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Connessione degli Impianti Fotovoltaici agli Impianti Elettrici in Bassa Tensione, Tesi

La tesi si propone di fornire prescrizioni di riferimento per la connessione degli impianti fotovoltaici agli impianti elettrici in bassa tensione. Nel primo capitolo si analizzano le problematiche ed i concetti di base degli impianti fotovoltaici, partendo da una descrizione dello stato del mercato e della tecnologia registrati in questi ultimi anni a livello mondiale e a livello Italiano. Sono inoltre... Vedi di più

Materia di Produzione dell' Energia Elettrica relatore Prof. A. Borghetti

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3.5.1 Tipi di cavi

Le condutture, cioè l’insieme di cavi e del tubo o canale in cui sono inserite, sul lato corrente

dell’impianto

continua deve avere un doppio isolamento o un isolamento rinforzato (di classe II)

in modo da ridurre il rischio di guasti a terra e corto circuiti (CEI 64-8).

I cavi sul lato corrente continua si distinguono in:

 cavi solari (o di stringa) che collegano i moduli tra loro e la stringa al primo quadro

elettrico di sotto-campo o direttamente all'inverter;

 cavi non solari, che vengono utilizzati a valle del primo quadro elettrico.

I cavi di collegamento dei moduli sono installati nella parte posteriore dei moduli stessi, dove la

temperatura può raggiungere i 70 - 80 °C. Di conseguenza, questi cavi devono essere in grado di

5)

sopportare temperature elevate e di resistere ai raggi ultravioletti , se installati a vista. Quindi

vengono utilizzati dei particolari tipi di cavi, generalmente cavi unipolari con isolamento e

guaina di gomma, con tensione nominale 0.6 - 1kV, con temperatura massima non inferiore ai

90 °C e con elevata resistenza ai raggi ultravioletti.

I cavi non solari , a valle del primo quadro elettrico, si trovano alla temperatura ambiente che

solitamente non supera i 30 - 40 °C, poiché sono lontani dai moduli. Questi cavi non presentano

resistenza contro i raggi ultravioletti e quindi, se disposti all'esterno, devono essere protetti dalle

radiazioni solari, semplicemente usando dei tubi o canali, comunque un rivestimento per uso

esterno, di solito una guaina. Se invece sono disposti all'interno degli edifici, vengono applicate

solitamente le regole usate per gli impianti elettrici.

alternata a valle dell’inverter

Invece per i cavi in corrente risulta valido quanto detto per i cavi

non solari in corrente continua.

3.5.2 Sezione e portata dei cavi 2

La sezione di un cavo (indicata in mm ) si determina in base a due parametri fondamentali, la

portata e la caduta di tensione. La sezione deve essere tale per cui:

 non sia inferiore alla corrente d’impiego

la sua portata ;

 la caduta di tensione ai suoi capi sia entro i limiti imposti.

Nella condizioni di normale funzionamento ogni modulo eroga una corrente prossima a quella

, per cui la corrente d’impiego

di corto circuito per il circuito di stringa è assunta pari a

quella di corto circuito in condizioni di prova standard, con una maggiorazione del 25% che

2

tiene conto di valori di irraggiamento superiori a 1 kW/m . In formule risulta:

Quando l’impianto fotovoltaico è di grosse dimensioni e suddiviso in sotto-campi, i cavi che

all’inverter devono condurre una corrente d’impiego

collegano i quadri elettrici di sotto-campo

pari a:

dove y è il numero di stringhe del sotto-campo afferenti allo stesso quadro elettrico.

La portata dei cavi rappresenta il valore massimo di corrente che il cavo può trasportare e

solitamente è indicata dai costruttori dei cavi stessi, per temperatura di 30 °C.

A seconda della posa e della temperature del cavo, il valore di portata deve essere ridotto in base

al coefficiente k =0.52 per cavi solari o k =0.53 per cavi non solari.

1 2

)

5 In presenza di radiazioni ultraviolette è importante usare cavi con guaine che resistano ai danni da radiazione. Il

primo sintomo di un’eccessiva esposizione è la decolorazione, che anticipa la degradazione del materiale plastico

della guaina. Se la guaina non viene sostituita rapidamente, può arrivare a decomporsi, compromettendo le sue

proprietà meccaniche e la resistenza alla tensione. 54 –

3 Metodi di installazione e configurazione

dell’usuale 4%

Negli impianti fotovoltaici la caduta di tensione ammessa è del 1 - 2% (anziché

degli impianti utilizzatori) al fine di limitare il più possibile la perdita di energia prodotta per

effetto Joule sui cavi. all’aumentare

Sul lato corrente continua la caduta di tensione sui cavi è puramente resistiva:

della lunghezza del cavo, si ha un aumento della resistenza e della caduta di tensione. Invece

all’aumentare della sezione del cavo, si ottiene una riduzione della resistenza e quindi anche

della caduta di tensione. 55

56

ELETTRICA E MISURA DELL’ENERGIA

4 COLLEGAMENTO ALLA RETE

Vengono di seguito considerate le modalità di collegamento degli impianti fotovoltaici alla rete

elettrica di distribuzione, in base alla vigente normativa. Si considerano in particolare le

caratteristiche da rispettare per il collegamento degli utenti alla rete, le condizioni da soddisfare

Viene descritto l’impianto per la

e i valori di riferimento per la scelta del tipo di collegamento.

connessione nelle sue parti: l’impianto di rete e l’impianto di utenza. Si articola il metodo per

l’individuazione dell’impianto di rete, considerando gli schemi di inserimento tipici e le

soluzioni tipiche di connessione in funzione della tipologia di utenza e della potenza. Si

valutano inoltre gli schemi di collegamento dell’impianto di rete in funzione del tipo di utenza e

la composizione dell’impianto di utenza. Si forniscono le regole tecniche di connessione per

qualsiasi tipo di utente mediante lo schema di connessione in parallelo alla rete di distribuzione.

Tale schema si avvale dei tre dispositivi atti alla protezione, dei quali si descrive la costituzione

e lo scopo. Si valuta infine uno tipico schema di impianto fotovoltaico connesso alla rete di

bassa tensione in presenza di impianto utilizzatore e le modalità di inserimento dei sistemi di

misura dell’energia fotovoltaica prodotta, consumata dall’utenza e prelevata dalla rete.

4.1 Panorama normativo

Attualmente lo stato normativo sulla connessione degli impianti fotovoltaici alla rete elettrica si

differenzia notevolmente a seconda che la connessione avvenga in bassa tensione a 230/400 V,

in media tensione tipicamente a 15 kV o 20 kV , o in alta tensione, tipicamente a 132 kV.

Le connessioni alle reti di media e alta tensione si basano sulle regole tecniche di connessione

all’interno della delibera ARG/elt 119/08, stabilite allo scopo di uniformare l’accesso

presenti

alla rete per gli utenti attivi (produttori) e per gli Utenti Passivi (normali utilizzatori) in modo

indipendente dal Distributore locale di riferimento. In allegato ad esse di trova anche la norma

seconda edizione “Regola tecnica di riferimento

del Comitato Elettrotecnico Italiano CEI 0-16

per la connessione di Utenti Attivi e Passivi alle reti di alta e media tensione delle imprese

distributrici di energia elettrica”.

La situazione normativa inerente l’allacciamento alla rete di bassa tensione è al momento più

complessa: per molto tempo ci si è riferito alla norma CEI 11-20 (con le varianti V1 e V2)

assieme alle regole tecniche dei gestori di rete. Dal 23 dicembre 2011 , data di sua emissione ed

entrata in vigore, la normativa di connessione è basata sulla norma CEI 0-21. Tale norma ,

elaborata da un gruppo di lavoro specialistico del Comitato Elettrotecnico Italiano assieme

all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), esplica le regole tecniche di connessione

alle reti di distribuzione di energia elettrica in bassa tensione (con tensione nominale, in corrente

alternata, fino a 1 kV) su tutto il territorio nazionale.

4.2 Caratteristiche delle reti di distribuzione in bassa tensione

Le reti elettriche di distribuzione dell’energia in bassa tensione presentano delle precise

caratteristiche, secondo norma CEI 0-21 , da prendere in considerazione per il collegamento

degli utenti alle reti stesse. Devono essere rispettati infatti precisi valori di tensione e frequenza.

Nelle reti di bassa tensione, la tensione nominale vale:

 230 V per forniture monofasi;

 400 V per forniture trifasi.

Le attuali tensioni unificate (Legge 105/1949) sono invece di 220/380 V, come per le verifiche

di tensione richieste dall’utente, rispettivamente per forniture monofase e trifase.

La frequenza nominale è di 50 Hz.

Stato del neutro e collegamento a terra delle masse dell’impianto utente

4.2.1

Sul lato bassa tensione delle reti di distribuzione elettrica possono essere collegati sia carichi

trifasi (tra i tre morsetti) che carichi monofasi (tra una delle fasi e il neutro).

57

In base alla funzione da assolvere e alle condizioni di funzionamento, le parti costituenti di un

impianto elettrico possono essere sottoposte ad una certa tensione, per questo l’impianto viene

suddiviso in:

 parte attiva (o parte in tensione), quale un conduttore con una determinata tensione

necessaria per il normale funzionamento del sistema elettrico;

 isolante, tutte quelle parti, come il rivestimento di un conduttore, con la funzione di

evitare il contatto tra parti attive, o fra parte attiva e massa o fra parte attiva e uomo;

 cioè l’involucro metallico che contiene l’apparecchiatura elettrica

massa, normalmente

in caso di deterioramento dell’isolante;

non in tensione, ma che potrebbe esserlo

 gli elementi conduttori non appartenenti all’impianto

massa estranea, (come tubature

introdurre un potenziale nell’impianto

interrate non collegate) che possono stesso.

In base allo stato del neutro e al collegamento delle masse, le reti di distribuzione in bassa

tensione sono classificate con due lettere: la prima indica lo stato del neutro, la seconda

rappresenta la situazione delle masse, come indicato nella tabella seguente:

a a

1 lettera (stato del neutro) 2 lettera (collegamento masse)

T = neutro connesso direttamente a terra T = masse collegate direttamente a terra

I = neutro isolato o collegato con N = masse collegate al conduttore di

impedenza neutro

Le reti di distribuzione possono essere quindi classificate come TT, TN e IT.

Da norma CEI 0-21, la rete di distribuzione in bassa tensione è gestita con il neutro direttamente

a terra: il neutro viene distribuito ed è vietato agli utenti di usare il neutro come conduttore di

protezione, oppure di collegare il neutro alla rete di protezione dell’impianto di utenza. Dal

punto di vista della sicurezza, il sistema impiegato è quello di tipo TT, schematizzato in Figura

4.1 e 4.2. Figura 4.1 e 4.2 Schema di principio e schema di distribuzione reale

del sistema TT della rete di distribuzione in bassa tensione, tratte da [9]

Nel sistema TT il neutro è collegato direttamente a terra (o tramite impedenza trascurabile) e le

masse sono collegate ad un impianto di terra locale, elettricamente indipendente da quello del

neutro. Di fatto ci sono due impianti di terra diversi, come negli edifici residenziali.

58

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

caso di guasto dell’isolamento,

In ad esempio dovuto ad un contatto diretto tra la fase L1 e la

massa, la corrente di guasto Ig che si viene ad instaurare percorre il cammino chiuso, detto

Circuito di Guasto (rappresentato nella figura dalla linea tratteggiata). Questa corrente è limitata

dalle impedenze dei due impianti di terra, da Rn e RE: se queste risultano sufficientemente

piccole, la corrente che circola risulta molto elevata, così gli interruttori di protezione

intervengono per il distaccamento della linea.

Ma l’impedenza del circuito di terra dell’utente, può non essere sempre così piccola, tale da far

intervenire il dispositivo di protezione (a meno che non sia un dispositivo ad alta sensibilità).

Per consentire allora il corretto intervento dei dispositivi di protezione di tipo differenziale, la

norma stabilisce che:

 Ω;

la messa a terra del neutro abbia un valore di Rn < 170

 (che ricade sotto la responsabilità dell’utente) abbia un valore che

la resistenza RE

rispetti i requisiti indicati dalla Norma CEI 64-8 art.413.1.4.

Ω impedisce il corretto funzionamento delle protezioni differenziali

Un valore superiore ai 170

dell’utente e in questo caso è necessario l’Utente è tenuto ad informare il Distributore del

mancato funzionamento delle protezioni. questo non risulta l’unico

Il sistema TT è il sistema di distribuzione della rete pubblica. Ma

sistema nella classificazione delle reti di distribuzione in bassa tensione.

Per impianti industriali con propria cabina di trasformazione media/bassa tensione, facente parte

dell’impianto stesso, è preferibile il sistema TN, con neutro collegato direttamente a terra (o

tramite impedenza trascurabile) e con le masse collegate a terra tramite un conduttore di

protezione, cioè con unico impianto di terra.

Nelle strutture ospedaliere oppure dove sono presenti apparecchiature elettro-medicali, per le

quali la continuità dell’esercizio è un requisito indispensabile, si adotta invece il sistema IT,

caratterizzata dal neutro isolato (o collegato a terra con impedenza non trascurabile) e con masse

collegate a terra. 59

4.2.2 Condizioni di connessione

Un impianto fotovoltaico può essere collegato in parallelo alla rete elettrica di distribuzione

pubblica se vengono rispettate le seguenti condizioni:

 il collegamento in parallelo non deve causare perturbazioni alla continuità e alla qualità

del servizio della rete pubblica, per preservare e mantenere il livello del servizio agli

altri utenti connessi alla rete stessa;

 l’impianto di produzione non deve essere collegato o il collegamento in parallelo deve

essere immediatamente e automaticamente interrotto in caso di assenza di alimentazione

della rete di distribuzione o qualora i valori di tensione e frequenza della rete non siano

entro il range di valori permessi;

Queste restrizioni servono per evitare che:

 in caso di mancanza di tensione nella rete, gli utenti attivi connessi alla rete possano

sopperire alla rete stessa;

 in caso di guasto sulla linea di media tensione, la rete stessa possa essere alimentata

dall'impianto fotovoltaico ad essa collegata;

 in caso di chiusura automatica o manuale di interruttori della rete di distribuzione, il

generatore fotovoltaico possa trovarsi a una tensione diversa da quella di rete, con danni

al generatore.

L'impianto fotovoltaico può essere collegato rispettivamente alla rete di bassa, media o alta

dell’impianto stesso.

tensione in relazione al valore della potenza in immissione, disponibile

Essa rappresenta la potenza massima che l’utente ritiene di poter immettere in rete: può non

coincidere con la potenza nominale dell’impianto, somma delle potenze dei singoli moduli.

Ai fini della connessione dell’impianto fotovoltaico alla rete di distribuzione, ciò che interessa

non è tanto la potenza nominale dell’impianto, ma bensì la potenza in immissione in corrente

alternata, cioè la potenza nominale dell’inverter.

In particolare a seconda del valore della potenza in immissione si può avere:

 connessione alla rete di bassa tensione per impianti fino a 100 kW;

 connessione alla rete di media tensione per impianti fino a 6 MW;

 connessione alla rete di alata tensione per impianti con potenza superiore a 6 MW.

In particolare, la connessione dell'impianto fotovoltaico alla rete di bassa tensione :

 può essere monofase per potenze fino a 6 kW (limite eventualmente estendibile fino a

10 kW a discrezione del Distributore);

 deve essere trifase per potenze superiori a 6 kW e fino ai 10 kW; se gli inverter sono

monofase, la differenza massima tra le fasi non deve superare i 6 kW.

60

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

4.2.3 Impianto per la connessione

L’obbiettivo della connessione è quello di garantire agli utenti l’accesso alla rete, la continuità

della tensione, considerando l’efficienza e la sicurezza del sistema

di servizio e la qualità

elettrico in modo da soddisfare le esigenze dell’utente. Il raggiungimento di questi obbiettivi

dipende da molti aspetti, in particolare concorrono: il corretto inserimento dell’impianto nella

rete, gli schemi di connessione e la configurazione degli impianti di utenza (mediante la

struttura di collegamento, gli organi di manovra, i sistemi di misura, protezione e controllo).

Con impianto per la connessione s’intende l’insieme degli impianti, realizzati a partire dal punto

di inserimento sulla rete esistente, necessari per le connessione alla rete di un impianto di

produzione.

L’impianto l’impianto di rete

per la connessione si può considerare suddiviso in due impianti: e

impianto di utenza per la connessione.

In particolare, con impianto di rete per la connessione si intende la porzione di impianto di

competenza del gestore della rete, compresa tra il punto di inserimento e il punto di connessione

rete di distribuzione nell’assetto

(PdC), per definizione tra il punto della preesistente alla

il punto di confine fisico tra l’impianto di rete e l’impianto dell’utente, attraverso

connessione e

cui avviene lo scambio fisico di energia.

Invece con impianto di utenza si intende la porzione di impianto la cui realizzazione, gestione,

sono di competenza dell’utente

esercizio e manutenzione che richiede il collegamento. Parte di

questo impianto può essere interno al confine di proprietà dell’utente, a cui è resa disponibile la

connessione. presso l’utenza

Infine con impianto di rete si intende la porzione di impianto di rete che include

il contatore, installata su aree messe a disposizione dell’utente e di proprietà dell’utente, alla

tensione di fornitura. Nei casi più semplici si compone solo del contatore.

Il metodo di individuazione dell’impianto di rete per la connessione si articola in:

1) scelta della tipologia di connessione (monofase o trifase) e individuazione del punto

distribuzione al quale connettere l’impianto utente (in base

della rete di alla potenza,

alle esigenze di esercizio dell’impianto)

di inserimento dell’impianto (antenna, derivazione a T, ecc.).

2) schema

Le scelte da fare ai punti 1e 2 sono entrambe eseguite dal Distributore in funzione di diversi

richieste dell’utente e verificando il corretto e sicuro funzionamento

fattori, tenendo conto delle più rilevanti sono la potenza dell’impianto, la potenza

locale e globale della rete stessa: i fattori

disponibile in prelievo per utenti attivi e la potenza disponibile in immissione per utenti Passivi,

taglia dell’impianto, posizione dell’impianto rispetto alla rete,

la la i dispositivi di protezione

esigenze dell’utente.

sulla rete e le

4.2.4 Schemi di inserimento

I possibili schemi di inserimento degli impianti per connessione nella rete del Distributore, da

scegliere nel punto 2, sono molteplici e riportati di seguito nella Figura 4.3, nella quale a sinistra

è presente la situazione prima della connessione e a destra la situazione dopo la connessione del

nuovo utente. 61

Figura 4.3 Schemi di inserimento degli impianti, tratta da [9]

D rappresenta l’impianto M l’impianto di misura e U l’impianto

di rete, di utenza.

62

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

l’“Inserimento

Lo schema A rappresenta in antenna da cabina media/bassa tensione esistente”:

mediante la realizzazione di una linea alimentata

prevede la connessione dell’utenza

direttamente dalla cabina secondaria media/bassa tensione per consentire la connessione di

un’utenza.

Lo schema B è l’“Inserimento in derivazione rigida a T su una linea esistente”, con il quale si

intende l’inserimento mediante una derivazione da una linea bassa tensione già esistente, di un

tratto di linea.

Lo schema C è l’“Inserimento in derivazione a T su una linea esistente con dispositivo di

sezionamento verso l’utente”, B ma con l’aggiunta di un

uguale allo schema precedente

dispositivo di sezionamento e/o protezione.

Lo schema D rappresenta l’“Inserimento in derivazione da cassetta di sezionamento su una

con il quale si intende l’inserimento mediante una derivazione da una

linea esistente”, linea di

BT esistente di un tratto di linea con origine dalla cassetta medesima, con un dispositivo di

sezionamento verso l’utenza (ed eventualmente con dispositivo di protezione).

Lo schema E è l’“Inserimento in derivazione da cassetta di sezionamento su una linea

esistente”, cioè con la stessa modalità di inserimento del precedente, ma con due dispositivi di

sezionamento verso l’utenza, ed eventualmente equipaggiato con un dispositivo di protezione.

F è l’“Inserimento in antenna da

Infine la modalità di inserimento rappresentata nello schema

di nuova installazione”, che prevede la realizzazione di una cabina

cabina media/bassa tensione

secondaria (solitamente alimentata in media tensione e provvista di almeno un trasformatore

media/bassa tensione dedicato alla rete di distribuzione) e di una linea per consentire la

connessione dell’utenza. Questa tipologia di inserimento viene adottata ,in base alle condizioni

della rete di bassa tensione, ci siano motivate esigenze del Distributore (come elevate richieste

di potenza dell’utente).

Le tipiche soluzioni per la scelta degli schemi di inserimento, in funzione della tipologia di

utenza e della potenza, sono riportate da Norma CEI 0-21 con la tabella seguente.

Legenda

BTm bassa tensione monofase

X soluzione generalmente utilizzata

- soluzione generalmente non utilizzata

nc soluzione non considerata

Nella schematizzazione la potenza per gli Utenti Passivi rappresenta la potenza disponibile,

invece per utenti attivi indica il valore massimo tra la potenza in immissione richiesta e la

potenza disponibile. Ad esempio per un impianto fotovoltaico con potenza inferiore ai 6kW,

collegato quindi alla rete di bassa tensione monofase, gli schemi di inserimento consigliati e

generalmente utilizzati sono gli schemi B e C. 63

Schemi di collegamento dell’impianto

4.3 di rete

A prescindere dalla soluzione di connessione degli impianti di rete, per essi sono previste

solamente le configurazioni impiantistiche riportate nelle figure seguenti.

di misura dell’energia

Per gli Utenti Attivi , se il dispositivo (M di Figura 4.3) risulta di

pertinenza dell’utente stesso (cioè se l’utente è titolare del punto di immissione), esso deve

essere protetto dall’utente e quindi deve essere collegato a valle del Dispositivo Generale o

Principale (DG, paragrafo 4.5.1).

Inoltre, in funzione del valore della potenza richiesta dall’utenza in fase di connessione, alla rete

di distribuzione è concesso l’utilizzo di dispositivi finalizzati alla limitazione della potenza

prelevata dall’utente, chiamati Dispositivi Limitatori di Potenza DLP.

4.3.1 Connessione di Utenti Passivi

Per gli Utenti Passivi con potenza contrattuale impiegata inferiore ai 30 kW, il distributore

mette a disposizione dell’utenza una potenza massima, pari a quella stipulata per contratto,

maggiorata di un 10%. Il totale della potenza disponibile al prelievo rappresenta la potenza

disponibile, e non è possibile superare questo valore: il limite è fissato appunto dai Dispositivi

Limitatori di Potenza (DLP).

Lo schema di collegamento è riportato in Figura 4.4: lo schema A è riferito alle Utenze Passive

con contatore per potenza limitata e lo schema B alle Utenze Attive, sempre con contatore per

limitare la potenza. In entrambi gli schemi è infatti presente il DLP, per la limitazione della

potenza attiva; si ha inoltre la misura diretta della potenza (le potenze reattive devono essere

misurate per potenze maggiori di 16.5 kW). con immissione parziale dell’energia, è previsto

Per lo schema B, relativo ad Utenze Attive

l’uso di un secondo contatore per la misura dell’energia prodotta. È possibile avere anche

analoghi schemi di connessione, ma con contatore per potenze limitate, di fatto senza DLP.

Figura 4.4 Schema di collegamento per Utente Passivo (A) e Utente Attivo con immissione

parziale (B) con dispositivo per la limitazione della potenza, tratta da [9]

64

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

4.3.2 Connessione di Utenti Attivi che immettono totalmente l’energia

La connessione alla rete elettrica da parte di Utenti Attivi

l’installazione

elettrica prodotta in rete deve avvenire mediante di un solo contatore per la

misura dell’energia immessa senza l’adozione di alcun dispositivo di limitazione

su base oraria,

della potenza immessa. Tale contatore deve essere teleleggibile e accettato dal Distributore sia

che l’impianto sia in bassa tensione che in media tensione (Figura 4.5 e 4.6).

La Figura 4.5 rappresenta lo schema di collegamento di utente con immissione totale

dell’energia prodotta e sua misura diretta, senza dispositivo per potenze limitate. La Figura 4.6

lo schema di collegamento di utente con immissione totale dell’energia prodotta e

rappresenta

sua misura semidiretta, ancora senza dispositivo per potenze limitate.

In funzione della potenza da misurare e della tensione delle rete pubblica i gruppi di misura

possono essere a inserzione diretta, semidiretta o indiretta. Il primo tipo consente la misura

diretta della grandezza con strumento collegato direttamente nel punto di misura, senza

interposizione di trasformatori. Tale misura è possibile solo quando la grandezza da misurare ha

un valore compreso nella portata dello strumento. Al contrario quando la grandezza da misurare

è maggiore, risulta necessario interporre dei trasformatori per ridurre la grandezza e fornirla allo

strumento con valori compatibili alla sua portata: questa è la misura indiretta, con trasformatore

L’inserzione semidiretta si ottiene con

di corrente TA e di tensione TV. un trasformatore di

corrente TA per gruppi di misura in bassa tensione oltre i 30 kW.

Figura 4.5 e 4.6 Schemi di collegamento per Utente Attivo con immissione totale

dell’energia prodotta e con misura diretta e semidiretta rispettivamente, tratte da [9]

65

4.3.3 Regole tecniche di connessione comuni a tutte le categorie di Utenti

Per tutte le categorie di Utenti (Passivi o Attivi)

esistono regole tecniche di connessione

applicabili all’impianto di utenza e all’impianto

di rete per la connessione.

Ad esempio il punto di connessione (PdC) è

individuato al confine tra l’impianto di rete e

l’impianto di utenza (attraverso cui avviene lo

scambio fisico dell’energia) e coincide con i

morsetti di valle del contatore. Vale questa

dislocazione per tutti gli utenti ad eccezione di

quelli Attivi con immissione totale dell’energia

prodotta, per i quali coincide con una

morsettiera posta dal Distributore a monte del

contatore. Si nota questa differenza

confrontando la Figura 4.6 con immissione

totale con la Figura 4.7 con immissione

parziale. che rappresenta sempre lo schema di

collegamento per Utente Attivo con misura

semidiretta ma con immissione parziale.

Figura 4.7 Schema di collegamento per Utente

Attivo con immissione parziale, tratta da [9]

A monte del punto di connessione la proprietà e la competenza funzionale sono del Distributore,

dell’Utente. È competenza del Distributore anche l’installazione e la

invece a valle sono di dell’energia

manutenzione dei contatori (inclusa la morsettiera a valle del contatore stesso)

dall’Utente Passivo, la misura dell’energia immessa dal produttore, nonché la

elettrica prelevata

protezione delle parti di impianto che garantiscono la sicurezza e la connessione.

sull’impianto di utenza

Indicazioni tecniche sono fornite anche per la connessione: esso inizia

dal morsetto di valle del contatore (o sistema di misura) destinato a rilevare l’energia scambiata

la rete di distribuzione. L’impianto

con di utenza si compone di:

 cavo di collegamento (C) costituito da un solo conduttore per ciascun morsetto del

contatore;

 dispositivo generale o principale (DG), o in alternativa ad esso al massimo tre

dispositivi generali di linea (DGL), dispositivi di manovra, protezione e sezionamento

la cui apertura assicura la separazione di un linea dell’utente dalla rete, ciascuno a

protezione di una singola linea di utenza. Solitamente si inserisce subito a valle del

punto di connessione, al termine del cavo di collegamento.

Figura 4.8 Schema impianto di utenza, tratta da [9]

66

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

risulta di responsabilità dell’Utente e

Il cavo di collegamento C deve essere protetto contro le

l’impianto di rete

sovracorrenti (paragrafo 6.2.1). Invece incluso il contatore, a monte del punto

di connessione, , risulta di proprietà e di competenza del Distributore. La protezione contro

sovraccarico può essere svolta dai dispositivi posti a valle dello stesso cavo, cioè dai DGL.

4.4 Schema di connessione alla rete

Per gli Utenti Attivi, oltre alle prescrizioni generali di connessioni comuni a tutte le categorie di

utenti, si devono rispettare anche regole tecniche valide per qualsiasi tipo di generatore, quindi

anche per il sistema di generazione fotovoltaico. Indipendentemente dal livello di tensione

considerato, la normativa prevede il seguente layout del sistema di generazione, per la

connessione in parallelo con la rete pubblica, mostrato in Figura 4.9:

Figura 4.9 Schema di connessione in parallelo alla rete di distribuzione, tratta da [7]

Con riferimento allo schema di collegamento dell'impianto fotovoltaico di Figura 4.9, le norme

tecniche consentono lo svolgimento di più funzioni da parte dallo stesso dispositivo, purché tra

la generazione e la rete elettrica siano presenti due interruttori o un interruttore e un contattore

in serie.

A monte e a valle del dispositivo di interfaccia (DDI) le due frecce in uscita dal sistema

rappresentano le eventuali parti di impianto rispettivamente abilitata o non abilitata al

funzionamento isolato. Tutti i dispositivi presenti fra la rete di distribuzione e il generatore

fotovoltaico fanno parte dell’impianto del produttore.

67

4.5 Parallelo alla rete di bassa tensione tra l’impianto di dell’utente e la rete

Da un'analisi della Figura 4.9, si può notare che produzione

elettrica pubblica sono interposti tre dispositivi di manovra, ovvero degli interruttori automatici

atti alla protezione (paragrafo 6.1.3). In particolare partendo dalla rete di distribuzione e

procedendo verso il generatore fotovoltaico si trovano in ordine i tre seguenti livelli di

protezione :

 dell’utente

dispositivo generale (o principale) DG che separa l'impianto dalla rete

pubblica del Distributore in bassa tensione;

 dispositivo di interfaccia DDI che separa l'impianto di generazione dalla rete dell'utente

non abilitata al funzionamento isolato (stand-alone), e di conseguenza dalla rete

pubblica;

 dispositivo di generatore DDG che separa il singolo generatore fotovoltaico dal resto

dell'impianto utente.

4.5.1 Dispositivo generale

Il dispositivo generale risulta uguale per gli impianti degli Utenti sia Attivi che Passivi ed è

installato tra l’impianto dell’utente e la rete pubblica del Distributore. E’ costituito da un

6) 7)

interruttore automatico onnipolare adatto al sezionamento , con un potere di interruzione non

inferiore ai valori di corrente di corto circuito stabiliti: 6 kA per le forniture monofase, 10 kA

per le forniture trifase fino a 33 kW e 15 kA per le forniture trifase oltre i 33 kW. Essendo

onnipolare permette la disconnessione di tutte le fasi e del neutro in caso di sovracorrente; in

alternativa si può adottare un interruttore unipolare, che invece scollega solamente una fase.

Lo scopo del dispositivo generale è quello di intervenire per possibili guasti nell'impianto

fotovoltaico, a valle del punto di connessione, oppure nel caso di impianti con scambio sul

posto, per guasto del sistema fotovoltaico o dell’impianto utilizzatore. Interviene cioè per un

del sistema elettrico del produttore e assicura la separazione dell’intero impianto

guasto

dell’utente dalla rete. dell’utente.

Questo dispositivo non deve aprirsi per guasti a monte dell’impianto

Deve essere sempre presente, anche se costituito da più dispositivi generali di linea.

4.5.2 Dispositivo di Interfaccia

Il dispositivo di interfaccia è interposto fra quello generale e quello di generatore; separa

l’impianto di produzione dalla rete dell’utente non abilitata al funzionamento in isola e quindi

dalla rete pubblica.

Può essere costituito da un interruttore automatico idoneo al sezionamento o alternativamente da

anch’esso idoneo al sezionamento

8)

un contattore onnipolare (abbinato con fusibile).

)

6 Separazione di due punti elettricamente connessi in modo che non ci sia più continuità metallica tra di essi. Serve a

garantire la sicurezza dell’impianto e delle persone, interrompendo fisicamente e visivamente la linea.

7) Il potere di interruzione di un interruttore rappresenta il valore della corrente massima entro la quale l’interruttore è

in grado di aprire il circuito. La peggiore condizione che si possa verificare è quella di corto circuito: in questo caso

affinché siano garantite la sicurezza e il corretto funzionamento dell’impianto elettrico occorre che il potere di

interruzione dell’interruttore sia maggiore della corrente di corto circuito.

)

8 Il contattore è un dispositivo meccanico di manovra in grado di interrompere le sole correnti nominali di esercizio,

non quelle di corto circuito. 68

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

Il dispositivo di interfaccia interviene a causa di perturbazioni sulla rete del distributore, come

diminuzioni della tensione di rete in particolare serve ad evitare che:

 in caso di mancanza di alimentazione sulla rete, l’Utente possa alimentare la rete stessa;

 in caso di guasto o di valori anomali di tensione e frequenza sulla rete di bassa tensione

a cui è connesso l’Utente Attivo, l’Utente stesso possa continuare ad alimentare il

guasto o la rete.

Per gli impianti fotovoltaici connessi alla rete di bassa tensione il dispositivo di interfaccia è

comandato da un sistema di protezione di interfaccia (PI), che agisce sul dispositivo stesso

regolando le funzioni di protezione indicate in Tabella 4.1.

Valore di Tempo d’intervento

Protezione Escursione taratura

(1) ≤ ≤

Massima tensione (59) Unipolare/tripolare 1.2×Un 0.1 s

(1) ≥ ≤

Minima tensione (27) Unipolare/tripolare 0.8×Un 0.2 s

Senza ritardo

(2)

Massima frequenza (81>) Unipolare 50.3 o 51 Hz intenzionale

Senza ritardo

(2)

Minima frequenza (81<) Unipolare 49 o 49.7 Hz intenzionale

Senza ritardo

(3)

Derivata di frequenza(∆81) Unipolare 0.5 Hz/s intenzionale

(1) Unipolare per impianti monofasi e tripolare per impianti trifase.

(2) Le tarature di default sono 49.7 o 50.3 Hz. Qualora le variazioni di frequenza della rete del

distributore, in normali condizioni di esercizio, siano tali da provocare interventi intempestivi

della protezione di massima/minima frequenza, dovranno essere adottare le tarature a 49 e 51

Hz.

(3) Solo in casi particolari.

Tabella 4.1 Funzioni del sistema di protezione del dispositivo d’interfaccia, tratta da [9]

Il dispositivo di interfaccia è quello che maggiormente contraddistingue gli Utenti Attivi da

quelli Passivi. Infatti a seguito di un guasto della rete pubblica, qualora il dispositivo non

l’impianto fotovoltaico continui ad alimentare il

scattasse potrebbe, almeno in teoria, far sì che

guasto, causando situazioni di pericolo per le persone e per le apparecchiature.

Per potenze fino a 6 kW in monofase e a 20kW in trifase il dispositivo di interfaccia può essere

anche interno al sistema di conversione. Per gli impianti fino a 20 kW la funzione di interfaccia

può essere svolta anche da più dispositivi distinti, fino a 3. In tal caso si prende a riferimento la

“Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione”.

Per impianti con potenze superiori ai 20 kW risulta obbligatoria la presenza di un dispositivo di

rincalzo a quello di interfaccia, che eventualmente può essere il dispositivo generale o i

mediante l’invio

dispositivi generali di linea. La funzione di rinforzo al dispositivo si realizza

temporizzato, al massimo ogni 0.5 s, di un comando di apertura della protezione di interfaccia al

dispositivo di rincalzo, che di fatto separa il generatore della rete in caso di mancata apertura del

dispositivo di interfaccia.

Il ripristino del dispositivo di rincalzo deve avvenire solo manualmente.

Allora per impianti con potenza superiore ai 20 kW, tra il generatore e la rete devono essere

sempre presenti almeno due dispositivi atti alla protezione di interfaccia: il primo che assolva la

L’azione

funzione del dispositivo di interfaccia, e il secondo per la funzione di rincalzo ad esso.

combinata di questi due dispositivi separa in maniera affidabile il generatore dalla rete di

distribuzione.

Negli impianti fotovoltaici per la sola produzione destinata alla rete elettrica senza nessun

impianto utilizzatore il dispositivo di interfaccia DDI può coincidere con il dispositivo generale

DG, il tal caso si ottiene il dispositivo generale/interfaccia DG/DI che svolge entrambi i

compiti(Figura 4.10). 69

Figura 4.10 Schema di connessione con dispositivo generale/di interfaccia

per impianti fotovoltaici senza impianto utilizzatore, tratta da [7]

4.5.3 Dispositivo di generatore dell’impianto di produzione

Il dispositivo di generatore separa il singolo generatore fotovoltaico

dal resto dell’impianto utente. È costituito da un interruttore automatico o da un contattore

combinato con fusibili. Il numero di dispositivi da installare coincide con quelli di inverter del

sistema di produzione fotovoltaica.

Il dispositivo di generatore è a protezione da possibili guasti del singolo generatore stesso, noti

come “guasti interni”. Deve essere in grado di interrompere la corrente di guasto fornita dal

generatore, solitamente mediante lo sgancio di tutte le fasi coinvolte, compreso il neutro.

Tale dispositivo assicura:

 l’avviamento, l’esercizio e l’arresto dell’impianto di produzione in condizioni ordinarie,

cioè in assenza di guasti o di funzionamento anomalo del sistema di produzione;

 di produzione in presenza di guasto o funzionamento

la protezione dell’impianto

anomalo dell’impianto di produzione;

 l’intervento per guasti dell’impianto durante il funzionamento in isola;

 l’intervento coordinato dei tre dispositivi, di generatore, di interfaccia e generale, in

caso di guasto della rete di distribuzione

Negli impianti fotovoltaici con potenza non superiore a 20 kW e con al massimo tre inverter, a

cui non sono collegati carichi isolati , il dispositivo di generatore può anche svolgere la funzione

di dispositivo di interfaccia, con il dispositivo complessivo DI/DDG (Figura4.11).

70

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

Figura 4.11 Schema di connessione con dispositivo di generatore/interfaccia, tratta da [7]

Tra l’impianto fotovoltaico e la rete pubblica deve essere garantita la separazione metallica,

mediante il trasformatore tra la sezione in corrente continua e quella in corrente alternata, al

fine di non immettere in rete corrente continua.

Per gli impianti con potenza complessiva non superiore a 20 kW, questa separazione non è

richiesta, ma deve essere sostituita da una protezione, posta generalmente all'interno dei sistemi

di controllo elettronico e di regolazione dell’inverter, che intervenga aprendo il dispositivo di

interfaccia o di generatore, in caso di valori della componente continua complessiva superiore

allo 0.5% della corrente nominale in uscita dai convertitori.

Per impianti con potenza complessiva superiore ai 20kW, e con inverter senza separazione

metallica tra le parti di corrente continua e alternata, è necessario l'inserimento di un

trasformatore bassa tensione/bassa tensione a frequenze industriali (Guida CEI 82-25, II ed.).

La Figura 4.12 mostra un schema tipico di un impianto fotovoltaico connesso alla rete di bassa

tensione in presenza di impianto utilizzatore.

Per ogni inverter deve essere presente un dispositivo del generatore DDG che si collega in

parallelo al dispositivo unidirezionale di misura dell’energia prodotta e in seguito al dispositivo

di interfaccia DDI.

Quest’ultimo risulta comandato dalla protezione di interfaccia (PI) che agisce sulla tensione

massima e minima e sulla frequenza. È presente l’utenza in bassa tensione non abilitata al

funzionamento in isola, in parallelo mediante un interruttore.

l’ultima protezione

Il dispositivo generale (o principale) DG è prima del punto di consegna, il

in comune fra l’impianto Utente Attivo

punto ideale e il Distributore. Infine il collegamento alla

misura dell’energia

rete elettrica in bassa tensione è interposto dal contatore bidirezionale di

prelevata e immessa in rete. 71

Figura 4.12 Schema tipico di un impianto fotovoltaico connesso

alla rete di bassa tensione con utilizzatore, tratta da [7]

Gli impianti fotovoltaici possono erogare potenza attiva con un fattore di potenza (Guida

CEI 82-25 II ed.):

 non inferiore a 0.8 in ritardo (con assorbimento della potenza reattiva), quando la

potenza attiva erogata è compresa tra il 20% e il 100% della potenza complessiva

installata;

 unitario;

 in anticipo, quando erogano una potenza reattiva complessiva non superiore al minor

valore tra 1 kvar e (0.05 + P/20) kvar (dove P è la potenza complessiva installata

espressa in kW).

4.6 Misurazione dell'energia prodotta e scambiata con la rete

In un impianto fotovoltaico connesso alla rete pubblica è necessario anche l'inserimento di

dell’energia per la rilevazione di:

sistemi di misurazione

 energia elettrica prelevata dalla rete;

 energia elettrica immessa in rete;

 energia prodotta dall'impianto fotovoltaico.

72

– Collegamento alla rete elettrica e misura dell’energia

4

Il decreto ministeriale del 06/08/2010 fornisce le seguenti definizioni per l'energia elettrica

prodotta da un impianto fotovoltaico:

 “per gli impianti connessi a reti in bassa tensione, l'energia elettrica misurata all'uscita

del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata, considerando

l’eventuale trasformatore di isolamento o adattamento, prima che questa energia sia resa

disponibile alle eventuali utenze elettriche del soggetto responsabile e immessa nella

rete pubblica”;

 “per impianti connessi alle reti in media o alta tensione, l'energia elettrica misurata

all’uscita del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata in

bassa tensione, prima che questa energia sia resa disponibile alle eventuali utenze

elettriche del soggetto responsabile e prima che sia effettuata la trasformazione in media

o alta tensione per l’immissione nella rete elettrica”.

Ne consegue che è sempre opportuno installare il sistema di misura dell’energia prodotta il più

vicino possibile al dispositivo di conversione della corrente, in maniera tale da ridurre al

minimo le perdite che andrebbero a diminuire la quantità di energia misurata.

La misura dell'energia prodotta viene effettuata da un contatore M1, in grado di rilevare

l'energia prodotta su base oraria; è anche dotato di un dispositivo per l'interrogazione e

l’acquisizione delle misure per via telematica, da parte del gestore di rete.

La responsabilità del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta dall’impianto di

del Distributore o dell’utente a seconda della potenza

generazione fotovoltaica risulta a carico

dell’impianto. Per gli impianti con potenza nominale inferiore a 20 kW, il responsabile della

misura dell'energia prodotta è il gestore di rete; mentre per potenze superiori a 20 kW il

responsabile è l'utente produttore (cioè l'utente che produce anche energia), che ha la facoltà di

avvalersi del gestore di rete per svolgere tale attività, pur mantenendo la responsabilità di tale

servizio. con l’utente: può essere all’interno

Inoltre il posizionamento dei sistemi di misura è concordato

o al confine della proprietà dell’utente stesso, deve avere in dotazione opportuni dispositivi anti-

frode e risultare in sicurezza secondo la legislazione vigente.

La modalità di inserimento dei sistemi di misura è indicata nella Figura 4.12. Sono evidenziati

anche i flussi di energia elettrica scambiata con la rete nel caso di impianto fotovoltaico

connesso alla rete e con delle utenze elettriche che consumano energia.

Figura 4.12 Modalità di inserzione sistemi di misura, tratta da [7]

Il bilancio energetico del sistema, riferito ad un determinato periodo di tempo, è dato da:

dove: è l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico e immessa in rete;

è l’energia prelevata dalla rete;

è l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico;

è l’energia consumata dall’impianto utilizzatore.

73

quando l’impianto fotovoltaico

Durante la notte, o in generale non produce energia a causa di

atri fattori, la formula si modifica, considerando U=P=0, in:

l’energia consumata è fornita

cioè tutta dalla rete elettrica.

Al contrario, quando l'impianto fotovoltaico è in produzione, possono verificarsi le due

situazioni seguenti:

 > : in questo caso si ha un bilancio positivo, essendo quella prodotta dall’impianto

maggiore di quella consumata dall’utenza,

generatore fotovoltaico e l'eccedenza di

energia viene immessa nella rete;

 l’energia prodotta dall’impianto

< : in questo caso il bilancio è negativo, poiché

a soddisfare l’utenza;

generatore fotovoltaico è minore e non sufficiente l'energia che

manca viene prelevata e fornita dalla rete elettrica.

L’energia elettrica prodotta dall’impianto può essere autoconsumata oppure, in tutto o in parte,

metodo di valorizzazione dell’energia

immessa in rete e quindi venduta al mercato: questo è un

Infatti l’autoconsumo dell’energia prodotta è una

prodotta e costituisce una fonte di ricavo.

fonte di ricavo implicita, nel senso che costituisce un risparmio, sotto forma di riduzione della

consente di non acquistare l’energia elettrica dalla rete nella misura

bolletta elettrica, in quanto

corrispondente all’energia autoconsumata. L’immissione in rete dell’energia elettrica prodotta e

non autoconsumata determina invece una fonte di ricavo esplicita.

L’energia scambiata con la rete elettrica viene normalmente misurata mediante un unico

contatore M2 elettronico bidirezionale di figura, e il sistema di misura deve essere di tipo orario

(come in Figura 4.2).

per l’energia misurata in uscita dall’impianto

Analogo con M1 fotovoltaico, qui basta un

contatore elettronico monodirezionale, dato che non si ha energia in entrata.

74

5 PROTEZIONE DAI CONTATTI DIRETTI E INDIRETTI

Negli impianti fotovoltaici, come in tutti gli impianti elettrici, devono essere garantite le

protezioni da contatti diretti, indiretti, sovracorrenti e sovratensioni. Tali protezioni, insieme a

tutte le caratteristiche dimensionali dell’impianto, devono essere scelte nel rispetto delle norme

vigenti in materia. La prima parte di questo capitolo tratta la pericolosità derivante da segnali

elettrici esterni, in particolare gli effetti della corrente e della tensione elettrica sulla salute

dell’uomo. Si distinguono le protezioni dai contatti diretti in totali e parziali, a seconda della

qualificazione del personale che opera sugli impianti elettrici. La protezione dai contatti indiretti

può avvenire in assenza o in presenza di interruzione automatica dell’alimentazione. Si

descrivono le modalità con cui si ottiene la protezione senza interruzione, mediante

automatico differenziale e l’impianto di terra. Viene inoltre analizzato l’impianto

l’interruttore

di terra nella sua costituzione generale, nelle sue tre funzioni principali e il suo concetto nelle

applicazioni fotovoltaiche. Per questi impianti si distinguono in particolare gli impianti senza

trasformatore da quelli con trasformatore, per i quali è necessario differenziare anche le masse a

monte e a valle del trasformatore per un protezione efficace contro i contatti indiretti.

5.1 Pericolosità della corrente e della tensione elettrica

5.1.1 Pericolosità della corrente elettrica

All’interno del corpo umano sono presenti fenomeni di natura elettrica, regolati dal sistema

nervoso, come il battito cardiaco o la respirazione. Quando l’uomo è sottoposto a segnali

elettrici esterni, le funzioni degli organi vengono alterate e possono manifestarsi fenomeni più o

meno gravi per la salute dell’essere umano, quali ustioni, tetanizzazione dei muscoli, arresto

della respirazione, fibrillazione ventricolare.

Per stabilire la pericolosità della corrente elettrica, si fa riferimento ai grafici di pericolosità

convenzionale, che riportano la durata del contatto in funzione dell’intensità della corrente (a

seconda della frequenze): in essi è possibile individuare diverse zone, ciascuna delle quali

caratterizzata da un predefinito livello di pericolosità.

può non avere alcun effetto sull’uomo o provocare la

Ad esempio, una corrente di 200 mA

fibrillazione, a seconda che il tempo di esposizione vari da alcune decine di millisecondi, fino a

qualche secondo. Questo evidenzia che il tempo impiegato dai dispositivi di protezione per

di “vitale” importanza.

intervenire risulta

Resistenza elettrica dell’uomo e resistenza convenzionale

5.1.2 dipendono da molti parametri, alcuni dei quali

Gli effetti della corrente elettrica sull’uomo

direttamente connessi al segnale elettrico che investe l’uomo (intensità della corrente, tipologia

della corrente - costante, alternata, impulsiva- frequenza della stessa, durata del contatto) altri

dipendenti dal soggetto stesso (massa corporea, sesso, stato di salute, livello di sudorazione),

altri ancora dalle condizioni al contorno (livello di umidità, tipologia di pavimento, tipologia di

abbigliamento). corrente nell’attraversare

Risulta importante anche il percorso seguito dalla il corpo umano: una

corrente che segue il percorso torace, mano sinistra investe direttamente il cuore, ed è

certamente più pericolosa della stessa corrente che segue il percorso mano destra, piede destro.

comporta, rispetto al passaggio della corrente elettrica, come un’impedenza

Il corpo umano si di

valore compreso tra 0.5 ÷ 3 kΩ, a seconda delle condizioni descritte sopra; in generale si

assume il valore di 1000 come Resistenza convenzionale del corpo umano.

Poiché all’interno del corpo umano sono già presenti fenomeni elettrici, i segnali elettrici esterni

sono percepiti soltanto se superiori ad una certa soglia; tale valore è diverso da persona a

persona e dipende fortemente dalla frequenza del segnale.

In generale i segnali a frequenza di 50 ÷ 60 Hz (basse frequenze) sono percepiti già con

un’intensità di 1mA, mentre segnali costanti sono percepiti a partire da 5 mA.

All’aumentare della frequenza la soglia della percezione tende ad aumentare, nel senso che, per

il segnale elettrico, lo stesso deve avere un’intensità maggiore.

avvertire 75

l’uomo si comporta

A seguito di contatto con corrente costante semplicemente da resistore e

possono presentarsi effetti dovuti al riscaldamento resistivo dei tessuti fino alla bruciatura della

pelle. In caso di contatto con sorgente di tipo sinusoidale, invece, si manifesta un effetto pelle

sempre più importante, al crescere della frequenza: a seguito di ciò la corrente penetra sempre

meno all’interno del corpo umano, giustificando perché le correnti di alta frequenza sono

percepite a partire da una soglia più elevata rispetto a quelle di bassa frequenza.

5.1.3 Pericolosità della tensione elettrica

La circolazione di corrente elettrica nel corpo umano si ha quando si toccano volontariamente o

involontariamente due parti a potenziale diverso.

Considerando gli effetti della corrente elettrica sull’uomo e la variabilità dell’impedenza

dell’uomo, è possibile definire pericolosa, quella che fa circolare nell’uomo una

come tensione

corrente pericolosa. In generale tale tensione sarà:

rappresenta la tensione di contatto cui è sottoposto l’uomo, in cui circola la corrente

dove

, caratterizzati dall’impedenza .

Per bassi valori di frequenza (per esempio 50 Hz) sono trascurabili gli effetti capacitivi della

altri effetti secondari, per cui l’uomo può essere rappresentato mediante una semplice

pelle e

resistenza Ru.

Una tensione può diventare tanto più pericolosa per l’uomo quanto maggiore è la durata del

contatto, come per la corrente. Sono definite le curve tensione-tempo in cui si riportano i livelli

di pericolosità della tensione, dette curve di sicurezza.

5.2 Protezione dai contatti diretti corrente e dalla tensione per l’uomo, nasce

Dalla pericolosità che deriva dalla la necessità di

individuare valide protezioni. In generale la protezione può avvenire secondo due approcci:

 all’uomo di entrare in contatto con parti elettriche pericolose;

impedire

 il valore della tensione delle parti con cui l’uomo può accidentalmente

limitare avere un

contatto. si intende in contatto che l’uomo può avere con parti elettriche attive di un

Per contatto diretto

impianto, cioè le parti conduttrici dei cavi, i morsetti per il serraggio delle estremità dei

conduttori, gli avvolgimento di un motore, e altre parti.

La protezione dei contatti diretti può essere totale o parziale: la distinzione tiene conto del grado

di addestramento delle persone che operano sugli impianti. Una persona non addestrata e quindi

non a conoscenza dei pericoli della corrente elettrica deve essere totalmente protetta;

diversamente un tecnico specializzato che fa manutenzione all’interno di una cabina elettrica di

media/bassa tensione, ad esempio, è sicuramente a conoscenza della situazione di rischio e

quindi è prevista la possibilità di una protezione parziale.

5.2.1 Protezione totale

La protezione totale si applica ogni volta che gli impianti possono essere utilizzati da persone

l’uomo

non addestrate. Con il termine si vuole evidenziare che tale protezione deve proteggere

non solo dai contatti involontari o accidentali, ma anche da quelli volontari.

In pratica tale protezione si ottiene mediante isolamento di parti attive o mediante involucri o

L’isolamento deve essere non rimovibile, se non per distruzione

barriere. dello stesso. Ad

esempio l’accesso all’anima del conduttore deve avvenire solo distruggendo volontariamente

l’isolante che lo ricopre, mediante un attrezzo.

L’involucro serve per la protezione dal contatto diretto volontario o involontario; in caso di

necessità deve poter essere aperto per accedere alla parti attive senza distruggerlo, così si può

ripristinare la protezione dopo l’intervento. 76 –

5 Protezione dai contatti diretti e indiretti

Le barriere svolgono la funzione di protezione impedendo l’avvicinamento alle parti in tensione

da parte dell’uomo. Affinché tale protezione sia totale, essa deve poter essere rimossa

intenzionalmente con l’ausilio di appositi attrezzi.

5.2.2 Protezione parziale

La protezione parziale è efficace solo per contatti accidentali non per quelli intenzionali; per

questo motivo il suo impiego è previsto nei luoghi accessibili soltanto a personale addestrato,

come il tecnico esperto in cabina. In pratica viene realizzata per mezzo di ostacoli e distanze di

sicurezza.

Gli ostacoli hanno la funzione di prevenire il contatto accidentale. La loro rimozione accidentale

non deve essere possibile, mentre la rimozione volontaria deve poter avvenire senza l’ausilio di

alcun attrezzo.

Le distanze di sicurezza hanno invece la funzione di evitare che la persona possa venire a

contatto, involontariamente, con parti a tensioni diverse.

5.2.3 Protezione dai contatti diretti per sistema fotovoltaico

La protezione dai contatti diretti per sistema fotovoltaico è costituita dall’isolamento principale

(classe I) delle parti attive dei componenti, quali cavi, involucri di quadri elettrici,

strumentazione, inverter e moduli fotovoltaici.

La protezione di involucro è standardizzata dalla commissione internazionale elettrotecnica

dalla sigla IP XXY dove la cifra Y indica il grado di protezione contro i corpi estranei e i

contatti diretti. Solitamente si impiega un isolamento corrispondente a IP XXB (B=a prova di

dito) per gli apparecchi a portata di mano e IP XXD per gli apparecchi fuori portata di mano.

Nel caso di sistemi fotovoltaici, in particolare per i moduli fotovoltaici, non esiste ufficialmente

un grado di protezione minimo, in quanto la normativa non ha ancora introdotto la necessità

della loro classificazione in funzione del grado di protezione. Per le altri parti di impianto, quali

quadri elettrici e inverter, valgono le regole convenzionali degli impianti elettrici in generale.

5.3 Protezione dai contatti indiretti

si intende il contatto che l’uomo può avere con parti conduttrici

Per contatto indiretto a seguito del cedimento dell’isolante,

normalmente non in tensione, ma che, possono portarsi in

L’isolante si dice

tensione. funzionale, se finalizzato al regolare funzionamento del sistema

principale, se predisposto per la protezione dai contatti diretti. L’isolante dei comuni

elettrico;

conduttori assolve ad entrambe le funzioni, ma non sempre.

La protezione dai contatti indiretti può avvenire attraverso due modalità principalmente:

 senza interruzione automatica dell’alimentazione;

 dell’alimentazione.

con interruzione automatica

rappresenta un intervento preventivo di protezione, cioè si evita l’insorgere di un

La prima

guasto, mentre la seconda è un intervento a posteriori, consentendo di interrompere

l’alimentazione elettrica dopo che si è verificato un guasto.

interruzione automatica dell’alimentazione

5.3.1 Protezione senza

Le due principali soluzioni per questa tipologia di produzione sono:

 doppio isolamento (classe II), che consiste in un secondo isolamento oltre a quello

principale, per far sì che in presenza di cedimento del primo il sistema continui a

funzionare; questa soluzione è tipica di alcuni elettrodomestici di uso comune come

phon elettrico, abatjour, carica batterie e altri. In presenza di doppio isolamento, sui dati

quadrati, l’uno interno all’altro.

di targa del dispositivo si trova il simbolo con due

 elettrica, che consiste nell’inserire un trasformatore d’isolamento tra

separazione

alimentazione e carico, in modo da realizzare una separazione galvanica tra loro; in caso

di guasto a massa, le correnti sono molto piccole e il sistema continua a funzionare.

77

5.3.2 Protezione con interruzione automatica dell’alimentazione

Questa modalità di protezione si realizza coordinando l’impianto di terra con dispositivi

automatici di interruzione, tipicamente un interruttore differenziale.

L’interruttore differenziale, conosciuto anche come salvavita, è costituito da un relè

differenziale ed è riconosciuto dalla Norma CEI 64-8 quale unico dispositivo adottabile ai fini

esso prevede l’interruzione

del conseguimento della sicurezza contro i contatti indiretti;

dell’alimentazione in presenza di una dispersione di corrente.

Tale relè è costituito da un nucleo magnetico (toroide) attorno al quale sono avvolti i conduttori

di andata e ritorno di alimentazione, con ugual numero di spire, di una parte di impianto o di un

componente che si vuole proteggere. In condizioni normali i due avvolgimenti sono attraversati

dalla stessa corrente, quindi il flusso all’interno del nucleo magnetico risulta nullo e di

conseguenza anche la corrente indotta nel terzo avvolgimento risulta nulla.

In caso di dispersione di corrente invece la corrente che attraversa un avvolgimento è diversa da

quella che attraversa l’altro e si presenta un differenziale di corrente. Questo dà luogo ad un

del nucleo magnetico e

flusso risultante diverso da zero all’interno ad una corrente indotta nel

terzo avvolgimento, che attiva l’interruttore differenziale per l’interruzione dell’alimentazione.

Il valore minimo della corrente differenziale che garantisce l’apertura del circuito prende il

nome di corrente differenziale nominale d’intervento e si indica con I e di fatto rappresenta la

∆n

sensibilità dell’interruttore, indicata su di esso. Per evitare che lo sganciatore scatti nei momenti

sbagliati, la norma prevede che l’interruttore differenziale non debba intervenire per correnti di

dispersione inferiori a I /2, lasciando di fatto una zona grigia di non funzionamento.

∆n

Nel gergo comune, i differenziali aventi I < 30 mA sono detti ad alta sensibilità, altrimenti

∆n

sono detti a bassa sensibilità.

5.3.3 Impianto di terra

L’impianto di terra può assolvere e tre funzioni:

 messa a terra di protezione, quando si vuole limitare i pericoli dovuti al contatto

indiretto;

 messa a terra di funzionamento, quando si realizza il collegamento a terra di punti di un

sistema elettrico ai fini di un corretto utilizzo dell’impianto elettrico (ad esempio

quando si collega a terra il centro stella di un sistema trifase);

 messa a terra per lavori, quando si collegano a terra parti di impianto per garantire la

sicurezza dei tecnici durante le fasi di manutenzione.

L’impianto di terra costituisce un impianto molto importante di un sistema elettrico e deve

soddisfare requisiti normativi specifici previsti dalle norme CEI 64-8 e 11-1.

Gli elementi essenziali che costituiscono un impianto di terra sono:

 dispersori, cioè corpi metallici a stretto contatto con il terreno e che consentono alla

corrente di disperdersi in esso (picchetti, ferri di fondazione);

 conduttori di terra, aventi la funzione di collegare i dispersori tra di loro e con il nodo

principale di terra;

 collettore o nodo principale di terra, a cui giungono tutti i conduttori di terra, i

conduttori equipotenziali, i conduttori di protezione;

 conduttori equipotenziali, cioè conduttori che evitano la presenza di tensioni diverse su

componenti contemporaneamente accessibili da parte dell’uomo;

 conduttori di protezione, cioè conduttori che consentono il collegamento a terra delle

masse dei componenti. 78 –

5 Protezione dai contatti diretti e indiretti

Elementi di un impianto di terra

M: massa elettrica

ME: massa estranea

MT: collettore di terra

PE: conduttore di protezione

CT: conduttore di terra

DN: dispersore naturale

DA: dispersore artificiale

EQP: collegamenti equipotenziali

principali

EQS: collegamenti equipotenziali

secondari

Figura 5.1 Schema impianto di terra, tratta da [14]

5.3.3 Impianto di terra per sistema fotovoltaico

Il concetto di messa a terra applicato ad un sistema fotovoltaico coinvolge sia le masse (come la

struttura di metallo dei pannelli), sia il sistema di produzione (come le parti attive in tensione

del sistema fotovoltaico, cioè le celle). Un impianto fotovoltaico può essere connesso a terra

solo se risulta separato galvanicamente dalla rete elettrica per mezzo di un trasformatore.

Un sistema fotovoltaico con trasformatore di separazione dalla rete può essere isolato da terra o

messo a terra. Tale scelta influisce sul funzionamento del generatore fotovoltaico e sulla

sicurezza delle persone. In particolare in caso di guasto a terra nel campo fotovoltaico:

 in caso di sistema fotovoltaico messo a terra in un punto, la parte compresa tra due punti

di terra dell’impianto risulta cortocircuitata;

 in caso di sistema fotovoltaico isolato da terra, un primo guasto non determina alcun

malfunzionamento, ma un secondo guasto riconduce alla situazione precedente con

parte di impianto cortocircuitata. “sicuro”

Un impianto fotovoltaico isolato potrebbe sembrare apparentemente per una persona

che ne toccano una parte attiva o una massa non connessa a terra, ma ciò non è sempre vero.

Infatti la persona stessa sarà attraversata comunque da una corrente continua che si chiude

tramite la resistenza di isolamento. Questa corrente aumenta al crescere della tensione verso

dell'impianto e dell’estensione

terra dell'impianto stesso, in quanto cala la tensione di

isolamento.

Inoltre il deterioramento delle caratteristiche fisiche degli isolamenti nel tempo e sfavorevoli

condizioni di tipo ambientali, come la presenza di umidità, riducono la stessa resistenza di

isolamento.

Se il sistema fotovoltaico è messo a terra, la corrente che attraversa la persona è maggiore

rispetto a quella con sistema isolato, perché la messa a terra cortocircuita la resistenza di

isolamento. Collegando a terra il punto di mezzo del generatore fotovoltaico, però, si ottiene un

dimezzamento della tensione verso terra e una conseguente diminuzione della corrente.

In grandi impianti, la corrente che attraversa una persona in contatto con parti attive, potrebbe

causare forti scosse elettriche e folgorazione. Ne consegue che i sistemi isolati risultano più

vantaggiosi rispetto a quelli messi a terra solo in caso di piccoli impianti fotovoltaici. Se

l’impianto fotovoltaico è isolato e dotato di trasformatore è inoltre necessario differenziare le

masse a monte e a valle del trasformatore per realizzare un protezione efficace anche contro i

contatti indiretti. Comunque non esistono ragioni preponderanti per mettere a terra o no

l’impianto fotovoltaico, tanto è vero che la normativa di riferimento (CEI 64-8) non entra in

merito, lasciando il progettista libero da vincoli applicativi.

79

5.4 Impianti con trasformatore

Negli impianti con trasformatore, in aggiunta all'analisi dell'impianto fotovoltaico sia isolato che

messo a terra, per la protezione contro i contatti indiretti è necessario fare una differenza tra le

riferite al senso dell’energia elettrica prodotta

masse a monte e a valle del trasformatore,

dall’impianto fotovoltaico.

5.4.1 Masse a monte del trasformatore

5.4.1.1 Sistema fotovoltaico isolato da terra

Il sistema fotovoltaico isolato da terra presenta le parti attive isolate da terra, mentre le masse a

monte del trasformatore sono collegate a terra (Figura 5.2). Questo sistema, in base alla

classificazione rispetto allo stato del neutro e delle masse, risulta di tipo IT: esso garantisce la

Per ragioni di sicurezza l’impianto di terra del

sicurezza anche nel caso di doppio guasto.

sistema fotovoltaico risulta essere in comune con quello dell’utilizzatore.

Tuttavia se si vuole che il dispositivo di controllo dell’isolamento dell’inverter funzioni, per

monitorare il generatore fotovoltaico, occorre collegare a terra le masse (cornici e/o le strutture

di supporto dei pannelli) anche se dotati di protezione di classe II (cioè con doppio isolamento o

rinforzato). Vanno collegate a terra ovviamente anche quando le masse sono dotate di

isolamento principale (classe I).

Figura 5.2 Schema del sistema isolato da terra, tratta da [7]

Nel sistema fotovoltaico isolato la resistenza di messa a terra delle masse deve soddisfare la

condizione stabilita da normativa (CEI 64-8) data da:

dove: è la corrente di primo guasto a terra, che non è nota a priori, ma è generalmente molto

bassa negli impianti di dimensioni modeste.

Di conseguenza la resistenza di terra dell'impianto utilizzatore, dimensionata per un guasto

in rete, soddisfa in genere solo la relazione precedente.

In caso di doppio guasto a terra, poiché il generatore fotovoltaico è un generatore di corrente, la

tensione delle masse interconnesse deve essere inferiore a:

dove: è la corrente di corto circuito delle celle coinvolte;

è la resistenza del conduttore che collega tra loro le masse interessate dal guasto,

cioè la parte di impianto che risulta cortocircuitata.

80 –

5 Protezione dai contatti diretti e indiretti

1Ω (valore approssimato

Per esempio, se per eccesso), la relazione è soddisfatta per

valori di non superiore a 120A, valore tipico di impianti di modeste dimensioni, per cui la

tensione di contatto in caso di un secondo guasto a terra non risulta pericolosa. Al contrario, in

grandi impianti, è necessario ridurre a limiti ammissibili la probabilità che si verifichi un

secondo guasto a terra, attraverso l'eliminazione del primo guasto a terra rilevato dal controllore

nell’inverter all’esterno).

di isolamento (presente o

Quindi nei sistemi fotovoltaici isolati da terra, il collegamento a terra delle masse a monte del

trasformatore è necessario sia per la sicurezza delle persone, sia per il funzionamento del

dispositivo di controllo dell’isolamento, quanto più è esteso l’impianto.

5.4.1.2 Sistema fotovoltaico messo a terra

In questo tipo di sistema le parti attive e le masse sono collegate allo stesso impianto di terra

(impianto di terra dell’impianto utilizzatore). In questo modo si è in presenza di un sistema TN

locale, lato corrente continua (Figura 5.3).

Figura 5.3 Schema del sistema messo a terra, tratta da [7]

In presenza di un guasto a terra, si instaura un corto circuito, ma tale corrente non può essere

rilevata dai dispositivi che di fatto non applicano la protezione, in quanto la corrente di corto

circuito può essere prossima a quella nominale. La generazione di una correnti di guasto con

valori non molto superiori alla corrente nominale è una caratteristica intrinseca dei sistemi

fotovoltaici.

Per un guasto in un sistema fotovoltaico messo a terra valgono ancora le considerazioni fatte nel

precedente paragrafo in caso di doppio guasto a terra.

La norma CEI 64-8/7 raccomanda che l'intero impianto sul lato corrente continua (quadri

elettrici, cavi e morsetti) sia costruito con l'uso di dispositivi di classe II o isolamento

equivalente. Per permettere il corretto funzionamento del dispositivo di controllo

dell’isolamento dell'inverter, per monitorare il generatore fotovoltaico, bisogna attuare ancora le

soluzioni usate nel sistema isolato: cioè occorre mettere a terra le masse (cornici e /o le strutture

di supporto dei pannelli) anche se dotati di protezione di classe II.

5.4.2 Masse a valle del trasformatore la derivazione degli utilizzatori, tra l’impianto

Nel sistema rete elettrica-consumatore di tipo TT

fotovoltaico e la rete, deve risultare a monte di tutti i dispositivi differenziali che proteggono le

dell’impianto

masse dell’impianto utilizzatore. Si installa un interruttore differenziale all'inizio

utilizzatore stesso, a protezione delle masse, che così risultano protette sia nei confronti della

In questo caso l’interruttore differenziale è

rete, sia del generatore fotovoltaico (Figura 5.4).

81

interessato da un corrente di guasto proveniente dal generatore fotovoltaico e da una

corrente proveniente dalla rete .

Figura 5.4 Schema con masse a valle del trasformatore con sistema TT, tratta da [7]

Tra il parallelo A-B e la rete elettrica, cioè tra la derivazione e la rete, non deve essere presente

alcuna massa perché non risulterebbe protetta: in tal caso viene meno il requisito normativo che

masse dell’impianto

stabilisce la protezione di tutte le di un utilizzatore in un sistema TT da

parte di un interruttore differenziale.

Mentre le masse a monte del parallelo A-B, a monte del punto di derivazione lato generatore

fotovoltaico, come le masse del trasformatore o dell'inverter, si proteggono mediante un

installato in uscita dall’inverter (Figura

interruttore differenziale Id 5.5).

L’interruttore differenziale rileva le correnti di dispersione provenienti sia dalla rete , che dal

generatore fotovoltaico ; quando il differenziale interviene per corrente di guasto a terra

l’inverter va in stand-by per mancanza di tensione di rete.

La corrente differenziale nominale deve essere coordinata con la resistenza di terra , in

modo da ottenere un’efficace secondo l’usuale relazione dei

protezione dai contatti indiretti,

sistemi TT: Figura 5.5 Schema con masse a valle del trasformatore

con sistema TT e con interruttori differenziali, tratta da [7]

82 –

5 Protezione dai contatti diretti e indiretti

Quindi sia le masse degli utilizzatori che le masse tra inverter e punto di derivazione devono

essere protette con opportuni interruttori differenziali.

Al contrario, se il sistema rete elettrica - consumatore è di tipo TN, per entrambe le possibilità

di alimentazione, sia dalla rete elettrica sia dal generatore fotovoltaico, non sono necessari gli

quello all’inizio dell’impianto utilizzatore e quello a monte del

interruttori differenziali,

parallelo A-B, a patto che la corrente di guasto sul lato corrente alternata determini l’intervento

dei dispositivi di sovracorrente nei tempi prescritti (Figura 5.6).

Figura 5.6 Schema con masse a valle del trasformatore

con sistema TN senza interruttori differenziali, tratta da [7]

5.5 Impianti senza trasformatore

In caso di assenza del trasformatore di separazione tra l'impianto fotovoltaico e la rete,

l’impianto fotovoltaico stesso diventa un’estensione della rete di alimentazione.

Le masse vengono connesse a terra e la protezione si attua tramite l’interruzione

dell’alimentazione nei tempi e nei modi previsti dalla norma a seconda che si realizzi un sistema

TT o TN.

Per le masse dell’impianto degli utilizzatori e quelle a monte del parallelo A-B, da un punto di

dell’impianto con trasformatore:

vista concettuale, risultano valide ancora le regole si interpone

un interruttore differenziale a loro protezione, che rileva le correnti di dispersione.

Per guasti a terra sul lato corrente continua e sulle masse a monte del parallelo A-B, interviene

l’interruttore differenziale a valle dell'inverter (Figura 5.7). Tale interruttore è attraversato da

una corrente differenziale, che non è alternata, pertanto deve essere di tipo B, capace di rilevare

anche correnti continue (a meno che non si scelga un inverter con caratteristiche costruttive tali

da non iniettare corrente continua di guasto a terra).

83

Figura 5.7 Schema di impianto senza trasformatore, tratta da [7]

84

6 PROTEZIONE CONTRO SOVRACORRENTI E SOVRATENSIONI

Questo capitolo tratta le origini delle sovracorrenti e i criteri di protezione da esse. Si distingue,

in particolare, il caso di sovraccarico da quello di cortocircuito in base alle differenti

sollecitazioni che ne derivano. Vengono analizzati i principali dispositivi di protezione sia da

sovraccarico, sia da corto circuito, con particolare riferimento agli impianti fotovoltaici. Per essi

vengono suddivise le protezioni da sovracorrenti a seconda del tipo di corrente sul lato, continua

o alternata. Si considera la protezione dei cavi e quella delle stringhe contro la corrente inversa,

si affronta la scelta dei dispositivi di protezione in funzione dei valori di tensione e corrente da

essi richieste. Si affronta anche la scelta dei dispositivi di manovra e sezionamento per gli

interventi di verifica e manutenzione. La seconda parte del capitolo vede le origini e i criteri di

protezione da sovratensioni, classificate a seconda della loro origine, interna o esterna, i

principali effetti negativi che provocano e gli accorgimenti e soluzioni per limitare i valori di

tali sovratensioni. Vengono classificate inoltre le sovratensioni verificabili in impianti

fotovoltaici in caso di fulminazione diretta, indiretta o sovratensioni interne; si forniscono infine

i requisiti necessari per l’installazione o meno del sistema di protezione dalle fulminazioni

dirette e le principali misure di protezione da fulminazioni indirette anche mediante gli

scaricatori di sovratensioni.

6.1 Origini di sovracorrenti e criteri di protezione

Ogni sistema elettrico è progettato per condizioni di funzionamento ben definite: se il sistema

elettrico è un’apparecchiatura/dispositivo, queste informazioni sono riportate nei dati di targa.

I valori di tensione, corrente e frequenza riportati prendono il nome di Valori Nominali delle

relative grandezze. Quando il dispositivo in esercizio funziona con tali valori di targa, cioè

assorbendo la corrente e la tensione a frequenza nominale, si dice che sta funzionando in

condizioni nominali.

Spesso però il dispositivo elettrico può funzionare ad una potenza inferiore a quella nominale e

anche la corrente sarà inferiore al suo valore nominale. In questo caso un sistema elettrico

funziona non rispettando le specifiche elettriche per le quali è stato progettato e il valore di

tensione e/o corrente è superiore al valore nominale, il funzionamento del sistema è considerato

Se l’anomalia

anomalo. è limitata nel tempo e in ampiezza, è probabilmente dovuta ad un

semplice disturbo derivante da un distacco/inserimento di un altro dispositivo. Se invece

l’anomalia permane nel tempo e/o ha un’ampiezza di gran lunga superiore a quella nominale,

allora si è in presenza di un guasto.

Le due situazioni devono essere gestite diversamente e dovranno essere usati diversi

accorgimenti tecnici e dispositivi di protezione da adottare.

Quando un dispositivo funziona con un valore di corrente superiore al suo valore nominale, si

dice che è attraversato da una sovracorrente.

Possono presentarsi due situazioni diverse, a seconda che la sovracorrente sia dovuta ad un

sovraccarico (condizione anomala) o a un corto circuito (guasto).

6.1.1 Sovraccarico

Il sovraccarico è tipico di un sistema elettricamente sano che, a seguito di determinate

condizioni di funzionamento, eroga o assorbe una corrente superiore a quella di progetto

(corrente nominale).

Una situazione tipica di sovraccarico è quella che si verifica in abitazioni civili in cui più

dispositivi elettrici (forno, lavatrice, phon) sono azionati contemporaneamente; in questa

situazione può accadere che dopo un certo tempo intervengano le protezioni per disabilitare il

dell’avviamento di un motore trifase, che allo spunto può

sistema (altra situazione è quella

assorbire fino a 6-8 volte la corrente nominale).

In caso di sovraccarico le sollecitazioni al sistema sono sostanzialmente di tipo termico, ossia

provocano delle sovratemperature.

Le parti isolanti del sistema esterno (ad esempio le guaine esterne dei conduttori) sono

progettate per garantire la loro funzione fino ad una certa temperatura.

85

Un eccesso di temperatura può fortemente sollecitare gli isolanti, producendo due tipi di effetti:

 “invecchiamento” precoce del materiale

alterazione delle funzioni isolanti e quindi un

stesso (decadimento delle caratteristiche del materiale) che pertanto dovrà essere

sostituito prima del previsto;

 diminuzione della sicurezza, a causa delle alterazioni delle caratteristiche chimico-

fisiche del materiale isolante per cui possono verificarsi scariche elettriche o veri e

circuiti. In questo secondo caso l’anomalia evolve in guasto.

propri corto

6.1.2 Corto circuito

A differenza del sovraccarico, il corto circuito rappresenta un guasto del sistema elettrico. Tale

situazione si verifica quando due punti a tensione diversa vengono direttamente a contatto. In

questa situazione l’impedenza di guasto è molto piccola (in prima approssimazione nulla) e la

corrente che l’attraversa ha valori molto elevati. Ne consegue che le sollecitazioni dovute a un

corto circuito oltre ad essere di tipo termico, come nel caso del sovraccarico, sono anche di tipo

meccanico.

Tra le conseguenze più gravi a seguito di un corto circuito possono esserci incendi ed

esplosioni. I relativi effetti dannosi possono interessare i sistemi elettrici stessi, la sicurezza

strutturale degli edifici e la salute dell’uomo (intossicazione dovuta ai fumi, difficoltà

respiratorie, stato di panico o ansia, ustioni, lesioni e morte).

Siccome le correnti assumono valori elevatissimi, immediatamente dopo il verificarsi del corto

circuito, è evidente che devono essere interrotte il prima possibile.

Un esempio lampante è dato dai cavi elettrici all’interno dei canali di plastica (canaline) che in

un incendio da una zona all’altra; a tal fine le

caso di corto circuito potrebbero far estendere

norme CEI prevedono che i cavi debbano soddisfare determinate condizioni di non

propagazione delle fiamme e degli incendi, con basse o nulle emissione di fumi. Norme

specifiche esistono anche per tutte le altre parti costituenti i sistemi elettrici. Quindi le

devono rispondere a un’esigenza aggiuntiva diversa

protezioni dal corto circuito rispetto a

quella richiesta dal sovraccarico.

6.1.3 Protezioni da sovracorrenti

I dispositivi per la protezione da sovracorrenti possono essere classificati in maniera diversa a

seconda dell’aspetto che si vuole evidenziare. Se intervengano in presenza di corrente sono dette

“a “a

carico” altrimenti se intervengono solo in assenza di corrente sono dette vuoto”.

che l’operazione

Possono essere inoltre di tipo manuale o automatico, a seconda avvenga per

mano di un operatore oppure possa essere controllata da un altro dispositivo (timer, circuito di

comando, ecc. )

Per i dispositivi per la protezione dal sovraccarico è comodo definire alcune caratteristiche, dal

momento che questi apparecchi devono garantire il normale funzionamento del sistema che

proteggono e devono intervenire prima che il sovraccarico produca danni.

Per caratterizzare meglio questi dispositivi vengono definite due correnti:

 una corrente nominale del dispositivo di protezione , non inferiore a quella di normale

esercizio (o corrente di impiego). Tale corrente garantisce il normale funzionamento

del sistema in modo che non si verifichino sovratemperature inaccettabili;

 una corrente di intervento, non superiore alla portata massima del conduttore.

Con queste due correnti si è certi che non ci siano scatti inopportuni dell’interruttore e che il

conduttore sia protetto. L’interruttore dovrà intervenire tanto prima quanto più gravoso è il

sovraccarico.

Per i dispositivi di protezione da corto circuito, invece, sono previste specifiche diverse. Il

dispositivo dovrà garantire ancora il normale funzionamento del sistema, con una corrente

nominale del dispositivo non inferiore a quella di normale esercizio del conduttore. Inoltre

dovrà anche essere in grado di interrompere molto rapidamente le elevate correnti di guasto.

potere d’interruzione

A tal fine si richiama la definizione di come la massima corrente che il

dispositivo è in grado di interrompere, già esposta nel paragrafo 4.5.1.

86

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

Quindi i dispositivi di protezione da sovraccarico possono garantire anche la protezione da corto

circuito se hanno un idoneo potere d’interruzione.

I dispositivi in grado di interrompere le sovracorrenti sono principalmente alcuni tipi di

interruttori automatici e i fusibili. sono posizionati all’interno di un idoneo

I fusibili, collegati in serie al dispositivo da proteggere, un filamento conduttore, l’elemento

contenitore, ovvero il portafusibile, e sono costituiti da

fusibile. In condizioni di sovracorrente, il filamento conduttore tende a fondersi per effetto Joule

interrompendo automaticamente la corrente nel circuito in cui è inserito, quando questa supera

soglia ammessa. L’interruzione

la risulta tanto più rapida quanto maggiore è la corrente che

attraversa il circuito. Dopo il suo intervento bisogna sostituire il fusibile.

L’interruttore automatico interviene automaticamente quando è attraversato da una corrente

superiore alla sua corrente nominale. È costituito da un apparecchio di manovra, in grado di

effettuare la “manovra” di interruzione della corrente, e da uno o più relè, cioè gli elementi

sensibili del sistema di protezione in grado di avvertire la presenza di condizioni anomale di

funzionamento o di guasto. Questi ultimi, in caso rilevino grandezze diverse da quelle di

normale funzionamento del sistema, comandano l’intervento dell’apparecchio di manovra.

Solitamente ogni interruttore automatico è provvisto di due sganciatori di sovracorrente,

comandati da un relè magnetico e da un relè termico.

La parte magnetica provoca l’intervento istantaneo a causa di un rapido e consistente aumento

della corrente, ben oltre il limite consentito della corrente nominale; questa situazione è tipica

del corto circuito.

La parte termica invece, con intervento non istantaneo (con ritardo inversamente proporzionale

al valore della sovracorrente) interviene aprendo i contatti per sovraccarico, quando la corrente

assorbita del componente da proteggere supera il valore di taratura: il sensore all’interno

dell’interruttore si riscalda e provoca lo scatto.

Dall’insieme di questi due relè si ottiene il relè magneto-termico, da cui l’analogo interruttore,

di uso pressoché universale nei sistemi di protezione. Per sovracorrenti non troppo elevate (6 ÷

8 volte la corrente nominale del circuito da proteggere interviene il relè termico, invece per

sovratensioni superiori interviene il relè magnetico.

6.2 Sovracorrenti in impianto fotovoltaico

Nella fase di progettazione di un impianto fotovoltaico è necessario prevedere, ove necessario,

un sistema per la protezione delle diverse sezioni dell'impianto contro le sovracorrenti e le

sovratensioni di origine atmosferica. In particolare sono previste protezioni sia a monte, lato

corrente continua, che a valle dell'inverter, lato corrente alternata, e metodi per la protezione

dell'impianto contro i danni causati da possibili fulminazioni dirette o indirette.

6.2.1 Protezione dalle sovracorrenti sul lato corrente continua

6.2.1.1 Protezione dei cavi

Per la protezione contro le sovracorrenti occorre distingue in due casi, a seconda che il lato

corrente continua sia separato oppure no dal lato corrente alternata, cioè se all’interno

dell’inverter sia presente oppure il trasformatore che opera la separazione galvanica.

Nel caso in cui l’inverter presenti il trasformatore la protezione dalle sovracorrenti si traduce

soltanto nella protezione dei sovraccarichi, perché le eventuali correnti di corto circuito sono

dell’ordine delle correnti nominali. Inoltre per le caratteristiche della separazione galvanica che

oltre a impedire alla tensione generata dall’impianto fotovoltaico di penetrare fino alla rete

elettrica, protegge il lato in corrente continua dagli influssi della corrente alternata della rete,

che di fatto non partecipa al mantenimento della corrente di guasto.

Dall’analisi delle possibili situazioni di guasto di un campo fotovoltaico il singolo cavo di

stringa può essere affetto da sovracorrente se si verificano più situazioni di guasto, quali:

 guasto a terra nei sistemi di messa a terra;

 doppio guasto a terra nei sistemi isolati da terra.

87

Dal punto di vista della protezione dai sovraccarichi, la normativa CEI 64-8 indica che non è

necessaria la protezione dei cavi se questi sono scelti con una portata (intesa come capacità di

trasporto di corrente) non inferiore alla corrente di impiego del circuito , cioè la corrente

9)

massima che potrebbe percorrerli, pari a 1.25× . Il sovraccarico di un cavo di stringa in una

delle condizione di guasto, si può verificare e risultare pericoloso se la portata della corrente del

cavo è inferiore alla corrente totale di tutte le stringhe in parallelo.

Al fine di evitare un dimensionamento errato dei cavi la norma CEI 64-8 fornisce una relazione

generale da rispettare, data da , con la corrente nominale del dispositivo di

interruzione.

Un corto circuito su un cavo per la connessione dalla stringa al quadro di sotto campo (guasto 1

di Figura 6.1) viene alimentato simultaneamente a monte dalla stringa in esame con una

corrente di corto circuito pari a = 1.25 × e a valle da tutte le altre x - 1 stringhe collegate

al convertitore stesso, con corrente = (x - 1) × 1.25 × .

Se l'impianto fotovoltaico è di piccole dimensioni, ad esempio con solo due stringhe (x = 2),

risulta che le due correnti di corto circuito sono uguali: = 1.25 × = e non è

necessario proteggere i cavi di stringa dal corto circuito.

tre o più stringhe (x ≥ 3),

Al contrario quando sono collegate all'inverter la corrente è

della corrente d’impiego

superiore e quindi i cavi devono essere protetti dal corto circuito

quando la loro portata è inferiore a , ovvero quando < (x-1) × 1.25 × .

Un corto circuito tra un quadro di

sotto campo e il quadro

dell’inverter (guasto 2 della Figura

6.1) viene alimentato a monte dalle

y stringhe in parallelo al sotto

campo con la corrente , e a

valle dalle restanti (x-y) stringhe

collegate allo stesso quadro

dell’inverter.

La corrente di corto circuito risulta

= y×1.25× e coincide con la

corrente d’impiego del circuito tra

il quadro di sotto campo e di

inverter; invece la corrente di corto

circuito = (x-y)×1.25×

risulta superiore alla corrente

d’impiego se (x-y) > y ovvero se x

> 2y.

In questo caso è necessario

proteggere il cavo dal corto circuito

se la sua portata risulta inferiore

a , ovvero quando sussiste la

disuguaglianza <(x -y)×1.25× .

Figura 6.1 Schema con corto circuiti sul lato corrente continua, tratta da [7]

Legenda:

A dispositivo di protezione posto nel quadro di sotto campo, a protezione del cavo 1 che collega la

stringa al quadro stesso. dell’inverter, a protezione del cavo 2 che collega

B dispositivo di protezione installato nel quadro il

quadro di sotto campo con il quadro dell'inverter.

y numero di stringhe afferenti allo stesso quadro di sotto campo.

x numero complessivo di stringhe collegate allo stesso inverter.

)

9 è la corrente di corto circuito nel modulo in condizioni di prova standard. La maggiorazione del 25% tiene conto

2

dei valori di irraggiamento superiori a 1kW/m (paragrafo 3.5.2)

88

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

I cavi delle stringhe possono quasi sempre sopportare valori di sovracorrenti pari a multipli della

corrente di una sola stringa, per cui se le stringhe sono poche è possibile ommettere le

protezioni da sovraccarichi perché le massime correnti di guasto sono nei limiti delle portate

ammissibili dei cavi. Ne consegue che un’effettiva protezione contro le sovracorrenti, tale da

richiedere l’installazione di dispositivi di protezione sulle stringhe è giustificabile solo se il

numero delle stringhe è notevole.

Per la protezione si impiegano generalmente dei fusibili e non è consigliabile l’impiego di

interruttori automatici magneto-termici, sia per fattori economici che per questioni tecniche.

Infatti gli interruttori automatici sul lato corrente continua presentano una differenza tra i valori

di corrente elettrica di massima potenza e corrente di corto circuito non sufficiente per la

rilevazione da parte dei normali interruttori magneto-termici. Inoltre sono facilmente soggetti a

interventi intempestivi in seguito a sovratensioni transitorie (di origine atmosferica) e

richiederebbero il riarmo manuale per il ripristino di erogazione di corrente della stringa.

È consigliabile utilizzare interruttori sezionatori con fusibili per la protezione delle stringhe

conto le sovracorrenti, opportunamente coordinati con la tipologia dei cavi e dei moduli

fotovoltaici, che permettano anche il sezionamento manuale per la ricerca di eventuali guasti

nelle stringhe.

Allo scopo di rendere improbabile il verificarsi di guasti, quali dispersioni a terra o corto circuiti

è consigliabile una posa dei cavi di massima sicurezza. A tale scopo il collegamento tra i moduli

sia effettuato mediante cavi unipolari ben distanziati tra loro.

l’inverter non presenti il trasformatore la protezione dalle sovracorrenti

Invece nel caso in cui

lato corrente continua non si traduce soltanto nella protezione dei sovraccarichi, ma anche di

corto circuiti. In questo caso l’intensità delle correnti di guasto dipendono essenzialmente dalla

rete in corrente alternata, per cui vanno adottate necessariamente opportune protezioni di

massima corrente, ovvero dei fusibili come nel caso precedente di inverter con trasformatore.

In particolare la protezione contro le sovracorrenti per guasti sul lato corrente continua si

con fusibili di stringa e fusibili di rincalzo all’interruttore automatico

effettua in prima battuta

magneto-termico, che agisce sul dispositivo di generatore e di interfaccia.

Per i cavi che collegano l’insieme delle stringhe in parallelo, dal quadro sotto campo al quadro

d’inverter, si può ancora adottare cavi unipolari ben distanziati tra loro per evitare il corto

circuito. Anche in questo caso è consigliabile una posa dei cavi di massima sicurezza allo scopo

un corto circuito, ovvero con l’uso di cavi unipolari che devono presentare anche

di evitare

doppio isolamento.

In entrambi i casi la sovratensione sul lato corrente continua causa sia una diminuzione della

tensione che l’arresto dell'inverter, il quale dovrebbe sconnettersi dalla rete. Normalmente il

tempo di spegnimento dell'inverter è dell'ordine di alcuni millisecondi, mentre il tempo di

disconnessione dalla rete risulta superiore, dell'ordine di alcune decine di millisecondi.

6.2.1.2 Protezione delle stringhe contro la corrente inversa

In seguito a ombreggiamento o guasti una stringa diventa un carico passivo: assorbe e dissipa

potenza elettrica generata dalle altre stringhe collegate in parallelo allo stesso inverter,

attraverso una corrente che percorre la stringa passiva in senso inverso rispetto a quello del

normale funzionamento, con possibili danni ai moduli.

Le stringhe sono in grado di sopportare una corrente inversa compresa tra 2.5 ÷ 3 volte il valore

della corrente di corto circuito .

Considerando x stringhe collegate in parallelo allo stesso inverter, la massima corrente inversa è

data da = (x-1) × 1.25 × . Non è necessario proteggere le stringhe se tale corrente

inversa è inferiore al minimo valore di corrente inversa sopportabile cioè 2.5 × , quindi se

ovvero se

≤ 2.5× ≤ 2.5 ≤

vale la disuguaglianza ; quindi se (x-1) × 1.25 x 3.

Vengono usualmente adottati anche diodi di blocco, connessi in serie ai moduli, pannelli,

stringhe e generatori fotovoltaici al fine di bloccare la eventuale corrente inversa, in modo da

prevenire gli effetti indesiderati quali perdita di potenza e danneggiamento dei moduli.

89

Tali diodi di blocco però non possono sostituire le protezioni da sovracorrenti, poiché si

considera la possibilità che il diodo di blocco non funzioni correttamente e che sia

cortocircuitato.

Inoltre i diodi, di fatto bloccando la parte passiva della stringa, introducono una caduta di

tensione sulla giunzione, che a sua volta determina una perdita di potenza prodotta; tale perdita

“Schottky”

può essere ridotta impiegando diodi con caduta di tensione di 0.4 V invece di 0.7V

dei diodi convenzionali. Tuttavia da normativa la tensione nominale inversa dei diodi deve

≥ 2 ≥ 1.25

risultare × e la corrente nominale × .

6.2.1.3 Scelta dei dispositivi di protezione

Per quanto riguarda la protezione dai corto circuiti sul lato corrente continua, i dispositivi

all’utilizzo

devono essere ovviamente adatti su questo lato e devono avere una tensione di

servizio nominale uguale o superiore alla massima tensione del generatore fotovoltaico, pari

all’uscita delle stringhe,

a 1.2 × , con la tensione a vuoto calcolabile come il prodotto

tra la tensione a vuoto del modulo fotovoltaico per il numero di moduli in serie in ciascuna

stringa. Vale cioè la disuguaglianza:

Tali dispositivi sono posizionati all'estremità del circuito da proteggere, procedendo dalle

stringhe verso l'inverter, ossia vengono installati nei vari quadri di sotto campo e nei quadri

dell’inverter (poiché le correnti di corto circuito provengono dalle altre stringhe, dal lato del

carico e non dal lato della rete). Questi dispositivi devono proteggere:

 ogni singola stringa dalla corrente inversa;

 il cavo di connessione dalla stringa al quadro di sotto campo (cavo1 di Figura 6.1), se

quest'ultimo presenta una portata inferiore alla massima corrente di corto circuito

stringhe collegate alla stesso quadro dell’inverter,

delle altre (x-1) vale a dire se risulta:

Infatti per la protezioni da sovraccarichi, non è necessaria la protezione dei cavi, se questi

presentano una portata non inferiore alla corrente massima che potrebbe percorrerli, pari a 1.25

× . La corrente di corto circuito = 1.25 × (Figura 6.1) risulta trascurabile se il cavo

della stringa ha una portata non inferiore a 1.25 × .

Per evitare interventi intempestivi in condizioni operative standard, i dispositivi di protezione

posizionati nei quadri di sotto campo (come il dispositivo A di Figura 6.1) devono avere una

corrente nominale non inferiore alla corrente di impiego del circuito, cioè che rispetti la

disuguaglianza data da:

Per la protezione della stringa, la corrente nominale del dispositivo di protezione (un

interruttore termo-magnetico o fusibile) non deve essere superiore a quella indicata dal

costruttore per la protezione del pannello. Se non sono fornite indicazioni dal costruttore si

assume la disuguaglianza:

Nonostante la semplicità di utilizzo di fusibili, nel loro dimensionamento e nella loro scelta è

necessario tenere in considerazione che non solo essi devono avere una corrente nominale In

che rispetti la relazione precedente, ma devono anche essere scelti con le giuste caratteristiche

(cioè adatti per la protezione di circuiti mediante semiconduttori ovvero fusibili di tipo gPV),

devono essere montati su appositi portafusibili e devono essere in grado di dissipare la potenza

generata nelle peggiori condizioni di funzionamento.

Per la protezione di ogni cavo di collegamento, in modo che non perda isolamento, il dispositivo

l’energia specifica passante attraverso l’interruttore

di protezione deve essere scelto in modo che

non superi l’energia dissipabile dal cavo. 90

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

Ovvero deve essere soddisfatta la seguente relazione, per ogni valore di corto circuito fino ad un

massimo di (x-1)×1.25×Isc:

dove: l’energia specifica

rappresenta l' integrale di Joule, dissipata in calore dai dispositivi

di protezione per la durate del corto circuito. Tiene conto del valore al quadrato della

2

corrente riferito alla durata del corto circuito t, misurato in A s;

è una costante caratteristica del cavo in funzione del tipo di conduttore e del materiale

isolante (120 per il PVC); 2

è la sezione trasversale del cavo, misurata in mm .

Inoltre il potere di interruzione del dispositivo non deve essere inferiore alla massima corrente

di corto circuito presenta, cioè la corrente di corto circuito delle altre (x-1) stringhe, ovvero data

da dell’inverter

I dispositivi nel quadro devono proteggere dal corto circuito i cavi che collegano i

dell’inverter (cavo 2 di Figura 6.1),

quadri di sotto campo con quelli quando questi cavi hanno

una portata inferiore a = (x-y) × 1.25 × . Infatti la corrente di corto circuito =

y×1.25× risulta irrilevante finché il cavo della stringa ha una portata non inferiore a

y×1.25× .

Anche in questo caso devono essere soddisfare le relazioni viste prima per i dispositivi di

protezioni, ovvero , tale da evitare interventi intempestivi e rispettare

il loro potere d’interruzione

a protezione del cavo di collegamento. Inoltre non deve essere

inferiore alla corrente di corto circuito delle altre (x-y) stringhe, cioè:

Infine il cavo per il collegamento quadro d’inverter-inverter non deve essere protetto se la sua

portata è almeno pari a:

6.2.2 Protezione dalle sovracorrenti sul lato corrente alternata

Poiché il cavo di collegamento dall'inverter al punto di collegamento con la rete è di solito

10)

dimensionato per ottenere una portata superiore alla corrente massima che l'inverter può

erogare, non risulta necessaria una protezione da sovraccarico.

Tuttavia il cavo deve essere protetto da un possibile corto circuito alimentato dalla rete

attraverso un dispositivo di protezione, posizionato in prossimità del punto di parallelo con la

l’interruttore

rete. Per proteggere il cavo è possibile utilizzare generale dell'impianto utilizzatore

l’energia

(se specifica che lo attraversa è sopportata dal cavo stesso, cioè se ).

servizio l’intero impianto

Tuttavia il suo intervento pone fuori utilizzatore, di fatto

interrompendo la trasmissione. un’altra

Negli impianti multi-inverter (Figura 6.2) è possibile trovare protezioni per ogni linea

sul lato corrente alternata che consente, in caso di guasto su un inverter, il normale

Questo vantaggio non può avvenire nell’impianto con

funzionamento degli altri inverter.

singolo inverter.

)

10 L'inverter limita generalmente la corrente di uscita da esso ad un valore pari al doppio della sua corrente nominale

decimi di secondi a causa dell’intervento

e va in stand-by in pochi della protezione interna. Quindi il contributo

dell'inverter alla corrente di corto circuito è trascurabile in confronto a quello della rete, che può maggiormente

alimentare il corto circuito. 91

Figura 6.2 Impianto multi-inverter con protezione su ogni linea, tratta da [7]

6.3 Scelta dei dispositivi di manovra e sezionamento

È consigliabile installare un dispositivo di sezionamento su ogni stringa, al fine di consentire

interventi di verifica o di manutenzione sulla stringa senza mettere fuori servizio le altre parti

dell'impianto fotovoltaico (Guida CEI 82-25 II ed.). In un interruttore automatico è già inclusa

la funzione di manovra e sezionamento.

In particolare il sezionamento dell'inverter deve poter avvenire sia sul lato corrente continua che

sul lato corrente alternata, per permettere la manutenzione escludendo entrambe le sorgenti di

alimentazione, il generatore fotovoltaico e la rete elettrica.

Sul lato corrente continua dell'inverter deve essere installato un dispositivo di sezionamento in

grado di operare con presenza di carico (protezione a carico), come ad esempio un interruttore

di manovra-sezionamento.

Sul lato corrente alternata deve essere installato un dispositivo di sezionamento generale.

Inoltre può essere installato un dispositivo di protezione nel punto di parallelo con la rete: se

questo dispositivo non dovesse trovarsi vicino all'inverter, è consigliabile posizionare un

dispositivo di sezionamento immediatamente a valle dell'inverter stesso.

6.4 Origini di sovratensioni e criteri di protezione

Per sovratensione si intende un anomalo aumento della tensione rispetto al valore nominale.

Si possono individuare due principali tipologie di sovratensioni:

 stesso dell’impianto

sovratensione di origine interna, dovuta al funzionamento

elettrico, in genere dipendente da guasti o semplici manovre di commutazione che

alterano le condizioni di funzionamento del sistema (come il distacco di un grosso

carico, corto circuito, apertura di interruttori che altera la tipologia della rete);

 sovratensione di origine esterna, dovuta a cause esterne al sistema stesso. La maggior

parte delle volte dipendono da fenomeni elettrici di origine atmosferica. Un caso tipico

è infatti la fulminazione diretta sulla linea elettrica (per questo a protezione delle linee

di trasmissione dal rischio di fulminazione, sono presenti uno o due cavi, chiamati funi

di guardia, che corrono al di sopra delle linee di trasmissione e sono collegati

direttamente al suolo).

Le sovratensioni di origine interna, a loro volta, possono dividersi in:

 sovratensioni che conservano la forma sinusoidale e la stessa frequenza (50 Hz)

impressa dai generatori (tipiche del distacco improvviso del carico);

 sovratensioni che manifestano oscillazioni a frequenza più elevata della fondamentale

(tipiche dell’apertura di interruttori sotto carico);

 sovratensioni di tipo impulsivo (tipiche della chiusura di interruttori per la messa in

tensione di linee a vuoto). 92

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

Le sovratensioni di origine esterna, invece, possono suddividersi in due categorie:

 sovratensioni a formazione lenta, dipendenti da fenomeni di induzione elettrostatica;

 impulsive, caratterizzate da forme d’onda impulsiva con

sovratensioni picchi di

tensione fino a 5000 kV raggiunti solo per qualche microsecondo (tipiche delle

fulminazioni).

In ogni caso le sovratensioni producono effetti negativi specialmente sugli isolamenti dei

componenti elettrici: questi isolamenti risultano pertanto sovradimensionati per una tensione

detta tensione massima di riferimento per l’isolamento.

superiore a quella di normale esercizio,

Questo accorgimento però non è sufficiente a garantire la protezione del sistema dalle

dipendente dalla causa che l’ha

sovratensioni, perché è fortemente generato.

Ad esempio una sovratensione dovuta a fulminazione diretta è molto più gravosa di una dovuta

al distacco di un carico e la relativa protezione non è economicamente conveniente. Infatti

risulta molto dispendiosa perché richiede un eccessivo sovradimensionamento di gran parte dei

componenti.

Una soluzione non alternativa ma integrata alla precedente si ottiene impiegando uno

scaricatore di sovratensione, che limita il valore della sovratensione sui componenti, quando

per l’isolamento.

questi sono interessati da una tensione prossima a quella di riferimento

Lo scaricatore di sovratensione si collega in prossimità del dispositivo da proteggere, con un

di tensione e l’altro al suolo.

morsetto collegato direttamente alla linea I due morsetti, posti ad

un prefissata distanza, in condizioni normali di funzionamento si comportano da circuito aperto;

mentre, in presenza di sovratensione prossima alla tensione di isolamento, si manifesta un arco

elettrico tra gli elettrodi così che la corrente elettrica in sovratensione è assorbita dallo

dirottata verso terra, e separata dall’impianto o dai

scaricatore e componenti da proteggere.

6.5 Protezione contro le sovratensioni per impianto fotovoltaico

Trovandosi solitamente all'esterno degli edifici gli impianti fotovoltaici possono essere esposti a

sovratensioni di origine atmosferica, sia di tipo diretto (fulmine che colpisce la struttura) sia di

tipo indiretto (fulmine che cade in prossimità di un edificio o interessa le linee di energia o di

entranti nell’edificio).

segnali Le sovratensioni atmosferiche possono avvenire tramite un

accoppiamento resistivo o induttivo.

L'accoppiamento resistivo si verifica quando un fulmine colpisce la linea elettrica entrante

nell'edificio. La corrente del fulmine, attraverso l'impedenza caratteristica della linea, dà origine

all’impulso

a una sovratensione che può superare la tenuta delle apparecchiature, con

conseguente rischio di danneggiamento e pericolo di incendio.

L'accoppiamento induttivo si verifica quando la corrente del fulmine (di tipo impulsivo) genera

un campo elettromagnetico nello spazio circostante. La forte variazione del campo magnetico

genera di conseguenza delle sovratensioni indotte sui circuiti elettrici nelle vicinanze.

Oltre alle sovratensioni di origine atmosferica, l'impianto fotovoltaico può essere esposto a

sovratensioni interne dovute a manovre.

6.5.1 Fulminazione diretta

6.5.1.1 Edificio senza LPS (Lightning Protection System)

Generalmente l’installazione di un impianto fotovoltaico non modificare la forma esterna di un

edificio e quindi anche la frequenza di fulminazione non risulta alterata; pertanto non è richiesta

alcun specifica precauzione contro il rischio di fulminazione (Figura 6.3).

Al contrario, nel caso in cui l'impianto fotovoltaico alteri in modo significativo la sagoma

dell'edificio, occorre riconsiderare la frequenza di fulminazione sullo stesso e di conseguenza

verificare la necessità di realizzare un sistema di protezione dalla fulminazione (Guida CEI 82-

25 II ed.) (Figura 6.4).

Il sistema di protezione dalla fulminazione LPS è costituito da sistemi di protezione sia esterni

(aste o funi captanti, parafulmini e dispersori) che interni (misure di protezione per ridurre gli

effetti elettromagnetici della corrente del fulmine entrante nella struttura da proteggere).

93

Figura 6.3 e 6.4 Forme di edificio, non modifica e modificata,

dopo l’installazione dell’impianto fotovoltaico, tratte da [7]

6.5.1.2 Edificio con LPS

In presenza di un impianto fotovoltaico che non altera la forma dell'edificio sul quale è installato

)

11

e che si avvale di un sistema di protezione dalle scariche atmosferiche , se la distanza minima

tra l'impianto fotovoltaico e il sistema di protezione (LPS) d, è maggiore della distanza di

sicurezza s (stabilita da normativa CEI 81-10), d > s, non è necessario alcun provvedimento

aggiuntivo per una protezione dell’impianto l’impianto

(Figura 6.5). Questo si verifica quando

fotovoltaico risulta contenuto all’interno del volume protetto dall’LPS.

Se invece, sempre per un impianto fotovoltaico che non altera la sagoma dell'edificio, la

l’operazione

distanza minima d è minore della distanza s, d < s, risulta opportuno di estensione

del sistema di protezione esterno dalla fulminazione (Figura 6.6). Si collegano ad esso anche le

strutture metalliche esterne di sostegno dell'impianto fotovoltaico.

Infine, se l'impianto fotovoltaico altera la sagoma dell'edificio è necessario considerare una

nuova valutazione dei rischi per verificare la necessità di una modifica al sistema di protezione

in modo che l’impianto

dalle fulminazioni, sia racchiuso nel volume protetto dal sistema.

Figura 6.5 e 6.6 Edificio senza e con necessità di estensione LPS, tratte da [7]

)

11 L’impianto di messa a terra di protezione è opportuno che sia collegato a quello per la protezione dai fulmini.

94

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

6.5.1.3 Impianto fotovoltaico a terra

Se un impianto fotovoltaico è installato a terra non si ha rischio di incendio per fulminazione

12)

diretta e gli unici pericoli per gli esseri umani sono rappresentati dalla tensione di contatto e

13)

dalla tensione di passo . 5 kΩm

Particolari tipologie di terreno possono presentare una resistività superficiale superiore a

(es. terreno roccioso, asfaltato di almeno 5 cm di spessore o con ghiaia per un minimo di 15

cm). In queste situazioni non è necessario prendere alcun provvedimento in quanto i valori di

tensione di contatto e di passo sono trascurabili(CEI 81-10).

o inferiore a 5 kΩm, sarebbe teoricamente

Se invece il terreno ha una resistività uguale

necessario verificare se sono necessarie delle misure di protezione contro le tensioni di passo e

contatto; tuttavia, in questo caso, la probabilità di fulminazione è molto bassa e pertanto si

esegue la verifica solamente per impianti molto estesi.

6.5.2 Fulminazione indiretta

Anche nel caso in cui un fulmine non colpisca direttamente la struttura dell'impianto

fotovoltaico, è necessario comunque adottare alcune misure di protezione per attenuare le

un’eventuale

sovratensioni indotte causate da fulminazione indiretta, quali:

 schermatura dei circuiti per ridurre il campo magnetico all'interno dell’involucro

la per

L’effetto schermante di un involucro metallico si

ridurre le sovratensioni indotte.

correnti indotte nell’involucro stesso, le quali producono un campo

origina grazie alle

magnetico che, per la legge di Lenz, si oppone alla causa che le ha generate ossia al

campo magnetico della corrente di fulmine. Quanto più elevate sono le correnti indotte

nello schermo, ossia quanto più è elevata la sua conduttanza, tanto migliore sarà l'effetto

schermante;

 la riduzione dell'area della spira del circuito indotto, collegando opportunamente i

moduli fotovoltaici tra loro come in Figura 6.7. Infatti differenti geometrie di

collegamento delle stringhe, cioè differenti forme della spire, influiscono notevolmente

sul valore della sovratensioni indotte ai capi dei circuiti elettrici. Una configurazione

con i conduttori sistemati il più possibile vicini, riduce notevolmente le sovratensioni

indotte sulla stringa.

Figura 6.7 Errato e corretto collegamento dei moduli fotovoltaici tra loro, tratta da [7]

)

12 La tensione di contatto è la differenza di potenziale alla quale può essere soggetto il corpo umano in contatto

esterne dell’apparecchiatura elettrica che l’utente può toccare,

con parti escluse le parti attive (parti che durante il

durante il cedimento dell’isolamento.

funzionamento ordinario sono in tensione),

)

13 La tensione di passo è data dalle differenza di potenziale che può sussistere tra i piedi di una persona alla distanza

dell’isolante.

di un passo (convenzionalmente un metro), ad esempio durante il cedimento Una persona

semplicemente camminando può toccare due punti a potenziale diverso: se la differenza di potenziale è significativa

ne consegue un pericolo per il soggetto che viene attraversato dalla corrente.

95

Le sovratensioni indotte che, seppur limitate possono generarsi, devono essere scaricate verso

terra mediante il dispositivo di protezione dalle sovratensioni SPD (Surge Protective Device)

noto anche come scaricatore di tensione. Interviene a fronte di impulsi di forte intensità causati

dalle sovratensioni indotte ed è installato sia lato corrente continua sia lato alternata. Gli SPD

sono dei dispositivi ad impedenza variabile in funzione della tensione applicata: per tensione

nominale dell’impianto presentano un’impedenza molto elevata, mentre in presenza di una

sovratensione riducono la loro impedenza mantenendo quest’ultima entro determinati valori.

A seconda delle modalità di funzionamento questi dispositivi di protezione si distinguono in:

 SPD a commutazione, quali diodi controllati, che riducono istantaneamente la loro

impedenza quando la tensione supera un determinato valore;

 SPD a limitazione, quali varistori o diodi particolari che riducono gradualmente la loro

impedenza all’aumentare della tensione ai loro capi;

 SPD combinati, che comprendono i due precedenti collegati in serie o parallelo.

6.5.2.1 Protezione lato corrente continua

Nella protezione lato corrente continua è consigliato impiegare SPD a limitazione o SPD

combinati.

Gli inverter hanno in genere una protezione interna contro le sovratensioni (SPD interni), ma se

si aggiungono anche questi dispositivi di protezione dalle sovratensioni ai morsetti dell’inverter

L’aggiunta degli SPD

si migliora la protezione dello stesso. evita inoltre che le protezioni

l’inverter,

interne mettano fuori servizio con conseguente interruzione della produzione

energetica e necessità d’intervento di personale specializzato. La protezione delle

apparecchiature elettroniche attuata dagli SPD è rivolta in particolar modo proprio agli inverter.

Tali dispositivi dovrebbero avere le seguenti caratteristiche:

 classe II (di solito con fusibile interno e indicatore di guasto);

 tensione massima di esercizio continuativo > 1.25× ;

 livello di protezione < dove è la somma del livello di protezione dello

scaricatore e della caduta di tensione dei collegamenti, che si può assumere pari a

1kV/m;

 corrente nominale di scarica = 20 kA;

 protezione termica con capacità di estinzione del corto circuito a fine vita.

In assenza di una normativa internazionale specifica per la protezione dalle sovratensioni in

impianti fotovoltaici, si raccomanda l'installazione di SPD approvati secondo normativa.

Poiché i moduli delle stringhe hanno in genere una tensione di tenuta all’impulso 14) maggiore di

quella dell’inverter, i dispositivi posti a protezione dell’inverter consentono generalmente

di proteggere anche i moduli, purché la distanza tra moduli e inverter sia inferiore a 10 metri.

6.5.2.2 Protezione lato corrente alternata

Un impianto fotovoltaico connesso alla rete è soggetto a sovratensioni anche sul lato corrente

alternata, le quali possono essere sia di origine atmosferica che provenienti dalla rete.

Occorre pertanto installare immediatamente a valle dell'inverter un sistema di protezione SPD

idoneo. Tale dispositivo dovrebbe avere le seguenti caratteristiche:

 classe II;

 15)

tensione massima di esercizio continuativo > 1.1 × ;

 ;

livello di protezione <

 corrente nominale di scarica = 20 kA;

 protezione termica con capacità di estinzione del corto circuito a fine vita e

coordinamento con un'idonea protezione di back-up.

)

14 la scelta dei livelli di tenuta all’impulso dei componenti elettrici si coordina l’isolamento nell’intero impianto,

Con

riducendo il rischio di guasto ad un livello accettabile e controllo della sovratensione.

)

15 .

è la tensione verso terra per sistemi TT e TN; se il sistema è IT deve essere > 1.73 Uo

96

6 - Protezione contro sovracorrenti e sovratensioni

Qualora l'analisi del rischio per l'edificio preveda un sistema di protezione dalla fulminazione

diretta (LPS esterno), occorre installare in corrispondenza del punto di consegna un SPD per la

protezione dalla fulminazione diretta. Tale SPD dovrebbe avere le

seguenti caratteristiche:

 classe I;

 tensione massima di esercizio continuativo > 1.1 × ;

 ;

livello di protezione <

 corrente impulsiva = 25 kA per polo;

 estinzione della corrente susseguente superiore alla corrente di corto circuito nel

punto di installazione e coordinamento con idonea protezione di back-up.

Nella Figura 6.8 sottostante viene rappresentata la struttura di un impianto fotovoltaico

suddivisa in zone, dalla A alla D, e viene indicata la funzione di protezione svolta dai vari

dispositivo di protezione dalle sovratensioni (SPD) se installato in ciascuna zona.

Figura 6.8 Disposizione SPD in impianto fotovoltaico, tratta da [7]

Zona Descrizione Funzione della protezione Quando proteggere

Protezione dei moduli e delle Da prevedere se la

A Quadri di campo stringhe dalle sovratensioni di distanza tra A e B è

origine atmosferica maggiore di 10 m

Protezione dell’inverter dalle

Inverter lato corrente

B sovratensioni di origine Da prevedere sempre

continua atmosferica dalle

Protezione dell’inverter Da prevedere se la

Inverter lato corrente

C sovratensioni di origine distanza tra C e D è

alternata atmosferica e di rete maggiore di 10m

Protezione dell’impianto

Origine impianto lato

D elettrico dalle sovratensioni di Da prevedere sempre

corrente alternata origine atmosferica e di rete

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DESCRIZIONE TESI

La tesi si propone di fornire prescrizioni di riferimento per la connessione degli impianti fotovoltaici agli impianti elettrici in bassa tensione. Nel primo capitolo si analizzano le problematiche ed i concetti di base degli impianti fotovoltaici, partendo da una descrizione dello stato del mercato e della tecnologia registrati in questi ultimi anni a livello mondiale e a livello Italiano. Sono inoltre descritte le modalità di riduzione della radiazione solare nell'attraversamento dell’atmosfera, il principio di funzionamento del generatore fotovoltaico in base alla giunzione P-N e all'effetto fotovoltaico, le procedure di assemblaggio a partire della singola cella e la tipica costituzione di un modulo. È descritto come si compone il sistema di controllo e di condizionamento della potenza, il suo funzionamento e le tecniche principalmente usate. Si differenziano infine le tipologie di pannello fotovoltaico in base al rendimento, ai costi e ai vantaggi/svantaggi e i tipi di impianto fotovoltaico, definendo infine il limite tecnico della tecnologia fotovoltaica. Il secondo capitolo analizza l’energia prodotta dal sistema fotovoltaico in base al circuito elettrico equivalente, alle caratteristiche I-V e P-V del modulo e al circuito di connessione del sistema alla rete elettrica. Vengono descritti i fattori che maggiormente influenzano la produzione, quali l’angolo di inclinazione e di orientamento dei pannelli in base alla latitudine e alla declinazione. Infine si evidenziano gli effetti di un diverso irraggiamento e della variazione di temperatura (con il differente andamento della caratteristica) e l’ombreggiamento, ovvero i principali fattori che possono limitare la produzione di energia elettrica. Nella prima parte del terzo capitolo si distingue l’impianto fotovoltaico in base alle integrazioni architettoniche attuabili insieme alle principali configurazioni dell’impianto: impianto con singolo inverter, con inverter per ogni stringa e con inverter per più stringhe. Si elencano le principali caratteristiche per il dimensionamento dell'inverter e le sue condizioni di interfaccia con il campo fotovoltaico, in relazione ai due campi di funzionamento. La scelta dei cavi, fra solari e non solari, la loro sezione e portata concludono questo capitolo. Il quarto capitolo vede le regole tecniche di connessione alle reti di distribuzione di energia elettrica in bassa tensione: sono indicate le condizioni da rispettare affinché l’impianto fotovoltaico possa essere collegato alla rispettiva rete. Si descrive l’impianto per la connessione nelle sue parti, differenziando a seconda di Utenti Passivi o Attivi e lo schema di connessione alla rete con i suoi tre principali dispositivi. Infine si valuta l’energia prodotta e scambiata con la rete mediante il bilancio energetico del sistema.
Nel quinto capitolo sono descritte la pericolosità di segnali elettrici esterni derivanti da possibili contatti diretti e indiretti, le condizioni in cui tali contatti possono avvenire e le modalità di protezione. Si distingue in particolare la protezione da contatti indiretti, mediante l’uso coordinato degli impianti di terra, a seconda degli impianti fotovoltaici con trasformatore o senza trasformatore. Il sesto capitolo tratta le origini e i criteri di protezione delle sovracorrenti e delle sovratensioni, distinguendo le prime in sovraccarico e cortocircuito e le seconde fra interne ed esterne. Per le sovracorrenti si considerano sia le protezioni lato corrente continua, con la protezione dei cavi e delle stringhe dall'inversione della corrente, sia corrente alternata. Si distinguono invece le sovratensioni fra fulminazioni dirette e indirette considerando il sistema di protezione da fulminazioni e il sistema scaricatore di sovratensione.


DETTAGLI
Corso di laurea: Corso di laurea in ingegneria energetica
SSD:
Università: Bologna - Unibo
A.A.: 2014-2015

I contenuti di questa pagina costituiscono rielaborazioni personali del Publisher Marco8Ing di informazioni apprese con la frequenza delle lezioni di Produzione dell' Energia Elettrica e studio autonomo di eventuali libri di riferimento in preparazione dell'esame finale o della tesi. Non devono intendersi come materiale ufficiale dell'università Bologna - Unibo o del prof Borghetti Alberto.

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