Calcolo caduta di tensione e sezione cavi fotovoltaici
Configuratore del cantiere: correnti per scenario, sezione di ogni tratta DC e AC, caduta di tensione sul percorso, protezioni, impianto di terra e relazione tecnica in PDF.
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A cosa serve il calcolo della caduta di tensione dei cavi fotovoltaici
Il calcolo della caduta di tensione dei cavi fotovoltaici e della loro sezione parte dall’architettura elettrica reale del cantiere. Ogni tratta, dal contatore di scambio al centralino, al quadro del dispositivo di generatore (DDG) nel locale tecnico, all’inverter e al generatore, viene dimensionata sulla corrente che effettivamente la attraversa. Lo strumento verifica la caduta di tensione della singola tratta e dell’intero percorso, la portata del cavo, il coordinamento con le protezioni, la corrente di cortocircuito e la protezione contro i contatti indiretti, e produce una relazione tecnica unica in PDF. L’uso è gratuito, previa registrazione. Per il calcolo veloce di una sola linea DC, AC monofase o AC trifase è disponibile la modalità «Tratta singola».
Come funziona il configuratore del cantiere
- Schema A, distribuzione attraverso il centralino: contatore → centralino cliente → quadro DDG nel locale tecnico. La tratta contatore → centralino è bidirezionale e trasporta sia il prelievo sia l’immissione.
- Schema B, linea diretta al locale tecnico: dal quadro a valle del contatore partono due linee distinte, una verso il locale tecnico e una verso il centralino dei carichi.
- Distanze del cantiere: si inseriscono le lunghezze reali dei percorsi, compreso il collegamento dal DDG ai morsetti dell’inverter e la stringa con il percorso più lungo.
- Scenari di esercizio: produzione nulla con carichi massimi, produzione massima con carichi nulli, produzione e carichi massimi. Per ogni tratta la corrente di progetto è quella dello scenario più gravoso, nel rispetto della potenza disponibile al contatore e dell’eventuale limite di immissione.
- Scelta delle sezioni: il programma propone la combinazione conforme con il minore impiego di conduttore; il progettista può impostare a mano ogni tratta e confrontare le alternative per caduta di tensione, perdite in immissione e massa dei conduttori.
- Protezioni e impianto di terra: per ogni partenza viene proposto l’interruttore con la taglia commerciale immediatamente superiore alla corrente di progetto; il differenziale del DDG è verificato con la resistenza di terra misurata.
Come si calcola la caduta di tensione nei cavi fotovoltaici
- Lato DC: ΔV = 2 × L × I × ρ / S, dove L è la lunghezza della tratta (andata), I la corrente, ρ la resistività del conduttore e S la sezione.
- Lato AC monofase: ΔV = 2 × L × I × (R cosφ + X senφ).
- Lato AC trifase: ΔV = √3 × L × I × (R cosφ + X senφ).
- Tensioni ai nodi: somma algebrica dei contributi delle tratte nel verso effettivo del flusso di potenza, così da distinguere la caduta in prelievo dall’innalzamento di tensione in immissione.
- Resistività alla temperatura di esercizio: ρ(T) = ρ20 × [1 + α (T − 20)], con ρ20 pari a 0,0178 Ω·mm²/m per il rame e 0,0282 Ω·mm²/m per l’alluminio.
- Cortocircuito: S ≥ √(I²t) / k, con k = 143 per il rame e k = 94 per l’alluminio isolati in gomma EPR/HEPR a 90 °C; corrente minima a fondo linea con il metodo convenzionale, confrontata con la soglia di intervento magnetico della curva dell’interruttore.
- Contatti indiretti nel sistema TT: RA × IΔn ≤ UL, con UL pari a 50 V negli ambienti ordinari e 25 V negli ambienti particolari.
Quale caduta di tensione ammettere
La Norma CEI 64-8 (art. 525) raccomanda che la caduta di tensione tra l’origine dell’impianto utilizzatore e gli apparecchi non superi il 4% della tensione nominale. Negli impianti fotovoltaici si adotta di solito un limite più stretto, spesso tra l’1% e il 2%, perché ogni punto percentuale di caduta è energia persa per tutta la vita dell’impianto. Lo strumento propone il 2% sia per la singola tratta sia per l’intero percorso dall’inverter al contatore, entrambi modificabili: due tratte conformi singolarmente possono infatti superare insieme l’obiettivo di percorso. La tensione ai morsetti dell’inverter in massima immissione viene inoltre confrontata con la soglia 59.S1 della CEI 0-21 (1,10 Vn).
Sezione dei cavi fotovoltaici lato corrente continua
Per i cavi di stringa la Norma CEI 64-8/7, sezione 712, richiede che la portata del cavo sia adeguata alla corrente di cortocircuito del campo: in assenza di protezione di stringa si considera almeno 1,25 volte la corrente di cortocircuito in condizioni STC, tenendo conto del contributo delle altre stringhe in parallelo. Lo strumento applica il fattore 1,25 (disattivabile). I cavi lato DC devono essere cavi solari conformi alla EN 50618 (tipo H1Z2Z2-K), adatti alla tensione massima di stringa.
La portata calcolata è indicativa: per il progetto va verificata sulle tabelle CEI-UNEL 35024/1 per il tipo di posa reale, con i fattori di correzione per temperatura e raggruppamento, e va rispettato il coordinamento tra cavo e protezione (Ib ≤ In ≤ Iz, CEI 64-8).
Domande frequenti
Qual è la caduta di tensione massima in un impianto fotovoltaico?
La CEI 64-8 raccomanda di non superare il 4% tra l’origine dell’impianto e gli apparecchi utilizzatori. Per le linee di un impianto fotovoltaico si adottano di norma obiettivi più stretti, spesso tra l’1% e il 2%, per contenere le perdite di energia. Il valore è un obiettivo di progetto: nello strumento è modificabile sia per la singola tratta sia per l’intero percorso.
Perché verificare l’intero percorso e non solo la singola tratta?
In immissione le cadute delle tratte in serie si sommano e la tensione ai morsetti dell’inverter cresce rispetto a quella del contatore. Due tratte che rispettano singolarmente il 2% possono superarlo insieme e, con una tensione di rete già elevata, avvicinare l’inverter alla soglia di sovratensione 59.S1 della CEI 0-21, causando distacchi.
Come si sceglie l’interruttore della linea dell’inverter?
La corrente nominale si sceglie tra le taglie commerciali, partendo da quella immediatamente superiore alla corrente di progetto e senza superare la portata del cavo (Ib ≤ In ≤ Iz). Il potere di interruzione deve essere almeno pari alla corrente di cortocircuito nel punto di installazione: al punto di connessione la CEI 0-21 (art. 5.1.3) indica come valori convenzionali 6 kA per le forniture monofase, 10 kA per le trifase fino a 33 kW di potenza disponibile e 15 kA oltre. La curva va scelta in modo che il guasto a fondo linea provochi l’intervento magnetico.
Quale cavo usare tra stringhe e inverter?
Lato corrente continua si usano cavi solari conformi alla EN 50618, tipo H1Z2Z2-K, con tensione nominale adeguata alla tensione a vuoto massima della stringa alla temperatura minima e portata non inferiore a 1,25 volte la corrente di cortocircuito, come richiesto dalla CEI 64-8/7 sezione 712.
Lo strumento sostituisce il progetto elettrico?
No. È un supporto al dimensionamento preliminare: le portate sono indicative e vanno confermate sulle tabelle CEI-UNEL e sui dati del costruttore, e le verifiche non comprendono la selettività tra i dispositivi. Il progetto esecutivo resta a carico di un professionista abilitato.
Fonti: Norma CEI 64-8 (art. 433, 525, 543) e parte 7, sez. 712; Norma CEI 0-21, testo consolidato di lavoro pubblicato dal CEI; tabelle CEI-UNEL 35024/1; EN 50618. Catalogo delle norme sul sito del Comitato Elettrotecnico Italiano.
Strumenti e servizi collegati
Per la tensione e la corrente di stringa da inserire qui usa il dimensionamento stringhe fotovoltaiche. Per stimare la producibilità dell’impianto c’è la stima della produzione con PVGIS, mentre l’analisi delle ombre valuta le perdite per ombreggiamento. Per una verifica completa del progetto elettrico richiedi una consulenza tecnica.