BP Solar - Aral

BP Solar
2. Progettazione dei sistemi
2.1. Studio della posizione e
dell’ombreggiamento
2.2. Concetti base per l’elaborazione di layout
fotovoltaici sui tetti
2.3. Struttura di sostegno fotovoltaica
e vita utile del tetto fotovoltaico
2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico:
punti chiavi
2.5 Il Rischio Elettrico secondo il D.Lgs 81/08

BP Solar
Progettazione dei sistemi

Introduzione
L’esito finale di una istallazione fotovoltaica
è determinato dalla scelta dei componenti
(moduli, inverter, struttura, etc) in termini di
qualità, efficenza e durata. Nonostate ciò la fase
di pianificazione dove si decide dove e come
installare e connettere questi sistemi è altrettando
cruciale. Per progettazione dei sistemi si intende
la località, la disposizione e la connessione della
installazione.
Obiettivi
L’obiettivo del presente manuale è di offrire agli
Installatori del Programma Certificato una guida
generale per il proprio lavoro.
45

Índice
1. STUDIO DELLA POSIZIONE E DELL’OMBREGGIAMENTO 49
1. Effetto dell’ombreggiamento sulla cella 50
2. Tipi di ombre 53
2.1. Ombre dovute ad oggetti vicini 53
2.2. Ombreggiamento tra le file 55
2.3. Ombre dovute all’orizzonte 57
2. CONCETTI BASE PER L’ELABORAZIONE DI LAYOUT FOTOVOLTAICI SU TETTI 61
1. Introduzione 62
1.1. Quali sono le informazioni necessarie per definire un layout? 62
1.2. Perché è importante la sicurezza nel realizzare il layout? 63
1.3. Quali tipi di tetto si possono rovare per gli impianti FV? 63
2. 2 Criteri di rendimento nei tetti 64
2.1. Criteri di rendimento nei tetti piani calpestabili e non praticabil 64
2.2. Criteri di rendimento in tetti a capanna non orientati a sud 66
2.3. Criteri di rendimento in tetti a capanna orientati a sud 67
3. Sicurezza e manutenzione 68
3.1. Sicurezza e manutenzione in tetti piani transitabili 68
3.2. Sicurezza e manutenzione in tetti a capanna non orientati a sud 69
3.3. Sicurezza e manutenzione su tetti orientati a sud 70
3. STRUTTURA DI SOSTEGNO FOTOVOLTAICA E VITA UTILE DEL TETTO FOTOVOLTAICO 75
1. La struttura di sostegno solare fotovoltaica 76
1.1. Classificazione dell’ubicazione del tetto in funzione del grado di corrosione 76
1.2. Materiale delle strutture solari fotovoltaiche 77
1.2.1. Acciaio galvanizzato a caldo: 77
1.2.2. Corrosione dell’alluminio e delle sue leghe 78
2. Interfaccia tra struttura e tetto 80
2.1. Clip uniti alla lamiera 80
2.2. Ribattitura diretta nella lamiera trapezoidale 81
2.3. Viti autofilettate alle travi e cinghie 81
2.4. Ganci per tegole 82
2.5. Fast Jack® 82
2.6. Lastroni di calcestruzzo 83
3. Interfaccia tra struttura e modulo fotovoltaico 84

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Índice
4. L’IMPIANTO ELETTRICO DEL TETTO FOTOVOLTAICO: PUNTI ChIAVE 85
1. Introduzione
2. Fusibili di CC negli impianti fotovoltaici
86
86
2.1. La corrente inversa 86
2.2. Necessità dei fusibili in un impianto FV 87
3. Collegamenti dei moduli fotovoltaici: connettori Multicontact e cavi 89
3.1. I connettori Multicontact (MC) 89
3.2. Archi elettrici in FV 91
3.3. La crimpatura 93
3.4. Cavi di CC 95
3.5. Tracciato dei cavi 96
4. Importanza della messa a terra dell’impianto fotovoltaico 98
4.1. Protezione delle strutture contro i fulmini 98
4.2. Impatto indiretto dei fulmini sul tetto 99
4.3. Messa a terra: elemento chiave nella protezione contro gli effetti
dei fulmini e le sovratensioni
100
4.4. Standard applicabili 100
4.5. Il rischio elettrico secondo il D.Lgs 81/08 101
4.2.5 Lavori sotto tensione 102
47

BP Solar
01 2.1.Studio Producto della y Tecnología
posizione e
dell’ombreggiamento
49

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
La posizione che l’impianto fotovoltaico andrà
ad occupare dev’essere scelta scrupolosamente,
al fine di non pregiudicare l’impianto stesso e,
pertanto, il suo rendimento.
1. 1.1.Effetto dell’ombreggiamento sulla cella
La configurazione interna del modulo fotovoltaico
non impedisce all’ombreggiamento, per quanto
minimo, di provocare una notevole riduzione di
produzione elettrica dello stesso.
I moduli fotovoltaici sono formati da una
disposizione in serie o serie/parallelo di insiemi di
celle fotovoltaiche connesse tra loro.
Per i collegamenti in serie (stringhe), la corrente
elettrica generata da una delle celle si mantiene
costante mentre si sommano le tensioni.
Nel collegare queste stringhe in parallelo,
quella che si somma è la corrente elettrica generata
per ogni associazione di serie di celle, mentre resta
costante la tensione.
Attualmente, nella sua gamma di prodotti,
i moduli fotovoltaici della BP Solar,
sono formati da stringhe di celle collegate in serie.
Figura 2. Schema di un modulo fotovoltaico
Al momento della progettazione del sistema,
si dovrà tenere conto non solo della radiazione
solare sopra un tetto secondo la sua inclinazione e
orientamento, ma anche della possibile presenza
di ombreggiamenti durante il giorno e nel corso
dell’anno.
Così, grazie alla disposizione di celle in un modulo,
è possibile arrivare a tensioni di circa 40 V e
correnti intorno a 5 A (il voltaggio di una sola cella è
all’incirca di 0,5 V).
Analogamente, i moduli di un impianto saranno
disposti in serie (stringhe) per connettersi poi in
parallelo a gruppi di stringhe, arrivando ad ottenere
così elevate potenze alla tensione desiderata:
Figura 1: Cella fotovoltaica
Stringhe collegate
in parallelo
Celle collegate
in serie

2.1. Studio della posizione e dell’ombreggiamento
Conexión
Parametro
Tensione (V)
Corrente (I)
Serie
Come si può rilevare dalla figura successiva,
collegando tre celle fotovoltaiche in serie, la
tensione totale sarà il risultato della somma delle
singole tensioni. Il valore della corrente rimane
∑
cte
Parallelo
cte
Tabella 1. Variazione di tensione e di intensità in funzione del modo di
collegamento delle celle
Figura 3. Circuito equivalente di 3 celle fotovoltaiche collegate in serie e curva I-V risultante dalle stesse
Con le celle collegate in serie, se per qualche
motivo una risultasse all’ombra (e quindi cessasse
di produrre corrente elettrica, trasformandosi in
una resistenza e generando calore), si annulla
P [W] = I [A] · v [V]
∑
costante, essendo uguale a quello delle celle
funzionanti singolarmente:
la corrente del generatore fotovoltaico, dando
un’uscita di potenza uguale a zero.
allora, si I = 0 P = 0
51

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
I pv =0
Una cella all’ombra fa sì
che si annulli la corrente
del modulo
Gli ombreggiamenti, pertanto, sebbene
coinvolgano aree ridotte dei moduli, hanno un
effetto negativo sul rendimento dello stesso
poiché limitano la produzione complessiva.
Tre celle, una all’ombra
Figura 4. Effetto dell’ombreggiamento di una cella: si annulla la corrente

2.1. Studio della posizione e dell’ombreggiamento
2. Tipi di ombre
Esistono tre tipi di ombreggiamento in grado di
pregiudicare gli impianti FV: ombre da oggetti
vicini, ombre tra le file di moduli e ombre dovute
all’orizzonte.
2.1. Ombre dovute ad oggetti vicini
Per quanto sia evidente, è necessario evitare la
presenza di oggetti nelle vicinanze dell’impianto
fotovoltaico. Se ciò non fosse possibile, occorrerà
progettare l’impianto prendendo in esame
l’ombreggiamento di tali oggetti, onde evitare che
pregiudichino oltremodo la produzione.
Vegetazione (ad alto e medio fusto):
Pali elettrici, telefonici:
• ombre da oggetti vicini
• ombre tra le file di moduli
• ombre dovute all’orizzonte
Le ombre causate dagli oggetti vicini variano
secondo la natura dell’impianto FV.
Elementi che causano ombreggiamento degli impianti FV al suolo
Recinzione:
53

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Elementi che causano ombreggiamento degli impianti FV a tetto
Vegetazione ad alto fusto: Camini e condotti di ventilazione in capannoni
industriali:
Antenne:
sombra
Come determinare allora quanto infuisce questo
fenomeno nella produzione totale del sistema
FV e, quindi, evitare gli oggetti che provocano
ombra?
Alcuni software commerciali si affidano a opzioni
utili a valutare l’effetto dell’ombreggiamento
adiacente (near shading), calcolando le perdite nel
corso dell’anno.
Un esempio di software di valutazione fotovoltaica
è il programma PVSYST, che include nell’analisi
il dato dell’ombreggiamento, in cui si distingue
l’effetto dell’ombreggiamento vicino (near
shading) da quello d’orizzonte (horizon shading).
Nell’inserimento dei dati del futuro impianto
esiste l’opzione che include gli oggetti vicini (es.:
albero, palo, edificio, ecc.) con le loro coordinate
e altezza. In tal modo, oltre a calcolare una
percentuale di perdita di produzione annuale
dovuta all’ombreggiamento adiacente, il software
genera una prospettiva del campo caratterizzato
dagli ostacoli indicati.
Tetti confinanti:
sombra
La seguente immagine mostra una simulazione
eseguita con il programma PVSYST per un
impianto fotovoltaico su un tetto industriale
formato da vari capannoni con tetto a
capanna, avente un’inclinazione di 14º rispetto
all’orizzontale sugli spioventi e una deviazione
rispetto al sud della facciata del tetto (azimut) di
30º. Su questa prospettiva simulata si potranno
sovrapporre i tipi di oggetti necessari a simulare
l’effetto dell’ombreggiamento vicino.
Figura 5. Simulazione della prospettiva del campo fotovoltaico dove
inserire l’ombreggiamento adiacente

2.1. Studio della posizione e dell’ombreggiamento
2.2. Ombreggiamento tra le file
Nel caso di impianti su un tetto piano, al suolo o
di tutti quegli impianti in cui sia necessario sovrainclinare
i moduli sulla copertura, questi dovranno
avere un tipo di struttura che garantisca la loro
corretta inclinazione e massimizzi l’esposizione ai
raggi solari.
Questa disposizione comporta il rischio che le
stesse file di moduli creino ombreggiamento
su quelle successive, riducendo in tal modo la
produzione totale del sistema e provocando
possibili hot spots, nonché il deterioramento dei
moduli.
Per evitare che alcune file creino ombreggiamento
sulle altre, esistono vari criteri e metodi di
valutazione.
Si può fissare come criterio quello di mantenere
sotto un certo valore una percentuale
massima di perdite di produzione a causa
dell’ombreggiamento vicino e, a partire da
fila posteriore
Immagine 2. Possibili disposizioni dei moduli fotovoltaici
fila anteriore
Immagine 1. File di moduli fotovoltaici al suolo, inclinati e disposti in
orientamento verticale
tale valore, determinare la distanza minima di
separazione tra le file in grado di soddisfare
questo requisito.
Un’altra opzione è quella mostrata di seguito:
un semplice calcolo geometrico che, sulla base
dell’altezza (o larghezza, secondo la disposizione)
dei moduli, darà come risultato una distanza
minima di separazione. Questa distanza minima
“d” si ottiene conoscendo la lunghezza del
modulo (lato corto se la disposizione è orizzontale,
lato lungo se è verticale) e la sua inclinazione.
Modulo fotovoltaico in disposizione verticale Modulo fotovoltaico in disposizione orizzontale
55

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Come punto di partenza per il calcolo si considera,
al massimo, che lo spigolo superiore del modulo
precedente proietti la propria ombra sullo spigolo
inferiore del modulo della fila successiva a
mezzogiorno solare del giorno più sfavorevole
dell’anno (il 21 dicembre).
La distanza minima di separazione tra i moduli (d),
si ottiene mediante la seguente formula:
€
€
d = l ⋅ senα ⎛
⎞
⎜ + cosα⎟
⎝ tgβ ⎠
L’angolo β si può calcolare mediante la seguente
formula:
β = ( 90º−lat)
−δ
Ombra creata
dalla fila di
moduli
dove,
l è la lunghezza del lato lungo del modulo se in
disposizione verticale o quella del lato corto se la
disposizione è orizzontale.
α è l’angolo che forma lo spigolo inferiore del
modulo anteriore con il piano orizzontale e
β è l’angolo che forma la proiezione dello spigolo
superiore del modulo anteriore sullo spigolo
inferiore del modulo successivo con il piano
orizzontale.
dove,
lat è la latitudine del luogo dove dev’essere
realizzato l’impianto e
δ è l’inclinazione solare uno del giorno considerato
più sfavorevole (23,5º per il 21 dicembre, giorno
peggiore dell’anno)
Anche se in generale in Italia, per ottimizzare la
produzione di energia, si assumono 30º d’angolo
d’inclinazione per le strutture di supporto,
occorre tener presente lo spazio disponibile
e l’investimento da realizzare.
Distanza tra i
moduli che evita
l’ombreggiamento
l’ombreggiamento
Immagine 3. Ombreggiamento tra le file di moduli
(1) La declinazione solare è l’angolo che forma il sole con l’equatore celeste e che varia ogni giorno dell’anno.
Figura 6. Calcolo della distanza minima di separazione tra i moduli

2.1. Studio della posizione e dell’ombreggiamento
2.3. Ombre dovute all’orizzonte
Possono altresì causare ombreggiamento al
campo fotovoltaico i rilievi geografici. I rilievi
come le montagne, le colline, ecc., causano
ombreggiamento durante certe ore del giorno
in determinati giorni dell’anno. Certe formazioni
arboree di carattere caduco, ad esempio, che
durante i mesi invernali passano inosservate, in
primavera possono sviluppare tanto fogliame da
creare ombra all’impianto.
Devono essere prese in considerazione le
edificazioni confinanti ed esistenti nelle vicinanze.
Specialmente nelle aree industriali, ciò è di grande
importanza.
Per questa ragione dev’essere eseguito un attento
studio degli ombreggiamenti alla stessa stregua di
quello sulla valutazione del campo fotovoltaico.
Per valutare in modo dettagliato l’impatto che le
ombre causate dall’orizzonte possono avere sulla
produzione dell’impianto, una possibilità sarebbe
quella di effettuare un rilevamento topografico che
consenta di simulare l’orizzonte locale visto da un
punto in particolare.
Il costo e la complessità di un rilevamento
topografico convenzionale sarebbero troppo
elevati, tuttavia, come si è detto, esistono
strumenti software finalizzati al calcolo degli
impianti fotovoltaici e aventi l’opzione di
simulazione dell’ombreggiamento.
Seguendo il citato esempio del PVSYST, riferito
all’ombreggiamento dovuto ad oggetti vicini, è
altresì possibile inserire dati relativi agli ostacoli
presenti all’orizzonte per ottenere un diagramma
di quest’ultimo.
Un diagramma dell’orizzonte mostra la visione
della traiettoria solare che si otterrebbe da un
punto dell’impianto considerato, ogni ora e in certi
giorni (in tal modo, è possibile interpolare in modo
approssimato il percorso solare in qualunque
giorno dell’anno), e su questo si sovrappone
l’orizzonte dell’impianto solare.
Figura 7: Diagramma delle iso-ombre per l’ombreggiamento dovuto all’orizzonte (software PVSYST)
57

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Il suddetto diagramma delle ombre, semplificato,
è rappresentato nella Figura 8. L’osservatore
si pone di fronte agli elementi del paesaggio
causanti l’ombreggiamento e trasferisce le loro
sagome sul diagramma secondo la posizione
all’orizzonte, mediante le loro coordinate angolari:
azimut (con il sud uguale a 0º) ed elevazione.
Considerando che ciascuna curva rappresenta
il percorso solare in un determinato giorno
dell’anno, generalmente i solstizi e gli equinozi,
Figura 8. Diagramma delle ombre
è possibile vedere graficamente le ore dei giorni
dell’anno in cui gli elementi del paesaggio
causeranno ombreggiamento (vale a dire, si
interporranno tra la traiettoria solare e la posizione
considerata).
Sebbene questo metodo sia abbastanza intuitivo,
ai fini di una maggiore precisione dei calcoli si
possono utilizzare strumenti inclusi nei software di
valutazione fotovoltaica.
Nell’esempio precedente, l’esatto inserimento della linea d’orizzonte nel diagramma delle ombre
determinerà in modo significativo la fedeltà del grafico.
sud

2.1. Studio della posizione e dell’ombreggiamento
Come determinare la linea dell’orizzonte?
Esistono sul mercato diversi strumenti utili e in
grado di “catturare” la linea d’orizzonte da un
punto determinato. A titolo descrittivo se ne
illustrano alcuni:
a) Solarpathfinder: questo dispositivo, non
elettronico e portatile, commercializzato dalla
stessa azienda che reca il medesimo nome,
fornisce un’analisi veloce delle posizioni solari.
Composto da treppiedi, base, livella a bolla
d’aria e bussola, è sormontato da una semisfera
trasparente.
Qualunque albero, edificio od oggetto che possa
causare ombra, si rifetterà nella cupola di plastica
trasparente, creando in tal modo una dima delle
ombre sul luogo. I diagrammi del percorso solare
situati sotto la stessa sono specifici per ogni
latitudine e sono progettati per offrire dati che
coprono l’intero anno.
Si utilizza una penna speciale per segnare
le ombre degli elementi del paesaggio nel
diagramma del percorso solare,
Il metodo più semplice è:
Obiettivo a “occhio di pesce”, associato a
una reflex a singolo obiettivo SLR (single lens
camera): ’occhio di pesce è una forma speciale
di superobiettivo grandangolo a breve distanza
focale (6-16 mm), utilizzato in fotografia quando
l’angolo visuale dev’essere di 180 gradi e oltre.
La lente frontale di questo obiettivo ha la forma
c) hORIcatcher: dispositivo che fornisce
un’analisi precisa dell’orizzonte e degli ostacoli per
determinare con esattezza la durata delle ore di
sole nel corso dell’anno in una data posizione.
L’HORIcatcher è formato da un supporto e da
una fotocamera digitale, la quale, “capovolta”,
scatterà l’immagine riflessa in uno specchio
semisferico montato su un treppiedi. Le immagini
risultanti verranno analizzate per mezzo di un
software specifico, che consente di calcolare con
lasciando così la prova della registrazione di
ciascuna lettura.
Il dispositivo è dotato di istruzioni d’uso e di un
software assistente disponibile su: http://www.
solarpathfinder.com
Immagine 4. Rapporto generato dall’assistente di Solar Pathfinder,
che mostra in dettaglio l’orizzonte di ombre nella semisfera
trasparente e il tracciato sul diagramma del percorso solare
semisferica o fornisce immagini distorte che
assomigliano al riflesso di una sfera.
Unendo una di queste lenti a una macchina
fotografica SLR, dove l’immagine vista è ottenuta
attraverso il riflesso su uno specchio o sistema di
specchi, si può avere una fotografia dell’orizzonte
sud della posizione studiata che abbraccia 180º.
precisione le ore di irraggiamento annuale dopo
aver defalcato le ombre.
Il manuale d’istruzioni e maggiori informazioni
sono disponibili su: http://www.meteotest.ch/en/
horicatcher?w=ber.
59

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Immagine 5. Sistema HORIcatcher montato su
treppiedi (Fotografia di METEOTEST)
Immagine 6. HORIcatcher: fotografia del riflesso dell’orizzonte
sullo specchio (Fotografia di METEOTEST)
Immagine 7. Diagramma del percorso solare sovrapposto all’immagine
360º ottenuta attraverso HORIcatcher (Fotografia di METEOTEST)

BP Solar
01 2.2. Producto Concetti y base Tecnología per
l’elaborazione di layout
fovoltaici su tetti
61

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
1. Introduzione
Per indicare il progetto o la disposizione
planimetrica dei moduli fotovoltaici di un impianto
si utilizza, solitamente il termine inglese “layout”.
Il layout deve essere determinato con attenzione,
analizzando caso per caso i criteri di sicurezza e
di manutenibilità di ogni tipo di tetto, nonché di
rendimento della soluzione proposta.
1. Criteri di Rendimento: si deve massimizzare
la produzione specifica di ciascun tetto. La scelta
di un layout rispetto ad un altro influirà sulla
produzione annuale dell’impianto.
2. Criteri di Sicurezza: durante l’esercizio e la
manutenzione: il layout deve sempre tener conto
della sicurezza degli operatori. Questo aspetto
assume maggiore importanza quando si tratti
di impianti a tetto, dove occorrerà osservare
specifiche indicazioni in materia di sicurezza dei
lavori in quota.
3. Criteri di Manutenibilità: facilità nell’ispezione
e nella sostituzione dei moduli fotovoltaici. Un
layout ben studiato è un investimento nel futuro,
poiché farà risparmiare tempo, denaro e rischi
superflui nelle future ispezioni o riparazioni
dell’impianto. Il prevedere punti di accesso,
di ancoraggio per le recinzioni di protezione o
Per poter realizzare un idoneo layout è necessario
almeno:
• Pianta e prospetto della copertura
• Vista aerea del tetto
• Informazioni dettagliate su tutte le modifiche
apportate alla copertura a partire dal progetto:
nuove apparecchiature, nuove baracche,
cartelli pubblicitari ecc;
• Informazioni sugli edifici e le opere circostanti
il tetto oggetto di studio e le possibili future
evoluzioni urbanistiche;
• Accessi alla copertura
corridoi transitabili faciliterà i compiti futuri.
È necessario osservare queste indicazioni per
progettare un impianto sicuro e affidabile.
Comunque, non tutti gli impianti sono uguali.
Nel caso dei tetti, a causa della grande varietà di
progetti, delle strutture e dei materiali che in essi
si possono trovare, si raccomanda di realizzare
un’analisi specifica dei rischi per ogni singolo
caso.
Nel caso le attività di installazione ricadano
nel campo di applicazione del Titolo IV del
D.Lgs.81/08 (cantieri temporanei), il datore di
lavoro dell’impresa esecutrice, prima dell’inizio del
lavori, ha l’obbligo di redigere il “Piano Operativo
di Sicurezza” (POS) contenente la valutazione
dei rischi connessi all’attività di installazione; il
POS dovrà essere redatto secondo le indicazioni
riportate nell’ Allegato XV del già citato decreto.
Si precisa che qualora le attività di installazione
e/o manutenzione non ricadano nel campo di
applicazione del Titolo IV, il datore di lavoro
dell’imprese di installazione/manutenzione
dovrà rispettare quanto previsto dall’art.26 del
D.Lgs.81/08 (Obblighi connessi ai contratti di
appalto o d’opera o di somministrazione).
1.1. Quali sono le informazioni necessarie per definire un layout?

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
1.2. Perché è importante la sicurezza nel realizzare il layout?
Come detto in precedenza, i criteri di sicurezza
sono fondamentali al momento della definizione
del layout di un impianto fotovoltaico, soprattutto
in caso di impianti a tetto.
Si elencano i rischi legati alle lavorazioni in quota
eseguite dagli operatori del montaggio e della
manutenzione di impianti fotovoltaici, affrontando
uno dei rischi che maggiormente provoca
incidenti gravi e mortali: le cadute dall’alto.
Si precisa che ai sensi dell’art.107 del D.Lgs.81/08
si intende per lavoro in quota ogni attività
lavorativa che espone il lavoratore al rischio di
caduta da una quota posta ad altezza superiore a
2 [m] rispetto ad un piano stabile.
La varietà di tetti in grado di accogliere un
impianto fotovoltaico è vasta, tuttavia, e al fine
di facilitare la trattazione degli aspetti relativi al
rendimento, alla sicurezza e al mantenimento, si
prenderanno in considerazione i seguenti tipi di
tetto:
Le principali cause identificabili e legate alle
cadute con dislivello sono:
• Camminare lungo il bordo del tetto non
provvisto di dispositivi di protezione collettiva
(DPC)
• Transitare in aree con accesso interdetto
(resistenza delle zone di appoggio non
sufficiente)
• Uso improprio, dovuto a deficit formativo, di
attrezzature di lavoro quali scale, ponteggi,
trabattelli ecc.)
1.3 Quali tipi di tetto si possono trovare per gli impianti FV?
Immagine 1. Tetto piano praticabile
Immagine 2. Tetto inclinato con copertura a falde
• Mancato uso di idonei dispositivi di protezione
individuale (DPI) anticaduta.
• Tetto piano praticabile, in cui i moduli
vengono installati su strutture aventi
inclinazione e orientamento verso sud
(immagine 1).
• Tetto a capanna non orientato a sud.
• Tetto a capanna orientato a sud.
63

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
2. Criteri di rendimento sui tetti
Scopo: massimizzare il rendimento dell’impianto fotovoltaico mediante una corretta disposizione delle
strutture nello spazio disponibile.
A seconda del tipo di tetto su cui si installerà l’impianto, i criteri da considerare sono di seguito riportati.
2.1 Criteri di rendimento nei tetti piani calpestabili e non praticabili
I principali fattori che influiscono sul rendimento
dell’impianto sono:
• L’orientamento rispetto al sud: normalmente
si fa in modo che i moduli abbiano un
azimut1 uguale a 0º, ma a volte, ai fini dello
sfruttamento del tetto, è meglio assegnare
un determinato azimut diverso da 0º. Si deve
valutare l’impatto in energia d’uscita di tale
deviazione.
• L’inclinazione dei moduli: in alcuni, in
particolar modo nei tetti inclinati fino a 10º
– 8º, è importante tracciare un bilancio tra la
perdita di energia che avremmo nell’inclinare
il modulo al di sotto dell’angolo ottimale e
il risparmio ottenuto nella struttura e nello
spazio.
• L’effetto del parapetto.
• Qualunque oggetto vicino: camini, dispositivi
d’aria condizionata, ecc.
Nei tetti piani non praticabili il principale rischio
per la sicurezza dei lavoratori da considerare,
avente implicazioni nel progetto del layout, è
quello della caduta dall’alto dal bordo del tetto.
Per scongiurare l’accidentale caduta dall’alto dei
lavoratori, l’art. 146 del D.Lgs. 81/08 prescrive
che i vani o le aperture nei muri prospicienti il
vuoto che abbiano una profondità superiore
a 0,50 [m] devono essere munite di normale
parapetto e tavole fermapiede oppure essere
convenientemente sbarrate in modo da impedire
la caduta di persone.
Per parapetto si deve intendere la protezione
collettiva contro la caduta dall’alto; agli effetti
del D.Lgs.81/08 è considerato “normale” un
parapetto che soddisfi alle seguenti condizioni:
Immagine 3. Esempio di tetto piano con moduli orientati a sud e
inclinati di 30º
1. sia costruito con materiale rigido e resistente in
buono stato di conservazione;
2. abbia un’altezza utile di almeno un metro;
3. sia costituito da almeno due correnti, di cui
quello intermedio posto a circa metà distanza fra
quello superiore ed il pavimento;
4. sia costruito e fissato in modo da poter
resistere, nell’insieme ed in ogni sua parte, al
massimo sforzo cui può essere assoggettato,
tenuto conto delle condizioni ambientali e della
sua specifica funzione.
E’ considerato “parapetto normale con arresto
al piede” il parapetto definito ai punti precedenti,
completato con fascia continua poggiante sul
piano di calpestio ed alta almeno 15 centimetri.
Lo stesso decreto precisa che è considerata
equivalente ai parapetti definiti ai punti precedenti,
qualsiasi protezione, quale muro, balaustra,
ringhiera e simili, realizzante condizioni di
sicurezza contro la caduta verso i lati aperti, non
inferiori a quelle presentate dai parapetti stessi.
L’azimut è l’angolo che con il meridiano forma il circolo verticale che passa da un punto della sfera celeste o del globo terracqueo.
N
30º
S

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
E’ da tener conto che tale protezione (parapetto,
recinzione, ecc), se non rimossa al termine
dell’installazione perché opera provvisoria
di cantiere, può pregiudicare il rendimento
Ipotizzando un parapetto pieno (per esempio in
calcestruzzo), il risultato per un interspazio delle
file di 1[m] è pari al 2,7% di perdite:
Nel caso di un parapetto non pieno, formato da
tre barre d’acciaio ognuna di 0,3 [m] e il sostegno
della stessa di 2 [m], si avrebbe:
fila posteriore
dell’impianto a seguito della possibilità di
creazione d’ombra sui moduli vicini.
È necessario stimare l’effetto del parapetto caso
per caso, giacché la forma del tetto influisce
sulla percentuale di perdite dovute all’ombra.
A titolo esemplificativo, si illustrano i risultati
ottenuti per un tetto con due sistemi di recinzione
diversi e con un interspazio tra le file di 1[m] per
un’inclinazione delle strutture di 20º.
Tuttavia, non soltanto la recinzione può creare ombra, ma anche le stesse file di moduli possono crearla
sulle file successive. Questo tipo di ombreggiamento si evita con una corretta valutazione dello spazio tra
due file successive di moduli (interspazio delle file).
Per calcolare l’interspazio delle file, in Italia, si applicano in generale:
18º come angolo di elevazione solare di progetto per strutture inclinate di 30º rispetto al piano orizzontale
e 0º di azimut (orientamento rispetto al sud, con il sud uguale a 0º). In tal modo si ottiene una limitazione
dell’ammontare delle perdite da ombra dell’interspazio al di sotto del 2%.
A questo si devono sommare le perdite da ombra
causate dal parapetto e da altri oggetti vicini.
Interspazio
Distanza dalle
recinzioni al
campo FV
Perdite
1 (m)
Interspazio
Distanza dalle
recinzioni al
campo FV
Perdite
1 (m)
Tabella 2:Interspazio tra le file per parapetto non pieno
fila anteriore
2 (m)
2 (m)
Figura 1. Angolo di progetto di 18º, che riduce la distanza tra le file di moduli fissando le perdite
annuali dovute a ombreggiamento al 2%
2,7%
Tabella 1: Interspazio tra le file per parapetto pieno
1,94%
L’effetto delle ombre dovute agli oggetti vicini
dev’essere valutato caso per caso.
65

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
2.2. Criteri di rendimento in tetti a capanna non orientati a sud
Nei tetti la cui parte laterale non è esposta a
sud, la soluzione per sfruttare il tetto consiste
nell’installare i pannelli in file che vanno dal colmo
alla gronda del tetto.
Per definire come sfruttare al meglio la superficie
disponibile del tetto, occorre giungere ad una
soluzione di compromesso che ottimizzi la
disposizione del modulo fotovoltaico, sia rispetto
all’inclinazione che all’azimut.
Esempio:
INCLINAZIONE
Pendenza del
tetto
Pendenza della struttura
rispetto allo spiovente del tetto
10º
10º 14º
20º
AZIMUT
Pendenza del
tetto
20º
22º
22º 28º
Pendenza della struttura
rispetto allo spiovente del tetto
10º
10º ±14º
20º
20º
±26º
±63º ±43º
Tabella 3. Inclinazione e azimut risultanti in tetti con pendenze
combinate (struttura + tetto)
Gronda
Colmo
Figura 2. Elementi di un tetto inclinato
Frontespizio
• In questo tipo di distribuzione dei moduli (su
tetti inclinati non orientati a sud), la pendenza
combinata del tetto con quella della struttura
di supporto dei moduli, fornisce la pendenza
risultante della normale del pannello, che è
quella che si vuole ottimizzare per soddisfare i
requisiti di rendimento.
• D’altro canto, benché il frontespizio del tetto
sia orientato a sud, la normale dei pannelli
avrà una deviazione rispetto al sud, che
dipenderà dalla combinazione della pendenza
della struttura e di quella del tetto.
Inoltre, quando si ha il tetto con il frontespizio non
orientato a sud, la deviazione del tetto si trasmette
all’azimut dal campo dei pannelli di entrambi gli
spioventi, in modo tale che uno dei due spioventi
tende a restare fuori orientamento e l’altro a
orientarsi.
Come nei tetti piani, uno dei fattori che
influiscono sul rendimento dell’impianto sarà
l’ombreggiamento dovuto alla spaziatura tra le file,
circostanza che dovrà essere calcolata e valutata
caso per caso.

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
2.3 Criteri di rendimento in tetti a capanna orientati a sud
In questo tipo di tetti, gli unici fattori che
influiscono sul rendimento sono l’inclinazione del
tetto stesso e l’azimut del medesimo, giacché
coincide con quella dei pannelli fotovoltaici.
Dovrà essere valutato caso per caso l’impatto
delle deviazioni del tetto sul rendimento dello
stesso.
Esempio 1
Nella tabella seguente è rappresentato il [kWh/
kWp] di un impianto da 100 [kW] in differenti
località italiane. In tutte è stato simulato,
nell’ipotesi di assenza di ombre.
Esempio 2
inclination
MILAN
inclination
ROME
inclination
SICILY
Vedendo la tavola seguente, per un tetto situato
a Roma, rispetto al caso ottimale che sarebbe di
30º esposto a sud (cella evidenziata in verde nella
Tabella 5), vi saranno perdite differenti a seconda
del tipo di tetto. La tabella quantifica queste
perdite secondo un fattore di trasposizione, che
implicherà una maggiore o minore produzione:
S
Figura 3. Tetto a capanna orientato a sud (azimut= 0º)
Si può osservare che se cambiamo l’inclinazione
dei moduli da 30º a 20º, si perde dal 2-5%
secondo la località in cui ci si trova e se, inoltre, il
tetto non è esposto, si potrebbe perdere fino a un
ulteriore 3-5%:
ORIENTATION LOSS (%)
0 10 20 30 40 0 10 20 30 40
5 1063 1064 1061 1058 1052 7.6% 7.5% 7.7% 8.0% 8.5%
10 1093 1093 1987 1082 1071 5.0% 5.0% 5.5% 5.9% 6.9%
15 1115 1111 1107 1096 1084 3.0% 3.4% 3.7% 4.7% 5.7%
20 1131 1131 1121 1111 1100 1.7% 1.7% 2.5% 3.4% 4.3%
25 1141 1140 1135 1121 1105 0.8% 0,9% 1.3% 2.5% 3.9%
30 1150 1145 1138 1125 1107 0.0% 0.4% 1.0% 2.2% 3.7%
5 1318 1319 1312 1308 1299 9.7% 9.6% 10.1% 10.3% 11.0%
10 1322 1362 1352 1343 1328 9.4% 6.6% 7.3% 8.0% 9.0%
15 1356 1388 1382 1366 1348 7.1% 4.9% 5.3% 6.4% 7.6%
20 1382 1421 1404 1388 1369 5.3% 2.6% 3.8% 4.9% 6.2%
25 1439 1437 1427 1403 1379 1.4% 1.5% 2.2% 3.8% 5.5%
30 1459 1445 1434 1415 1387 0.0% 1.0% 1.7% 3.0% 4.9%
5 1503 1504 1496 1492 1482 8,4% 8.3% 8.8% 9.1% 9.7%
10 1549 1549 1538 1526 1513 5.6% 5.6% 6.3% 7.0% 7.8%
15 1584 1576 1569 1552 1534 3.5% 4.0% 4.4% 5.4% 6.5%
20 1611 1608 1591 1574 1556 1.8% 2.0% 3.0% 4.1% 5.2%
25 1628 1623 1613 1589 1564 0.8% 1.1% 1.7% 3.2% 4.7%
30 1641 1629 1619 1600 1571 0.0% 0,7% 1.3% 2.5% 4.3%
Tabella 4. kWh/kWp secondo l’orientamento e l’inclinazione dei moduli in diverse città italiane
Per un tetto inclinato di 10º e una deviazione
di 15º di azimut (cella evidenziata in giallo nella
tabella 5), è stato perso un 6% rispetto alla
situazione ottimale, tuttavia se questo stesso tetto
è deviato di 60º (cella evidenziata in arancione
nella Tabella 5), perdiamo fino a un 9%.
E
67

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Azimut -90º -75º -60º -45º -30º -15º 0º 15º 30º 45º 60º 75º 90º
Incl.
90º 0.60 0.65 0.70 0.73 0.74 0.74 0.74 0.75 0.74 0.73 0.70 0.66 0.60
80º 0.67 0.73 0.78 0.82 0.85 0.86 0.86 0.86 0.85 0.82 0.79 0.74 0.67
70º 0.73 0.80 0.86 0.91 0.94 0.95 0.96 0.96 0.94 0.91 0.86 0.81 0.74
60º 0.79 0.87 0.93 0.98 1.01 1.03 1.04 1,04 1.02 0.98 0.93 0.87 0.80
50º 0.85 0.92 0.98 1.03 1.07 1.09 1.10 1.09 1.07 1.03 0.98 0.92 0.85
40º 0.89 0.96 1.02 1.07 1.10 1.12 1.13 1.12 1.10 1.07 1.02 0.96 0.90
30º 0.93 0.99 1.04 1.08 1.11 1.13 1.14 1.13 1.11 1.08 1.04 0.99 0.94
20º 0.97 1.01 1.04 1.07 1.10 1.11 1.12 1.11 1.10 1.08 1.05 1.01 0.97
10º 0.99 1.01 1.03 1.05 1.06 1.07 1.07 1.07 1.06 1.05 1.03 1.01 0.99
0º 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
Tabella 5. Perdite rispetto al caso ottimale, dovute alle inclinazioni dei moduli e all’orientamento dei tetti
In questo tipo di tetti, le perdite da ombreggiamento sono quelle dovute a oggetti che possono trovarsi nei
pressi del tetto, come alberi, camini, dispositivi montati sul tetto, ecc.
3. Sicurezza e manutenzione
3.1. Sicurezza e manutenzione in tetti piani transitabili
Nel caso di tetti piani transitabili, il rischio
associato alla caduta dall’alto è sostanzialmente
dovuto a quelle che possono aver luogo dai bordi
del tetto.
In generale, l’ideale è porre il parapetto di 1 [m]
attorno al perimetro della copertura
Qualora non siano state attuate misure di
protezione collettiva sarà obbligatorio utilizzare
Rischio di cadura dall’alto
su tetti senza parapetto
Figura 4. Immagine schematica di impianto FV su tetto
piano transitabile
un dispositivo di protezione individuale contro la
caduta dall’alto (art. 115 del D.Lgs. 81/08 )
e lasciare una distanza pari a 2 [m] dai bordi del
tetto.
Le implicazioni nella progettazione del layout sono
date dalla zona d’ombra causata da tale parapetto,
come mostra la Figura 4. Immagine schematica di
impianto FV su tetto piano transitabile
Parapetto di almeno 1 [m] intorno al
perimetro della copertuta
Figura 5. Recinzione perimetrale raccomandata per gli
impianti FV su tetto piano transitabile

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
3.2. Sicurezza e manutenzione in tetti a capanna non orientati a sud
Molti capannoni industriali con uno o più tetti
a falda sono solitamente costruiti con lastre
trapezoidali non transitabili. In altri casi, si usa la
copertura tipo a pannello sandwich, in cui il grado
di transitabilità è maggiore.
Prendendo in considerazione un caso sfavorevole
in cui la copertura non sia transitabile, i rischi di
caduta con dislivello si riducono:
• Adottando adeguate misure di prevenzione
e protezione ovvero utilizzando di DPC
(installazione di linee vita o parapetti) e/o DPI
(cinture di sicurezza).
Al momento di elaborare il layout per questo tipo
di tetti, dovranno essere previste zone per creare
passi transitabili per gli operatori, nonché per
lo scarico occasionale di utensili e di materiale
(nell’ambito del carico consentito del tetto).
La realizzazione di camminamenti lungo il colmo
di due spioventi del tetto consente di:
Predisposizione di camminamenti a
distanze costanti (1[m])
Minor teMpo di esposizione
al fattore rischio
MaGGiore sicUrezza
• Ridurre il tempo di percorrenza del
camminamento per raggiungere le file da
mantenere;
• Facilitare l’accesso ai pannelli attraverso l’uso
di funi di calata.
Figura 6. Particolare dei corridoi transitabili sulle zone centrali dei due tetti a falde confinanti
69

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Quanto alla disposizione vicino ai bordi del tetto, per ragioni di sicurezza nell’installazione e nella
manutenzione, sarà evitata la disposizione di file vicine al bordo del tetto, nelle file estreme e nei bordi.
Per sicurezza, nell’installazione e nella manutenzione si eviterà la disposizione di file vicine al bordo del
tetto; si lascerà almeno 1,5 [m] tra le file estreme e i bordi. Si precisa che, i lavoratori, oltre a rispettare tali
distanze devono necessariamente utilizzare DPC, e nel caso questi non siano utilizzabili, ricorrerà ai DPI:
• Fila anteriore (più vicina al sud) g 1,5 [m] dalla
struttura al bordo del tetto
• Fila posteriore (più lontana dal sud) g 1,5 [m]
dalla proiezione della struttura al bordo del tetto
• Bordi laterali del tetto g 1,5 [m] dall’ultimo
modulo della struttura al bordo del tetto
• Distanza dal colmo g 1 [m] per la disposizione
dei corridoi transitabili.
Distanze da osservare tra le ultime file di moduli e le estremità del tetto
Figura 7.
3.3. Sicurezza e manutenzione su tetti orientati a sud
Nell’ambito della tipologia di tetti a capanna
orientati a sud, distingueremo tra:
• tetti composti a falde tetti composti da varie
coperture contigue a capanna
• tetti a dente di sega
I rischi legati alla caduta con dislivello da
menzionare per questo tipo di tetto sono:
• Rischio di caduta con dislivello dal bordo o
frontespizio g si riduce ricorrendo a misure
di prevenzione e protezione ovvero utilizzando
i DPC (installazione di linee vita o parapetti)
e/o i DPI (cinture di sicurezza)
Lo scopo di queste distanze nelle file estreme è:
• Ridurre il rischio di cadute a causa della
vicinanza al bordo;
• Ridurre il rischio di caduta di oggetti dovuta al
loro maneggio in vicinanza del bordo del tetto;
• Evitare che l’operatore lavori di spalle in
prossimità del bordo del tetto.
Figura 8. Tipi di tetto: tetti a falde (sn) e a denti
di sega (dx)
• Rischio di caduta con dislivello attraverso il
tetto: si riduce mediante l’inserimento di zone
transitabili intorno al sistema fotovoltaico

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
Per i tetti a falde:
Nelle coperture a capanna la cui deviazione
rispetto al sud è minore di alcuni gradi (cosa che
dipenderà dal rendimento atteso dal progetto e,
pertanto, dall’energia specifica da includere), verrà
sfruttata la parte della copertura orientata a sud,
come illustrato nella seguente immagine.
l rischio di caduta con dislivello dal bordo o
frontespizio sarà ridotto lasciando una distanza di
sicurezza attrezzata dai bordi del tetto. Il criterio
Distanze minime dai bordi per evitare gli
effetti del vento
• Mediante queste distanze si riduce l’effetto
di sovrappressioni e aspirazioni che sorgono nel
perimetro del tetto
• Si dovrà lasciare una distanza di sicurezza dal
colmo di circa 0,5 (m)
Il rischio di caduta dall’alto lungo il tetto si riduce
al minimo mediante la disposizione di idonee zone
transitabili intorno al sistema fotovoltaico, che
consentano l’ispezione dei moduli fotovoltaici in
condizioni di sicurezza.
Punto de acceso
Figura 9. Layout dei tetti a capanna
Camminamento transitabile per la
manutenzione
Figura 10
considerato sarà il seguente:
• Si lascerà sempre una distanza di almeno 1,5
[m] dal bordo. Ciò consentirà l’installazione di un
corridoio transitabile attrezzato di 0,6 [m] (circa)
e di avere un margine di sicurezza di 0,9 [m] fino
al bordo o al frontespizio. I lavoratori potranno
transitare solo se provvisti di DPI anticaduta.
Dal punto di vista della manutenzione del tetto, la
soluzione da adottare sarebbe quella di disporre
un cammino transitabile vicino al colmo, benché in
questo caso concreto, dato che verrebbe disposto
nello spiovente situato a nord, non vi sarebbero
implicazioni nel progetto del layout. Idealmente, si
dovrebbe porre sul lato sud per avere una maggiore
visibilità del campo fotovoltaico.
71

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Nel caso di tetti di maggiori dimensioni, si
disporranno vari corridoi di manutenzione.
Calcolo del numero di corridoi:
Per quanto riguarda il numero dei corridoi,
questi si disporranno in modo tale che in caso
di esecuzione di un lavoro di manutenzione
correttiva, qualora non si possa camminare sui
medesimi, si debba smontare un massimo di
8 moduli in qualunque direzione.
Esempio,
Avendo un tetto con le seguenti dimensioni:
• 20 (m) x 200 (m)
• Si installano i moduli da 1,6 x 0,8 in verticale
(come dimensioni si assumono 1,61 e 0,81 per
avere i margini di montaggio delle strutture)
Distanza utilizzabile in N-S= (20-1,5-0,5) = 18 (m)
Numero di moduli = 18/1,61 = 11,18 g 11 moduli
Distanza utilizzabile a est-ovest = (200-1,5-1,5) =
197
Numero teorico di moduli = 197 / 0,81 = 243,2
moduli g 243 moduli
Agendo da sopra, si dovrebbero smontare
11 moduli per arrivare all’ultimo; di conseguenza,
la soluzione ideale è quella di togliere una delle file
e disporre due blocchi da 5 moduli ciascuno.
Per la dilatazione termica dei profilati, dovranno
essere realizzati blocchi da 15 (m) al massimo di
lunghezza in alluminio. Perciò, ogni 15 (m), dovrà
essere lasciato un margine di circa 5 cm tra
i gruppi di moduli fotovoltaici.
Distanza utilizzabile a est-ovest = (200-1,5-1,5) = 197
15 (m) / 0,81 = 18,51 moduli - si porranno 18
moduli a est-ovest e si lascerà un margine di 5 cm
per ciascun blocco.
Lunghezza del profilato a est-ovest = 18 *0,81 =
14,58 (m)
Numero di blocchi = 197 / 14,58 = 13,51 g13
blocchi da 18 moduli e 1 blocco da 9 moduli
Lunghezza totale = 14,58 * 13 + 14,58 * 9/18 * 1
+ 0,05 * 13 = 197,48 (m)
Siccome:
Lunghezza totale > Distanza utilizzabile a est-ovest
si dovrà montare un modulo in meno nell’ultimo
blocco - 8 moduli.
Il tetto sarà così composto:
• 13 blocchi da 5 moduli in verticale per 18
moduli X 2
• 1 blocco da 5 moduli in verticale
per 8 moduli X 2
Figura 11. Layout dei tetti formati da coperture a falde
Per i tetti composti da varie coperture a falde:
Si sfrutteranno tutte quelle coperture che siano
orientate a sud, come illustrato nella seguente
immagine, che mostra tre coperture a capanna
con una deviazione rispetto al sud.

2.2. Concetti elaborativi per layout dei tetti fotovoltaici
Le indicazioni da osservare per eseguire il layout
saranno le stesse del tetto di tipo II; per quanto
riguarda le distanze dai bordi del tetto, si adotterà
il seguente il criterio di progetto:
• Sarà lasciata sempre una distanza di almeno
1,5 (m) dal bordo per consentire la messa in opera
di un corridoio transitabile di 0,6 (m) (circa) ed
avere un margine di sicurezza di 0,9 (m) fino al
bordo o al frontespizio:
• Rischio di caduta con dislivello dal bordo o
frontespizio g sarà ridotto lasciando una distanza
di sicurezza dai bordi
Distanze minime dai brodi per evitare l’effetto del vento
Figura 12. Distanze di sicurezza
• Rischio di caduta con dislivello attraverso il
tetto g si riduce mediante l’inserimento di zone
transitabili intorno al sistema fotovoltaico
• Si dovrà lasciare una distanza di sicurezza dal
colmo di circa 0,5 (m)
• Nei capannoni posti l’uno accanto all’altro, se
non vi sono rischi di caduta attraverso il perimetro
del tetto, non si dovrà mantenere la distanza di
sicurezza di 1,5 (m)
Dal punto di vista della manutenzione del tetto, la soluzione da adottare sarebbe quella di disporre
idonei cammini transitabili vicino alla sommità del medesimo, benché in questo caso concreto, dato che
verrebbero disposti nello spiovente situato a nord, non vi sarebbero implicazioni nel progetto del layout.
73

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Il calcolo del numero dei corridoi per la
manutenzione si effettuerà come indicato nel
paragrafo precedente.
Per i tetti a dente di sega:
Corridoi per la manutenzione
Nelle coperture a dente di sega la cui deviazione
rispetto a sud è piccola, saranno sfruttate tutte
quelle coperture orientate a sud.
Come nel caso degli altri tetti, nelle coperture
estreme numerate come “1” ed “N” nella seguente
Prospetto
del tetto
Distanze di sicurezza
dai bordi
Figura 13
Figura 14. Layout per capannoni a dente di sega
immagine, si avrebbe l’effetto di sovrappressione
nelle zone indicate.
Supponendo un vento nella direzione sudnord
(nell’esempio dell’immagine seguente), si
avvertirebbe più effetto di bordo nella copertura 1.
Se il vento soffiasse in senso contrario, tale effetto si
avrebbe nella copertura N (vedere l’Eurocodice).
Sarà lasciata una distanza minima di sicurezza di
1,5 (m) dai bordi.
Camminamentit
Dovranno essere prese in considerazione le ombre che proietta il dente di sega sulla copertura successiva.

BP Solar
01 2.3. Producto Struttura y di Tecnología sostegno
fotovoltaica e vita
utile del tetto
fotovoltaico
75

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
1. La struttura di sostegno solare fotovoltaica
Una volta definito il layout ed eseguito uno
studio sulle ombre, il passo successivo nella
progettazione dei sistemi fotovoltaici è la scelta
della struttura da utilizzare, il futuro supporto dei
moduli e l’interfaccia con il tetto.
Gli ambienti possono essere classificati in
funzione del grado di corrosività che presentano,
classificazione disciplinata dalla norma ISO 9223:
“Corrosion of metals and alloys-Corrosivity
of atmospheres-Classification”. Questa norma
definisce la ripartizione per aree geografiche in
funzione del grado di corrosività, la quale si basa
sul grado di inquinamento, la salinità e l’umidità
del luogo.
In generale, la difficoltà maggiore consiste nel
sapere come classificare la zona in cui ci si trova.
Di seguito saranno dettagliati gli aspetti relativi
alle strutture, come la protezione contro la
corrosione, i materiali costituenti e il tipo di
ancoraggio o di fissaggio tra il tetto e la struttura,
e tra questa e il modulo.
1.1. Classificazione dell’ubicazione del tetto in funzione del grado di corrosione
Classe di
Corrosività
Nel caso non si disponga di informazioni relative
all’indice di corrosione della zona, è possibile
ricorrere a una stima qualitativa dell’area
Velocità di corrosione dello zinco in diverse atmosfere
(secondo l’ISO 9223)
In alcune occasioni, sono stati eseguiti degli studi
per certe localizzazioni usando provette d’acciaio e
analizzando la quantità di micron di zincatura persa
in un determinato periodo di tempo, per stabilire
l’aggressività di quell’ambiente e quindi attribuirgli
la classificazione.
Se alcuni studi su queste caratteristiche sono
disponibili per l’area in questione, è possibile
determinare qual è il tipo di zona citato dalla norma
ISO 9223 (C1, C2, C3, ecc.) a cui appartiene il tetto
dove si realizza l’impianto fotovoltaico.
Molto bassa
C1 0,1
Interno: Secco
C2
C3
C4
C5
Ambiente
Bassa
Interno: Condensa occasionale
Media
Interno: Umidità elevata e tracce di condensa nell’aria
Esterno: Urbano non marittimo e marittimo a bassa salinità
Alta
Interno: Piscine, impianti chimici, ecc.
Esterno: Industriale non marittimo e urbano marittimo
Molto alta
Esterno: Industriale molto umido con elevato grado di
salinità
Perdita media
annuale dello
spessore di zinco
(μm)
da 0,1 a 0,7
da 0,7 a 2,1
da 2,1 a 4,2
da 4,2 a 8,4
Tabella 1. Classificazione delle zone in funzione della corrosione secondo la norma ISO 9223 (1992)
osservando lo stato delle strutture vicine alla
stessa (lampioni, finestre, recinzioni, ecc.).

2.3. Struttura di sostegno fotovoltaica e vita utile del tetto fotovoltaico
1.2. Materiale delle strutture solari fotovoltaiche
Il materiale che compone le strutture di supporto
dei moduli fotovoltaici è, in generale, l’acciaio
galvanizzato o l’alluminio e, in rare occasioni,
l’acciaio inossidabile.
Di seguito, si elencano i casi dell’acciaio
galvanizzato e dell’alluminio.
1.2.1. Acciaio galvanizzato a caldo:
Per quanto riguarda l’acciaio galvanizzato a
caldo, la normativa UNE EN ISO 14713 stabilisce
lo spessore minimo di zinco (galvanizzazione)
per una categoria di corrosione e una durabilità
determinate.
Esempio:
• Supponendo una zona C3 (corrosione media)
e 25 anni di durata richiesti, lo spessore
minimo di rivestimento sarà di 52-53 micron
di galvanizzazione. Questo è fattibile per gli
acciai galvanizzati secondo la norma UNE
1461, in base allo spessore del profilato.
Sistemi di verniciatura sul sostrato di acciaio
galvanizzato:
Nei casi in cui non sia sufficiente l’uso di acciaio
galvanizzato semplice, come nel secondo
esempio precedente, si potrebbe ricorrere a
un sistema duplex di verniciatura. I sistemi di
verniciatura necessari sul sostrato di acciaio
galvanizzato, che potrebbero essere richiesti in
base alla norma UNE 12944, sarebbero:
Immagine 1. La durata del rivestimento dell’acciaio galvanizzato
in funzione dello spessore e della zona di corrosione in cui si
trovi, secondo la norma UNE EN ISO 14713
• Supponendo una zona C5 (corrosione molto
alta) e 25 anni di durata richiesti, lo spessore
minimo di rivestimento sarà di 210 micron di
galvanizzazione. Tale spessore non può essere
ottenuto nell’acciaio galvanizzato.
• Per la categoria C4 (corrosione alta) e requisiti
di elevata durabilità, dovrebbe essere ottenuto
uno spessore minimo dello strato di vernice di
160 micron utilizzando la vernice epossidica
o poliuretano. Ciò è possibile mediante varie
combinazioni di strati di vernice, previsti in
tale norma.
• Allo stesso modo, per la categoria C5
(corrosione molto alta) sono necessari almeno
240 micron.
77

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
1.2.2. a) Corrosione dell’alluminio
e delle sue leghe
Secondo la sua composizione, ogni lega di
alluminio avrà un comportamento differente.
Nella Tabella 2 è indicata la resistenza alla
corrosione di diverse leghe nella gamma 6XXX,
il tipo più comune nella fabbricazione di strutture
del fotovoltaico. Queste leghe sono state
classificate con le lettere A (altissima resistenza
alla corrosione) e B (alta resistenza alla stessa)
e così via.
L’anodizzazione:
Lega Temprato
Le principali caratteristiche degli allumini
della gamma 6XXX, in conformità alla ASM
Internazionale1 sono:
• Resistenza moderatamente alta alla corrosione e
resistenza molto buona alla stessa
• Altamente adeguata per applicazioni
strutturali, edifici, marina, macchinari, ecc.
Resistenza alla
corrosione
6053 T6, T61 A
6061 T4, T451, T4510, T4511 B
6061 T6, 651, T652, T6510, T6511 B
6063 All A
6066 T4, T4510, T4511, T6, T6510, T6511 C
6070 T4, T4511, T6 B
6101 T6, T63, T61, T64 A
6201 T81 A
6262 T6, T651, T6510, T6511, T9 B
6463 All A
In ambienti molto aspri, come gli impianti vicini
alla costa, potrebbe essere necessario proteggere
ulteriormente l’alluminio. Secondo la norma
UNE-EN 1999 1.1, nel caso di ambienti marini
inclementi (potrebbe essere una C5) o industriali
inclementi (C4) sarà necessaria una protezione
aggiuntiva dell’alluminio come, ad esempio,
l’anodizzazione.
L’anodizzazione è un processo di ossidazione
elettrolitica che produce nell’alluminio uno strato
integrale di ossido d’alluminio, il cui spessore è
maggiore di quello prodotto in modo naturale.
Tabella 3. Resistenza alla corrosione dei diversi tipi di leghe di alluminio
Tale rivestimento aderisce in maniera stabile al
sostrato di alluminio proteggendolo dall’abrasione
e, quando lo spessore è quello adeguato,
protegge altresì dalle intemperie e altri ambienti
corrosivi.
Secondo l’ASM Internazionale, per le applicazioni
in ambienti inclementi, si consiglia solitamente
uno spessore di anodizzazione da 15 a 30 micron.
La Tabella 4 mostra a vari livelli le necessità di
protezione dell’alluminio secondo l’ambiente di
esposizione e la durabilità desiderata.
ASM Internazionale (prima conosciuta come American Society for Metal) è un organismo professionale di studiosi dei materiali e di
ingegneri che lavorano nel campo dei metalli.

2.3. Struttura di sostegno fotovoltaica e vita utile del tetto fotovoltaico
Tasso di
durabilità
della lega
**
Spessore del
materiale (mm)
Protezione secondo l’ambiente
Atmosferico Sommerso
Rurale Industriale / urbano
Marino Acqua
Moderato Aspro Non industriale Moderato Aspro fredda
A Tutti 0 0 P 0 0 P 0 (P)
B < 3 0 (P) P (P) (P) P P P
Acqua di
mare
≥ 3 0 0 P 0 (P) P (P) P
C Tutti 0 (P) P (P) (P) P (P) NR
Legenda:
0 Normalmente non necessita di protezione
P Normalmente occorre protezione salvo i casi speciali*, che devono essere decisi dal
progettista
(P) La necessità di protezione dipende da condizioni particolari** della struttura, che devono
essere decise dal progettista
NR Non si consiglia l’immersione in acqua di mare
* Possono esistere zone limitate all’interno di aree estese che posseggono un microclima tale
da creare condizioni ambientali particolari (per esempio micrositi industriali all’interno di
un’area rurale)
Parti concrete della struttura possono essere soggette a condizioni particolari a causa della
loro maggiore o minore esposizione agli agenti atmosferici e alla sporcizia (per esempio
dettagli strutturali dove si accumula la sporcizia ed è maggiore l’umidità)
Tabella 4. Necessità di protezione per l’alluminio secondo l’ambiente dell’impianto
79

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
2. Interfaccia tra struttura e tetto
L’interfaccia tra la struttura e il tetto è uno dei
punti importanti al momento di realizzare un
impianto fotovoltaico. Questo tipo di impianti
presenta, in generale, grandi aree di esposizione
che rendono significativi i carichi di vento
trasmessi. Si deve tener conto di questo fattore al
momento di stabilire l’interfaccia tra la struttura e
il tetto.
Allo stesso modo, tale interfaccia può dare origine
alla corrosione con gravi ripercussioni strutturali
e infiltrazioni d’acqua all’interno degli edifici o dei
capannoni industriali.
Di seguito sono indicate alcune delle principali
interfacce tetto-struttura esistenti sul mercato.
2.1. Clip uniti alla lamiera:
Questo sistema non è raccomandabile, poiché
tutto il peso dell’impianto fotovoltaico e tutti i
carichi dello stesso dovuti al vento o alla neve si
trasmettono alla lamiera del tetto. In generale, le
Immagine 2. Esempi di clip uniti alla lamiera di un tetto
Di queste, per i tetti non transitabili di lamiera di
portata insufficiente, la BP Solar considera valide
solo quelle che creano un’unione tra la struttura
fotovoltaica e quella del capannone o dell’edificio.
Nel caso di tetti piani transitabili in calcestruzzo, è
consigliabile utilizzare sistemi di tipo massicciata
che evitino la perforazione del tetto.
Altro fattore da considerare è quello delle coppie
galvaniche che possono sorgere tra il tetto e la
struttura. Quando si utilizzano materiali dissimili,
si deve considerare l’interposizione di materiale
in grado di eliminare il contatto metallo-metallo
fautore della corrosione.
lamiere sono deteriorate dal tempo o si possono
deteriorare durante la vita utile dell’impianto,
perdendo la capacità portante. Inoltre, a priori,
non si conosce lo stato degli ancoraggi della
lamiera alla struttura né, quindi, la loro resistenza.

2.3. Struttura di sostegno fotovoltaica e vita utile del tetto fotovoltaico
2.2. Ribattitura diretta nella lamiera trapezoidale
Le conclusioni sono le stesse applicate per il caso
precedente: il sistema non è consigliabile.
2.3. Viti autofilettate alle travi e cinghie
Gli ancoraggi alle travi (ad esempio, EJOT)
sono utilizzabili per la lamiera trapezoidale e
quella sinusoidale. Questo tipo di ancoraggio
arriva direttamente alla trave e si avvita alla
stessa, trasmettendo tutti i carichi dell’impianto
fotovoltaico alla struttura dell’edificio o del
capannone industriale.
Immagine2: Particolare di ancoraggio EJOT su trave
Immagine 1. Dettaglio di una ribattitura nella lamiera
trapezoidale di un tetto
Si deve prestare molta attenzione nel valutare tali
ancoraggi, seguendo sempre sia le indicazioni
del produttore per quanto attiene ai limiti di
carico degli stessi e al modo di montaggio, sia
gli standard locali di applicazione per stabilire i
carichi.
Occorre prestare particolare attenzione anche
all’impermeabilità degli ancoraggi dopo
l’installazione.
81

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
2.4. Ganci per tegole
I ganci per tegole vanno direttamente fissati alla
struttura dell’abitazione. Si fissa al tetto la parte
inferiore del gancio, che resta semicoperto dalla
tegola e lascia scoperta la parte superiore su
cui saranno fissati i profilati metallici destinati al
montaggio dei moduli.
2.5. Fast Jack®
Per i tetti bituminosi, è possibile utilizzare il
sistema chiamato Fast Jack. Ogni tirafondo del
sistema Fast Jack è stato testato per sostenere
fino a 1.070 kg.
Immagine 3. Ganci per tegole
(standard, con altezza e larghezza variabile e per tetti di ardesia)
Immagine 4. Sistema di ancoraggio “fast jack” per tetti bituminosi
Possono essere fabbricati in alluminio o in acciaio
e alcuni produttori offrono modelli con possibilità
di variare l’altezza e la larghezza. È possibile,
inoltre, trovare ganci specifici per tetti di ardesia o
per tetti a tegole sovrapposte.
Gli ancoraggi sono fabbricati in alluminio
estruso, in modo che nessuna saldatura possa
indebolirsi per la corrosione. Inoltre, l’alluminio
è un materiale leggero che facilita il compito del
montaggio e riduce i costi di trasporto.

2.3. Struttura di sostegno fotovoltaica e vita utile del tetto fotovoltaico
2.6. Lastroni di calcestruzzo
Sui tetti piani transitabili in calcestruzzo è
consigliabile utilizzare sistemi di tipo massicciata,
evitando la perforazione del tetto.
È possibile utilizzare strutture inclinate per
installare i moduli orientandoli verso sud. Tali
strutture avranno generalmente inclinazioni da
10º, 20º o 30º. Tale inclinazione dipenderà dallo
Immagine 5. Struttura fissata a calcestruzzo su tetto piano
spazio disponibile, dalle perdite ammissibili da
ombreggiamento e, tra l’altro, dall’ottimizzazione
dell’energia realizzabile.
Come fissaggio per l’interfaccia tra il tetto e la
struttura saranno utilizzati blocchi di calcestruzzo
o contrappesi.
83

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
3. Interfaccia tra struttura e modulo fotovoltaico
Un’altra parte importante dell’impianto è
l’interfaccia tra il modulo fotovoltaico e la struttura
di montaggio.
Ai moduli fotovoltaici sono allegate,
generalmente, delle specifiche in cui viene
indicato il modo o i modi di montaggio previsti per
ogni tipo di modulo.
• Montaggio mediante fori sul modulo: è
sempre il sistema più raccomandato, ma non
sempre è fattibile per gli impianti a tetto
Immagine 6. Moduli fissati con profilati avvitati nei fori
dell’intelaiatura
• Montaggio mediante profilati continui:
profilati che si appoggiano in modo continuo
sulle due parti laterali del modulo, esercitando
una pressione sull’intelaiatura, o sui lati più
lunghi, o su quelli più corti. Secondo il modulo
fotovoltaico, questi sistemi sono ammissibili o
meno.
Immagine 8. Sistema di fissaggio mediante profilato continuo
Sul mercato esistono diverse forme di montaggio.
Bisognerà valutare scrupolosamente quale di
queste forme scegliere per poter soddisfare
in ogni momento i requisiti di montaggio del
prodotto.
Alcuni sistemi esemplificativi sono:
• Montaggio con sistemi tipo pinza:
consistono generalmente in quattro pinze,
utilizzate per ancorare il modulo alla struttura
esercitando una pressione sui quattro punti
dell’intelaiatura.
Immagine 7. Sistema di fissaggio mediante pinze
Al momento di scegliere il sistema di montaggio,
è importante assicurarsi che, nelle condizioni di
carico più sfavorevoli, sulla parte posteriore dei
moduli non si producano rotture o deformazioni
negli elementi di ancoraggio tali da porre in
pericolo l’unione del modulo con la struttura,
rischiando che si stacchi dalla medesima. Ciò è
particolarmente delicato sui tetti, poiché sono
impianti che, a differenza di quelli al suolo,
possono essere posizionati in zone popolate e con
affluenza di persone.

BP Solar
01
2.4.
Producto
L’impianto
y Tecnología
elettrico
del tetto fotovoltaico:
punti chiave
85

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
1. Introduzione
In questa sezione si tratterà di quelle parti
dell’impianto fotovoltaico che sono importanti,
sia perché rilevanti dal punto di vista dell’integrità
dell’impianto sia perché cruciali per la sicurezza
delle persone.
Gli impianti fotovoltaici sono essenzialmente
diversi da quelli elettrici convenzionali, pertanto
si dovrà prestare molta attenzione a determinati
componenti degli stessi.
2. Fusibili di CC negli impianti fotovoltaici
2.1. La corrente inversa
In caso di difetto in una stringa (cortocircuito
nel modulo, guasti nell’isolamento o nel
cablaggio di CC, ecc.), la corrente prodotta
dai moduli non coinvolti fluirà verso la stringa
in cui si è verificato il guasto, anziché verso
l’invertitore. Questa corrente anomala che
scorre verso la stringa che si trova in stato di
guasto è definita corrente inversa ed è in grado
di danneggiare gli altri moduli della stringa o di
provocare un surriscaldamento nella stessa.
Di fronte a queste correnti, il fusibile gioca
un ruolo determinate al momento di isolare il
guasto.
Corrente
inversa
Figura 1: Situazione di doppio guasto in una
stringa FV e di corrente inversa

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
2.2. Necessità dei fusibili in un impianto FV
a) I fusibili
In generale, un fusibile è un dispositivo che
protegge i sistemi elettrici in caso di cortocircuito
o di eccesso di carico attraverso la fusione per
effetto Joule di un elemento metallico a basso
punto di fusione, aprendo in tal modo il circuito da
proteggere.
Se soggetto a una corrente superiore al minimo
richiesto, il fusibile si fonde. Quanto maggiore è
la corrente, tanto minore sarà il tempo di fusione.
Il tempo impiegato per la fusione del fusibile è
definito tempo di prearco, giacché la fusione è
seguita da un arco.
In particolare, quando in un impianto fotovoltaico
esistono più stringhe collegate in parallelo,
ognuna di queste dovrà essere protetta da
un dispositivo di protezione di tipo fusibile in
entrambi i poli (positivo e negativo).
Nell’esempio della Figura 3, in presenza di un
guasto in una delle stringhe, la corrente delle
rimanenti tenderà a circolare attraverso quella in
avaria. In tal modo, il fusibile di quest’ultima avrà
il compito di agire per eliminare gli apporti delle
stringhe in parallelo.
L’apporto totale verso la stringa danneggiata in un
caso limite è (n-1)*Isc, dove:
• n = numero di stringhe in parallelo
• Isc = corrente di cortocircuito del modulo
fotovoltaico
Imagen 1: Fusible
Figura 2: Fusibili di stringa (all’interno del
circolo giallo) in un impianto fotovoltaico con
più stringhe in parallelo
87

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
b) Valutazione dei fusibili
Le informazioni concernenti la necessità di dotarsi
di una protezione dagli eccessi di corrente nei
sistemi fotovoltaici sono piuttosto confuse. Non
esistono standard sull’uso di fusibili nei sistemi
fotovoltaici collegati alla rete.
Alcuni standard IEC/EN trattano ad esempio
dei requisiti per gli impianti di energia solare
fotovoltaica o delle informazioni che devono
figurare nel manuale di istruzioni e nella targa
di identificazione dei moduli. Non definiscono,
tuttavia, i requisiti riguardanti l’uso di fusibili o
di dispositivi di protezione dai sovraccarichi nei
moduli fotovoltaici.
La corrente di scatto (ITRIP) dei dispositivi di
protezione delle stringhe fotovoltaiche dovrà
essere sempre quella indicata dalla BP SOLAR
nelle specifiche dei moduli fotovoltaici.
In caso di assenza di questo tipo di informazioni,
ci sono vari modi per stabilire quale sia il fusibile
adeguato per una stringa:
• Metodo 1: la ITRIP per i moduli di silicio
cristallino potrà essere determinata mediante la
seguente formula:
dove:
ISC MOD è la corrente di cortocircuito del modulo
fotovoltaico.
ITRIP è la corrente di scatto del fusibile, la quale
attiva il dispositivo di protezione.
• Metodo 2: può accadere altresì che il
produttore faccia riferimento alla resistenza del
suo prodotto alle correnti inverse, senza indicare,
tuttavia, il valore del fusibile da utilizzare. In tal
caso, è possibile calcolarne il valore:
1. Calcolare la corrente inversa massima possibile
dell’impianto: Isc * (n -1) (vedere 4.2.2 a).
2. Verificare se sono necessari fusibili di stringa:
se la corrente inversa massima possibile calcolata
nel punto i) oltrepassa la resistenza alle correnti
inverse del modulo (indicazione del produttore),
devono essere utilizzati fusibili di stringa.
3. Verificare il valore del fusibile:
Dev’essere 1,4 volte superiore alla corrente MPP
del modulo sotto STC (condizioni standard di
collaudo STC, indicate dal produttore).
Dev’essere inferiore alla resistenza alle correnti
inverse del modulo.
In ogni caso, per operazioni di manutenzione,
è consigliabile avere sempre un dispositivo di
interruzione che consenta di isolare l’invertitore
del campo fotovoltaico per gli interventi sullo
stesso.

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
3. Collegamenti dei moduli fotovoltaici:
connettori Multicontact e cavi
3.1. I connettori Multicontact (MC) (1)
Le interfacce modulo-modulo all’interno di
una stringa, stringa-scatola di connessione o
stringa-invertitore necessitano di elementi che
consentano la continuità della corrente elettrica
in modo sicuro e offrano protezione di fronte alle
intemperie.
Sebbene esista una vasta gamma di marche e
di modelli disponibili sul mercato, in generale, i
più utilizzati sono i connettori tipo MC, prodotti
dalla ditta svizzera Multicontact, i cui centri di
fabbricazione sono certificati ISO9001.
Questi connettori si installano sui cavi mediante
la crimpatura (2) . Sul mercato esistono vari modelli
di connettori di questo tipo, fabbricati da diverse
società, tre delle quali sono di seguito indicate:
Femmina Femmina Femmina
Maschio Maschio Maschio
Connettore
“SOLARLOK” della
Tyco Electronics
Connettore LC3
della Lumberg
Immagine 2: Tipi di connettori per moduli fotovoltaici presenti sul mercato
(1) Immagini di connettori MC concesse da Multicontact AG.
(2)Anglicismo che deriva dal verbo to crimp: schiacciare, unire a pressione.
(3) I connettori Multicontact hanno un grado di protezione elettrica IP67, classe di protezione II.
Connettore MC3 della
Multicontact
Questo tipo di connettori garantisce una corretta
e sicura (3) unione tra un modulo e l’altro (o modulo
invertitore/ modulo cassetta di connessione
delle stringhe), consentendo di risparmiare
tempo e denaro nell’installazione e offrendo una
connessione maschio femmina semplice e veloce.
Esistono due tipi di connettori Multicontact: MC3
e MC4, entrambi studiati per sopportare tensioni
massime del sistema da 1000 V e massime
correnti da 30 A:
89

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
• I connettori MC3 hanno un diametro di
3 mm e sono prodotti in plastica flessibile,
che consente di collegarli e di scollegarli
a piacimento in modo manuale senza
danneggiarli
• I connettori MC4 hanno un diametro da
4 mm e sono prodotti in plastica rigida che,
sebbene assicuri una migliore connessione,
non consente il collegamento/scollegamento
manuale reiterato. Il produttore propone
uno strumento per poterli scollegare
adeguatamente
La scelta di un sistema o l’altro dipenderà dal tipo
di modulo usato nell’impianto e dai connettori
inclusi, dalle entrate CC dell’invertitore, ecc.
Indipendentemente dal tipo di connettore usato,
occorre osservare sempre le norme di sicurezza:
• Prima di procedere al montaggio o allo
smontaggio, SCOLLEGARE sempre i
connettori da ogni alimentazione elettrica.
• Non scollegare MAI i connettori FV sotto
carico. Questi si possono, tuttavia, collegare e
scollegare sotto tensione in assenza di carico.
Imagen 5: Tappo di tenuta femmina (per connettore maschio)
• PROTEGGERE i connettori scollegati
dall’acqua e dalla sporcizia, usando tappi di
tenuta.
• Il grado di protezione elettrica dei connettori
è la resistenza all’acqua IP67, questi non
devono MAI essere utilizzati sotto l’acqua.
• Non porre MAI i connettori direttamente
sul tetto, i cavi devono essere fissati,
raccogliendoli a spira, nella parte posteriore
del modulo. Il fissaggio dev’essere eseguito
correttamente, in modo da evitare che i cavi
restino penzolanti sul tetto.
Immagine 3:
Connettori MC3
Immagine 4:
Connettori MC4
Immagine 6: Modo corretto per fissare i cavi e i connettori
dietro il modulo: a spira

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
Normativa di applicazione ai connettori:
Alcuni degli standard previsti per i connettori
di sistemi fotovoltaici dalla Commissione
Elettrotecnica Internazionale (IEC) (1) sono:
• IEC 60352-2: Connessioni senza saldatura –
Parte 2: Connessioni crimpate senza saldatura
– Requisiti generali, metodi di prova e guida
pratica
• IEC 60529: Protezione contro le scariche
elettriche (un connettore deve avere almeno
un grado di protezione IP55)
3.2. Archi elettrici in FV
Un arco elettrico si genera, ad esempio, quando
si scollegano, ancora sotto carico, i connettori
positivo e negativo di un cavo a corrente continua.
Questo fenomeno può risultare estremamente
distruttivo, giacché l’effetto di calore dell’arco può
provocare un incendio nell’impianto.
• IEC 60664-1. Distanze di isolamento
attraverso fessure e guaine di materiale
isolante
• IEC 60664-1: Valutazione delle linee di fuga
• IEC 60695-11-10: Classe di infiammabilità
Dall’Organizzazione Internazionale di Normazione
(ISO):
• ISO 4892-2: Resistenza alla radiazione U
Figura 3: Archi che hanno luogo nei connettori di cavi CC
(in parallelo a sinistra e in serie a destra)
91

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
ARCO IN SERIE: Invecchiamento dei connettori
dovuto al:
• Tempo di vita utile del connettore
• Alte temperature a seguito di una cattiva
valutazione
ARCO IN SERIE: Problemi dovuti a un falso
contatto tra i connettori:
• Montaggio scorretto
Causa Modo per evitarlo
ARCO IN SERIE: A seguito della mancata
conoscenza circa le peculiarità degli impianti
FV, o dell’assenza di formazione da parte del
personale di montaggio:
• Scollegamento di una stringa sotto carico
ARCO IN PARALLELO: Problemi di isolamento:
• Corrosione
• Cattiva qualità del materiale
Tabla 1: Cause di archi nei connettori dei cavi CC e come evitarli
• Manutenzione preventiva. Per rilevare
connettori danneggiati durante il controllo
dell’impianto FV
• Non tendere i cavi direttamente sul
tetto (sopratutto quando la copertura è
metallica, poiché tali coperture assorbono le
temperature più elevate)
• Migliore valutazione dei componenti CC
• Pratiche corrette di montaggio e garanzia
della qualità durante l’esecuzione. Prima
di collegare i multicontact, entrambi i
connettori devono essere visualmente
ispezionati al fine di rilevare la presenza di
sabbia o polvere nei contatti, o qualunque
altro difetto nel materiale
• Fissare correttamente i cavi già collegati
nella parte posteriore del modulo, per evitare
che ci siano cavi allentati
• Non scollegare mai una stringa senza averla
prima staccata dall’invertitore
• Manutenzione preventiva per rilevare
connettori danneggiati durante il controllo
dell’impianto FV

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
3.3. La crimpatura
La crimpatura è una tecnica attraverso la
quale viene eseguita la connessione di cavi
con terminali (come i connettori) mediante lo
schiacciamento e l’appiattimento dell’estremità
del cavo nudo e il suo successivo inserimento o
montatura nel dispositivo di connessione.
Pinza spelafili per liberare il cavo dalla plastica
di protezione e lasciare a nudo il conduttore.
Spelando il cavo, è importante non tagliare
nessun filo.
Crimpatrice (modelli differenti secondo la
sezione del cavo da crimpare).
Le crimpatrici possiedono un selettore della
dimensione della crimpatura in funzione del
diametro del cavo.
Le connessioni da crimpare (Figura 9) si
inseriscono nella morsa della crimpatrice.
Quindi, si inserisce a fondo il cavo spelato
nell’attacco o nello spinotto e si aziona lo
strumento di crimpatura.
Connessioni da crimpare: spinotto maschio
(sopra) e attacco femmina (sotto).
Occorre assicurarsi che tutti i fili del cavo siano
stati crimpati al suo interno.
Alberi conici e strumenti di assemblaggio:
per unire il cavo già crimpato nel suo spinotto
o attacco con il relativo contatto isolante
(Figura 11).
Si inserisce l’albero conico (♂ ó ♀) nel suo
contatto (♂ ó ♀) e poi il cavo già crimpato
all’interno del foro del albero.
Si inserisce il tutto nello strumento e azionando
la leva e comprimendo ripetute volte, si ottiene
la perfetta unione del contatto isolante con il
cavo-spinotto o attacco.
Successivamente, si estrae l’albero conico.
Per eseguire la crimpatura è necessario avere gli
strumenti indicati da ogni produttore e seguire le
istruzioni per il montaggio.
Gli strumenti di uso comune per la crimpatura
sono:
Immagine 7: Pinza spelafili
Immagine 8: Crimpatrice
Immagine 9: Spinotto (♂) e attacco (♀)
Immagine 10: Albero conico e strumento
93

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Contatti: maschio e femmina.
Consentono di collegare i cavi tra loro o ai
dispositivi come gli invertitori.
Prodotti in materiale isolante, offrono una
protezione IP67.
Cavo: possono collegarsi cavi della classe 2, 5 o
6. È altamente raccomandato l’uso di conduttori
stagnati.
Immagine 11:Isolamento delle connessioni (♂ e ♀)
Immagine 12: Cavo unipolare con doppio isolamento (Ø4mm)

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
3.4. Cavi di DC
Per assicurare una protezione adeguata contro
i contatti diretti, il cablaggio di CC dovrà essere
realizzato con cavi unipolari indipendenti per
ciascuno dei due poli, dotati di doppio isolamento
(classe II).
Il cavo da 1x4 mm2 d’uscita dei moduli
fotovoltaici dovrà essere fornito dalla Multicontact
oppure certificato per l’uso con i connettori
Multicontact.
Rispetto ai requisiti del cavo di CC, negli impianti
in coperture industriali o commerciali in cui si
svolge un’attività, oppure in quelle residenziali,
dove è solita l’affluenza di persone, è importante
soprattutto che il cavo risponda ai seguenti
requisiti:
Parametri elettrici
Tensione nominale
Tensione CC max. del sistema fotovoltaico
Tensione di esercizio di CA massima ammessa
Tensione di esercizio di CC massima ammessa
Tensione di prova CA/CC
Intensità di corrente massima ammessa
Resistencia a los factores externos
Resistente agli oli minerali
Resistente all’ozono
Resistente ai lampi
Resistente agli acidi e alla candeggina
Resistente all’ammoniaca verifica interna
Presa d’acqua (gravimetrica)
Comportamento davanti al fuoco
Emissione di alogeni
Propagazione di fiamma
Propagazione di incendio
Emissione di gas corrosivi
Emissione di fumi
• Esente da alogeni: EN 50267-2-1
• Non si infiammi: EN 60332-1-2
• Non propaghi incendio: EN 50266-2-4
• Bassa emissione di gas corrosivi: EN
50267-2-3
• Bassa emissione di fumo: EN 61034-2
Di seguito, a titolo esemplificativo, si mostra una
relazione di tutti i dati tecnici forniti da alcuni
produttori di cavi nei loro cataloghi:
Parametri tecnici
Temperatura ambiente
Temperatura massima ammessa nel conduttore
Temperatura di cortocircuito
Resistenza al freddo
Parametri ambientali
Bassa corrosività
Bassa tossicità
Innocuo ecologicamente
Parametri meccanici
Carico di trazione
Raggi di flessione
Abrasione
Durezza Shore
Tabella 2. Alcuni dei parametri caratteristici dei cavi
95

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
3.5. Tracciato dei cavi
Tracciato dei cavi: disposizione in cui si
configurano i cavi lungo il percorso nell’impianto
elettrico.
È necessario prestare molta attenzione al progetto
dei percorsi lungo il tracciato dei cavi, onde
evitare anelli di cablaggio che possano aumentare
il rischio di sovratensioni indotte nell’impianto a
causa delle scariche vicine di fulmini.
Una scarica da fulmine implica una variazione
molto repentina della corrente nel tempo (↑↑
di/dt). Questa rapida variazione della corrente
nel tempo, assieme ad altri parametri come
l’induttanza del cablaggio ad anello, la geometria
dell’anello e la distanza fino al punto di scarica,
determinerà l’insorgenza di una data tensione
indotta nel cablaggio. Se non si realizza un
tracciato in modo corretto, le sovratensioni
indotte dal cablaggio ad anello potranno
raggiungere valori pericolosi, compromettendo
sia l’integrità dell’impianto sia le persone.
Figura 4: l cablaggio ad anello CC e la tensione indotta in caso di scarica
Di seguito si mostrano esempi di pratiche di cablaggio corrette e sbagliate al fine di limitare tale rischio:

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
1 stringa di moduli:
2 string de módulos:
CORRETTO
CORRETTO
Cablaggio
ad anello
SBAGLIATO
SBAGLIATO
Cablaggio
ad anello
Figura 5: Disposizioni corrette e sbagliate del cablaggio CC in 1 e 2 stringhe di moduli FV
97

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
4. Importanza della messa a terra dell’impianto fotovoltaico
Una definizioni di “messa a terra” estrapolata dalle
norme CEI è la seguente:
“La messa a terra è un sistema di uno o più corpi
conduttori, denominati dispersori, collegati tra
loro mediante conduttori di terra, in contatto
elettrico diretto con il terreno e che realizza
un collegamento elettrico con la terra che
convenzionalmente è considerata a potenziale
elettrico pari a zero”.
Mentre per “impianto di terra” si intende:
“Insieme di dispersori, dei conduttori di terra, dei
collettori (o nodi) principali di terra e dei conduttori
di protezione ed equipotenziali, destinato a
realizzare la messa a terra di protezione e/o di
funzionamento”.
In base alle norme CEI i cavi elettrici devono
rispettare un codice colore (si veda la tabella
qui a lato). I conduttori di terra, di protezione
ed equipotenziali, se isolati, si deve utilizzare il
bicolore giallo/verde; per il conduttore di neutro, il
colore blu.
4.1. Protezione delle strutture contro i fulmini
Il fulmine è rappresentato da un’onda di tipo
impulsivo, con fronte caratterizzato da forte
gradiente di potenziale.
Il fulmine può provocare danni a seconda delle
caratteristiche della struttura:
- tipo di costruzione;
- contenuto e destinazione;
- servizi entranti nella struttura;
- misure per limitare il danno.
Su di un impianto fotovoltaico si dice che avviene
una scarica diretta da fulmine quando questo si
scarica direttamente sullo stesso impianto, vale a
dire su qualunque parte metallica esposta come le
intelaiature, le strutture, la tettoia dell’invertitore,
ecc.
BLU Conduttore de NEUTRO N
NERO Conduttore dI FASE L1 R
GRIGIO Conduttore dI FASE L2 S
MARRON Conduttore dI FASE L3 T
ROSSO
Per uso generalle
ARANCIO Per uso generalle
BIANCO Per uso generalle
ROSA Per uso generalle
VIOLA Per uso generalle
CELESTE Per uso generalle
GIALLO/VERDE conduttore di TERRA o MASSA
Il rischio che abbia luogo una scarica elettrica
atmosferica su un impianto FV dipende molto
dalla sua ubicazione geografica. Alcune variabili
che possono riguardare l’impatto diretto del
fulmine sono:
• Le dimensioni dell’edificio preso in
considerazione: area esposta al rischio
• Densità delle scariche dell’area considerata
• Attività dell’edificio
• Materiali dell’edificio
• Dintorni dell’edificio

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
L’effetto prodotto da un impianto FV in un tetto
sulla probabilità di scarica diretta di un fulmine
sull’edificio è, normalmente, ridotto, per cui, in
generale, una precedente stima della frequenza
di fulminazione può essere considerata affidabile
per l’insieme tetto + impianto FV in un numero
sufficiente di casi.
Se in un edificio dove si vuole realizzare un
impianto fotovoltaica fosse già presente un
sistema esterno di protezione parafulmine,
potrebbero prospettarsi due scenari:
4.2. Impatto indiretto dei fulmini sul tetto
La probabilità di avere sovratensioni in un
impianto FV a seguito degli accoppiamenti
induttivi, capacitivi o galvanici causati dalle
scariche elettriche avvenute nei dintorni è molto
maggiore rispetto a quella dei fulmini caduti
direttamente sul tetto.
Le sovratensioni prodotte dai fulmini, sebbene
abbiano una durata di alcuni microsecondi,
possono raggiungere una tensione nell’ordine dei
chilovolt.
Nel caso di sovratensioni, le principali
considerazioni devono essere:
• Avere un sistema di connessioni
equipotenziali (di fatto, questo è il punto
chiave che verrà trattato in questa
sezione)
• Come è stato descritto nel paragrafo 4.3.,
sia il cablaggio CC sia quello di messa a
terra devono essere disposti in parallelo
al fine di evitare la formazione di anelli
induttivi che possano creare sovratensioni
• Usare limitatori di sovratensione
negli impianti elettrici e nella rete di
telecomunicazioni.
1. L’impianto FV è all’interno della zona di
protezione. In questo caso, l’impianto FV
dovrebbe collegarsi allo stesso sistema di terra
della protezione parafulmini dell’edificio
2. L’impianto fotovoltaico non è all’interno
della zona di protezione. In tal caso, i sistemi di
protezione parafulmine installati dovranno essere
collegati allo stesso sistema di messa a terra.
Immagine 14: Scarica elettrica atmosferica su un nucleo urbano
99

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
4.3. Messa a terra: elemento chiave nella protezione
contro gli effetti dei fulmini e le sovratensioni
Le reti equipotenziali servono per collegare i
conduttori di un impianto a un singolo punto di
terra, mantenendo la tensione di contatto sotto
valori ammissibili in caso di correnti vaganti
(guasti), o fornendo un percorso di deriva della
corrente in caso di scariche atmosferiche.
I difetti a terra possono aver luogo a causa:
• Del cablaggio: per esempio, quando un
cavo tocca una parte metallica messa a
4.4. Standard applicabili
Senza la pretesa di fornire un elenco esaustivo,
di seguito si enumerano alcune norme applicabili
agli impianti elettrici fotovoltaici:
a) IEC (International Electrotechnical
Commission): a)la Commissione Elettrotecnica
Internazionale è la principale organizzazione
mondiale nell’elaborazione e nella pubblicazione
di Standard Internazionali relativi alle tecnologie
elettriche, elettroniche e affini – comunemente
note come “elettrotecnica” –.
La IEC si incarica di rafforzare gli aspetti
della sicurezza, del buon funzionamento,
dell’ambiente, dell’efficienza energetica e delle
Gli standard applicabili riguardo alla protezione
contro le sovratensioni e i fulmini negli impianti
fotovoltaici stabiliti dalla IEC sono i seguenti:
• IEC 60364-7-712: “Impianti elettrici in edifici.
Generazione fotovoltaica” (estensione della
norma IEC 60634, che include una sezione
completa dedicata agli impianti fotovoltaici)
• IEC 60364-5-54: “Configurazioni di messa a
terra e conduttori di protezione”
(sezione della norma IEC 60634,
orientata ai requisiti generali in relazione alla
messa a terra degli impianti elettrici)
terra (la protezione del cavo potrebbe essere
stata danneggiata durante il montaggio,
per corrosione o per impatto o danno da
abrasione)
• Dei moduli FV: per esempio, con il
deterioramento del materiale di tenuta, danni
da colpi o dovuti alla penetrazione di acqua e
alla corrosione della cassetta di connessione.
energie rinnovabili nel campo dell’elettricità e
dell’elettronica.
La IEC gestisce sistemi valutativi della
conformità, che certificano la rispondenza
dell’apparecchiatura, dei sistemi o dei componenti
ai sui Standard internazionali.
A tal fine la IEC si affida a una serie di
Commissioni Tecniche come il Comitato Tecnico
82, che prepara Standard internazionali per i
sistemi di conversione fotovoltaica dell’energia
solare in energia elettrica, includendo tutti gli
elementi del sistema fotovoltaico nel suo insieme.
• IEC 61173: “Protezioni contro le sovratensioni
per i sistemi generatori fotovoltaici” (standard
focalizzato sulle protezioni contro le elevazioni
di tensione negli impianti fotovoltaici)
• Al momento è in preparazione una norma
denominata IEC 63548: “Installazione
e requisiti di sicurezza per generatori
fotovoltaici” (requisiti generali per gli impianti
fotovoltaici riguardanti l’installazione e i
dispositivi di sicurezza).

2.4. L’impianto elettrico del tetto fotovoltaico: punti chiave
b) Norme CEI applicabili:
• CEI EN 60904-1 Misura delle caratteristiche
fotovoltaiche corrente -tensione;
• CEI EN 60904-3 Principi di misura per dispositivi
solari fotovoltaici (FV) per uso terrestre, con
spettro solare di riferimento;
• CEI EN 61173 Protezione contro le sovratensioni
dei sistemi fotovoltaici (FV) per la produzione di
energia;
4.5. Il Rischio Elettrico secondo
il D.Lgs 81/08
4.5.1. La valutazione del rischio elettrico
Prima del D.Lgs. 81/08 la valutazione del rischio
elettrico, pur se non espressamente richiesta
(anche per i vecchi impianti rispondenti a
normative non più in vigore), era implicitamente
compresa nella generica valutazione del rischio,
da analizzare in tutti i suoi aspetti, e veniva
comunque assolta verificando la rispondenza di
apparecchi e impianti alla normativa vigente.
Il capo III, titolo III, del Testo Unico, “Impianti e
apparecchiature elettriche”, consta di 8 articoli, da
80 a 87.
Negli articoli 80 e 81 si richiede espressamente al
datore di lavoro di effettuare una valutazione dei
rischi in modo da proteggere i lavoratori da tutti i
rischi di natura elettrica.
Negli articoli dallo 82 allo 86, senza però entrare
nello specifico, si elencano i provvedimenti da
adottare per proteggere i lavoratori dai rischi
elettrici, mentre l’art. 87 riporta le sanzioni a
carico del datore di lavoro inadempiente.
Sebbene la probabilità che si possa presentare
una situazione di pericolo in un impianto a norma
sia piuttosto remota, anche gli impianti costruiti
• CEI EN 61194 Parametri caratteristici dei sistemi
fotovoltaici (FV) autonomi;
• CEI EN 61646 Moduli fotovoltaici (FV) a film
sottili per usi terrestri - Qualificazione del progetto
e approvazione di tipo;
• CEI 82-25 Guida alla realizzazione di sistemi
di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di Media e Bassa Tensione;
a regola d’arte non sono evidentemente del tutto
esenti da rischi elettrici.
E’ per questo che, anche in caso di nuovo
impianto perfettamente a norma, la valutazione
del rischio da parte del datore di lavoro è dunque
sempre consigliabile. Naturalmente si presume
che gli impianti nuovi siano stati costruiti secondo
l’attuale stato dell’arte e che negli impianti vecchi,
ove necessario, siano stati eseguiti gli opportuni
interventi di messa a norma.
Si suppone anche che siano disponibili tutte
le certificazioni attestanti la conformità, che
sia stato approntato un piano di manutenzione
programmata e che le fondamentali regole di
sicurezza inerenti i lavori elettrici siano disciplinate
da specifiche e documentate procedure interne.
Il personale addetto alla manutenzione possiede
adeguate conoscenze tecniche relativamente
al ruolo ricoperto nell’ambito dell’attività di
competenza ed è stato formato secondo quanto
previsto dalla norma Cei 11/27 e considerato
idoneo dal datore di lavoro solo dopo un adeguato
periodo di addestramento svolto sul posto sotto la
guida di manutentori esperti.
Tutti i lavoratori, per evitare possibili esposizioni
a rischi residui presenti sul posto di lavoro, sono
stati inoltre informati dei rischi e, se necessario,
anche formati e adeguatamente addestrati:
101

2. Progettazione dei sistemi fotovoltaici
Assodate queste essenziali prerogative, si
può effettuare la rilevazione dei pericoli di
natura elettrica che si potrebbero manifestare
in condizioni di normale funzionamento o di
possibile guasto.
Si esamineranno in modo ordinato e suddivise per
tipologia le varie parti degli impianti, come cabine,
circuiti, quadri, impianto di terra, bordo macchina,
eccetera, e le condizioni di normale esercizio e
di manutenzione per evidenziare ed affrontare le
situazioni di rischio per le persone esposte.
Senza dimenticare che, diversamente a quanto
si è soliti pensare, esposti non sono solo i
manutentori e gli installatori elettrici ma anche gli
altri lavoratori.
Con questo si sottolinea l’importanza di non
risolvere tutto in un’unica generica analisi del
rischio, che solo apparentemente adempirebbe
agli obblighi di legge, e nemmeno di sottovalutare
4.5.2. Lavori sotto tensione
In generale è vietato eseguire lavori sotto tensione
(art. 82 del D.Lgs.81/08).
E’ tuttavia ammesso lavorare su parti sotto
tensione purché:
- le procedure adottate e le attrezzature utilizzate
sono conformi ai criteri definiti nelle norme
tecniche.
- per sistemi di categoria 0 e I purché l’esecuzione
di lavori su parti in tensione sia affidata a
lavoratori riconosciuti dal datore di lavoro come
idonei per tale attività secondo le indicazioni della
pertinente normativa tecnica;
- per sistemi di II e III categoria purché:
o i lavori su parti in tensione siano effettuati da
aziende autorizzate, con specifico provvedimento
il rischio elettrico anche in un impianto costruito a
regola d’arte.
La valutazione dovrà essere perciò mirata
soprattutto ad accertare i rischi presenti
nelle condizioni di normale esercizio e nella
manutenzione ordinaria di impianti a norma.
Non si dovrebbe confondere la valutazione
del rischio elettrico con un accertamento di
rispondenza alle norme perché gli impianti, per
definizione, dovrebbero essere tutti costruiti a
regola d’arte.
Si verificherà eventualmente la conformità
di impianti già esistenti e, se necessario, si
predisporrà un opportuno programma di rimessa
a norma.
In questo caso una valutazione del rischio potrà
comunque essere utile per definire quali siano gli
interventi più urgenti da mettere in opera.
del Ministero del lavoro, della salute e delle
politiche sociali, ad operare sotto tensione;
o l’esecuzione di lavori su parti in tensione sia
affidata a lavoratori abilitati dal datore di lavoro
ai sensi della pertinente normativa tecnica
riconosciuti idonei per tale attività.
Come sempre la principale norma di riferimento
è la Cei 11-27. Il datore di lavoro si preoccupa
di individuare e formare i lavoratori secondo
le normative vigenti, fornisce e si assicura che
siano impiegati correttamente i necessari mezzi
di protezione (attrezzi e guanti isolanti, tute
protettive, elmetto...), formalizza e pretende il
rispetto di specifiche procedure interne.
I lavori su impianti elettrici sono potenzialmente pericolosi.
Il contenuto di questa guida è informativo e non pretende in
nessun caso di sostituirsi alla formazione teorico-pratica che
devono ricevere gli operatori né alle né alle procedure di sicurezza
o alle norme internazionali, nazionali, regionali o locali applicabili.