppo di conversione è conforme alla normativa vigente applicabile sia all’eventuale connessione alla rete sia alla compatibilità eletrromagnetica. Normativa di riferimento L'impianto sarà realizzato a regola d’arte, come prescritto dalle normative vigenti.

Le caratteristiche dell'impianto i, nonché dei loro componenti, sono rispondenti alle 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 è riportato in Appendice A.



3) Descrizione del sito di installazione L’impianto fotovoltaico oggetto della presente relazione sarà installato , come precedentemente sottolineato, sulla nuova struttura di copertura di parte dell’area già adibita a parcheggi , denominata Piazza degli Alpini L’area è situata sul solettone di copertura di una struttura pluriplano polifunzionale : tale area di proprietà pubblica è destinata a parcheggio con n. 84 posti-auto. L'area oggetto di intervento è situata in adiacenza alla linea Ferroviaria Genova -Ventimiglia , e ad ovest si trova la Stazione Ferroviaria di Celle Ligure. L'accesso carrabile è garantito da una rampa a doppio senso di marcia collegata con la sottostante Via Largo Giolitti. L’accesso pedonale è garantito anche da una scala esterna , posta in posizione est , che conduce al piazzale sottostante ove si trova un magazzino comunale. L'area si presenta pavimentata con blocchetti prefabbricati , lato nord si trovano una serie di fioriere basse , con piante di ulivo, e pali di illuminazione in acciaio, aventi altezza di circa 5,00 metri staffate e fissate al manufatto in c.a. Costituente il vano di aerazione dei sottostanti box. Al centro dell’area sono presenti delle pensiline con struttura in acciaio e correnti in legno con profilo a “V “, non certo ottimale per l’installazione dei pannelli fotovoltatici. Nel corso dei sopralluoghi si sono rilevate le linee elettriche esistenti e la posizione degli allacci e delle forniture ENEL : in particolare il quadro di fornitura Enel è collocato a lato di una fioriera posta lato piazza della stazione. Da tale punto le linee , mediante un percorso interrato di circa 150 metri con pozzetti lungo la strada ed il marciapiede , raggiungono il quadro posto a levante e da questo con linee protette da idonee canaline metalliche raggiungono il piano superiore fino ad alimentare i punti luce . Si evidenzia che le attuali pensiline frangisole sono illuminate con luci a Led, come visibile dagli allegati fotografici. Obiettivo della presente progettazione è, oltrechè quello strettamente impiantistico-funzionale, anche quello relativo ad un armonico inserimento nel contesto architettonico esistente. La struttura delle nuova copertura garantirà il corretto posizionamento ed orientamento dei pannelli in direzione sud in modo da garantire il massimo rendimento energetico. Altro aspetto è relativo alla copertura parziale dell'area ma con predisposizione delle pensiline e degli accessori ( quadri elettrici e collegamenti) per un futuro ampliamento dell'impianto. 4) Sicurezza dell’impianto 4.1 Protezione da corto circuiti sul lato corrente continua dell’impianto Gli impianti fotovoltaici sono realizzati attraverso il collegamento di un determinato numero di moduli, a loro volta realizzati attraverso il collegamento di celle inglobate e sigillate in un unico pannello d’insieme. Pertanto gli impianti fotovoltaici di qualsiasi dimensione conservano le caratteristiche elettriche della singola cella, semplicemente a livelli di



tensione e correnti superiore, a seconda del numero di celle connesse. Negli impianti fotovoltaici la corrente di corto circuito dell’impianto non può superare la somma delle correnti di corto circuito delle singole stringhe. Essendo le stringhe composte da una serie di generatori di corrente (i moduli fotovoltaici) la loro corrente di corto circuito è di poco superiore alla corrente nel punto di massima potenza. 4.2 Protezione da contatti accidentali lato corrente continua Le tensioni continue sono particolarmente pericolose. Il contatto accidentale con una tensione di oltre 400 V, che è la tensione tipica delle stringhe, può avere conseguenze letali. Per ridurre il rischio di contatti pericolosi il campo fotovoltaico è realizzato senza nessuna polarità a massa. In tal modo, perché un contatto accidentale sia realmente pericoloso occorre che si entri in contatto contemporaneamente con entrambe le polarità del campo. Il contatto accidentale con una sola delle polarità non ha praticamente conseguenze, a meno che una delle polarità del campo non sia casualmente a contatto con la massa. Gli inverter sono dotati di protezione contro l’inversione di polarità ed è previsto un dispositivo di spostamento del punto di lavoro in caso di sovraccarico. 4.3 Protezione dalle fulminazioni Un campo fotovoltaico correttamente collegato a massa, non altera in alcun modo la probabilità di essere colpito da un fulmine. I moduli fotovoltaici sono in alto grado insensibili alle sovratensioni atmosferiche, che invece possono risultare pericolose per le apparecchiature elettroniche di condizionamento della potenza. Nei quadri elettrici sono previsti i dispositivi che garantiscono la protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche (grazie agli scaricatori di sovratensione) e la sicurezza delle persone. 4.4 Sicurezze lato corrente alternata dell’impianto La limitazione delle correnti del campo fotovoltaico comporta analoga limitazione anche nelle correnti in uscita dagli inverters. Corti circuiti sul lato alternata dell’impianto sono tuttavia pericolosi perché possono provocare ritorni da rete di intensità non limitata. Per questo sono previsti sul sezionatore sotto carico di collegamento all’ENEL dei dispositivi di sicurezza. 4.5 Impianto di messa a terra L’impianto e tutte le strutture metalliche saranno dotate di messa a terra secondo la vigente normativa, tramite opportuno collegamento al collettore presente nel quadro generale esistente. 5) Dimensionamento

5.1) Descrizione dei criteri progettuali

La scelta progettuale è stata adottata sulla base dei seguenti criteri :

- Inserimento architettonico nel contesto esistente : la scelta adottata non altera sostanzialmente le strutture e i manufatti di arredo urbano esistenti ;



- Progettazione strutturale compatibile con la tipologia delle strutture esistenti ( soletta piano di copertura dei box , setti e muri in c.a. ) e delle caratteristiche costruttive della sovrastruttura ( guiane impermeabilizzanti ,pavimentazioni e sottofondi);

- Possibile ampliamento in lotti successivi e funzionali : da stima di massima risulta che eventuali lotti successivi potrebbero garantire una potenza installata pari a ulteriori 50 Kw ( nella figura allegata in colore blu e giallo si evidenziano almeno 2 lotti ( 20 +30 Kw) ;

- Predisposizione , almeno per il lotto contiguo , dei quadri elettrici necessari per l’ampliamento ed inserimento del dispositivo per le sovratensioni ( per potenza superiore ai 20 Kw) ;

- Profili delle pensiline in linea con i posti-auto , verniciati o zincati con procedimento di metallizzazione e colore RAL analogo a quello delle pensiline frangisole esistenti;

- Recupero pali di illuminazione presenti lato linea ferroviaria ( nel presente progetto si recuperano n. 6 pali + corpi illuminati ;

- Realizzazione della nuova illuminazione dei posti auto mediante corpi luminosi a Led ;

LARGO GIOLITTI

1

4

32

INTERVENTO IN PROGETTO ( LOTTO 1) ESTENSIONE INTERVENTO( LOTTO 2)

COMPLETAMENTO INTERVENTO( LOTTO 3) COMPLETAMENTO INTERVENTO( LOTTO 3)

COMPLETAMENTO INTERVENTO( LOTTO 3)

Nella figura sono rappresentati i possibili ampliamenti

I moduli saranno posizionati secondo un’inclinazione di 12° rispetto all’orizzontale (angolo di tilt), e verranno montati su apposite strutture di sostegno come mostrato nei disegni allegati , con altezza da terra minima pari a circa 2,80 m. e massima pari a 4,03 m.



.

Sulla base delle esigenze tecniche dei pannelli, tenuto conto delle dimensioni degli stessi e della superficie a disposizione, si è optato per il posizionamento di 86 moduli, per una potenza complessiva installata di 19.74 kWp.

5.2) Descrizione dell’impianto fotovoltaico

L’impianto fotovoltaico dovrà essere costituito da 86 moduli suddivisi in 2 sottocampi, per una superficie totale di circa 142,76 m2. La potenza nominale dell’impianto è di 19.78 kW, risulta necessaria una connessione alla rete elettrica di distribuzione avente potenza contrattuale pari a 20 kW trifase, e, pertanto l’impianto deve rispondere alle disposizioni e prescrizioni riportate nel modello DK 5940 (e successive modifiche e integrazioni). La conversione DC/AC avviene mediante l’utilizzo di due inverter di potenza nominale 10 kW che permettono la suddivisione dell’impianto in due parti principali composte ognuna da 43 moduli fotovoltaici. Tali sezioni vengono a loro volta suddivise in tre stringhe (rispettivamente di 14 14 15 moduli) che vanno a costituire gli ingressi DC dei tre sistemi di MPPT presenti sul singolo inveter. Tale soluzione permette:

• Alta flessibilità di gestione del campo fotovoltaico, ottimale in caso di ombreggiamenti e in caso le stringhe siano orientate e inclinate diversamente.

• Semplificazione dell’impianto sul lato in c.c., se installati correttamente in modo decentralizzato (p.es. vicino ai moduli) consentono di fare a meno del quadro di campo.

• Elevata resa energetica, grazie alla gestione “capillare” del generatore fotovoltaico con dispositivi di inseguimento del punto di massima potenza indipendenti per ogni stringa.

• Elevata immunità dell’impianto al singolo guasto. Intervento di ripristino del guasto più rapido e semplice.

Stringa 1.1

14 moduli 3220 W

Stringa 2.1

14 moduli 3220 W

INVERTER 1

Sottocampo 1 Potenza 9890 W

Stringa 3.1

15 moduli 3150 W

Stringa 1.2

14 moduli 3220 W

Stringa 2.2

14 moduli 3220 W

INVERTER 2

Sottocampo 2 Potenza 9890 W

Stringa 3.2

15 moduli 3150 W

La tavola n. 5 riporta lo schema elettrico generale dell’impianto fotovoltaico, attraverso il quale si evidenziano le principali funzioni svolte dai vari sottosistemi ed apparecchiature. Ogni linea proveniente da ciascuna stringa sarà protetta da:

- limitatore di sovratensione - sezionatori bipolare con fusibile sottocarico da 10 A

Tali protezioni dovranno essere contenute in un quadro con grado di protezione IP 55 installato a parete a monte dei due inverter (in Figura 1 denominato “Quadro DC”).



Le uscite AC degli inverter vengono messe in parallelo e protette da magneto termici da 20 A posti all’interno del “Quadro AC” anch’esso con grado di protezione IP 55. Gli inverter devono essere dotati di controllo dispersione verso terra lato CC e controllo corrente di guasto lato DC (differenziale classe B secondo IEC60755). Questa scelta di inverter consente l’installazione nel quadro generale di un magnetotermico differenziale quadri polare da 40, 0.03 mA di classe C.

5.3 ) Descrizione degli elementi componenti l’impianto

5.3.1) Moduli Fotovoltaici

I moduli fotovoltaici al silicio policristallino tipo VENERGY 230 PV, o simile , potenza di picco 230 Wp. In pannelli avranno una cornice in alluminio anodizzato sp 35mm. ,munita di diodi bypass per minimizzare la perdita dovuta a fenomeni di ombreggiamento e terminali precablati a connessione rapida. I pannelli fotovoltaici che costituiranno l’impianto sono formati dall’assemblaggio di celle al silicio policristallino. Le singole celle saranno adeguatamente protette frontalmente da vetro temprato atto a resistere senza danno a urti e alla grandine e inglobati singolarmente tra due ulteriori fogli protettivi come l’etilvinile acetato (EVA) laminato a vuoto ad alta temperatura. Anche il retro delle celle sarà protetto in modo da renderle completamente impermeabili e stabili agli agenti atmosferici e ai raggi ultravioletti. Ogni pannello sarà dotato di una scatola di connessione posta sulla parte posteriore e contenente una adeguata morsettiera predisposta ad accogliere il diodo di non ritorno ed i collegamenti in uscita. Una canalina convoglierà i cavi di collegamento in uscita da ogni singola scatola di connessione verso una scatola di connessione principale e da qui verso l’inverter ed il quadro elettrico. I pannelli dovranno avere le seguenti caratteristiche elettriche: - Potenza elettrica nominale in condizioni standard,1000 W/m², 25 °C pari a 230Wp - Coefficiente termico della potenza (Pmpp) non inferiore a -0,43%/°C - La tolleranza sulla potenza deve essere compresa nel range -0% / +3% - Efficienza del modulo maggiore del 14% - Il decadimento delle prestazioni elettriche deve essere garantito non superiore al 10%

nell’arco di 10 anni e non superiore al 20% in 25 anni; - Garanzia sul prodotto di almeno 10 anni - Superficie anteriore: vetro solare sottoposto a trattamento termico, in grado di resistere

alla grandine (25mm di diametro a 86 km/h) e a carichi fino a 5400 Pascal / 540 kg/m2, spessore minimo 4 mm

- Incapsulamento delle celle: EVA (Etil – Vinil Acetato),



- Struttura con profilati rinforzati in alluminio anodizzato - Caratteristiche meccaniche di pannello: lunghezza 1663.00 mm, larghezza 998.00 mm,

peso max 25 kg - Temperatura di esercizio: -30 ÷ + 70°C. - Possibilità di ancoraggio di componenti tali da rendere impermeabile la connessione fra i pannelli - Programma di ritiro gratuito del modulo a fine vita.

Le dimensioni del modulo sono pari a 1663x998x35 mm , conforme CE, IEC61215 Ed.2, Classe di sicurezza II . Il montaggio del pannello , del peso pari a circa 22 kg , avverrà sulle pensiline metalliche descritte in seguito , con struttura adatta al fissaggio mediante imbullona mento dei moduli e dei vari accessori di fissaggio quali distanziatori fra pannello e pannello, terminali di stringa ecc.. Le bullonerie, viterie e rondelle dovranno essere esclusivamente in acciaio inox.

5.3.2) Gruppo di Conversione – Inverter

I convertitori c.c./c.a.(inverter) utilizzati dovranno essere idonei al trasferimento della potenza dal campo fotovoltaico alla rete del distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. Le caratteristiche principali del gruppo di conversione sono

� Inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a quanto prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di funzione MPPT (inseguimento della massima potenza)

� Ingresso lato cc da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra, ovvero con sistema IT.

� Rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF: conformità norme CEI 110- 1, CEI 110- 6, CEI 110- 8.

� Protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e frequenza della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle norme CEI 11-20 ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset automatico delle protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.

� Conformità marcatura CE. � Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili,

rilasciato dal costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di certificazione abilitato e riconosciuto.

I due inveter utilizzati nell’impianto, ciascuno di potenza nominale pari a 10 kWp trifase senza trasformatore di accoppiamento, devono avere le seguenti caratteristiche:



� Elettriche Massima potenza del campo FV 13kW Potenza nominale AC 10kW Massima potenza AC 11kW

� Ingressi DC Tensione nominale 640 VDC Massima tensione ammissibile 800 VDC MPPT range 250 ~ 720 VDC Tensione di lavoro 200 ~ 800 VDC Tensione di start 260 VDC Tensione di spegnimento 200 VDC Max. corrente per MPPT 13 ADC Max potenza per MPPT 5.5 kW Numero di MPP Trackers 3

� Uscite AC Tensione di lavoro 400 VAC Frequenza 50 Hz Connettori AC 3P+N+PE Corrente di distorsione <3% Fattore di potenza >0.99 Massimo � >96% Europeo � >94.5%

� Ambiente di installazione Grado di protezione IP 65 Temperatura di lavoro -20 ~ +55 / -20 ~ +40°C Umidità 0 ~ 95% senza condensa Potenza(Standby / Notte) <30W / <5W Rumore acustico <45dB

Gli inverter dovranno essere dotati di un sistema di monitoraggio locale e di una interfaccia RS232 per il collegamento al sistema di controllo e supervisione dell’impianto. Dovrà fornire almeno le seguenti segnalazioni:

- perdita di isolamento verso terra lato corrente continua; - funzionamento in parallelo alla rete; - guasto interno al dispositivo.

Questa tipologia di inverter consente una tipologia di monitoraggio da remoto tramite opportuno strumento. In pratica dal comune si potrebbe visualizzare in tempo reale le varie produzioni ed gli eventuali guasti.

Per il dimensionamento si rimanda alla apposita relazione. 5.3.3 ) Cablaggio elettrico L’impianto elettrico dovrà essere in corrente continua del tipo isolato classe II sistema IT, mentre quello in corrente alternata dovrà essere dello stesso tipo dell’impianto elettrico utilizzatore esistente. Il grado di protezione minimo di quadri e apparecchiature elettriche è IP44 se posti all’esterno, IP21 se collocati all’interno di edifici.



Normativa Gli impianti elettrici devono essere conformi alla regola dell’arte: il rispetto delle norme CEI nell’esecuzione degli stessi ne è garanzia ai termini di legge. In particolare, le normative da rispettare per la progettazione e realizzazione a regola d’arte degli impianti elettrici sono:

CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria. CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente. CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento. CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento. CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete. CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo. CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e approvazione di 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 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: Limiti - Sezione 2: Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase). CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni. CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT). CEI 64-8, parte 7, sezione 712: sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione.

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. Qualora le sopra elencate norme tecniche siano modificate o aggiornate, si applicano le norme più recenti. Si applicano inoltre, per quanto compatibili con le norme sopra elencate, i documenti tecnici emanati dalle società di distribuzione di energia elettrica riportanti disposizioni applicative per la connessione di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica. In



particolare si considera il seguente: guida per le connessioni alla rete elettrica di ENEL distribuzione ed dic 2008 Quadri Elettrici La realizzazione dell’impianto prevede diversi quadri elettrici: un quadro di campo fotovoltaico DC ed un quadro AC. La consegna alla rete di distribuzione dell’energia elettrica prodotta avverrà in bassa tensione attraverso una opportuno punto di consegna già presente ed evidenziato nella Tavola 4. Il fornitore dei quadri dovrà attenersi a quanto sopra specificato e dovrà corredare il quadro elettrico di una o più targhe, marcate in maniera indelebile e poste in maniera da essere visibili, con riportate le informazioni di cui al punto 5.1 delle norme CEI 17/13-1. Assieme al quadro il fornitore dovrà allegare: - Documentazione tecnica specificata allegata al punto 19 delle norme CEI 44-5 “Documentazione tecnica” - Schemi elettrici del quadro bordo macchina con tutte le caratteristiche delle apparecchiature di protezione da sovracorrente e di tutte le caratteristiche elettriche dei componenti - Dichiarazione di conformità della costruzione ed assemblaggio delle apparecchiature alle prescrizioni delle relative norme CEI con particolare riferimento alle norme CEI EN 60204-1 (CEI 44-5), CEI EN 60439-1 (CEI 17/13-1), CEI 64-8. Il Quadro DC deve contenere le protezioni delle linee mediante fusibile, le protezioni contro le sovratensioni ed un sezionatore per la messa fuori tensione del quadro e quindi delle stringhe. Specifiche tecniche dei quadri di campo - Involucro con tipo di protezione IP55 - sistema IT - Tensione CC max. consentita 1000V. - all’interno del quadro e sulla faccia interna delle porte, tutte le parti attive dei circuiti, apparecchiature, terminali e morsettiere comprese, indipendentemente dalla tensione di esercizio, devono essere protette con un grado di protezione non inferiore ad IPXXB (EN 60529, CEI 70-1). Se per la protezione contro i contatti diretti delle sbarre o di altri dispositivi vengono utilizzati appositi profilati di copertura, questi devono coprire interamente la sbarra o il dispositivo su tutti i lati. - Dovranno essere utilizzati sistemi, sbarre, supporti, connessioni, apparecchi di protezione e manovra ed assiemi che siano già stati sottoposti a prove di tipo conforme a quanto prescritto dalle norme CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1). - Tutti i dispositivi di protezione da sovracorrente dovranno avere un potere d’interruzione superiore alla corrente di cortocircuito presunta nel punto di installazione del quadro.

- Impianto di messa a terra

Il campo fotovoltaico dovrà essere gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso a terra. Le stringhe, costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici e singolarmente sezionabili, dovranno essere provviste di protezioni contro le sovratensioni. Le strutture metalliche di sostegno dei pannelli devono essere opportunamente messe a terra con conduttori di almeno 16 mm2 di sezione.



5.3.4 ) Struttura delle pensiline . La scelta della pensilina “metallica” è legata alle tipologie presenti in sito , in quanto la struttura lignea non risulterebbe compatibile con il contesto architettonico esistente . Si evidenzia che la linea e la forma architettonica adottata discende anche da considerazioni statiche ( presenza del muro in c.a. dell’aerazione dei box a lato della ferrovia , sul quale attestare la spinta) , economiche e di durabilità secondo i dettami del D.M. 14/01/2008 “ Norme Tecniche delle Costruzioni”. Le pensiline metalliche , le cui dimensioni sono riportate nella tav. n. 3, hanno le seguenti caratteristiche : -Telaio principale in profili tipo HEA ed IPE, con le piastre per il fissaggio al muro in c.a. esistente e con supporto di appoggio a terra anteriore; -Travi principali in profili a doppio T tipo IPE; -Puntone in profili a L / UPN accoppiati e con imbottiture; -Travi secondarie in profili a doppio T tipo HE per il sostegno delle travi di supporto, in profili a doppio T tipo IPE, dei pannelli FV -bulloneria necessaria per il montaggio, prevista in classe 8.8 zincata elettroliticamente. - Piastrame, tubolari, scatolati e profili a freddo in acciaio tipo S 235 JR/JO; -profili a caldo in acciaio tipo S 275 JR/JO ed S 355 JR/JO dove richiesto, con certificati forniti dal produttore -Trattamento superficiale previsto per la sola struttura : -Sabbiatura, grado Sa 2½; -Metallizzazione, mediante applicazione a spruzzo di zinco fuso; -Mano a finire di smalto semiopaco, colore RAL da definire. La metallizzazione consiste nel proiettare contro la superficie da trattare il metallo sotto forma di goccioline , tale processo presenta notevoli vantaggi rispetto alla zincatura a caldo che si possono riassumere in: - Spessori costanti e controllati ; - Possibilità di eseguire il rivestimento solo su determinate superfici del particolare senza doverlo trattare completamente oppure escludere dal trattamento delle zone - Assenza di deformazioni termiche, il trattamento è effettuato infatti a bassa temperatura Se il particolare deve essere anche verniciato i vantaggi sono di gran lunga superiori: - Non è necessario verniciare con primer poiché la struttura porosa ancora in maniera eccezionale la vernice, per la zincatura a caldo, invece, si deve usare un primer che corrode 15-20 mm di zinco ; - La porosità superficiale dello zinco viene inoltre riempita e sigillata dalla vernice, in tal modo si genera un materiale “composito” con caratteristiche anticorrosive decisamente superiori allo zincato



La tabella seguente riassume il comportamento di questo prodotto ricavato da risultati di prove empiriche :

5.3.5 Illuminazione posti-auto

Come evidenziato in precedenza il progetto prevede lo smontaggio di n. 6 pali di pubblica illuminazione esistente staffati contro la parete in c.a. lato ferrovia , che potranno essere riutilizzati dal Comune di Celle Ligure , presso altre aree. I pali esistenti sarebbero in contrasto con le pensiline di nuova realizzazione per motivi architettonici ed inoltre potrebbero causare un parziale ombreggiamento dei pannelli . Pertanto si è deciso di adottare un sistema a corpi luminosi installati sulle pensiline del tipo a Led del tipo Cariboni o simile , modello Levante a 20 Led , 50 Watt dimensioni 330 x 250 mm. x 50 mm. da fissare alle pensiline metalliche in analogia a quelli esistenti ed installati nelle pensiline frangisole al centro del piazzale.

5.4) Calcolo dell’energia prodotta

Il funzionamento sarà completamente automatico, senza necessità di interventi esterni (ad eccezione degli interventi di manutenzione). Il calcolo dell’energia prodotta viene effettuato sulla base di rilevazioni statistiche della radiazione giornaliera nella località, considerata a livello medio mensile. I parametri presi a riferimento possono contenere margini di aleatorietà connessa con la numerosità delle rilevazioni, ma che non influenzano la validità delle stime effettuate riguardo alla produzione di energia.

Località: Celle Ligure Latitudine: 44° 20’ 34” N Longitudine: 8° 32’ 36”E Orientamento: Sud Angolo di Azimut: 00 Angolo di inclinazione dei moduli (angolo di tilt): 12°



Sito di intervento

Irradiazione giornaliera media mensile su piano orizzontale

La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i dati

“UNI 10349” relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano

orizzontale.

Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di CELLE LIGURE (SV) avente

latitudine 44. 20 46°, longitudine 8.32 41° e altitudine di 5 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

1.58 2.28 3.73 4.68 5.61 6.25 6.27 5.26 3.97 2.57 1.68 1.19 Fonte dati: UNI 10349

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano INCLINATO [ kWh/m²] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

2.66 3.23 4.61 4.96 5.41 5.76 5.88 5.32 4.52 3.36 2.59 2.00 Fonte dati: UNI 10349

Fig. 1: Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [ kWh/m²] - Fonte dati: UNI 10349

Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari a 1 375 kWh/m²

(Fonte dati: UNI 10349).



Il valore della irradiazione solare annua sul piano inclinato sono pari a 1 532 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. La località di riferimento N. 1 è

SAVONA avente latitudine 44.3081°, longitudine 8.4828° e altitudine di 4 m.s.l.m.m..

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m2] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

5.50 8.30 12.50 16.60 19.60 21.20 23.70 19.40

15.10 10.30 6.20 5.00

Fonte dati: UNI 10349 La località di riferimento N. 2 è IMPERIA avente latitudine 43.8764°, longitudine 8.0153° e

altitudine di 10 m.s.l.m.m..

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m2] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

6.00 9.00 13.30 18.50 22.10 24.70 26.40 21.7 16.50 11.60 6.90 5.60 Fonte dati: UNI 10349 Diagramma Solare Polare – Comune di Celle Ligure:



I diagrammi riportano le traiettorie del Sole (in termini di altezza e azimut solari) nell'arco di una giornata, per più giorni dell'anno. I giorni – uno per mese – sono scelti in modo che la declinazione solare del giorno coincida con quella media del mese. Nel riferimento polare, i raggi uniscono punti di uguale azimut, mentre le circonferenze concentriche uniscono punti di uguale altezza. Qui le circonferenze sono disegnate con passo di 10° a partire dalla circonferenza più esterna (altezza = 0°) fino al punto centrale (altezza = 90°). Invece nel riferimento cartesiano, gli angoli azimutale e dell'altezza solari sono riportati rispettivamente sugli assi delle ascisse e delle ordinate. In entrambi i diagrammi, a tratteggio sono riportate le linee relative all’ora: si tratta dell’ ora solare vera, che differisce dal tempo medio scandito dagli usuali orologi.

Diagramma Solare Cartesiano- Comune di Celle LIgure :

Fonte : ENEA



Fonte : ENEA – DATI COMUNE DI CELLE LIGURE

Fonte : ENEA

Ombreggiamento

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. 1.1.1 Albedo Inoltre, 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:

��

��

��

L’albedo medio annuo è pari a 0.20



Criterio di stima energia prodotta : 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 perdisaccoppiamento 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 Perdite per riflessione. b Perdite per ombreggiamento. c Perdite per mismatching. d Perdite per effetto della temperatura. e Perdite nei circuiti in continua. f Perdite negli inverter. g Perdite nei circuiti in alternata. �

�

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 o uguale alla Tensione MPPT minima (Vmppt min). 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 Il dimensionamento risulta compreso tra il 70 % 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).

La potenza di picco dell’impianto fotovoltaico (in corrente continua) è definita come la somma delle potenze dei singoli moduli che lo compongono, misurate in condizioni standard (radiazione i kW/m2, T25°C):

P tot.= P mod. x N° mod. = 19.78 kWp

Invece, la potenza nominale verso la rete elettrica tiene conto di perdite dovute allo scostamento dalle condizioni standard e di perdite per la conversione della corrente da continua in alternata:

Pca = Ptot x PR = 15.99 kW

Si indica con Performance Ratio (PR) il coefficiente dì prestazione dell’impianto, che tiene conto dell’efficienza della componentistica non fotovoltaica del sistema (cablaggi e inverter) e delle perdite dovute a surriscaldamenti, depositi di polvere, riflessioni parziali della radiazione incidente. Alla luce delle caratteristiche tecniche dei componenti, sì può ritenere che ciascuno di questi due fattori comporti perdite di prestazioni dell’impianto quantificabili nel 10%. Si assume pertanto PR 8l%.

L’efficienza nominale del generatore fotovoltaico è definita come il rapporto tra la potenza nominale del generatore e la superficie occupata dai moduli che lo compongono:

� mod. = Ptot / Apv = 14,9 %

Per ottenere l’efficienza complessiva di Conversione dell’impianto fV dalla radiazione solare all’energia elettrica si dovrà infine tenere conto di un fattore correttivo FC riferito allo scostamento dell’inclinazione e dall’orientamento ottimali ( FC=1 per orientamento Sud e inclinazione 30°)

In definitiva l’efficienza compelssiva di conversione dell’impianto fotovoltaico è espressa come :

� pv. = PR x � mod. X FC = 12 %



L’energia elettrica, in corrente continua, producibile dall’impianto fotovoltaico è data dal prodotto tra l’energia solare media annuale incidente sulla superficie dei moduli per l’efficienza complessiva di conversione per la superficie del generatore, e cioè:

E pv = � pv. * A pv * H = 22.449,98 kWh/anno

Moduli utilizzati DATI GENERALI Marca VENERGY o simile Modello VE 230PV Tipo materiale Si policristallino CARATTERISTICHE ELETTRICHE IN CONDIZIONI STC Potenza di picco [W] 230.0 W Im [A] 7.86 Isc [A] 8.46 Efficienza [%] 13.86 Vm [V] 29.31 Voc [V] 37.52 ALTRE CARATTERISTICHE ELETTRICHE Coeff. Termico Voc [V/°C] -0.1192 Coeff. Termico Isc [mA/°C] 3.185 NOCT [°C] 40.6 Vmax [V] 1 000.00 CARATTERISTICHE MECCANICHE Lunghezza [mm] 1 663.00 Larghezza [mm] 998.00 Superficie [m2] 1.660 Spessore [mm] 35.00 Peso [kg] 22.00 Numero celle 60 CERTIFICAZIONI Certificazione Iec En CEI EN / IEC 61215 edizione 2; CEI EN / IEC 61730-2 edizione 1 Altre certificazioni Classe di sicurezza II; Conformità CE



GARANZIE Garanzia prestazioni La potenza viene garantita per 10 anni sul 90% della potenza minima indicata e 25 anni sull’80% della potenza minima indicata . Difetti di fabbricazione Il prodotto deve avere minimo 10 anni di garanzia sul prodotto per difetti di fabbricazione 6) Distanza delle lavorazioni dalla sede ferroviaria L’intervento ricade nella fascia di rispetto di 30,00 m. dalla linea ferroviaria , pertanto dovrà essere richiesto il parere a R.F.I. , sede di Genova , ai sensi del l’art. 49 del D.P.R. n. 753/80 . In particolare la distanza tra la linea di contatto ferroviaria e le pensiline è pari a 9,00 m. , la distanza dalla prima rotaia è pari a 8,27 m. , la distanza dal confine è pari a 1,87 m. 7) Valutazioni economico-finanziarie

Il costo finale di installazione dell’impianto fotovoltaico , comprese le opere civili è riportato nell’allegato quadro economico dal quale risulta che l’entità dell’investimento da sostenere ammonti a 144.000 € ( comprensivo di i.v.a. ).

I lavori a base d’appalto ammontano a 117.511,89 € , dei quali € 3252,10 relativi a oneri della siucurezza.

Il progetto ha ottenuto un finanziamento regionale con un contributo pari al 80% del costo di investimento.

Il risparmio atteso per il Comune è di circa 4135 € all’anno, corrispondente al mancato acquisto dell’energia dalla rete (valorizzata a 0,17 €/kWh).

8) Quantificazione inquinanti evitati – risparmio di combustibile

A completamento della presente relazione tecnica , si riporta la quantità di inquinantì

evitatì soddisfacendo il fabbisogno energetico delle Pensiline - parzialmente o totalmente -

mediante l’impianto fotovoltaico.

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, dell’impianto da noi

proposto( come vedremo più dettagliatamente nei paragrafi seguenti), pari a 22.449,98

kWh, e la perdita di efficienza annuale pari a 0.40 %, sarà interessante valutare il



risparmio di combustibile e le emissione evitate in atmosfera per comprendere ancora

meglio l’importanza di tale applicazione.

Le considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell'impianto pari a 25-30 anni.

In Italia, per produrre un chilowattora elettrico vengono bruciati mediamente l’equivalente

di 2,56 kWh sotto forma di combustibili fossili e di conseguenza emessi nell’aria circa 0,53

kg di anidride carbonica (fattore di emissione del mix elettrico italiano alla distribuzione (

fonte: Ministero dell’Ambiente). Pertanto, ogni kWh prodotto dal sistema fotovoltaico evita

l’emissione di 0,53 kg di anidride carbonica.

Per quantificare il beneficio che tale sostituzione ha sull’ambiente è quindi sufficiente

moltiplicare il valore dell’energia elettrica prodotta dai sistema per il fattore di emissione

del mix elettrico per i 25 anni di vita utile dell’impianto stesso.

Ossia: 22.449,98 (kWh/anno) x 0.53 (kgco2/kWh) x 25 anni = 297 Tonn. Co2 Il valore più preciso si ottiene considerando una perdita di efficienza annuale pari allo

0,40% , pertanto il valore più attendibile è stato calcolato nelle tabelle successive , ove si è

tenuto conto che l’energia complessiva prodotta nei 25 anni , tenuto conto delle riduzioni,

è pari a 594.930 Kwh .

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 TEP Fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh] 0.187 TEP risparmiate in un anno 4.27 TEP risparmiate in 20 anni 80.85

Fonte dati: Delibera EEN 3/08, art. 2



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 CO2 SO2 NOX Polveri Emissioni specifiche in atm. [g/kWh] 443 0.525 0.498 0.024 Emissioni evitate in un anno [kg] 9945,34 11.79 11.18 0,54 Emissioni evitate in 20 anni [kg] 191,526 226,98 215,31 10,38

Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2009

9 ) Conclusioni L’impianto fotovoltaico considerato presenterà. in definitiva, le seguenti caratteristiche:

Potenza installata: 19.78 kWp

Area occupata dai PANNELLI FOTOVOLATICI : 142.76 m2

N° di moduli: 86 ;

Numero di posti-auto coperti = 20 ;

Energia prodotta: 22.450 kWh/anno

Entità dell’investimento: 144.000 ( IVA compresa)

Risparmio stimato energia elettrica: 4135 €/anno

Tempo di ritorno dell’investimento: 11 anni (con finanziamento REGIONALE dell’ 80%)

Riduzione delle emissioni di CO2: circa 10 Tonnellate C02 /anno

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 in un anno = 4,27 Tonn./anno .

IL TECNICO INCARICATO

Ing. Maurizio Viola



APPENDICE A

Gli impianti devono essere realizzati a regola d’arte, come prescritto dalle normative vigenti, ed in particolare dal D.M. 22 gennaio 2008, n. 37. 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, comprese quelle dei VVFF; - alle prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica; - alle prescrizioni del gestore della rete; - alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).

Normativa Generale Decreto Legislativo n. 504 del 26-10-1995, aggiornato 1-06-2007

Testo Unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e

relative sanzioni penali e amministrative.

Direttiva CE n. 77 del 27-09-2001: sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti

energetiche rinnovabili nel mercato dell'elettricità (2001/77/CE).

Decreto Legislativo n. 387 del 29-12-2003: attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla

promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno

dell'elettricità.

Legge n. 239 del 23-08-2004: riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il

riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia.

Decreto Legislativo n. 192 del 19-08-2005: attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al

rendimento energetico nell'edilizia.

Decreto Legislativo n. 311 del 29-12-2006: disposizioni correttive ed integrative al decreto

legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante attuazione della direttiva 2002/91/CE, relativa al

rendimento energetico nell'edilizia.

Decreto Legislativo n. 26 del 2-02-2007: attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il

quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità.

Decreto Legge n. 73 del 18-06-2007: testo coordinato del Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73.

Decreto Legislativo del 30-05-2008: attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza

degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE.

Decreto 2-03-2009: disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica

mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.

Sicurezza:

D.Lgs. 81/2008 (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei

luoghi di lavoro;



DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici.

Nuovo Conto Energia:

DECRETO 19-02-2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica

mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto

legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.

Legge n. 244 del 24-12-2007 (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del bilancio

annuale e pluriennale dello Stato.

Decreto Attuativo 18-12-2008 - Finanziaria 2008

1.1.2 Norme Tecniche

CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente

alternata e a 1500 V in corrente continua.

CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II

categoria.

CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche

tensione-corrente.

CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche

di riferimento.

CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari

fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.

CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con

la rete.

CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica

del progetto e omologazione del tipo.

CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto

e approvazione di 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 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: Limiti - Sezione 2:

Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per

fase).

CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi

elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.



CEI EN 60439 (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): prescrizioni particolari per i condotti sbarre.

CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3): prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate di protezione

e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addestrato ha accesso al

loro uso - Quadri di distribuzione (ASD).

CEI EN 60445 (CEI 16-2): principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina, marcatura

e identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori

designati e regole generali per un sistema alfanumerico.

CEI EN 60529 (CEI 70-1): gradi di protezione degli involucri (codice IP).

CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con

spinterometri per sistemi a corrente alternata.

CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V.

CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.

CEI EN 62305 (CEI 81-10): protezione contro i fulmini.

Serie composta da:

CEI EN 62305-1 (CEI 81-10/1): principi generali.

CEI EN 62305-2 (CEI 81-10/2): valutazione del rischio.

CEI EN 62305-3 (CEI 81-10/3): danno materiale alle strutture e pericolo per le persone.

CEI EN 62305-4 (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 dichiarazione di conformità e relativi allegati per la legge

n. 46/1990.

UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.

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 13-43): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni

particolari - Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2).

EN 50470-1 ed EN 50470-3 in corso di recepimento nazionale presso CEI.



CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni

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.

1.1.3 Delibere AEEG

Connessione:

Delibera ARG/elt 33/08: condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell'energia

elettrica a tensione nominale superiore ad 1 kV.

Delibera ARG-elt -n.119-08: disposizioni inerenti l'applicazione della deliberazione dell'Autorità per

l'energia elettrica e il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in materia

di connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV.

Ritiro dedicato:

Delibera ARG-elt n. 280-07: modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell'energia

elettrica ai sensi dell'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387-03,

e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239-04.

Servizio di misura:

Delibera ARG-elt n. 88-07: disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da

impianti di generazione.

Tariffe:

Delibera ARG-elt n. 111/06: condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento

dell'energia elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse su

base di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

Delibera ARG-elt n.156-07: approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per

l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior

tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07.

Allegato A TIV Delibera A RG-elt n. 156-07: testo integrato delle disposizioni dell'Autorita' per

l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior

tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del Decreto Legge 18 giugno 2007 n. 73/07.

Delibera ARG-elt n. 171-08: definizione per l'anno 2009 del corrispettivo di gradualità per fasce

applicato all'energia elettrica prelevata dai punti di prelievo in bassa tensione diversi

dall'illuminazione pubblica, non trattati monorari e serviti in maggior tutela o nel mercato libero.

Delibera ARG-elt n. 188-08: aggiornamento per l'anno 2009 delle tariffe per l'erogazione dei servizi

di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica e delle condizioni economiche per

l'erogazione del servizio di connessione.

Delibera ARG-elt n. 190-08: aggiornamento per il primo trimestre 2009 (1 gennaio – 31 marzo)

delle condizioni economiche del servizio di vendita di maggior tutela e modifiche al TIV e al TIT.

Delibera ARG-elt n. 191-08: aggiornamento per il trimestre gennaio – marzo 2009 delle

componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico, di



ulteriori componenti. Istituzione della componente tariffaria UC7 e modificazioni dell'Allegato A alla

deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07.

Delibera ARG-elt n. 348-07: testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il

gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il

periodo di regolazione 2008-2011 e disposizioni in materia di condizioni economiche per

l'erogazione del servizio di connessione.

Delibera ARG-elt n. 349-07: prezzi di commercializzazione nella vendita di energia elettrica (PCV)

nell'ambito del servizio di maggior tutela e conseguente la emunerazione agli esercenti la maggior

tutela. Modificazioni della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 27 giugno 2007

n. 156/07 (TIV).

Delibera ARG-elt n. 353-07: aggiornamento delle componenti tariffarie destinate alla copertura

degli oneri generali del sistema elettrico, di ulteriori componenti e disposizioni alla Cassa

conguaglio per il settore elettrico.

TICA:

Delibera ARG-elt n.90-07: attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di

concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai

fini dell'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici.

Delibera ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la

connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di

energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA).

Delibera ARG-elt n. 161-08: modificazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e

il gas 13 aprile 2007, n. 90/07, in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica da

impianti fotovoltaici.

Delibera ARG-elt n. 179-08: modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell'Autorità per l'energia

elettrica e il gas ARG/elt 99/08 e n. 281/05 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la

connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di

energia elettrica.

TISP:

Delibera ARG-elt n. 188-05: definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l'erogazione

delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell'articolo 9

del decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della

tutela del territorio, 28 luglio 2005 (deliberazione n. 188/05).

Delibera ARG-elt n. 260-06: modificazione ed integrazione della deliberazione dell'Autorità per

l'energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05 in materia di misura dell'energia elettrica

prodotta da impianti fotovoltaici.

Delibera ARG-elt n. 74-08 TISP: testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-

economiche per lo scambio sul posto (TISP).



Delibera ARG-elt n. 184-08: disposizioni transitorie in materia di scambio sul posto di energia

elettrica.

Delibera ARG-elt n.1-09: attuazione dell'articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e dell'articolo

20 del decreto ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione dell'energia elettrica

prodotta da fonti rinnovabili tramite la tariffa fissa onnicomprensiva e di scambio sul posto.

TEP:

Delibera EEN 3/08: aggiornamento del fattore di conversione dei kWh in tonnellate equivalenti di

petrolio connesso al meccanismo dei titoli di efficienza energetica.

Prezzi minimi:

Delibera ARG-elt n. 109-08: revisione dei prezzi minimi garantiti di cui alla deliberazione

dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 6 novembre 2007, n. 280/07.

Delibera ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la

connessione alle reti elettriche con

obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato

delle connessioni attive – TICA).

Delibera ARG-elt n. 130-09: Modifiche delle modalità e delle condizioni per le comunicazioni di

mancato avvio dei lavori di

realizzazione degli impianti di produzione di energia elettrica di cui alla deliberazione ARG-elt 99-

08 (TICA).

Deliberazione 4 agosto 2010 – ARG/elt 124/10: Istituzione del sistema di Gestione delle

Anagrafiche Uniche Degli Impianti di

produzione e delle relative unità (GAUDÌ) e razionalizzazione dei flussi informativi tra i vari soggetti

operanti nel settore della

produzione di energia elettrica.

Deliberazione 4 agosto 2010- ARG/elt 125/10: Modifiche e integrazioni alla deliberazione

dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed

economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di

produzione (TICA).

1.1.4 Agenzia delle Entrate

Circolare n. 46/E del 19/07/2007: articolo 7, comma 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n.

387 – Disciplina fiscale degli incentivi per gli impianti fotovoltaici.

Circolare n. 66 del 06/12/2007: tariffa incentivante art. 7, c. 2, del decreto legislativo 29 dicembre

2003, n. 387. Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007 - Precisazione.

Circolare n. 38/E del 11/04/2008: articolo 1, commi 271-279, della legge 27 dicembre 2006, n. 296

– Credito d'imposta per acquisizioni di beni strumentali nuovi in aree svantaggiate.



Risoluzione n. 21/E del 28/01/2008: istanza di Interpello– Aliquota Iva applicabile alle prestazioni di

servizio energia - nn. 103) e 122) della Tabella A, Parte terza, d.P.R. 26/10/1972, n. 633 - Alfa

S.p.A.

Risoluzione n. 22/E del 28/01/2008: istanza di Interpello - Art. 7, comma 2, d. lgs. vo n. 387 del 29

dicembre 2003.

Risoluzione n. 61/E del 22/02/2008: trattamento fiscale ai fini dell'imposta sul valore aggiunto e

dell'applicazione della ritenuta di acconto della tariffa incentivante per la produzione di energia

fotovoltaica di cui all'art. 7, comma 2, del d.lgs. n. 387 del 29 dicembre 2003.

Risoluzione n. 13/E del 20/01/2009: istanza di interpello – Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 –

Gestore dei Servizi Elettrici, SPA –Dpr 26 ottobre 1972, n. 633 e Dpr 22 dicembre 1986, n. 917.

Risoluzione n. 20/E del 27/01/2009: interpello - Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 - ALFA – art.9

, DM 2 febbraio 2007.

Circolare del 06/07/2009 n. 32/E: imprenditori agricoli - produzione e cessione di energia elettrica e

calorica da fonti rinnovabili

agroforestali e fotovoltaiche nonché di carburanti e di prodotti chimici derivanti prevalentemente da

prodotti del fondo: aspetti fiscali.

Articolo 1, comma 423, della legge 23 dicembre 2005, n. 266 e successive modificazioni.

1.1.5 Agenzia del Territorio

Risoluzione n. 3/2008: accertamento delle centrali elettriche a pannelli fotovoltaici.

1.1.6 GSE

Il CONTO ENERGIA 2011/2013: novità contenute nel decreto ministeriale DM 6 Agosto 2010.

Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del fotovoltaico terzo

conto energia (dicembre 2010).

Guida alla richiesta degli incentivi per gli impianti fotovoltaici: Decreto 6 agosto 2010. Ed. n. 1

Gennaio 2011.

Regole tecniche per il riconoscimento delle tariffe incentivanti previste dal dm 6 agosto 2010 -

terzo conto energia per il fotovoltaico (gennaio 2011).

Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del fotovoltaico

(gennaio 2011).

Guida all’utilizzo dell’applicazione web per la richiesta degli incentivi per il fotovoltaico con il “III

conto energia” – DM 6/8/2010, Delibera Arg/elt 181/10

I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e

deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano applicabili.

1) Premessa - comunecelle.it · da una serie di generatori di corrente (i moduli fotovoltaici) la...

Documents

Transcript of 1) Premessa - comunecelle.it · da una serie di generatori di corrente (i moduli fotovoltaici) la...