2.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI ELETTRICI · nella località di Caorso (PC) (Lat....

PROGETTISTA Isernia p.i. Ugo

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SOMMARIO 1. RELAZIONE ILLUSTRATIVA 1.1 GENERALITA' E SCOPO DEL DOCUMENTO 1.2 AMBITO DEL PROGETTO 1.3 NORME E LEGGI DI RIFERIMENTO 1.4 TERMINOLOGIA 2. RELAZIONE TECNICA 2.1 DATI DI PROGETTO 2.2 PRODUTTIVITA’ ENERGETICA DELL’IMPIANTO 2.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI ELETTRICI 2.4 CONFIGURAZIONE DELL’ IMPIANTO 2.5 COMPONENTI E CARATTERISTICHE DEL SISTEMA 2.6 PRESTAZIONI E GARANZIE 3. FATTIBILITA’ AMBIENTALE 4. BENEFICI AMBIENTALI 5. QUADRO ECONOMICO-AMMORTAMENTO APPENDICE A NORME E LEGGI DI RIFERIMENTO APPENDICE B TERMINOLOGIA APPENDICE C STUDIO PRELIMINARE FULMINOLOGICO (VALUTAZIONE DEL RISCHIO)


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1. RELAZIONE ILLUSTRATIVA 1.1 GENERALITA' E SCOPO DEL DOCUMENTO Lo scopo del presente progetto, è quello di fornire le indicazioni sui benefici ottenibili con la realizzazione di un impianto fotovoltaico, destinato a operare in regime di scambio sul posto con la rete elettrica di distribuzione, utilizzata per fornire energia all’impianto di captazione e trattamento aria delle emissioni principali e secondarie. L’impianto sarà installato sulle coperture degli edifici del centro di stoccaggio della Furia Holding S.r.l. in Via Allende a Fossadello di Caorso (PC).

Il campo fotovoltaico sarà composto da tre sottocampi, le coperture su cui saranno installati i moduli fotovoltaici sono a falda inclinata realizzati in lamiera grecata, S1 capannone stoccaggi (esposizione sud solo nuova parte), S2 capannone uffici (falda esposizione sud) e S3 nuovo capannone trattamenti costruito con falde esposte a sud con inclinazione minima 10°. I moduli fotovoltaici saranno posati complanarmente alle coperture, aventi un angolo d’inclinazione di 6° capannone uffici e 10° coperture di nuova costruzione. Le strutture di fissaggio saranno realizzate con sistema Solar Flat Fischer o similare, tutte in alluminio e fissate alla lamiera per mezzo di rivetti sempre in alluminio, il fissaggio dei pannelli alle strutture di sostegno sarà realizzato con specifici morsetti in acciaio inox brevettati, di adeguata misura con riferimento allo spessore della cornice del pannello. L’impianto farà capo a undici inverters completamente indipendenti, con uscita in trifase 400 V – 50 Hz. Non sono presenti quadri di campo in lato DC, poiché sezionatore, scaricatori e fusibili saranno interni agli inverters. I pannelli saranno disposti sulle falde così suddivisi per esposizione e inclinazione: S1 34 Kwp esposti a Sud inclinazione 10° (capannone stoccaggi nuova costruzione), S3 134 Kwp esposti a Sud inclinazione 10° (capannone trattamenti nova costruzione), S2 28 Kwp esposti a sud (capannone uffici) inclinazione 6° rispetto all’orizzonte. Il colmo della copertura rimane sotto l’altezza massima della parete perimetrale del prefabbricato, la parte più bassa della falda a circa 150 cm dalla parte alta della parete, pertanto si dovranno disporre i pannelli ad una distanza minima di tre metri dalla parete per evitare ombreggiamenti dovuti a questa parete. Le uscite in trifase 400 V – 50 HZ dei due inverter collegati al sottocampo S1 saranno allacciate ad un quadro posto nelle immediate vicinanze, quadro alternata (QAC1) secondario, contenente i sezionatori di ogni singolo inverter ed un sistema di sbarre che unisce questi due inverters in un unico sistema trifase con neutro, dal sistema di sbarre, protetta da interruttore automatico magnetotermico, adeguata linea trasferirà l’energia prodotta al quadro interfaccia (QDI) principale. L’uscita in trifase 400 V – 50 HZ dell’inverter collegato al sottocampo S2 sarà allacciato ad un quadro posto nelle immediate vicinanze, quadro alternata (QAC2) secondario, contenente il sezionatore singolo inverter e protetta da interruttore automatico magnetotermico, adeguata linea trasferirà l’energia prodotta al quadro interfaccia (QDI) principale. Le uscite in trifase 400 V – 50 HZ degli otto inverter collegati al sottocampo S3, saranno allacciate ad un quadro posizionato nelle immediate vicinanze (QAC3) contenente i sezionatori di ogni singolo inverter ed un sistema di sbarre che unisce tutti gli undici inverter in un solo sistema trifase con neutro. Dal sistema di sbarre tramite un interruttore automatico magnetotermico, e relativa protezione alle sovratensioni in classe II, sarà trasferita l’energia prodotta al quadro d’interfaccia posto nella cabina di trasformazione, all’interno di questo saranno installate le apparecchiature destinate alle misure ed al sistema d’interfaccia rete conforme alla guida tecnica alle connessioni Enel facenti riferimento alle deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas ARG/elt 187/11 dal titolo “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08. Il trasformatore di separazione galvanica coinciderà con il trasformatore MT/BT esistente all’interno della cabina di trasformazione, in questo punto sarà identificato il Dispositivo Generale di connessione rete Enel. Il campo fotovoltaico sarà posato adiacente alla copertura, in modo da poter classificare l’impianto nella categoria “su edifici”. Per quanto riguarda la stima di produttività sono stati considerati i valori d’insolazione di Piacenza, riferiti alla normativa UNI 10349.


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Gli impianti sono costituiti dai seguenti componenti principali: • Campo fotovoltaico • Strutture di supporto moduli • Inverters • Quadri di parallelo • Quadro di interfaccia/misure • Cabina di trasformazione e quadro BT (valutata in specifico progetto) • Sistema di supervisione 1.2 AMBITO DEL PROGETTO L’ambito del presente progetto è da riferire all’ottenimento di una consistente quota di energia elettrica autoprodotta al fine di compensare l’energia elettrica utilizzata per il funzionamento dell’impianto di trattamento aria, con conseguente riduzione dell’inquinamento atmosferico in termini di emissioni di CO2 e risparmio energetico. 1.3 NORME E LEGGI DI RIFERIMENTO Il sistema dovrà essere realizzato secondo la regola dell’arte in accordo con la normativa vigente, ed, in particolare:

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; · 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. 1.4 TERMINOLOGIA

L’elenco completo delle terminologie utilizzate sono riportate in Appendice B.


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2. RELAZIONE TECNICA 2.1 DATI DI PROGETTO Località: Caorso (PC) - Lat. 44°,47’,58’’; Long. 10°,19’,39’’. Richiedente: Furia Holding s.r.l. Proprietà: Furia Holding s.r.l. Orientamento: Sud (azimut 9°) Ombre / Ostacoli: assenti (nelle zone interessate) Superficie disponibile nelle zone interessate: 1400 m2 Tipologia della superficie: falda inclinata 6/10° Tipologia di installazione: su edificio complanare alla copertura Contratto di fornitura elettrica: ENEL Distribuzione S.p.A. Tensione di consegna in rete: 15 kV. Tipologia di connessione: scambio sul posto. Potenza prelevata dalla rete: 210 KW. Potenza nominale immessa in rete: 187 KW.


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2.2 PRODUTTIVITA’ ENERGETICA DELL’IMPIANTO Ai fini della progettazione, si è preso in considerazione il valore di radiazione solare al suolo sul piano orizzontale nella località di Caorso (PC) (Lat. 44,8°), desunto dalle tabelle irraggiamento su piano inclinato ed orientato (ENEA). Radiazione solare globale al suolo media 1994-1997, è stato calcolato con il metodo indicato nella norma UNI 8477/1 il valore della radiazione solare sul piano dei moduli, nella loro inclinazione di progetto.

L’inclinazione prescelta per l’installazione dei moduli è pari a 6/10° sull’orizzontale, per cui dall’elaborazione dei dati secondo le citate normative si ottiene la sottostante tabella con i valori medi d’insolazione mensili ed annuali e le ore d’insolazione complessive annuali nel sito preso in considerazione.

Calcolo irraggiamento su piano inclinato ed orienta to (UNI 10349 - 8477)

Località:

Piacenza Latitudine 45,0

RADIAZIONE MEDIA GIORNALIERA

kWh/g kWh/g kWh/g

Alb. S1 SUD

(azim. 9°, incl. 7°) S2 SUD

(azim. 9°, incl.6°) S3 SUD

(azim. 9°, incl.10°)

GENNAIO 0,2 1,38 1,36 1,45 FEBBRAIO 0,2 2,23 2,20 2,30 MARZO 0,2 3,61 3,58 3,69 APRILE 0,2 5,03 5,01 5,08 MAGGIO 0,2 5,95 5,94 5,96 GIUGNO 0,2 6,69 6,69 6,69 LUGLIO 0,2 7,20 7,19 7,22 AGOSTO 0,2 5,97 5,94 6,04 SETTEMBRE 0,2 4,56 4,52 4,67 OTTOBRE 0,2 2,80 2,76 2,91 NOVEMBRE 0,2 1,51 1,49 1,58 DICEMBRE 0,2 1,10 1,09 1,16

Irrag. Medio giorno 4,00 3,98 4,06

Irrag. Medio anno 1460,00 1452,70 1481,90

Sup.mod.esp. m 2 238,60 119,30 954,43

Prod. media Kwh/a 39541 89776 160177

La producibilità annua è stata calcolata secondo la formula: Kwh/anno= irr.anno x superficie moduli x eff. Modulo x rendimento sistema. S1 = 1460,00 x 238,60 x 0,151 x 0,75 = 39451 KWh/anno S2 = 1452,70 x 119,30 x 0,151 x 0,75 = 19627 KWh/anno S3 = 1481,90 x 954,43 x 0,151 x 0,75 = 160177 KWh/anno Totale 219255 Kwh/anno

L’energia elettrica, intesa come energia elettrica in uscita dal sistema complessivo “generatore – gruppo di conversione e controllo”, che l’impianto sarà mediamente in grado di generare in un anno, è stata valutata a partire dalla potenza nominale del generatore fotovoltaico. Assumendo un’efficienza media operativa annuale di sistema pari al 75% ai vari regimi di funzionamento, la produttività energetica dell’impianto (196 Kwp), sarà circa 220 MWh/anno.


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2.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI ELETTRICI

2.3.1 - Prescrizioni tecniche generali Gli impianti elettrici e ausiliari dovranno essere realizzati a "regola d'arte" in conformità alla Legge 186/68 ed al DM 37/08, dovranno essere osservate le disposizioni del presente progetto, dovrà essere previsto quant'altro non espressamente specificato ma comunque necessario per consegnare gli impianti tutti perfettamente funzionanti.

2.3.2 - Impianti di terra Gli impianti di terra dovranno essere realizzati in conformità alle Norme CEI 64-8, e 64-12 e, se richiesta la protezione contro le scariche atmosferiche verificata attraverso la valutazione del rischio condotta secondo la norma EN 62305-2 (CEI 81-10/2), tale impianto dovrà essere realizzato in conformità alla Norma CEI 81-1. L’impianto di terra dovrà comprendere il sistema di dispersione, il conduttore di terra collegato ad un collettore principale di terra, collettori o nodi secondari di terra, conduttori di protezione e impianti equipotenziali principali e supplementari. I dispersori potranno essere di fatto (quali ad esempio i pali di fondazione, camicie metalliche di pozzi, plinti e platee di fondazione) e intenzionali (con elementi a piastra, nastro, tondino o conduttore massiccio, picchetto a tubo, massiccio o in profilato realizzati in rame, acciaio zincato a caldo o acciaio rivestito in rame). L’impianto di dispersione di tipo intenzionale dovrà essere realizzato con uno o più elementi disperdenti (orizzontali, verticali o comunque inclinati) connessi tra loro con dimensioni minime di sezione, spessore e rivestimento come specificato nelle tabelle CEI. I conduttori di terra potranno essere in rame oppure in ferro zincato e dovranno avere sezione minima come da tabella di seguito riportata

SEZIONI CONVENZIONALI MINIME DEI CONDUTTORI DI TERRA Protetti meccanicamente Non protetti meccanicamente

Protetti contro la corrosione = sezione di linea = ½ sez. di linea (min.16mm²)

= calcolata come da art.543.1.1 (Norma CEI 64-8/5)

16mm² (rame) 16mm² (ferro zincato)

Non protetti contro la corrosione 25mm² (rame) 50mm² (ferro zincato)

I conduttori di protezione dovranno essere in rame, se non specificato diversamente, e dovranno avere sezione minima calcolata secondo la formula di cui all’art. 543.1.1 (Norma CEI 64-8/5) di seguito riportata

Sp = √ I² • t / K dove: Sp = sezione del conduttore di protezione (mm²); I = valore efficace della corrente di guasto (A); t = tempo di intervento del dispositivo di protezione (s) oppure con sezione rapportata ai conduttori di fase come da tabella di seguito riportata

RAPPORTO SEZIONE CONDUTTORI DI PROTEZIONE E DI FASE Sezione dei conduttori di fase dell’impianto

S (mm²) Sezione minima del corrispondente conduttore di

protezione Sp (mm²)

S ≤ 16 16 < S ≤ 35

S >35

Sp = S 16

Sp = S/2 I conduttori equipotenziali principali dovranno avere sezione non inferiore a 6 mm² e non inferiore alla metà della sezione più elevata del conduttore di protezione ma non necessariamente superiore a 16 mm². I conduttori equipotenziali supplementari di collegamento di due masse dovranno avere sezione non inferiore a quella del più piccolo conduttore di protezione delle masse stesse.


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I conduttori equipotenziali supplementari di collegamento di una massa ad una massa estranea dovranno avere sezione non inferiore alla metà del relativo conduttore di protezione. Le giunzioni dei vari elementi dell’impianto di terra devono essere ridotte al minimo indispensabile e devono essere realizzate con idonei morsetti o con saldatura forte. Le giunzioni esposte agli agenti atmosferici dovranno essere protette contro la corrosione e dovranno essere realizzate solo con componenti compatibili con i vari elementi (cadmiatura, zincatura ecc.) Le connessioni dell'impianto di terra dovranno essere eseguite con appositi capicorda a pressione imbullonati e protetti contro la corrosione; le derivazioni dal conduttore principale di protezione dovranno essere eseguite con morsetti di tipo passante che non impongono il taglio del conduttore principale.

2.3.3 - Cavi e conduttori Tutti i cavi di potenza previsti per impiego in sistemi di categoria I e di comando o segnalazione di categoria 0 dovranno essere del tipo non propagante l'incendio in conformità alle Norme CEI 20-22 II. Nei sistemi di categoria I (normalmente con tensione di esercizio pari a 380/220V) dovranno essere utilizzati cavi e conduttori con isolamento adatto alla tensione nominale verso terra e tensione nominale (U0/U) non inferiori a 450/750V, simbolo di designazione 07 tipo (N07V-K oppure FG7R se unipolari - N1VV-K oppure FG7OR oppure FROR se multipolari). Nei sistemi di categoria 0 (normalmente con tensione di esercizio pari a 12/24/48V) dovranno essere utilizzati cavi e conduttori con isolamento adatto alla tensione nominale verso terra e tensione nominale (U0/U) non inferiori a 300/500V, simbolo di designazione 05. Le linee di categoria 0 dovranno normalmente essere previste in canalizzazioni esclusive separate da quelle di categoria I; in casi particolari potranno essere ammesse con posa in canalizzazioni comuni a sistemi di categoria I solo ed esclusivamente se realizzate con conduttori con isolamento adatto alla tensione nominale maggiore. I cavi previsti per posa aerea, interrata o in canalizzazioni non protette contro gli agenti atmosferici dovranno generalmente essere di tipo con isolamento in gomma tipo FG7 e potranno essere ammessi, in alcuni casi specifici cavi con isolamento diverso se dichiarati dal costruttore di tipo adatto alle condizioni di posa e ambientali previste. I colori distintivi dei cavi dovranno essere definiti in conformità a quanto disposto dalle vigenti tabelle di unificazione CEI-UNEL 00722-74 e 007712 come di seguito specificato: - giallo-verde per i conduttori di terra e di protezione; - blu chiaro per il conduttore neutro; - nero, grigio, marrone per i conduttori di fase a 220/380V. I conduttori verdi e gialli non possono essere utilizzati. Per i circuiti segnalazione è raccomandato l'uso di conduttori di colore rosso. Le sezioni minime dei conduttori dovranno essere calcolate in funzione della portata richiesta, della caduta di tensione massima ammessa e del coordinamento con le protezioni di linea e comunque non dovranno risultare inferiori a 1,5mm² per i circuiti di uso generale e non inferiore a 0,5mm² per i circuiti di segnalazione e comando. I conduttori neutri dovranno avere la stessa sezione dei conduttori di linea; per linee di polifasi con sezione superiore a 16mm² la sezione del conduttore neutro può essere non inferiore alla metà dei conduttori di fase con un minimo di 16mm². Tutti i circuiti dovranno avere apposita targhetta identificatrice al fine di agevolare la ricerca dei conduttori in caso di guasto; in particolare tutti i cavi dovranno essere numerati con targhette indelebili in partenza e all’arrivo nei quadri, nelle cassette di infilaggio e di ammarro e nelle canalizzazioni principali apribili ogni 20m di percorso. Il dimensionamento delle linee dovrà essere definito anche in funzione della caduta di tensione ammessa che non dovrà essere superiore al 2% della tensione a vuoto e che può essere ulteriormente limitata per particolari circuiti. Le cadute di tensione delle linee in corrente continua devono essere calcolate entro i limiti del 1%, secondo la seguente espressione:

∆V=2xIS,DCxῥxL/S Dove: ῥ = resistività del rame 0,01725Ω x mm2/m L = lunghezza del cavo nel tratto considerato


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S = sezione del cavo in [mm2] IS,DC = intensità di corrente nella stringa in [A]

2.3.4 - Canalizzazioni in canale metallico Le canalizzazioni in canale metallico dovranno essere realizzate con elementi in acciaio zincato a caldo del tipo asolato o a filo, come definito nella descrizione dei lavori, di tipo conforme alla norma CEI 23-76. Giunzioni, variazioni di direzione e derivazioni, raccordi con i quadri elettrici e con le cassette di derivazione dovranno essere eseguite con opportuni giunti lineari, angolari, pezzi speciali e accessori certificati dal costruttore per il grado di protezione richiesto in progetto per i vari ambienti. Le cassette di derivazione a vista dovranno essere previste per assicurare la separazione dei circuiti richiesta e dovranno avere coperchio apribile con attrezzo. Le linee previste con posa in canale dovranno essere generalmente di tipo a doppio isolamento e le connessioni dovranno essere necessariamente eseguite in apposite cassette di derivazione e non saranno comunque ammesse all'interno del canale. Nel caso di posa di cavi a singolo isolamento nei canali metallici dovrà essere assicurato il collegamento a terra di ogni elemento. La sezione dei canali dovrà essere doppia di quella interessata dai cavi in essi contenuti. Negli attraversamenti di pareti e solai con particolare grado di resistenza al fuoco (R.E.I.) dovranno essere impiegati dei prodotti di riempimento con pari caratteristiche di resistenza. Negli attraversamenti di pareti e solai ordinari dovrà essere assicurata la continuità della canalizzazione.

2.3.5 - Scatole e cassette di derivazione Le giunzioni dei conduttori dovranno essere eseguite solo all’interno di apposite cassette di derivazione con morsetti o morsettiere conformi alle Norme CEI. Nelle scatole per frutti e per componenti elettrici non sono ammesse connessioni e morsetti. Le cassette di derivazione dovranno essere metalliche o in materiale isolante autoestinguente e, in quanto possibile, della stessa serie del sistema di distribuzione (canale o tubo in PVC e canale o tubo metallico). Le cassette di derivazione dovranno avere coperchio apribile con attrezzo e dovranno essere corredate di appositi accessori di fissaggio e di raccordo alle canalizzazioni per assicurare in opera il grado di protezione richiesto nella descrizione dei lavori; le cassette di derivazione metalliche dovranno essere corredate di apposito morsetto di terra. Nel caso di canalizzazioni per la distribuzione di diversi tipi o sistemi di impianti per i quali è richiesta la separazione, dovranno essere previste cassette di derivazione corredate di appositi separatori interni ovvero una cassetta esclusiva per ogni diverso tipo di impianto. Le cassette di derivazione dovranno essere previste, per quanto possibile, in posizione accessibile e protetta dagli urti.

2.3.6 - Armadi e quadri elettrici con carpenteria m etallica Gli armadi ed i quadri elettrici previsti con carpenteria metallica (quadro generale di distribuzione QGD) dovranno essere di tipo AS o ANS conformi alle Norme 17-13. Le carpenterie degli armadi e dei quadri dovranno essere di costruzione in lamiera piegata e verniciata di spessore non inferiore a 10/10, se non specificato diversamente, dovranno essere dimensionate per contenere un aumento delle apparecchiature con relative morsettiere pari ad almeno il 30% di quelle previste negli schemi elettrici di progetto e per mantenere la sovratemperatura interna del quadro più bassa di almeno il 20% della temperatura massima di funzionamento delle apparecchiature in esso contenute. Il quadro dovrà essere previsto completo di accessori di montaggio per assicurare in opera il grado di protezione richiesto nelle specifiche di progetto e dovrà essere corredato di targa di identificazione con il codice del quadro, le generalità del costruttore, e le caratteristiche elettriche principali quali tensione, corrente e frequenza nominali, ed eventualmente i dati relativi a tensione di isolamento, tenuta al corto circuito e grado di protezione. Ogni componente del quadro dovrà essere identificato con targhette e siglature riferite allo schema elettrico. Ciascun armadio e quadro elettrico dovrà essere corredato di dichiarazione di conformità con allegato verbale di collaudo ai sensi della Norma CEI 17-13.


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2.3.7 - Quadri elettrici con carpenteria isolante I quadri elettrici previsti con carpenteria isolante dovranno essere di tipo AS, ANS oppure ASD conformi alle Norme 17-13 e 23-51. Le carpenterie isolanti dovranno essere di tipo autoestinguente, dovranno essere dimensionate per contenere un aumento delle apparecchiature con relative morsettiere pari ad almeno il 30% di quelle previste negli schemi elettrici di progetto e per mantenere la sovratemperatura interna del quadro più bassa di almeno il 20% della temperatura massima di funzionamento delle apparecchiature in esso contenute. Il quadro dovrà essere previsto completo di accessori di montaggio per assicurare in opera il grado di protezione richiesto nelle specifiche di progetto e dovrà essere corredato di targa di identificazione con il codice del quadro, le generalità del costruttore, e le caratteristiche elettriche principali quali tensione, corrente e frequenza nominali, ed eventualmente i dati relativi a tensione di isolamento, tenuta al corto circuito e grado di protezione. Ogni componente del quadro dovrà essere identificato con targhette e siglature riferite allo schema elettrico. Ciascun armadio e quadro elettrico dovrà essere corredato di dichiarazione di conformità con allegato verbale di collaudo ai sensi delle Norme CEI 17-13 e 23-51.

2.3.8 - Protezione contro i contatti diretti La protezione contro i contatti diretti è prevista mediante isolamento delle parti attive e protezione con involucri con idoneo grado di protezione in relazione alle condizioni ambientali d’installazione ed alla classificazione degli ambienti.

2.3.9 - Protezione contro i contatti indiretti Le parti metalliche accessibili dell’impianto elettrico e degli apparecchi utilizzatori, normalmente non in tensione ma che, per cedimento dell’isolamento principale o per altre cause accidentali, potrebbero trovarsi sotto tensione, dovranno essere protette contro i contatti indiretti. La protezione contro i contatti indiretti nei sistemi di distribuzione T N dovrà essere prevista generalmente mediante collegamento a terra delle masse e interruzione automatica del circuito per assicurare la condizione:

Ra •••• Is ≤≤≤≤50 dove: Ra = somma delle resistenze del dispersore e dei conduttori di protezione delle masse in ohm; Is = valore più elevato di corrente di intervento in tempo ≤ 5 secondi dei dispositivi di massima corrente. La protezione contro i contatti indiretti nei sistemi di distribuzione T T dovrà essere prevista generalmente mediante collegamento a terra delle masse e interruzione automatica del circuito con interruttore differenziale Idmax=0.3A per assicurare la condizione:

Ra •••• Idn ≤≤≤≤50 dove: Ra = somma delle resistenze del dispersore e dei conduttori di protezione delle masse in ohm; Idn = corrente nominale differenziale più elevata. La protezione contro i contatti indiretti, se richiesto nella descrizione dei lavori, potrà essere realizzata in alternativa con l’adozione di impianti, macchine e apparecchi con isolamento doppio o rinforzato di Classe II. La protezione contro i contatti indiretti in altri sistemi di distribuzione dovrà essere definita di volta in volta.

2.3.10 - Protezione contro le sovracorrenti I conduttori che costituiscono gli impianti devono essere protetti contro le sovracorrenti causate da sovraccarichi o da corto circuiti. La protezione contro le correnti di corto circuito e di sovraccarico dovrà essere generalmente prevista mediante interruttori magnetotermici a monte di ogni conduttura per assicurare il coordinamento previsto dalle Norme CEI. Per la protezione dal sovraccarico devono essere dimensionati gli interruttori e le condutture per assicurare le seguenti condizioni: [1] IB ≤In ≤ Iz [2] If ≤ 1,45 • In


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dove: IB = corrente di impiego del circuito; In = corrente nominale del dispositivo di protezione; Iz = portata in regime permanente della conduttura; If = corrente di intervento del dispositivo di protezione.

Per la protezione dal corto circuito devono essere scelti interruttori con potere d'interruzione superiore alla corrente presunta di corto circuito, dimensionati per assicurare la seguente condizione:

[3] (I² • t) < K² • S² dove: I²•t = integrale di Joule per la durata del corto circuito in A²s; K = costante dei cavi; S = sezione del conduttore.

2.3.11 - Protezione contro le scariche atmosferiche

Per l’edificio in argomento deve essere accertata l'eventuale necessità di protezione contro le scariche

atmosferiche con studio preliminare fulminologico semplificato, in conformità alla EN 62305-2 (CEI 81-10/2):

"Protezione contro i fulmini. Parte 2: Valutazione del rischio". Lo studio preliminare ha lo scopo di accertare se l’edificio risulta autoprotetto ovvero se necessita di sistema di protezione LPS esterno (relazione specifica segue in allegato “appendice C”).


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2.4 - CONFIGURAZIONE DELL’ IMPIANTO L’impianto sarà costituito da n° 784 moduli fotovoltaici così connessi:

• 2 inverters, ad ogni inverter fanno capo n°3 stringhe da 16 moduli ciascuna (canale A), n° 1 stringa da 19 moduli (canale B), totali 134 moduli da 250 Wp;

esposizione a Sud (capannone stoccaggi parte nuova)

• 8 inverters, ad ogni inverter fanno capo n°3 stringhe da 16 moduli ciascuna (canale A), n° 1 stringa da 19 moduli (canale B), totali 534 moduli da 250 Wp;

esposizione a Sud (capannone trattamenti) • 1 inverters, ad ogni inverter fanno capo n°5 stringhe da 19 moduli ciascuna (canale A), n° 1 stringa da

20 moduli (canale B), totali 115 moduli da 250 Wp; esposizione a Sud (capannone uffici)

Il lato AC dei primi due inverters si connettono in parallelo ad un quadro di campo (QAC1) contenete i sezionatori di linea facenti capo ad ogni inverter e la protezione di linea, dispositivi di interruzione e gli scaricatori di sovratensione. La linea collega i due inverters al quadro di interfaccia posto all’interno della cabina elettrica BT/MT. Il lato AC degli otto inverters si connettono in parallelo ad un quadro di campo (QAC2) contenete i sezionatori di linea facenti capo ad ogni inverter e la protezione di linea, dispositivi di interruzione e gli scaricatori di sovratensione. La linea collega gli otto inverters al quadro di interfaccia posto all’interno della cabina elettrica BT/MT. Il lato AC dell’ ultimo inverter si connette ad un quadro di campo (QAC3) contenete il sezionatore di linea facente capo all’inverter e la protezione di linea, dispositivi di interruzione e gli scaricatori di sovratensione. La linea collega l’inverter al quadro di interfaccia posto all’interno della cabina elettrica BT/MT. I quadri di parallelo lato AC sono provvisti di protezioni dalle sovratensioni classe II. Le protezioni dalle sovratensioni lato CC sulle stringhe, sono previste all’interno di ogni singolo inverter. 2.4.1 VERIFICA DEI PARAMETRI ELETTRICI TRA FV - IN VERTER 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 utile per la ricerca del punto di funzionamento alla massima potenza. TENSIONE MASSIMA Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima dell’inverter. TENSIONE MASSIMA MODULO Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima di sistema del modulo. CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell’inverter. DIMENSIONAMENTO Dimensionamento compreso tra il 70% e 120%. Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l’inverter e il sottocampo fotovoltaico ad esso collegato. Formule relative ai parametri di tensione nel caso in cui i coefficienti termici siano espressi in termini percentuali [ -%/°C]


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VOC(T) = VOC(STC)x[100+αVOCx(T-TSTC)/100]

VMP(T) = VMP(STC)x[100+αVMPx(T-TSTC)/100]

Formule relative ai parametri di tensione nel caso in cui i coefficienti termici siano espressi in termini dimensionali [ -mV/°C]

VOC(T) = VOC(STC)+ (T-TSTC)x αVOC

VMP(T) = VMP(STC)+ (T-TSTC)/100]x αVMP


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2.5 - COMPONENTI E CARATTERISTICHE DEL SISTEMA

2.5.1 MODULI FOTOVOLTAICI

Ogni modulo, avrà una potenza nominale di picco pari a 250 Wp. Il modulo, è costituito da 60 celle da 156x156 collegate in serie in silicio monocristallino, incapsulate tra un vetro temperato ad alta trasmittanza, con l’applicazione di una cornice in alluminio anodizzato provvista di fori di fissaggio e dello spessore di 45 mm. Ciascun modulo sarà dotato, sul retro, di n° 1 scatola di giunzione a tenuta stagna IP65 contenente tutti i terminali elettrici ed i relativi contatti per la realizzazione dei cablaggi; all’interno di ciascuna scatola saranno installati diodi di by-pass e costruiti in conformità alle norme CEI/IEC o JRC/ESTI e TUV. I moduli presi in considerazione per la costituzione del generatore fotovoltaico sono costruiti dalla ISOFOTON, modello ISF-250. Le specifiche tecniche e dimensionali dei singoli moduli, documentate da attestati di prova e conformi ai suddetti criteri, sono le seguenti:

Certificaz. produttore

NOCT Pmax (W)

Voc (V)

Isc (A)

Vmpp (V)

Effic. Impp (A)

Dim. (mm)

Peso (kg)

ISO 9001:2000

47°C 250 37,8 8,75 30,6 0,151 8,17 1667×994 19,0

Garanzia sul prodotto: 10 anni di garanzia sui difetti dei materiali o di fabbricazione in base alla normaIEC-61215. Garanzia di Potenza lineare per 25 anni, per il primo anno la potenza in uscita dal modulo sarà almeno del 97%, con una diminuzione annuale non superiore allo 0,7% per i 24 anni successivi. La misurazione della potenza sarà effettuata in base alla norma IEC-60904 in condizioni standard di collaudo (Irraggiamento di 1000 W/m2; distribuzione spettrale AM 1,5; 25º C di temperatura). 2.5.2 STRUTTURE DI SOSTEGNO DEI MODULI Per quanto riguarda l’ancoraggio dei moduli costituenti il generatore fotovoltaico, è previsto di utilizzare un sistema di supporto brevettato denominato Solar Flat Fischer , sviluppato al fine di ottenere un’alta integrazione estetica ad elevata facilità di impiego e di montaggio dei moduli fotovoltaici incorniciati, realizzato in profilati di alluminio ed uso di bulloneria inox. Ciò consente di disporre i moduli su di una struttura rigida ad inclinazione fissa. 2.5.3 QUADRI DI CAMPO

Per il parallelo del lato corrente alternata di ogni sottocampo, saranno realizzati ed installati tre quadri in vetroresina IP 55 posati all’esterno, protetti dal sole e dagli agenti atmosferici da tettoia in lamiera. I quadri conterranno i componenti di sezionamento degli inverters e interruttori automatici di protezione delle linee di trasferimento energia come indicato nello schema unifilare, gli scaricatori di sovratensione lato AC saranno Hager tipo SPN440D avente le seguenti caratteristiche:

- In (8/20 µs): 15KA - I max (8/20 µs): 40KA - Up: ≤ 1,2 kV - Uc: (50/60Hz) 275 V~ - Icc: 20 kA

I quadri saranno dotati di un’adeguata barratura di connessione fra gli inverter, per avere un sistema trifase + neutro unico. 2.5.4 QUADRO DI INTERFACCIA

Il punto di connessione e misura dell’energia prodotta dal generatore fotovoltaico farà capo a questo quadro realizzato in metallo IP44 posto in cabina MT/BT, in questo saranno contenute le seguenti apparecchiature:

1. dispositivo di interfaccia (DDI), realizzato con interruttore magnetotermico 4x400A 35kA equipaggiato di riarmo automatico e bobina di sgancio di minima tensione e protezione con relè d'interfaccia conforme


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delibera 84/2012, specifica apparecchiatura per il mercato italiano, conforme alle più recente normative Arg.

2. dispositivo del generatore, realizzato con interruttore sezionatore 4x630A; 3. scaricatore di sovratensione Hager tipo SPN440D avente le seguenti caratteristiche

- In (8/20 µs): 15KA - I max (8/20 µs): 40KA - Up: ≤ 1,2 kV - Uc: (50/60Hz) 275 V~ - Icc: 20 kA

2.5.5 INVERTER I gruppi di conversione sono costituiti da Inverter tipo STP 17000TL-10 della SMA aventi le seguenti caratteristiche: Ingresso CC Potenza CC massima con cosfi = 1 17 410 W Tensione d'ingresso massima 1 000 V Range di tensione MPP 400 V … 800 V Tensione nominale d'ingresso 600 V Tensione d'ingresso minima 150 V Tensione d'ingresso d'avviamento 188 V Corrente d'ingresso massima, ingresso A 33 A Corrente d'ingresso massima, ingresso B 11 A Corrente di cortocircuito massima, ingresso A 50 A Corrente di cortocircuito massima, ingresso B 12,5 A Corrente di cortocircuito massima per stringa, ingresso A 33,0 A Corrente di cortocircuito massima per stringa, ingresso B 12,5 A Numero di ingressi MPP indipendenti 2 Stringhe per ingresso MPP, ingresso A 5 Stringhe per ingresso MPP, ingresso B 1 Uscita CA Potenza nominale a 230 V, 50 Hz 17 000 W Potenza CA apparente massima 17 000 VA Tensione nominale di rete 3/N/PE, 230 V / 400 V Range di tensione CA 160 V … 280 V Corrente nominale CA a 230 V 24,6 A Corrente d'uscita massima 24,6 A Corrente di cortocircuito massima 0,05 kA Fattore di distorsione della corrente d'uscita con tensione di distorsione CA < 2%, potenza CA > 0,5 potenza nominale CA ≤ 2,6% Frequenza nominale di rete 50 Hz Frequenza di rete CA** 50 Hz/60 Hz Range di funzionamento con frequenza di rete CA a 50 Hz 44 Hz … 55 Hz Fattore di potenza a potenza nominale 1 Fattore di potenza regolabile 0,8sovraeccitato … 0,8sottoeccitato Fasi di immissione 3 Fasi di collegamento 3 Categoria di sovratensione secondo IEC 60664-1 III Dispositivi di protezione Protezione contro l'inversione di polarità CC diodo di corto circuito, fusibile di stringa elettronico Protezione da correnti inverse moduli fusibile di stringa elettronico Punto di disinserimento lato ingresso Electronic Solar Switch Protezione contro sovratensioni CC varistori controllati termicamente Scaricatore di sovratensioni tipo II Resistenza alla corrente CA di cortocircuito regolazione corrente Monitoraggio della rete SMA Grid Guard 4


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Protezione massima consentita 40 A Monitoraggio della dispersione verso terra monitoraggio dell'isolamento: Riso > 323,4 k Ω Unità di monitoraggio delle correnti di guasto sensibile a tutti i tipi di corrente presente

2.5.6 TRASFORMATORE DI SEPARAZIONE (predisposto) Questa funzione sarà svolta dal trasformatore MT/BT previsto nella fornitura della nuova cabina elettrica che alimenterà l’impianto di trattamento aria, come previsto dalle regole tecniche di connessione Enel sezione F10. 2.5.7 QUADRO MT (predisposto)

Il quadro di media tensione contiene il dispositivo generale (DG), realizzato con interruttore sotto carico ABB abbinato a dispositivo PR521/DK equipaggiato con relè 51.S1, 51.S2 e 51.N come richiesti dalla Norma CEI 0-16 e dalle più recenti regole tecniche di connessione.

2.5.8 COLLEGAMENTI ELETTRICI

Lato AC. Tutti i collegamenti elettrici saranno realizzati per mezzo di cavi a doppio isolamento, sono previsti cavi in gomma di tipo FG7OR con conduttore in rame non propaganti l’incendio e a ridotta emissione di gas tossici (CEI 20-13, 20-22, 20-35), di formazione e sezione come da schemi elettrici allegati; i collegamenti elettrici e le connessioni delle apparecchiature saranno realizzati con appositi connettori e morsetti. Lato DC Il collegamento fra moduli e fra stringa ed inverters saranno realizzate con cavo tipo FG21M21 sez. 1x6 mmq, SOLAR ENERGY PV3/20 1500V -40/+90 °C, le connessioni saranno realizzate con connettori a spina CC tipo CMC4. Il sistema di cablaggio dell’impianto comprenderà tutti i materiali accessori quali: canaline, tubi portacavi, cassette e scatole viadotto interrato, opere edili e tutto quanto occorrente per dare l’opera completa e realizzata a regola d’arte. Tutti gli organi di manovra sono interni e garantiscono il distacco automatico con sezionamento in caso di mancanza rete ed il riallaccio automatico al ripristino della rete.

L’equipotenzialità dei componenti il sistema sarà garantita mediante giunzioni meccaniche e cavallotti di messa a terra. Gli elementi saranno collegati alla rete di terra esistente mediante corda di rame di opportuna sezione.

2.5.9 SEZIONE SUPERVISIONE Il monitoraggio di tutti i parametri di ogni inverter sarà realizzato tramite web box connessa via seriale 485 agli inverters, il sistema di acquisizione dati sarà connesso alla rete intranet/internet e consultabile dal web, il sistema sarà in grado di inviare email in caso di superamento set limite allarme impostati.


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2.6 PRESTAZIONI E GARANZIE

L’impianto è progettato per rispondere ai seguenti requisiti : • Potenza lato corrente continua superiore al 90% della potenza nominale del generatore fotovoltaico,

riferita alle particolari condizioni di soleggiamento; • Potenza attiva, lato corrente alternata, superiore al 90% della potenza lato corrente continua

(efficienza del gruppo di conversione); Pertanto la potenza attiva, lato corrente alternata, sarà superiore al 80% della potenza nominale dell’impianto fotovoltaico, riferita alle particolari condizioni di soleggiamento. Tutti i componenti degli impianti saranno forniti di garanzia tecnica per il periodo di anni due a partire dalla data di collaudo.


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3. FATTIBILITA’ AMBIENTALE

Pur non esistendo alcun vincolo paesaggistico nell’area interessata, l’impianto fotovoltaico in oggetto per le sue caratteristiche costruttive, non incide minimamente sull’aspetto paesaggistico, in quanto completamente invisibile dal piano strada. Le coperture di nuova costruzione saranno realizzate in modo adeguato perché la struttura di supporto sia in grado di sopportare il peso del campo fotovoltaico e con orientamento e pendenza come indicato nella presente relazione. Per la parte di copertura esistente peso complessivo della struttura e dei pannelli sarà di circa 2.000 Kg, pertanto l’opera che si andrà a realizzare è ben al di sotto del 10% del peso della struttura di copertura, pertanto ininfluente dal punto di vista del carico statico. 4. BENEFICI AMBIENTALI La realizzazione del progetto determina una serie di benefici di tipo energetico – ambientale ed economico di seguito riassunti: •••• Contenimento della spesa energetica e quindi dei costi di esercizio della struttura per almeno 25/30 anni dal

completamento dell’opera. •••• Riduzione inquinamento atmosferico. L’energia elettrica prodotta annualmente dall’impianto fotovoltaico ed

immessa in rete (220 MWh) consentirà di evitare emissioni di CO2 pari a 18,9 TEP/anno che considerando la vita media dell’impianto di 25 anni si eviteranno emissioni di CO2 pari a 471,8 TEP.

Come viene evidenziato nella seguente tabella, annualmente, il bilancio energetico tra l’energia elettrica prelevata dalla rete e quella autoprodotta dall’impianto fotovoltaico permette di rendere autonomo l’impianto di trattamento aria dal punto di vista energia. Un breve calcolo proiettato nei 25 anni di vita media dell’impianto, porta a considerare un risparmio energetico di 5.500 Mwh.

RIEPILOGO CONSUMI ENERGIA ELETTRICA PER IMPIANTO DI TRATTAMENTO ARIA

kw installati

ore/giorno funzionamento

giorni/anno funzionamento

rendimento del sistema (stima)

Kwh/anno consumi energia

ASPIRAZIONE VASCHE INERTIZZAZIONE 48-49-50-51-52-53-54-55

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ASPIRAZIONE CARICO CAMION INERTIZZAZIONE

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ASPIRAZIONE – LAVAGGIO – SETTI 38-39-40-41-42- VAGLIATURA

P3 75 4 297 0,75 66.825

ENERGIA ELETTRICA PER IMPIANTO TRATTAMENTO ARIA (ANNO)

200.475

ENERGIA ELETTRICA AUTOPRODOTTA (ANNO)

220.000

ENERGIA ELETTRICA EFFETTIVA PER IMPIANTO TRAATTAMENTO ARIA

-19.525


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5. QUADRO ECONOMICO - AMMORTAMENTO

Sono di seguito indicati i dati relativi al costo approssimativo dell’impianto costruito oggi. Questi costi sono estremamente variabili e soggetti all’andamento del mercato del fotovoltaico, pertanto affrontabili con buona precisione nell’arco temporale di tre/quattro mesi dall’installazione effettiva dell’impianto.

I costi di manutenzione non sono volutamente considerati in quanto certamente bilanciati dall’aumento del costo dell’energia elettrica, quest’ultimo andrebbe ad incrementare la quota “risparmio in bolletta”.

Il calcolo è stato realizzato tenendo in considerazione le tariffe del “Quinto conto energia” entrata in vigore dal 28/08/2012, considerando la tariffa del quinto semestre, applicabile, se l’impianto entrasse in esercizio entro il 31 dicembre 2014, salvo raggiungimento quota potenza impianti installati. Per conoscenza sono riportate le tabelle relative agli altri semestri. Le tariffe sono incrementate di 0,02 €/Kwh prevedendo il premio per utilizzo prodotti di provenienza europea.

Tabella A di seguito allegata

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APPENDICE A A

Gli impianti fotovoltaici e i relativi componenti devono rispettare, ove di pertinenza, le prescrizioni contenute nelle seguenti norme di riferimento, comprese eventuali varianti, aggiornamenti ed estensioni emanate successivamente dagli organismi di normazione citati.Si applicano inoltre i documenti tecnici emanati dai gestori di rete riportanti disposizioni applicative per la connessione di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica e le prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF. Leggi e decreti Normativa generale: Legge 1 marzo 1968, n. 186: d isposizioni concernenti la produzione di materiali, apparecchiature, macchinari, installazione e impianti elettrici ed elettronici. Legge 9 gennaio 1991, n. 10: norma per l’attuazione del piano energetico nazionale in materia di uso nazionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia. Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79: attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica. Decreto Ministero dell’Ambiente 22 dicembre 2000: finanziamento ai comuni per la realizzazione di edifici solari fotovoltaici ad alta valenza architettonica. Direttiva CE 27 settembre 2001, n. 77: 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. Decreto Ministero delle Attività Produttive, 20 lug lio 2004: nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l'incremento dell'efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi dell'art. 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. Decreto Ministero delle Attività Produttive, 20 lug lio 2004: nuova individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili, di cui all'art. 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164. Legge 23 agosto 2004, n. 239: 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. Legge 27 dicembre 2006, n. 296: disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello stato (Legge finanziaria 2007). 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 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 24 dicembre 2007, n. 244 (Legge finanziaria 2 008): disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008). DECRETO INTERMINISTERIALE 06-08-2010: Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare. DECRETO INTERMINISTERIALE 05-05-2011 Quarto Conto Energia. DECRETO INTERMINISTERIALE 05-07-2012 Quinto Conto Energia. 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. 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.


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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. Delibere AEEG: Delibera AEEG 14 settembre 2005, n. 188/05 (testo o riginale): definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell’art. 9 del Decreto del Ministero delle Attività produttive, di concerto con il ministero dell’ambiente e della tutela del territorio, 28 luglio 2005. Delibera AEEG 10 febbraio 2006, n. 28/06: condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kV, ai sensi dell'articolo 6 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Delibera AEEG 24 febbraio 2006, n. 40/06: modificazione e integrazione alla 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. Testo coordinato delle integrazioni e modifiche app ortate con deliberazione 24 febbraio 2006, n. 40/06 : 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 AEEG 28 novembre 2006, n. 260/06: modificazione ed integrazione alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05, in materia di modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici. Delibera AEEG 11 aprile 2007, n. 88/07: disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti di generazione. Delibera AEEG 11 aprile 2007, n. 89/07: condizioni tecnico economiche per la connessione di impianti di produzione di energia elettrica alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale minore o uguale ad 1 kV. Delibera AEEG 11 aprile 2007, 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 AEEG 6 novembre 2007, n. 280/07: modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell’energia elettrica ai sensi dell’art. 1, commi 3 e 4 del Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 e del comma 41 della legge 23 agosto 2004 n. 239. Documento di consultazione - atto n. 31/07: testo integrato dello scambio sul posto (31 luglio 2007). Delibera AEEG 8 marzo 2012, n. 84/2012/R/EEL: Interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. Agenzia delle Entrate: Agenzia delle Entrate CIRCOLARE N. 46/E : articolo 7, comma 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Disciplina fiscale degli incentivi per gli impianti fotovoltaici. Agenzia delle Entrate CIRCOLARE N. 66 : tariffa incentivante art. 7, c. 2, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007. Precisazione. 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.


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APPENDICE B Definizioni - Rete Elettrica Distributore Persona fisica o giuridica responsabile dello svolgimento di attività e procedure che determinano il funzionamento e la pianificazione della rete elettrica di distribuzione di cui è proprietaria. Rete del distributore Rete elettrica di distribuzione AT, MT e BT alla quale possono collegarsi gli utenti. Rete BT del distributore Rete a tensione nominale superiore a 50 V fino a 1.000 V compreso in c.a. Rete MT del distributore Rete a tensione nominale superiore a 1.000 V in c.a. fino a 30.000 V compreso. Utente Soggetto che utilizza la rete del distributore per cedere o acquistare energia elettrica. Gestore di rete Il Gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione della rete elettrica con obbligo di connessione di terzi a cui è connesso l’impianto (Deliberazione dell’AEEG n. 28/06). Gestore Contraente Il Gestore Contraente è l’impresa distributrice competente nell’ambito territoriale in cui è ubicato l’impianto fotovoltaico (Deliberazione dell’AEEG n. 28/06). Soggetto responsabile Il soggetto responsabile è la persona fisica o giuridica responsabile della realizzazione e dell'esercizio dell'impianto fotovoltaico. Definizioni - Impianto Fotovoltaico Angolo di inclinazione (o di Tilt) Angolo di inclinazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al piano orizzontale (da IEC/TS 61836). Angolo di orientazione (o di azimut) L’angolo di orientazione del piano del dispositivo fotovoltaico rispetto al meridiano corrispondente. In pratica, esso misura lo scostamento del piano rispetto all’orientazione verso SUD (per i siti nell’emisfero terrestre settentrionale) o verso NORD (per i siti nell’emisfero meridionale). Valori positivi dell’angolo di azimut indicano un orientamento verso ovest e valori negativi indicano un orientamento verso est (CEI EN 61194). BOS (Balance Of System o Resto del sistema) Insieme di tutti i componenti di un impianto fotovoltaico, esclusi i moduli fotovoltaici. Generatore o Campo fotovoltaico Insieme di tutte le schiere di moduli fotovoltaici in un sistema dato (CEI EN 61277). Cella fotovoltaica Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera elettricità quando viene esposto alla radiazione solare (CEI EN 60904-3). Si tratta sostanzialmente di un diodo con grande superficie di giunzione, che esposto alla radiazione solare si comporta come un generatore di corrente, di valore proporzionale alla radiazione incidente su di esso. Condizioni di Prova Standard (STC) Comprendono le seguenti condizioni di prova normalizzate (CEI EN 60904-3): – Temperatura di cella: 25 °C ±2 °C. – Irraggiamento: 1000 W/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa d’aria AM 1,5). Effetto fotovoltaico Fenomeno di conversione diretta della radiazione elettromagnetica (generalmente nel campo della luce visibile e, in particolare, della radiazione solare) in energia elettrica mediante formazione di coppie elettrone-lacuna all’interno di semiconduttori, le quali determinano la creazione di una differenza di potenziale e la conseguente circolazione di corrente se collegate ad un circuito. Efficienza nominale di un generatore fotovoltaico Rapporto fra la potenza nominale del generatore e l’irraggiamento solare incidente sull’area totale dei moduli, in STC; detta efficienza può essere approssimativamente ottenuta mediante rapporto tra la potenza nominale del generatore stesso (espressa in kWp) e la relativa superficie (espressa in m2), intesa come somma dell’area dei moduli. Efficienza nominale di un modulo fotovoltaico Rapporto fra la potenza nominale del modulo fotovoltaico e il prodotto dell’irraggiamento solare standard (1000 W/m2) per la superficie complessiva del modulo, inclusa la sua cornice. Efficienza operativa media di un generatore fotovol taico Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.c. dal generatore fotovoltaico e l’energia solare incidente sull’area totale dei moduli, in un determinato intervallo di tempo. Efficienza operativa media di un impianto fotovolta ico Rapporto tra l’energia elettrica prodotta in c.a. dall’impianto fotovoltaico e l’energia solare incidente sull’area totale dei moduli, in un determinato intervallo di tempo. Energia elettrica prodotta da un impianto fotovolta ico L’energia elettrica (espressa in kWh) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del distributore. Gruppo di conversione della corrente continua in co rrente alternata (o Inverter) Apparecchiatura, tipicamente statica, impiegata per la conversione in corrente alternata della corrente continua prodotta dal generatore fotovoltaico. Impianto (o Sistema) fotovoltaico Impianto di produzione di energia elettrica, mediante l’effetto fotovoltaico; esso è composto dall’insieme di moduli fotovoltaici (Campo fotovoltaico) e dagli altri componenti (BOS), tali da consentire di produrre energia elettrica e fornirla alle utenze elettriche e/o di immetterla nella rete del distributore.


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Impianto (o Sistema) fotovoltaico collegato alla re te del distributore Impianto fotovoltaico in grado di funzionare (ossia di fornire energia elettrica) quando è collegato alla rete del distributore. Inseguitore della massima potenza (MPPT) Dispositivo di comando dell’inverter tale da far operare il generatore fotovoltaico nel punto di massima potenza. Esso può essere realizzato anche con un convertitore statico separato dall’inverter, specie negli impianti non collegati ad un sistema in c.a. Energia radiante Energia emessa, trasportata o ricevuta in forma di onde elettromagnetiche. Irradiazione Rapporto tra l’energia radiante che incide su una superficie e l’area della medesima superficie. Irraggiamento solare Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su una superficie di area unitaria. Tale intensità è pari all’integrale della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello spettro solare (CEI EN 60904-3). Modulo fotovoltaico Il più piccolo insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e protette dall’ambiente circostante (CEI EN 60904-3). Modulo fotovoltaico in c.a. Modulo fotovoltaico con inverter integrato; la sua uscita è solo in corrente alternata: non è possibile l’accesso alla parte in continua (IEC 60364-7-712). Pannello fotovoltaico Gruppo di moduli fissati insieme, preassemblati e cablati, destinati a fungere da unità installabili (CEI EN 61277). Perdite per mismatch (o per disaccoppiamento) Differenza fra la potenza totale dei dispositivi fotovoltaici connessi in serie o in parallelo e la somma delle potenze di ciascun dispositivo, misurate separatamente nelle stesse condizioni. Deriva dalla differenza fra le caratteristiche tensione corrente dei singoli dispositivi e viene misurata in W o in percentuale rispetto alla somma delle potenze (da IEC/TS 61836). Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa ) di un generatore fotovoltaico Potenza elettrica (espressa in Wp), determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime o di picco o di targa) di ciascun modulo costituente il generatore fotovoltaico, misurate in Condizioni di Prova Standard (STC). Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa ) di un impianto fotovoltaico Per prassi consolidata, coincide con la potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) del suo generatore fotovoltaico. Potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa ) di un modulo fotovoltaico Potenza elettrica (espressa in Wp) del modulo, misurata in Condizioni di Prova Standard (STC). Potenza effettiva di un generatore fotovoltaico Potenza di picco del generatore fotovoltaico (espressa in Wp), misurata ai morsetti in corrente continua dello stesso e riportata alle Condizioni di Prova Standard (STC) secondo definite procedure (CEI EN 61829). Potenza prodotta da un impianto fotovoltaico Potenza di un impianto fotovoltaico (espressa in kW) misurata all’uscita dal gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata, resa disponibile alle utenze elettriche e/o immessa nella rete del distributore. Radiazione solare Integrale dell’irraggiamento solare (espresso in kWh/m2), su un periodo di tempo specificato (CEI EN 60904-3). Sottosistema fotovoltaico Parte del sistema o impianto fotovoltaico; esso è costituito da un gruppo di conversione c.c./c.a. e da tutte le stringhe fotovoltaiche che fanno capo ad esso (vedi par. 4.4.1). Stringa fotovoltaica Insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in serie per ottenere la tensione d’uscita desiderata. Temperatura nominale di lavoro di una cella fotovol taica (NOCT) Temperatura media di equilibrio di una cella solare all’interno di un modulo posto in particolari condizioni ambientali (irraggiamento: 800 W/m2, temperatura ambiente: 20 °C, velocità del vento: 1 m/s), elettricamente a circuito aperto ed installato su un telaio in modo tale che a mezzogiorno solare i raggi incidano normalmente sulla sua superficie esposta (CEI EN 60904-3). Articolo 2 (D-M. 19-02-07) a) impianto o sistema solare fotovoltaico (o impianto fotovoltaico) è un impianto di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l'effetto fotovoltaico; esso è composto principalmente da un insieme di moduli fotovoltaici, nel seguito denominati anche moduli, uno o più gruppi di conversione della corrente continua in corrente alternata e altri componenti elettrici minori; b1) impianto fotovoltaico non integrato è l’impianto con moduli ubicati al suolo, ovvero con moduli collocati, con modalità diverse dalle tipologie di cui agli allegati 2 e 3, sugli elementi di arredo urbano e viario, sulle superfici esterne degli involucri di edifici, di fabbricati e strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione; b2) impianto fotovoltaico parzialmente integrato è l’impianto i cui moduli sono posizionati, secondo le tipologie elencate in allegato 2, su elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione; b3) impianto fotovoltaico con integrazione architettonica è l’impianto fotovoltaico i cui moduli sono integrati, secondo le tipologie elencate in allegato 3, in elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione; c) potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) dell'impianto fotovoltaico è la potenza elettrica dell'impianto, determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime, o di picco, o di targa) di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni nominali, come definite alla lettera d); d) condizioni nominali sono le condizioni di prova dei moduli fotovoltaici nelle quali sono rilevate le prestazioni dei moduli stessi, secondo un protocollo definito dalle norme CEI EN 60904-1 di cui all'allegato 1; e) energia elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico è l'energia elettrica misurata all'uscita del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata, ivi incluso l’eventuale trasformatore, prima che essa sia resa disponibile alle utenze elettriche del soggetto responsabile e/o immessa nella rete elettrica; f) punto di connessione è il punto della rete elettrica, di competenza del gestore di rete, nel quale l'impianto fotovoltaico viene collegato alla rete elettrica; g) data di entrata in esercizio di un impianto fotovoltaico è la prima data utile a decorrere dalla quale sono verificate tutte le seguenti condizioni: g1) l’impianto è collegato in parallelo con il sistema elettrico; g2) risultano installati tutti i contatori necessari per la contabilizzazione dell’energia prodotta e scambiata o ceduta con la rete; g3) risultano attivi i relativi contratti di scambio o cessione dell’energia elettrica; g4) risultano assolti tutti gli eventuali obblighi relativi alla regolazione dell’accesso alle reti;


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h) soggetto responsabile è il soggetto responsabile dell'esercizio dell'impianto e che ha diritto, nel rispetto delle disposizioni del presente decreto, a richiedere e ottenere le tariffe incentivanti; i) soggetto attuatore è il Gestore dei servizi elettrici - GSE Spa, già Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa, di cui al decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004; j) potenziamento è l'intervento tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno due anni, consistente in un incremento della potenza nominale dell'impianto, mediante aggiunta di moduli fotovoltaici la cui potenza nominale complessiva sia non inferiore a 1 kW, in modo da consentire una produzione aggiuntiva dell'impianto medesimo, come definita alla lettera k); k) produzione aggiuntiva di un impianto è l’aumento, ottenuto a seguito di un potenziamento ed espresso in kWh, dell'energia elettrica prodotta annualmente, di cui alla lettera e), rispetto alla produzione annua media prima dell'intervento, come definita alla lettera l); per i soli interventi di potenziamento su impianti non muniti del gruppo di misura dell'energia prodotta, la produzione aggiuntiva è pari all’energia elettrica prodotta dall'impianto a seguito dell'intervento di potenziamento, moltiplicata per il rapporto tra l'incremento di potenza nominale dell'impianto, ottenuto a seguito dell'intervento di potenziamento, e la potenza nominale complessiva dell'impianto a seguito dell'intervento di potenziamento; l) produzione annua media di un impianto è la media aritmetica, espressa in kWh, dei valori dell'energia elettrica effettivamente prodotta, di cui alla lettera e), negli ultimi due anni solari, al netto di eventuali periodi di fermata dell'impianto eccedenti le ordinarie esigenze manutentive; m) rifacimento totale è l'intervento impiantistico-tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno venti anni che comporta la sostituzione con componenti nuovi almeno di tutti i moduli fotovoltaici e del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata; n) piccola rete isolata è una rete elettrica così come definita dall'articolo 2, comma 17, del D. Lgs. 16 marzo 1999, n. 79, e successive modificazioni e integrazioni; r) servizio di scambio sul posto è il servizio di cui all’articolo 6 del D. Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, come disciplinato dalla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 10 febbraio 2006, n. 28/06 ed eventuali successivi aggiornamenti. 2. Valgono inoltre le definizioni riportate all'articolo 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, escluso il comma 15, nonché le definizioni riportate all'articolo 2 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387. Articolo 2, comma 2 (D. Lgs. n°79 del 16-03-99) Autoproduttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica di cui all'articolo 4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai consorzi o società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industriali anteriormente alla data di entrata in vigore del presente decreto. Art. 9, comma 1 (D. Lgs. n°79 del 16-03-99) L'attiv ità di distribuzione Le imprese distributrici hanno l'obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché le deliberazioni emanate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di tariffe, contributi ed oneri. Le imprese distributrici operanti alla data di entrata in vigore del presente decreto, ivi comprese, per la quota diversa dai propri soci, le società cooperative di produzione e distribuzione di cui all'articolo 4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, continuano a svolgere il servizio di distribuzione sulla base di concessioni rilasciate entro il 31 marzo 2001 dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato e aventi scadenza il 31 dicembre 2030. Con gli stessi provvedimenti sono individuati i responsabili della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo delle reti di distribuzione e dei relativi dispositivi di interconnessione, che devono mantenere il segreto sulle informazioni commerciali riservate; le concessioni prevedono, tra l'altro, misure di incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di energia secondo obiettivi quantitativi determinati con decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro dell'ambiente entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto. Definizione di Edificio : ”…un sistema costituito dalle strutture edilizie esterne che delimitano uno spazio di volume definito, dalle strutture interne che ripartiscono detto volume e da tutti gli impianti e dispositivi tecnologici che si trovano stabilmente al suo interno; la superficie esterna che delimita un edificio può confinare con tutti o alcuni di questi elementi: l'ambiente esterno, il terreno, altri edifici; il termine può riferirsi a un intero edificio ovvero a parti di edificio progettate o ristrutturate per essere utilizzate come unità immobiliari a se stanti”. (D. Lgs. n. 19219 agosto 2005, , articolo 2).


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APPENDICE C

PROTEZIONE CONTRO I FULMINI

VALUTAZIONE DEL RISCHIO

1. CONTENUTO DEL DOCUMENTO

Questo documento contiene la relazione sulla valutazione dei rischi dovuti al fulmine per la struttura dotata di

impianto fotovoltaico.

2. NORME TECNICHE DI RIFERIMENTO

Questo documento è stato elaborato con riferimento alle seguenti norme CEI:

EN 62305-1 (CEI 81-10/1): "Protezione contro i fulmini. Parte 1: Principi Generali" Aprile 2006; Variante V1

(Settembre 2008);

EN 62305-2 (CEI 81-10/2): "Protezione contro i fulmini. Parte 2: Valutazione del rischio" Aprile 2006; Variante V1

(Settembre 2008);

EN 62305-3 (CEI 81-10/3): "Protezione contro i fulmini. Parte 3: Danno materiale alle strutture e pericolo per le

persone" Aprile 2006; Variante V1 (Settembre 2008);

EN 62305-4 (CEI 81-10/4): "Protezione contro i fulmini. Parte 4: Impianti elettrici ed elettronici nelle strutture"

Aprile 2006; Variante V1 (Settembre 2008);

CEI 81-3 : "Valori medi del numero dei fulmini a terra per anno e per kilometro quadrato dei Comuni d'Italia, in

ordine alfabetico. Maggio 1999.

3. DATI INIZIALI

3.1 Densità annua di fulmini a terra

Come rilevabile dalla Norma CEI 81-3, la densità annua di fulmini a terra per kilometro quadrato nel comune di

Caorso in cui è ubicata la struttura vale:

Nt = 2,5 fulmini/km² anno

3.2 Caratteristiche della struttura

Le dimensioni massime della struttura (tenuto conto dei moduli dell'impianto fotovoltaico) sono:

A (m): 48 B (m): 27 H (m): 12,5

La struttura è ubicata in un’area con oggetti di altezza uguale o inferiore (Cd=0,5).

La destinazione d'uso prevalente della struttura è: industriale

Il rischio di incendio è: elevato (rf = 0,1)

Misure di protezione antincendio previste: manuali (rp=0,5)

La struttura, in caso di fulminazione, non presenta pericoli particolari per l’ambiente (incluso il rischio di

contaminazione) e le strutture circostanti, inoltre:

- non presenta pericolo di esplosione (classe 0, zone 0 e/o 20);

- non contiene apparecchiature dal cui funzionamento dipende direttamente la vita delle persone (ospedali e

simili);

- non è utilizzata come museo (o simili) né per servizi pubblici di rete (TLC, TV, distribuzione di energia elettrica,

gas, acqua).

E’ stato considerato un livello di panico ridotto in quanto la struttura si configura come un edificio fino a due piani


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e con meno di 100 persone.

La struttura non è dotata di un impianto di protezione contro i fulmini (LPS).

In accordo con la Norma EN 62305-2 (CEI 81-10/2) per valutare la necessità della protezione contro il fulmine, è

stato calcolato il rischio R1.

Le valutazioni di natura economica, volte ad accertare la convenienza dell’adozione delle misure di protezione,

non sono state effettuate in accordo con il committente.

3.3 Dati relativi alle linee elettriche esterne

La struttura è servita dalle seguenti linee elettriche:

L1 – Linea 1

Tipo di linea: interrata (resistività del suolo: 500 ohm m)

Trasformatore MT/BT ad arrivo linea: presente (Ct=0,2)

Lunghezza: 100 (m)

Percorso della linea in: città (Cd=0,25)

SPD ad arrivo linea: assente (Pspd = 1)

4. CALCOLO DELLE AREE DI RACCOLTA E DEL NUMERO DI E VENTI PERICOLOSI PER LA

STRUTTURA E LE LINEE ELETTRICHE ESTERNE

L'area di raccolta Ad dei fulmini diretti sulla struttura è stata valutata analiticamente come indicato nella Norma

EN 62305-2 (CEI 81-10/2), art.A.2.

Area di raccolta per fulminazione diretta della struttura Ad = 1,33E-02 km²

Numero di eventi pericolosi per fulminazione diretta della struttura Nd = 0,0166

L’area di raccolta Al di ciascuna linea elettrica esterna è stata valutata analiticamente come indicato nella Norma

EN 62305-2 (CEI 81-10/2), art.A.4.

Area di raccolta per fulminazione diretta (Al) delle linee:

L1 – Linea 1

Al = 0,00159879 km²

Numero di eventi pericolosi per fulminazione diretta (Nl) delle linee:

L1 – Linea 1

Nl = 0,00019985

5. VALUTAZIONE DEI RISCHI

5.1 Calcolo del rischio R1: perdita di vite umane

I valori delle componenti ed il valore del rischio R1 sono di seguito indicati.

RA = 1,66E-06 RB = 8,31E-06 RU = 2,00E-08 RV = 9,99E-08

Totale = 1,0090E-05

Valore totale del rischio R1 per la struttura: 1,0090E-05

5.1.2 Analisi del rischio R1

Il rischio complessivo R1 = 1,0090E-05 è superiore a quello tollerato RT = 1E-05, ma l’installazione di idonei

SPD ad arrivo linea riduce il rischio complessivo ad un valore inferiore a quello tollerato.


3

6. SCELTA SPD

Al fine di ridurre il rischio complessivo R1 devono essere previsti SPD su tutte le linee entranti nell’edificio

collegate all’impianto utilizzatore (escluse quelle provenienti dall’impianto fotovoltaico), aventi le seguenti

caratteristiche:

- classe I

- corrente impulsiva di scarica Iimp (10/350 µs) >= 5 kA

7. CONCLUSIONI

L’impianto fotovoltaico è protetto contro il fulmine, in relazione alla perdita di vite umane (rischio R1), dagli SPD

installati all’arrivo linea.

Non è stato invece valutato il rischio di perdite economiche relative all’edificio (rischio R4), e non sono stati

adottati i provvedimenti eventualmente necessari, avendo il committente espressamente accettato tale rischio.

APPENDICE – Ulteriori dati utilizzati per il calcol o

Tipo di pavimentazione: vegetale/cemento (ra = 0,01)

Protezioni contro le tensioni di contatto e di passo: nessuna

Valori medi delle perdite per la struttura

Perdita per tensioni di contatto e di passo (interno ed esterno struttura) Lt = 0,01

Perdita per danno fisico Lf = 0,005

Valori delle probabilità P per la struttura non protetta

Pa = 1

Pb = 1

Pu (Linea 1) = 1

Pv (Linea 1) = 1


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IMPIANTO FOTOVOLTAICO

PROTEZIONE CONTRO LE SOVRATENSIONI - LATO C.A.


Questo documento contiene le indicazioni per scegliere e installare SPD (Surge Protective Device) al fine di

proteggere l’impianto fotovoltaico (lato c.a.) contro le sovratensioni (la struttura in esame non richiede un

impianto di protezione contro i fulmini).




(Settembre 2008);


(Settembre 2008);







3. CARATTERISTICHE INVERTER

L’impianto elettrico utilizzatore a cui è collegato l’impianto fotovoltaico è un sistema TN.

La massima tensione nominale del sistema verso terra è 1,1 Uo (V): 253

L’inverter ha le seguenti caratteristiche:

- tensione di tenuta ad impulso Uwi (V): 4000

- coefficiente di sicurezza: 0,9

- lunghezza della linea tra SPD1 ed inverter (m): 10

4. CARATTERISTICHE SPD

4.1. SPD ad arrivo linea (SPD1)

All’arrivo della linea elettrica entrante nella struttura sono installati SPD1 aventi le seguenti caratteristiche:

- Classe II

- Tensione di esercizio continuativo Uc (V): 275

- Corrente nominale di scarica In (kA): 15

- Corrente massima di scarica Imax (kA): 20

- Livello di protezione Up (V): 1,2


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Poiché Up <= (0,9 Uwi)/2 l'SPD1 protegge l'inverter.

5. CONCLUSIONI

L’installazione degli SPD sopraindicati garantisce la protezione contro le sovratensioni secondo la regola

dell’arte.


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PROTEZIONE CONTRO LE SOVRATENSIONI - LATO C.C.


Questo documento contiene le indicazioni per scegliere e installare SPD (Surge Protective Device) al fine di

proteggere l’impianto fotovoltaico (lato c.c.) contro le sovratensioni (la struttura in esame non richiede un

impianto di protezione contro i fulmini).




(Settembre 2008);


(Settembre 2008);







3. CARATTERISTICHE INVERTER / MODULI

La massima tensione del generatore fotovoltaico è 1,25 Uoc (V): 46,25

L’inverter ha le seguenti caratteristiche:

- tensione di tenuta ad impulso Uwi (V): 3000


I moduli (classe A) presentano le seguenti caratteristiche:

- tensione di tenuta ad impulso Uwm (V): 8000


Distanza tra SPD1 ed inverter (m): 0,5

Tipo di linea tra SPD1 ed inverter: cavo schermato

Distanza tra SPD1 e modulo più lontano dall'inverter (m): 60

Tipo di linea tra SPD1 e modulo più lontano dall’inverter: cavo schermato

4. CARATTERISTICHE SPD

4.1. SPD in prossimità dell’inverter (SPD1)

In prossimità dell’inverter sono installati SPD1 aventi le seguenti caratteristiche:

- Classe II


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- Tensione di esercizio continuativo Uc (V): 500

- Corrente nominale di scarica In (kA): 12,5

- Corrente massima di scarica Imax (kA): 1000

- Livello di protezione Up (V): 2000

Tenuto conto della massima tensione del generatore fotovoltaico l’installazione degli SPD1 è diretta.

La distanza di protezione per fenomeni di induzione non è stata valutata in quanto le condutture sono

schermate.

5. CONCLUSIONI

L’installazione degli SPD sopraindicati garantisce la protezione contro le sovratensioni secondo la regola

dell’arte.

2.3 CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI ELETTRICI · nella località di Caorso (PC) (Lat....

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