PROGETTO PRELIMINARE
D.EE.A. S.r.l.
Sede Operativa
Via Pascoli 4 – 37010 Affi Vr
INDICE
1 DATI GENERALI DELL’IMPIANTO................................................................................... 2
2 DIMENSIONAMENTO, PRESTAZIONI E GARANZIE...................................................... 3
3 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO......................................................... 4
4 IRRAGGIAMENTO............................................................................................................ 5
5 IMPIANTO FOTOVOLTAICO ............................................................................................ 6
5.1 DIAGRAMMA DI OMBREGGIAMENTO......................................................................6
5.2 TABELLA DI IRRAGGIAMENTO SOLARE..................................................................7
5.3 STRUTTURE DI SOSTEGNO.....................................................................................8
5.4 GRUPPO DI CONVERSIONE ................................................................................... 9
6 DIMENSIONAMENTO .................................................................................................... 12
7 CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEI CAVI................................................................. 13
7.1 PREMESSA ............................................................................................................. 13
7.2 CAVI ELETTRICI E DI CABLAGGIO ....................................................................... 14
7.3 PORTATA DEI CAVI.................................................................................................. 15
7.4 CADUTE DI TENSIONE........................................................................................... 16
7.5 PROTEZIONE CONTRO I SOVRACCARICHI ........................................................ 17
7.6 INTEGRALE DI JOULE ........................................................................................... 18
7.7 DIMENSIONAMENTO CONDUTTORI DINEUTRO..................................................19
7.8 DIMENSIONAMENTO DEI CONDUTTORI DI PROTEZIONE..................................20
7.9 CALCOLO DELLA TEMPERATURA DEI CAVI..........................................................21
7.10 CONTATTI INDIRETTI............................................................................................ 21
7.11 CALCOLO DELLE CORRENTI DI CORTOCIRCUITO............................................22
7.12 MASSIMA LUNGHEZZA PROTETTA......................................................................24
7.13 POSA DEI CAVI IN PARALLELO............................................................................ 25
8 SPECIFICHE DEI COMPONENTI....................................................................................26
8.1 QUADRI ELETTRICI.................................................................................................26
8.2 TRASFORMATORE MT/BT.......................................................................................33
8.3 CABINA PREFABBICATA PER LOCALI TECNICI.....................................................34
8.4 SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO (SCM)...........................................38
9 IMPIANTO DI MESSA A TERRA (MAT)............................................................................41
VERIFICHE ........................................................................................................................ 42
10 IMPIANTO ILLUMINAZIONE..........................................................................................45
11 RIFERIMENTI NORMATIVI............................................................................................52
CONCLUSIONI................................................................................................................... 55
13 ALCUNE CONSIDERAZIONI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI..................................56
13.1 VARIE .................................................................................................................... 56
1 DATI GENERALI DELL’IMPIANTO
Il presente progetto è relativo alla realizzazione di un impianto fotovoltaico di produzione di
energia, avente una potenza di picco pari a 998 kWp.
Gli impianti saranno installati nell'area interna dello svincolo della SR.450 di Cavaion
Veronese (VR) posizionando i pannelli fotovoltaici su dei supporti posizionati a terra.
SITO DI INSTALLAZIONE
L'impianto fotovoltaico presso la rotatoria di Cavaion Veronese presenta le seguenti
caratteristiche:
Dati relativi alla località di installazione
Località:
Cavaion Veronese
Latitudine:
31°54'00"
Longitudine:
10°46'00"
Altitudine:
59 m
Fonte dati climatici:
UNI 10349
Albedo:
26 % Erba verde
2 DIMENSIONAMENTO, PRESTAZIONI E GARANZIE
La quantità di energia elettrica producibile sarà calcolata sulla base dei dati radiometrici di
cui alla norma UNI 10349 e utilizzando i metodi di calcolo illustrati nella norma UNI 8477-1.
Per gli impianti verranno rispettate le seguenti condizioni (da effettuare per ciascun
"generatore fotovoltaico", inteso come insieme di moduli fotovoltaici con stessa inclinazione
e stesso orientamento):
Pcc > 0,85 * Pnom * I / ISTC
In cui:
Pcc è la potenza in corrente continua misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con
precisione migliore del ± 2 %;
Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
I è l‘irraggiamento espresso in W/m2 misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore
del ±3%;
ISTC pari a 1000 W/m2 è l’irraggiamento in condizioni di prova standard;
Tale condizione sarà verificata per I >. 600 W/m2.
Pca > 0.9 * Pcc
In cui:
Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di conversione
con precisione migliore del ± 2%;
Tale condizione sarà verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di
conversione.
Non sarà ammesso il parallelo di stringhe non perfettamente identiche tra loro per
esposizione, e/o marca, e/o modello, e/o numero dei moduli impiegati. Ciascun modulo,
infine, sarà dotato di diodo di by-pass.
Sarà, inoltre, sempre rilevabile l’energia prodotta (cumulata) e le relative ore di
funzionamento.
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3 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
L’impianto fotovoltaico è costituito da n° 1 generatori fotovoltaici composti da n° 4340
moduli fotovoltaici e da n° 1 inverter composto da un macchina deno minata “Master” e una
denominata “Slave”, insieme hanno una potenza massima di 1026kW. L’impianto è
classificato architettonica Non integrato.
La potenza nominale complessiva è di 998,2 kWp per una produzione di 1.138.585,9 kWh
annui distribuiti su una superficie di 7.378 mq. Modalità di connessione alla rete Trifase in
Media tensione con tensione di fornitura 20.000 V.
Entrambi gli impianti riducono le emissioni inquinanti in atmosfera secondo la seguente
tabella annuale:
Equivalenti di produzione termoelettrica
Anidride solforosa (SO2)
2.919,71 Kg
Ossidi di azoto (NOx)
973,24 Kg
Polveri
113,23 Kg
Anidride carbonica (CO2)
699,98 t
Equivalenti di produzione geotermica
Idrogeno solforato (H2S) (fluido geotermico)
62,47 Kg
Anidride carbonica (CO2)
7,44 t
Tonnellate equivalenti di petrolio (TEP)
261,87 TEP
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4 IRRAGGIAMENTO
La valutazione della risorsa solare disponibile è stata effettuata in base alla Norma UNI
10349, prendendo come riferimento la località che dispone dei dati storici di radiazione
solare nelle immediate vicinanze di Verona.
TABELLA DI IRRAGGIAMENTO SOLARE SUL PIANO ORIZZONTALE
Mese
Totale giornaliero
[MJ/m2]
Totale mensile
[MJ/m2]
Gennaio
4,1
127,1
Febbraio
7,1
198,8
Marzo
11
341
Aprile
14,7
441
Maggio
18,9
585,9
Giugno
20,7
621
Luglio
21,6
669,6
Agosto
18,6
576,6
Settembre
14,3
429
Ottobre
9,4
291,4
Novembre
5
150
Dicembre
4,2
130,3
Irraggiamento giornaliero medio sul piano dei pannelli (KWh/m2)
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5 IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Il Campo fotovoltaico nell'area interna dello svincolo, sarà esposto con un orientamento di
0,00° (azimut) rispetto al sud e avrà un’inclinazione rispetto all’orizzontale di 25,00° (tilt).
Il generatore è composto da n° 4340 moduli del tipo Silicio monocristallino con una vita
utile stimata di oltre 20 anni senza degrado significativo delle prestazioni.
La produzione di energia del generatore Campo fotovoltaico nell'area interna dello svincolo
è condizionata da alcuni fattori di ombreggiamento che determinano una riduzione
dell’irraggiamento solare nella misura del 0,79 %.
5.1 Diagramma di ombreggiamento
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5.2 Tabella di irraggiamento solare
Mese
Radiazione
Diretta
[kWh/m2]
Radiazione
Diffusa
[kWh/m2]
Radiazione
Riflessa
[kWh/m2]
Totale
giornaliero
[kWh/m2]
Totale
mensile
[kWh/m2]
Gennaio
0,949
0,609
0,014
1,572
48,726
Febbraio
1,631
0,927
0,024
2,581
72,272
Marzo
2,236
1,350
0,037
3,623
112,315
Aprile
2,570
1,774
0,049
4,393
131,797
Maggio
3,162
2,092
0,064
5,318
164,860
Giugno
3,370
2,224
0,070
5,664
169,920
Luglio
3,798
2,118
0,073
5,989
185,663
Agosto
3,542
1,853
0,063
5,458
169,193
Settembre
3,114
1,456
0,048
4,619
138,559
Ottobre
2,352
1,033
0,032
3,417
105,914
Novembre
1,214
0,688
0,017
1,920
57,586
Dicembre
1,132
0,556
0,014
1,702
52,774
CARATTERISTICHE DEL GENERATORE FOTOVOLTAICO
Tipo di integrazione:
Non integrato
Non integrato
Inclinazione fissa
Inclinazione fissa
0°
Inclinazione (tilt):
25°
Numero di moduli:
4340
Numero inverter:
1
Potenza nominale:
998200 W
Grado di efficienza:
89,20%
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DATI COSTRUTTIVI DEI MODULI
Costruttore:
SOLARWATT
Sigla:
M220-60 GET AK, 230 Wp (2008)
Tecnologia costruttiva
Caratteristiche elettriche
Potenza massima:
230 W
Rendimento:
13,80%
Tensione nominale:
29,1 V
Tensione a vuoto:
36,3 V
Corrente nominale:
7,9 A
Corrente di corto circuito:
8,5 A
Dimensioni
Dimensioni:
990 mm x 1680 mm
Peso:
24 kg
I valori di tensione alle varie temperature di funzionamento (minima, massima e
d’esercizio) rientrano nel range di accettabilità ammesso dall’inverter.
5.3 Strutture di sostegno
I moduli verranno montati su dei supporti in acciaio zincato a caldo infissi nel terreno a
circa 1,2m di profondità, avranno tutti la medesima esposizione. Gli ancoraggi dovranno
resistere a raffiche di vento fino alla velocità di 120 km/h.
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5.4 Gruppo di conversione
Il gruppo di conversione è composto dai convertitori statici (Inverter).
Il convertitore c.c./c.a. utilizzato è idoneo al trasferimento della potenza dal campo
fotovoltaico alla rete del distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di
sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso di questa
apparecchiatura sono compatibili con quelli del rispettivo campo fotovoltaico, mentre i
valori della tensione e della frequenza in uscita sono compatibili con quelli della rete alla
quale viene connesso l’impianto.
Le caratteristiche principali del gruppo di conversione sono:
 Inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza
clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non
idoneo a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a
quanto prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di
funzione MPPT (inseguimento della massima potenza)
 Ingresso lato cc da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra,
ovvero con sistema IT.
 Rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF:
conformità norme CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8.
 Protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e
frequenza della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni
delle norme CEI 11-20 ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset
automatico delle protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.
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 Conformità marchio CE.
 Grado di protezione adeguato all'ubicazione in prossimità del campo fotovoltaico
(IP65).
 Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato
dal costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un
organismo di certificazione abilitato e riconosciuto.
 Campo di tensione di ingresso adeguato alla tensione di uscita del generatore FV.
 Efficienza massima ≥ 90 % al 70% della potenza nominale.
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Il gruppo di conversione è composto da 1 inverter master e uno slave.
Dati costruttivi degli inverter
Costruttore
SIEMENS SPA
Sigla
SINVERT solar 1000 MS
Inseguitori
1
Ingressi per inseguitore
12
Caratteristiche elettriche
Potenza nominale
969 kW
Potenza massima
1119 kW
Potenza massima per inseguitore
1119 kW
Tensione nominale
750 V
Tensione massima
900 V
Tensione minima per inseguitore
450 V
Tensione massima per inseguitore 750 V
Tensione nominale di uscita
400 V
Corrente nominale
2460 A
Corrente massima
2460 A
Corrente massima per inseguitore 2460 A
Rendimento
0,96
Inseguitori
Moduli in serie
20
Stringhe in parallelo
217
Tensione di MPP (STC)
582 V
Numero di moduli
4340
Superficie complessiva dei moduli 7378 m2
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6 DIMENSIONAMENTO
La potenza nominale del generatore è data da:
P = Pmodulo * N°moduli = 230 W * 4340 = 998200 W
L’energia totale prodotta dall’impianto alle condizioni STC (irraggiamento dei moduli di
1000 W/m2 a 25°C di temperatura) si calcola come:
E = P * Irr / 1000 * (1-Disp) = 1138585,9 kWh
dove
Irr = Irraggiamento medio annuo: 1420,7 kWh/m2a
Disp = Perdite di potenza ottenuta da
Perdite per ombreggiamento
0,79 %
Perdite per aumento di temperatura 5,47 %
Perdite di mismatching
5,00 %
Perdite in corrente continua
1,50 %
Altre perdite (sporcizia, tolle
ranze...)
5,00 %
Perdite per conversione
3,70 %
Perdite totali
19,72 %
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7 CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEI CAVI
7.1 Premessa
I calcoli sono stati effettuati secondo le norme CEI 64-8 e norme CEI 11-17 considerando
la tipologia circuitale con riferimento al numero delle fasi ed allo stato del neutro.
In particolare:
• L’isolamento del circuito e stato scelto in funzione della tensione nominale e del tipo
di posa.
• La sezione del circuito e stata scelta in funzione della corrente di impiego e della
portata della conduttura (valutata a in funzione delle modalita di posa e dell’influenza
di eventuali altri circuiti adiacenti) ed inoltre della lunghezza del circuito e della
massima caduta di tensione ammissibile.
Si riepilogano brevemente i principali parametri assunti nei calcoli.
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7.2 Cavi elettrici e di cablaggio
Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le
seguenti prescrizioni:
 Sezione delle anime in rame calcolate secondo norme CEI – UNEL /IEC
 Tipo FG21M21 0.6/1 kV se in esterno o FG7 se in cavidotti su percorsi interrati
 tipo N07V-K se all’interno di cavidotti di edifici
Inoltre i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q.,
colorazione delle anime secondo norme UNEL.
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o
l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:
•
Conduttori di protezione:
giallo-verde (obbligatorio)
•
Conduttore di neutro:
blu chiaro (obbligatorio)
•
Conduttore di fase:
grigio / marron
•
Conduttore per circuiti in C.C.:
chiaramente siglato con indicazione del positivo
con “+” e del negativo con “–“
Come è possibile notare dalle prescrizioni sopra esposte, le sezioni dei conduttori degli
impianti fotovoltaici sono sicuramente sovradimensionate per le correnti e le limitate
distanze in gioco. Con tali sezioni la caduta di potenziale viene contenuta entro il 1-2% del
valore misurato da qualsiasi modulo posato al gruppo di conversione.
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7.3 Portata dei cavi
L’individuazione della sezione è stata effettuata utilizzando le tabelle di posa assegnate ai
cavi.
Le tabelle utilizzate presenti nelle norme sono:
− IEC 448;
− IEC 365-5-523;
− CEI-UNEL35024/1;
− CEI-UNEL 35024/2;
− CEI-UNEL 35026.
− CEI 11-17
Esse oltre a riportare la corrente ammissibile Iz in funzione del tipo di isolamento del cavo,
del tipo di posa e del numero di conduttori attivi, riportano anche la metodologia di
valutazione dei coefficienti di declassamento.
La portata minima del cavo viene calcolata come:
dove il coefficiente k ha lo scopo di declassare il cavo e tiene conto dei seguenti fattori:
− tipo di materiale conduttore;
− tipo di isolamento del cavo;
− numero di conduttori in prossimità compresi eventuali paralleli;
− eventuale declassamento deciso dall'utente.
Per la posa in aria la portata del cavo cambia in funzione della seguente formula:
Dove
portata in aria a 30 °C relativa alla posa scelta
fattore di correzione per temperature diverse da 30 °C
fattore di correzione per più circuiti installati in fascio o strato
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Per la posa interrata la portata del cavo cambia in funzione della seguente formula:
portata per posa interrata a 20 °C relativa alla posa scelta
fattore di correzione per temperature del terreno diverse da 20 °C
fattore di correzione per più circuiti installati in fascio o strato
fattore di correzione per profondità di posa diverse da 0,8 m
fattore di correzione per resistività termica diversa da 1,5 °K m / W
7.4 Cadute di tensione
La norma CEI 64-8 raccomanda una caduta di tensione tra l’origine dell’impianto elettrico e
qualunque apparecchio utilizzatore non superiore al 4% della tensione nominale
dell’impianto.
La verifica della caduta di tensione viene effettuata tramite la seguente formula:
La ∆V deve quindi essere riportata percentualmente come segue:
dove:
fattore di tensione pari a 2 nei sistemi monofase e bifase e v3 nei sistemi trifase
corrente del cavo (A)
Lunghezza della linea (km)
Resistenza di un chilometro di cavo (O/km)
Reattanza di un chilometro di cavo (O/km)
Tensione nominale dell’impianto
l’angolo di sfasamento tra la corrente e la tensione.
I parametri di resistenza e reattanza del cavo sono ricavati dalla tabella UNEL 35023-70 in
funzione al tipo di cavo(unipolare/multipolare) e in base alla sezione dei conduttori. Inoltre,
i valori della resistenza del cavo sono riferiti a 80°C, mentre la reattanza del cavo è riferita
a 50Hz.
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7.5 Protezione contro i sovraccarichi
Il criterio seguito per il dimensionamento dei cavi è tale da poter garantire la protezione dei
conduttori alle correnti di sovraccarico. In base alla norma CEI 64-8/4 (capitolo 433), infatti,
il dispositivo di protezione deve essere coordinato con la conduttura in modo da verificare
le condizioni:
dove:
corrente d’impiego
portata della conduttura nelle determinate condizioni di posa
corrente nominale della protezione
corrente convenzionale di funzionamento del dispositivo di protezione.
Le protezioni dovranno rispettare il legame tra If e la In, stabilito dalle Norme CEI 17-5 (CEI
EN 60947-2) per i dispositivi ad uso industriale e le norme CEI 23-3 per i dispositivi ad uso
domestico.
7.6 Integrale di Joule
Le Norme CEI 64-8 prescrivono che tutte le correnti provocate da un corto circuito che si
presenti in un punto qualsiasi del circuito devono essere interrotte in un tempo non
superiore a quello che porta i conduttori alla temperatura limite ammissibile.
Per i cortocircuiti di durata non superiore a 5 s, il tempo t necessario affinché una data
corrente di cortocircuito porti i conduttori dalla temperatura massima ammissibile in servizio
ordinario alla temperatura limite può essere calcolato, in prima approssimazione, con la
formula:
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La formula è meglio rappresentata nel modo seguente:
dove:
durata in secondi del c.to c.to (sec.)
sezione dei conduttori (mm2)
corrente effettiva di c.to c.to (A), espressa in valore efficace
coefficiente che dipende dal tipo di materiale del conduttore e al materiale
dell’isolante dato dalla norma CEI 64-8/4 (par. 434.3), per i conduttori di fase e
neutro e, dal capitolo 64-8/5 (par. 543.1), per i conduttori di protezione.
Dai calcoli effettuati si può affermare che tutte le linee sono in grado di sopportare la
sollecitazione termica a cui verrebbero sottoposte in caso di c.to c.to.
7.7 Dimensionamento conduttori di neutro
Il dimensionamento del conduttore di neutro è trattato dalla norma CEI 64-8.
All’art. 524.2 prevede che la sezione del conduttore di neutro deve avere almeno la stessa
sezione dei conduttori di fase:
• nei circuiti monofase a due fili, qualunque sia la sezione dei conduttori;
• nei circuiti polifase (e nei circuiti monofase a tre fili) quando la dimensione dei
conduttori di fase sia inferiore od uguale a 16 mm2 se in rame od a 25 mm2 se in
alluminio.
L’art. 524.3 permette nei circuiti polifase, i cui conduttori di fase abbiano una sezione
superiore a 16 mm2 se in rame od a 25 mm2 se in alluminio, che il conduttore di neutro
possa avere “una sezione pari alla metà rispetto a quella dei conduttori di fase” se sono
soddisfatte contemporaneamente le seguenti condizioni:
• la corrente massima, comprese le eventuali armoniche, che si prevede possa
percorrere il conduttore di neutro durante il servizio ordinario, non sia superiore alla
corrente ammissibile corrispondente alla sezione ridotta del conduttore di neutro;
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• la sezione del conduttore di neutro sia almeno uguale a 16 mm2 se in rame od a 25
mm2 se in alluminio”.
Nel progetto è stato adottato il criterio che consiste nel calcolare la sezione del neutro
secondo il seguente schema:
7.8 Dimensionamento dei conduttori di protezione
Le norme CEI 64.8 par. 543.1 prevedono due metodi di dimensionamento dei conduttori di
protezione:
• determinazione in relazione alla sezione di fase (metodo semplificato)
• determinazione mediante calcolo (metodo adiabatico).
Il primo criterio consiste nel determinare la sezione del conduttore di protezione seguendo
il seguente schema:
Il secondo criterio determina tale valore con l’integrale di Joule. Ovvero la sezione del
conduttore di protezione non deve essere inferiore al valore determinato con la seguente
formula:
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dove:
è la sezione del conduttore di protezione (mm2);
è il valore efficace della corrente di guasto che può percorrere il conduttore di
protezione per un guasto di impedenza trascurabile (A);
è il tempo di intervento del dispositivo cli protezione (s);
è un fattore il cui valore dipende dal materiale del conduttore di protezione
dell’isolamento e di altre parti.
Se il risultato della formula non è una sezione unificata, viene presa una unificata
immediatamente superiore.
In entrambi i casi si devono rispettare le sezioni minime previste nella norma CEI 64-8
(pararagrafo 543.1.3)
Nel progetto per la determinazione della sezione del conduttore di protezione è stato
adottato sia il metodo semplificato che adiabatico.
7.9 Calcolo della temperatura dei cavi
La valutazione della temperatura dei cavi si esegue in base alla corrente di impiego e alla
corrente nominale tramite le seguenti espressioni:
espresse in °C.
Esse derivano dalla considerazione che la sovratemperatura del cavo a regime è
proporzionale alla potenza in esso dissipata.
Il coefficiente è vincolato dal tipo di isolamento del cavo e dal tipo di tabella di posa che si
sta usando.
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7.10 Contatti Indiretti
In un sistema TN per garantire la protezione contro i contatti indiretti deve essere
soddisfatta la seguente relazione:
dove:
è la corrente che provoca l'apertura automatica del dispositivo di protezione
entro i tempi previsti dalla norma in funzione della tensione nominale verso terra
del sistema.
• è la tensione nominale (valore efficace) tra fase e terra;
• è l'impedenza dell'anello di guasto dalla sorgente di energia fino al punto di
guasto e comprende l'impedenza del conduttore di fase e di protezione
trascurando l'impedenza di guasto.
I dispositivi di interruzione automatica ammessi dalle norme sono il dispositivo a corrente
differenziale e il dispositivo di protezione contro le sovracorrenti.
7.11 Calcolo delle correnti di corto circuito
Con il calcolo dei guasti vengono determinate le correnti di cortocircuito minime e massime
immediatamente a valle della protezione dell’utenza (inizio linea) e a valle dell’utenza
(fondo linea). La loro differenza è spiegata nella norma CEI 11-25 nei capitoli 2.4 e 2.5.
Il calcolo dei valori massimi e minimi, simmetrici ed asimmetrici delle correnti di
cortocircuito è eseguito con il metodo dei componenti simmetrici sulla base delle seguenti
semplificazioni:
a) non c'è, durante il cortocircuito, modifica del tipo di cortocircuito interessato (un
cortocircuito trifase rimane trifase per tutta la durata del cortocircuito)
b) durante il cortocircuito, non ci sono modifiche della rete interessata;
c) l'impedenza dei trasformatori è riferita al variatore di presa in posizione principale;
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d) non vengono prese in considerazione le resistenze d'arco;
e) vengono trascurati tutte le capacità di linea, le ammettenze in derivazione e i carichi
rotanti, salvo quelli dei sistemi di sequenza omopolare.
Calcolo delle correnti di cortocircuito Massime
La corrente di guasto Massima è utilizzata per la scelta del Potere di Interruzione dei
dispositivi di protezione installati nel quadro.
Il calcolo delle correnti cortocircuito massime tiene conto delle seguenti condizioni:
• è stato applicato il fattore di tensione cmax pari a 1,1 conformemente alla tabella 1
della norma CEI 11-25
• è stata scelta la configurazione di rete per ottenere il valore di corrente di
cortocircuito massima nel punto di cortocircuito considerato
• sono inclusi i motori, se il loro contributo è maggiore al 5% della corrente di corto
circuito massima calcolata senza questo contributo
• le resistenze RL delle linee (aeree e in cavo) sono calcolate ad una temperatura di
20 °C.
Calcolo delle correnti di cortocircuito minime
Le correnti di cortocircuito minime sono utilizzate per la protezione contro i contatti indiretti
e sono calcolate come descritto nella norma CEI 11.25, pertanto il calcolo delle correnti
cortocircuito minime tiene conto delle seguenti condizioni:
• è stato applicato il fattore di tensione Cmin pari a 0,95 conformemente alla tabella 1
della norma CEI 11-25
• è stata scelta la configurazione di rete per ottenere il valore di corrente di
cortocircuito minima nel punto di cortocircuito considerato
• è stato trascurato il contributo dei motori
• le resistenze RL delle linee (aeree e in cavo) sono state calcolate alla una
temperatura di 80°C.
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7.12 Massima lunghezza protetta
Il calcolo della massima lunghezza protetta viene eseguito mediante il criterio proposto
dalla norma CEI 64-8 al paragrafo 533.3, secondo cui la corrente di cortocircuito presunta
è calcolata come:
partendo da essa e nota la taratura magnetica della protezione è possibile calcolare la
massima lunghezza del cavo protetta in base ad essa.
Pertanto:
Dove:
- U: è la tensione concatenata per il neutro non distribuito e di fase per neutro distribuito;
- ρ: è la resistività a 20°C del conduttore;
- m: rapporto tra sezione del conduttore di fase e di neutro (se composti dello stesso
materiale);
- Ictocto : taratura della magnetica.
Viene tenuto conto, inoltre, dei fattori di riduzione (per la reattanza):
- 0,9 per sezioni di 120 mm2;
- 0,85 per sezioni di 150 mm2;
- 0,8 per sezioni di 185 mm2;
- 0,75 per sezioni di 240 mm2;
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7.13 POSA DEI CAVI IN PARALLELO
I cavi da posare in parallelo devono essere identici, avere la stessa lunghezza ed essere
disposti in modo tale da equilibrare le reattanze per assicurare una corretta ripartizione
della corrente.
Per minimizzare le differenze tra le reattanze, i cavi devono essere disposti in modo
simmetrico rispetto al centro ideale della confiurazione dei cavi, quindi è necessario
rispettare le condizioni indicate nelle figure seguenti:
N. 3 Cavi in piano in orizzontale o in verticale
N. 3 Cavi posati a trifoglio
Oppure :
N. 4 Cavi in piano in orizzontale o in verticale
N. 4 Cavi posati a trifoglio
Se la configurazione non viene rispettata, la tensione al termine della tratta potrebbe
risultare dissimmetrica. L’effetto è tanto più evidente tanto maggiore è la lunghezza della
tratta e la percentuale di carico.
Dopo la posa è necessaria misurare le correnti sui singoli cavi per verificare la corretta
ripartizione delle correnti. È ammessa una differenza tra le correnti del 10%.
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8 SPECIFICHE DEI COMPONENTI
8.1 Quadri elettrici
 Quadro di campo lato corrente continua
I quadri di campo hanno il compito di unire in parallelo le stringhe del campo fotovoltaico.
Inoltre, attraverso dei dispositivi, sezionare e proteggere le linee, inoltre sono corredati di
dispositivi atti a leggere le correnti e quindi anche la potenza in uscita dal generatore.
Nel lato corrente continua si prevedono l’installazione di due tipi di quadri di parallelo
denominati rispettivamente “quadro di primo parallelo” e “quadro di secondo parallelo”.
Quadro di Primo Parallelo
I quadri di Primo Parallelo sono realizzati in materiale plastico con grado di
protezione IP65, idonee e resistente agli agenti atmosferici e ai raggi UV, con
ingressi da opportuni pressacavi.
All’interno saranno installati:
- Sezionatore Generale;
- Portafusibili sezionabili e fusibili di taglia adeguata;
- Protezione per sovratensione tramite uno scaricatore;
- Monitoraggio di corrente, tensione, potenza ed energia per gruppi di stringhe con
bus RS485.
I quadri di parallelo sono realizzati in materiale plastico con grado di protezione
IP65, idonee e resistente agli agenti atmosferici e ai raggi UV, con ingressi da
opportuni pressacavi.
Di seguito sono riportati dei tipici di quadro di primo parallelo che verranno impiegati
nell’impianto.
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Quadro di Secondo Parallelo
I quadri di Secondo Parallelo sono realizzati in materiale plastico con grado di protezione
IP65, idonee e resistente agli agenti atmosferici e ai raggi UV, con ingressi da opportuni
pressacavi.
All’interno saranno installati:
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- Interruttore Magnetotermico per ogni ingresso
- bobina di sgancio;
Quadro QBT
Si prevede di installare lato corrente alternata, un quadro denominato “QBT”. In questo
quadro saranno installati due interruttori magnetotermici differenziali generali motorizzati
4Px1000A, in uscita dai due inverter.
Nel quadro inoltre saranno installati:
- I dispositivi d’interfaccia (una per ogni interruttore)
- I due contatori UTF
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Fronte quadro QBT
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1
Schema elettrico unifilare Quadro QBT
Quadro QBT-AUX
Oltre al contatore bidirezionale necessario al conteggio dell’energia immessa in rete, sarà
richiesto al distributore, un altro contatore di bassa tensione dedicato ai servizi ausiliari
dell’impianto fotovoltaico. Il contatore BT alimenterà cosi un quadro denominato “QBTAUX”. Questo quadro sarà installato a fianco del quadro Generale di bassa tensione QBT
nel locale BT e sarà dedicato all’alimentazione dell’impianto di supervisione, all’impianto di
antintrusione, di video sorveglianza, ai servizi ausiliari degli altri quadri, nonché
all’illuminazione e la forza motrice del parco.
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Quadro QMT
Il quadro QMT dovrà interfacciarsi con la rete Enel e quindi dovrà rispettare tutte le regole
tecniche di connessione ed in particolar modo rispondere alla Norma CEI 0-16.
Nel nostro caso il quadro dovrà avere una dispositivo generale (DG) motorizzato
comandato da una Protezione Generale (PG) avente i seguenti relé: 50-51-51N. Insieme
costituisco il sistema di protezione generale (SPG). Il dispositivo generale dovrà intervenire
come rincalzo (Drincalzo) qualora le protezioni d’interfaccia (DDI) installate sul quadro di
bassa tensione (QBT) non intervengano in caso di guasto.
Il quadro QMT sarà installato nell’apposito locale ricezione.
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8.2 Trasformatore MT/BT
Il trasformatore che verrà impiegato sarà di tipo in resina a bassissime perdite con doppio
secondario aventi le seguenti caratteristiche:
Potenza nominale: 1000kVA
Vcc%: 6%
Gruppo vettoriale: Dy11y11
Tensione nominale primaria: 20kV
Tensione nominale I secondario: 328V
Tensione nominale II secondario: 328V
Classe ambientale: E2
Classe climatica: C2
Comportamento al fuoco: F1
Norme e prescrizioni
Internazionali: IEC 726. IEC76-1 a 76-5.
Italiane: CEI 14-8. CEI 14-12.
Il trasformatore, nonostante a bassissime perdite, sarà durante le ore notturne spento e
riacceso al mattino prima dell’alba con l’ausilio dell’interruttore motorizzato di media
tensione.
Questa operazione è utile per migliorare il rendimento complessivo dell’impianto di
produzione.
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8.3 Cabina Prefabbicata per locali tecnici
La cabina di ricezione è costituita da un manufatto prefabbricato in cemento armato vibrato
avente dimensione di circa 18,5x2,5x2,8m posata su di un basamento di fondazione “a
vasca “ dallo spessore di 70 cm.
Nella cabina saranno installate porte in resina del tipo Omologato Enel U.E.DS 919
complete di serrature, e finestrini di aerazione in resina U.E. DS 927.
La cabina sarà posizionata nell'area interna dello svincolo nella zona Nord e sarà costituita
da più locali:
- Locale Enel – zona di competenza solo Enel
- Locale Misure, di competenza e nel e utente e dove saranno alloggiati i contatori di
misura
- Locale Ricevimento MT, di competenza dell’utente e dove saranno installati il
quadro QMT
- Locale BT e trasformazione, dove saranno installati i quadri QBT, QBT-AUX, ed
automazione.
- Locale inverter, dedicato solo agli inverter dell’impianto fotovoltaico.
Particolare cura sarà dedicata alla ventilazione del locale trasformatore e del locale
inverter, realizzato con torrini di aspirazione dal tetto. In particolare il locale inverter avrà
una ventilazione forzata che convoglia, con degli accorgimenti, l’aria in ingresso sotto i
quadri e viene aspirata nella parte superiore.
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Per eseguire la corretta messa in opera della cabina, si dovranno eseguire le seguenti
operazioni:
1. Tracciamento
2. Scavo e livellamento
3. Posa in opera del basamento di fondazione
4. Posa in opera della struttura in elevazione
5. Esecuzione dell’impianto di terra
Per un corretto posizionamento della cabina elettrica in oggetto, particolare attenzione va
posta alla definizione della “ quota pavimento interno “ che dovrà risultare almeno 15-20
cm. superiore al piano del “finito “ esterno cabina.
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Lo scavo, effettuato con mezzo meccanico, verrà opportunamente livellato con una gettata
di magrone cementizio dello spessore di almeno 10cm in modo da garantire una corretta
distribuzione dei carichi trasmessi dalla fondazione al terreno sottostante.
Lo scavo dovrà essere maggiorato rispetto alle dimensioni della cabina di almeno 1 m su
ogni lato in modo da consentire oltre ad un agevole posizionamento del manufatto,
l’esecuzione dell’impianto di terra esterno e dei relativi collegamenti alla fondazione.
Calcolo della DPA della Cabina
Individuazione della distanza di prima approssimazione (DPA) per la cabina elettrica di
trasformazione ai sensi del D.M. del 29/05/2008
Con riferimento a quanto sopra si indicano di seguito i parametri di calcolo della DPA
(distanza di prima approssimazione ) per la cabina di trasformazione ai sensi del art. 5.2.1
(Cabine elettriche) e secondo la formula di calcolo prevista e qui riportata.
Dpa= 0.40942*X0.5241*X*vI
Dove I = corrente nominale (A); X = diametro dei cavi (m)
I dati di progetto prevedono un trasformatore a doppio avvolgimento secondario avente
correnti massime per ogni secondario di circa 880 A. Su ogni secondario sono collegate
due corde in parallelo della sezione di 240mmq.
Al fine del calcolo secondo la formula riportata all’art. 5.2.1 avremo quindi i seguenti valori
I = 880 (A)
Diametro cavo = 17,5 x 2 (mm) a vantaggio della sicurezza è stato considerato un
diametro di 35 mm
DPA
ml
2,1
Corrente nominale
I (A)
880
Costante
0,41
Diametro cavi
X (m)
0,04
X0,5241
0,17
La distanza di prima approssimazione da rispettare dalla cabina dovrà essere quindi non
inferiore a a ml 2,50, arrotondata al mezzo metro superiore, secondo quanto previsto
dall’art. 5.2.1.punto 2 lettera b) .
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8.4 Sistema di controllo e monitoraggio (SCM)
Il sistema di controllo e monitoraggio del sistema, permette per mezzo di un computer ed
un software dedicato, di interrogare in ogni istante l’impianto al fine di verificare la
funzionalità degli inverter installati con la possibilità di visionare le indicazioni tecniche
(Tensione, corrente, potenza etc..) di ciascun inverter.
E’ possibile inoltre leggere nella memoria eventi del convertitore tutte le grandezze
elettriche dei giorni passati.
Nel nostro caso sarà adottato un sistema di supervisione impianto della Siemens che sarà
in grado d’interfacciarsi con i sistemi di allarme antintrusione e di videosorveglianza. Si
riporta di seguito uno schema a blocchi generico di sistema di supervisione:
Oltre a vedere i parametri direttamente dal pannello di controllo dell’inverter (control panel)
sarà possibile visualizzare, la produzione e i parametri ambientali da un PC collegato in
rete oppure, tramite un router, monitorarli a distanza.
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I parametri ambientali sono raccolti grazie ad una stazione meteo costituita dalle seguenti
sonde:
- 1 sonda per la rilevazione della temperatura dei moduli
- 1 sonda per la rilevazione della temperature ambiente
- 1 sensore di irraggiamento,
- 1 quadro per convertitori di segnale e protezione da sovratensioni.
L’archiviazione dei dati viene eseguita da un datalogger (web’log), il quale registra tutti i
dati dell’impianto; tali dati vengono quindi elaborati e resi disponibili all’utente anche sotto
forma di vari grafici. Il datalogger garantisce anche la segnalazione di allarmi tramite email.
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Antintrusione e TVCC
L’antintrusione, è garantita da un sistema di protezione perimetrale antiscavalcamento
eseguita sulla recinzione e sui cancelli d'ingresso e uscita parco Fotovoltaico. il sistema è
suddiviso in zone distinte ed indipendenti interfacciabili con le telecamere di
videosorveglianza.
Ogni zona è composta da un kit denominato "Geozone" e si compone di:
- 200m di cavo coassiale sensore Guardwire;
- Unità di Fine Linea
- Trasponder
- Uscita relé separati per tentata asportazione o scavalcamento recinzione e tentata
manomissione.
Lo stesso sistema suddiviso a zone è applicato sui pannelli fotovoltaici per evitarne
l’asportazione dalla loro sede.
Per i cancelli d’ingresso ed uscita, sono previsti:
n. 2 Rivelatori ad alta sicurezza, da esterno (IP65)
n. 2 serrature per esterno (in prossimità dei cancelli) con inseritori di prossimità a tessera
da fornire ai manutentori e gestori del parco, completa di schede di uscita per
interfacciamento con sistema video (preset speed-dome).
Nel quadro di automazione posto in cabina, sarà installata
la centrale completa di tastiera, batteria stagna.
Tale
sistema
sarà
interfacciato
con
l’impianto
di
videosorveglianza eseguito con telecamere programmate
per riprendere, visualizzare in dettaglio ed in modo
automatico la zona in allarme.
Le telecamere utilizzate saranno tre del tipo Speed-Dome
ad indirizzo IP.
La registrazione delle immagini saranno memorizzate da
un registratore digitale tipo NVR Network Video Recorder
installato nel quadro automazione in cabina. Il registratore sarà collegato con cavo di rete
al Router per avere la possibilità di visionare l’impianto anche da remoto.
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9 IMPIANTO DI MESSA A TERRA (MAT)
Il campo fotovoltaico sarà gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso a
terra. Le stringhe saranno, costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici e
singolarmente sezionabili, provviste di diodo di blocco e di protezioni contro le
sovratensioni.
Deve essere prevista la separazione galvanica tra la parte in corrente continua
dell’impianto e la rete; tale separazione può essere sostituita da una protezione sensibile
alla corrente continua solo nel caso di impianti monofase.
Soluzioni tecniche diverse da quelle sopra suggerite, sono adottabili, purché nel rispetto
delle norme vigenti e della buona regola dell’arte.
Ai fini della sicurezza, se la rete di utente o parte di essa è ritenuta non idonea a
sopportare la maggiore intensità di corrente disponibile (dovuta al contributo dell’impianto
fotovoltaico), la rete stessa o la parte interessata dovrà essere opportunamente protetta.
La struttura di sostegno verrà regolarmente collegata all’impianto di terra del parco
fotovoltaico.
Per il collegamento equipotenziale sarà utilizzata una corda di rame nuda della sezione di
95mm2 lungo la dorsale dei cavidotti e una corda di rame nuda della sezione di 35 mm2
lungo il perimetro della rotonda.
Inoltre nei pressi della cabina verrà eseguito un anello equipotenziale con corda di rame
nuda (sez. 95mm2 ) collecata a 4 puntazze in acciaio zincato (dim.2500x50x50x5) infisse ai
vertici della cabina.
L’impianto di terra della cabina dovrà essere poi collegato all’impianto del parco
fotovoltaico per garantire un’adeguata equipotenzialità.
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VERIFICHE
Al termine dei lavori l’installatore dell’impianto effettuerà le seguenti verifiche tecnicofunzionali:
 corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza
generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione,
spegnimento, mancanza rete, ecc.);
 continuità elettrica e connessioni tra moduli;
 messa a terra di masse e scaricatori; q isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;
L’impianto deve essere realizzato con componenti che assicurino l'osservanza delle due
seguenti condizioni:
a) Pcc > 0,85*Pnom *I / ISTC;
in cui:
• Pcc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico,
con precisione migliore del ± 2%;
• Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
• I è l'irraggiamento [W/m2] misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del
± 3%;
• ISTC, pari a 1000 W/m2, è l'irraggiamento in condizioni di prova standard;
Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m2.
b) Pca > 0,9*Pcc.
in cui:
 Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di
conversione della corrente generata dai moduli fotovoltaici continua in corrente
alternata, con precisione migliore del 2%.
La misura della potenza Pcc e della potenza Pca deve essere effettuata in condizioni di
irraggiamento (I) sul piano dei moduli superiore a 600 W/m2.
Qualora nel corso di detta misura venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli,
misurata sulla faccia posteriore dei medesimi, superiore a 40 °C, è ammessa la correzione
in temperatura della potenza stessa. In questo caso la condizione a) precedente diventa:
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a') Pcc>(1-Ptpv-0,08)*Pnom*I/ISTC
Ove Ptpv indica le perdite termiche del generatore fotovoltaico (desunte dai fogli di dati dei
moduli), mentre tutte le altre perdite del generatore stesso (ottiche, resistive, caduta sui
diodi, difetti di accoppiamento) sono tipicamente assunte pari all'8%.
Nota:
Le perdite termiche del generatore fotovoltaico Ptpv, nota la temperatura delle celle
fotovoltaiche Tcel, possono essere determinate da:
Ptpv = (Tcel - 25) * Pmpp / 100
oppure, nota la temperatura ambiente Tamb da:
Ptpv=[Tamb-25+(NOCT-20)*I/800]*?/100
in cui:
• Pmpp: Coefficiente di temperatura di potenza (parametro, fornito dal costruttore, per
moduli in silicio cristallino è tipicamente pari a 0,4÷0,5 %/°C).
• NOCT: Temperatura nominale di lavoro della cella (parametro, fornito dal
costruttore, è tipicamente pari a 40÷50°C, ma può arrivare a 60 °C per moduli in
vetrocamera).
• Tamb: Temperatura ambiente; nel caso di impianti in cui una faccia del modulo sia
esposta all’esterno e l’altra faccia sia esposta all’interno di un edificio (come accade
nei lucernai a tetto), la temperatura da considerare sarà la media tra le due
temperature.
• Tcel:è la temperatura delle celle di un modulo fotovoltaico; può essere misurata
mediante un sensore termoresistivo (PT100) attaccato sul retro del modulo.
Il generatore Impianto Fotovoltaico oggetto della seguente relazione soddisfa le seguenti
condizioni:
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Limiti in tensione
Tensione minima Vn a 70,00 °C (461,1 V) maggiore di Vmpp min. (450,0 V)
Tensione massima Vn a -10,00 °C (676,0 V) inferiore a Vmpp max. (750,0 V)
Tensione a vuoto Vo a -10,00 °C (820,0 V) inferiore alla tensione max. dell'inverter (900,0
V)
Limiti in corrente
Corrente di corto circuito (1840,2 A) inferiore alla corrente massima inverter (2460,0 A)
Limiti in potenza
Dimensionamento in potenza (89,2%) compreso tra 80,0% e il 120,0%
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10 IMPIANTO ILLUMINAZIONE
Intorno al perimetro, vicino alla recinzione si prevede una illuminazione del viale di servizio
del parco.
Per eseguire il progetto illuminotecnico si sono prefissati quattro obiettivi:
1. Realizzare una illuminazione minima ma funzionale per le telecamere di
videosorveglianza.
2. Evitare che i corpi luminosi non interferiscano con la produzione dell’impianto
3. Creare una illuminazione piacevole capace di valorizzare l’opera.
4. Rispettare le leggi sull’inquinamento luminoso
I corpi illuminanti utilizzati dovranno rispettare nel modo adeguato le suddette prerogative.
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11 RIFERIMENTINORMATIVI
Gli impianti devono essere realizzati a regola d’arte, come prescritto dalle normative
vigenti, ed in particolare dal D.M. 22 gennaio 2008, n. 37.
Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, devono essere in
accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere conformi alle
prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF; alle prescrizioni e indicazioni della
Società Distributrice di energia elettrica; alle prescrizioni del gestore della rete; alle norme CEI
(Comitato Elettrotecnico Italiano).
L’elenco completo delle norme alla base della progettazione è riportato qui di seguito:
Normativa generale
Decreto Legislativo n. 504 del 26-10-1995, aggiornato 1-06-2007: Testo Unico delle
disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative
sanzioni penali e amministrative.
Decreto Legislativo n. 387 del 29-12-2003: attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell'elettricità.
Legge n. 239 del 23-08-2004: riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il
riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia.
Decreto Legislativo n. 192 del 19-08-2005: attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al
rendimento energetico nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 311 del 29-12-2006: disposizioni correttive ed integrative al decreto
legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante attuazione della direttiva 2002/91/CE, relativa al
rendimento energetico nell'edilizia.
Decreto Legislativo n. 26 del 2-02-2007: attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura
il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità.
Decreto Legge n. 73 del 18-06-2007: testo coordinato del Decreto Legge 18 giugno 2007, n.
73.
Decreto Legislativo del 30-05-2008: attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa
all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva
93/76/CEE.
Decreto 2-03-2009: disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia
elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.
Legge n. 99 del 23 luglio 2009: disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle
imprese, nonchè in materia di energia.
Legge 13 Agosto 2010, n. 129 (GU n. 192 del 18-8-2010): Conversione in legge, con
modificazioni, del decreto-legge 8 luglio 2010, n. 105, recante misure urgenti in materia di
energia. Proroga di termine per l'esercizio di delega legislativa in materia di riordino del
sistema degli incentivi. (Art. 1-septies - Ulteriori disposizioni in materia di impianti per la
produzione di energia da fonti rinnovabili)
Decreto legislativo del 3 marzo 2011, n. 28: Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili
Sicurezza
D.Lgs. 81/2008: (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei
luoghi di lavoro e succ. mod. e int.
DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici.
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Secondo Conto Energia
Decreto 19-02-2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica
mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto
legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
Legge n. 244 del 24-12-2007 (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del
bilancio annuale e pluriennale dello Stato.
Decreto Attuativo 18-12-2008 - Finanziaria 2008
DM 02/03/2009: Disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica
mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.
Terzo Conto Energia
Decreto 6 agosto 2010: Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare.
Quarto Conto Energia
Decreto 5 maggio 2011: Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari
fotovoltaici.
Norme Tecniche
Normativa fotovoltaica
CEI 82-25 Edizione 09-2010: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica
collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione.
CEI 82-25; V1 Edizione 10-2011: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica
collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione.
CEI EN 60904-1(CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche
fotovoltaiche tensione-corrente.
CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle
fotovoltaiche di riferimento.
CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari
fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento.
CEI EN 61215 (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri.
Qualifica del progetto e omologazione del tipo.
CEI EN 61646 (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del
progetto e approvazione di tipo.
CEI EN 61724 (CEI 82-15): rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la
misura, lo scambio e l'analisi dei dati.
CEI EN 61730-1 (CEI 82-27): qualificazione per la sicurezza dei moduli fotovoltaici (FV) - Parte
1: Prescrizioni per la costruzione.
CEI EN 61730-2 (CEI 82-28): qualificazione per la sicurezza dei moduli fotovoltaici (FV) - Parte
2: Prescrizioni per le prove.
CEI EN 62108 (82-30): moduli e sistemi fotovoltaici a concentrazione (CPV) - Qualifica di
progetto e approvazione di tipo.
CEI EN 62093 (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica
di progetto in condizioni ambientali naturali.
CEI EN 50380 (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici.
CEI EN 50521 (CEI 82-31): connettori per sistemi fotovoltaici - Prescrizioni di sicurezza e
prove.
CEI EN 50524 (CEI 82-34): fogli informativi e dati di targa dei convertitori fotovoltaici.
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CEI EN 50530 (CEI 82-35): rendimento globale degli inverter per impianti fotovoltaici collegati
alla rete elettrica.
EN 62446 (CEI 82-38): grid connected photovoltaic systems - Minimum requirements for
system documentation, commissioning tests and inspection.
CEI 20-91: cavi elettrici con isolamento e guaina elastomerici senza alogeni non propaganti la
fiamma con tensione nominale non superiore a 1 000 V in corrente alternata e 1 500 V in
corrente continua per applicazioni in impianti fotovoltaici.
UNI 8477: energia solare – Calcolo degli apporti per applicazioni in edilizia – Valutazione
dell’energia raggiante ricevuta .
UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
Altra Normativa sugli impianti elettrici
CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici.
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 0-21: regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT
delle imprese distributrici di energia elettrica.
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e
II categoria.
CEI EN 50438 (CT 311-1): Prescrizioni per la connessione di micro-generatori in parallelo alle
reti di distribuzione pubblica in bassa tensione.
CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente
alternata e a 1500 V in corrente continua.
CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): Scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con
spinterometri per sistemi a corrente alternata
CEI EN 60439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa
tensione (quadri BT).
CEI EN 60445 (CEI 16-2): Principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina,
marcatura e identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità
dei conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico.
CEI EN 60529 (CEI 70-1): Gradi di protezione degli involucri (codice IP).
CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi
elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni.
CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti Sezione 2: Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di
ingresso " = 16 A per fase).
CEI EN 62053-21 (CEI 13-43): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni
particolari - Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2).
CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni
particolari - Parte 23: Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3).
CEI EN 50470-1 (CEI 13-52): Apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Parte 1:
Prescrizioni generali, prove e condizioni di prova - Apparato di misura (indici di classe A, B e
C).
CEI EN 50470-3 (CEI 13-54): Apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Parte 3:
Prescrizioni particolari - Contatori statici per energia attiva (indici di classe A, B e C).
CEI EN 62305 (CEI 81-10): protezione contro i fulmini.
CEI 81-3: Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato.
CEI 20-19: Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI 20-20: Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.
CEI 13-4: Sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica.
CEI UNI EN ISO/IEC 17025:2008: Requisiti generali per la competenza dei laboratori di prova
e di taratura.
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Delibere AEEG
Connessione
Delibera ARG-elt n. 33-08: condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione
dell'energia elettrica a tensione nominale superiore ad 1 kV.
Delibera ARG-elt n.119-08: disposizioni inerenti l'applicazione della deliberazione dell'Autorità
per l'energia elettrica e il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in
materia di connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV.
Ritiro dedicato
Delibera ARG-elt n. 280-07: modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell'energia
elettrica ai sensi dell'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 38703, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239-04.
Servizio di misura
Delibera ARG-elt n. 88-07: disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da
impianti di generazione.
Tariffe
Delibera ARG-elt n. 111-06: condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di
dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle
relative risorse su base di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo
16 marzo 1999, n. 79.
Delibera ARG-elt n.156-07: approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità
per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di
maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n.
73/07.
TIV - Allegato A Delibera n. 156-07 (valido fino al 31-12-2011).
TIV - Allegato A Delibera n. 156-07 (valido fino dal 01-01-2012).
Delibera ARG-elt n. 348-07: testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia
elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011 e disposizioni in materia di condizioni
economiche per l’erogazione del servizio di connessione.
TIT - Allegato A Delibera n. 348-07 (2008-2011).
TIC - Allegato B Delibera n. 348-07 (2008-2011)
Deliberazione ARG-elt 199-11: disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per
l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il
periodo di regolazione 2012-2015 e disposizioni in materia di condizioni economiche per
l’erogazione del servizio di connessione.
TIT - Allegato A Delibera n. 199-11 (2012-2015).
TIME - Allegato B Delibera n. 199-11 (2012-2015).
TIC - Allegato C Delibera n. 199-11 (2012-2015).
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Deliberazione ARG-elt n. 149-11: attuazione dell’articolo 20 del decreto del Ministro dello
Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del
Mare, 5 maggio 2011, ai fini dell’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti
solari fotovoltaici.
Deliberazione ARG-elt n. 228-10: Aggiornamento per l’anno 2011 delle tariffe per l’erogazione
dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica e delle condizioni
economiche per l’erogazione del servizio di connessione. Aggiornamento della componente
UC6.
TIS - Allegato A Delibera ARG-elt n. 107-09 (aggiornato): Testo integrato delle disposizioni
dell’autorità per l’energia elettrica e il gas in ordine alla regolazione delle partite fisiche ed
economiche del servizio di dispacciamento (Settlement).
Deliberazione ARG-elt 231-10: Aggiornamento per l’anno 2011 dei corrispettivi di
dispacciamento di cui agli articoli 45, 46, 48 e 73 dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità
per l’energia elettrica e il gas 9 giugno 2006, n. 111/06. Modificazioni per l’anno 2011 delle
disposizioni di cui all’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 9
giugno 2006, n. 111/06 e dell’Allegato A alla deliberazione 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09
(Testo Integrato Settlement, TIS).
Deliberazione ARG-elt 232-10: Aggiornamento per il trimestre gennaio – marzo 2011 delle
condizioni economiche del servizio di vendita di maggior tutela, determinazione del
corrispettivo a copertura dei costi di funzionamento di Acquirente unico S.p.A. per l’attività di
acquisto e vendita di energia elettrica per i clienti in maggior tutela a titolo di acconto per l’anno
2011 e modifiche al TIV.
Deliberazione ARG-com 236-10: Aggiornamento per il trimestre gennaio - marzo 2011 delle
componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del
settore elettrico e del settore gas e disposizioni alla Cassa conguaglio per il settore elettrico.
Delibera ARG-elt n. 247-10: determinazione dell’Autorità in merito alle richieste di ammissione
al regime di reintegrazione dei costi presentate dagli utenti del dispacciamento ai sensi
dell’articolo 63, comma 63.11, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 per l’anno 2011 e
seguenti, nonché modificazioni e integrazioni alla deliberazione medesima.
Deliberazione ARG-com 34-11: aggiornamento per il trimestre aprile - giugno 2011 delle
componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti.
Deliberazione ARG-elt 83-11: aggiornamento per il trimestre luglio - settembre 2011 delle
componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti e
modifiche al TIV.
Deliberazione ARG-com 87-11: aggiornamento per il trimestre 1 luglio - 30 settembre 2011
delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti.
Avvio di procedimento per l’attuazione di disposizioni di cui al decreto legislativo 3 marzo 2011,
n. 28.
Deliberazione ARG-com 130-11: aggiornamento per il trimestre 1 ottobre - 31 dicembre 2011
delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti.
Modificazioni dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29
dicembre 2007, n. 348/07, dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 6 novembre 2008,
ARG/gas 159/08 e dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 1
dicembre 2009, ARG/gas 184/09.
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TICA
Delibera ARG-elt n. 99-08 TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per
la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di
produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA).
Delibera ARG-elt n. 130-09: Modifiche delle modalità e delle condizioni per le comunicazioni
di mancato avvio dei lavori di realizzazione degli impianti di produzione di energia elettrica di
cui alla deliberazione ARG-elt 99-08 (TICA).
Deliberazione ARG-elt 187-11: modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08, in materia di condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA),
per la revisione degli strumenti al fine di superare il problema della saturazione virtuale delle
reti elettriche.
Deliberazione ARG-elt 124/10: Istituzione del sistema di Gestione delle Anagrafiche Uniche
Degli Impianti di produzione e delle relative unità (GAUDÌ) e razionalizzazione dei flussi
informativi tra i vari soggetti operanti nel settore della produzione di energia elettrica.
Deliberazione ARG-elt 125/10: Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA).
Deliberazione ARG-elt n. 181-10: attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo
Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 6
agosto 2010, ai fini dell’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante
conversione fotovoltaica della fonte solare.
Delibera ARG-elt n. 225-10: integrazione dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas 20 ottobre 2010, ARG/elt 181/10, ai fini dell’attivazione degli
indennizzi previsti dal decreto ministeriale 6 agosto 2010 in materia di impianti fotovoltaici.
TISP
Delibera ARG-elt n. 188-05: definizione del soggetto attuatore e delle modalità per
l’erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell’articolo 9 del
decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della
tutela del territorio, 28 luglio 2005 con modifiche e integrazioni introdotte con le delibere n.
40/06, n. 260/06, 90/07, ARG/elt 74/08 e ARG/elt 1/09.
Delibera ARG-elt n. 260-06: modificazione ed integrazione della deliberazione dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05 in materia di misura dell'energia
elettrica prodotta da impianti fotovoltaici.
TISP - Delibera ARG-elt n. 74-08: testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnicoeconomiche per lo scambio sul posto.
Delibera ARG-elt n.1-09: attuazione dell'articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e
dell'articolo 20 del decreto ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione
dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili tramite la tariffa fissa onnicomprensiva e di
scambio sul posto.
TEP
Delibera EEN 3/08: aggiornamento del fattore di conversione dei kWh in tonnellate equivalenti
di petrolio connesso al meccanismo dei titoli di efficienza energetica.
Pagina 47
TIQE
Deliberazione - ARG-elt 198-11: testo integrato della qualità dei servizi di distribuzione e
misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015.
Prezzi minimi
Prezzi minimi garantiti per l’anno 2011.
Agenzia delle Entrate
Circolare n. 46/E del 19/07/2007: articolo 7, comma 2, del decreto legislativo 29 dicembre
2003, n. 387 – Disciplina fiscale degli incentivi per gli impianti fotovoltaici.
Circolare n. 66 del 06/12/2007: tariffa incentivante art. 7, c. 2, del decreto legislativo 29
dicembre 2003, n. 387. Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007 - Precisazione.
Circolare n. 38/E del 11/04/2008: articolo 1, commi 271-279, della legge 27 dicembre 2006, n.
296 – Credito d'imposta per acquisizioni di beni strumentali nuovi in aree svantaggiate.
Risoluzione n. 21/E del 28/01/2008: istanza di Interpello– Aliquota Iva applicabile alle
prestazioni di servizio energia - nn. 103) e 122) della Tabella A, Parte terza, d.P.R. 26/10/1972,
n. 633 - Alfa S.p.A.
Risoluzione n. 22/E del 28/01/2008: istanza di Interpello - Art. 7, comma 2, d. lgs. vo n. 387
del 29 dicembre 2003.
Risoluzione n. 61/E del 22/02/2008: trattamento fiscale ai fini dell'imposta sul valore aggiunto
e dell'applicazione della ritenuta di acconto della tariffa incentivante per la produzione di
energia fotovoltaica di cui all'art. 7, comma 2, del d.lgs. n. 387 del 29 dicembre 2003.
Risoluzione n. 13/E del 20/01/2009: istanza di interpello – Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212
– Gestore dei Servizi Elettrici, SPA –Dpr 26 ottobre 1972, n. 633 e Dpr 22 dicembre 1986, n.
917.
Risoluzione n. 20/E del 27/01/2009: interpello - Art. 11 Legge 27 luglio 2000, n. 212 - ALFA –
art.9 , DM 2 febbraio 2007.
Circolare del 06/07/2009 n. 32/E: imprenditori agricoli - produzione e cessione di energia
elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche nonché di carburanti e di
prodotti chimici derivanti prevalentemente da prodotti del fondo: aspetti fiscali. Articolo 1,
comma 423, della legge 23 dicembre 2005, n. 266 e successive modificazioni.
Agenzia del Territorio
Risoluzione n. 3/2008: accertamento delle centrali elettriche a pannelli fotovoltaici.
GSE
Il CONTO ENERGIA 2011/2013: novità contenute nel decreto ministeriale DM 6 Agosto 2010.
Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del fotovoltaico
terzo conto energia (dicembre 2010).
Guida alla richiesta degli incentivi per gli impianti fotovoltaici: Decreto 6 agosto 2010. Ed.
n. 1 Gennaio 2011.
Regole tecniche per il riconoscimento delle tariffe incentivanti previste dal dm 6 agosto
2010 - terzo conto energia per il fotovoltaico (gennaio 2011).
Pagina 48
Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del
fotovoltaico (gennaio 2011).
Guida all’utilizzo dell’applicazione web per la richiesta degli incentivi per il fotovoltaico con il
“III conto energia” - DM 6/8/2010, Delibera Arg/elt 181/10
Estratto della risoluzione della Agenzia delle Entrate: “trattamento fiscale del contributo in
conto scambio di cui alla delibera AEEG n.74/2008“.
Regole tecniche sulla disciplina dello scambio sul posto, ed. III (gennaio 2011).
Prezzi medi mensili per fascia oraria e zona di mercato.
Regole applicative per il riconoscimento delle tariffe incentivanti previste dal DM 5
maggio 2011 (Dicembre 2011).
Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del
fotovoltaico (Agosto 2011).
Guida all’utilizzo dell’applicazione web per la richiesta degli incentivi per il fotovoltaico
con il “IV conto energia”
Regole tecniche per l’iscrizione al registro per i grandi impianti fotovoltaici di cui al DM
5 maggio 2011.
TERNA
Gestione transitoria dei flussi informativi per GAUDÌ.
GAUDÌ - Gestione anagrafica unica degli impianti e delle unità di produzione.
FAQ GAUDÌ (Versione aggiornata il 11 aprile 2011).
I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge,
norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano
applicabili.
Pagina 49
12 CONCLUSIONI
Dovranno essere emessi e rilasciati dall’installatore i seguenti documenti:
 manuale di uso e manutenzione, inclusivo della pianificazione consigliata degli
interventi di manutenzione;
 progetto esecutivo in versione “come costruito”, corredato di schede tecniche dei
materiali installati;
 dichiarazione attestante le verifiche effettuate e il relativo esito;
 dichiarazione di conformità ai sensi del DM 37/2008;
 certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità alla norma
CEI EN 61215, per moduli al silicio cristallino, e alla CEI EN 61646 per moduli a film
sottile;
 certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità del
convertitore c.c./c.a. alle norme vigenti e, in particolare, alle CEI 11-20 qualora
venga impiegato il dispositivo di interfaccia interno al convertitore stesso;
 certificati di garanzia relativi alle apparecchiature installate;
 garanzia sull’intero impianto e sulle relative prestazioni di funzionamento.
La ditta installatrice, oltre ad eseguire scrupolosamente quanto indicato nel presente
progetto, dovrà eseguire tutti i lavori nel rispetto della REGOLA DELL’ARTE.
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13 ALCUNE CONSIDERAZIONI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
La produzione di energia elettrica per conversione fotovoltaica dell’energia solare non
causa immissione di sostanze inquinanti nell’atmosfera ed ogni kWh prodotto con fonte
fotovoltaica consente di evitare l'emissione nell'atmosfera di 0,3 - 0,5 kg di CO2 (gas
responsabile dell’effetto serra, prodotto con la tradizionale produzione termoelettrica che,
in Italia, rappresenta l’80% circa della generazione elettrica nazionale).
13.1 Varie
Sarà applicata, in fase di lavori, la seguente cartellonistica :
 QUADRO ELETTRICO GENERALE
 PERICOLO
 QUADRO ELETTRICO
 NON USARE ACQUA PER SPEGNERE INCENDI
Cavaion Veronese, lì 03/08/2012
Il tecnico
____________________________________
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Affi, il 03/08/2012 PROGETTO P RELIMINARE
CALCOLO COMPUTO ESTIMATIVO PER LA R EALIZZAZIONE D I U N I MPIANTO FOTOVOLTAICO DA 999 KWP I N COMUNE D I C AVAION V ERONESE SVINCOLO S R 450 C ON I NDICAZIONE D EI CAPITOLI D I S PESA E R ELATIVI I MPORTI. Descrizione capitolo di spesa per componenC di costo Percentuale di incidenza sul Importo capitolo di spesa totale (1.598.400 euro) del esclusa iva capitolo Componente opere edili, comprese opere di mi<gazione 6,00%
€ 95.904
Stru=ure di sostegno e montaggio 14,00%
€ 223.776
Cavi e quadri ele=rici 15,00%
€ 239.760
Inverter e cabine 17,00%
€ 271.728
Moduli 28,00%
€ 447.552
Proge=azione installazione ed allaccio 20,00%
€ 319.680
TOTALI 100,00%
€ 1.598.400
D.EE.A. S.r.l. Sede legale via Rigaste San Zeno 25, 37123 Verona
Uff. operativo via Pascoli 4, 37010 Affi (VR)
Telefono / Fax 045 6260946 - Sito web: www.deea.it - Mail: [email protected]