scuola media “ andrea pisano” via san francesco, 8 palaia (pisa) · - cei 82-25: guida alla...

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COMUNE DI PALAIA

REALIZZAZIONE IMPIANTO FOTOVOLTAICO CONNESSO

IN PARALLELO ALLA RETE ELETTRICA

AVENTE

POTENZA PARI A 49,35 kWp

Scuola Media “ Andrea Pisano”

Via San Francesco, 8

Palaia (Pisa)

Progetto Preliminare

RELAZIONE TECNICA

Rev. 1 : Agosto 2011

Il Tecnico

_____________________________

IMPIANTO SCUOLA MEDIA “ ANDREA PISANO ” : - Relazione Tecnica -

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DATI GENERALI

UBICAZIONE IMPIANTO

Identificativo dell’impianto Scuola Media “Andrea Pisano”

Indirizzo Via San Francesco 8

Comune Palaia

COMMITTENTE

Ragione Sociale Comune di Palaia

Indirizzo Piazza della Repubblica 56

Comune Palaia (PI)

CAP 56036

P.IVA/Codice Fiscale 00373580505

TECNICO

Ragione Sociale POLO TECNOLOGICO DI NAVACCHIO

Codice Fiscale 01482520507

P.IVA 01482520507

Nome e cognome Mauro Parigi

Qualifica Architetto

Indirizzo Via Giuntini 13

Comune Navacchio – Cascina - PI

CAP 56023

Telefono 050 754.120

Fax 050 754.140

E-mail [email protected]


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1 Premessa

Con la realizzazione dell’impianto fotovoltaico oggetto del presente progetto preliminare si intende

conseguire un significativo risparmio energetico per il territorio del Comune di Palaia (Pi), mediante il

ricorso alla fonte energetica rinnovabile rappresentata dal Sole. Il ricorso a tale tecnologia nasce

dall’esigenza di coniugare:

- la compatibilità con esigenze architettoniche e di tutela ambientale;

- nessun inquinamento acustico;

- un risparmio di combustibile fossile;

- una produzione di energia elettrica senza emissioni di sostanze inquinanti.

Inoltre l’iniziativa, potendo contare sugli incentivi statali legati alla produzione di energia elettrica da fonti

rinnovabili il nuovo Dm 5 maggio 2011 ("Quarto Conto energia"), rappresenta un importante

investimento con ritorni economici positivi sul breve e sul lungo periodo.

1.1 Attenzione per l’ambiente

Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti

termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. Quindi, considerando l'

energia stimata come produzione del primo anno, pari a circa 56753,00 kWh, e la perdita di

efficienza annuale, 0.90 %, le considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell' impianto pari a 30

anni.

Risparmio di combustibile

Un utile indicatore per definire il risparmio di combustibile derivante dall’utilizzo di fonti energetiche

rinnovabili è il fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh].

Questo coefficiente individua le T.E.P. (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) necessarie per la

realizzazione di circa 1 MWh di energia, ovvero le TEP risparmiate con l’adozione di tecnologie

fotovoltaiche per la produzione di energia elettrica.

Risparmio di combustibile

Risparmio di combustibile in TEP

Fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh] 0.220

TEP risparmiate in un anno 11.7

TEP risparmiate in 30 anni 351

Fonte dei dati: Articolo 2, comma 3, dei decreti ministeriali 20 luglio 2004

http://www.nextville.it/normativa/1365/


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Emissioni evitate in atmosfera

Inoltre, l’impianto fotovoltaico consente la riduzione di emissioni in atmosfera delle sostanze che hanno

effetto inquinante e di quelle che contribuiscono all’effetto serra.

Emissioni evitate in atmosfera

Emissioni evitate in atmosfera di CO2 SO2 NOX Polveri

Emissioni specifiche in atmosfera [g/kWh] 496.0 0.93 0.58 0.029

Emissioni evitate in un anno [kg] 26241.37 49.20 30.69 1.53

Emissioni evitate in 30 anni [kg] 787230.00 1476.00 920.70 46.02

Fonte dei dati: Rapporto ambientale ENEL 2006

2 Oggetto

La presente relazione ha per oggetto l’istallazione di un impianto fotovoltaico di potenza 49,35 kW

collegato alla rete elettrica di distribuzione da installare sulla copertura della scuola Media “Andrea

Pisano” ubicato in via San Francesco, 8 nel comune di Palaia (Pi). L'intervento prevede anche la

sostituzione della copertura esistente in eternit e relativo smaltimento con una nuova copertura in lastre

metalliche a protezione multistrato, su cui sarà agganciato l'impianto

2.1 Scopo del documento

La relazione ha lo scopo di fornire le indicazioni tecniche e di normativa, per la realizzazione di un

impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 49,35 kWp, destinato alla produzione di energia

elettrica da solare.

Il dimensionamento energetico dell'impianto fotovoltaico connesso alla rete del distributore è stato

effettuato tenendo conto, oltre che della disponibilità economica, di:

- disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico ;

- disponibilità della fonte solare;

- fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo);

La realizzazione interesserà:


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- Due falde inclinate della copertura della scuola (con rimozione copertura in amianto) rivolta

verso Sud - Ovest dell’edificio;

- Due falde inclinate della copertura della scuola (con rimozione copertura in amianto) rivolta

verso Sud – Est dell’edificio

L’impianto completo in tutte le sue parti funzionerà in parallelo alla rete di distribuzione locale

dell’energia elettrica a bassa tensione di pertinenza e servirà a coprire parzialmente il fabbisogno

energetico dell’utenza che andrà a servire.

Tale tecnologia consente:

- Produzione di energia elettrica senza alcuna emissione di sostanze inquinanti;

- Il risparmio di combustibile fossile;

- Nessun inquinamento acustico;

- Soluzioni di progetto del sistema compatibili con le esigenze di tutela architettonica ed

ambientale;

- Finanziamenti derivanti dal DM 19/02/07 “Conto Energia” per la produzione e immissione di

energia elettrica di natura fotovoltaica in rete;

- Condizioni tecniche – economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia prodotta da

impianti FV con potenza non superiore a 200 kWp, casistica secondo quanto stabilisce la

Delibera ARG/elt 74/08, Allegato A – Testo integrato dello scambio sul posto (TISP) – e dalla

successiva Delibera ARG/elt 186/09, che ha recepito quanto previsto dalla Legge 99/09.

3 Tipologia dell’impianto e identificativo a guida CEI 0-2

L’impianto per la produzione di energia elettrica tramite conversione fotovoltaica dell’energia solare, è

realizzato a regola d’arte come prescritto dalla Legge n° 186/68 e ribadito dal decreto ministeriale DM

37/08. Rimane tuttora valido, sotto il profilo generale, quanto prescritto dal DPR 547/55 “Norme per la

prevenzione degli infortuni sul lavoro”.

La redazione di tale documento segue i dettami della - Guida per la definizione della documentazione di

progetto degli impianti elettrici – CEI 0-2 e le norme CEI prescritte dal dal DM 05/05/2011 “Quarto

Conto Energia”.

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;


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- 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.

4 Normativa tecnica e prescrizioni di riferimento:

- CEI 64-8 : Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000V in corrente

alternat e a 1500 V in corrente continua ;

- CEI 11-20 : Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati alle reti di I

e II categoria ;

- CEI EN 60904-1 (CEI 82-1) : Dispositivi fotovoltaici parte I : Misura delle caratteristiche

fotovoltaiche tensione -corrente

- CEI EN 60904-2 (CEI 82-2) : Dispositivi fotovoltaici parte II : Prescrizione per le celle

fotovoltaiche di riferimento ;

- CEI EN 60904-3 (CEI 82-3) : Dispositivi fotovoltaici parte III : Principi di misura per sistemi solari

fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento ;

- CEI EN 61727 (CEI 82-9) : Sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo

con la rete;

- CEI EN 61646 (CEI 82-12) : Moduli fotovoltaici a film sottile per usi terrestre-Qualifica del

progetto e approvazione del tipo ;

- CEI EN 62093 (CEI 82-24) : Componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica

di progetto in condizioni ambientali naturali;

- CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31) : Compatibilità elettromagnetica (EMC). Parte 3-12 :Limiti – Limiti

per le correnti armoniche prodotte da apparecchiature collegate alla rete pubblica a bassa

tensione aventi correnti in ingresso > 16 A e <= 75 A per fase ;

- CEI EN 60555-1 (CEI 77-2) : Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi

elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili – Parte 1 : definizioni ;

- CEI EN 60439 (CEI 17-13) : Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa

tensione (quadri BT) serie composta da :

- CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1) : Apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e

apparecchiature parzialmente soggette a prove di tipo (ANS) ;


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- CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2) : Perscrizioni particolari per i condotti sbarre ;

- CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3) : Perscrizioni particolari per apparecchiature assieme di protezione

e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addettrato ha accesso al

loro uso – quadri di distribuzione (ASD) ;

- CEI EN 60529 (CEI 70-1) : Gradi di protezione degli involucri (codice IP) ;

- CEI EN 60099-1 (CEI 37-1) : Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per sistemi a

corrente alternata ;

- CEI 20-19 : Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V ;

- CEI 20-20 : Cavi isolati con polivinicloruro con tensione nominale non superiore a 450 / 750 V ;

- CEI EN 62035 (CEI 81-10) : Protezione contro i fulmini serie composta da :

- CEI EN 62035-1 (CEI 81-10/1) : Principi generali ;

- CEI EN 62035-2 (CEI 81-10/2) : Valutazione del rischio ;

- CEI EN 62035-3 (CEI 81-10/3) : Danno materiale alle strutture e pericolo per le

persone ;

- CEI EN 62035-4 (CEI 81-10/4) : Impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture ;

- CEI 81-3: Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato;

- CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici;

- CEI 0-3: Guida per la compilazione della documentazione per la legge n.° 46/ 1990;

- CEI EN 61215 (CEI 82-8): Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri.

Qualifica del progetto e omologazione del tipo;

- CEI EN 50380 (CEI 82-22): Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici;

- CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti

elettriche di Media e Bassa tensione;

- CEI EN 61724 (CEI 82-15) : Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici linee guida per la

misura, lo scambio e l’analisi dei dati;

- CEI 13-4: Sistemi di misura dell’energia elettrica – Composizione, precisione e verifica ;

- CEI EN 62053-21 (CEI 13-24)

- EN 50470-1

- CEI EN 62053-23 (CEI 13-45) : Apparati per la misura dell’energia elettrica (c.a.) Prescrizione

particolari – Parte 23 : Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3);

- CEI 64-8 Parte 7, sezione 712 :Sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione;

- DM 37/08, D.Lgs 81/08;

- DM 19/02/07;

- Del. AEEG 188/05 e successive, Del. AEEG 88,89,90/07, Del. AEEG 280/07;

- Del. AEEG 348/07 e successive, Del. AEEG 74/08, Del. AEEG 99/08;


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Generatore fotovoltaico

Utenza in corrente alternata

Rete Elettrica

Inverter

cc

ca

ca

- Del. AEEG 184/08;

- Guida per le connessioni alla rete elettrica di ENEL Distribuzione – Ed.2 Dicembre 2010.

5 Caratteristiche generali dell’impianto:

L’impianto funzionerà in parallelo alla rete di

distribuzione dell’energia elettrica di bassa

tensione e provvederà a coprire il fabbisogno

energetico dell’utenza che andrà a servire. Il

surplus di energia, potrà essere venduto alla rete

elettrica, come da normative vigenti. Lo schema

a blocchi generale è riportato in figura:

I moduli Fotovoltaici (FV) alimentano l’utenza e/o

la rete elettrica grazie alla presenza dell’inverter, dispositivo elettronico/ statico che converte la

corrente continua in corrente alternata. L’inverter sarà alloggiato in un locale sottostante la copertura.

Nello stesso locale verrà posto anche il quadro d’interfaccia con la rete elettrica.

5.1 Documentazione fotovoltaica rispetto al sito d’istallazione:

Il presente paragrafo ha lo scopo di fornire elementi utili alla conoscenza del sito, attraverso una serie

di foto e schemi. Di seguito è riportato lo stralcio della planimetria dell’area con il posizionamento dei

moduli fotovoltaici.

Fig.5.1.1 Stralcio di planimetria con indicato il posizionamento dell’impianto fotovoltaico


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Fig.5.1.2 Vista in pianta del sito d’istallazione.

5.2 Dati di progetto di carattere generale:

Committente

Committente: Comune di Palaia

Indirizzo: Via san Francesco,8

Codice fiscale/ Part. Iva 00373580505

Telefono: -

Cell.: -

Fax: -

E-mail: -

L’impianto Generatore fotovoltaico è posto:

• Su quattro falde inclinate del tetto di copertura dell’edificio con sostituzione copertura in amianto. 1°/2°falda orientato a sud – est e 3°/4° falda inclinata a sud – ovest (cfr. Allegato I).


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5.2.1 Sito di Istallazione

DATI RELATIVI ALLA LOCALITA’ D’ISTALLAZIONE

Località: via San Francesco ,8

Latitudine: 43°36'17.51"N

Longitudine: 10°46'35.07"E

Altitudine: 203 m

Fonte dati climatici: UNI10349

Albedo: Vedi Tabella

Destinazione d’uso

Scuola Media “ Andrea Pisano”

Barriere architettoniche - Accesso all’area dell’impianto tramite impalcatura

Ambienti soggetti a normativa specifica CEI che interessano il presente progetto.

- Nessuna parte dell’impianto si trova in zone soggette a

normative specifiche CEI

5.2.2 Calcolo di producibilità annua

Un impianto fotovoltaico produce un quantitativo annuo di energia elettrica che dipende:

• Dalla radiazione solare del luogo;

• Dal tipo e quindi dalla resa dei moduli;

• Dalla disposizione dei moduli;

• Dal rendimento complessivo dei componenti dell’impianto (inverter,cavi elettrici, quadri).

La quantità di energia producibile dell’impianto è calcolata sulla base dei dati radiometrici elaborati dall’atlante italiano della radiazione solare (www.solaritaly.enea.it), dai dati UNI 10349, in conformità a quanto previsto dalla norma UNI 8477 (relativa al calcolo dell’energia solare incidente una superficie inclinata e con azimuth diverso da zero) e assumendo come efficienza operativa media annuale dell’impianto il 85 - 90% dell’efficienza nominale del generatore fotovoltaico.

L’efficienza del generatore fotovoltaico è numericamente data dal rapporto tra la potenza nominale del generatore stesso (espressa in kW) e la relativa superficie (espressa in m2 e intesa come somma della superficie dei moduli).

La radiazione incidente sui moduli è massima se l’orientamento è a Sud (azimuth) e l’inclinazione (tilt) in Italia è 30°.

http://www.solaritaly.enea.it/


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I moduli sono garantiti 25 anni almeno all’80% della potenza iniziale;anche se la vita utile si può tranquillamente stimare 30-35 anni.

Inoltre l’impianto deve essere progettato per avere:

• Una potenza lato continua superiore all’85% della potenza nominale del generatore fotovoltaico,

riferita alle particolari condizioni d’irraggiamento;

• Una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore al 90% della potenza lato corrente continua

(efficienza del gruppo di conversione);

• Una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore all’85 - 90% della potenza nominale

dell’impianto fotovoltaico, riferita alle particolari condizioni d’irraggiamento.

Si stima la radiazione solare globale giornaliera media mensile dal sito ufficiale www.solaritaly.enea.it

che utilizza un modello di calcolo che tiene conto della frazione della radiazione diffusa rispetto alla globale secondo : UNI 8477/1 e ENEA Solterm

Dati di input :1°/2°FALDE orientate a Sud – Est :

-Latitudine: 43°36'17.51"N longitudine: 10°46'35.07"E - Azimut: -45 - Inclinazione rispetto al piano orizzontale:8° - Modello per il calcolo della frazione della radiazione diffusa rispetto alla globale: ENEA-SOLTERM - Coefficiente di riflessione del suolo: 0.25

MESE OSTACOLO RADIAZIONE GG.MM. (UNI 8477) kWh / m2

RAD. GG.MM. (ENEA SOLTERM) kWh / m2

GENNAIO ASSENTE 2.04 2.01 FEBBRAIO ASSENTE 2.78 2.75

MARZO ASSENTE 4.06 4.04 APRILE ASSENTE 4.88 4.86

MAGGIO ASSENTE 6.04 6.03 GIUGNO ASSENTE 6.51 6.51 LUGLIO ASSENTE 6.52 6.51 AGOSTO ASSENTE 5.63 5.62

SETTEMBRE ASSENTE 4.44 4.42 OTTOBRE ASSENTE 3.14 3.12

NOVEMBRE ASSENTE 2.14 2.11 DICEMBRE ASSENTE 1.68 1.66

Tabella 5.2.2.1 - Radiazione media solare mensile

Dati di input : 3°/4° FALDA orientata a Sud – Ovest:

- Latitudine: 43°36'17.51"N longitudine: 10°46'35.60"E - Azimut: 45° - Inclinazione rispetto al piano orizzontale:8° - Modello per il calcolo della frazione della radiazione diffusa rispetto alla globale: ENEA-SOLTERM - Coefficiente di riflessione del suolo: 0.25

http://www.solaritaly.enea.it/


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MESE OSTACOLO RADIAZIONE GG.MM. (UNI 8477) kWh / m2

RAD. GG.MM. (ENEA SOLTERM) kWh / m2

GENNAIO ASSENTE 2.04 2.01 FEBBRAIO ASSENTE 2.78 2.75

MARZO ASSENTE 4.06 4.04 APRILE ASSENTE 4.88 4.86

MAGGIO ASSENTE 6.04 6.03 GIUGNO ASSENTE 6.51 6.51 LUGLIO ASSENTE 6.52 6.51 AGOSTO ASSENTE 5.63 5.62

SETTEMBRE ASSENTE 4.44 4.42 OTTOBRE ASSENTE 3.14 3.12

NOVEMBRE ASSENTE 2.14 2.11 DICEMBRE ASSENTE 1.68 1.66

Tabella 5.2.2.2 - Radiazione media solare mensile

Nota la radiazione media giornaliera sopra calcolata considerando tutte le condizioni presenti nel sito si calcola il valore di energia annua producibile.

Eg = Σ ( ηg × A × ηm × Gm × K)

Eg = energia totale producibile annua (Wh / anno);

A = superficie del piano dei moduli (m2);

ηg = rendimento complessivo del sistema;

ηm = numero di giorni del mese;

Gm = Radiazione solare media giornaliera mensile incidente;

K = coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti.

Per l’impianto fotovoltaico in oggetto la producibilità annua e di 56.752,5 kWh/anno.

La producibilità potrebbe essere migliorata del 4% inclinando i moduli a 30°, ma tale soluzione è da ritenersi economicamente più onerosa e non ottimale per l’ammortamento complessivo dell’opera.

DATI VALORI STABILITI Temperatura:

- media del giorno + caldo - media delle massime mensili - media annuale

Norma UNI 10349 37 ° C 29 ° C 18 ° C

Radiazione solare Vedi Tabella 5.2.2.1 Formazione condensa No Presenza di corpi solidi esterni: Presenza di polvere

No Si

Presenza di liquidi: Tipo di liquido Possibilità di stillicidio Esposizione alla pioggia

Acqua Si Si

Condizioni del terreno: Non applicabili Ventilazione dei locali ( Posizionamento quadro c.a.):

- Naturale - Artificiale - Naturale assistita

Si

Dati relativi al vento (UNI 10349) - Direzione prevalente - Massima velocità di progetto - Pressione vento

Nord - Ovest 0.81 m/s media annua 27 m/s (97,2 km/h) – Zona 3 D.M.14/01/08 Zona 3 D.M. 14/01/08


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Carico neve 0,52 kN/m2 carico ipotizzato, secondo D.M. 14/01/08 Zona 3 Effetti sismici Zona con media rilevanza sismica

6 Dimensionamento dell’impianto

6.1 Procedura di calcolo - Criterio generale di progetto

Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione

della radiazione solare annua disponibile. Nella generalità dei casi, il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla

luce solare in modo ottimale, scegliendo prioritariamente l’orientamento a Sud e evitando fenomeni di

ombreggiamento. In funzione degli eventuali vincoli architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono

comunque adottati orientamenti diversi e sono ammessi fenomeni di ombreggiamento, purché adeguatamente

valutati. Perdite d’energia dovute a tali fenomeni incidono sul costo del kWh prodotto e sul tempo di ritorno

dell’investimento.

Criterio di stima dell’energia prodotta

L’energia generata dipende:

- dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettenza della superficie

antistante i moduli);

- dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut);

- da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico;

- dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per

disaccoppiamento o mismatch;

- dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System).

Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all’unità del totale

delle perdite, calcolate mediante la seguente formula:

Totale perdite [%] = [1 – (1 – a – b) x (1 – c - d) x (1 – e) x (1 – f)] + g

per i seguenti valori:

1) Perdite per riflessione;

2) Perdite per ombreggiamento;

3) Perdite per mismatching ;

4) Perdite per effetto della temperatura;

5) Perdite nei circuiti in continua;

6) Perdite negli inverter;


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7) Perdite nei circuiti in alternata.

Il BOS assunto per l’impianto è pari all’80 % dell’energia prodotta. Tale valore, appare cautelativorispetto ai valori

ottenuti per impianti similari a quello oggetto della presente relazione.

6.2 Criterio di verifica elettrica

In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli

stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze:

TENSIONI MPPT

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a 70 °C maggiore della Tensione MPPT minima.

Tensione nel punto di massima potenza, Vm a -10 °C minore della Tensione MPPT massima. Nelle quali i valori di

MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utileper la ricerca del punto di

funzionamento alla massima potenza.

TENSIONE MASSIMA

Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima dell’inverter.

TENSIONE MASSIMA MODULO

Tensione di circuito aperto, Voc a -10 °C inferiore alla tensione massima di sistema del modulo.

CORRENTE MASSIMA

Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell’inverter.

DIMENSIONAMENTO

Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l’inverter e il sottocampo fotovoltaico ad esso collegato.

6.3 Descrizione

L’impianto, classificato come “Impianto su edificio ”, è di tipo grid-connected e la modalità di connessione è in “Trifase

in Bassa Tensione”.

La potenza dell’impianto, entrato è pari a 49,35kW, e la produzione, stimata di 56.752,50 kWh di energia per il primo

anno, deriva da 210 moduli occupanti una superficie di 354,2 m2. Il sistema di fissaggio preso in considerazione è

dunque di tipo fisso realizzato con strutture in acciaio zincato e alluminio.


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6.3.1 Moduli

Il generatore fotovoltaico è composto da 210 moduli fotovoltaici in silicio policristallino da 60 celle (6x10) e dotati di

cornice d’alluminio; sarà suddiviso in 7 sottocampi composti da 9 stringhe elettriche di uguale lunghezza, composte

da 15 moduli con Pp = 235 W/cad. e collegati in serie tra loro .

Sottocampo N° moduli N° stringhe P [Wp] Vn [V] Vo [V] In [A] Icorto [A]

1 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

2 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

3 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

4 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

5 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

6 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

7 30 15 7,05 451,50 553,5 15,64 16,94

Numero totale dei moduli 210 Potenza totale del campo Fv 49,35 kW

Dove:

- Pstr = potenza di picco della stringa in condizioni standard

- Vmpp = tensione alla massima potenza 70°C

- Impp = corrente alla massima potenza

- Voc = tensione a vuoto a meno -10°C

- Isc = corrente di cortocircuito

I dettagli tecnici e le prestazioni di tutti i componenti ora descritti sono riportati al paragrafo 6.5.


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6.3.2 Struttura di sostegno Il sostegno e l’ancoraggio dei moduli fotovoltaici saranno garantiti da una struttura in profilato d’alluminio

appoggiati sul tetto caratterizzati da: Profili di base

- Ancoraggi per tetti adatti ai più svariati tipi di copertura e tegole con certificato di staticità a

norma DIN 1055;

- Set staffe centrali ;

- Set staffe laterali ;

- Set giunzioni ;

- Staffa per modulo F.V.

Ci saranno 4 falde interessate. 1° falda orientata a Sud – Est composta da 10 file meccaniche da7 moduli;

2 ° falda orientata a Sud – Est composta da 2 file meccaniche da 3 moduli e 1 fila da 4 moduli ,2 file da 5

moduli , 1 fila da 6 moduli e una fila da 7; 3° falda orientata a Sud – Ovest composta da 5 file meccaniche

da 9 moduli ,1 fila da 8 moduli, 1 fila da 6 moduli, 1 fila da 5 moduli e 1 fila da 3 moduli ; 4° falda orientata

a Sud-Ovest composta da 8 file meccaniche da 5 moduli. La superficie attiva totale pari a 354,2 m2 ed una

superficie complessiva considerando i dovuti intervalli di spaziatura minima tra le componenti di fissaggio

pari a 355 m2 .

Fig. 6.3.2.1 esemplificazione di tipologia d’istallazione

6.3.3 Inverter

La produzione energetica del campo fotovoltaico è gestita in fase di conversione DC/AC da 7 inverters da

7000 W ,mediante il quadro d’interfaccia alla rete sono gestiti in modalità monofase,in conformità alle

prescrizioni previste dalla norma CEI 11 - 20 e dalle specifiche del distributore locale (Enel DK Dicembre


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2008 Ed. I - 1/213 e successive modifiche Enel Dicembre 2010 Ed. 2.1 - 1/268), consentendo la loro

conversione in parallelo alla rete pubblica.

La potenza complessiva di picco lato corrente continua è di 49.350 Wp.

Gli inverter s utilizzati sono del tipo con trasformatore di isolamento, in grado di seguire il punto di

massima potenza del proprio campo fotovoltaico sulla curva I-V caratteristica (funzione MPPT) e

costruiscono l’onda sinusoidale in uscita con la tecnica PWM, così da contenere l’ampiezza delle armoniche

entro valori stabiliti dalle norme.

L’uscita dell’inverter a 230V sarà collegata alla fase e al neutro del cavi dotto da realizzarsi per interfacciare

l’impianto al punto di consegna del gestore della rete elettrica locale.

La linea proveniente dalla stringa è protetta da:

- Limitatore di sovratensione;

- Sezionatori;

Tali protezioni sono contenute in un quadro in PVC con grado protezione IP65 installato a monte

dell’inverter.

L’inverter qui descritto potrà essere sostituito con uno equivalente.

Caratteristiche Inverter

Inverter Pcc Max

[Wp]

Pca Max

[W]

V di rete

[V]

F di rete

[Hz]

Imax cc

[A]

Vmax cc

[V]

7 7.500 6.650 220–240/180- 260 50/+- 4,5 23 800


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6.4 Verifiche di progetto

Variazione della tensione al variare della temperatura

Occorre verificare le tensioni V alle temperature minime e massime raggiungibili dai moduli fotovoltaici

dovranno rispettare le seguenti disuguaglianze:

- Vm min ≥ V invMpp min

- Vm max ≤ V invMpp max

- Voc max < Vinv max

dove

Vm min e Vm max = Tensione dei moduli minima e massima rispettivamente ;

V invMpp min e V invMpp max = Tensione Utile minima e massima rispettivamente per la ricerca di

massima potenza

Vinv max = Tensione dell’inverter massima in c.c. ammissibile ai morsetti dell’inverter

Voc max = Tensione a vuoto dei moduli .

Considerando una variazione della tensione a circuito aperto di ogni modulo in dipendenza della

temperatura pari a ( - 0,38% °C) e i limiti di temperatura estremi pari a (- 10°C e + 70°C).

L’ uscita dell’ inverter è collegata al quadro di interfaccia (si veda prossimo paragrafo) tramite appositi

cavidotti. Tale quadro interfaccia l’impianto con il sistema monofase a 400 V ca. del Gestore della rete

elettrica locale. L’involucro esterno degli inverter è in grado di resistere alla penetrazione di solidi e liquidi

con grado IP65 secondo norma CEI 70-1. L’uscita c.a. degli inverter confluisce verso un quadro elettrico di

protezione e manovra a 230/400 V (quadro d’interfaccia), nel quale sono realizzate anche le funzioni di

sezionamento e di contabilizzazione dell’energia.

I calcoli inerenti alle verifiche statiche sono stati realizzati separatamente e non fanno parte della presente

relazione e potranno essere eventualmente forniti su richiesta.

6.4.1 Portata dei cavi in regime permanente

Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono tali da assicurare una durata di vita soddisfacente dei

conduttori e degli isolamenti sottoposti agli effetti termici delle condizioni di esercizio.

Cablaggi

Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le seguenti prescrizioni:

Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono verificate secondo le norme CEI 20-13, CEI 20-22II E

CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q., colorazione delle anime secondo norme UNEL.


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Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o l’adeguamento

o la manutenzione, i conduttori avranno le seguenti colorazione:

o Conduttori di protezione: giallo- verde (obbligatorio);

o Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio);

o Conduttore di fase: grigio/marrone;

o Conduttore per circuiti in C.C. Chiaramente siglato con indicazione del positivo”+”

e del negativo “- “.

Le sezioni dei cavi per i vari collegamenti sono verificate secondo le norme CEI di riferimento.

La parte in continua, non protetta da interruttori automatici o fusibili nei confronti delle sovracorrenti, si

applica la relazione:

IF ≤1.45 Iz

IF = corrente di funzionamento del dispositivo di protezione entro il tempo convenzionale in condizioni

definite.

La relazione si applica a ogni cavo di stringa.

Per la parte in corrente alternata, la verifica per sovraccarico è stata eseguita utilizzando in riferimento alla

norma CEI 64-8 la seguente relazione:

ZNB III ≤≤

- IB = massima corrente di fase erogabile dal sistema fotovoltaico.

- IZ = portata di corrente del cavo

- I N = corrente nominale del dispositivo di protezione.

In tale ottica verranno verificate le varie tratte di collegamento:

- Moduli e inverter

- Uscita inverter e dispositivo interfaccia rete.

Questa relazione assicura anche la protezione da corto-circuito. La corrente di cortocircuito dei moduli

stessi rappresenta, infatti, un valore massimo non superabile per costruzione, ed eccede di meno del 10% la

corrente nominale.

Protezione contro il cortocircuito

Lato c.c.


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Vale quanto già detto sopra. Si ribadisce che la caratteristica tensione-corrente dei moduli fotovoltaici limita

la corrente di cto - cto dei moduli.

Il contributo dell’impianto alla corrente di cortocircuito risulta minore di Isc = 58.08 A

Lato c.a.

Assicurata dal dispositivo limitatore contenuto all’interno dell’inverter,dagli interruttori magnetotermici posti a valle degli inverter .

Caduta di tensione

il calcolo della caduta di tensione nell’impianto fotovoltaico non è relazionato al suo corretto

funzionamento, ma si rapporta piuttosto al valore delle perdite energetiche da prevedersi nell’impianto

stesso.

Stipamento dei cavi in tubi

I cavi unipolari di collegamento tra i moduli non necessitano di protezione meccanica addizionale; è

consigliabile l’uso di protezione aggiuntiva contro agenti atmosferici.

- tratto A - dai moduli fotovoltaici al Q.E. cc : posa sul retro dei moduli in apposite canaline atte al

contenimento dei cavi solari, preservandone l’integrità e l’isolamento

- tratto B - dal Q .E. cc. fino ai convertitori : posa in apposite canaline per preservare l’integrità e

l’isolamento dei cavi

- tratto C - dai convertitori al quadro c.a.: posa in apposite canaline

- tratto D - dal quadro c.a. ai complessi di misura, tramite tubazione corrugata

Sezione dei conduttori di protezione

Il conduttore di protezione, collegato alle strutture di fissaggio dei moduli fotovoltaici, ha sezione pari a 6

mm2. A valle degli scaricatori di sovratensione, la sezione del conduttore di protezione è di min 16 mm2.

Misure di protezione contro i contatti diretti

Assicurata per lato in c.a. e c.c. dai seguenti accorgimenti:

utilizzo dei componenti dotati di marchio CE (Direttiva Bassa Tensione: 2006/95/CE)

utilizzo di componenti secondo idonei gradi di protezione utilizzo di cavi a doppio isolamento, rivestiti con

guaina esterna protettiva, idonei per la Vn e alloggiati in opportuni condotti portacavi.


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Misure di protezioni contro contatti indiretti

Sistema in c.a. TT

- collegamento al conduttore di protezione PE di tutte le masse

- installazione di dispositivi di protezione coordinati con il valore di corrente di guasto.

- protezione differenziale Idn > 30 mA

Sistema in c.c. (IT)

- collegamento al conduttore PE delle carcasse metalliche in relazione a quanto previsto dalla

Norma CEI 64-8

- sistema per il controllo dell’isolamento interno agli inverter

6.4.2 Misure di protezione per il collegamento alla rete elettrica

La protezione dei sistema di generazione fotovoltaica nei confronti sia della rete autoproduttore che della

rete di distribuzione pubblica è realizzata in conformità a quanto previsto dalla norma CEI 11-20, con

riferimento anche alla guida ENEL . L’impianto risulta pertanto equipaggiato con un sistema di protezione

che si articola su 3 livelli:

Dispositivo generale

Il dispositivo generale è costituito da un interruttore automatico con sganciatore di massima corrente, con

la funzione di separazione della rete elettrica del gestore locale dall’intero impianto del cliente, sia attivo

che passivo .

Dispositivi di interfaccia

I dispositivi di interfaccia (DDI) devono provocare il distacco dell’intero sistema di generazione in caso di

guasto sulla rete elettrica.

I dispositivi, interni agli inverter, operano secondo determinati range di tensione e frequenza:

- minima tensione: 0,8 Vn

- massima tensione: 1,2 Vn

- minima frequenza: 49,7 Hz

- massima frequenza: 50,3 Hz


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I dispositivi di interfaccia sono costituiti da relé certificati interni agli inverter.

- Poiché l’impianto in considerazione comprende 3 inverter ed è di potenza inferiore ai 20 kWp,

sono ammessi i 3 dispositivi di interfaccia.

Protezioni di interfaccia

Le protezioni di interfaccia (SPI), costituite da relè di tensione sono conformi alla Norma CEI 11-20 .

In tabella sono riportati le funzioni previste per le protezioni di interfaccia ed i relativi valori di taratura.

Protezioni Esecuzioni Valori di taratura Tempo d’intervento

Massima tensione

Minima tensione

Massima frequenza

Minima frequenza

tripolare

tripolare

unipolare

unipolare

1,2 Vn

0,8 Vn

50,3 – 51 Hz

49- 49,71 Hz

< 0,1 s

<0,2 s

< 0,1 s senza ritardo

intenzionale

< 0,1 s senza ritardo

intenzionale

Dispositivo di generatore

I 3 dispositivi di generatore (DDG) proteggono gli inverter contro il cto-cto e il sovraccarico.

Inoltre il riconoscimento automatico ad opera dell’inverter della presenza di guasti interni provoca

l’immediato distacco della macchina dalla rete elettrica.

Complessi di Misura

Il cliente produttore, richiedendo un servizio di scambio sul posto dell’energia prodotta dal suo impianto

fotovoltaico, farà riferimento a quanto prescritto della Delibere 88/07 e 74/08 dell’Autorità per l’energia

elettrica e il gas (AEEG) , oltre che alla Delibere 40/06 , 90/07 e susseguenti.

I complessi di misura consentono la misura bidirezionale (energia immessa/prelevata) dell’energia elettrica

attiva e reattiva scambiata con la rete attraverso il punto di connessione.

Le misure sono rese disponibili ad ENEL Distribuzione, responsabile del servizio di installazione e

manutenzione dei gruppi.


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6.4.3 Dettagli di installazione

Il posizionamento delle apparecchiature e componenti è riportato nelle tavole allegate.

Posa dei moduli fotovoltaici

I moduli fotovoltaici sono fissati sulla struttura sopra tetto disposti in 3 file da 28 moduli.

Essi risultano sorretti da barre orizzontali in alluminio con ancoraggi per tetti con certificato di staticità Din

1055 e da set di staffe :centrali ,laterali set di giunzione e staffe per modulo

Le barre orizzontali sono a profilo cavo, utile per posare i cavi tra i moduli.

I moduli fotovoltaici sono collegati in serie tra loro così da formare dei gruppi chiamati stringhe, e

precisamente 2 stringhe da 12 moduli per ciascun inverter.

Collettori di terra

I collettori di terra per la raccolta dei conduttori di protezione provenienti dalla messa a terra dei profili

metallici delle strutture di sostegno sono alloggiati in cassette in PVC posizionate in esterno e fissate dietro

ai moduli su apposito supporto

Quadro di campo c.c.

Il quadro di campo è predisposto con n° 28 scaricatori (2 per ogni stringa).

Inverter

Gli inverter verranno fissati a parete e installati nel sottotetto opportunamente areato . L’involucro di

protezione è realizzato in scatola di alluminio con grado di protezione IP65.

Quadro c.a.

Il quadro c.a. è installato a valle dell’uscita degli inverter .

Collegamenti elettrici e cavidotti

I collegamenti elettrici tra i moduli sono effettuati collegando fra loro in serie i 12 moduli (6 stringhe elettriche) già dotati di scatole di giunzione con cavi e connettori tipo Multicontact MC4.

Il percorso dalla cassetta ai convertitori (inverter) è in apposita canalina.

Il percorso tra convertitori e Quadro c.a. è effettuato in apposita canalina.


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6.5 Caratteristiche dei componenti:

Generatore fotovoltaico

Caratteristiche del generatore fotovoltaico

Tipo di integrazione Impianto su edifici

Tipo di istallazione Inclinazione Fissa

Orientamento (azimut) 45°/-45

Inclinazione 8°

Numero dei moduli 210

Potenza nominale 49,35 kW

Grado d’efficienza 95%

Moduli

Dati costruttivi dei moduli

Costruttore: Da determinare

Sigla: Da determinare

Tecnologia Costruttiva: Silicio Policristallino

Caratteristiche Elettriche

Potenza Massima: 235 Wp

Tensione Nominale: 30,10 V

Tensione a Vuoto: 36,90 V

Corrente Nominale: 7,82A

Corrente di corto circuito: 8,47A

Parametri Meccanici

Dimensioni: 1639 x 983 x 42 mm


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Peso: 20 Kg

Garanzie e certificazioni

Garanzia prodotto 5 anni

Garanzia di rendimento a

90% Pmpp min

12 anni

Garanzia di rendimento a

80% Pmpp min

25 anni

Conformità IEC 61215 conforme

Campo fotovoltaico

Campo fotovoltaico

N° sottocampi 7

Lunghezza max 15 m

Superficie attiva 354,20 m2

Superficie occupata 355m2

Peso complessivo 4.271,40 kg

Numero moduli 210

Numero stringhe 14

Funzionamento elettrico Flottante

Potenza nominale 49,35 kWp

Strutture di sostegno

Struttura di sostegno

Tipo Per tetto parzialmente integrato

Materiale Profili in alluminio

Inclinazione 8°

Profilo base -

Set staffe centrali -

Set staffe laterali -

Set giunzione -


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Staffe ancoraggio tegole -

Staffe per modulo FV -

Quadro di campo, Cassetta di terra, SPD, Morsetti

Cassetta di terra

Tipo Da definirsi

costruzione Poliestere rinforzato con fibra di vetro

Porta Trasparente

classe di isolamento Classe II

grado di protezione IP65

accessori A corpo

SPD

Tipo Da definirsi

Numero di scaricatori Da definirsi

Corrente di scarica Da definirsi

Collegamenti A pettine

Morsetti

Numero A corpo

Tipo Da definirsi

Convertitore statico

Convertitore statico

Tipo Da definirsi

Elettronica IGBT

numero 7

Potenza max 7500 W

Tensione 800 Vcc

Range tensione ingresso 335 Vcc- 560 Vcc

Corrente max in ingresso 23 A


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Numero di inseguitori del punto di max. potenza

1

Numero max di stringhe (parallele) 3

Potenza d’uscita Nominale 6650W

Potenza d’uscita max 7000 W

Corrente max in uscita 31 A

Tensione nominale in uscita/ intervallo 220 Vca-240 Vca / 180 Vca- 260 Vca

Fattore di potenza (cos φ ) 1

Allacciamento CA monofase

Quadro d’interfaccia

Struttura di sostegno

Materiale armadio Termoplastico autoestinguente

Grado di protezione esterno IP54

Inclinazione IP20

Porta Incernierata, riquadro in vetro,chiusura

Accessori Da definirsi

Interruttore magnetotermico bipolare N°3 da 32 A

Interruttore magnetotermico differenziale N° 1 da 4 x 63 A

Contatore Energia prodotta N° 1 Attiva 3 F+ N, ( competenze gestore elettrico)

Contatore Energia scambiata N°1 Attiva 3 F+ N, ( competenze gestore elettrico)

Contatore Bipolare Conformità CEI EN 61095

Protezione interfaccia Taratura protezione secondo DK5940 ed. 2.2

Nota: I materiali utilizzati nella realizzazione dell’impianto devono avere una produzione realizzata

all’interno della Unione europea , ciò al fine di ottenere un bonus sulla tariffa incentivante.

Il Quarto Conto Energia prevede l'incremento del 10% della tariffa incentivante per impianti fotovoltaici il

cui investimento è per almeno il 60% riconducibile a prodotti dell'Unione Europea.

L’articolo 14, comma 1, lettera d) del nuovo decreto “Quarto Conto Energia” prevede un premio sulla

tariffa incentivante pari all’incremento del 10% della tariffa di riferimento “per gli impianti il cui costo di

investimento di cui all’articolo 3, comma 1, lettera b) per quanto riguarda i componenti diversi dal lavoro,

sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all’interno dell'Unione Europea”.


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7 Descrizione intervento nuova copertura I lavori di rifacimento della copertura si svilupperanno attraverso due principali fasi di lavorazione.

Nella prima fase avverrà la rimozione e lo smaltimento delle coperture in fibro-cemento amianto,

preceduta dalla presentazione all'A.S.L. competente, a carico dell'appaltatore, del relativo piano di lavoro

ai sensi del comma 2 dell’art. 59-duodecies del D.Lgs. 257 del 25 Luglio 2006.

I lavori di questa fase si articoleranno nel modo seguente:

- predisposizione area di cantiere con installazione di box/unità di decontaminazione ;

- classificazione dei materiali da rimuovere come previsto dalla normativa vigente;

- bagnatura delle lastre in cemento-amianto sui due lati: sul lato rivolto verso l'esterno con soluzione

filmante ed incapsulante delle fibre libere (es. soluzione a base di acetato di polivinile di colore rosso), la cui

composizione dovrà essere adeguatamente documentata con apposita scheda, da allegare e mantenere in

cantiere a disposizione degli addetti al controllo e sorveglianza o di chiunque avente titolo ne faccia

richiesta; con la predetta soluzione, nebulizzata con una pompa a bassa pressione in modo da distribuire

uniformemente il prodotto, si diminuirà la concentrazione di fibre libere da asbesto nell'ambiente

circostante; iI lato rivolto verso la soletta sarà umidificato durante la rimozione, vista l'impossibilità a

procedere all'umidificazione dal sottotetto;

- accatastamento delle lastre rimosse singolarmente e manualmente permettendo così l'imballaggio del

materiale ed evitandone lo spostamento durante la manovra;

- imballaggio con film di polietilene termo -ritraibile di adeguato spessore onde evitare la rottura

accidentale, fissato con nastro adesivo prima della discesa del cestello al piano di campagna;

successivamente si provvederà ad un ulteriore imballaggio dei pacchi precedentemente confezionati in

modo da poter disporre il carico ed il trasporto;

- I pacchi, così predisposti, saranno etichettati in modo conforme alle direttive 87/478 CEE.

- I frammenti esistenti e quelli formatisi eventualmente durante la manipolazione, saranno riposti in sacchi

di polietilene appositamente predisposti aventi le seguenti caratteristiche:

• Resistenza non inferiore a quella del polietilene ad alta densità di spessore 8/10 mm;

• Capacità non superiore a 30 litri;

• Chiusura con termosaldatura o doppio legaccio

• Etichettatura conforme alle Direttive 87/478 CEE

- trasporto e conferimento (a mezzo di trasportatore autorizzato) alle discariche autorizzate per lo

smaltimento dei rifiuti contenenti amianto;


Pag. 29

- trasmissione di copia di tutta la documentazione attestante l’avvenuto conferimento dei rifiuti in

discarica (formulario identificativo, bolle di trasporto e/o di accompagnamento, dichiarazione di avvenuto

conferimento rilasciata dalla discarica autorizzata, ecc..) all’A.S.L. competente al termine dei lavori di

rimozione.

La successiva fase comprenderà le seguenti sub-lavorazioni:

- rimozione e asporto delle eventuali guaine impermeabilizzanti esistenti tra l’orditura lignea esistente,

portando a nudo la soletta sottostante che, se necessario, verrà ripristinata nelle sue parti più ammalorate,

con un rinzaffo a base di malta di cemento (rasante) per livellare i piani di posa, compresa la rimozione e lo

smaltimento degli eventuali isolanti, del materiale organico ed inorganico in discariche autorizzate;

- sagomatura ed arrotondamento degli spigoli per la giusta ed aderente posa in opera della guaina

impermeabilizzante.

- posa di un idoneo freno vapore composto da guaine impermeabilizzanti a base bituminosa dello spessore

di 4 mm, con sovrapposizione nelle giunzioni delle guaine non inferiore a 20 cm;

- posa di un feltro separatore in polietilene dello spessore di mm 5 a dividere il canale gronda in lamiera di

acciaio esistente, di cui non è prevista la rimozione, se in buono stato di conservazione e quello nuovo

previsto in lamiera di alluminio, al fine di impedire un contatto diretto tra lo strato bituminoso

impermeabilizzante ed i nuovi canali di gronda in alluminio;

- posa del nuovo canale di gronda sul feltro separatore con adeguato risvolto sui pilastrini e sul parapetto

di muratura. In presenza di giunti di dilatazione si dovranno adottare tutti gli accorgimenti tecnici necessari

a garantirne il libero movimento;

- posa del manto di copertura con lastre in acciaio a protezione multistrato . Collocazione di pezzi speciali

(areatori, camini, ecc..), l'Impresa dovrà intervenire mediante l'applicazione di opportune resinee/o smalti

compatibili con il supporto sottostante a titolo protettivo del pannello stesso;

- rivestimento dei pilastrini e della copertina perimetrale del parapetto, rispettivamente in lamiera di

alluminio ed in lastre di acciaio preverniciato;

- posa di pezzi speciali quali aeratori colmi, scossaline ecc., in acciaio preverniciato od in alluminio;

- dovranno inoltre essere previste tutte le sigillature necessarie ad impedire l’infiltrazioni di acqua e

l'accesso alla struttura sottostante di volatili ed affini e quanto altro fosse necessario per dare la copertura

finita a regola d'arte.


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Fig. 7.1 esemplificazione di tipologia d’istallazione dei moduli su copertura a lastre d’acciaio

8 Indicazioni preliminari per la stesura del piano di sicurezza

In questa fase preliminare, verrà eseguita una prima indagine per l’individuazione, l’analisi e la valutazione

dei rischi che si potranno riscontrare all’atto dell’esecuzione dei lavori previsti nel presente progetto.

Un’analisi più approfondita e mirata, con l’indicazione di tutte le procedure, gli apprestamenti e le

attrezzature, atte a garantire la prevenzione degli infortuni e la tutela della salute dei lavoratori, potrà

concretizzarsi alla stesura delle successive fasi progettuali.

A tal fine si elencano le principali lavorazioni previste dal presente progetto:

- delimitazione e recinzione delle aree di cantiere;

- installazione di guardia corpo provvisori;

- installazione di linea vita sul colmo;

- installazione strutture di sostegno in acciaio inox;

- posa pannelli fotovoltaici e collegamenti;

- installazione quadri elettrici, cavi e cavidotti;

- finiture murarie;

- sostituzione contatori.

Nell’esecuzione dei lavori di progetto non vengono individuate “gravi situazioni di pericolo” che non siano

superabili rispettando le normali disposizioni di protezione e di sicurezza all’interno del cantiere di lavoro. I

rischi più significativi riguardano la caduta dall’alto da un’altezza superiore ai 2m, e un più limitato rischio di

fulminazione dovuto all’intervento su collegamenti elettrici in bassa tensione. Ulteriori rischi si possono

riscontrare durante la movimentazione di materiali pesanti, per il pericolo di schiacciamento e di abrasioni

durante lo spostamento dei pannelli fotovoltaici.

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