ministero per i beni e le attivita’ culturali – … esecutivo... · o d.m. del 18 settembre...

MINISTERO PER I BENI E LE ATTIVITA’ CULTURALI – DIREZIONE REGIONALE PER I BENI CULTURALI E PAESAGGISTICI DELLA LOMBARDIA

Appalto di progettazione definitiva, progettazione esecutiva, coordinamento per la sicurezza in fase di progettazione ed esecuzione dei lavori di Restauro Conservazione e Rifunzionalizzazione del Complesso di Palazzo Citterio in Milano

RELAZIONE IR 04 – RELAZIONE IMPIANTI ELETTRICI

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INDICE

1. IMPIANTI ELETTRICI .............................................................................................................. 3 1.1 Premessa ................................................................................................................................ 3

1.2 Requisiti di rispondenza a norme, leggi e regolamenti ......................................................... 3

1.3 Generalità .............................................................................................................................. 6

1.4 Distribuzione elettrica BT ................................................................................................... 12

1.5 Criteri di selettività .............................................................................................................. 14

1.6 Quadri elettrici di bassa tensione ......................................................................................... 15

1.7 Distribuzione elettrica secondaria ....................................................................................... 18

1.8 Impianto di f.m. e prese elettriche ....................................................................................... 18

1.9 Impianto di illuminazione ordinaria .................................................................................... 19

1.10 Impianto di illuminazione di sicurezza ............................................................................ 21

1.11 Impianto di terra .............................................................................................................. 24

2. IMPIANTO FOTOVOLTAICO 6,6 kWp .................................................................................. 25

2.1 Descrizione dei criteri utilizzati per le scelte progettuali .................................................... 25

2.2 Dati di progetto .................................................................................................................... 28

2.3 Descrizione dell’impianto fotovoltaico ............................................................................... 29

2.4 Criteri di scelta e dimensionamento dei componenti principali: moduli, inverter e quadri

elettrici ........................................................................................................................................... 33

2.5 Criteri di scelta delle soluzioni impiantistiche di protezione contro i fulmini .................... 36

2.6 Elaborati grafici ................................................................................................................... 37

2.7 Calcoli preliminari ............................................................................................................... 38

2.8 Verifica del corretto accoppiamento elettrico tra il generatore fotovoltaico ed il gruppo di

conversione DC/AC. ...................................................................................................................... 41

2.9 Quadro delle prestazioni richieste ....................................................................................... 43

3. IMPIANTO FOTOVOLTAICO 4,5 kWp .................................................................................. 43

3.1 Descrizione dei criteri utilizzati per le scelte progettuali .................................................... 44

3.2 Dati di progetto .................................................................................................................... 47

3.3 Descrizione dell’impianto fotovoltaico ............................................................................... 49




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3.4 Criteri di scelta e dimensionamento dei componenti principali: moduli, inverter e quadri

elettrici ........................................................................................................................................... 54

3.5 Criteri di scelta delle soluzioni impiantistiche di protezione contro i fulmini .................... 57

3.6 Elaborati grafici ................................................................................................................... 58

3.7 Calcoli preliminari ............................................................................................................... 60

3.8 Verifica del corretto accoppiamento elettrico tra il generatore fotovoltaico ed il gruppo di

conversione DC/AC. ...................................................................................................................... 63

3.9 Quadro delle prestazioni richieste ....................................................................................... 65




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1. IMPIANTI ELETTRICI

1.1 Premessa La presente relazione descrive gli impianti elettrici da realizzarsi, presso il palazzo Citterio in

Milano da adibirsi ad uso pinacoteca

Il progetto definitivo è stato elaborato nel rispetto delle vigenti normative tecniche in materia di

impianti elettrici e nel rispetto delle prescrizioni legislative rispetto ai requisiti di sicurezza, di igiene

sul lavoro, di prevenzione incendi e di risparmio energetico.

1.2 Requisiti di rispondenza a norme, leggi e regol amenti Gli impianti, i materiali, i macchinari e le apparecchiature devono essere realizzati a regola d’arte,

come prescritto dalla legge n°186 del 1/3/68 ed in conformità alla legge n°37 del 2008 ed al D.P.R.

n°447 del 6/12/91.

Le caratteristiche degli impianti e dei loro componenti, devono essere conformi alle leggi ed ai

regolamenti vigenti alla data di presentazione del progetto / offerta / capitolato d’appalto ed in

particolare devono ottemperare:

• alle Norme CEI;

• alle prescrizioni dei VV.F. e delle autorità locali;

• alle prescrizioni ed alle indicazioni dell’ENEL o dell’azienda distributrice dell’energia

elettrica, per quanto di loro competenza nei punti di consegna;

• alle prescrizioni ed indicazioni della TELECOM o dell’ente che effettua il servizio telefonico;

• alle seguenti disposizioni legislative e/o direttive europee:

o Legge 791/77 (attuazione della direttiva europea n°73/23/CEE - Direttiva Bassa

Tensione);

o Decreto legislativo 25 novembre 1996 n°626 e decre to legislativo 31 luglio 1977 n°277

(rispettivamente: attuazione e modifica della direttiva 93/68 CEE - Marcatura CE del

materiale elettrico);

o Decreto legislativo 12 novembre 1996 n°615 (attuaz ione della direttiva europea 89/536

CEE - Compatibilità elettromagnetica);




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o Circolare del Ministero dell’interno del 3 luglio 1967 n°75 (e successive integrazioni e

modificazioni) “Criteri di prevenzione incendi per grandi magazzini empori...”;

o Circolare del Ministero dell’interno del 13 febbraio 1975 n°5210/4118/4 sulla

classificazione “...Grandi magazzini...Supermercati alimentari...Ipermercati e centri

commerciali...ecc.”;

o Circolare del Ministero dell’interno del 25 giugno 1975 n°13748/4147 sulla competenza

dei locali Comandi VV.F. per le attività relative a “...Depositi e grandi magazzini...”;

o D.M. del 18 settembre 1975 “Norma di sicurezza per la costruzione e l’esercizio delle

scale mobili in esercizio pubblico”;

o D.M. del 16 febbraio 1982 “...attività soggette al controllo dei Vigili del Fuoco...”;

o D.M. del 6 luglio 1983 “...Norme sul comportamento al fuoco delle strutture...”;

o D.M. dell’8 marzo 1985, allegato A art. 8, “Nulla osta provvisorio...illuminazione di

sicurezza...”;

o legge del 9 gennaio 1989 n°13 “...Disposizioni per favorire il superamento e

l’eliminazione delle barriere architettoniche negli edifici privati...”;

o D.M. del 23 maggio 1992 n°314 “...Regolamento reca nte disposizioni di attuazione

della legge 28 maggio 1991 n°109, in materia di all acciamenti e collaudi degli impianti

telefonici interni...”;

o D.M. del 15 ottobre 1993 n°519 “...Regolamento rec ante autorizzazione dell’Istituto

superiore di prevenzione e sicurezza del lavoro a esercitare attività omologative di

primo o nuovo impianto per la messa a terra e la protezione delle scariche

atmosferiche...”;

o D.L. del 19 settembre 1994 n°626 e DL del 18 marzo 1996 n°242 “...attuazione delle

direttive 89/391/CEE riguardanti il miglioramento della sicurezza dei lavorati sul luogo

di lavoro...”;

o D.L. del 14 agosto 1996 n°496 “Segnaletica di sicu rezza e/o di salute sul luogo di

lavoro”.

Per quanto concerne le Norme CEI vengono riportate quelle di maggior pertinenza relativamente

agli ambienti considerati.

Applicazione delle norme e testi di carattere gener ale

• CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto degli impianti elettrici;

• CEI 0-3: legge 37/08 Guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi

allegati.




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Impianti elettrici ad alta tensione e di distribuzi one pubblica a bassa tensione

• CEI 11-1: impianti elettrici con tensione superiore a 1 kV in corrente alternata;

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

I e II categoria;

• CEI 11-37: guida per l’esecuzione degli impianti di terra di stabilimenti industriali per sistemi

di I, II e III categoria.

• CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti

AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica

• CEI 11-35 Guida all’esecuzione delle cabine elettriche d’utente - fasc. 2906

Grossa apparecchiatura

• CEI 17-13/1: apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione

(quadri BT) - Parte 1: Apparecchiature di serie soggette a prove di tipo (AS) e

apparecchiature non di serie parzialmente soggette a prove di tipo (ANS);

• CEI 17-13/2: apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione

(quadri elettrici per bassa tensione) - Parte 2: Prescrizioni particolari per i condotti sbarre;


(quadri BT) - Parte 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);


(quadri BT) - Parte 4: Prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate per cantiere

(ASC).

Cavi per energia

• CEI 20-40: guida per l’uso di cavi a bassa tensione.

• CEI 20-20 Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale Uo/U non superiore a

450/750 V - fasc.1345

• CEI 20-36 Prova di resistenza al fuoco dei cavi elettrici

• Norma CEI 20-45 Cavi resistenti al fuoco isolati con mescola elastomerica con tensione

nominale uo/u non superiore a 0,6/1kV

Apparecchiature di bassa tensione




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• CEI 23-51: prescrizioni per la realizzazione, le verifiche e le prove dei quadri di

distribuzione per installazioni fisse per uso domestico e similare.

Lampade e relative apparecchiature

• CEI 34-21: apparecchi di illuminazione - Parte 1: Prescrizioni generali e prove;

• CEI 34-22: apparecchi di illuminazione - Parte II: Prescrizioni particolari. Apparecchi di

emergenza.

Impianti elettrici utilizzatori di bassa tensione

• CEI 64-7: impianti elettrici di illuminazione pubblica;

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

corrente alternata e a 1500 V in corrente alternata;

• CEI 64-11: impianti elettrici nei mobili;

• CEI 64-12: guida per l’esecuzione dell’impianto di terra negli edifici per uso residenziale e

terziario;

• CEI 64-14: guida alle verifiche degli impianti elettrici utilizzatori;

• CEI 64-50: edilizia residenziale - Guida per l’integrazione nell’edificio degli impianti elettrici

utilizzatori, ausiliari e telefonici;

• Guide CEI 64-51, 64-52, 64-53, 64-54, 64-55, 64-56 con raccomandazioni aggiuntive in

relazione alla tipologia di destinazione d’uso dei locali.

Impianti di illuminazione ordinaria e di sicurezza

• UNI - EN 12464-1 Illuminazione dei luoghi di lavoro interni – Luglio 2011.

• UNI - EN 12464-2 Illuminazione dei luoghi di lavoro esterni – Gennaio 2008.

• UNI - EN 1838 Illuminazione di emergenza – Marzo 2000

Involucri di protezione

• CEI 70-1: gradi di protezione degli involucri (Codice IP).

Elettronica di potenza

• CEI 22-26: sistemi statici di continuità (UPS) - Prescrizioni generali e di sicurezza per UPS

utilizzati in aree accessibili all’operatore.

1.3 Generalità




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Gli impianti elettrici previsti con lo sviluppo del progetto definitivo sono:

• CABINA MT-BT – GRUPPO ELETTROGENO

• QUADRI ELETTRICI

• DISTRIBUZIONE ELETTRICA PRINCIPALE E SECONDARIA

• IMPIANTO DI ILLUMINAZIONE NORMALE E DI SICUREZZA

Le norme di riferimento per la sicurezza degli impianti, considerate in fase di progettazione

definitiva, sono il D.Lgs. n°81 del 9 aprile 2008, il D.M. N°37 del 22 gennaio 2008, le norme CEI,

CEI-EN, UNI ed UNI EN che riguardano gli impianti elettrici.

Dati di progetto cabina mt-bt

- Tensione nominale M.T. kV 24

- Tensione di esercizio kV 23

- Potenza di corto circuito MVA 500

- Corrente di corto circuito M.T. kA 16

- Tensione nominale B.T. V+N 400/230

- Sistema di distribuzione B.T. TN-S

- Tensione di massima verso terra V 230

- Tensione di massima di contatto per 5s V 50

Nei locali tecnici, adiacenti al locale di arrivo Enel sarà realizzata la cabina di trasformazione

utente che comprenderà:

- Quadro M.T.

- Cavi di collegamento MT

- Trasformatori 20/0.4+N kV

- Quadro generale B.T. 400V

- Ausiliari 230V.

- Rifasamento

- Impianto equipotenziale di terra

- Accessori.

Il quadro M.T. avrà le seguenti caratteristiche:

− Tensione di isolamento : 24 kV

− Tensione esercizio : 23 kV

− Numero delle fasi : 3




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− Livello nominale di isolamento: 24 kV

− Tensione di tenuta ad impulso 1.2/50 µs a secco

verso terra e tra le fasi (valore di cresta) 125 kV

− Tensione di tenuta a frequenza industriale per

un minuto a secco verso terra e tra le fasi 50 kV

− Frequenza nominale: 50 Hz/60 Hz

− Corrente nominale sbarre: 630 A

− Corrente nominale derivazioni : 630 A

− Corrente di breve durata nominale ammissibile per 1": 16 kA

− Corrente ammissibile di picco nominale: 40 kA

− Durata nominale del corto circuito: 1"

− Potere di interruzione degli interruttori: 16 kA

− Tensione nominale di alimentazione dei dispositivi

di apertura e chiusura e dei circuiti ausiliari: 230 V c.a.

Tutta la struttura metallica delle unità, salvo le parti in lamiera zincate a caldo sarà

opportunamente trattata e verniciata in modo da offrire una ottima resistenza alla usura. La

verniciatura sarà del tipo al forno con polveri su lamiere elettrozincate previa fosfosgrassatura,

passivazione cromica, in grigio RAL 7030 (interno/esterno).

Lo spessore medio della finitura sarà di 50 micron. La bulloneria, i leveraggi e gli accessori di

materiale ferroso saranno protetti mediante zincatura elettrolitica.

Il quadro M.T. sarà costituito da:

- 1 scomparto arrivo

- 1 scomparto interruttore generale

- 1 scomparto misure

- 2 scomparti protezione trasformatori da 630 kVA

Gli scomparti tipici costituenti Il quadro saranno:

• Unità arrivo cavo tipo GAM2, 20 kV dimensioni 375x2050x940mm (lxhxp) struttura completa di:

- con supporto cavi

- n. 3 derivatori capacitivi

- oblò di ispezione

• Unità misure tipo CM, con protezione arco interno sul fronte 16kAx1”, con sezionatore a vuoto isolato

in SF6 e fusibili, dimensioni 375x2050x940 mm (lxhxp) completa di:




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- n.1 sezionatore rotativo a vuoto isolato in SF6 400 A, 16 kA a 20 kV completo di fusibili di

protezione T.V. 6.3 A, comando manuale, sezionatore di terra, blocco a chiave, blocco porta e

contatti ausiliari

- n. 3 trasformatori di tensione Fase -Terra 9-20:r3 kV/100:r3/100:3 V, 30 VA cl

0,5/antiferrorisonanza 50 VA cl 3P.

- sezionamento secondario T.V. e fusibili protezione secondario T.V.

• Unità protezione generale con interruttore in SF6 tipo DM1G_SF1, con protezione arco interno sul

fronte 16kAx1”, e risalita sbarre con due sezionatori, di dimensioni 750x2050x1120 mm,

completa di sistema di sbarre principali con risalita

- n.1 interruttore in SF6630 A 16 kA a 20 kV con comando motorizzato 220 V 50 Hz, sganciatore

di apertura di chiusura e contamanovre

- n.1 sezionatore a vuoto isolati in SF6 a tre posizioni 630 A 16 kA a 20 kV con comando

manuale completi di sezionatore di messa a terra, blocco a chiave sul sezionatore rotativo,

blocco porta, blocco a chiave sul sezionatore di messa a terra

- n. 3 trasformatori di corrente 50/5 A o 200/5A 10 VA 5P10, 25kA per 0,5"

- relè a microprocessore tipo SEPAM 2026 S04

- n.1 alimentatore 100 VA con ingresso 220 V 50 Hz e uscita 24 Vcc completo di protezioni

• Unità protezione trafo tipo DM1A_SF1 con protezione arco interno sul fronte 16kAx1”, con interruttore

in SF6 e protezione indiretta, dimensioni 750x2050x1120 mm (lxhxp), completa di:

- n.1 interruttore in SF6 630 A 16 kA 20 kV con comando motorizzato, sganciatore di apertura e

chiusura

- n.1 sezionatore a vuoto isolato in SF6 a tre posizioni 630 A, corrente di breve durata per 1 s 16

kA a 20 kVcon comando manuale, completo di sezionatore di terra con blocco a chiave, blocco

porta e blocco a chiave sul sezionatore di messa a terra e contatti ausiliari

- n.3 trasformatori di corrente 20/5/5A o 30/5/5 A o 75/5/5A 10VA cl.0,5 e 10VA cl. 5P10, 16kA

per 1"

- n.3 derivatori capacitvi

- relè a microprocessore tipo SEPAM 2026 S02

- n.1 alimentatore 24V cc

- n.1 toroide omopolare apribile diam. 110 mm

Dagli scomparti M.T. di cabina partono, i cavi di collegamento con i trasformatori. I cavi di tipo

unipolare avranno sezione, di 95 e 50 mm2, (rispettivamente per il collegamento tra l’arrivo ENEL

ed il quadro utente e tra il quadro MT ed i trasformatori) onde verificare la relazione




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S2K2 = A2t dove K = 146, A = 14.5 kA e t = 85 ms .

I cavi saranno posti entro cunicoli a pavimento tra gli scomparti protezione trafo e gli armadi

contenente i trasformatori. Saranno collegati ai codoli degli interruttori e dei trasformatori a mezzo

terminazioni nastrate per interno.

trasformatori

Saranno forniti e installati 2 trasformatori M.T./B.T. da 630 kVA del tipo a secco con isolamento in

resina epossidica. Gli avvolgimenti saranno inglobati nella resina, colata sottovuoto e polimerizzata

in modo da consentire un'ottimale tenuta della macchina alle sollecitazioni elettrodinamiche;

Gli avvolgimenti primari e secondari saranno in lastre di alluminio, formanti un unico cilindro

compatto resistente alle sollecitazioni assiali e radiali derivanti da eventuali corto circuiti.

I trasformatori avranno le seguenti caratteristiche:

- potenza nominale in servizio continuo: 630 kVA

- tensione nominale primaria: 20 kV ± 5%

- tensione secondaria a vuoto: 400/231 V

- installazione: interno

- raffreddamento: aria naturale

- isolamento avvolgimento 1°: F

- isolamento avvolgimento 2°: F

- collegamento 1°/2° : triangolo/stella

- gruppo vettoriale: DYn11

- tensioni di riferimento A.T.: kV 24/50/125

- sovratemperature ammesse (t.a. 40°C)

•nucleo: 100°C

•avvolgimenti A.T.: 80°C

•avvolgimenti B.T.: 100°C

- perdite a vuoto: 1650 W

- perdite a carico a 75°C: 6600 W

a 120°C: 7800 W

- tensione di cto cto a 75°: 6%

Corrente a vuoto 1.2%

Caduta di tensione a cosfì 0.8 4.67%

Rendimento a 4/4 del carico e cosfì 0.8 98.16%

Rendimento a 3/4 del carico e cosfì 0.8 98.43%

Classe ambientale E2




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Classe climatica C2

Classe di comportamento al fuoco F1

Dimensioni Lxhxp 1550x1580x850mm

I trasformatori saranno completi di accessori di serie, come regolatore della tensione a vuoto,

golfari di sollevamento, carrello con ruote orientabili, morsetti di terra. Comprenderanno inoltre 1

terna di termosonde facenti capo ad una centralina elettronica di controllo. I trasformatori saranno

installati in armadi metallici, su binari in ferro a “C”. L’accesso agli armadi saranno vincolati con

blocchi meccanici a chiave tra gli armadi e gli scomparti degli interruttori MT.

Rifasamento

E' stato previsto un impianto di rifasamento automatico, pilotato da un regolatore automatico di

cosfì. Il regolatore sarà inserito in un quadro in lamiera metallica per appoggio a parete; nello

stesso quadro troveranno posto oltre al regolatore, l'interruttore automatico tripolare tarato 1,5In, i

contattori di inserzione con a monte i fusibili ACR grandezza zero di calibro pari a 2In, il

trasformatore 380V/220V per l’alimentazione del regolatore e delle bobine d’inserzione dei

condensatori ed i condensatori.

E’ stato previsto un impianto da 100 kVAR a gradini, per portare il cosfì dell’impianto da 08 a 0.9.

Servizi Ausiliari

I servizi ausiliari di cabina, cioè le apparecchiature dei quadri M.T. e B.T. sono funzionanti a 230 V

50 Hz, per cui si è previsto un gruppo di continuità statico con batterie ermetiche al piombo con

autonomia di 20’, che alimenterà i motori degli interruttori M.T., le lampade, i relè e le bobine di

minima tensione delle cabine, in modo che l’intervento possa avvenire solo per emergenza.

E’ stato previsto un gruppo da 2 kVA con le seguenti caratteristiche:

- tensione di ingresso monofase : 230±15% V

- frequenza di ingresso : 50±5% Hz

- tensione continua : 190,6 V

- autonomia batterie : 37 min, 14Ah

Il gruppo sarà completo di interruttore di by-pass statico.

Gruppo elettrogeno

E’ previsto un impianto di emergenza per l’alimentazione delle utenze del complesso che

necessitano di funzionare al mancare della rete, ammettendo un'interruzione di breve durata.

Le utenze inserite sotto le alimentazioni di emergenza sono:

- Rifasamento

- Quadro antincendio




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- Quadri HVAC

- Ups 100 kVA

- Settore emergenza quadro generale

E’ stato previsto un gruppo elettrogeno da 315 kVA che alimenterà la sezione emergenza del

quadro generale BT

Io gruppo avrà le seguenti caratteristiche:

- potenza di emergenza 350 kVA

- potenza continua 315 kVA

- fattore di potenza 0,8

- tensione nominale 400/231 V

- frequenza 50 Hz

- velocità 1500 g/m

- Cilindri 8V

- Potenza secondo ISO 3046/1 310 kW

- Raffreddamento acqua

- Consumo combustibile 192g/kWh

Sarà completo di:

- Quadro di avviamento automatico

- Serbatoio di servizio

- Batterie di avviamento

- Marmitte di scarico di tipo residenziale 70 dBA a 7 metri.

- Gruppi UTIF con certificati di taratura

- Serbatoio di stoccaggio

- Impianti di adduzione carburante

- Pulsanti per sgancio in emergenza all’esterno del locale

- Valvole di sicurezza carburante.

Esternamente è previsto un serbatoio supplementare da 5000lt di tipo interrato

Impianto di continuità

Le utenze che necessitano continuità di esercizio, sono principalmente quelle destinate alla

sicurezza e saranno alimentate anche da un UPS

1.4 Distribuzione elettrica BT




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Il quadro elettrico generale è alimentato in BT dalla cabina di trasformazione ed è corredato di una

sezione privilegiata che al mancare della tensione di rete commuta automaticamente su gruppo

elettrogeno; da tale quadro partono le linee di alimentazione dei vari quadri di zona posti ai piani

così come indicato nella planimetrie di progetto

Le linee sono costituite da cavi multipolari (tre fase-neutro-conduttore di protezione) posti in canali

in acciaio di tipo chiuso complete di coperchio e pezzi speciali zincato staffati a soffitto/parete e/o

posti nel cunicolo interrato al piano primo interrato. I cavi multipolari saranno del tipo non

propagante l’incendio e senza emissione di gas tossici e corrosivi del tipo FG7(O)M1 06/1kV.

Le linee elettriche della distribuzione principale saranno realizzate, come detto, con cavi multipolari

e/o unipolari (generalmente per sezioni superiori a 50 mm²) isolati in gomma etilpropilenica ad alto

modulo, di qualità G7, tipo FG7M1 0,6/1 kV, sottoguaina di materiale termoplastico, senza

emissione di gas tossici e corrosivi, non propagante l’incendio, non propagante la fiamma, a norme

CEI 20-22 II, 20-35 e 20-37, con conduttori in rame rosso ricotto a corda rotonda; i cavi saranno

idonei per la posa in tubo, canalina, in tubazione interrata; i tratti in tubazione a vista saranno

realizzati con tubi termoplastici autoestinguenti e privi di alogeni.

I valori di caduta di tensione sono stati calcolati con la formula:

V

ILkv

⋅⋅⋅=

10%

Dove • K = (R cosϕ + X senϕ) x 2 (distribuzione monofase);

• K = (R cosϕ + X senϕ) x 1,73 (distribuzione trifase)

• L = lunghezza del cavo (m)

• I = corrente (A)

• R = resistenza del conduttore a 90°C ( Ω/km)

• X = reattanza del conduttore (Ω/km)

• V = tensione (V)

Le sezioni dei cavi, inoltre, soddisfano sia la relazione I2t ≤ K2S2 per la protezione dal corto circuito,

dove t è il tempo di intervento della protezione a monte e K è il coefficiente dipendente dalla

massima temperatura raggiungibile dai conduttori del cavo per corto circuito non superiore a 5

secondi, che le relazioni Ib ≤ In ≤ Iz e If≤ 1,45 Iz per la protezione dal sovraccarico; dove Ib(A) è la

corrente d’impiego del circuito, In(A) è la portata dell’interruttore, Iz(A) è la portata del cavo nelle

condizioni di posa, If(A) è la corrente di intervento della protezione per sovraccarico.




14

1.5 Criteri di selettività Il dimensionamento degli interruttori di protezione delle membrature è stato condotto in modo tale

da soddisfare criteri dei selettività in caso di sovraccarico, di cortocircuito e di guasto a terra, nelle

modalità descritte di seguito e documentate nell’appendice 1.

Selettività in caso di sovraccarico

Lo sganciatore termico ha tempi propri di intervento variabili, in ragione inversa rispetto alla

corrente; finché non è trascorso il tempo proprio di intervento dall'istante in cui è insorta la

sovracorrente lo sganciatore termico non subisce alcun effetto irreversibile (cioè si scalda ma se

cessa la sovracorrente si raffredda tornando alla posizione iniziale).

Tenendo presente che gli sganciatori termici hanno tempi propri d'intervento molto maggiori del

tempo di sgancio e del tempo di estinzione dell'arco, per sovracorrenti che interessano gli

sganciatori termici di entrambi gli interruttori la selettività è certa se la zona d'intervento tempo-

corrente dell'apparecchio a monte è completamente al di sopra della zona di intervento di quello a

valle. Affinché ciò si verifichi è sufficiente che l'interruttore a monte abbia una corrente nominale

almeno doppia di quella dell'interruttore a valle

Selettività in caso di corto circuito

Nel caso di corto circuito la selettività si presenta senz'altro più problematica del caso del

sovraccarico. Infatti, per interrompere elevate correnti di corto circuito lo sganciatore magnetico

interviene in un tempo estremamente breve: da ciò deriva che tutti gli interruttori posti a monte del

punto di guasto e perciò attraversati dalla corrente di cortocircuito, possono intervenire se tale

corrente supera quella di intervento dei relè magnetici. Al fine di evitare tale problema si è operato

nel modo seguente:

Selettività amperometrica

I valori delle correnti di intervento degli sganciatori magnetici sono in generale proporzionali alla

corrente nominale degli interruttori: se due apparecchi hanno correnti nominali diverse i valori di

corrente che provocano l'intervento della protezione magnetica assumono anch'essi dei valori tra

loro differenti (fig. 1). In questo caso per valori di corrente di corto circuito inferiori a ImA si ha

selettività in quanto l'interruttore a monte interverrebbe per mezzo dello sganciatore termico e

perciò con tempi molto più lunghi di quelli necessari all'interruttore a valle per aprire la linea. Al fine

di conseguire una selettività totale l'interruttore a monte deve avere una soglia di intervento

magnetico ImA superiore al massimo valore della corrente di corto circuito che può verificarsi nel

tratto di conduttura protetta dall'interruttore a valle.

Selettività cronometrica




15

Nei casi in cui la selettività amperometrica non può essere realizzata si può ricorrere alla selettività

cronometrica. In tal caso si agisce sui tempi di intervento del relè magnetico degli apparecchi

ritardando il comando di scatto dell'interruttore a monte, tramite un ritardo di tempo sufficiente a

garantire che l'interruttore a valle apra il circuito prima che lo sganciatore a monte riceva il

comando di apertura.

Selettività in caso di guasto a terra

Di seguito si riporta la tabella di selettività per sganciatori differenziali in cascata:

Livello t ritardo I dn circuiti

1 0 0,03 A Partenze per

utilizzatori

2 ≥ 1 sec. 0,1 – 0,5

A Partenze sul Q.G.BT

Tabella 1 – Selettività in caso di guasti a terra

1.6 Quadri elettrici di bassa tensione I quadri elettrici di bassa tensione saranno composti da uno o più scomparti metallici affiancati per

appoggio a pavimento e dotati di porte con specchiatura trasparente.

I quadri saranno alimentati a secondo delle destinazione da energia normale o privilegiata ed

avranno, generalmente, grado di protezione, a porte chiuse, IP 31 od IP 40 nelle zone considerate

“ordinarie” ed IP 55 nelle arre delle centrali tecnologiche.

Gli interruttori generali dei quadri elettrici saranno di tipo “Interruttore di manovra-sezionatore

sottocarico”, mentre i derivati saranno di tipo magnetotermici e differenziali.

Tutti gli interruttori automatici avranno un potere di interruzione di servizio (Ics) non inferiore al

valore della corrente di cortocircuito presunta nel punto d’installazione e comunque non inferiore a

6kA per gli interruttori dei quadri terminali.

I relè magnetici e termici saranno tali da soddisfare le relazioni:

A) Ib ≤ In ≤ Iz e If≤ 1,45 Iz

per la verifica delle protezioni contro il sovraccarico, dove:

• Ib = corrente nominale di impiego (A)

• In = valore di taratura del termico (A)

• Iz = portata della conduttura nelle condizioni di posa (A)

• If = corrente di funzionamento della protezione (A)




16

B) A2t ≤ K2S2

per la protezione contro i corto circuiti dove:

• A2t = energia termica lasciata passare dall'organo di protezione (A² sec.)

• K2S2 = energia termica sopportabile dal cavo per corto circuito non superiore a 5 secondi

• K = coefficiente dipendente dalla massima temperatura raggiungibile dal cavo in virtù

dell'isolante (135 per cavi isolati in gomma butilica, 115 per cavi isolati in PVC, 146 per cavi

isolati in gomma etilenpropilenica).

Gli interruttori posti sui quadri saranno selettivi con quelli posti sul quadro elettrico generale. I

quadri saranno realizzati in modo che anche a portella aperta od a modulo frontale rimosso, il

grado di protezione sia IP 20 per limitare al minimo i contatti diretti.

A tale fine i cablaggi saranno realizzati con cavi e bandelle isolate, i morsetti degli interruttori del

tipo a vite avranno grado di protezione IP 20 mentre le morsettiere degli interruttori con codoli

saranno adeguatamente protette da idonee calotte; eventuali tratti di sbarre nude saranno

ulteriormente protette dal contatto con l’operatore, una volta rimossi i pannelli esterni della

carpenteria dei quadri, con lastre isolanti in policarbonato trasparente.

Gli schemi dei quadri elettrici di bassa tensione e sono riportate sugli elaborati grafici di progetto

I quadri secondari saranno in sintesi i seguenti:

N.

QUADRO

SIGLE QUADRO PIANO

1 QUADRO CENTRALE TERMOFRIGO -4

2 QUADRO LOC. CENTRALE GAS -4

3 QUADRO ATTREZZERIA DEPOS. MATER. -4

4 QUADRO LOCALE UTA 1 STIRLING -3

5 QUADRO MAGAZZINO -3

6 QUADRO DEP. MATER. ARTISTICI ED IMBALLI -2

7 QUADRO DEP. OPERE D’ARTE -2

8 QUADRO SALA STIRLING E SCALE ANNESSE -2

9 QUADRO ANTINCENDIO -1




17

N.

QUADRO

SIGLE QUADRO PIANO

10 QUADRO DEPOSITO -1

11 QUADRO CONTROL ROOM T

12 QUADRO AREA S. CONFERENZE -1

12A QUADRO SALA REGIA -1

13 QUADRO LOCALE UTA S. CONFERENZE (V1) -1

14 QUADRO SCALA -2

15 QUADRO MONTACARICHI SCHINDLER -1

16 QUADRO SCALE ALTO T

17 QUADRO UTA 2 CABINA MT-BT -1

18 QUADRO ASCENSORE N.2 -1



21 QUADRO SCALA PRINCIPALE -1

22 QUADRO SALA ESPOSITIVA T

23 QUADRO CAFFETTERIA T

24 QUADRO SORVEGLIANZA T

25 QUADRO BIGLIETTERIA T

26 QUADRO LOCALE UTA (V2) T

28 QUADRO LOCALE UTA (V3) +1

29 QUADRO SALA ESPOSITIVA +1

30 QUADRO UFFICI Amm. +1

31 QUADRO LOCALE UTA (V4) +2

32 QUADRO SALA ESPOSITIVA +2

33 QUADRO SOPPALCO Sopp. +2

34 QUADRO UTA 4-5-6- SOPPALCO Sopp. +2

35 QUADRO UTA 3 Sopp. +2

36 QUADRO FOTOVOLTAICO Sopp. +2




18

1.7 Distribuzione elettrica secondaria La "distribuzione secondaria", è costituita da tutto quanto si installa a valle dei quadri di zona per il

collegamento alle utenze finali come prese elettriche, comandi, corpi illuminanti ed altre utenze

terminali.

Gli impianti a valle dei quadri si svilupperanno, parte entro canali chiusi in acciaio zincato con

coperchio di chiusura a scatto, con grado di protezione IP 44, conformi alla norma CEI 23-31,,

parte entro tubazioni in PVC autoestinguente rigido o flessibile prive di alogeni, ed a bassissima

emissione di gas tossici e corrosivi posate a vista/sottotraccia o sottopavimento e parte in canalina

portacavi da battiscopa posta entro i carter-battiscopa architettonici previsti in determinate aree.

Le tubazioni ed i canali saranno maggiorati, rispettivamente, nei diametri e nelle sezioni secondo

quanto previsto dalle norme CEI e le derivazioni saranno eseguite entro cassette per posa a

vista/sottotraccia a mezzo idonei morsetti componibili su guida DIN; la caduta di tensione all’ultimo

utilizzatore non supererà il 4% della tensione nominale.

I circuiti per l’alimentazione delle prese elettriche e dei corpi illuminanti saranno tra di loro

indipendenti. I cavi multipolari saranno del tipo non propagante l’incendio e senza emissione di gas

tossici e corrosivi del tipo FG7(O)M1 06/1kV.

Il grado di protezione degli impianti di distribuzione sarà IP 55 nei locali degli impianti tecnologici.

1.8 Impianto di f.m. e prese elettriche Le derivazioni a spina, compresi i tratti di conduttori mobili intermedi, saranno costruite ed

installate in modo che per nessuna ragione una spina (maschio) che non sia inserita nella propria

sede (femmina) potrà risultare sotto tensione. Non risulterà possibile, senza l'uso di mezzi speciali,

venire in contatto con le parti in tensione della sede (femmina) della presa. Si farà in modo di

evitare, in ogni caso, la possibilità di un contatto accidentale con la parte in tensione della spina

(maschio) durante l'inserzione e la disinserzione. Tutte le prese a spina dovranno essere del tipo di

sicurezza ossia gli alveoli dovranno essere muniti di una protezione meccanica tale da permettere

unicamente l'introduzione contemporanea dei poli della spina.

La tipologia di presa a spina da utilizzare dovrà essere sempre idonea per l’ambiente in cui si

installa. La corrente nominale delle prese non sarà inferiore a 10/16 A.

Le tipologie di prese previste da progetto sono di seguito riportate.

• Prese di servizio

o Presa Unel 2x10A+T, con interruttore mt di protezione 10 1P+N.




19

o Presa 2x16A+T tipo CEE17, con interruttore di blocco e fusibili, IP55.

o Presa 2P+T 10/16 A bipasso.

o Presa Unel 2x10A+T.

Nelle aree dove è previsto il battiscopa architettonico con la canalina da battiscopa posta al suo

interno saranno previste prese con le caratteristiche sopra descritte idonee per canalina portacavi

a battiscopa.

• Postazione di lavoro

o Combinazione presa bipasso 2x10/16A+T e presa Unel 2x16A+T.

o Scatola da incasso/ a parete 3 moduli per 2 prese RJ45.

• Access Point Wireless

o Presa da incasso/parete 2P+T 10/16 A bipasso.

o Scatola da incasso/a parete 3 moduli per 1 presa RJ45.

• Locali tecnici

o Quadretto prese composto da n.1 Presa CEE 2p+T 16A, grado di protezione IP 67

ed n.1 Presa CEE 3p+T – 380V, con interruttore di blocco e fusibili grado di

protezione IP 67

Sono state previste inoltre delle cassette da incasso a parete, di attesa e relative linee, pronte per

il collegamento dei binari elettrificati presenti nel previsto sistema di sospensione dei dipinti ed

utilizzato per la alimentazione dei mini proiettori dell’illuminazione dei dipinti di tipo “dedicata”.

1.9 Impianto di illuminazione ordinaria

Il progetto illuminotecnico è stato realizzato secondo la norma UNI EN 12464-1, che definisce i

requisiti dell’illuminazione nei luoghi di lavoro interni.

Il rispetto delle prescrizioni della norma UNI EN 12464-1 garantisce un’illuminazione dei luoghi di

lavoro “adeguata per salvaguardare la sicurezza, la salute e il benessere di lavoratori”, così come

richiesto dal D.L. 626/94, art. 33, comma 8.

1.9.1 Dati di progetto

Nella scelta e posizionamento dei corpi illuminanti si è tenuto conto dei valori di illuminamento

medio previsti sul piano di lavoro, richiesti nel progetto preliminare ovvero:

- Uffici amministrativi 500 lux

- Depositi, magazzini 200 lux




20

- Locali tecnici 250 lux

- Corridoi 150 lux

- Zone espositive luce di base 150-200 lux

- Caffetteria 300 lux

- Bookshop 300 lux

- Wc 200 lux

1.9.2 Efficienza dell’impianto di illuminazione degli interni

Allo scopo di massimizzare l’efficienza energetica dell’impianto di illuminazione sono state adottate

i seguenti criteri:

• la parzializzazione degli impianti con interruttori locali ove funzionale;

• l’utilizzo di sorgenti luminose di classe A (secondo quanto stabilito dalla direttiva UE

98/11/CE) o migliori;

Inoltre per quanto riguarda gli spazi espositivi si è data grande importanza alle esigenze di

carattere conservativo, e di comfort degli utenti, pur cercando di mantenere elevati standard di

qualità del progetto in termini di sostenibilità energetica e funzionalità degli impianti.

La sostenibilità energetica è stata perseguita mediante scelte operate a diversi livelli:

- scelta delle sorgenti luminose

- rendimento degli apparecchi di illuminazione

Nelle sale di ampie dimensioni l’illuminazione di accento verso le pareti è realizzata con l’utilizzo di

proiettori a led alimentati da binario elettrificato; tale binario è staffato al solaio direttamente o

tramite appositi cavi in acciaio. Il binario sarà montato ad una altezza variabile a partire da m. 3.50;

in tal modo sarà possibile inquadrare una ampia superficie sulla parete con un cono di luce

abbastanza uniforme

Il posizionamento dei proiettori lungo l’asse del binario e la loro inclinazione sarà determinata dalla

grandezza e dal passo di montaggio delle opere pittoriche previste alle pareti.

Nelle sale di ampie dimensioni l’illuminazione generale è realizzata con l’utilizzo di proiettori che

impiegano sorgenti a led ad alto rendimento staffati alle pareti e rivolti verso l’alto; tali proiettori a

led sono integrati da corpi illuminanti con lampade fluorescenti che illuminano invece solo verso il

basso. Tale scelta, data l’altezza significativa delle sale, minimizza i consumi energetici ed

ottempera ai valori degli standard illuminotecnici richiesti.




21

Per l’illuminazione del porticato interno e relativo colonnato con volte a piano terra è prevista

l’installazione di proiettori di dimensioni contenute con lampade a led posizionati sul cornicione nei

quattro angoli del volta e posti nei quattro angoli sul cornicione ad un’altezza corrispondente a

quella delle imposte delle volte con il cono luminoso rivolto verso l’alto ed in maniera contrapposta;

Insieme a tali proiettori sono abbinati corpi illuminanti lineari a led rivolti verso l’alto e posizionati

sempre sul bordo del cornicione sui quattro lati. L’effetto somma dell’illuminazione realizzata dai

corpi illuminanti sopraindicati permette un’ illuminazione delle aree sottostanti di tipo indiretta che

ottempera ai valori degli standard luminosi richiesti e permette una lettura efficace delle volte e dei

loro profili.

Per l’illuminazione ambiente delle sala espositive poste al piano primo, data la altezza significativa,

e potendo utilizzare solo le pareti per lo staffaggio dei corpi illuminanti, sono stati previsti corpi

illuminanti per montaggio a parete con una componente di emissione indiretta (vs l’alto) pari al

82%, ed una componente emissione diretta (vs il basso) pari al 18%. Tali corpi illuminanti

utilizzano lampade fluorescenti compatte in quanto l’adozione di lampade equivalenti con sorgenti

luminose a led non permetteva di raggiungere i valori di illuminamento richiesti e riportate nei

precedenti paragrafi.

In alcune sale, sempre al piano primo, sono previste piantane con n.3 proiettori led di potenza

17W cadauno, alimentate da cavi posti in tubazioni pvc flessibile sistemate sotto il pavimento.,

Sopra le cornici delle sale al piano primo, è previsto, inoltre, il posizionamento di corpi illuminanti a

led di dimensioni ridotte, per l’illuminamento dedicato ai soffitti voltati.

Le varie accensioni sono gestite dal sistema di supervisione tramite scenari predefiniti in funzione

delle esigenze di gestione della struttura.

1.10 Impianto di illuminazione di sicurezza L’illuminazione di sicurezza, intesa, come illuminazione di sicurezza per l’esodo ed illuminazione

antipanico, è prevista in conformità alle normative vigenti (UNI EN 1838/00, CEI 64-8/7, ecc…), in

particolare, è garantito che i luoghi di lavoro (nei quali i lavoratori sono particolarmente esposti a

rischi), in caso di guasto dell’illuminazione artificiale, dispongano di un’illuminazione di sicurezza di

sufficiente intensità.

Nelle zone con particolare valenza storica ed architettonica (sale piano primo, sale espositive

,scala principale, bookshop ecc) l’illuminazione di sicurezza è assicurata da una parte dei corpi

dell’illuminazione normale alimentati da soccorritori; Nelle altre zone l’illuminazione di sicurezza è




22

assicurata da lampade autoalimentate led 8W. Nelle zone con particolare valenza storica ed le

indicazioni dei percorsi sono realizzate da cartelli illuminati dalle lampade previste con

alimentazione dai soccorritori. Nelle altre zone sono previste lampade di segnalazione a led 3.5W

con pittogrammi

In particolare i corpi illuminanti dell’ illuminazione normale da utilizzare per l’illuminazione di

sicurezza, al mancare della tensione di rete commuteranno automaticamente, in massimo 0,5 sec,

la loro alimentazione su gruppi soccorritori di zona; questi alimenteranno, quindi, i corpi illuminanti

in corrente continua a circa 220 V.

I gruppi soccorritori avranno autonomia pari a 3h e saranno posti in armadio metallico che contiene

tutti i componenti del sistema e i gruppi batterie alloggiati direttamente nella parte inferiore

dell'armadio della Centrale

. La potenza prevista è la seguente:

- Potenza nominale 1512 W – n. batterie 18x(12V 33Ah)

Ogni soccorritore è dotato di 1 modulo di uscita e in ingresso, Ogni modulo di uscita e' suddiviso

su 2 linee, ciascuna in grado di controllare fino a 32 apparecchi per un massimo di 690W ogni

linea.

Il soccorritore è dotato di un quadro di controllo con finestra di visualizzazione e telaio fisso per

moduli rack 19".

Si prevede l’utilizzo di più soccorritori della medesima taglia nel caso che la richiesta di potenza

ecceda quella del singolo soccorritore.

Negli uffici, depositi, corridoi, scale emergenza secondarie sono stati previsti corpi illuminanti

autoalimentati a led da 8W e corpi illuminanti a led 3.5 W con pittogrammi. Lo stato dei circuiti

dell’illuminazione di sicurezza e dei corpi illuminanti autoalimentati saranno monitorati dalla control

room; l’autonomia dei soccorritori e dei corpi illuminanti autoalimentati previsti sarà di 3 ore.

Tutte le vie di uscita, inclusi anche i percorsi esterni, saranno adeguatamente illuminati per

consentire la loro percorribilità in sicurezza fino all'uscita su luogo sicuro.

I valori di illuminamento minimi lungo le vie di esodo di larghezza non superiore a 2 m saranno in

linea con quanto previsto dalla Norma UNI EN 1838 ovvero, l'illuminamento orizzontale al suolo

lungo la linea centrale della via di esodo, non sarà minore di 1 lux e la banda centrale, di larghezza

pari ad almeno la metà di quella della via di esodo, avrà un illuminamento non minore del 50% del




23

precedente valore. L’uniformità dell’illuminazione di sicurezza sarà tale che il rapporto tra il valore

massimo e il valore minimo dell'illuminamento antipanico non deve essere maggiore di 40:1.

I soccorritori sono così distribuiti:

piano ID soccorr. P. nomin. (W) P. effett.(W) ID linea

2 E1 1500 1390 E1.1

E1.2

1 D1 1500 1380 D1.1

D1.2

1 D2 1500 1380 D2.1

D2.2

1 D3 1500 1380 D3.1

D3.2

T C1 1500 1380 C1.1

C1.2

T C2 1500 1380 C2.1

C2.2

-1 A1 1500 1380 A1.1

A1.2

-1 A2 1500 1380 A2.1

A2.2

-1 A3 1500 1380 A3.1

A3.2

-2 F1 1500 1380 F1.1

F1.2

-2 F2 1500 1380 F2.1

F2.2

F2.3

F2.4

1.10.1 Gestione dell’illuminazione di sicurezza




24

Il funzionamento delle lampade di sicurezza sarà supervisionato e controllato nel rispetto della

norma UNI 11222. Infatti, gli apparecchi in campo o i soccorritori saranno controllati da una

centrale elettronica (completa di stampante) in grado di testare i singoli apparecchi di emergenza

/o i soccorritori, comunicando il loro stato di funzionamento.

1.11 Impianto di terra Un guasto a terra lato B.T., per un complesso dotato di propria cabina di trasformazione, equivale

ad un corto circuito tra la fase guasta ed il conduttore di protezione e la conseguente corrente di

guasto interessa solo marginalmente la rete disperdente. Le norme CEI richiedono che le

protezioni siano coordinate in modo tale da assicurare la tempestiva interruzione del circuito

guasto per evitare che le tensioni di contatto superino, per gli ambienti ordinari, i 50V per 5

secondi. Perché le tensioni di contatto non superino i 50V è sufficiente che i dispositivi di

protezione e le impedenze dei circuiti siano tali che, se si presenta un guasto di impedenza

trascurabile, in qualsiasi parte dell'impianto tra un conduttore di fase ed un conduttore di

protezione o una massa, l'interruzione automatica dell'alimentazione avvenga, per gli ambienti

ordinari, in 0.4 secondi, soddisfacendo così la condizione:

Za · Ia ≤ Uo

dove:

• Uo = tensione normale in c.a., valore efficace tra fase e terra (volt)

• Za = impedenza dell'anello di guasto (ohm)

• Ia = corrente che provoca l'interruzione automatica del dispositivo di protezione entro il

tempo di 0,4 secondi detto (ampere).

Per soddisfare la relazione precedente il conduttore di protezione, dalla piastra equipotenziale di

cabina (nodo equipotenziale principale), sarà collegato sulla barra equipotenziale di ciascuno dei

quadri elettrici oggetto dell’intervento e da qui si procederà con collegamenti equipotenziali verso i

punti di utilizzazione con isolamento di classe I.

Nella distribuzione secondaria sono previsti interruttori differenziali con corrente d’intervento

differenziale da 0,03 A ad 1 A, in relazione alla tipologia di carico, per cui tali valori moltiplicati per

l'impedenza di guasto, verificano ampiamente la formula precedente.

Nell’ambito della distribuzione principale le protezioni differenziali, previste per i nuovi interruttori

sul quadro generale, avranno valori di corrente d’intervento e tempi d’intervento regolabili in modo

da realizzare la selettività con gli interruttori posti a valle.




25

2. IMPIANTO FOTOVOLTAICO 6,6 kW p SCOPO E CONTENUTI DEL DOCUMENTO

Il documento riporta il progetto definitivo di impianto fotovoltaico.

Il documento individua i profili e le caratteristiche più significative dei successivi livelli di

progettazione, descrivendo e fornendo gli elementi e le indicazioni di carattere generale necessari

per:

• la preparazione del progetto esecutivo dell’impianto fotovoltaico;

• le prove e le verifiche da effettuare a fine lavori.

Nel documento sarà identificata l’opera, saranno forniti i dati di progetto e descritti i criteri utilizzati

per le scelte progettuali, le caratteristiche dei materiali prescelti (moduli fotovoltaici, inverter,

sistema di protezione di interfaccia e gruppi di misura dell’energia), i criteri di scelta delle soluzioni

impiantistiche e i criteri di dimensionamento dei componenti principali. Inoltre, saranno riportati i

calcoli preliminari necessari al dimensionamento, il computo metrico estimativo e gli elaborati

grafici (schemi elettrici e planimetrie).

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 6,6 kW sarà installato su sito a (), e verrà

collegato alla rete elettrica di distribuzione in Bassa tensione Trifase in corrente alternata di tipo

Tri a 400 V di competenza del gestore di rete.

L’impianto, che entrerà in esercizio a seguito di Nuova costruzione, sarà individuato da un unico

punto di connessione alla rete elettrica in uscita dal gruppo di conversione, rispetto al quale sarà

presentata domanda al gestore di rete per la connessione alla rete.

2.1 Descrizione dei criteri utilizzati per le scelt e progettuali

Le scelte progettuali hanno riguardato i tre aspetti della progettazione di un impianto fotovoltaico,

ovvero gli aspetti energetici, gli aspetti impiantistici e di sicurezza, e gli aspetti architettonici -

strutturali.

2.1.1 Gli aspetti energetici




26

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale1 di 6,6 kW sarà collegato ad una fornitura elettrica Tri

in BT a tensione nominale di 400 V con una potenza impegnata di 3 kW ed un consumo annuale

medio di 0 kWh.

Producibilità

Dal punto energetico, il criterio utilizzato nella scelta dell’esposizione del generatore fotovoltaico2 è

quello di massimizzare la quantità di energia solare raccolta su base annua. Generalmente,

l’esposizione ottimale si ha scegliendo per i moduli un orientamento a Sud ed una inclinazione

rispetto al piano orizzontale leggermente inferiore3 al valore della latitudine del sito di installazione.

In casi particolari, sono ammessi esposizioni diverse qualora siano presenti vincoli architettonici

della struttura che ospita il generatore fotovoltaico che impediscono l’ottenimento dell’esposizione

ottimale. E’ compito del progettista valutare di volta in volta la convenienza di una scelta non

ottimale dell’esposizione.

Generalmente tutti i moduli fotovoltaici devono avere la stessa esposizione. Qualora questa

condizione non potrà essere ottenuta a causa di vincoli di natura architettonica, dovranno essere

messe in atto soluzioni impiantistiche atte ad evitare conseguenti perdite di mismatching.

Nel caso dell’impianto in oggetto, il generatore fotovoltaico presenta un'unica esposizione (angolo

di tilt, e angolo di azimuth uguale per tutti i moduli fotovoltaici), ovvero:

Esposizione del generatore fotovoltaico:

Azimuth : -99 °

Tilt : 45°

Inoltre, per ridurre le perdite di energia sul generatore fotovoltaico e quindi massimizzare la

produzione di energia, sono state fatte le seguenti scelte progettuali:

Al fine di smaltire agevolmente il calore prodotto dai moduli causato dall’irraggiamento solare

diretto, e quindi di limitare le perdite per temperatura, si è favorita la circolazione d’aria fra la parte

posteriore dei moduli e la superficie su cui essi sono posati.

1 La potenza nominale di un impianto fotovoltaico è intesa come somma delle potenze di targa o nominali di ciascun

modulo misurate in condizioni di test standard (STC).

2 Insieme dei moduli fotovoltaici e relative strutture di sostegno di un impianto fotovoltaico.

3 Tipicamente da 5° a 10° in meno della latitudine, in funzione del rapporto tra la radiazione annua diffusa e quella diretta

del sito.




27

Le caratteristiche elettriche dei moduli (corrente di cortocircuito e corrente alla massima potenza)

che fanno parte della stessa stringa dovranno essere, per quanto possibile, simili tra loro in modo

da limitare le perdite di potenza per mismatching corrente.

Le caratteristiche elettriche delle stringhe (tensione a vuoto e tensione alla massima potenza) che

fanno parte dello stesso campo fotovoltaico dovranno essere, per quanto possibile, simili tra loro in

modo da limitare le perdite di potenza per mismatching di tensione.

La scelta della tensione del generatore fotovoltaico è stata fatta in modo da ridurre le correnti in

gioco e quindi le perdite di potenza per effetto Joule.

Al fine di ottimizzare i costi di realizzazione si è scelta una conversione CC/CA centralizzata,

ovvero si è scelto un gruppo di conversione composto da un unico inverter.

Regime di cessione dell’energia

La scelta della potenza nominale dell'impianto è stata fatta in modo da poter accedere al regime di

cessione dell’energia elettrica alla rete pubblica più conveniente per l’utente che ha la titolarità o la

disponibilità dell’ impianto. Il criterio di scelta è quindi quello di rendere massimo il valore

economico dell’energia prodotta.

Nel caso specifico, poiché non ricorrono le condizioni per accedere al regime di cessione

denominato “Scambio sul Posto” o non risulta conveniente, al fine di valorizzare comunque

l’energia ceduta alla rete, si è scelto il regime di cessione denominato “ritiro dedicato”.Il Ritiro

Dedicato è regolato dalla Deliberazione ARG/elt n.280/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il

Gas.e consente di remunerare l’energia immessa in rete sulla base del prezzo zonale orario

(prezzo che si forma sul mercato elettrico), o in alternativa, sulla base al “prezzo minimo garantito”

solo se la potenza nominale dell’impianto non supera 1 MW.Il regime del Ritiro Dedicato è regolato

da una apposita convenzione che l’utente che ha titolarità dell’impianto stipula con il GSE

(Gestore Servizi Energetici).

2.1.2 Gli aspetti impiantistici e di sicurezza

Interfacciamento con la rete

L’impianto dovrà essere connesso alla rete elettrica di distribuzione pubblica e dovrà erogare

l’energia prodotta a tensione Tri alternata di 400 V, con frequenza 50 Hz, nei limiti di fluttuazione

previsti dalle vigenti norme tecniche. Al fine di salvaguardare la qualità del servizio elettrico ed

evitare pericoli per le persone e danni per le apparecchiature, l’impianto sarà dotato di un idoneo

sistema di protezione di interfaccia (SPI) per il collegamento alla rete.




28

Inoltre, al fine di non iniettare correnti continue nella rete elettrica l’impianto sarà dotato di una

separazione metallica tra la sezione DC e la sezione AC o, in alternativa, disporrà di una

protezione elettromeccanica equivalente.

La scelta del SPI e del sistema atto ad evitare l’immissione di correnti continue in rete verrà fatta in

conformità alla normativa applicabile CEI 11-20 e documento ENEL DK 5940 ed 2.2.

Scelta della tensione DC

La tensione del generatore fotovoltaico (tensione DC) è stata scelta in base al tipo di moduli e di

inverter che si prevede verranno utilizzati. In particolare, poiché la tensione DC è influenzata dalla

temperatura delle celle e dall’irraggiamento solare, per un corretto accoppiamento tra generatore

fotovoltaico e gruppo di conversione, la tensione del generatore fotovoltaico è stata scelta in modo

che le sue variazioni siano sempre contenute all’interno della finestra di tensione ammessa dagli

inverter.

Inoltre, si è scelta una tensione DC in modo che il suo valore massimo non superi mai la tensione

massima di sistema del modulo fotovoltaico, pena la distruzione del modulo stesso. Il valore

massimo della tensione DC si ha in condizioni di alto irraggiamento solare, bassa temperatura di

cella e in condizioni di circuito aperto.

Essendo l’impianto in oggetto collegato ad una rete in BT, la tensione DC non dovrà mai superare

1000 V sia per non incorrere nelle prescrizioni del D.lgs. 81/2008, relativamente all’alta tensione,

sia per facilitare la reperibilità sul mercato e l’economicità della componentistica elettrica che verrà

utilizzata.

2.2 Dati di progetto

I dati di progetto sono di seguito riportati e riguardano, il committente, il sito di installazione, i dati

sulla fornitura elettrica e sull’impianto utilizzatore in corrente alternata e sulla presenza o meno di

corpi ombreggianti.

Sito d’installazione

Località Milano

Indirizzo

Vincoli non è soggetta ad alcun tipo di vincolo

Latitudine 45,466º




29

Longitudine 9,19º

Altitudine 122 metri

Temperatura massima 34 ºC

Temperatura minima -5,6 ºC

Irraggiamento globale sul piano orizzontale 1324,47 kWh/m²

Dati di irraggiamento UNI 10349

Albedo 20%

Dati relativi al vento e al carico di neve Da DM 16 Gennaio 1996 e

successive modifiche ed integrazioni

L’impianto fotovoltaico verrà collegato ad un impianto utilizzatore servito da una fornitura elettrica

avente le seguenti caratteristiche:

Fornitura elettrica

Gestore di rete

Fornitura BT

Tipologia Tri

Tensione di alimentazione 400 V

Potenza contrattuale 3 kW

Consumo annuo medio 0 kWh

Numero utenza

POD contratto

2.3 Descrizione dell’impianto fotovoltaico

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 6,6 kW verrà collegato alla rete elettrica di

distribuzione in Bassa tensione Trifase in corrente alternata di tipo Tri a 400 V di competenza di .

Le caratteristiche d’impianto sono riassunte di seguito, in particolare in figura 1 è riportato lo

schema elettrico unifilare d’impianto.

In esso si distinguono:

Il generatore fotovoltaico composto da:

22 stringhe di 4 moduli collegati in serie




30

• Il gruppo di conversione formato da 1 inverter Monofase

• Il sistema di protezione di interfaccia esterno all’inverter e certificato

• Il gruppo di protezione

•

Generatore fotovoltaico

Sarà costituito da:

moduli fotovoltaici connessi in serie per la formazione delle stringhe;

strutture di supporto dei moduli;

Di seguito vengono riportate le caratteristiche del generatore fotovoltaico e dei suoi componenti

principali, ovvero stringhe e moduli.

Caratteristiche elettriche del Generatore fotovolta ico

Potenza nominale 6,6 kWp

Numero moduli fotovoltaici 88

Superficie captante 63,36 m²

Numero di stringhe 22

Tilt, Azimuth 45°, -99°

Tensione massima @STC (Voc) 368 V

Tensione alla massima potenza @STC (Vm) 277,6 V

Corrente di corto circuito @STC (Isc) 26,4 A

Corrente alla massima potenza @STC (Im) 23,76 A

Il generatore fotovoltaico della potenza nominale di 6,6 kW utilizza la configurazione serie-parallelo

(S-P) e sarà suddiviso in 22 stringhe di moduli collegati in serie. Di seguito si elencano le

composizioni delle stringhe dell’impianto.

Caratteristiche elettriche delle stringhe

Numero moduli fotovoltaici in serie 4

Potenza nominale 0,3 kW

Tensione a circuito aperto (Voc) 368 V

Corrente di corto circuito (Isc) 1,2 A




31

Corrente alla massima potenza (Im) 1,08 A

Dati costruttivi dei Moduli:

Dati costruttivi dei moduli

Produttore GREEN ENERGY

Modello PH600-75

Tecnologia CdTe

Potenza nominale 75 W

Tolleranza 5%


Tensione alla massima potenza (Vm) 69,4 V



Superficie 0,72 m²

Efficienza 10,4%

Certificazioni

Gruppo di conversione DC/AC Il gruppo di conversione dell’impianto fotovoltaico in oggetto sarà composto da 1 inverter Monofase per una

potenza nominale complessiva di circa 6,6 kW. Ciascun inverter sarà costituito da un ponte di conversione

DC/AC e da un insieme di componenti quali dispositivi di protezione contro guasti interni e contro le

sovratensioni, e da filtri che rendono il gruppo idoneo al trasferimento della potenza dal generatore

fotovoltaico alla rete elettrica in corrente alternata in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza

applicabili. per aumentare l’efficienza operativa d’impianto, l’inverter non avrà un trasformatore di

isolamento.

Le principali caratteristiche tecniche dell’inverter/degli inverter sono di seguito riassunte.

Dati costruttivi dell’inverter

Produttore Fronius International GmbH

Modello Fronius IG Plus 70-1 (Version 2008)





32

Potenza massima 8,2 kW

Efficienza massima 96%

Efficienza europea 95,4%

Tensione massima da PV 600 V

Minima tensione Mppt 230 V

Massima tensione Mppt 500 V

Massima corrente in ingresso 29,7 A

Tensione di uscita 230 V

Uscita Monofase

Trasformatore di isolamento False

Frequenza 50 Hz

Certificazioni

Sezione interfaccia rete

La sezione di interfaccia rete conterrà il sistema di protezione di interfaccia (SPI), il dispositivo di interfaccia

(DI) e il sistema di misura dell’energia prodotta.

Il sistema di protezione di interfaccia (SPI), costituito essenzialmente da relé di frequenza e di tensione, è

richiesto, secondo la norma CEI 11-20, a tutela degli impianti del Gestore di Rete in occasione di guasti e

malfunzionamenti della rete pubblica durante il regime di parallelo.

Nel caso dell’impianto in oggetto, Il sistema di protezione di interfaccia (SPI) e il dispositivo di interfaccia (DI)

sono installati sul lato BT dell’impianto. Inoltre, il sistema di protezione di interfaccia (SPI) e dispositivo di

interfaccia (DI) sono esterni all’inverter Fronius International GmbH Fronius IG Plus 70-1 (Version 2008), , e

sono conformi alla normativa applicabile: norme CEI 11-20 e documento ENEL DK 5940 ed 2.2.

Il sistema di misura dell’energia elettrica prodotta sarà collocato all’uscita del gruppo di conversione della

corrente continua in alternata, resa disponibile alle utenze elettriche del soggetto responsabile.

La potenza nominale dell’impianto è inferiore a 20 kW pertanto, ai sensi della delibera AEEG 88/07, il

Gestore di rete sarà responsabile dell’installazione e della manutenzione del sistema di misura dell’energia

prodotta , nonché del servizio di misura dell’energia prodotta.

Quadri elettrici in corrente continua L’impianto fotovoltaico è costituito da 3 quadri di campo così costituiti:

Composizione quadro elettrico

Numero di ingressi 8




33

Max corrente per ciascun ingresso 1,2 A

Max tensione ingresso 398,912 V

Max corrente uscita 9,6 A

Dispositivo in ingresso Nessuno

Corrente nominale del dispositivo in ingresso 0 A

Protezione ABB E 9F10 PV

Corrente nominale della protezione 10 A

Dispositivo in uscita ABB S804PV-S80

Corrente nominale del dispositivo in uscita 74,4 A

Scaricatori ABB OVR PV 40 1000 P





Max corrente uscita 7,2 A


Corrente nominale del dispositivo in ingresso 0 A



Dispositivo in uscita ABB S802PV-S63

Corrente nominale del dispositivo in uscita 58,6 A


2.4 Criteri di scelta e dimensionamento dei compone nti principali: moduli, inverter e quadri elettrici

In questo paragrafo verranno illustrati i criteri di scelta e di dimensionamento, nonché le caratteristiche

elettriche e dimensionali dei principali componenti dell’impianto, ovvero dei moduli fotovoltaici, degli inverter,

dei quadri elettrici e delle condutture elettriche.

2.3.1 Moduli fotovoltaici I moduli fotovoltaici sono stati scelti in base alle seguenti specifiche tecniche:




34

- utilizzare la tecnologia del

- essere in classe II ed avere una tensione di isolamento superiore a 1000 V

- essere accompagnato da un foglio-dati e da una targhetta posta sul retro del modulo che

riportano le principali caratteristiche elettriche secondo la norma CEI EN 50380;

- dovranno avere caratteristiche elettriche, per quanto possibile, simili fra loro (soprattutto la

corrente nominale), in modo da limitare le perdite elettriche per mismatch. In assenza di queste

informazioni, il criterio di scelta è quello di scegliere moduli con piccole tolleranze sulla potenza

nominale (<= 3%);

- essere dotati di diodi di by-pass per garantire la continuità elettrica della stringa anche con

danneggiamento o ombreggiamenti di una o più celle;

- avere una cassetta di terminazione con grado di protezione IP 65 da cui dipartono i cavi a loro

volta dotati di connettori ad innesto rapido tipo multicontact;

- avere una potenza nominale sufficientemente elevata in modo da ridurre i cablaggi elettrici

- dotati di certificazione emessa da un laboratorio accreditato che certifichi la rispondenza del

prodotto alla normativa applicabile;

- avere una garanzia di prodotto contro difetti di fabbricazione e di materiale di almeno 2 anni;

- avere una garanzia sul decadimento delle prestazioni tale per cui il costruttore del modulo

garantirà che la potenza nominale del modulo dopo 20 anni non sarà inferiore all’ 80% della

potenza nominale indicata dal costruttore all’atto dell’acquisto del modulo stesso;

- avere il numero di serie e il nome del costruttore indelebili e ben visibili;

- essere provvisti di cornice, tipicamente in alluminio, per facilitare le operazioni di montaggio;

- avere una tensione massima di sistema superiore a 1000 V.

2.3.2 Inverter Gli inverter sono stati scelti e dimensionati in base alle seguenti caratteristiche:

- La potenza complessiva degli inverter dovrà essere superiore al 90 % della potenza

nominale dell’impianto fotovoltaico.

- Essere a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse width modulation), senza clock e/o

riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a “sistema non idoneo a sostenere

la tensione e frequenza nel campo normale”, in conformità a quanto prescritto per i sistemi

di produzione dalla norma CEI 11-20.

- Dovranno operare in modalità MPPT (Maximum Power Point Tracking)




35

- Ingressi in continua preferibilmente gestibili con poli non connessi a terra ("floating"), ovvero

come sistemi IT.

- Presentare preferibilmente un isolamento galvanico tra generatore fotovoltaico e rete

- Disporre di un dispositivo per controllo continuo dell'isolamento verso terra, lato dc,

conforme alle prescrizioni CEI per gli impianti gestiti con sistema IT (CEI 64-8).

Eventualmente tale protezione può essere esterna

- Disporre di filtri di ingresso per contenimento eventuale ripple di tensione e corrente su

generatore fotovoltaico.

- Avere una efficienza europea superiore al 93% se trattasi di inverter con trasformatore di

isolamento, o superiore al 95 % in assenza di tale trasformatore.

- Disporre di filtri in uscita per limitare le armoniche di corrente e contenere i disturbi indotti

sulla rete, in conformità alle norme CEI applicabili (EMC).

- Rispondere alle norme applicabili in materia di EMC

- Avere un controllo del fattore di potenza della corrente di uscita su valori prescritti (norma

CEI 11-20) con eventuale sistema di rifasamento lato ca, ove risulti necessario.

- Poter funzionare in modo automatico (avviamento, modalità MPPT e spegnimento

automatico

- Possibilità di funzionamento in sovraccarico (eventualmente con funzione di limitazione

della corrente).

- Possibilità di operare in condizioni di temperatura gravose (protezione mediante limitazione

di potenza nel caso in cui i dispositivi di potenza raggiungano temperature elevate)

- Avere protezioni e dispositivi per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di

tensione e frequenza della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni

delle norme CEI 11-20.

- Essere protetto contro guasti interni.

- Essere protetto contro fulminazioni indirette (presenza di scaricatori lato DC e AC)

- Avere il marchio CE.

- Disporre di una certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la di conformità

alle norme applicabili, compresi i documenti tecnici dei Distributori relativamente

all’interfacciamento con la rete pubblica.

- Avere un grado di protezione (IP) compatibile con le condizioni di installazione prevista in

fase di progettazione.

Inoltre, gli inverter verranno scelti in modo tale che il campo di variazione delle tensioni e delle




36

correnti lato DC sia compatibile con i valori di tensione e corrente erogate dal campo fotovoltaico a

cui verranno connessi, in qualsiasi condizioni di irraggiamento e temperatura ambiente. La verifica

di tale compatibilità verrà fatta nel capitolo “calcoli preliminari”.

Analogamente, i valori di tensione e frequenza in uscita dagli inverter saranno compatibili con la

rete AC alla quale l’impianto fotovoltaico sarà connesso.

2.3.4 Quadri elettrici

I quadri elettrici dovranno avere un grado di protezione IP idoneo alla tipologia di installazione (IP

65 per installazioni esterne) ed essere dotati di apposita morsettiera su cui attestare i cavi entranti

ed uscenti. La morsettiera dovrà essere provvista di morsetto di terra al quale collegare tutte le

masse interne al quadro per il loro collegamento a terra. I quadri dovranno preferibilmente essere

fissati a parete e possibilmente non dovranno essere esposti alla radiazione solare diretta.

I quadri elettrici dovranno contenere i dispositivi di manovra, protezione che dovranno essere scelti

in funzione delle grandezze elettriche presenti nel punto di installazione. In particolare, per la

sezione in corrente continua dovranno essere utilizzati dispositivi di protezione e manovra

appositamente realizzati per l’impiego in corrente continua. Non sono quindi ammessi dispositivi di

protezione e manovra realizzati per l’impiego in corrente alternata a meno che il costruttore non

indichi chiaramente il coefficiente di declassamento necessario per poterli utilizzare in tutta

sicurezza anche in corrente continua.

La scelta del quadro, in particolare le sue dimensioni, sarà fatta in modo che la temperatura al

proprio interno non raggiunga valori tali da compromettere il buon funzionamento delle

apparecchiature e dei dispositivi presenti al proprio interno. Il dimensionamento termico dei quadri

sarà oggetto di progettazione esecutiva e terrà conto della resistenza termica del quadro, degli

elementi presenti al loro interno che durante il normale funzionamento dell’impianto potranno

dissipare potenza (dispositivi di protezione e sezionamento, comprese sbarre e cavi) e dalla

massima temperatura ambiente.

I quadri elettrici dovranno infine riportare chiaramente ed in modo indelebile il nominativo del costruttore del quadro.

2.5 Criteri di scelta delle soluzioni impiantistich e di protezione contro i fulmini

Il riferimento normativo in questo ambito sono le norme CEI 81-10 1/2/3/4 e CEI 82-4. Per




37

proteggere il generatore fotovoltaico contro gli effetti prodotti da sovratensioni indotte a seguito di

scariche atmosferiche verranno utilizzati scaricatori (SPD di classe II) sul lato DC da posizionare

dentro i quadri di campo. Per il dettaglio si rimanda agli schemi elettrici riportati nel documento.

La scelta degli scaricatori è stata fatta in modo da rispettare la condizione:

Uc > 1,25 * Voc,genFV

Dove: Uc: è la tensione di servizio continuo dell’SPD

Voc,genFV: È LA TENSIONE A CIRCUITO APERTO @STC DEL GENERATORE FOTOVOLTAICO

INOLTRE, IL PUNTO DI INSTALLAZIONE DEGLI SPD È STATO SCELTO IN MODO CHE NON VENGANO SUPERATE LE DISTANZE DI PROTEZIONE LPO E LPI DEFINITE NELLA NORMA CEI 81-10/4:

• Distanza di protezione lpo determinata dai fenomeni di oscillazione; • Distanza di protezione lpi determinata dai fenomeni d’induzione.

2.6 Elaborati grafici Schema elettrico unifilare




38

Fig.1: Schema elettrico unifilare

2.7 Calcoli preliminari

2.7.1 Producibilità annua




39

Sito di installazione

L’impianto verrà installato in località (), La tabella che segue riporta i principali dati geografici del

sito di installazione.

Dati geografici del sito

Località Milano

Latitudine 45,466º

Longitudine 9,19º





Dati relativi al vento e al carico di neve Da DM 16 Gennaio 1996 e successive modifiche ed integrazioni

La valutazione della fonte solare per la località () è stata effettuata in base alla Norma UNI 10349,

prendendo come riferimento la provincia che dispone dei dati storici di radiazione solare nelle

immediate vicinanze di ().La norma UNI 10349 fornisce una serie di dati climatici tra cui

l’irraggiamento globale giornaliero medio mensile su piano orizzontale con le sue componenti

diretto e diffuso. Per la località in esame i valori di irraggiamento giornaliero medio mensile sono i

seguenti:

Mese

Diffuso

giornaliero

[kWh/m ²]

Diretto

giornaliero

[kWh/m ²]

Totale

giornaliero

[kWh/m ²]

Gennaio 0,64 0,42 1,06

Febbraio 0,97 0,89 1,86

Marzo 1,42 1,80 3,22

Aprile 1,86 2,72 4,58

Maggio 2,19 3,37 5,56

Giugno 2,31 3,86 6,17

Luglio 2,08 5,14 7,22

Agosto 1,92 3,47 5,39

Settembre 1,56 2,33 3,89

Ottobre 1,08 1,25 2,33




40

Novembre 0,69 0,53 1,22

Dicembre 0,56 0,36 0,92

Annuale 525,53 798,94 1324,47

Tenendo conto dell’irraggiamento giornaliero medio mensile e del numero di giorni di cui si compongono i

dodici mesi dell’anno, è possibile determinare il valore di irraggiamento globale annuale su piano orizzontale

per la località di (). Tale valore è pari a 1324,47 [kWh/m²].

Calcolo della producibilità

La producibilità dell’impianto è stata calcolata sulla base dei dati storici del sito di installazione

relativi ai valori medi mensili dell’irraggiamento solare globale incidente su superficie orizzontale

desunti dalla Norma UNI 10349 per la località in questione.

La procedura per il calcolo dell’energia prodotta dall’impianto tiene conto della potenza nominale

dell’impianto (6,6 kW), dell’angolo di tilt e di azimut (45°, -99°) del generatore fotovoltaico, delle

perdite sul generatore fotovoltaico (perdite resistive, perdite per scostamento di temperatura dei

moduli, per riflessione e per mismatching tra stringhe), dell’efficienza europea degli inverter

nonché del coefficiente di riflettanza del suolo antistante i moduli (20%) (albedo).

Pertanto, l’energia prodotta dall’impianto su base annua (Ep,a) si calcola come segue:

Ep,a = Pnom * Irr * (1-Perdite) = 5.050,68 kWh

Dove:

Pnom = Potenza nominale dell’impianto: 6,6 kW

Irr = Irraggiamento annuo sul piano dei moduli: 984,11 kWh/m²

Perdite = Perdite di potenza: 22,24 %




41

Le perdite di potenza sono dovute a vari fattori. Nella tabella sottostante vengono riportati tali

fattori di perdita e i relativi valori assunti dalla procedura per il calcolo della producibilità

dell’impianto.

Fattori di perdita elettrica

Perdite per aumento di temperatura dei moduli 5,00 %

Perdite di mismatch elettrico 5,00 %

Perdite resistive 4,00 %

Perdite per conversione DC/AC 4,60 %

Altre perdite 2,00 %

Perdite totali 22,24 %

Il grafico sotto indicato riporta l’andamento della produzione mensile di energia attesa nel corso

dell’anno.

2.8 Verifica del corretto accoppiamento elettrico t ra il generatore fotovoltaico ed il gruppo di conversione DC/AC.




42

Per poter scegliere un inverter correttamente occorre preventivamente verificare la compatibilità tra

gli inverter utilizzati ed i relativi campi fotovoltaici.

Le verfiche sugli inverter si riferiscono alla sezione in corrente continua dell’impianto fotovoltaico e

riguardono:

• La verifica sulla tensione DC • La verifica sulla corrente DC • La verifica sulla potenza

Verifica sulla tensione DC

La verifica sulla tensione DC consiste nel controllare che l’insieme delle tensioni fornite dal campo

fotovoltaico sia compatibile con il campo di variazione della tensione di ingresso dell’inverter.

In altri termini, è necessario calcolare la tensione minima e massima del campo fotovoltaico e

verificare che la prima sia superiore alla tensione minima di ingresso ammessa dall’inverter, e la

seconda sia inferiore alla tensione massima di ingresso ammessa dall’inverter.

Verifica sulla corrente DC

La verifica sulla corrente DC consiste nel controllare che la corrente di cortocircuito @ STC del

campo fotovoltaico sia inferiore alla massima corrente di ingresso ammessa dall’inverter.

Verifica sulla potenza

La verifica sulla potenza consiste nel controllare la potenza nominale del gruppo di conversione

DC/AC (somma delle potenze nominali degli inverter) sia superiore all’80 % e inferiore al 120 %

della potenza nominale dell’impianto fotovoltaico (somma delle potenze nominali dei moduli

fotovoltaici).

Le tabelle che seguono riportano il risultato di tali verifiche.

Inverter:1

Limiti sulla tensione Tensione minima alla temperatura dei moduli di 71,5°C (236,53 V) > Tensione mini ma di Mppt (230 V)

Limiti sulla tensione Tensione massima alla temperatura dei moduli di -10°C (308,51 V) < Tensione mass ima di Mppt (500 V)

Limiti sulla tensione Tensione di circuito aperto alla temperatura dei moduli di -10°C (398,91 V) < Tensione massima

dell'inverter (600 V)

Limiti sulla corrente Corrente di corto circuito (26,4 A) < Massima corrente dell'inverter (29,7 A)




43

Limiti sulla potenza Dimensionamento in potenza (80 %) < (97%) < (120 %)

2.9 Quadro delle prestazioni richieste

In termini di energia l’impianto, tenendo conto del sito di installazione (), dovrà avere una capacità

produttiva teorica annua superiore a circa 765,25 kWh/kWp

In termini di efficienze operative DC e AC, l’ impianto deve essere realizzato con componenti che

assicurino l'osservanza delle due seguenti condizioni:

Pcc > 0,85*Pnom *Irr / ISTC (per Irr > 600 W/m2)

Pca > 0,9*Pcc (per Pca > del 90% della potenza di targa del

gruppo di conversione)

Dove:

Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione

migliore del 2%;

Pca è la potenza attiva in corrente alternata (in kVA) misurata all’uscita del gruppo di

conversione, con precisione migliore del 2%;

Pnom è la potenza nominale (in kWp) del campo fotovoltaico;

Irr è l’irradianza solare (in W/m2) misurato sul piano dei moduli con precisione migliore

del 3%;

ISTC è l’irradianza solare in STC pari a 1000 W/m2.

Inoltre, al fine di assicurare il rispetto dei suddetti requisiti di efficienza operativa del generatore

fotovoltaico e del gruppo di conversione dovrà essere emesso:

- la dichiarazione attestante la verifica tecnico-funzionale;

- il certificato di collaudo.

3. IMPIANTO FOTOVOLTAICO 4,5 kW p

SCOPO E CONTENUTI DEL DOCUMENTO




44

Il documento riporta il progetto definitivo di impianto fotovoltaico.

Il documento individua i profili e le caratteristiche più significative dei successivi livelli di

progettazione, descrivendo e fornendo gli elementi e le indicazioni di carattere generale necessari

per:

• la preparazione del progetto esecutivo dell’impianto fotovoltaico;

• le prove e le verifiche da effettuare a fine lavori.

Nel documento sarà identificata l’opera, saranno forniti i dati di progetto e descritti i criteri utilizzati

per le scelte progettuali, le caratteristiche dei materiali prescelti (moduli fotovoltaici, inverter,

sistema di protezione di interfaccia e gruppi di misura dell’energia), i criteri di scelta delle soluzioni

impiantistiche e i criteri di dimensionamento dei componenti principali. Inoltre, saranno riportati i

calcoli preliminari necessari al dimensionamento, il computo metrico estimativo e gli elaborati

grafici (schemi elettrici e planimetrie).

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 4,5 kW sarà installato su sito a (), e verrà

collegato alla rete elettrica di distribuzione in Bassa tensione Monofase in corrente alternata di tipo

Mono a 400 V di competenza del gestore di rete.

L’impianto, che entrerà in esercizio a seguito di Rifacimento, sarà individuato da un unico punto di

connessione alla rete elettrica in uscita dal gruppo di conversione, rispetto al quale sarà presentata

domanda al gestore di rete per la connessione alla rete.

3.1 Descrizione dei criteri utilizzati per le scelt e progettuali

Le scelte progettuali hanno riguardato i tre aspetti della progettazione di un impianto fotovoltaico,

ovvero gli aspetti energetici, gli aspetti impiantistici e di sicurezza, e gli aspetti architettonici -

strutturali.

3.1.1 Gli aspetti energetici




45

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale4 di 4,5 kW sarà collegato ad una fornitura elettrica

Mono in BT a tensione nominale di 400 V con una potenza impegnata di 100 kW ed un consumo

annuale medio di 0 kWh.

Non sarà necessario adeguare la fornitura elettrica in quanto la potenza nominale dell’impianto

fotovoltaico è inferiore alla potenza impegnata della fornitura stessa.

Producibilità

Dal punto energetico, il criterio utilizzato nella scelta dell’esposizione del generatore fotovoltaico5 è

quello di massimizzare la quantità di energia solare raccolta su base annua. Generalmente,

l’esposizione ottimale si ha scegliendo per i moduli un orientamento a Sud ed una inclinazione

rispetto al piano orizzontale leggermente inferiore6 al valore della latitudine del sito di installazione.

In casi particolari, sono ammessi esposizioni diverse qualora siano presenti vincoli architettonici

della struttura che ospita il generatore fotovoltaico che impediscono l’ottenimento dell’esposizione

ottimale. E’ compito del progettista valutare di volta in volta la convenienza di una scelta non

ottimale dell’esposizione.

Generalmente tutti i moduli fotovoltaici devono avere la stessa esposizione. Qualora questa

condizione non potrà essere ottenuta a causa di vincoli di natura architettonica, dovranno essere

messe in atto soluzioni impiantistiche atte ad evitare conseguenti perdite di mismatching.

Nel caso dell’impianto in oggetto, il generatore fotovoltaico presenta un'unica esposizione (angolo

di tilt, e angolo di azimuth uguale per tutti i moduli fotovoltaici), ovvero:

Esposizione del generatore fotovoltaico:

Azimuth : 81 °

Tilt : 45°

Inoltre, per ridurre le perdite di energia sul generatore fotovoltaico e quindi massimizzare la

produzione di energia, sono state fatte le seguenti scelte progettuali:

4 La potenza nominale di un impianto fotovoltaico è intesa come somma delle potenze di targa o

nominali di ciascun modulo misurate in condizioni di test standard (STC).

5 Insieme dei moduli fotovoltaici e relative strutture di sostegno di un impianto fotovoltaico.

6 Tipicamente da 5° a 10° in meno della latitudine, in funzione del rapporto tra la radiazione annua

diffusa e quella diretta del sito.




46

• Al fine di smaltire agevolmente il calore prodotto dai moduli causato dall’irraggiamento

solare diretto, e quindi di limitare le perdite per temperatura, si è favorita la circolazione

d’aria fra la parte posteriore dei moduli e la superficie su cui essi sono posati.

• Le caratteristiche elettriche dei moduli (corrente di cortocircuito e corrente alla massima

potenza) che fanno parte della stessa stringa dovranno essere, per quanto possibile, simili

tra loro in modo da limitare le perdite di potenza per mismatching corrente.

• Le caratteristiche elettriche delle stringhe (tensione a vuoto e tensione alla massima

potenza) che fanno parte dello stesso campo fotovoltaico dovranno essere, per quanto

possibile, simili tra loro in modo da limitare le perdite di potenza per mismatching di

tensione.

• La scelta della tensione del generatore fotovoltaico è stata fatta in modo da ridurre le

correnti in gioco e quindi le perdite di potenza per effetto Joule.

Al fine di ottimizzare i costi di realizzazione si è scelta una conversione CC/CA centralizzata,

ovvero si è scelto un gruppo di conversione composto da un unico inverter.

Regime di cessione dell’energia

La scelta della potenza nominale dell'impianto è stata fatta in modo da poter accedere al regime di

cessione dell’energia elettrica alla rete pubblica più conveniente per l’utente che ha la titolarità o la

disponibilità dell’ impianto. Il criterio di scelta è quindi quello di rendere massimo il valore

economico dell’energia prodotta.

Nel caso specifico, poiché non ricorrono le condizioni per accedere al regime di cessione

denominato “Scambio sul Posto” o non risulta conveniente, al fine di valorizzare comunque

l’energia ceduta alla rete, si è scelto il regime di cessione denominato “ritiro dedicato”.Il Ritiro

Dedicato è regolato dalla Deliberazione ARG/elt n.280/07 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il

Gas.e consente di remunerare l’energia immessa in rete sulla base del prezzo zonale orario

(prezzo che si forma sul mercato elettrico), o in alternativa, sulla base al “prezzo minimo garantito”

solo se la potenza nominale dell’impianto non supera 1 MW.Il regime del Ritiro Dedicato è regolato

da una apposita convenzione che l’utente che ha titolarità dell’impianto stipula con il GSE

(Gestore Servizi Energetici).

3.1.2 Gli aspetti impiantistici e di sicurezza




47

Interfacciamento con la rete

L’impianto dovrà essere connesso alla rete elettrica di distribuzione pubblica e dovrà erogare

l’energia prodotta a tensione Mono alternata di 400 V, con frequenza 50 Hz, nei limiti di

fluttuazione previsti dalle vigenti norme tecniche. Al fine di salvaguardare la qualità del servizio

elettrico ed evitare pericoli per le persone e danni per le apparecchiature, l’impianto sarà dotato di

un idoneo sistema di protezione di interfaccia (SPI) per il collegamento alla rete.

Inoltre, al fine di non iniettare correnti continue nella rete elettrica l’impianto sarà dotato di una

separazione metallica tra la sezione DC e la sezione AC o, in alternativa, disporrà di una

protezione elettromeccanica equivalente.

La scelta del SPI e del sistema atto ad evitare l’immissione di correnti continue in rete verrà fatta in

conformità alla normativa applicabile CEI 11-20 e documento ENEL DK 5940 ed 2.2.

Scelta della tensione DC

La tensione del generatore fotovoltaico (tensione DC) è stata scelta in base al tipo di moduli e di

inverter che si prevede verranno utilizzati. In particolare, poiché la tensione DC è influenzata dalla

temperatura delle celle e dall’irraggiamento solare, per un corretto accoppiamento tra generatore

fotovoltaico e gruppo di conversione, la tensione del generatore fotovoltaico è stata scelta in modo

che le sue variazioni siano sempre contenute all’interno della finestra di tensione ammessa dagli

inverter.

Inoltre, si è scelta una tensione DC in modo che il suo valore massimo non superi mai la tensione

massima di sistema del modulo fotovoltaico, pena la distruzione del modulo stesso. Il valore

massimo della tensione DC si ha in condizioni di alto irraggiamento solare, bassa temperatura di

cella e in condizioni di circuito aperto.

Essendo l’impianto in oggetto collegato ad una rete in BT, la tensione DC non dovrà mai superare

1000 V sia per non incorrere nelle prescrizioni del D.lgs. 81/2008, relativamente all’alta tensione,

sia per facilitare la reperibilità sul mercato e l’economicità della componentistica elettrica che verrà

utilizzata.

3.2 Dati di progetto

I dati di progetto sono di seguito riportati e riguardano, il committente, il sito di installazione, i dati

sulla fornitura elettrica e sull’impianto utilizzatore in corrente alternata e sulla presenza o meno di

corpi ombreggianti.




48

Sito d’installazione

Località Milano

Indirizzo

Vincoli non è soggetta ad alcun

tipo di vincolo

Latitudine 45,466º

Longitudine 9,19º




Irraggiamento globale sul piano orizzontale 1324,47 kWh/m²


Albedo 20%

Dati relativi al vento e al carico di neve

Da DM 16 Gennaio 1996 e

successive modifiche ed

integrazioni

L’impianto fotovoltaico verrà collegato ad un impianto utilizzatore servito da una fornitura elettrica

avente le seguenti caratteristiche:

Fornitura elettrica

Gestore di rete

Fornitura BT

Tipologia Mono




49

Tensione di alimentazione 400 V

Potenza contrattuale 100 kW

Consumo annuo medio 0 kWh

Numero utenza

POD contratto

3.3 Descrizione dell’impianto fotovoltaico

L’impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 4,5 kW verrà collegato alla rete elettrica di

distribuzione in Bassa tensione Monofase in corrente alternata di tipo Mono a 400 V di

competenza di .

Le caratteristiche d’impianto sono riassunte di seguito, in particolare in figura 1 è riportato lo

schema elettrico unifilare d’impianto.

In esso si distinguono:

Il generatore fotovoltaico composto da:

15 stringhe di 4 moduli collegati in serie

• Il gruppo di conversione formato da 1 inverter Monofase

• Il sistema di protezione di interfaccia non integrato nell’inverter

• Il gruppo di protezione

Generatore fotovoltaico

Sarà costituito da:

- moduli fotovoltaici connessi in serie per la formazione delle stringhe;

- strutture di supporto dei moduli;

Di seguito vengono riportate le caratteristiche del generatore fotovoltaico e dei suoi componenti

principali, ovvero stringhe e moduli.




50

Caratteristiche elettriche del Generatore fotovolta ico

Potenza nominale 4,5 kWp

Numero moduli fotovoltaici 60

Superficie captante 43,2 m²

Numero di stringhe 15

Tilt, Azimuth 45°, 81°

Tensione massima @STC (Voc) 368 V

Tensione alla massima potenza @STC

(Vm) 277,6 V

Corrente di corto circuito @STC (Isc) 18 A

Corrente alla massima potenza @STC (Im) 16,2 A

Il generatore fotovoltaico della potenza nominale di 4,5 kW utilizza la configurazione serie-parallelo

(S-P) e sarà suddiviso in 15 stringhe di moduli collegati in serie. Di seguito si elencano le

composizioni delle stringhe dell’impianto.

Caratteristiche elettriche delle stringhe

Numero moduli fotovoltaici in serie 4





Dati costruttivi dei Moduli:




51

Dati costruttivi dei moduli

Produttore GREEN ENERGY

Modello PH600-75

Tecnologia CdTe

Potenza nominale 75 W

Tolleranza 5%


Tensione alla massima potenza (Vm) 69,4 V



Superficie 0,72 m²

Efficienza 10,4%

Certificazioni

Gruppo di conversione DC/AC

Il gruppo di conversione dell’impianto fotovoltaico in oggetto sarà composto da 1 inverter Monofase

per una potenza nominale complessiva di circa 4,5 kW. Ciascun inverter sarà costituito da un

ponte di conversione DC/AC e da un insieme di componenti quali dispositivi di protezione contro

guasti interni e contro le sovratensioni, e da filtri che rendono il gruppo idoneo al trasferimento

della potenza dal generatore fotovoltaico alla rete elettrica in corrente alternata in conformità ai

requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. per aumentare l’efficienza operativa d’impianto,

l’inverter non avrà un trasformatore di isolamento.

.

Le principali caratteristiche tecniche dell’inverter/degli inverter sono di seguito riassunte.




52

Dati costruttivi dell’inverter

Produttore SMA Solar Technology AG

Modello Sunny Boy SB 5000TL HC Multi-String


Potenza massima 4,8 kW

Efficienza massima 96,2%

Efficienza europea 95,6%

Tensione massima da PV 750 V

Minima tensione Mppt 125 V

Massima tensione Mppt 600 V

Massima corrente in

ingresso 22 A

Tensione di uscita 230 V

Uscita Monofase

Trasformatore di isolamento False

Frequenza 50 Hz

Certificazioni

Sezione interfaccia rete

La sezione di interfaccia rete conterrà il sistema di protezione di interfaccia (SPI), il dispositivo di

interfaccia (DI) e il sistema di misura dell’energia prodotta.

Il sistema di protezione di interfaccia (SPI), costituito essenzialmente da relé di frequenza e di

tensione, è richiesto, secondo la norma CEI 11-20, a tutela degli impianti del Gestore di Rete in

occasione di guasti e malfunzionamenti della rete pubblica durante il regime di parallelo.

Nel caso dell’impianto in oggetto, . Inoltre, il sistema di protezione di interfaccia (SPI) e dispositivo

di interfaccia (DI) sono esterni all’inverter SMA Solar Technology AG Sunny Boy SB 5000TL HC

Multi-String, , e sono conformi alla normativa applicabile: norme CEI 11-20 e documento ENEL DK

5940 ed 2.2.




53

Il sistema di misura dell’energia elettrica prodotta sarà collocato all’uscita del gruppo di

conversione della corrente continua in alternata, resa disponibile alle utenze elettriche del soggetto

responsabile.

La potenza nominale dell’impianto è inferiore a 20 kW pertanto, ai sensi della delibera AEEG

88/07, il Gestore di rete sarà responsabile dell’installazione e della manutenzione del sistema di

misura dell’energia prodotta , nonché del servizio di misura dell’energia prodotta.

Quadri elettrici in corrente continua

L’impianto fotovoltaico è costituito da 3 quadri di campo così costituiti:





Max corrente uscita 6 A


Corrente nominale del dispositivo in

ingresso 0 A



Dispositivo in uscita ABB T1D 160 PV 4p F FC Cu

1100 V DC

Corrente nominale del dispositivo in

uscita 160 A





54

3.4 Criteri di scelta e dimensionamento dei compon enti principali: moduli, inverter e quadri elettrici

In questo paragrafo verranno illustrati i criteri di scelta e di dimensionamento, nonché le

caratteristiche elettriche e dimensionali dei principali componenti dell’impianto, ovvero dei moduli

fotovoltaici, degli inverter, dei quadri elettrici e delle condutture elettriche.

Moduli fotovoltaici

I moduli fotovoltaici sono stati scelti in base alle seguenti specifiche tecniche:

- utilizzare la tecnologia del

- essere in classe II ed avere una tensione di isolamento superiore a 1000 V

- essere accompagnato da un foglio-dati e da una targhetta posta sul retro del modulo che

riportano le principali caratteristiche elettriche secondo la norma CEI EN 50380;

- dovranno avere caratteristiche elettriche, per quanto possibile, simili fra loro (soprattutto la

corrente nominale), in modo da limitare le perdite elettriche per mismatch. In assenza di queste

informazioni, il criterio di scelta è quello di scegliere moduli con piccole tolleranze sulla potenza

nominale (<= 3%);

- essere dotati di diodi di by-pass per garantire la continuità elettrica della stringa anche con

danneggiamento o ombreggiamenti di una o più celle;

- avere una cassetta di terminazione con grado di protezione IP 65 da cui dipartono i cavi a loro

volta dotati di connettori ad innesto rapido tipo multicontact;

- avere una potenza nominale sufficientemente elevata in modo da ridurre i cablaggi elettrici

- dotati di certificazione emessa da un laboratorio accreditato che certifichi la rispondenza del

prodotto alla normativa applicabile;

- avere una garanzia di prodotto contro difetti di fabbricazione e di materiale di almeno 2 anni;

- avere una garanzia sul decadimento delle prestazioni tale per cui il costruttore del modulo

garantirà che la potenza nominale del modulo dopo 20 anni non sarà inferiore all’ 80% della

potenza nominale indicata dal costruttore all’atto dell’acquisto del modulo stesso;

- avere il numero di serie e il nome del costruttore indelebili e ben visibili;




55

- essere provvisti di cornice, tipicamente in alluminio, per facilitare le operazioni di montaggio;

- avere una tensione massima di sistema superiore a 1000 V.

Inverter

Gli inverter sono stati scelti e dimensionati in base alle seguenti caratteristiche:

- La potenza complessiva degli inverter dovrà essere superiore al 90 % della potenza

nominale dell’impianto fotovoltaico.

- Essere a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse width modulation), senza clock e/o

riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a “sistema non idoneo a sostenere

la tensione e frequenza nel campo normale”, in conformità a quanto prescritto per i sistemi

di produzione dalla norma CEI 11-20.

- Dovranno operare in modalità MPPT (Maximum Power Point Tracking)

- Ingressi in continua preferibilmente gestibili con poli non connessi a terra ("floating"), ovvero

come sistemi IT.

- Presentare preferibilmente un isolamento galvanico tra generatore fotovoltaico e rete

- Disporre di un dispositivo per controllo continuo dell'isolamento verso terra, lato dc,

conforme alle prescrizioni CEI per gli impianti gestiti con sistema IT (CEI 64-8).

Eventualmente tale protezione può essere esterna

- Disporre di filtri di ingresso per contenimento eventuale ripple di tensione e corrente su

generatore fotovoltaico.

- Avere una efficienza europea superiore al 93% se trattasi di inverter con trasformatore di

isolamento, o superiore al 95 % in assenza di tale trasformatore.

- Disporre di filtri in uscita per limitare le armoniche di corrente e contenere i disturbi indotti

sulla rete, in conformità alle norme CEI applicabili (EMC).

- Rispondere alle norme applicabili in materia di EMC

- Avere un controllo del fattore di potenza della corrente di uscita su valori prescritti (norma

CEI 11-20) con eventuale sistema di rifasamento lato ca, ove risulti necessario.

- Poter funzionare in modo automatico (avviamento, modalità MPPT e spegnimento

automatico

- Possibilità di funzionamento in sovraccarico (eventualmente con funzione di limitazione

della corrente).




56

- Possibilità di operare in condizioni di temperatura gravose (protezione mediante limitazione

di potenza nel caso in cui i dispositivi di potenza raggiungano temperature elevate)

- Avere protezioni e dispositivi per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di

tensione e frequenza della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni

delle norme CEI 11-20.

- Essere protetto contro guasti interni.

- Essere protetto contro fulminazioni indirette (presenza di scaricatori lato DC e AC)

- Avere il marchio CE.

- Disporre di una certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la di conformità

alle norme applicabili, compresi i documenti tecnici dei Distributori relativamente

all’interfacciamento con la rete pubblica.

- Avere un grado di protezione (IP) compatibile con le condizioni di installazione prevista in

fase di progettazione.

Inoltre, gli inverter verranno scelti in modo tale che il campo di variazione delle tensioni e delle

correnti lato DC sia compatibile con i valori di tensione e corrente erogate dal campo fotovoltaico a

cui verranno connessi, in qualsiasi condizioni di irraggiamento e temperatura ambiente. La verifica

di tale compatibilità verrà fatta nel capitolo “calcoli preliminari”.

Analogamente, i valori di tensione e frequenza in uscita dagli inverter saranno compatibili con la

rete AC alla quale l’impianto fotovoltaico sarà connesso.

Quadri elettrici

I quadri elettrici dovranno avere un grado di protezione IP idoneo alla tipologia di installazione (IP

65 per installazioni esterne) ed essere dotati di apposita morsettiera su cui attestare i cavi entranti

ed uscenti. La morsettiera dovrà essere provvista di morsetto di terra al quale collegare tutte le

masse interne al quadro per il loro collegamento a terra. I quadri dovranno preferibilmente essere

fissati a parete e possibilmente non dovranno essere esposti alla radiazione solare diretta.

I quadri elettrici dovranno contenere i dispositivi di manovra, protezione che dovranno essere scelti

in funzione delle grandezze elettriche presenti nel punto di installazione. In particolare, per la

sezione in corrente continua dovranno essere utilizzati dispositivi di protezione e manovra

appositamente realizzati per l’impiego in corrente continua. Non sono quindi ammessi dispositivi di




57

protezione e manovra realizzati per l’impiego in corrente alternata a meno che il costruttore non

indichi chiaramente il coefficiente di declassamento necessario per poterli utilizzare in tutta

sicurezza anche in corrente continua.

La scelta del quadro, in particolare le sue dimensioni, sarà fatta in modo che la temperatura al

proprio interno non raggiunga valori tali da compromettere il buon funzionamento delle

apparecchiature e dei dispositivi presenti al proprio interno. Il dimensionamento termico dei quadri

sarà oggetto di progettazione esecutiva e terrà conto della resistenza termica del quadro, degli

elementi presenti al loro interno che durante il normale funzionamento dell’impianto potranno

dissipare potenza (dispositivi di protezione e sezionamento, comprese sbarre e cavi) e dalla

massima temperatura ambiente.

I quadri elettrici dovranno infine riportare chiaramente ed in modo indelebile il nominativo del

costruttore del quadro.

3.5 Criteri di scelta delle soluzioni impiantistich e di protezione contro i fulmini

Il riferimento normativo in questo ambito sono le norme CEI 81-10 1/2/3/4 e CEI 82-4. Per

proteggere il generatore fotovoltaico contro gli effetti prodotti da sovratensioni indotte a seguito di

scariche atmosferiche verranno utilizzati scaricatori (SPD di classe II) sul lato DC da posizionare

dentro i quadri di campo. Per il dettaglio si rimanda agli schemi elettrici riportati nel documento.

La scelta degli scaricatori è stata fatta in modo da rispettare la condizione:

Uc > 1,25 * Voc,genFV

Dove:

Uc: è la tensione di servizio continuo dell’SPD

Voc,genFV: È LA TENSIONE A CIRCUITO APERTO @STC DEL GENERATORE

FOTOVOLTAICO




58

INOLTRE, IL PUNTO DI INSTALLAZIONE DEGLI SPD È STATO SCELTO IN MODO CHE NON

VENGANO SUPERATE LE DISTANZE DI PROTEZIONE LPO E LPI DEFINITE NELLA NORMA

CEI 81-10/4:

• Distanza di protezione lpo determinata dai fenomeni di oscillazione;

• Distanza di protezione lpi determinata dai fenomeni d’induzione.

3.6 Elaborati grafici

Fig.1: Schema elettrico unifilare




59




60

3.7 Calcoli preliminari

Producibilità annua

Sito di installazione

L’impianto verrà installato in località (), La tabella che segue riporta i principali dati geografici del

sito di installazione.

Dati geografici del sito

Località Milano

Latitudine 45,466º

Longitudine 9,19º





Dati relativi al vento e al carico di

neve

Da DM 16 Gennaio 1996 e

successive modifiche ed

integrazioni

La valutazione della fonte solare per la località () è stata effettuata in base alla Norma UNI 10349,

prendendo come riferimento la provincia che dispone dei dati storici di radiazione solare nelle

immediate vicinanze di ().La norma UNI 10349 fornisce una serie di dati climatici tra cui

l’irraggiamento globale giornaliero medio mensile su piano orizzontale con le sue componenti

diretto e diffuso. Per la località in esame i valori di irraggiamento giornaliero medio mensile sono i

seguenti:




61

Mese

Diffuso

giornaliero

[kWh/m ²]

Diretto

giornaliero

[kWh/m ²]

Totale

giornaliero

[kWh/m ²]

Gennaio 0,64 0,42 1,06

Febbraio 0,97 0,89 1,86

Marzo 1,42 1,80 3,22

Aprile 1,86 2,72 4,58

Maggio 2,19 3,37 5,56

Giugno 2,31 3,86 6,17

Luglio 2,08 5,14 7,22

Agosto 1,92 3,47 5,39

Settembre 1,56 2,33 3,89

Ottobre 1,08 1,25 2,33

Novembre 0,69 0,53 1,22

Dicembre 0,56 0,36 0,92

Annuale 525,53 798,94 1324,47

Tenendo conto dell’irraggiamento giornaliero medio mensile e del numero di giorni di cui si

compongono i dodici mesi dell’anno, è possibile determinare il valore di irraggiamento globale

annuale su piano orizzontale per la località di (). Tale valore è pari a 1324,47 [kWh/m²].

Calcolo della producibilità

La producibilità dell’impianto è stata calcolata sulla base dei dati storici del sito di installazione

relativi ai valori medi mensili dell’irraggiamento solare globale incidente su superficie orizzontale

desunti dalla Norma UNI 10349 per la località in questione.




62

La procedura per il calcolo dell’energia prodotta dall’impianto tiene conto della potenza nominale

dell’impianto (4,5 kW), dell’angolo di tilt e di azimut (45°, 81°) del generatore fotovoltaico, delle

perdite sul generatore fotovoltaico (perdite resistive, perdite per scostamento di temperatura dei

moduli, per riflessione e per mismatching tra stringhe), dell’efficienza europea degli inverter

nonché del coefficiente di riflettanza del suolo antistante i moduli (20%) (albedo).

Pertanto, l’energia prodotta dall’impianto su base annua (Ep,a) si calcola come segue:

Ep,a = Pnom * Irr * (1-Perdite) = 3.930,51 kWh

Dove:

• Pnom = Potenza nominale dell’impianto: 4,5 kW

• Irr = Irraggiamento annuo sul piano dei moduli: 1120,89 kWh/m²

• Perdite = Perdite di potenza: 22,08 %

Le perdite di potenza sono dovute a vari fattori. Nella tabella sottostante vengono riportati tali

fattori di perdita e i relativi valori assunti dalla procedura per il calcolo della producibilità

dell’impianto.

Fattori di perdita elettrica

Perdite per aumento di temperatura dei

moduli 5,00 %

Perdite di mismatch elettrico 5,00 %

Perdite resistive 4,00 %

Perdite per conversione DC/AC 4,40 %

Altre perdite 2,00 %

Perdite totali 22,08 %

Il grafico sotto indicato riporta l’andamento della produzione mensile di energia attesa nel corso

dell’anno.




63

3.8 Verifica del corretto accoppiamento elettrico t ra il generatore fotovoltaico ed il gruppo di conversione DC/AC.

Per poter scegliere un inverter correttamente occorre preventivamente verificare la compatibilità tra

gli inverter utilizzati ed i relativi campi fotovoltaici.

Le verfiche sugli inverter si riferiscono alla sezione in corrente continua dell’impianto fotovoltaico e

riguardono:

• La verifica sulla tensione DC

• La verifica sulla corrente DC

• La verifica sulla potenza

Verifica sulla tensione DC

La verifica sulla tensione DC consiste nel controllare che l’insieme delle tensioni fornite dal campo

fotovoltaico sia compatibile con il campo di variazione della tensione di ingresso dell’inverter.

In altri termini, è necessario calcolare la tensione minima e massima del campo fotovoltaico e

verificare che la prima sia superiore alla tensione minima di ingresso ammessa dall’inverter, e la

seconda sia inferiore alla tensione massima di ingresso ammessa dall’inverter.




64

Verifica sulla corrente DC

La verifica sulla corrente DC consiste nel controllare che la corrente di cortocircuito @ STC del

campo fotovoltaico sia inferiore alla massima corrente di ingresso ammessa dall’inverter.

Verifica sulla potenza

La verifica sulla potenza consiste nel controllare la potenza nominale del gruppo di conversione

DC/AC (somma delle potenze nominali degli inverter) sia superiore all’80 % e inferiore al 120 %

della potenza nominale dell’impianto fotovoltaico (somma delle potenze nominali dei moduli

fotovoltaici).

LE TABELLE CHE SEGUONO RIPORTANO IL RISULTATO DI TALI VERIFICHE.

Inverter:1

Limiti sulla

tensione

Mppt1 - Tensione minima alla temperatura dei moduli di 71,5°C (236,53 V) >

Tensione minima di Mppt (125 V)

Limiti sulla

tensione

Mppt2 - Tensione minima alla temperatura dei moduli di 71,5°C (236,53 V) >

Tensione minima di Mppt (125 V)

Limiti sulla

tensione

Mppt1 - Tensione massima alla temperatura dei moduli di -10°C (308,51 V) <

Tensione massima di Mppt (600 V)

Limiti sulla

tensione

Mppt2 - Tensione massima alla temperatura dei moduli di -10°C (308,51 V) <

Tensione massima di Mppt (600 V)

Limiti sulla

tensione

Mppt1 - Tensione di circuito aperto alla temperatura dei moduli di -10°C

(398,91 V) < Tensione massima dell'inverter (750 V)

Limiti sulla

tensione

Mppt2 - Tensione di circuito aperto alla temperatura dei moduli di -10°C

(398,91 V) < Tensione massima dell'inverter (750 V)

Limiti sulla

corrente

Errore: Mppt1 - Corrente di corto circuito (12 A) < Massima corrente

dell'inverter (11 A)

Limiti sulla

corrente Mppt2 - Corrente di corto circuito (6 A) < Massima corrente dell'inverter (11 A)

Limiti sulla

potenza Dimensionamento in potenza (80 %) < (94%) < (120 %)




65

3.9 Quadro delle prestazioni richieste

In termini di energia l’impianto, tenendo conto del sito di installazione (), dovrà avere una capacità

produttiva teorica annua superiore a circa 873,45 kWh/kWp

In termini di efficienze operative DC e AC, l’ impianto deve essere realizzato con componenti che

assicurino l'osservanza delle due seguenti condizioni:

Pcc > 0,85*Pnom *Irr / ISTC (per Irr > 600 W/m2)

Pca > 0,9*Pcc (per Pca > del 90% della potenza di targa del

gruppo di conversione)

Dove:

Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione

migliore del 2%;

Pca è la potenza attiva in corrente alternata (in kVA) misurata all’uscita del gruppo di

conversione, con precisione migliore del 2%;

Pnom è la potenza nominale (in kWp) del campo fotovoltaico;

Irr è l’irradianza solare (in W/m2) misurato sul piano dei moduli con precisione migliore

del 3%;

ISTC è l’irradianza solare in STC pari a 1000 W/m2.

Inoltre, al fine di assicurare il rispetto dei suddetti requisiti di efficienza operativa del generatore

fotovoltaico e del gruppo di conversione dovrà essere emesso:

- la dichiarazione attestante la verifica tecnico-funzionale;

- il certificato di collaudo.

ministero per i beni e le attivita’ culturali – … esecutivo... · o d.m. del 18 settembre...

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