P2 09 - Portale Valutazioni Ambientali
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Firmato digitalmente da:
CAUSAPRUNO SALVATORE
Firmato il 19/03/2021 18:02
Seriale Certificato:
98439160007320434989924938449961683850
Valido dal 03/12/2020 al 03/12/2023
ArubaPEC S.p.A. NG CA 3
COMUNE DI ISPICA
PROVINCIA DI RAGUSA
COMMITTENTE:
ISPICA 1 SRL
Via Del Salice n°105
97100 Ragusa
p.iva: 01741230880
N.C. 02_08_19
R.C.Ing. Alessandro Cappello
P2 09
Progetto elettrico definitivo
(Revisione 0 - del 16.03.2021) Ing. Giovanni Cassarino
Ing. Giancarlo Dimartino
Ing. Juan Francisco Baglieri
COMUNE DI ISPICA
PROVINCIA DI RAGUSA
OGGETTO: PROGETTO DI UN IMPIANTO SOLARE FOTOVOLTAICO GRID-
CONNECTED DI POTENZA NOMINALE DI 7.306,84 KW DA INSTALLARE SU
INSEGUITORI SOLARI PRESSO LOTTO DI TERRENI SITI IN C.DA PANTANO
SECCO S/N - COMUNE DI ISPICA (RG)
PROGETTO ELETTRICO DEFINITIVO
DITTA:
ISPICA1 SRL
PARTITA IVA: 01741230880
Via del Salice n°105
97100 – Ragusa (RG)
Indice
1. Oggetto e scopo................................................................................ 3
2. Definizioni ........................................................................................ 4
2.1. Rete elettrica ............................................................................... 4
2.2. Impianto fotovoltaico .................................................................... 4
3. Normativa e leggi di riferimento .......................................................... 7
4. Sito d’installazione e dati di progetto ................................................. 10
5. Calcolo dell’energia prodotta......... Errore. Il segnalibro non è definito.
6. Descrizione tecnica dell’impianto ....................................................... 14
6.1. Generatore Fotovoltaico .............................................................. 17
6.2. Struttura di sostegno .................................................................. 19
6.3. Convertitore CC/CA .................................................................... 21
6.4. Quadro di Campo ....................................................................... 24
6.5. Cabina di consegna Utente (CU) .................................................. 24
6.6. Cavi elettrici e di cablaggio .......................................................... 28
6.7. Strumenti di misura ................................................................... 29
6.10. Provvedimenti per la protezione ................................................ 32
6.10.1. Protezione contro i contatti diretti ........................................ 32
6.10.2. Protezione contro i contatti indiretti ..................................... 32
6.10.3. Impianto di terra ............................................................... 32
6.10.4. Protezione contro i fulmini .................................................. 35
7. Dimensionamento dell’impianto ........................................................ 36
7.1. Dimensionamento linea elettricaErrore. Il segnalibro non è definito.
7.2. Dimensionamento cavi e cavidottiErrore. Il segnalibro non è definito.
7.2.1. Lato C.C. ......................... Errore. Il segnalibro non è definito.
7.2.2. Lato Media Tensione (MT) .. Errore. Il segnalibro non è definito.
Allegati ................................................................................................ 52
STMG (Soluzione Tecnica Minima Generale) .......................................... 52
2
1. Oggetto e scopo
L’oggetto del presente documento è quello di definire, descrivere e fornire tecnicamente
tutti gli elementi e le indicazioni necessarie per la realizzazione di un impianto fotovoltaico di
potenza nominale di 7.306,84 kWp e potenza in immissione ai fini della connessione pari a
7.307,16 kW. L’intervento in argomentò sarà realizzato nel comune di Ispica (RG) presso il
lotto di terreni identificati nel N.C.T. del medesimo comune al foglio 68, particelle n° 41, 42,
43, 73, 136, 137, 208, 209, 210, 389, 390.
L’impianto fotovoltaico destinato alla produzione di energia elettrica in MT verrà connesso in
parallelo alla rete elettrica del distributore, con modalità contrattuale d’immissione
dell’energia in “cessione totale”.
3
2. Definizioni
2.1. Rete elettrica
Distributore: Persona fisica o giuridica responsabile dello svolgimento di attività e
procedure di distribuzione di cui è proprietaria.
Punto di consegna: Il punto di confine tra la rete del distributore e la rete di
utente, dove l’energia scambiata con la rete del distributore viene contabilizzata e
dove avviene la separazione funzionale tra rete del distributore e la rete di utente.
Punto di consegna per utenti attivi: Il punto di consegna per gli utenti attivi
si trova, dal punto di vista della rete del distributore, a monte dell’impianto di
misura: quest’ultimo viene realizzato a carico dell’utente attivo che ne ha la completa
responsabilità. Il punto di consegna è costituito dal confine tra impianto di rete per la
connessione e impianto di utenza per la connessione. Tale punto è posizionato
generalmente in prossimità del confine di proprietà degli impianti. Qualora l’impianto
di rete per la connessione preveda sistemi di protezione, comando e controllo, deve
essere previsto un fabbricato nel quale trovino posto i sistemi di protezione,
comando e controllo delle apparecchiature ed equipaggiamenti funzionali al
collegamento. Qualora il suddetto fabbricato sia realizzato in area di proprietà
dell’Utente, l’accesso in sicurezza a tale fabbricato da parte del distributore deve
essere garantito in ogni momento e senza preavviso.
Punto di misura: Il punto di misura è il punto in cui è misurata l’energia elettrica
immessa e/o prelevata dalla rete.
Punto di connessione: Punto sulla rete del distributore dal quale, in relazione a
parametri riguardanti la qualità del servizio elettrico che deve essere reso o richiesto,
è alimentato l’impianto dell’Utente.
Utente della rete del distributore (o utente): Soggetto che utilizza la rete
del distributore per cedere o acquistare energia elettrica.
Utente attivo: Soggetto che converte l’energia primaria in energia elettrica
mediante impianti di produzione allacciati alla Rete di distribuzione.
2.2. 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
4
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).
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)
o Temperatura di cella: 25 °C ± 2 °C;
o Irraggiamento: 1000 W/m2, con distribuzione spettrale di riferimento (massa
d’aria AM 1,5).
Condizioni di utilizzo a temperatura ambiente (NOCT): Comprende le
seguenti condizioni ambientali per calcolare l’influenza della temperatura sulla
potenza nominale
o Irraggiamento solare: 800 W/m2;
o Temperatura ambiente (dell’aria): 20 °C;
o Velocità dell’aria sul retro del modulo: 1 m/s;
o Modulo funzionante a vuoto.
Dispositivo di interfaccia: Dispositivo installato nel punto di collegamento della
rete di utente in isola alla restante parte di rete del produttore, sul quale agiscono le
protezioni d’interfaccia (CEI 11-20); esso controlla il collegamento elettrico dell’uscita
del gruppo di conversione alla rete di utente non in isola e quindi alla rete del
distributore. Questo dispositivo permette, in condizioni normali, all’impianto
fotovoltaico di funzionare in parallelo con la rete del distributore e quindi all’energia
elettrica generata di fluire verso detta rete; esso comprende un organo di
interruzione, sul quale agiscono le protezioni di interfaccia.
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
5
differenza di potenziale e la conseguente circolazione di corrente se collegate ad un
circuito esterno.
Gruppo di conversione della corrente continua in corrente 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, tali da consentire di
produrre energia elettrica e fornirla alle utenze elettriche e/o di immetterla nella 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.
Modulo fotovoltaico: Il più piccolo insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e
protette dall’ambiente circostante (CEI EN 60904-3).
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 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.
Stringa fotovoltaica: Insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in
serie per ottenere la tensione d’uscita desiderata.
6
3. Normativa e leggi di riferimento
La normativa e le leggi di riferimento da rispettare per la progettazione e realizzazione degli
impianti fotovoltaici sono:
D.Lgs.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”; (pubblicato nella G.U. n°25 del 31/01/2004 -
Suppl. Ordinario n°17) testo in vigore dal: 15/02/2004 art.12-Razionalizzazione
esemplificazione delle procedure autorizzative – AUTORIZZAZIONE UNICA
D.A. n°173 del 17/05/2006: “Criteri relativi ai progetti per la realizzazione di
impianti per la produzione di energia mediante lo sfruttamento del sole”
Delibera AEEG N.99/08: “Testo integrato delle connessioni attive – TICA”
Guida Enel Distribuzione Spa Dicembre 2008: “Guida per le Connessioni
alla rete elettrica di Enel Distribuzione”
PIANO ENERGETICO REGIONALE (PEARS – 03/02/2009): “Piano
Energetico Ambientale Regionale Siciliano”
Deliberazione 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
Deliberazione 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
CEI 11-20: “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità
collegati a reti di 1°e 2° categoria”
CEI 64-8: “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a
1000V in corrente alternata e a 1500V in corrente continua”
CEI EN 60904-1 (CEI 82-1): “Dispositivi fotovoltaici Parte1: Misura delle
caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente”
CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): “Dispositivi fotovoltaici-Parte2: Prescrizione per
le celle fotovoltaiche di riferimento”
CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): “Dispositivi fotovoltaici-Parte3: 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”
7
CEI EN 61215 (CEI 82-8): “Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per
applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo”
CEI EN 61646 (CEI 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,
ASSOSOLARE)”
CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): “Compatibilità elettromagnetica (EMC) -
Parte3: Limiti- Sezione2: Limiti per le emissioni di corrente armonica
(apparecchiature con corrente di ingresso
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”
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 0-16: “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e
passivi alla reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica”
D.Lgs.81/08: Per la sicurezza e la prevenzione degli infortuni sul lavoro
D.Lgs.37/08: Per la sicurezza elettrica
Norme UNI/ISO: Per le strutture di supporto
Norme CEI/IEC: Per i moduli fotovoltaici
Guida per le connessioni alla rete elettrica di e-distribuzione – Ed.
6.0– Agosto 2017 - Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete
BT di distribuzione
I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge,
norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, verranno
considerati e applicabili.
Qualora le sopra elencate norme tecniche siano modificate o aggiornate, verranno seguite
le norme più recenti.
Si applicano inoltre per quanto compatibili con le norme 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.
94. Sito d’installazione e dati di progetto
L’impianto fotovoltaico sarà realizzato presso i terreni agricoli siti in C.da Pantano Secco snc,
individuati catastalmente nel N.C.T. del comune di Ispica al foglio 68, particelle n° 41, 42,
43, 73, 136, 137, 208, 209, 210, 389, 390, di proprietà del Sig. Padova Salvatore nato a
Modica il 10.09.1971, codice fiscale
PDVSVT71P10F258Q
Dati relativi al committente
Ragione sociale ISPICA1 S.r.l.
Sede legale Via del Salice n° 105 Ragusa (RG)
Amministratore unico Salvatore Causapruno
Codice Fiscale / Partita IVA 01741230880
Località di realizzazione dell’intervento
Indirizzo C.da Pantano Secco,
97018 Comune di Ispica (RG)
Destinazione d’uso Agricolo
dell’immobile
Dati catastali foglio 68, particelle n° 41, 42, 43, 73, 136,
137, 208, 209, 210, 389, 390.
Dati di progetto relativi alla rete di collegamento
Tipo di intervento richiesto Nuovo impianto
Dati di connessione elettrica
- Tipo di fornitura Trifase Media Tensione
- Punto di consegna Nuova Cabina di Consegna da realizzasi
presso l’impianto
- Modalità di connessione Tramite nuova Cabina di Consegna
collegata in antenna dalla Cabina Primaria
AT/MT ROSOLINI a mezzo linea MT posata
sotto terra, di nuova esecuzione
-Tensione nominale 20.000 V
105. Calcolo dell’energia prodotta
La quantità di energia elettrica in produzione dal campo fotovoltaico in argomento è stata
stimata sulla base di dati radiometrici citati dalla norma UNI 10349 o dell’Atlante europeo
della radiazione solare, nonché dai data base statistici delle radiazioni solari nella zona e
immediate vicinanze di C.da Pantano Secco – Ispica (RG).
Facendo uso di un software PVGIS che calcola approssimativamente l’energia generata
nella località specifica, sviluppato e messo a disposizione dal Joint Research Center della
European Commission nonché da altri software messi a disposizione delle diverse case
fornitrici di moduli fotovoltaici e inverter, sono stati ricavati i valori qui sotto esposti.
Figura 1 - Ubicazione del lotto
Assumendo nella zona del Comune di Ispica (RG), ad una altitudine di 33 m sul livello
del mare, latitudine 36°44'31.34"Nord, longitudine 14°57'51.03"Est, l’installazione di un
impianto fotovoltaico costituito da 7.306,8 moduli in silicio monocristallino da 580Wp del
tipo con tecnologia TR a mezze celle della JinKo Solar, modello JKM580M-7RL4-V 580,
orientati verso sud e installati su inseguitore orizzontale a singolo asse, del tipo ad
inseguimento solare da est a ovest sull'asse di rotazione orizzontale nord - sud (inclinazione
0°), e considerando degli inverter con un grado di rendimento del 98,7%, si può assumere
11un rendimento energetico specifico
specifico approssimato, per ogni kW nominali del generatore
fotovoltaico di:
1.950 kWh/anno
Con una riduzione di emissione di CO2 totale, per una produzione stimata di
14.248.780,7 kWh/anno di:
9.617,93 ton/anno
e una riduzione di emissione di NOx totale di:
21.373,17 kg/anno
e un risparmio energetico totale di:
2.663,32 TEP/anno (Tonnellata equivalente di petrolio)/anno
petrolio)/anno)
L’impianto è stato progettato per avere una potenza attiva, lato corrente alternata,
superiore al 75% del valore della potenza nominale del sistema fotovoltaico, riferita alle
particolari condizioni di irradianza della località in oggetto.
Figura 2 - Irradiazione mensile
mensile media dell’area scelta per l’installazione del generatore
fotovoltaico
12Figura 2 - Stima di produzione elettrica fotovoltaica del generatore fotovoltaico
In quest’ultimo grafico si mostra l'energia elettrica (stimata) che si può aspettare
mensilmente da un sistema fotovoltaico con i parametri scelti di inclinazione e orientamento
per i valori di irraggiamento di Figura 1.
I dati di produzione vengono ricavati da una media mensile di irradiazione per il sito
ubicato a latitudine 36°44'31.34"Nord,
36°44'31.34" longitudine 14°57'51.03"Est
Est, ad una altitudine di
33m sul livello del mare per un impianto con le seguenti caratteristiche:
Potenza nominale del sistema FV: 7.306,8 kW (silicio monocristallino)
Inclinazione dei moduli: 0°
Orientamento (azimuth) dei moduli: inseguimento solare da est a ovest sull'asse di
rotazione orizzontale nord
Stima delle perdite causato dalla temperatura: 6,05%
% (usando dati di temperatura locali)
Perdite stimate causate dall'effetto angolare di riflessione:
rifless 1,58%
Altre perdite (cavi, inverter, etc.): 17,085%
1
Totale delle perdite di sistema FV: 23,04%
2
13PRODUZIONE ELETTRICA FV
potenza nominale=7.306,8 kW,
Perdite di sistema=17.09%
Inclinazion=0°, Orientamento= Sud
Produzione mensile Irradiazione media
Mese
(kWh) mensile (kWh /mq)
Gennaio 677.420,70 114,2
Febbraio 783.549,30 132,3
Marzo 1.144.116,40 195,6
Aprile 1.372.261,20 239,2
Maggio 1.654.434,50 294,7
Giugno 1.675.777,80 305,8
Luglio 1.807.855,50 334,7
Agosto 1.634.940,40 301,4
Settembre 1.244.774,90 224,7
Ottobre 929.294,10 164,1
Novembre 708.213,40 122,3
Dicembre 616.142,60 104,9
Media annuale 1.187.398,40 211,16
Produzione annuale
14.248.780,7
(kWh)
Figura 3 - Stima di produzione elettrica fotovoltaica del generatore fotovoltaico
146. Descrizione tecnica dell’impianto
Il generatore fotovoltaico sarà composto da 12.598 moduli JinKo Solar da 580Wp, modello
JKM580M-7RL4-V 580, costituiti da 2x78 mezze celle in silicio monocristallino, a
tecnologia TR con un rendimento del 21,21%, orientati verso sud e installati su inseguitore
orizzontale a singolo asse, del tipo ad inseguimento solare da est a ovest sull'asse di
rotazione orizzontale nord - sud (inclinazione 0 °).
I moduli saranno strutturati in 473 stringhe da 26 moduli e 12 stringhe da 25 moduli
collegati elettricamente in serie, per una potenza totale, lato CC, di 7.306,84 kWp.
La conversione dell’energia generata in corrente continua a corrente alternata, verrà
eseguita a mezzo n° 41 inverter ABB di tipo PVS-175-TL-SX2, coordinati alle stringhe
collegate nella configurazione più efficiente.
I 41 inverter, in gruppi da 8, verranno collegati a una delle 5 cabine di trasformazione
BT/MT compatte ABB del tipo PVS-175-MVCS che definiscono i 5 sotto campi che
costituiscono il generatore fotovoltaico. Il numero di inverter e quindi di stringhe che
compongono ciascun sotto campo, sono qui di seguito elencati.
I 5 sotto campi (denominati A, B, C, D, E) fanno capo alla Cabina Utente di consegna e sono
costituiti rispettivamente dagli inverter qui specificati.
Denominazione Quantità cabina Potenza totale Numero Inverter
campo di TX compatta del campo PVS-175-TL-SX2
PVS-175-MVCS
(kVA)
Campo A: 1 1.516,12 9
Campo B: 1 1.447,68 8
Campo C: 1 1.447,68 8
Campo D: 1 1.447,68 8
Campo E: 1 1.447,68 8
Ciascuna stringa, eseguita con cavo solare del tipo H1Z2Z2-K, con conduttore in rame
stagnato, formazione flessibile, classe 5 isolato e protetto da compound reticolato (LS0H),
con tensione nominale in C.C. Uo/U di 1500/1500 V c.c. e tensione massima di
funzionamento in c.c. (Um), anche verso terra, di 1.800V, sarà elettricamente collegata
direttamente al relativo inverter, senza la necessità di quadri di campo in quanto:
- Ognuno inverter è costituito da 24 canali di ingresso DC ad innesto rapido (2 per
ciascun MPPT) con sezionatori e SPD Tipo 2 con cartucce estraibili;
- Il numero massimo di stringhe collegate ad un MPTT è di 1 perciò non è necessaria
la realizzazione di parallelo di stringhe che in ogni caso verrebbe eseguito
direttamente nell’inverter.
- Gli inverter saranno installati in posizione baricentrica all’assieme delle strutture da
1526 moduli costituenti le stringhe collegate all’inverter.
L’uscita di ciascun inverter, eseguita con cavo unipolare a doppio isolamento del tipo
FG16R16, verrà collegata ad uno dei 10 ingressi della cabina compatta di media tensione da
1.850kVA, ABB tipo PVS-175-MVCS, a cui fa capo lo specifico sotto campo.
La cabina PVS-175-MVCS è un prodotto integrato specificatamente progettato per impianti
solari decentralizzati realizzati con inverter di stringa ABB "PVS-175-TL". Il modello
considerato permette di collegare fino a 10 inverter per potenze nominali tra 1,20 MVA e
massima complessiva di 1,85 MVA.
L'MVCS è costituito da un trasformatore a bagno d'olio MT ottimizzato, quadri isolati in gas
MT, tutte le protezioni e collegamenti BT necessari per la connessione del campo solare
nonché di una serie di servizi ausiliari disponibili con alimentazione ausiliaria indipendente.
La linea di collegamento dell’inverter alla relativa cabina BT/MT compatta, eseguita con cavi
unipolari del tipo FG16R16 adatti a tensione nominale verso terra e tensione nominale
(Uo/U) non inferiore a 0,6/1kV, con conduttore a corda flessibile di rame rosso classe 5
isolato in gomma di qualità G16 e protetto da guaina in PVC di qualità R16, colore grigio
perla, non propagante l'incendio e a ridotta emissione di gas corrosivi, saranno installate in
cavidotto in PVC flessibile ad anelli rigidi posato sotto terra a circa 1m di profondità dal piano
di campagna.
L’uscita in media tensione da ciascuna cabina di trasformazione compatta ABB tipo PVS-
175-MVCS verrà collegata, con schema ad anello, alla cabina di consegna utente a mezzo
linea di formazione trifase eseguita con cavo unipolare per media tensione del tipo (CU)
RG7H1R isolato in gomma HEPR di qualità G7, sotto guaina di PVC con conduttore in rame
rosso a formazione rigida compatta, classe 2, strato semiconduttore estruso e isolamento in
gomma HEPR, qualità G7 senza piombo con ulteriore strato semiconduttore: estruso,
pelabile a freddo, schermo a fili di rame rosso con nastro di rame in controspirale e guaina:
mescola a base di PVC, qualità Rz colore rosso.
Lo schema di collegamento ad anello delle cabine di trasformazione compatte verrà chiuso
nella cabina utente.
L’uscita della cabina di consegna utente sarà collegata alla cabina Primaria AT/MT ROSOLINI
dell’ente distributore (CE), così come previsto nella STMG (Soluzione Tecnica Minima
Generale), a mezzo linea eseguita con cavi tripolari ad elica visibile per la distribuzione
interrata dell’energia elettrica a tensione 12/20kV, con isolamento a spessore ridotto, del
tipo ARE4H5EX 12/20 kV di 185mmq di sezione, con conduttore a corda di alluminio
rotonda compatta CEI EN 60228 classe 2, con mescola estrusa quale semiconduttivo
interno, isolamento in Polietilene Reticolato XLPE (qualità DIX8), mescola estrusa quale
16semiconduttivo esterno, con rivestimento protettivo a nastro semiconduttore
igroespandente, nastro di alluminio longitudinale quale schermo e guaina esterna in
polietilene estruso PE di colore rosso, in accordo con le prescrizioni del distributore.
La marca e il tipo dei componenti dell’impianto potranno differire da quelli
descritti, in base all’effettiva disponibilità nel mercato in fase di realizzazione.
6.1. Generatore Fotovoltaico
Il generatore fotovoltaico sarà composto da moduli JinKo Solar da 580Wp, modello
JKM580M-7RL4-V 580, costituiti da 2x78 mezze celle in silicio monocristallino, a
tecnologia TR (Tiling Ribbon) con un rendimento del 21,21%, a lungo termine, grazie alla
tecnologia Anti LID e Anti PID nonché Hot-Spot Protect. I moduli hanno 12 anni di garanzia
sul prodotto, inclusa la garanzia lineare di 25 anni sulle prestazioni.
Le caratteristiche del modulo fotovoltaico sono:
Potenza nominale del modulo: 580 Wp
Tipo di celle: Silicio Monocristallino
Tensione a circuito aperto (Voc): 53,30 V
Corrente di corto circuito (Isc): 13,82 A
Tensione Vmpp: 44,78 V
Corrente Impp: 12,96 A
Grado di efficienza: 21,21 %
Coefficiente termico Voc: - 0,28 % / K
Coefficiente termico Isc: + 0,048 % / K
Coefficiente termico Pmpp: - 0,35 % / K
Dimensioni: 2.411 mm x 1.134 mm x 35 mm
Peso: 30,93 kg
Certificati: IEC 61215, TUV classe di sicurezza II
Le caratteristiche dell’impianto fotovoltaico sono:
Numero totale di moduli: 12.598
Numero di sotto campi 5
Numero totale di stringhe: 485
Numero di moduli per stringa: 26 in 473 stringhe e 25 in 12 stringhe
Tensione di stringa Vmpp a 2°C: 1.239,0 V
Tensione di stringa Vmpp a 52°C: 1.076,5 V
Tensione di stringa Vmpp a 56°C: 1.063,5 V
Superficie complessiva dei moduli: 31.355,77 m2
Superficie dei moduli in pianta: 27.154,82 m2
Ognuno dei 5 sotto campi in cui è strutturato il generatore fotovoltaico fa capo ad un
cabinato compatto di trasformazione PVS-175-MVCS, appositamente prodotto dalla ABB per
17la connessione dell’impianto fotovoltaico in BT alla rete MT del distributore. I campi in
argomento sono strutturati nel qui sotto elencato numero di inverter e stringhe:
Nome Numero cabina Numero Inverter Numero Numero Potenza totale
campo PVS-175-MVCS PVS-175-TL-SX2 stringhe moduli del campo
stringa (kVA)
Campo A: 1 1 12 25
2 12 26
3 11 26
4 11 26
5 11 26
6 11 26
7 11 26
8 11 26
9 11 26 1.516,12
Campo B: 1
10 12 26
11 12 26
12 12 26
13 12 26
14 12 26
15 12 26
16 12 26
17 12 26 1.447,68
Campo C: 1
18 12 26
19 12 26
20 12 26
21 12 26
22 12 26
23 12 26
24 12 26
25 12 26
Campo D: 1 1.447,68
26 12 26
27 12 26
28 12 26
29 12 26
30 12 26
31 12 26
32 12 26
33 12 26 1.447,68
Campo E: 1 34 12 26
35 12 26
36 12 26
37 12 26
38 12 26
39 12 26
40 12 26
1841 12 26 1.447,68
6.2. Struttura di sostegno
Per struttura di sostegno di un generatore fotovoltaico si intende il manufatto adoperato per
il supporto e fissaggio dei moduli nonché l’ancoraggio a superficie stabile dell’insieme di
moduli fotovoltaici, in modo ottimizzante dell’esposizione e dell’orientamento di questi
rispetto alla radiazione solare.
Le strutture di sostegno sono calcolate per resistere alle seguenti sollecitazioni dei diversi
carichi:
carichi permanenti;
o peso strutture;
o peso zavorre;
o peso moduli;
o peso cavi e ausiliari;
sovraccarichi;
o carico da neve;
o spinta del vento;
o variazioni termiche;
o effetti sismici.
I moduli saranno installati su inseguitori solari monoassiali in modo di massimizzare la
produzione, con la possibilità di un incremento garantito fino al 25% di quella resa
dall’impianto ad installazione fissa.
L’inseguitore orizzontale a singolo asse, del tipo con dispositivi elettromeccanici,
segue il sole durante tutto il giorno da est a ovest sull'asse di rotazione orizzontale nord -
sud (inclinazione 0 °).
I layout in campo degli inseguitori orizzontali ad asse singolo sarà tale da posizionare
correttamente l'uno rispetto all'altro e mantenere tutti gli assi di rotazione paralleli tra loro in
modo di ottenere la massima produzione ed evitare l’ombreggiamento tra inseguitori.
Con l’implementazione del sistema di backtracking si garantirà che una serie di
pannelli non oscuri i pannelli adiacenti di un altro inseguitore. Quando l'angolo di elevazione
del Sole è basso nel cielo, all'inizio o alla fine il giorno, l'ombreggiatura dei moduli potrebbe
causare la riduzione dell'output dell’intero sistema. Il backtracking ruota l'apertura del corpo
rotante, eliminando il deleterio effetto di auto-shading e massimizzazione del rapporto di
copertura del suolo. Grazie a questa funzione, è stato possibile accorciare la distanza tra i
vari inseguitori.
19Figura 4 - Sistema di backtracking
La struttura dell’inseguitore TRJ è completamente adattabile alle dimensioni del pannello
fotovoltaico, condizioni geotecniche del sito specifico e spazio di installazione disponibile. La
configurazione elettrica delle stringhe richiede la seguente tabella di configurazione
dell’inseguitore con moduli fotovoltaici disposti verticalmente:
Struttura 1x26 moduli fotovoltaici installati in verticale (15,08 kWp)
- Dimensioni (L) 32,85 m x 2,96 m x (H) max. 2,12 m
- Componenti meccanici della struttura in acciaio: 5 montanti (generalmente alti circa 3 m
comprese le basi) e 4 tubolari quadrati (le specifiche dimensionali variano in base al terreno
e al vento e sono inclusi nelle specifiche tecniche istituite durante la progettazione
preliminare del progetto). Supporto del profilo Omega e ancoraggio del pannello.
- Componenti meccanici del movimento: 5 post-teste (2 per le posizioni estreme e 2 per la
posizione intermedia e 1 di supporto al motore). Una scheda elettronica per il controllo del
movimento (una può servire fino a 10 strutture). 1 motore (attuatore elettrico lineare AC).
- La distanza tra i tracker (I) verrà impostata in base alle specifiche progettuali.
- L'altezza minima da terra (D) è: 0,5 m
- Ogni struttura di inseguimento completa del relativo blocco di fondazione pesa circa 600
kg.
Per l’impianto in argomento, con potenza nominale del generatore fotovoltaico di
5.760,56kWp è necessaria l’installazione di 382 inseguitori da 26 moduli ciascuno.
20Figura 5 - Caratteristiche dimensionali
Le strutture di sostegno saranno adeguatamente distanziate, le une dalle altre, lungo la
direzione Nord-Sud.
Tale distanza, considerando la caratteristica del sistema di backtracking, è stata scelta per
limitare l’ombra che ogni fila potrebbe genera su quella successiva.
Le strutture verranno fissate su blocchi di fondazione idoneamente dimensionati dal punto
di vista statico secondo le caratteristiche morfologiche del terreno. La profondità del blocco
di fondazione di tali strutture verrà accuratamente valutata mediante prove dirette condotte
in situ mediante dinamometro; tali prove consisteranno nella valutazione delle condizioni di
rottura per taglio del terreno di sedime, raggiunte applicando una forza orizzontale in testa
all’elemento e nella verifica allo sfilamento.
L’utilizzo dei “blocchi di fondazione” consentirà l’ancoraggio stabile delle strutture di
sostegno dei moduli.
6.3. Convertitore CC/CA
La corrente continua generata dai moduli fotovoltaici verrà trasformata in corrente alternata
a mezzo gli inverter costituenti il gruppo decentralizzato di conversione CC/AC dell’impianto
fotovoltaico. Gli inverter, prodotti dall’ABB modello PVS-175-TL versione SX2, sono
strutturati in 24 canali di ingresso DC ad innesto rapido (2 per ciascun MPPT) con
sezionatori e SPD Tipo 2 con cartucce estraibili oltre che dal sezionatore e SPD Tipo 2 con
cartucce estraibili dell’uscita in AC.
Ad ogni MPTT sarà connessa una stringa (o massimo il parallelo di due stringhe) formata da
26 moduli.
21Dati tecnici dell’inverter ABB PVS-175-TL:
Dati in ingresso
Potenza nominale CC in ingresso: 188 kW a 30°C / 177 kW a
40°C
Tensione nominale CC in ingresso: 1.100 kW
Intervallo MPTT di tensione CC: 850 – 1.350 V
Numero di MPTT indipendenti: 12
Corrente massima in ingresso per ogni MPTT: 22 A
Dati in uscita
Potenza nominale CA di uscita: 175 kWa 40°C
Potenza massima CA di uscita: 185 kWa 30°C
Tensione nominale CA di uscita (±10%): 800 V
Massima corrente CA di uscita: 134 A
Intervallo di frequenze: 50 Hz – 60 Hz
Distorsione della corrente di rete: < 3%
Rendimento
Grado di rendimento massimo: 98,7 %
Dimensioni e peso:
Larghezza/altezza/profondità in mm: 867/1086/458
Peso approssimativo: 77 kg
Grado di protezione: IP65/IP54 sez. raffreddamento
Figura 6 - Inverter ABB, mod. PVS-175-TL-SX2
22La uscita a 800V AC trifase degli inverter verrà convogliata in uno dei 5 cabinati di
trasformazione BT/MT compatti ABB, modello PVS-175-MVCS, che definiscono ognuno dei
sotto campi.
L’inverter, oltre alla conversione della corrente continua in corrente alternata attua il
condizionamento e controllo della potenza trasferita, che tramite i cabinati compatti di
trasformazione BT/MT immette la potenza prodotta dal generatore fotovoltaico alla rete del
distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. In
particolare, il convertitore CC/CA sarà rispondente alle norme su EMC, alla Direttiva Bassa
Tensione (73/23/CEE e successiva modifica 93/68/CEE) e limitazione delle emissioni RF
(radio frequenza) in conformità alle norme CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8.
I valori di tensione e corrente di ingresso dei singoli canali dell’inverter è compatibili con
quella risultante dal dimensionamento delle stringhe del campo fotovoltaico a cui è
connesso, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita dagli inverter è
compatibile con quella in ingresso alle cabine compatte di trasformazione ABB PVS-175-
MVCS. L’uscita a 20.000kV dai cabinati sarà connessa alla cabina MT utente tramite cui sarà
connesso il generatore fotovoltaico alla rete del distributore.
Figura 7 - Cabina di trasformazione BT/MT compatta ABB, mod. PVS-175-MVCS
23Dati tecnici dei cabinati compatti ABB PVS-175-MVCS – 1.850:
Dati in ingresso
Potenza massima AC : 1.850 kW
Potenza massima del trasformatore MV: 1.850 kVA a 30°C / 1.750 kVA a 40°C
Numero di inverters in parallelo 10
Taratura del fusibile di ciascun 200 A
ingresso:
Tensione lato bassa tensione: 800 V
Tensione lato media tensione: < 36 kV
Avvolgibili TX primario/secondario AL/AL
Olio TX Minerale
Dati in uscita
Protezione uscita: ABB SafePlus (SF6-insulated)
Tensione di uscita: 20 kV
Taratura massima interruttore: 630 A
Potere d’interruzione: 16 o 20 kA
Dimensioni e peso:
Larghezza/altezza/profondità in mm: 5700/2150/2500
Peso approssimativo: 12 ton
Grado di protezione: IP54
6.4. Quadro di Campo
La realizzazione dell’impianto prevede l’installazione di inverter ABB PVS-175-TL versione
SX2, costituiti oltre che dal sezionatore e il SPD dell’uscita AC da un sezionatore DC e un
SPD Tipo 2 (con cartucce estraibili) per ognuno dei 24 canali di ingresso DC (2 per ciascun
MPPT) che svolgono la funzione di sezionamento e protezione delle stringhe collegate,
rendendo non necessaria l’implementazione di quadri di campo dal momento che ciascun
canale verrà alimentato da una sola stringa da 26 moduli.
6.5. Cabina di consegna Utente (CU)
La cabina di consegna Utente sarà ubicata all’interno della recinzione delimitante il sito, nel
punto stabilito dalla STMG.
La cabina utente realizzerà l’interfaccia tra le linee in MT, con schema di collegamento ad
anello, proveniente dal campo fotovoltaico ed i dispositivi di manovra e sezionamento
dell’ente distributore, collegati alla rete di distribuzione in MT derivata alla cabina primaria
del distributore di rete AT/MT ROSOLINI.
Facendo riferimento agli standard tecnici contenuti nella “guida per le connessioni alla rete
elettrica di e-distribuzione” si prevede l’installazione di una cabina box prefabbricata in
c.a.v., fuori standard, omologata e-distribuzione DG2092 rev. 3. Questa, provvista di vasca
24di fondazione idonea al passaggio dei cavi MT sopra la quale verrà posizionato il box
prefabbricato, verrà alimentata a mezzo cavo interrato.
Il box scelto, di dimensioni esterne 6,79 x 2,48 x 2,55 metri, sarà dotato di un accesso
diretto ed indipendente da area aperta al pubblico, sia per il personale che per eventuali
mezzi, da cui si accederà al vano “Locale e-distribuzione” e vano “Locale Misure”.
Le pareti del box saranno realizzate in conglomerato cementizio vibrato, adeguatamente
armate di spessore non inferiore a 9 cm. Il dimensionamento dell’’armatura sarà quella
prevista dal D.M. 14 gennaio 2008. Sulla parete lato finestre sanno predisposti dei passanti
in materiale plastico per consentire il passaggio di cavi elettrici temporanei. Tale passante
avrà un diametro interno minimo di 150 mm, dotato di un dispositivo di chiusura/apertura
funzionante solo con attrezzi speciali garantirà la tenuta anche in assenza di cavi. Sulla
parete opposta a quella contente le porte, in corrispondenza dell’armadio Rack, sarà
previsto un Sistema Passacavo (∅ 80 mm) per l’antenna.
La copertura sarà opportunamente ancorata alla struttura e garantirà un coefficiente
medio di trasmissione del calore minore di 3,1 W/°C m².La copertura sarà piana dotata, sui
lati lunghi, di due canalette in VTR di spessore di 3 mm per la raccolta e l’allontanamento
dell’acqua piovana. La copertura sarà inoltre protetta da un idoneo manto
impermeabilizzante prefabbricato costituito da membrana bitume-polimero, flessibilità a
freddo -10° C, armata in filo di poliestere. La copertura stessa, fermo restando le altre
caratteristiche geometriche e meccaniche, potrà essere fornita a due falde con pendenza
come richiesto dalle Autorità competenti – Comuni, Sovrintendenze Beni Culturali ed
ambientali etc. - prevedendo un rivestimento in cotto o laterizio (coppi o tegole) oppure in
pietra naturale o ardesia.
La ventilazione all’interno del box avverrà tramite due aspiratori eolici, in acciaio inox del
tipo con cuscinetto a bagno d’olio, installati sulla copertura e le due finestre di aerazione in
resina o in acciaio (DS 927 – DS 926), posizionate sul fianco del box. Gli aspiratori avranno
un diametro minimo di 250 mm e dotati di rete antinsetto di protezione removibile maglia
10x10 e di un sistema di bloccaggio antifurto. L’acciaio inox degli aspiratori sarà del tipo
AISI 304 (acciaio al Cr-Ni austenitico) come da UNI EN 10088-1:2005.
Gli aspiratori saranno posizionati nella zona intermedia tra i quadri di media tensione e la
parete anteriore (porte) in modo da evitare che possibili infiltrazioni d’acqua finiranno sulle
apparecchiature elettriche MT o BT. Gli aspiratori eolici saranno elettricamente isolati
dall’impianto di terra (CEI EN 50522:2011-07) e dall’armatura incorporata nel calcestruzzo.
L’'impianto elettrico, del tipo sfilabile, sarà realizzato con cavo unipolare di tipo
antifiamma, con tubo in materiale isolante incorporato nel calcestruzzo e consentirà la
connessione di tutti gli apparati necessari per il funzionamento della cabina (SA, UP, ecc.)
25N.1 quadri di bassa tensione per l’alimentazione dei servizi ausiliari SA (DY 3016/3) che
sarà installato nel rack (DY3005);N.4 lampade di illuminazione, installate una nel vano
misure e tre nel vano consegna (DY3021);l’alimentazione di ognuna delle lampade di
illuminazione è realizzata con due cavi unipolari di 2,5 mm2, in tubo in materiale isolante
incorporato nel calcestruzzo con interruttore bipolare IP>40;N.1 Telaio porta Quadri BT in
acciaio zincato a caldo (spessore minimo 12μ);N.1 distanziatore per quadri BT (DS3055);un
armadio rack - omologato e-distribuzione - del tipo a rastrelliera idoneo a contenere cassetti
da 19“ (DY 3005).Tutti i componenti dell’impianto saranno contrassegnati con un marchio
attestante la conformità alle norme.
Il pavimento a struttura portante, avrà uno spessore minimo di 10 cm .E' consentita la
realizzazione di strutture intermedie tra il pavimento ed il basamento. Tali strutture saranno
realizzate in modo da non impedire il passaggio dei cavi e se in acciaio saranno zincate a
caldo (Norme CEI 7-6). In corrispondenza della porta d’entrata sarà previsto un rialzo del
pavimento di 40 mm per impedire la fuoriuscita dell’olio di un eventuale trasformatore. Nel
pavimento sarà inglobato un tubo di diametro esterno (De) non inferiore a 60 mm
collegante i dispositivi di misura situati nel locale utente con i scomparti MT del locale
consegna. Sul bordo dell’apertura per l’accesso alla vasca di fondazione sarà inserito un
punto accessibile sull’armatura della soletta del pavimento, per la verifica della continuità
elettrica con la rete di terra. In prossimità del foro per il rack saranno installate n.4 boccole
filettate annegate nel cls facenti filo con il pavimento, utili al fissaggio del quadro rack .
Il basamento d’appoggio prefabbricato in c.a.v., realizzato sul sito prescelto
preliminarmente alla posa in opera del box, verrà interrato. Questo sarà monoblocco o ad
elementi componibili in modo da creare un vasca stagna sottostante tutto il locale consegna
dello spessore netto di almeno 50 cm (compresi eventuali sostegni del pavimento). Tra il
box ed il basamento sarà previsto collegamento meccanico (come da punto 7.2.1 del DM
14/01/2008) prevedendo un sistema di accoppiamento tale da impedire eventuali
spostamenti orizzontali del box stesso ed un sistema di sigillatura al contatto box-vasca,
tale da garantire una perfetta tenuta all’acqua. I fori saranno predisposti di flange a frattura
prestabilita verso l’esterno e predisposti per l’installazione dei passacavi.
L’impianto di terra e di protezione di cui sarà dotata la a cabina, dimensionato in base
alle prescrizioni di Legge ed alle Norme CEI EN 50522: 2011-03 (CEI 99-3) E CEI EN 61936
-1: 2011-03 (CEI 99-2), avrà un collegamento interno-esterno della rete di terra realizzato
a mezzo con n. 2 connettori in acciaio inox, annegati nel calcestruzzo e collegati
all’armatura . L’armatura metallica delle strutture sarà collegata a terra per garantire
l’equipotenzialità elettrica. I connettori saranno dotati di boccole filettate a tenuta stagna,
26per il collegamento della rete di terra, facenti filo con la superficie interna ed esterna della
vasca.
Finiture: Gli eventuali giunti di unione delle strutture e tutto il perimetro del box nel punto
di appoggio con il basamento, saranno sigillati per una perfetta tenuta d’acqua. Le pareti
interne ed il soffitto, saranno tinteggiate con pitture a base di resine sintetiche di colore
bianco. Le pareti esterne saranno trattate con rivestimento murale plastico idrorepellente
costituito da resine sintetiche pregiate, polvere di quarzo, ossidi coloranti ed additivi che
garantiranno il perfetto ancoraggio sul manufatto, resistenza agli agenti atmosferici anche in
ambiente industriale e marino, inalterabilità del colore alla luce solare e stabilità agli sbalzi di
temperatura (-20°C +60°C); colore RAL 1011 (beige-marrone) della scala RAL-F2 o in
alternativa RAL 7030. A richiesta le pareti esterne potranno essere rivestite in listelli di cotto
greificato di prima scelta (dimensioni raccomandate 24x6). Al basamento verrà applicata
una emulsione bituminosa o primer su tutte le facciate esterne, alla base interna ed alle
facciate interne. L'elemento di copertura sarà trattato con lo stesso rivestimento sopracitato,
ma con colore RAL 7001 (grigio argento) della scala RAL-F2.
Nella cabina verrà effettuato il collegamento con l’ente Distributore tramite la connessione in
antenna che giungerà la cabina primaria AT/MT ROSOLINI, come previsto dall’STMG
allegata.
Nel locale utente verranno installati i dispositivi di interruzione e sezionamento previsti dalla
norma CEI 0-16 e lo scomparto compresso il trasformatore adeguatamente dimensionato,
atto ad alimentare i servizi ausiliari.
L’impianto effettuerà la cessione totale dell’energia prodotta, a meno di quella impiegata per
i servizi ausiliari, necessari al funzionamento di alcuni dispositivi (illuminazione, allarme,
motopompe, etc..) per i quali è stato riservato un apposito montante per effettuare il
prelievo di energia dal punto di connessione.
Il quadro di MT è composto da:
n° 2 scomparti per i montanti afferenti all’anello formato dalle cabine dell’impianto
fotovoltaico;
n° 1 scomparto per il sezionamento del montante dell’impianto fotovoltaico;
n° 1 scomparto per il sezionamento del montante relativo ai servizi ausiliari;
n° 1 scomparto per la derivazione di una terna di TV protetti con un IMS combinato
con fusibili;
n° 1 scomparto contente il sezionatore Generale (SG) dell’impianto;
27Per maggiori dettagli e la descrizione dei componenti costituenti gli scomparti vedasi lo
schema elettrico.
Figura 8 - Schema elettrico cabina utente
In tale cabina sono presenti oltre ai dispositivi di sezionamento ed interruzione, anche i
sistemi di protezione previsti dalla norma CEI 0-16 che contribuiranno alla sicura
individuazione degli elementi guasti del sistema elettrico ed alla loro conseguente
esclusione.
Sarà cura dell’utente installare il sistema di protezione associato al Dispositivo di Montante
1(DM1), Sistema di Protezione Generale (SPG) che sarà composto da:
-Trasduttori di corrente di fase e di terra
-Relè di protezione con relativa alimentazione
-Circuiti di apertura dell’interruttore
I valori di regolazione minimi vengono impostati dall’utente sulla base di quanto comunicato
dal Distributore.
Inoltre essendo un impianto di generazione di energia sarà installato un Dispositivo Di
Interfaccia (DDI) in grado di assicurare la separazione dell’impianto dell’utente in caso di
perdita di rete.
A tale dispositivo verrà associato il Sistema di Protezione d’Interfaccia (SPI) che, in caso di
mancanza dell’alimentazione sulla rete o in caso di guasto sulla linea MT, sezionerà
l’impianto di produzione dalla rete.
6.6. Cavi elettrici e di cablaggio
In generale, la tensione nominale dei cavi elettrici adoperati sarà superiore alla tensione del
sistema elettrico di distribuzione in cui impiegati, e più specificamente:
28- Il cavo solare del tipo H1Z2Z2-K, da utilizzarsi nella parte d’impianto in CC ha una
tensione nominale (U0/U) di 1,5/1,5kV. La massima tensione a vuoto delle stringhe
da 26 moduli, riferita alla temperatura di -7°C, sarà di 1.051,4Vcc (sistema isolato
da terra).
- La tensione nominale dei cavi FG16R16 da utilizzarsi nella parte d’impianto in bassa
tensione a CA, posati in cunicoli e/o cavidotti interrati, è di tensione nominale Uo/U:
0,6/1 kV.
- La tensione nominale dei cavi tipo RG7H1R considerati nel collegamento delle cabine
compatte alla cabina di consegna utente e dei cavi del tipo ARE4H5EX, previsti nella
connessione della cabina utente con la cabina primaria dell’ente distributore, è di
12/20 kV.
Tutti i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI 20-22 II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q.,
colorazione delle anime secondo norme UNEL, grado d’isolamento 0,6/1 kV.
Nel rispetto della sicurezza degli operatori addetti ai lavori di verifica, adeguamento o
manutenzione dell’impianto, i conduttori presenteranno la seguente colorazione:
Conduttori di protezione: giallo-verde (obbligatorio)
Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio)
Conduttore di fase: grigio / marrone / nero
Conduttori per circuiti in c.c: siglato con indicazione del positivo con “+” e
del negativo con “–”
Cavi di media tensione: rosso
6.7. Strumenti di misura
L’impianto fotovoltaico sarà dotato di gruppi di misura per la contabilizzazione dell’energia
prodotta e ceduta alla rete nonché di quella parte di energia prelevata, per l’alimentazione
dei servizi ausiliari.
Quando il produttore fa esplicita richiesta che le attività d’installazione e manutenzione del
gruppo di misura dell’energia sia svolta dall’Ente Distributore, questo utilizza componenti
unificati di e-distribuzione.
Dato che il sistema di misura è soggetto a controllo fiscale, il responsabile dell’’installazione
e manutenzione dello stesso dovrà rilasciare al cliente la relativa certificazione di taratura
fiscale se richiesta dall’Agenzia delle Dogane.
Caratteristiche dei trasformatori di misura dell’energia
29Tutti i componenti di misura faranno riferimento allo stesso impianto di terra.
I trasformatori di misura saranno conformi alla norma CEI EN 60044-1 (trasformatori di
corrente – TA) e CEI EN 60044-2 (trasformatori di tensione – TV).
Inoltre avranno caratteristiche costruttive adeguate alla tipologia di installazione e alle
tensione di esercizio; in particolare, per le reti a 15-20 kV, vengono raccomandati i seguenti
valori minimi di grado di isolamento:
Tensione minima di riferimento per l’isolamento: 24 kV (per situazioni particolari è
possibile che l’ente distributore raccomandi valori diveri);
Tensione di tenuta a frequenza industriale (50 Hz): 50 kV;
Tensione di tenuta ad impulso atmosferico: 125 kV;
La classe di precisione prescritta deve essere 0,5.
La potenza nominale (VA) dei trasformatori sarà compatibile con l’impedenza del circuito
connesso a valle del secondario.
I trasformatori di corrente avranno, inoltre, le seguenti caratteristiche tecniche:
Corrente nominale termica di c.c. per 1 sec: 12,5 kA;
Corrente nominale dinamica: 31,5 kA;
Fattore di sicurezza: 15;
Corrente termica permanente nominale compresa tra 1 e 2 volte la massima
corrente transitante nel punto di connessione (CEI 13-4).
I TA e TV devono essere di tipo “dedicato” ovvero saranno utilizzati unicamente per il
sistema di misura:
I TA potranno avere più secondari, a patto che ogni avvolgimento abbia un nucleo
distinto (TA a nuclei separati); di tali secondari uno deve essere destinato
esclusivamente alla misura di interesse del Distributore e soddisfare i requisiti sulla
precisione e la prestazione riportati in precedenza.
I TV avranno unico rapporto di trasformazione adeguato alla tensione nominale di
ingresso dei circuiti voltmetrici del misuratore.
I trasformatori di misura saranno alloggiati in uno scomparto, il cui sportello di chiusura
deve consentire agevolmente le operazioni di sigillatura.
Localizzazione del sistema di misura
I trasformatori di misura saranno installati in prossimità del punto di consegna in MT,
protetti dal dispositivo generale del Cliente produttore.
30I contatori saranno ubicati nel vano misura della cabina di consegna (CU). Questo sarà
munito di doppio ingresso, uno per il cliente produttore e l’altro per il persona di e-
distribuzione.
Requisiti funzionali del contatore
Gli apparecchi di misura saranno conformi alla normativa CEI EN 62054-21, e
consentiranno:
1. la misurazione e la registrazione dell’energia attiva e reattiva (capacitiva e induttiva)
prelevata e immessa nelle differenti condizioni di carico (attiva prelevata ed immessa,
reattiva misurata nei quattro quadranti) ogni 15 minuti, nonché la rilevazione di tutti i
parametri necessari alla identificazione e corretta gestione dei dati di misura;
2. la misurazione e la relativa registrazione dei valori massimi di potenza attiva (intesa
come media nei 15 minuti) e la corrispondente data e ora;
3. l’impostazione da remoto delle fasce orarie;
4. l’impostazione automatica dell’ora legale/solare;
5. la rilevazione delle segnalazioni diagnostiche;
6. la sincronizzazione oraria in locale e da remoto;
7. la memorizzazione dei dati di misura energia (attiva e reattiva) registrati, come
descritto al punto 1) per un periodo temporale di almeno 60 giorni
Verifiche
L’installazione e la messa in servizio delle apparecchiature di misura saranno a cura del
soggetto responsabile dell’installazione e manutenzione del sistema di misura.
Come condizione preliminare all’attivazione dell’impianto, il sistema di misura dovrà essere
sottoposto a verifica di prima posa da parte del responsabile dell’installazione e
manutenzione dello stesso. Inoltre per i misuratori si dovrà verificare la tele leggibilità dei
dati di misura previsti da parte del sistema centrale di tele lettura dell’Ente Distributore.
L’onere relativo alla verifica di prima posa è a carico del responsabile dell’installazione e
manutenzione.
Le verifiche periodiche dell’apparecchiatura di misura saranno eseguite a cura del
responsabile dell’installazione e manutenzione del sistema di misura, in conformità alla
norma CEI 13-4, con cadenza almeno triennale. L’Ente Distributore si riserva di presenziare
alle operazioni di verifica, in tal caso il responsabile dell’installazione e manutenzione è
tenuto ad avvisare l’Ente in adeguato anticipo. Gli oneri relativi alle attività di verifica sono a
carico del soggetto responsabile dell’installazione e manutenzione, in caso contrario le spese
di verifica saranno a carico del soggetto richiedente la stessa.
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