REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO CONNESSO ALLA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE
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Comune di BOLOGNA (BO)
REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO
FOTOVOLTAICO CONNESSO ALLA
RETE ELETTRICA DI
DISTRIBUZIONE
Potenza = 2.208 kW
Relazione tecnica
Impianto: 2.208_BOLOGNA
Soggetto E.Eco srl
Responsabile:
Località: loc. Borgo Panigale, via della Salute snc, BOLOGNA BO
ROMA 22/03/2010
Il Tecnico
Arch. Gianguido Aroni
________________________
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 1 di 41
INDICE
INDICE 2
DATI GENERALI 3
Ubicazione impianto 3
Committente 3
Tecnico 4
Normativa di riferimento 5
Dati ambientali 5
SITO DI INSTALLAZIONE 5
Premessa 5
Disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico 6
Descrizione del sito 6
Disponibilità della fonte solare 6
Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale 6
Fattori morfologici e ambientali 8
Ombreggiamento 8
Albedo 9
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO 9
Procedura di calcolo 9
Criterio generale di progetto 9
Criterio di stima dell’energia prodotta 9
Criterio di verifica elettrica 11
Impianto 12
Descrizione 12
Scheda tecnica dell'impianto 12
Specifiche degli altri componenti dell'impianto 13
Posizionamento dei moduli 13
Cablaggio 13
Cabina di CONSEGNA 13
Impianto di messa a terra 16
Protezioni 16
Trasformatori 16
Schema elettrico 16
Generatore 18
Descrizione 18
Verifiche elettriche 18
Posizionamento dei moduli 21
Computo metrico 22
Fasi lavorative e Cronoprogramma 23
Monitoraggio 24
Manutenzione 24
Personale idoneo 25
Pulizia delle stringhe 25
Smaltimento acque meteoriche 25
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 2 di 41
Opere di mitigazione 25
Piano di dismissione dell’impianto 25
Fasi di dismissione 26
Classificazione dei materiali 26
Smaltimento dei materiali 27
Strutture di sostegno 27
Impianto elettrico 27
Locali prefabbricati e cabina di consegna 27
Recinzione area 27
Siepe perimetrale 27
Costo di smaltimento 28
Analisi delle possibili ricadute sociali e occupazionali 28
Ricadute sociali 29
Ricadute occupazionali 29
APPENDICE A 30
Leggi e decreti 30
Norme Tecniche 31
Delibere AEEG 32
Agenzia delle Entrate 32
APPENDICE B 34
Definizioni - Rete Elettrica 34
Definizioni - Impianto Fotovoltaico 34
APPENDICE C 39
Moduli utilizzati 39
APPENDICE D 40
SCHEDA TECNICA TRASFORMATORE 1000 kVA 40
APPENDICE E 41
SMA 1000MV 41
DATI GENERALI
Ubicazione impianto
Identificativo dell’impianto: 2208_BOLOGNA
Indirizzo: via della Salute snc, BOLOGNA BO
Comune: BOLOGNA BO
Località: Borgo Panigale
Committente
Nome Cognome Francesco Maria Galloppa
Codice Fiscale GLLFNC65E18A252R
Società E.Eco s.r.l.
Codice Fiscale 10735421009
Indirizzo Via della Madonna dei Monti 50
Comune Roma
CAP 00184
Telefono +39 06 99340313/14
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 3 di 41
Fax +39 06 23317573
E-mail f.galloppa@awn.it
Tecnico
Ragione Sociale Libero professionista
Nome Cognome Gianguido Aroni
Qualifica Architetto
Codice Fiscale RNAGGD62A11H199Y
studio Via della Madonna dei Monti 50
Comune ROMA
CAP 00184
Telefono 06 4819278
Fax 06 97254339
E-mail g.aroni@energyexpert.it
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Normativa di riferimento
Gli impianti devono essere realizzati a regola d’arte, come prescritto dalla Legge n.
186 del 1 marzo 1968 e ribadito dalla Legge n. 46 del 5 marzo 1990. Rimane tuttora
valido, sotto il profilo generale, quanto prescritto dal D.P.R. 21 aprile 1955 n. 547 “
Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro”.
Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, devono essere in
accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere
conformi:
alle prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF;
alle prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica;
alle prescrizioni e indicazioni della compagnia telefonica che gestisce la rete;
alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).
L’elenco completo delle norme alla base della progettazione è riportato in Appendice
A.
Dati ambientali
Assumendo come un dato medio di produzione di CO2 pari a 0,58 kg per Kwh
prodotto, possiamo stimare un risparmio di 1228788 di emissione in atmosfera di
CO2/anno.
SITO DI INSTALLAZIONE
Premessa
Il dimensionamento energetico dell'impianto fotovoltaico connesso alla rete del
distributore è stato effettuato tenendo conto, oltre che della disponibilità economica,
di:
disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico;
disponibilità della fonte solare;
fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo).
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Disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico
Descrizione del sito
Il progetto prevede la realizzazione di un impianto fotovoltaico a terra della potenza
totale di 2.208 Kwp, da installare all’interno di un lotto definito catastalmente al foglio
30 del Comune di Bologna (BO), particelle 206-208-376-289-292. L’area in oggetto è
situata nel quartiere Borgo Panigale, nei pressi della zona industriale Bargellino ed è
delimitata a nord dall’autostrada A14, a ovest dalla via Persicetana, a sud dalla linea
ferroviaria Bologna Ferrara, a est da terreni agricoli e case sparse. Sul lato occidentale
è delimitato dal canale Scolo di Conocchia. L’accesso all’area è garantito da una
servitù di passaggio al n°12 di via della Salute.
Il fondo si estende per 38.414 mq di superficie catastale.
L’impianto occupa l’intero fondo, così suddiviso:
12.735.6 mq occupati dalle strutture di sostegno dei pannelli
58,80 mq occupati dalle infrastrutture tecniche necessarie alla conversione DC/AC
della potenza generata dall’impianto
19,47 mq occupati dal punto di consegna sistema di rete nazionale elettrica
L'impianto funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione in media tensione
dell’Azienda di distribuzione locale (cessione totale).
L’ottimizzazione dell’efficienza di captazione energetica è realizzata mediante
orientamento statico dei pannelli verso sud con un angolo est di 0°, ed un tilt di 26°,
una inclinazione che la letteratura indica, per la nostra latitudine, ottimale nel
rapporto rendimento dei pannelli fotovoltaici e occupazione del suolo. I pannelli sono
fissati ad un’altezza di cm.100 dal terreno e montati rigidamente su telai metallici
ancorati al suolo con un sistema a vite. Il sistema descritto raggiunge un altezza
complessiva di ml. 2,61.
Le stesse strutture costituiscono le vie di corsa del sistema di continuità elettrico, fino
all’inverter di zona.
Per sua natura, l’impianto non richiede presenza di personale di presidio, altro che per
visite saltuarie per il diserbo e/o per ispezioni allo stato di integrità delle
apparecchiature.
L'impianto funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione in media tensione
dell’Azienda di distribuzione locale (cessione totale).
Disponibilità della fonte solare
Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale
La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i
dati “PVGIS” relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano
orizzontale.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 6 di 41
Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di BOLOGNA (BO) avente
latitudine 44.527287°Nord, 11.267068°Est,
Elevazione: 35-40 m. s.l.m.,
i valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati
sono pari a quanto scritto nella seguente tabella.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 7 di 41
Fattori morfologici e ambientali
Ombreggiamento
Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali
(rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il
tempo di ritorno dell’investimento.
Il Coefficiente di Ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo viene posta
pari a: 1.00. E’ consigliabile tuttavia abbassare la produttività prevista di un 10% in
modo che si tenga conto di alcune variabili quali alberature, manutenzione ordinaria e
straordinaria nonché guasti.
Di seguito viene riportato il diagramma solare per il sito che ospiterà l’impianto con la
definizione delle aree coperte per l’andamento orografico del luogo:
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 8 di 41
Outline of horizon with path for winter and summer solstice
Albedo
Inoltre, per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici
della zona in cui è inserito l’impianto, si sono individuati i valori medi mensili di
albedo, considerando anche i valori presenti nella norma UNI 8477:
Valori di albedo medio mensile
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
L’Albedo medio annuo è: 0.20
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
Procedura di calcolo
Criterio generale di progetto
Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di
massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile.
Criterio di stima dell’energia prodotta
L’energia generata dipende:
dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura,
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 9 di 41
riflettanza della superficie antistante i moduli);
dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione
(Azimut);
da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico;
dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura,
perdite per disaccoppiamento o mismatch;
dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System).
Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all’unità
del totale delle perdite, calcolate mediante la seguente formula:
Totale perdite [%] = [1 – (1 – a – b) x (1 – c - d) x (1 – e) x (1 – f)] + g
per i seguenti valori:
a Perdite per riflessione.
b Perdite per ombreggiamento.
c Perdite per mismatching .
d Perdite per effetto della temperatura.
e Perdite nei circuiti in continua.
f Perdite negli inverter.
g Perdite nei circuiti in alternata.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 10 di 41Criterio di verifica elettrica
La temperatura di dimensionamento considerata è pari a 50°. Nel grafico sottostante
l’area rosata rappresenta il range di funzionamento dell’Inverter a seconda delle
temperature di funzionamento.
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*
Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l’inverter e il sottocampo
fotovoltaico ad esso collegato.
Il rapporto per il progetto in esame è pari al 95%.
*Per i dati analitici vedi tabella 1 a pag.16-19
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 11 di 41Impianto
Descrizione
L’impianto, denominato “2208_Bologna”, classificato come “Impianto non integrato”, è
di tipo grid-connected e la modalità di connessione è in “Trifase in media tensione” a
20.000 V.
La potenza dell’impianto, entrato in esercizio come Nuova costruzione, è pari a 2.208
kW, e la produzione stimata di 2.354.000 kWh di energia annua (al netto di
ombreggiamento, manutenzione e guasti), deriva da 9200 moduli occupanti una
superficie proiettata di 14.000 m2 e di 15.302,6 m2di superficie radiante . L’impianto è
diviso in 4 sottocampi di identica configurazione e potenza nominale di circa 550 kWp.
Scheda tecnica dell'impianto
Dati generali
Identificativo dell'impianto 2208_Bologna
Soggetto responsabile dell’impianto fotovoltaico Francesco Maria Galloppa
Classificazione architettonica Impianto non integrato
Indirizzo Loc. Bologna, Via della salute
Comune BOLOGNA
Provincia BO
Latitudine 44° 31’ 33’’
Longitudine 11° 16’ 12’’
Altitudine media 50 m
Superficie irraggiata totale moduli 15302,6 m²
Irradiazione solare annua sul piano orizzontale 1420
Coefficiente di ombreggiamento 1.00
Dati tecnici
Potenza totale 2208 kW
Sottocampi 4
Numero totale moduli 9200
Numero totale inverter 4
BOS reduction 79,40 %
Sezionatore tripolare a tre posizioni dotato
Dispositivo generale di sganciatori
Sezionatore tripolare sottocarico a tre posizioni,
Dispositivo d’interfaccia estraibile con TV (uno per sottocampo)
Dispositivo di generatore Contattore di potenza (uno per ogni inverter)
Sistemi di rifasamento Non presenti
Trasformatori
2 Trasformatori BT/MT in olio. Tensione circ. primario:
20000V Tensione circ. secondario: 400V Vcc: 6%
Prestazioni energetiche
Energia totale annua 2354000 kWh
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 12 di 41Specifiche degli altri componenti dell'impianto
Posizionamento dei moduli
I moduli saranno posizionati su telai metallici conformi alle prescrizioni di cui al D.G.R.
n. 517 del 18 luglio 2008 allegato B. Saranno ancorati a terra tramite viti elicoidali
metalliche che assicureranno anche la messa terra dei pannelli e dei telai stessi.
Cablaggio
Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi isolati, in rame, aventi sezione
massima per il lato CC da 500 mmq, per il lato CA cavi da 16 mmq. I cavi saranno
disposti di cavidotti in trincea.
Cabina di CONSEGNA
Lo schema sintetico della cabina di consegna, misura e consegna è il seguente.
La cabina di consegna è costituita da tre locali:
- locale di consegna
- locale di misura
- locale utente.
Il locale di consegna di energia ed il locale di misura saranno costruiti dell’utente
secondo le prescrizioni dell’ ENEL. A tali locali avranno accesso gli operatori dell’Ente
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 13 di 41distributrice di energia direttamente dal suolo pubblico, tramite porte di tipo unificato
ENEL, fornita e istallata dall’utente con una serratura fornita dell’Ente distributore di
energia e istallata dall’utente.
Il locale di consegna dell’energia è di uso esclusivo dell’ENEL che allestirà le proprie
apparecchiature di manovra e sezionamento.
Il locale di misura dell’energia è il locale in cui l’Ente distributore di energia installerà il
gruppo di misura. A tale locale ha accesso pure l’utente tramite una propria entrata di
servizio.
Il locale utente è completamente allestito all’utente, compreso il cavo di collegamento
fra il dispositivo di protezione generale (che deve avere caratteristiche conformi con le
richieste dell’ENEL) e il punto di consegna dell’energia posto nel locale di consegna.
Di seguito sono riportati: le caratteristiche tecniche dell’impianto in MT; la forma e le
dimensioni di tutti i locali che devono essere allestiti dall’utente (figura 1); la
dislocazione delle apparecchiature nel locale utente ed una possibile disposizione delle
apparecchiature allestite all’ENEL (figura 2), lo schema unifilare dell’impianto in media
tensione e l’impianto in BT nella cabina (figura 3).
Figura 1 Pianta e prospetto cabina
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 14 di 41Figura 2 Disposizione apparecchiature
Figura 3 Schema circuiti MT
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 15 di 41Impianto di messa a terra
Per quanto riguarda la messa a terra è prevista la connessione delle cornici metalliche
dei moduli (masse) tra loro e con le strutture metalliche di sostegno (masse
estranee), al fine di realizzare una rete il più possibile equipotenziale. Lo scopo
primario è quello di offrire ad eventuali correnti di guasto a terra una molteplicità di
percorsi di richiusura al fine di rendere minime (inferiori a 50 V) eventuali tensioni di
contatto per una efficace protezione contro i contatti indiretti.
Protezioni
Le protezioni, per quanto non di seguito specificato, saranno realizzate in conformità
alle norme applicabili e a quanto richiesto dalle specifiche ENEL applicabili.
I singoli moduli sono protetti contro gli effetti dell'ombreggiamento dai diodi di by-
pass dimensionati sul modulo utilizzato con la relazione (corrente nominale>Isc
modulo; tensione inversa>Voc modulo).
Le stringhe saranno protette contro la circolazione di correnti inverse dai diodi di
blocco, i quali sono dimensionati in base alle caratteristiche elettriche dell'impianto
(corrente nominale>Isc modulo; tensione inversa>2Voc stringa).
Ai terminali di ogni stringa nella scatola di giunzione, sia sul polo positivo che
negativo, sono installati scaricatori di sovratensioni tra poli e terra, per la protezione
contro le sovratensioni.
Trasformatori
Sono previsti due trasformatori in olio da 500 kVA a doppio primario da 400V trifase
integrato nella cabina inverter. Il trasformatore sarà conforme alle specifiche ENEL e
CEI 0-16.
La scheda tecnica del trasformatore viene riportata a seguire.
Tensione primaria: 20kV; Tensione secondario: 400V; Vcc : 6%
Schema elettrico
L’impianto ricalca lo schema generale di connessione previsto dalla norma CEI 0-16
riportato nella figura sottostante. Per il dettaglio si rimanda alle tavole di progetto.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 16 di 41In sintesi:
- Potenza complessiva impianto 2208 kW
- Generatore fotovoltaico Costituito da 9200 pannelli in silicio policristallino da
240 W
- n. 42 inverter SC500 HE accoppiati in due cabine
SC1000MV Potenza FV max 1050 kWp Potenza CA
nominale 1000 kW cad.
- Dispositivo generale Sezionatore tripolare a tre posizioni dotato di
sganciatori
- Dispositivo d’interfaccia Sezionatore tripolare sottocarico a tre posizioni,
estraibile con TV (uno per sottocampo)
- Dispositivo di generatore Contattore di potenza (uno per ogni inverter)
- Sistemi di rifasamento Non presenti
- n.1 Trasformatore Trasformatori BT/MT da 1000 kVA in olio (scheda
tecnica in appendice) Tensione primaria: 20kV;
Tensione secondario: 400V Vcc 6%
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 17 di 41Generatore
Descrizione
Il generatore è composto di 4 sottocampi di identica configurazione (per ogni
sottocampo 2300 moduli Trina TSM2430DC05 da 240W) convergenti su un'unica
cabina inverter della SMA tipo SC1000MV IT ove sono ospitati due inverter SMA
SC500HE.
Una panoramica dell’impianto è riportata nella scheda sottostante:
Verifiche elettriche
In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e
dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 °C) sono verificate le seguenti
disuguaglianze:
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 18 di 41TENSIONI MPPT sottocampo 1, 2, 3, 4
Vm a 70 °C (494.00 V) maggiore di Vmppt min. (450 V) VERIFICATO
Vm a 15 °C (638.00 V) minore di Vmppt max. (880 V) VERIFICATO
TENSIONE MASSIMA sottocampo 1, 2, 3, 4
Voc a -10 °C (841.00 V) inferiore alla tensione max. dell’inverter (880.00 V) VERIFICATO
TENSIONE MASSIMA MODULO
Voc a -10 °C (841.00 V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo (1 000.00
VERIFICATO
V)
CORRENTE MASSIMA TENSIONE MASSIMA sottocampo 1, 2, 3, 4
Corrente max. generata (1803,2A) inferiore alla corrente max. dell’inverter 1864,50
VERIFICATO
A)
DIMENSIONAMENTO sottocampo 1, 2, 3, 4
Dimensionamento compreso tra 95% e 115% (92% ) VERIFICATO
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 19 di 41Tabella 1 Riepilogo dei valori di verifica ottenuti
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 20 di 41Posizionamento dei moduli
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 21 di 41Computo metrico
descrizione lavori unità misura costo unitario quantità importo
Pannelli fotovoltaici Trina Solar 230 W Kwp € 996,00 2'208,00 € 2'199'168,00
Strutture di sostegno 14kg/mq Kg € 4,50 14'350,00 € 64'575,00
Recinzione (921 m. x 2,5 m.) Mq € 16,00 2'393,00 € 38'288,00
Cabina Inverter/trafo completa cad € 205'000,00 2,00 € 410'000,00
Cabina consegna pref. cad € 45'000,00 1,00 € 45'000,00
Cancello motorizzato cad € 2'500,00 1,00 € 2'500,00
Posa in opera kWp € 100,00 2'208,00 € 220'800,00
Opere edili e scavi corpo € 6'000,00 1,00 € 6'000,00
Opere di mitigazione corpo € 9'000,00 1,00 € 9'000,00
elettrodotto corpo € 69'597,50 1,00 € 69'597,50
totale costi di costruzione € 3'064'928,50
oneri istruttori (0,02%) € 612,99
Quadro economico indicativo dei costi di costruzione dell’impianto
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 22 di 41Fasi lavorative e Cronoprogramma
Le fasi lavorative previste per la realizzazione del campo fotovoltaico possono essere
sintetizzate nel cronoprogramma riportato più avanti.
La realizzazione del campo fotovoltaico impegnerà circa 5 (CINQUE) mesi di lavori.
FASI DI CANTIERE
Le fasi di cantiere possono essere sinteticamente riassunte secondo l’elenco
seguente (eventualmente alcune fasi possono essere parzialmente sovrapponibili):
1. predisposizione dell’area di cantiere mediante livellamento della superficie di
intervento e predisposizione della viabilità interna all’area di intervento con macchine
escavatrici;
2. posa della recinzione esterna dell’impianto;
3. posa degli elementi di ancoraggio;
4. realizzazione dei basamenti dei locali tecnici e delle cabine di conversione
trasformazione BT/MT;
5. posa linea MT, posa pozzetti e tubazioni;
6. fissaggio delle strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici;
7. montaggio e cablaggio moduli sulle strutture di sostegno;
8. installazione dei box di parallelo CC in campo ‐ collegamenti alle cabine di
conversione e trasformazione BT/MT;
9. posa e collegamento dei cavi;
10. installazione dei sistemi di sicurezza e videosorveglianza;
11. installazione dei contatori;
12. collegamento alla rete pubblica e verifiche tecnico funzionali;
13. opere di mitigazione verdi.
La presenza di mezzi d’opera è limitata alle fasi dalla 1 alla 5 e 8.
L’utilizzo di camion è previsto nella fase di trasporto dei materiali di cantiere
(reticolati, moduli, strutture di sostegno) e per le cabine prefabbricate. Le fasi di
cablaggio e montaggio moduli saranno effettuate prevalentemente a mano o con
l’ausilio di mezzi di piccole dimensioni (es. furgoni).
Il tempo di realizzazione dell’intervento è stimato in 150 giorni lavorativi. Il traffico di
mezzi pesanti sarà concentrato prevalentemente nei primi 2 mesi di lavoro ed è
quantificabile in una media di 4 viaggi giorno (andata e ritono).
Contestualmente alle fasi di cantiere saranno curate le pratiche di allaccio
nei confronti di ENEL e di ottenimento degli incentivi del “conto energia” presso il GSE
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 23 di 41Monitoraggio
Gli impianti fotovoltaici non producono emissioni di nessun tipo; non emettono gas
aventi effetto serra né durante la fase di esercizio, né in fase di dismissione.
Gli impianti fotovoltaici hanno una vita utile di almeno 25 anni, determinata dalla
funzionalità dei moduli. La loro alta affidabilità è legata soprattutto alle caratteristiche
fisiche del silicio e alla loro stabilità nel tempo, ed è ormai dimostrata dall’evidenza
sperimentale di 25 anni di funzionamento ininterrotto degli impianti installati nei
decenni passati. Gli impianti fotovoltaici necessitano di scarsa manutenzione poiché il
loro funzionamento non dipende da organi in movimento; vengono effettuati controlli
visivi e strumentale periodici. La produttività dei moduli viene garantita per legge per
20 anni e l’unico componente che richiede una sostituzione nell’arco della vita
dell’impianto è l’inverter che offre comunque la possibilità di una garanzia fino a 10
anni, e che molte case ormai producono in una ottica di durata ventennale. Anche tutti
gli altri componenti, dalle strutture di sostegno ai cavi, sono pensati per una durata
lunga che corrisponda alla vita dell’impianto.
Manutenzione
Sono previste due tipologie di manutenzione:
MANUTENZIONE ORDINARIA, intesa come conservativa della funzione alla quale
sono destinati gli impianti, o sostitutiva di parti che non causano disagi apprezzabili,
consistono principalmente in esami visivi dello stato dei collegamenti elettrici, nella
pulizia del terreno, delle siepi e dei moduli fotovoltaici. La pulizia del terreno sarà
effettuata senza l’ausilio di diserbanti chimici, mediante sfalcio meccanico o manuale
delle erbacce.
MANUTENZIONE SU GUASTO, intesa come sostituzione di parti rilevanti di
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 24 di 41impianto, o che comunque fuori servizio creano disagi apprezzabili, senza modifica
dell’assetto o della potenzialità dell’impianto stesso.
Personale idoneo
La norma CEI 11-27 prescrive che "ogni attività" su impianti o apparecchiature
elettriche sia svolta da personale adeguatamente formato.
La norma CEI 11-27 definisce i contenuti minimi dei percorsi formativi al termine dei quali
si attribuiscono le qualifiche alle persone destinate a eseguire lavori elettrici:
- Persona esperta (PES);
- Persona avvertita (PAV);
- Persona idonea (PEI) a operare sulle apparecchiature elettriche
PAV e PES possono eseguire solo lavori elettrici fuori tensione.
PAV si distingue da PES per la non abilitazione ad affrontare in autonomia il lavoro
elettrico. Solo persone idonee (PEI) possono eseguire lavori elettrici sotto tensione.
Solo il titolare dell’impianto può accedere ai locali tecnici allo scopo di
sorveglianza/conduzione, ma non può eseguire alcuna attività sull’impianto.
Trattandosi di impianto di seconda categoria (impianti con tensione nominale maggiore di 1kV e
minore o uguale a 30kV) il titolare può accedere al locale cabina a suo rischio e pericolo.
Pulizia delle stringhe
In condizioni meteorologiche “normali” è ipotizzabile un lavaggio dei pannelli con
frequenza di tre/quattro volte l’anno. La stima del liquido necessario alla pulizia
dell’intero campo fotovoltaico è quantificabile in circa 3000 lt. (Calcolo basato
sull’utilizzo di idropulitrice con portata di 500 lt/h lt 0.32/pannello)
Il fabbisogno sarà garantito da rifornimento con autocisterna. Il lavaggio sarà
effettuata senza l’uso di elementi o additivi chimici. Il drenaggio del terreno è
assicurato dalla naturale conformazione orografica del fondo
Smaltimento acque meteoriche
Il campo fotovoltaico assecondando la giacitura del terreno, non ostacola il naturale
deflusso delle acque e non necessita di opere idrauliche specifiche.
Opere di mitigazione
Al fine di limitare l’impatto visivo dell’impianto dal territorio circostante, in accordo con
i consulenti sia per il paesaggio sia per l’aspetto naturalistico e alle cui relazioni si
rimanda per approfondimenti, si è deciso di affiancare alla recinzione lungo il lato Nord
(lato autostrada) la piantumazione di una serie di elementi arborei e arbustivi: una
siepe dalla duplice valenza paesaggistica ed ecologica. Le siepi possono infatti essere
molto importanti nelle zone verdi perché permettono la nidificazione di molte specie di
uccelli e offrono riparo e siti riproduttivi a piccoli e medi mammiferi, nonché rettili.
Piano di dismissione dell’impianto
Di norma si considera il tempo di utilizzo degli impianti fotovoltaici rapportandolo ai 20
anni di erogazione degli incentivi statali, anche se le attuali tecnologie costruttive e le
esperienze sia sul campo che il laboratorio confermano una producibilità del sistema
che può avvicinarsi ai 30 anni.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 25 di 41Infatti si può affermare che le celle fotovoltaiche, sebbene garantite 20 anni contro la
diminuzione dell’efficienza di produzione, essendo costituite da materiale inerte quale
il silicio, garantiscono cicli di vita ben superiori alla durata ventennale del Conto
Energia (sono infatti presenti impianti di prova installati negli anni 70 ancora
funzionanti seppure con una produzione elettrica inferiore).
I moduli fotovoltaici risentono solo di un calo di prestazione dovuto alla degradazione
dei materiali che compongono la stratigrafia del modulo quali vetro (che ingiallisce) e
fogli di EVA e Tedlar.
Non conosciamo quindi oggi la normativa che, con lo sviluppo sempre più ampio del
fotovoltaico, sarà in vigore all’atto dello smantellamento.
Fasi di dismissione
L’impianto sarà dismesso almeno dopo 20 anni dalla data di entrata in esercizio
seguendo le prescrizioni normative in vigore a quella data.
Il piano di dismissione sarà comunque così articolato:
1. Sezionamento dell’impianto
2. Scollegamento della serie dei moduli fotovoltaici
3. Scollegamento dei cavi
4. Smontaggio moduli fotovoltaici dalla struttura di sostegno
5. Raccolta e assemblaggio dei moduli in appositi contenitori per il trasporto
6. Smontaggio dei sistemi di illuminazione e videosorveglianza
7. Rimozione dei cavi dai canali interrati
8. Rimozione dei pozzetti di ispezione
9. Rimozione delle componenti elettriche dai prefabbricati
10. Smontaggio della struttura metallica
11. Rimozione del fissaggio al suolo
12. Rimozione delle componenti elettriche dalle cabine di trasformazione
13. Rimozione dei manufatti prefabbricati
14. Rimozione della recinzione (se richiesto)
15. Rimozione del materiale ghiaioso dalle strade di servizio
16. Consegna materiali soggetti a raccolta differenziata a ditte specializzate per il loro
smaltimento
I tempi previsti per il ripristino dei luoghi già sede dell’intero impianto fotovoltaico
sono di circa 3 mesi.
Classificazione dei materiali
L’impianto fotovoltaico è costituito essenzialmente dai seguenti elementi:
Apparecchiature elettriche ed elettroniche:
- inverter, quadri elettrici, trasformatori, moduli fotovoltaici
Cabine elettriche prefabbricate in cemento armato precompresso
Strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici:
- viti di ancoraggio in acciaio, profili di alluminio, tubi in ferro
Cavi elettrici
Tubazioni in pvc per il passaggio dei cavi elettrici
Pietrisco per la realizzazione della viabilità interna semplicemente posato sul terreno.
In Italia sono appena entrate in vigore alcune norme per garantire un completo
smaltimento dei prodotti elettrici ed elettronici. (gestione semplificata per i Raee
stabilite dal D.M. n. 65 del 08/03/2010)
Del modulo fotovoltaico saranno recuperati :
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 26 di 41-il vetro di protezione,
-le celle al silicio,
-la cornice in alluminio,
-il rame dei cavi.
Circa il 95% del materiale quindi sarà differenziato e portato a centri di smaltimento.
L’inverter, costituisce un altro elemento realizzato con materiali pregiati che potranno
essere conferiti agli appositi centri (già a tutt’oggi presenti almeno in ogni regione
settentrionale) di selezione e riciclo.
I cavi in rame saranno recuperati, così come tutto il metallo delle strutture di
sostegno.
Smaltimento dei materiali
Strutture di sostegno
Le strutture di sostegno dei pannelli saranno rimosse tramite smontaggio meccanico,
per quanto riguarda la parte aerea, e tramite estrazione dal terreno delle viti di
fondazione.
I materiali ferrosi ricavati verranno inviati ad appositi centri di recupero e riciclaggio
istituiti a norma di legge.
Per quanto attiene al ripristino del terreno non sarà necessario procedere a nessuna
demolizione di fondazioni in quanto non si utilizzano elementi in cls gettati in opera.
Impianto elettrico
Le linee elettriche e gli apparati elettrici e meccanici delle cabine di trasformazione
MT/BT saranno rimosse, conferendo il materiale di risulta agli impianti all’uopo
deputati dalla normativa di settore.
Il rame degli avvolgimenti e dei cavi elettrici e le parti metalliche verranno inviati ad
aziende specializzate nel loro recupero e riciclaggio.
I cavidotti ed i pozzetti elettrici verranno rimossi tramite scavo a sezione obbligata che
verrà poi nuovamente riempito con il materiale di risulta.
I manufatti estratti verranno trattati come rifiuti ed inviati in discarica in accordo alle
vigenti disposizioni normative. Le colonnine prefabbricate di distribuzione elettrica
saranno smantellate ed inviate anch’esse ad aziende specializzate nel loro recupero e
riciclaggio.
Locali prefabbricati e cabina di consegna
Per quanto attiene alle strutture prefabbricate alloggianti la cabina elettrica e l’inverter
si procederà alla demolizione ed allo smaltimento dei materiali presso impianti di
recupero e riciclaggio inerti da demolizione (rifiuti speciali non pericolosi).
Recinzione area
La recinzione in maglia metallica di perimetrazione del sito, compresi i paletti di
sostegno e il cancello di accesso, sarà rimossa tramite smontaggio ed inviata a centri
di recupero per il riciclaggio delle componenti metalliche.
Siepe perimetrale
Al momento della dismissione, in funzione delle future esigenze e dello stato di vita
delle singole piante delle siepi perimetrali, esse potranno essere smaltite come sfalci,
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 27 di 41oppure mantenute in sito o cedute ad appositi vivai della zona per il riutilizzo.
Costo di smaltimento
I costi di smaltimento sono così calcolati per MegaWatt di potenza:
1. Demolizione cabine, ancoraggi, pali, ecc. costituenti materiale inerte da recuperare
in appositi centri mc 70
Demolizione – macchina con operatore ore 16 x 120 €/ora = 1.920 €
Camion con operatore ore 250 x 62 €/ora = 15.500 €
N°2 operai ore 60 x 28 €/ora = 3.360 €
Smaltimento mc 70 x 1,5 x 50 = 5.250 €
Recupero ancoraggi a corpo 15.000 €
2. Sistemazione dell’area – macchina con operatore ore 15 x 68 €/ora = 1.020 €
3. aratura e semina – con operatore 3.000 €/ha = 6.000 €
4. smontaggio moduli e telai 0 €*
5. smontaggio parti elettriche 0 €*
6. oneri per lavaggio materiali vetrosi 1.000 €
7. smaltimento rifiuti modulo(5% peso) 0 €*
8. costo per smaltimento cavi in rame 0 €*
9. costo per smaltimento alluminio 0 €*
10. costo per smaltimento materiale ferroso 0 €*
11. costo per smaltimento materiale elettrico, telecamere, ecc. 0 €*
12. imprevisti 950 €
TOTALE PER MWp 50.000 €
In conclusione per un MWp il costo finale è valutabile in euro 50.000, rivalutabile con
gli indici ISTAT, tuttavia tale costo è suscettibile di diminuzione a seguito di raccolte
organizzate su larga scala. Quindi per l’impianto in oggetto di 2,208 MWp il costo
stimato è di € 110.400
* NOTE ESPLICATIVE:
Da una indagine di mercato è risultato che il vetro se pulito viene ritirato senza alcun
costo, così come per i materiali elettrici.
Diversamente per i profili d’alluminio il recuperatore paga circa 150 – 200 € / ton,
analogamente per i materiali ferrosi, la cifra si aggira attorno ai 130 € /ton.
I cavi in rame, se scoperti, vengono pagati dal recuperatore circa 3.000 € /ton, cifra
ridotta a 1.000 €/ ton se ricoperti.
Per quanto attiene alla demolizione dei manufatti in c.c.a. e c.s. e mattoni, il costo di
smaltimento è di circa 50 € /ton.
Si ritiene pertanto che, gli oneri per smontaggio, separazione, smaltimento dei
suddetti materiali, siano coperti dai ricavi della vendita di tali prodotti.
Analisi delle possibili ricadute sociali e occupazionali
Nella progettazione dell’impianto , la società proponente ha cercato di tenere in
considerazione principi di efficienza, rispetto per l’ambiente e prospettive socio
economiche sostenibili.
Nella individuazione del sito hanno influito diversi fattori:
posizione, area di risulta infrastrutturale non idonea al posizionamento né di
servizi pubblici né di residenze, adatta al posizionamento di un campo
fotovoltaico quale filtro fra città e campagna, fra gli assi di scorrimento
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 28 di 41ferroviario e autostradale
vicinanza ad una cabina ENEL, e all’area industriale Bargellina in grado di
consumare “localmente”la quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto
Ricadute sociali
Un positivo riscontro proveniente dalla gestione dell’impianto sarà costituito dal
beneficio economico di tipo diretto a favore del bilancio comunale di Bologna
attraverso l’ICI come stabilito dall’Agenzia delle Entrate (Risoluzione n.3 del novembre
2008) e fornire quindi preziose risorse e sostenere il consolidamento e lo sviluppo dei
servizi prestati dall’ente alla propria comunità.
Ricadute occupazionali
La realizzazione dell’impianto e delle opere necessarie alla sua funzionalità, in
particolare le opere di sistemazione dell’area, assicurerà l’impiego di risorse locali per
la preparazione del terreno, i piccoli movimenti terra, gli scavi, la fornitura ed il
trasporto di materiale non specialistico, la costruzione dei manufatti.
Per l’esecuzione delle opere civili ed il montaggio degli impianti si stima l’impiego per
tre mesi di 5 operai di cui 2 specializzati e 3 che potrebbero essere reperiti in loco:
L’impianto a regime offrirà lavoro in ambito locale:
a personale non specializzato per le necessità connesse alla sorveglianza
la manutenzione ordinaria per il taglio controllato della vegetazione, la pulizia
dei pannelli
a personale qualificato per la verifica dell’efficienza delle connessioni lungo la
rete di cablaggio elettrico
a personale specializzato per il controllo e la manutenzione delle
apparecchiature elettriche ed elettroniche di trasformazione dell’energia
elettrica
Roma, 26/05/2011
Il tecnico
Arch. Gianguido Aroni
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 29 di 41APPENDICE 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: disposizioni 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 luglio 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 luglio 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.
Sicurezza:
DPR 547/55 - D.Lgs. 626/94 e successive modificazioni e integrazioni: sicurezza e prevenzione degli
infortuni sul lavoro;
Legge 46/90 - DPR 447/91 e successive modificazioni e integrazioni: sicurezza elettrica.
Nuovo Conto Energia:
DECRETO 19-02-2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre
2003, n. 387.
Legge 24 dicembre 2007, n. 244 (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del bilancio
annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008).
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 30 di 41Norme Tecniche
CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a
1500 V in corrente continua.
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II
categoria.
CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche
tensione-corrente.
CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di
riferimento.
CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari
fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.
CEI EN 61727 (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete.
CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del
progetto e omologazione del tipo.
CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e
approvazione di tipo.
CEI EN 50380 (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici.
CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di
Media e Bassa tensione.
CEI EN 62093 (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di
progetto in condizioni ambientali naturali.
CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti - Sezione 2:
Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase).
CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da
equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.
CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione
(quadri BT).
Serie composta da:
CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1): apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature
parzialmente soggette a prove di tipo (ANS).
CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2): prescrizioni particolari per i condotti sbarre.
CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3): prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate di protezione e di
manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addestrato ha accesso al loro uso -
Quadri di distribuzione (ASD).
CEI EN 60445 (CEI 16-2): principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina, marcatura e
identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori designati e
regole generali per un sistema alfanumerico.
CEI EN 60529 (CEI 70-1): gradi di protezione degli involucri (codice IP).
CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per
sistemi a corrente alternata.
CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI EN 62305 (CEI 81-10): protezione contro i fulmini.
Serie composta da:
CEI EN 62305-1 (CEI 81-10/1): principi generali.
CEI EN 62305-2 (CEI 81-10/2): valutazione del rischio.
CEI EN 62305-3 (CEI 81-10/3): danno materiale alle strutture e pericolo per le persone.
CEI EN 62305-4 (CEI 81-10/4): impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture.
CEI 81-3: valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato.
CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.
CEI 0-3: guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi allegati per la legge n.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 31 di 4146/1990.
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.
CEI 0-16
Delibere AEEG
Delibera AEEG 14 settembre 2005, n. 188/05 (testo originale): 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 apportate 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 4 Agosto 2010, n. 125/10: Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione
alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)
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
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 32 di 41dicembre 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.
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 33 di 41APPENDICE 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
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 34 di 41conseguente circolazione di corrente se collegate ad un circuito esterno.
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 m 2), 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 fotovoltaico
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 fotovoltaico
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 fotovoltaico
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 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 (BOS), tali da consentire di produrre
energia elettrica e fornirla alle utenze elettriche e/o di immetterla nella rete del distributore.
Impianto (o Sistema) fotovoltaico collegato alla rete 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
2208_Bologna - Relazione tecnica - Pag. 35 di 41Puoi anche leggere
