Descrizione Impianti Fotovoltaici

Impianti fotovoltaici per la produzione di
energia elettrica dalla fonte solare
Relatore: Per. Ind. Massimo Gamba membro CEI CT 82
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Impianti fotovoltaici per la produzione di
energia elettrica dalla fonte solare
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Impianti fotovoltaici per la produzione di
energia elettrica dalla fonte solare
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Impianti fotovoltaici per la produzione di
energia elettrica dalla fonte solare
4
Impianti fotovoltaici per la produzione di
energia elettrica dalla fonte solare
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Il relatore: Per. Ind. Gamba Massimo
Libero professionista progettista di impianti elettrici e fotovoltaici
dal 1994
Membro del CEI Comitato Elettrotecnico Italiano nel CT 82
Sistemi Fotovoltaici e nel CT 316 Regole tecniche di connessione
Docente ai corsi di formazione del CEI dedicati ai progettisti ed
installatori di impianti fotovoltaici ed eolici
Iscritto nell’Albo del GSE come esperto per verifiche ed ispezioni
del GSE
Coordinatore del Gruppo “Risorse energetiche ed ambiente” del
Collegio dei Periti Industriali di Milano.
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Lo sviluppo sostenibile
Lo sviluppo sostenibile è quello sviluppo che consente alla
generazione presente di soddisfare i propri bisogni senza
compromettere la capacità delle future generazioni di soddisfare i
loro propri bisogni
(Rapporto BRUNDTLAND 1987)
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Il problema dei cambiamenti climatici
Il clima del pianeta Terra sta cambiando troppo rapidamente rispetto
al passato.
Secondo molti scienziati la causa è il cosiddetto “effetto serra”
originato da alcuni gas, in particolare dall’anidride carbonica CO2
emessa in atmosfera durante la combustione di carbone, petrolio,
GPL, metano, ecc.
Il Protocollo di Kyoto prevede la riduzione delle emissioni di
anidride carbonica CO2, a livelli inferiori a quelli del 1990.
L’Italia ha sottoscritto il protocollo di Kyoto e quindi dobbiamo
ridurre le emissioni di CO2 del 6,5 % rispetto al livello del 1990,
altrimenti dovremo pagare delle sanzioni.
8
Andamento
delle emissioni
di CO2
9
Disponibilità di fonti di energia non rinnovabili
Disponibilità in anni, rispetto ai consumi attuali, delle riserve note
40
Petrolio
70
Gas Naturale
200
Carbone
50
Uranio 235
0
50
100
150
200
10
Il tempo degli sprechi di energia è al tramonto
Le fonti di energia fossili e
l’ambiente sono beni
preziosi che tutti noi
dobbiamo cercare di
preservare per le
generazioni future.
L’Unione Europea prevede
tre obbiettivi entro il 2020:
20% risparmio energetico,
20% efficienza energetica,
20% fonti rinnovabili.
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Risparmio energetico
Primo obbiettivo consumare meno
Possiamo risparmiare energia elettrica utilizzando sistemi solari
termici invece degli scalda-acqua elettrici.
Possiamo utilizzare meglio la luce naturale oppure evitare di tenere
le luci accese inutilmente, per esempio all’interno degli ascensori.
La “domotica” ci può aiutare mediante dispositivi di comando e
regolazione automatici “intelligenti”.
Possiamo evitare il funzionamento in stand by degli apparecchi
elettronici come i televisori, decoder, lettori dvd, computer,
mediante semplici dispositivi di spegnimento manuali.
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Efficienza energetica
Secondo obbiettivo consumare meglio
Scegliendo apparecchi ad alta efficienza (Classe A) otteniamo un
minore consumo a parità di prestazioni: elettrodomestici,
trasformatori, motori, sorgenti luminose, climatizzatori con inverter
per la regolazione della velocità deimotori.
Possiamo migliorare l’efficienza di tutto il sistema elettrico italiano
se spostiamo una parte dei consumi elettrici nelle fasce orarie
cosiddette “vuote”, cioè la sera e durante il fine settimana.
Per questo motivo dal 1° luglio 2010 è in vigore la Tariffa Bioraria
per tutti gli utenti domestici (si nota che rispetto ad altre nazioni, i
prezzi non sono così convenienti per i cittadini che scelgono di
consumare l’energia elettrica nelle ore “vuote”).
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Efficienza energetica delle sorgenti luminose
Potenza
[W]
Flusso
[lm]

[lm/W]
 rispetto a
incand. a 60 W
Incandescente
40
580
14,5
0,9
Incandescente
60
980
16,3
1
Alogena
50
1000
20
1,23
Alogena
100
2300
23
1,41
Fluorescente tubolare
8
430
54
3,31
Fluorescente tubolare
13
950
73
4,48
Fluorescente compatta
9
600
67
4,11
Fluorescente compatta
11
900
82
5,03
Sodio
18
1800
100
6,14
1-3
-
-
-
Tipo di lampada
Led
14
Lampade fluorescenti tubolari
• Consumano fino a 5 volte meno delle lampade ad incandescenza
di pari flusso luminoso (convenienza economica).
• Lunga durata di vita (minore manutenzione).
• Se l’alimentazione è fornita da un convertitore elettronico ad
alta frequenza, la lampada si accende meglio e consuma meno
rispetto al tradizionale reattore ferromagnetico.
• Questo tipo di lampade è molto utilizzato negli uffici e in tutti i
locali di lavoro in genere, con altezza fino a 4 - 5 metri.
• Possibilità di scegliere la tonalità di colore della luce: fredda
(bianca) oppure calda (gialla).
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Lampade fluorescenti compatte
• Efficienza  fino a 5 volte migliore delle lampade ad
incandescenza
• Durata di vita  fino a 8 volte quella delle lampade ad
incandescenza
• Dimensioni minori rispetto alle lampade fluorescenti
tubolari
• Formato adatto per apparecchi di illuminazione
tradizionali
• Idonee per applicazioni a temperature sotto lo zero
• Sopportano notevoli variazioni di temperatura
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Frigoriferi, congelatori, lavatrici, lavastoviglie
• Gli elettrodomestici ad alta efficienza (Classe A) costano un
po’ di più, ma consumano molta meno energia.
• Per frigoriferi e congelatori è importante che il compressore
sia azionato da un motore elettrico ad alta efficienza. e che lo
spessore del rivestimento termoisolante sia adeguato.
• I frigoriferi dovrebbero essere installati preferibilmente in
locali freschi.
• Attenzione nell’uso: ridurre il numero di aperture, mantenere
il frigorifero il più possibile pieno.
• Privilegiare i congelatori con l’apertura in alto rispetto a
quelli con la porta ad armadio.
• Si nota che in Italia si costruiscono lavatrici a doppio attacco
idonee per ricevere l’acqua calda prodotta da impianti solari
17
termici.
Fonti di energia rinnovabili
Terzo obbiettivo consumare altro
Possiamo utilizzare fonti di energia rinnovabile, per esempio
solare termico, solare fotovoltaico, eolico, biomasse, biogas,
biocombustibili, idroelettrico, geotermico
18
I risvolti occupazionali
• Germania →
circa 100.000 lavoratori occupati
• Italia →
circa 10.000 lavoratori occupati
Si nota che a livello mondiale i lavoratori del settore delle energie
rinnovabili quali fotovoltaico, eolico, biomasse, biocombustibili,
geotermia, solare termico, ecc. continuano ad aumentare rispetto ad
altri settori colpiti dalla crisi.
In Italia si prospetta un interessante sviluppo del settore della
diagnosi energetica al fine del miglioramento dell’efficienza
energetica.
19
Risorse energetiche primarie mondiali
20
L’energia solare
L’energia solare
Riceviamo dal Sole ogni
anno una quantità di
energia molto maggiore di
quella che consumiamo,
ma non è semplice
sfruttarla perché
l’energia solare è:
• distribuita (grandi
superfici di captazione)
• discontinua (stagioni,
giorno/notte,
meteorologia)
Tipologia di Impianti Solari
Impianti ad
energia solare
Impianti fotovoltaici
(produzione diretta di
energia elettrica)
Impianti fissi
(Moduli in silicio o in
film sottile)
Impianti
Termodinamici
Impianti solari
termici
(produzione indiretta di
energia elettrica)
(produzione di acqua
calda)
Impianti ad
inseguimento solare
Senza concentrazione
solare
(Moduli in silicio o in
film sottile)
Con concentrazione
solare
(Apparati di
concentrazione ottica)
Cosa offrono gli impianti fotovoltaici ?
Gli impianti fotovoltaici permettono di utilizzare direttamente la
radiazione del Sole al fine di:
• produrre energia elettrica in corrente continua, che può essere
utilizzata per alimentare utenze isolate (impianti con batterie di
accumulatori) oppure può essere immessa nella rete pubblica
nazionale.
24
Cosa offrono gli impianti termodinamici ?
Gli impianti termodinamici permettono di utilizzare in modo
indiretto la radiazione del Sole al fine di:
• produrre energia elettrica in corrente alternata, che può essere
immessa nella rete pubblica nazionale.
Si nota che l’energia termica viene trasformata in energia
elettrica mediante generatori rotanti (alternatori) azionati da
turbine a vapore.
25
Cosa offrono gli impianti solari termici ?
Gli impianti solari termici permettono di utilizzare direttamente
la radiazione del Sole al fine di:
• produrre acqua calda per uso sanitario (doccia, ecc) o per
l’utilizzo con lavatrici speciali “a doppio attacco”
•integrare l’impianto di riscaldamento della piscina e/o
dell’edificio
•integrare l’impianto di condizionamento realizzato con speciali
gruppi frigoriferi “ad assorbimento”
26
Vantaggi dei sistemi fotovoltaici
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Produzione di energia pulita → emissioni inquinanti evitate
Crescente indipendenza dai combustibili fossili → riduzione
dello sfruttamento dei Paesi in Via di Sviluppo (PVS)
Produzione di energia elettrica nel posto in cui serve → si
riducono le perdite di trasmissione e trasporto
Produzione di energia nelle ore di massima richiesta dalla rete
Manutenzione trascurabile
Lunga durata dell’impianto → costo dell’energia costante
Promozione verso gli utenti per un corretto uso dell’energia
Crescita del mercato → investimenti in nuove linee di
produzione → riduzione dei costi, aumento dell’occupazione
Tempo di ritorno energetico limitato (da 1 a 4 anni)
27
Punti critici dei sistemi fotovoltaici
•
La creazione e il mantenimento di un know-how di base
•
I costi iniziali→ occorrono adeguati strumenti finanziari di
supporto (incentivi), perché in pratica si paga in anticipo
l’energia elettrica che sarà prodotta nei successivi 30 anni
•
Occorrono superfici idonee per dimensioni ed esposizione
28
Edifici di nuova costruzione
• Il Decreto Legislativo n. 28 del 3 marzo 2011 prescrive l’obbligo di
produrre parte dell’energia elettrica mediante impianti fotovoltaici
29
Edifici esistenti
• Gli impianti fotovoltaici beneficiano dell’aliquota IVA del 10 %
• Gli impianti fotovoltaici sono “premiati” mediante incentivi
ventennali in conto energia
• Si ricorda che gli impianti fotovoltaici non possono beneficiare
della detrazione fiscale del 55 % prevista per gli interventi di
miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici
30
30
300
25
250
PV module
price
20
200
Shipments
15
150
10
100
5
50
0
0
1980
1985
1990
1995
Shipments (MWp/year)
Price ($/Wp)
Andamento del prezzo dei moduli fotovoltaici
2000
31
Il mercato fotovoltaico mondiale [MWp/anno]
1600
1600
1400
1200
1194
1000
800
762
559,6
600
390,54
400
200
287,65
77,6
69,44
201,3
154,9
88,6 125,8
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
32
L’irraggiamento e la radiazione solare
-
L’irraggiamento solare e la radiazione solare
L’irraggiamento solare extraterrestre
La radiazione solare al suolo sul piano orizzontale
La radiazione solare su una superficie inclinata ed orientata
33
L’irraggiamento solare extraterrestre
• Irraggiamento extraterrestre: medio 1.367 W/m2  3 % per la
diversa distanza Terra – Sole. L’orbita della Terra è elittica.
34
L’irraggiamento solare e la radiazione solare
Definizioni
Irraggiamento solare (W/m2)
Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su
una superficie di area unitaria. Tale intensità è pari all’integrale
della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello
spettro solare
Radiazione o irradiazione solare (kWh/m2)
Integrale dell’irraggiamento solare, su un periodo di tempo
specificato
Radiazione solare globale
Somma delle varie componenti:
Globale = diretta + diffusa + riflessa
La radiazione solare al suolo
A causa dell’atmosfera
terrestre:
• parte dell’energia
solare arriva
direttamente al
suolo,
• parte viene diffusa,
• la restante viene
perduta per
riflessione e
assorbimento
La radiazione solare al suolo
La radiazione solare globale = Diretta + Diffusa + Riflessa
•
D’inverno la componente diffusa è molto maggiore rispetto alla
diretta.
• Radiazione solare diffusa = circa 50 – 55 % della radiazione solare
diretta (su base annua).
• La radiazione riflessa dipende dal coefficiente di albedo, che
dipende dal tipo di suolo: erba: 0,15 – 0,25 ; neve fresca: 0,82 ;
asfalto asciutto: 0,09 – 0,15
Intensità della radiazione solare al suolo  dipende dall’angolo di
inclinazione della radiazione stessa: più questo è basso e maggiore
sarà lo spessore di atmosfera da attraversare, con una conseguente
minore radiazione che raggiunge la superficie.
37
Coefficiente di massa d’aria
• Condizioni di riferimento per le misurazioni
 AM (Air Mass), che può essere:
 AM0  fuori dall’atmosfera
 AM1  spessore di atmosfera standard attraversato in
direzione perpendicolare alla superficie terrestre e misurato al
livello del mare (1.000 W/m2)
 AM1,5  tipico delle nostre latitudini, adottato nei test di
laboratorio per la definizione delle potenze nominali
38
Coefficiente di massa d’aria
(m= 1)
m= 1/senh
Definizione del coefficiente di massa d'aria.
39
Spettro d’onda
Nello spettro in condizione AM1 si notano molte buche, non presenti
nello spettro AM0, dovute:
1) all’assorbimento causato dalle molecole di vapor d’acqua e d’aria
e dal pulviscolo atmosferico
2) alla riflessione nello spazio
40
Strumenti di misura
Piranometri:
classe di precisione inferiore al 3 %
idonei per “collaudo” secondo la Guida CEI 82-25
richiedono di essere calibrati frequentemente
costo circa 800 Euro
Solarimetri:
classe di precisione circa 5%
non idonei per “collaudo” secondo Guida CEI 82-25
costo circa 250 Euro
41
La radiazione solare nel mondo
kWh/m2/giorno
Valori della radiazione solare in Italia
Norma UNI 10349
Riscaldamento e
raffrescamento degli edifici –
Dati climatici (Aprile 1994)
Fornisce i dati climatici
giornalieri medi mensili
(temperatura ambiente,
ventosità e irraggiamento
solare) dei capoluoghi di
provincia italiani
Radiazione solare
sul piano
orizzontale
[kWh/m2]
Regioni di vento
Valori della radiazione solare in Italia
Valori tipici sul piano orizzontale:
• Nord Italia
900 - 1300 kWh/mq·anno
• Centro Italia
1300 - 1500 kWh/mq·anno
• Sud Italia
1500 - 1800 kWh/mq·anno
Valori della radiazione solare in Italia
La radiazione solare globale al suolo in Italia
(media 1994-1999).
Valori stimati sulle immagini del satellite Meteosat
ENEA, Dicembre 2000
Fornisce i dati giornalieri medi mensili dei capoluoghi di provincia
Radiazione su un piano inclinato e orientato

Nel calcolo della radiazione
solare sul piano inclinato e
orientato vengono
considerate le componenti
della radiazione solare sul
piano orizzontale: diretta e
diffusa.

SUD
Radiazione su un piano inclinato e orientato
Norma UNI 8477
Energia solare - Calcolo degli apporti per applicazioni in
edilizia - Valutazione dell’energia raggiante ricevuta
(Maggio 1983)


SUD
Indica un metodo per il calcolo della
radiazione solare su un piano
comunque inclinato () e orientato
() rispetto al SUD.
Il calcolo si basa sui dati giornalieri
medi mensili della radiazione solare
sul piano orizzontale (componente
diretta e diffusa), relativi ai
capoluoghi di provincia italiani
(UNI 10349)
Calcolo della radiazione solare annuale
•I parametri che
influenzano la
produzione di energia
da parte di un pannello
fotovoltaico sono:
–Posizione
geografica
–Inclinazione rispetto
al Sud (Azimut)
–Inclinazione rispetto
al piano orizzontale
–Eventuali ostacoli
(ombre).
Grafico gentilmente concesso da
I valori percentuali di resa dell’impianto
sono riferiti all’inclinazione ed all’angolo
di azimut ottimali indicati dal pallino nero.
Inclinazione ottimale in Italia
•
Inclinazione ottimale del piano dei moduli
Per massimizzare l’energia captata nell’arco dell’anno alle
nostre Latitudini, l’inclinazione ottimale è di circa 30°
49
Calcolo della radiazione solare annuale
Andamento annuale della radiazione su superfici inclinate in
funzione dell’angolo di installazione.
Condizioni ideali: raggi perpendicolari al modulo FV.
Grafico gentilmente concesso da
Calcolo della radiazione solare annuale
• I parametri che influenzano la produzione
di energia da parte di un modulo
fotovoltaico sono dunque:
– Posizione geografica (i dati di
irraggiamento medio mensile previsto
sono riportati sulla norma UNI
10349).
– Inclinazione rispetto al Sud (Azimut)
– Inclinazione rispetto al piano
orizzontale
– Eventuali ostacoli (ombre).
• I programmi di calcolo aiutano a valutare,
da un punto di vista analitico,
l’irraggiamento medio atteso in funzione
dei parametri sopra menzionati
Calcolo della radiazione solare annuale
Metodi di calcolo della radiazione solare sul piano
inclinato e orientato sono disponibili sui siti:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/
www.solaritaly.enea.it/
Distanza tra le file per limitare le ombre
d/h=sin (β) * tan (23,5° + latitudine) + cos (β)
Distanza tra le file per limitare le ombre
In caso di montaggio a terra su più file, si deve limitare
l’ombreggiatura reciproca tra i moduli FV a partire dalla
seconda fila.
Secondo la guida CEI 82-25, si ritiene un compromesso
accettabile assicurare che non ci sia ombreggiamento sulla fila
posteriore alle ore 12.00 del 21 Dicembre.
La distanza orizzontale (d) tra una fila e l’altra risulta dalla
formula:
d/h=sin (β) * tan (23,5° + latitudine) + cos (β)
dove h è la lunghezza del modulo e β è l’angolo di inclinazione
Superficie occupata dai moduli fotovoltaici
Dimensioni:
Un impianto fotovoltaico di potenza 1 kWp occupa una
superficie lorda che varia a seconda del tipo di moduli
fotovoltaici e del tipo di posa, per esempio:
• 7 – 8 metri quadrati se si installano moduli in silicio
monocristallino o policristallino, su una superficie inclinata;
• Fino a 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio
monocristallino o policristallino, su una superficie piana;
• 18 - 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio amorfo,
su una superficie inclinata.
55
La potenza di picco dichiarata in targhetta
Watt di picco [Wp]
Potenza dei moduli fotovoltaici erogata in condizioni di prova
standard convenzionali STC:
irraggiamento di 1.000 W/mq
temperatura delle celle di 25°C
AM 1,5
(condizioni simili al sole di mezzogiorno di una bella giornata
relativamente fresca)
Si nota che il generatore fotovoltaico non può fornire quasi
mai la potenza di picco indicata in targa, perché la potenza
disponibile è direttamente proporzionale all’irraggiamento
ma si riduce all’aumentare della temperatura.
56
Calcolo dell’energia producibile
La produzione di energia elettrica è prevedibile solo sul lungo
termine basandosi sui dati statistici disponibili (per esempio la
norma UNI 10349).
La Guida CEI 82-25 terza edizione settembre 2010 fornisce i criteri
di calcolo dell’energia producibile.
In genere il progettista esegue le stime di calcolo su base annuale.
La tabella seguente è riportata nella suddetta Guida CEI 82-25
Energia producibile in diverse località
Località
Energia solare annua Energia solare annua su Produzione elettrica attesa
su superficie
superficie rivolta a Sud e con un rendimento medio di
orizzontale
inclinata di 30°
impianto pari a 75%
[kWh/m2]
[kWh/m2]
[kWh/kWp]
Milano
1.300
1.400
1.050
Roma
1.600
1.750
1.300
Messina
1.730
1.880
1.400
La tecnologia fotovoltaica
-
Il principio di funzionamento del fotovoltaico
La cella fotovoltaica
Il modulo fotovoltaico
Il generatore fotovoltaico
59
Il principio fotovoltaico
•
Materiale di base: il silicio.
•
Drogaggi  campo elettrico incorporato
•
Esposizione della cella alla luce  i fotoni presenti nella
radiazione luminosa “staccano” gli elettroni dagli atomi di
silicio. Il campo elettrico spinge gli elettroni in una
direzione, lasciando dall’altra parte un eccesso di cariche
positive: è la differenza di potenziale che ci serve
•
Chiusura del circuito  passaggio di corrente
60
Spettro solare convertibile
•
Solo una parte dello spettro solare a livello del suolo risulta
utile per la conversione fotovoltaica:
W/m2
Energia dissipata
2000
Spettro AM 1
Energia utile
1000
fotoni sotto soglia
0
0,5
1,0
1,5
2
2,5
LUNGHEZZA D’ONDA λ (μm)
Lo spettro solare AM1
•
Si ricorda che l’energia solare convertibile teoricamente in
energia elettrica (efficienza) è pari al 44%.
61
Efficienza della conversione fotovoltaica
In realtà l’efficienza della conversione fotovoltaica è inferiore
a quella teorica del 44 % per i seguenti motivi:
1) non tutti i fotoni incidenti sulla cella penetrano al suo
interno (alcuni sono riflessi dalla superficie della cella,
altri incidono sulla griglia metallica dei contatti)
2) una parte degli elettroni “liberati” dai fotoni non arrivano
al carico esterno in quanto trovano lungo il percorso
delle cariche di segno opposto con cui ricombinarsi
(effetto di “ricombinazione”)
3) esistono le cosiddette “resistenze parassite”: i contatti
metallici posti sul fronte e sul retro della cella presentano
una resistenza che provoca dissipazioni di potenza
62
La realizzazione dei wafer
•
Wafer di silicio monocristallino
•
Dal metodo Czochralsky  si immerge nel silicio liquido un
“seme” di materiale molto puro, che viene poi estratto e
raffreddato lentamente per ottenere un “lingotto” cilindrico di
monocristallo.
•
Primo drogaggio  aggiunta di boro.
•
Taglio orizzontale  wafer (spessore: 250 – 350 m)
63
La realizzazione dei wafer
•
Dalla fusione e successiva ricristallizzazione del silicio
di scarto dell’industria elettronica (“scraps” di silicio).
•
Da questa fusione si ottiene un “pane” che viene tagliato
verticalmente in lingotti con forma di parallelepipedo.
•
Un successivo taglio orizzontale porta alle fette di
spessore simile ai wafer del monocristallo.
64
La realizzazione delle celle
•
Si “pulisce” il wafer attraverso un attacco in soda
•
Si introducono nel wafer gli atomi di fosforo per
realizzare la giunzione P-N
•
Si applica un sottile strato di “antiriflesso” (biossido di
Titanio TiO2)
•
Si realizzano, per serigrafia o elettrodeposizione, i
contatti elettrici anteriori (griglia metallica) e posteriori
(superficie continua metallica)
65
Il test delle celle
Test celle  Standard Test Conditions (riferimento per la
definizione di watt di picco [Wp]):
• irraggiamento di 1.000 W/m2,
• temperatura della cella di 25°C,
• spettro AM 1,5
Si avranno quindi celle di “classe” diversa: gruppi di celle
con analoghe caratteristiche elettriche. Questo passaggio è
importante per evitare che in un modulo si abbiano celle con
prestazioni diverse, che diminuirebbero la resa totale.
66
Tolleranza sulla potenza dichiarata
La potenza di picco dichiarata dai costruttori presenta in genere
una tolleranza  5 % (vedere dati tecnici sui cataloghi)
Alcuni costruttori dichiarano una tolleranza - 0 % e + 5%.
Significa che le prestazioni dei loro moduli possono solo essere
solo superiori alla potenza di picco dichiarata (dalla quale
dipende il prezzo del modulo).
N.B. I prezzi dei moduli si basano spesso sul valore €/Wp.
67
Celle di silicio monocristallino e policristallino
Caratteristiche delle celle:
 Silicio monocristallino (colore più
omogeneo) o policristallino (si
distinguono i singoli cristalli
all’interno della cella)
 rivestimento antiriflettente (ossido
di titano) che genera il colore blu
scuro, atto a favorire la captazione
solare
 colorazioni differenti si ottengono
facilmente con diversi spessori
del rivestimento
Misure più comuni delle
celle:
10 x 10 cm;
12,5 x 12,5 cm;
15 x 15 cm;
oppure anche:
5 x 15 cm, 10 x 15 cm68
Produzione dei moduli fotovoltaici
Cenni sulla produzione
•
•
Le celle vengono collegate e saldate tra loro mediante
terminali (bandelle metalliche elettrosaldate) sui contatti
anteriori e posteriori in modo da formare le stringhe.
Andamento caratteristica elettrica di un modulo
fotovoltaico
 analogo a quello delle singole celle che lo
compongono, (valori di tensione proporzionali al numero
delle celle in serie).
69
Produzione dei moduli fotovoltaici
•
•
•
Si realizza quindi il “sandwich” formato da (dall’esterno verso
l’interno):
– una lastra di vetro con ottima trasmittanza e resistenza
meccanica
– un foglio sigillante di EVA (acetato vinil-etilenico), che
permette l’isolamento dielettrico dell’adiacente piano
delle celle
– il piano con le celle
– posteriormente, un secondo foglio di EVA
– un rivestimento isolante in tedlar o una lastra di vetro
Si scalda il sandwich a 100°C: i componenti si sigillano tra
loro.
Si fissa infine il sandwich così trattato in una cornice
d’alluminio estruso anodizzato (per resistere alla corrosione) e
si monta la cassetta di giunzione (“junction box”).
70
Moduli di silicio monocristallino e policristallino
monocristallino
policristallino
Moduli a film sottile
La caratteristica elettrica
La cella fotovoltaica è un diodo di grande superficie.
Caratteristica tensione-corrente di una cella solare
73
Corrente in funzione dell’irraggiamento solare
•
All’aumentare dell’irraggiamento solare la corrente aumenta (la
tensione a vuoto non è particolarmente influenzata).
CORRENTE, A
1.50
1.25
1.00
1.50 kW/m2
1.25 kW/m2
1.00 kW/m2
0.75 kW/m2
0.75
0.50 kW/m2
0.50
0.25 kW/m2
0.25
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
TENSIONE, V
74
Tensione in funzione della temperatura
•
All’aumentare della temperatura la tensione diminuisce (la corrente
di corto circuito non è particolarmente influenzata).
CORRENTE, A
1.00
0.75
-40°C
-20°C
0.50
0°C
20°C
0.25
40°C
60°C
TENSIONE, V
0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72
75
Andamento corrispondente della potenza
•
La caratteristica elettrica di una cella solare e
l’andamento corrispondente della potenza
CORRENTE, A
POTENZA, W
0.50
Isc 0.00
Im 0.90
0.40
0.75
0.30
0.50
0.20
0.25
0.10
TENSIONE, V
Caratteristica elettrica di una cella solare e andamento della potenza.
•
L’area della cella non ha effetti sulla tensione, mentre è
direttamente proporzionale alla corrente disponibile.
76
Moduli fotovoltaici - Silicio
Silicio
Silicio
monocristallino policristallino
Film sottile
(silicio amorfo)
 cella
14% - 19%
12% – 14%
4-6% singolo
7-10% tandem
Vantaggi
Alto 
 stabile
Tecnologia
affidabile
Costo inferiore
Fabbricazione più
semplice
Ingombro
ottimale
Costo minore
Ridotta influenza
della temperatura
Resa energetica
superiore con
radiazione diffusa
Sensibilità alle
impurità nella
fabbricazione
Maggiori dimensioni
Costo struttura e
tempo montaggio
Svantaggi Maggiore
quantità di
energia
necessaria per la
fabbricazione
77
Moduli fotovoltaici – Altri materiali
 cella
Vantaggi
GaAs
CdTe
Arseniuro di Gallio Tellururo di
Cadmio
33%
11%
Alta resistenza alle
alte temperature (ok
per i concentratori)
Svantaggi Tossicità
Disponibilità dei
materiali
Basso costo
CIS
Diseleniuro di
Indio e Rame
12%
Molto stabile
Tossicità
Tossicità
Disponibilità
dei materiali
78
Tipologie di sistemi fotovoltaici
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
Possono funzionare senza le batterie di accumulatori
Sistemi fotovoltaici in isola (“stand alone”), dove
non è presente la rete pubblica
Sono necessarie le batterie di accumulatori
79
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
81
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
Cosa significa funzionamento in “parallelo” con la rete
elettrica pubblica ?
Ore di luce → l’utente consuma l’energia prodotta
dal proprio impianto fotovoltaico; se questa non è
sufficiente preleva contemporaneamente energia anche dalla
rete elettrica pubblica
◘ Di notte o in condizioni di luce insufficiente → l’utente
preleva energia dalla rete elettrica pubblica
☼ Se l’impianto fotovoltaico produce più di quanto assorbono
i carichi, l’energia “in eccedenza” viene immessa nella rete
elettrica pubblica (“batteria di capacità infinita”) e misurata
mediante contatori supplementari
☼
82
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
Vantaggi principali:
Non occorrono le batterie, perché questi impianti possono funzionare in
“regime di interscambio” con la rete elettrica pubblica
Fonte “integrativa”  forniscono un contributo, di entità diversa a seconda
della dimensione dell’impianto, al bilancio elettrico globale dell’utenza e/o
della rete pubblica
Generazione “distribuita”, anziché centralizzata  L’energia prodotta nei
pressi dell’utilizzazione ha un valore maggiore di quello dell’energia
fornita dalle centrali tradizionali, perché si limitano le perdite di
trasmissione
La produzione di energia nelle ore di sole permette di ridurre la domanda
alla rete elettrica pubblica durante le ore della giornata in cui si verifica la
punta di consumo (nei giorni lavorativi )
83
Il generatore fotovoltaico
Definizioni secondo la
Guida CEI 82-25
• Cella
• Modulo
• Pannello
• Stringa
• Campo
• Generatore
Il generatore fotovoltaico
•
Collegando in serie i moduli  (si forma la
“stringa”)
– I tot = I del modulo meno performante
– V tot = somma delle tensioni dei singoli
moduli
•
Collegando in parallelo più stringhe di
moduli 
– I tot = somma delle correnti
delle singole stringhe
– V tot = V di una singola serie
85
Effetti delle ombre: nessuna ombra
•
Nel modulo le celle sono collegate in serie 
l’ombreggiamento di una singola cella diminuirebbe il flusso
della corrente in tutte le altre celle.
•
Nessuna ombra:
Isc tot.  Isc celle
Vtot.  Vcella • n
 Ptot. = Pnom.
86
Effetti delle ombre: ’“hot spot”
•
Ombreggiamento di una o più celle  tensione e corrente
assumono lo stesso segno  la cella ombreggiata diventa
un utilizzatore e consuma energia, dissipando la potenza
generata dalle altre celle non ombreggiate  “hot spot”
surriscaldamento con relativo rischio di danneggiamento
irreversibile delle celle in ombra
•
Soluzione  i costruttori dei
moduli fotovoltaici inseriscono
i diodi di by-pass nella scatola
di collegamento, allo scopo di
“cortocircuitare” ogni singolo
gruppo di celle in caso di
ombreggiamento.
87
Protezione e sezionamento delle stringhe
1 = sezionatori sottocarico o
interruttori automatici idonei
per corrente continua (utili per
misure e per ricerca guasti)
2 = diodi di blocco in serie alle
stringhe per la protezione
contro le correnti inverse. Sono
necessari solo per i moduli in
film sottile. I diodi di blocco
causano una perdita di potenza.
In alternativa si possono usare
opportuni fusibili curva gR.
3 = diodi di by-pass, all’interno
delle scatole dei moduli FV
88
Protezione contro le sovracorrenti
• Secondo la norma CEI 64-8 art. 712.433.1, “La
protezione contro i sovraccarichi può essere omessa
sui cavi delle stringhe PV e dei pannelli PV quando
la portata dei cavi sia eguale o superiore a 1,25 volte
Isc (STC) in qualsiasi punto”
• Si ricorda che definendo Isc la corrente di
cortocircuito della singola stringa, ed n il numero di
stringhe in parallelo sul lato corrente continua, la
massima corrente di cortocircuito ipotizzabile, sarà:
(n-1) x Isc
Protezione contro le sovracorrenti
Dispositivo di protezione
contro le sovracorrenti
Interruttore automatico o
fusibile o diodo di
blocco
Sezionatore sottocarico
(IMS)
Sezionatore sottocarico
(IMS)
Eventuale dispositivo di
protezione contro le
sovracorrenti, se il cavo
ha una portata inferiore a
1,25 Isc
Protezione contro le sovracorrenti
Il Conto Energia in Italia
Il 28 luglio 2005 è entrato in vigore il primo conto energia, che è
stato modificato il 6 febbraio 2006.
Il 19 febbraio 2007 il secondo conto energia ha semplificato le
procedure e aumentato a 3000 MWp l’obbiettivo di impianti
fotovoltaici, che è stato abbondantemente superato per effetto della
cosiddetta Legge “salvaAlcoa” (destabilizzante per il settore FV)
Il 6 agosto 2010 il terzo conto energia ha ridotto le tariffe
incentivanti ventennali e modificato le tipologie di installazione.
Il 5 maggio 2011 il quarto conto energia ha ridotto le tariffe
incentivanti ventennali e modificato le regole tecniche.
Il 5 luglio 2012 il quinto conto energia ha ridotto le tariffe
ventennali che sono state modificate (omnicomprensive per
92
l’energia immessa in rete e premio per l’energia autoconsumata).
Valorizzazione dal 1° fino al 4° Conto Energia
93
Valorizzazione dal 1° fino al 4° Conto Energia
Il vantaggio economico era dato dalla somma di 2 valorizzazioni:
• tariffa incentivante ventennale erogata dal GSE su tutta l’energia
prodotta dall’impianto fotovoltaico
• costi evitati per l’acquisto dell’energia (autoconsumo) oppure ricavi
per lo scambio sul posto o per la vendita dell’energia alla rete
pubblica
94
Valorizzazione ai sensi del 5° Conto Energia
Il vantaggio economico è dato da due distinte valorizzazioni che non
si sommano:
• tariffa incentivante ventennale omnicomprensiva erogata dal GSE
su tutta l’energia immessa nella rete pubblica dall’impianto FV
• costi evitati per l’acquisto dell’energia (autoconsumo) e premio per
la sola energia prodotta ed autoconsumata
Si nota che il 5° Conto Energia è “studiato” in modo che il caso più
vantaggioso sia quello in cui tutta l’energia prodotta viene
autoconsumata.
95
La delibera dell’AEEG n. 89/07 e n. 339/12
• La delibera dell’AEEG n. 89/2007 individuava il Distributore
quale responsabile dell’installazione e manutenzione dei complessi
di misura dell’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici
incentivati in “conto energia” per potenza fino a 20 kW
• Per impianti oltre i 20 kW, il soggetto responsabile poteva
scegliere se richiedere al Distributore il servizio di misura, oppure
se eseguirlo autonomamente.
•Con la nuova Delibera AEEG n. 339/2012 il Distributore installa
sempre i contatori negli impianti di produzione di Utenti connessi
in parallelo alla rete pubblica di bassa tensione.
96
Convenienza economica e tempo di ritorno
Considerando gli incentivi ventennali del 5° Conto Energia:
• Gli impianti FV per le utenze residenziali nel nord Italia sono
considerati interessanti perché il proprietario “accetta” un tempo
di ritorno di circa 10 anni a fronte di una vita utile dell’impianto
fotovoltaico che supera i 20 anni
•Gli impianti FV per le utenze residenziali nel sud Italia sono più
vantaggiosi perché il proprietario beneficia di un tempo di ritorno
di circa 7-8 anni a fronte di una vita utile dell’impianto
fotovoltaico che supera i 20 anni
•Gli impianti FV sulle coperture di edifici non residenziali sono
considerati interessanti perché riducono i costi energetici delle
aziende. Inoltre sono graditi per motivi di “immagine” di azienda
che rispetta l’ambiente
97
Certificati di prova dei moduli fotovoltaici
• I moduli fotovoltaici devono provati e certificati in
conformità alle norme tecniche IEC61730-1, IEC 61730-2,
IEC 61215 oppure IEC 61646 da laboratori accreditati EA
(European Accreditation Agreement).
• I laboratori devono essere accreditati secondo la norma UNI
CEI EN ISO/IEC 17025 Requisiti generali per la competenza
dei laboratori di prova e taratura.
98
I permessi alla realizzazione dell’impianto
Decreto Legislativo 387/2003
Articolo 12 - Comma 1
Le opere per la realizzazione degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere
connesse e le infrastrutture indispensabili alla
costruzione e all'esercizio degli stessi impianti,
……, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed
urgenti.
I permessi alla realizzazione dell’impianto
Decreto 10 settembre 2010
Linee guida per l’autorizzazione degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili
Si nota che alcune Regioni e Province hanno
recepito le linee guida con modifiche più severe.
In genere per la realizzazione di impianti
fotovoltaici installati sui tetti di edifici “normali”,
in modo complanare oppure integrato, entro i limiti
della superficie del tetto stesso, è sufficiente una
CIA (comunicazione di inizio attività).Per impianti
a terra fino a 20 kW occorre presentare la DIA
(denuncia inizio attività) e per potenza maggiore di
20 kW occorre l’Autorizzazione Unica.
Progettazione secondo la Guida CEI 0-2
I livelli di progettazione secondo la Guida CEI 0-2 sono:
- Progetto preliminare
- Progetto definitivo
- Progetto esecutivo (as-built: progetto definitivo completo delle
varianti in corso d’opera)
Progettazione in caso di Lavori Pubblici
Documentazione di progetto in caso di Lavori Pubblici:
- relazione generale illustrativa
- relazione tecnica specialistica
- schemi elettrici
- elaborati grafici
- calcoli esecutivi, tabelle di coordinamento delle protezioni
- computo metrico
- computo metrico estimativo
- quadro economico
- cronoprogramma
-capitolato speciale d’appalto
- schema di contratto
Documentazione finale di impianto
- Dichiarazione di conformità ai sensi del Decreto 37/08, art. 1,
lettera a (se applicabile) oppure dichiarazione di conformità
“alla regola dell’arte” (rispetto norme tecniche CEI)
- Verbale delle verifiche eseguite
- Verbale delle misure delle prestazioni energetiche
- Certificati di conformità dei moduli fotovoltaici
- Manuale uso e manutenzione degli inverter e dei moduli FV
- Numeri di matricola degli inverter e dei moduli FV
- Fotografie
- Garanzie relative alle apparecchiature installate
- Eventuali garanzie sulle prestazioni di funzionamento
L’installazione degli impianti fotovoltaici
Impianti FV fino a 20 kWp installati sugli edifici o nelle
pertinenze degli edifici:
ricadono nell’ambito di applicazione della Legge n. 37/08
articolo 1, lettera a, “impianti di produzione, di trasporto, di
distribuzione e di utilizzazione dell’energia elettrica
all’interno degli edifici a partire dal punto di consegna
dell’energia fornita dalla società distributrice”.
Impianti FV maggiori di 20 kWp o installati all’aperto (per
esempio su pensiline):
non ricadono nell’ambito di applicazione del Decreto n. 37/08
se non sono collocati all’interno di pertinenze di edifici.
L’installazione degli impianti fotovoltaici
La ditta installatrice deve redigere il POS e deve avere un
responsabile tecnico in possesso dei requisiti previsti dal DM 37/08
I materiali e le apparecchiature utilizzati devono essere realizzati e
costruiti a regola d’arte, cioè secondo le Norme tecniche CEI
oppure EN, ai sensi della Legge 1 marzo 1968, n. 186.
Il materiale elettrico specificato nella Direttiva del Consiglio
73/23/CEE del 19 febbraio 1973 deve essere costruiti
conformemente ai criteri di sicurezza contenuti nel testo di legge e
recare le marcature corrispondenti, tra cui la marcatura CE di
conformità.
Norme tecniche per gli impianti fotovoltaici
•
Delibera AEEG 84/2012 e Allegato A70 di TERNA
•
CEI 0-16 Regole tecniche connessione in MT
•
CEI 0-21 Regole tecniche connessione in BT
•
CEI 64 -8 sezione 712 (criteri di sicurezza )
•
Guida CEI 82- 25 terza edizione e Variante V1
•
CEI 81-10 Protezione contro i fulmini
•
Guida CEI 02 documenti di progetto
106
Componenti
Moduli fotovoltaici
Interruttori-sezionatori per corrente continua
Fusibili o interruttori automatici per corrente continua
Eventuali diodi di blocco (solo in caso di moduli a film sottile)
Inverter di connessione alla rete
Protezione di interfaccia
Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter
Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter
Sistemi di monitoraggio delle prestazioni e antifurto
Cavi FG21M21 idonei a resistere anche ai raggi UV del sole
107
Gli inverter di connessione a rete
• In genere l’inverter è “pilotato” dalla tensione e frequenza di
rete. Nel caso di un’anomalia sulla rete che provoca
un’interruzione dell’alimentazione, l’inverter si spegne.
• Nel caso di più inverter in parallelo si teme che si
autoalimentino l’uno con l’altro.
• Pertanto in caso di mancanza di tensione sulla rete elettrica
pubblica gli inverter devono cessare il parallelo per evitare
pericolosi ritorni di tensione sulla rete
108
Norma CEI 0-21 per connessione Utenti BT
La norma CEI 0-21 si applica agli Utenti connessi in bassa
tensione e agli Utenti connessi in media tensione per impianti di
produzione di potenza fino a 30 kW
La norma CEI 0-21 prescrive di realizzare impianti fotovoltaici
connessi in modo trifase quando la potenza è superiore a 6 kW
La norma CEI 0-21 ammette che ci sia uno squilibrio massimo
6 kW tra le 3 fasi (10 kW in casi particolari)
La norma CEI 0-21 prevede il sistema di protezione di
interfaccia sia esterno agli inverter per impianti di potenza
109
superiore a 6 kW o con più di 3 inverter
Gli inverter di connessione a rete
Tutti gli inverter di connessione a rete hanno almeno un MPPT (Maximum
Power Point Tracker), che individua istante per istante il punto sulla
caratteristica tensione-corrente del generatore fotovoltaico e permette il
massimo trasferimento di potenza verso la rete.
110
Gli inverter di connessione a rete
• Sul lato corrente alternata sono presenti le protezioni contro le
sovracorrenti e i filtri per limitare le armoniche
• Un filtro lato corrente continua evita che la conversione
effettuata nel primo stadio provochi dei disturbi verso il campo
fotovoltaico che potrebbero causare problemi per il
mantenimento del punto di massima potenza.
•Solo per inverter di potenza fino a 6 kW sul lato corrente
alternata è presente in genere la protezione di interfaccia per il
rispetto delle caratteristiche richieste dal Gestore della Rete.
111
Gli inverter di connessione a rete
• A volte prima del ponte di conversione principale cc/ca è
presente anche un ponte cc/cc.
• La seconda conversione è sincronizzata con la frequenza di
rete e permette che la potenza in uscita abbia i valori di tensione
e frequenza richiesti dalla rete.
• Sono presenti in commercio numerosi inverter senza
trasformatore (TL) oppure con trasformatore di tipo ad alta
frequenza, perché si ottiene una maggiore efficienza ed una
minore dimensione di ingombro. Secondo la Norma CEI 64-8
articolo 712.413.1.1.1.2 occorre richiedere al costruttore di tali
inverter se è necessario un differenziale di tipo B sul lato
corrente alternata.
112
Protezione contro i contatti indiretti
Inverter senza trasformatore: esempio di anello di guasto
Protezione contro i contatti indiretti
Inverter con trasformatore: il sistema è isolato, l’anello di guasto
non può chiudersi
Inverter senza trasformatore di isolamento e senza alcun
dispositivo di protezione incorporato (sistemi TT e TN)
CEI 64-8
art. 712.413.1.1.1.2
Diff.
tipo B
Quando un impianto elettrico
comprende un sistema di
alimentazione PV senza
almeno una semplice
separazione tra il lato c.a. ed il
lato c.c. il dispositivo
differenziale installato per
fornire protezione contro i
contatti indiretti mediante
interruzione automatica della
alimentazione deve essere di
tipo B.
Quando l’inverter non sia per
costruzione tale da iniettare
correnti continue di guasto a
terra nell’impianto elettrico (sul
lato alternata),non è richiesto
un differenziale di tipo B.
Protezione contro i contatti indiretti
• Alcuni costruttori di inverter senza trasformatore
dichiarano la rispondenza alla norma tedesca
DIN/VDE 0126 per quanto riguarda la protezione
incorporata nell’inverter
• Si richiama l’attenzione sul fatto che i costruttori
di inverter senza trasformatore devono dichiarare
la rispondenza alla norma CEI 64-8 articolo
712.413.1.1.1.2. In mancanza di tale dichiarazione,
si deve installare un interruttore differenziale di
tipo B che risulta più costoso del tipo tradizionale
Messa a terra degli impianti fotovoltaici
Domanda: le cornici in alluminio dei moduli fotovoltaici e le
strutture metalliche di supporto devono essere collegate a terra ?
 Si ricorda che la norma CEI 64 - 8 prescrive la messa a terra delle
masse dei componenti elettrici di Classe I, mentre la messa a terra
delle parti metalliche dei componenti elettrici di Classe II (doppio
isolamento) diminuisce la sicurezza
Risposta: Le cornici di alluminio non devono essere collegate a
terra, se i moduli fotovoltaici sono dichiarati dal costruttore
come componenti di Classe II (doppio isolamento) e se si
utilizzano cavi considerati di tipo in doppio isolamento
Le strutture di supporto non sono masse e non devono essere
collegate a terra. Devono essere collegate a terra solo se risultano
essere delle masse estranee.
Alcuni costruttori di inverter richiedono di collegare a terra le
strutture per assicurare il funzionamento del sistema di controllo
117
dell’isolamento incorporato nell’inverter
Messa a terra degli impianti fotovoltaici
Sul lato corrente alternata sono possibili 3 modi di
collegamento a terra (sistemi TN, TT e IT) secondo la Norma
CEI 64 – 8:
sistema TT (se
c’è la rete ENEL di bassa tensione)
sistema TN
se l’utente ha una propria cabina MT/bt e
collega a terra il centro stella del trasformatore (neutro)
Sistema
IT se l’utente ha una propria cabina MT/bt e non
collega a terra il centro stella del trasformatore
Sul lato corrente continua a monte dell’inverter si
raccomanda di mantenere il sistema isolato da terra e di
utilizzare componenti a doppio isolamento o rinforzato118

Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• In data 8 marzo 2012 è stata pubblicata la delibera AEEG 84/2012.
• Detta delibera aggiorna ed integra le richieste della CEI 0-21
soprattutto per quanto riguarda i termini temporali dell’entrata in
vigore di alcune caratteristiche tecniche richieste ai dispositivi di
interfaccia (e agli inverter).
• Il rimando tecnico della delibera è il codice di rete di TERNA che è
stato aggiornato tramite l’emissione di 3 nuovi allegati:
– Allegato A. 68 – Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti
minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete
– Allegato A.69 - Criteri di connessione degli impianti di produzione
al sistema di difesa di Terna
– Allegato A.70- Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della
generazione distribuita
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Allegato A70 - Capitolo 7
• Per il controllo dei transitori in frequenza, si richiede agli impianti di
produzione statici connessi alle reti MT e BT:
– la capacità di ridurre la potenza immessa in rete in risposta ad una
variazione della frequenza del sistema al di sopra di una soglia
predefinita (regolazione della potenza in funzione della
sovrafrequenza);
– l’inserimento graduale della potenza immessa in rete in modo da
minimizzare gli effetti sul sistema in caso di ripresa del servizio.
– l’avviamento con l’aumento graduale della potenza immessa in
rete.
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Allegato A70 - Capitolo 7 – regolazione della potenza in funzione
della frequenza
– Potenza invariata fino a 50,3 Hz
– Riduzione di potenza per frequenze superiori a 50,3Hz fino a 51,5
Hz
– Non riconnnettersi o non riaumentare la potenza fino a quando i
valori di frequenza non si stabilizzano tra 49,95 e 50,05 Hz per 5
minuti
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Allegato A70 - Capitolo 7 - inserimento graduale della potenza
immessa in rete
– L’avviamento di detti impianti deve essere condizionato ad una
frequenza di rete non inferiore a 49,9 Hz e non superiore a 50,1 Hz
– La riconnessione deve avvenire aumentando gradualmente la
potenza immessa rispettando un gradiente positivo massimo non
superiore al 20% al minuto della potenza erogabile
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Allegato A70 –
capitolo 7 –
Insensibilità agli
abbassamenti di
tensione
• Gli impianti di
produzione statici
connessi alle reti MT
e BT di potenza ≥ 6
kVA devono essere
in grado di non
disconnettersi
istantaneamente in
caso di abbassamenti
di tensioni secondo il
seguente grafico
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Adeguamento della regola tecnica per la connessione alla rete BT:
• Dal 1 Aprile 2012 al 30 Giungo 2012
– Conformità al paragrafo 5 dell’allegato A70 con deroga nelle
soglie in frequenza che viene ristretto a
49 Hz ≤ f ≤ 51 Hz
• Dal 1 Luglio 2012 al 31 Dicembre 2012
– Conformità alle prescrizioni dell’Allegato A70 ad eccezione del
controllo LVFRT (insensibilità agli abbassamenti di tensione)
• Dal 1 Gennaio 2013
– Conformità completa alla norma CEI 0-21
S. P. I. Sistema di protezione di interfaccia
Trasformatore a 50 Hz e nuova norma CEI 0-21
IMMISSIONE DC
Il parallelo con la rete del distributore per gli impianti FV avviene
tramite un inverter.
Questo può iniettare in rete una certa quantità di componete
continua. Fino ad oggi era consentito utilizzare un controllo
elettronico della DC solo per impianti con taglia fino a 20 kWp
Supertata tale taglia dell’impianto era sempre necessaria
l’installazione di un trasformatore esterno.
La nuova CEI 0-21 prevede di potere eliminare il trasformatore
qualora l’inverter sia dotato di protezione sensibile alla DC
Rimane il limite di massima DC pari a 0,5% di In
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Adeguamento della regola tecnica per la connessione alla rete MT:
• Dal 1 Aprile 2012 al 30 Giungo 2012
– Conformità al paragrafo 5 e 8 dell’allegato A70 ad eccezione del
controllo LVFRT (insensibilità agli abbassamenti di tensione)
• Dal 1 Luglio 2012 al 31 Dicembre 2012
– Conformità a tutte le prescrizioni dell’Allegato A70
• Dal 1 Gennaio 2013
– Conformità alla nuova norma CEI 0-16 aggiornata secondo le
prescrizioni dell’Allegato A70
S. P. I. Sistema di protezione di interfaccia
Collegamento non
conforme alla
Delibera AEEG
84 e allegato
TERNA A70
S. P. I.
Collegamento
conforme alla
Delibera AEEG
84 e allegato
TERNA A70
S. P. I. Sistema di protezione di interfaccia
Semplificazioni
per impianti di
potenza fino a
30 kWp
connessi in MT
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Adeguamento degli impianti esistenti (Retrofit) di Utenti connessi
in Media Tensione di potenza superiore a 50 kW :
• Entro il 31 Marzo 2013 i suddetti Utenti devono far eseguire gli
interventi idonei a garantire la:
– Conformità al paragrafo 5 e 8 dell’allegato A70, ad eccezione
del paragrafo 8.1.1
• La delibera è retroattiva: per gli impianti esistenti di Utenti
connessi in MT (con cabina propria MT) di potenza P > 50KW è
obbligatorio realizzare l’adeguamento all’allegato A70 paragrafo
8 ed allegato E della norma CEI 0-16 in vigore
• Risulta indispensabile il collegamento a n. 3 TV per il
rilevamento della Vo> (59N), la quale deve sempre essere
misurata lato MT, nonché l’aggiornamento della protezione di
interfaccia stessa con i nuovi parametri richiesti dall’ Allegato
A70.
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Adeguamento degli impianti esistenti (Retrofit) di Utenti
connessi in Media Tensione di potenza superiore a 50 kW
• Per l’adeguamento la Delibera 84-2012 e l’allegato A70 non
richiedono la funzione di rincalzo
• Si consiglia di utilizzare la protezione di interfaccia con
porta Ethernet oppure con predisposizione per ricevere il
protocollo di comunicazione IEC 61850.
• Tali funzioni sono già prescritte nella norma CEI 0-21 e
saranno prevedibilmente richieste nella nuova edizione della
Norma CEI 0-16 e quindi dai Gestori di Rete.
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Esempio di schema di
inserzione SPI per utenti
attivi MT conforme a Norma
CEI 0-16 con Dispositivo di
Interfaccia installato sul lato
MT
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Esempio di schema di
inserzione SPI per utenti
attivi MT conforme a Norma
CEI 0-16 con Dispositivo di
Interfaccia installato sul lato
BT
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• PROTEZIONI D’INTERFACCIA
• VSensor
• Si tratta di un dispositivo innovativo che
racchiude in se tre funzioni:
– Trasformatore Elettronico di Tensione;
– Partitore capacitivo per lampade presenza
tensione;
– Isolatore portante.
• Il sensore può essere facilmente installato in
Quadri Elettrici di Media Tensione per
distribuzione primaria e secondaria per
funzioni di protezione e misura in alternativa a
Trasformatori Voltmetrici tradizionali ed a
isolatori portanti con presa capacitiva
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Vsensor – caratteristiche
• Trasformatore di tensione basato su un sensore di campo
elettrico, galvanicamente isolato dalle sbarre in tensione
• Il sensore può essere facilmente installato in Quadri Elettrici di
Media Tensione per distribuzione primaria e secondaria in
modalità "isolatore" (lato MT), in grado di rendere disponibile
anche la misura della tensione omopolare (Vo)
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Vsensor – caratteristiche
Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70
• Esempio di schema di
inserzione SPI per utenti
attivi MT conforme a Norma
CEI 0-16 con sensori
voltmetrici V-Sensor
Criteri per la taratura delle protezioni di Utenti di MT
• Le tarature delle protezioni generale e di interfaccia sono indicate
all’interno della Regolamento di Esercizio che il Gestore di Rete deve
trasmettere all’Utente entro 20 giorni dalla data di accettazione del
preventivo di connessione
Segnali logici delle protezioni
• Si precisa che, al momento, i Gestori di Rete Distributori non
dispongono di segnali logici da inviare da remoto sui sistemi di
protezione di interfaccia SPI degli impianti degli Utenti produttori, per
la commutazione dalla finestra di frequenza con “soglia permissiva” a
quella con “soglia restrittiva” e viceversa
• Pertanto gli Utenti produttori devono dotarsi di un sistema di protezione
con relè di frequenza a sblocco voltmetrico (81V) che in caso di guasto
sulla rete MT del Gestore di Rete Distributore abiliti la commutazione
dalla finestra di frequenza con “soglia permissiva” a quella con “soglia
restrittiva”
Criteri per la taratura delle protezioni di Utenti di MT
• Taratura del relè di sblocco voltmetrico del SPI prevista da ENEL
Cavi FG21M21 perapplicazioni fotovoltaiche
Attualmente sono disponibili cavi per impianti fotovoltaici
denominati FG21M21 secondo la nuova Norma CEI 20-91
febbraio 2010, con le seguenti caratteristiche:
• Temperatura di funzionamento: - 40  + 90 °C
• Tensione nominale: 900 / 1500 V DC
• Conduttori in rame stagnato
• Adatti alla posa esterna o interrata
• Resistenti all’acqua, agli UV, all’ozono
• Colore guaina nero, rosso e blu
Cavi per impianti FV in corrente continua
Criteri per il dimensionamento della
sezione dei cavi degli impianti FV:
• Caduta di tensione alla corrente
nominale entro 12 %
• Si nota che in genere dimensionando il
cavo in base alla caduta di tensione, la
portata risulta quasi sempre
sovrabbondante (valutare attentamente
i casi di cavi interrati posati insieme
ad altri cavi nella stesa tubazione )
Cavi per impianti FV in corrente continua
• I cavi devono avere una tensione nominale adeguata a quella del sistema
elettrico
Tensione nominale del cavo
U/U0
450 - 750 V (FROR)
0,6 - 1 kV (FG7OR)
Sistemi isolati da terra o con
un polo a terra (U0=U)
classe I
675 V
900 V
classe II
450 V
675 V
• In corrente continua la tensione massima del sistema elettrico non deve
superare 1,5 volte la tensione nominale dei cavi.
• La tensione nominale dei cavi è indicata con 2 valori di cui il primo è la
tensione nominale verso terra (U0) e il secondo è la tensione nominale
tra 2 conduttori attivi (U)
Protezione contro i fulmini
• Per quanto riguarda la protezione dalle scariche atmosferiche, in
generale gli impianti fotovoltaici non aumentano la probabilità
che gli edifici su cui sono installati siano colpiti da scariche
atmosferiche.
• Pertanto, se l’edificio non è dotato di impianto LPS esterno, non
bisogna prevederne obbligatoriamente l’installazione, ma si deve
eseguire la valutazione del rischio da fulmine secondo le norme
CEI.
• Se invece l’edificio è già dotato di impianto LPS esterno è
preferibile installare il sistema fotovoltaico in un’area protetta,
oppure integrare l’impianto LPS esistente in modo che assicuri
anche la protezione del sistema fotovoltaico.
• Gli eventuali scaricatori di sovratensioni SPD dovranno essere
dimensionati secondo le norme CEI.
145
Protezione contro i fulmini
Schema per limitare l’area dei circuiti
Limitare l’area dei circuiti per ridurre il valore delle
sovratensioni da fulmine
147
L’inverter è vicino ai moduli fotovoltaici ?
I montanti delle diverse stringhe possono essere prolungati fino
al quadro di sezionamento corrente continua vicino all’inverter
148
L’inverter è lontano dai moduli fotovoltaici ?
• I montanti delle diverse stringhe vengono collegati ad un quadro
di campo installato in prossimità del campo fotovoltaico.
• Il quadro di campo è collegato all’inverter mediante un unico
montante (ottimizzazione uso materiali e tempo d’installazione)
149
I sistemi di monitoraggio delle prestazioni
I sistemi di monitoraggio consentono l’acquisizione dei dati di
produzione energetica, ambientali e la segnalazione dei guasti
mediante l’impiego di sensori. Questi dati possono poi essere
resi disponibili a distanza tramite modem GSM o internet.
Il montaggio dei sistemi fotovoltaici
Il montaggio dei moduli fotovoltaici si può realizzare

Su tetto a falda: retrofit o integrazione architettonica

A terra o su tetti piani: supporti metallici

Ad inseguimento solare

A parete: frangisole, in verticale
151
Strutture di sostegno
• Le strutture hanno il compito di sostenere il peso dei
moduli e le sollecitazioni meccaniche costituite dal carico
vento e dal carico neve.
• Il GSE non richiede copia del progetto meccanico delle
strutture di sostegno e delle verifiche delle portate dei tetti.
• In ogni caso devono essere rispettate le leggi e le norme
tecniche indicate nella Guida CEI 82-25 (seconda edizione)
Allegato B
152
Installazioni sopra il tetto a falda
Sistemi parzialmente integrati
Moduli fotovoltaici sovrapposti alle tegole, fissati su strutture in
alluminio o in acciaio.
153
Installazioni sopra il tetto a falda
Cm ?
(1) Liberare due file di tegole
(3) Inserire le viti a martello
(4) Montare il profilo di base
154
Strutture di sostegno
155
Staffe di ancoraggio
Staffe di ancoraggio „Tegole 3“
Staffe di ancoraggio „Tegole 5“
Staffe di ancoraggio „Tegole 4“
Staffe di ancoraggio „Tegole 4“ Al
156
Esempio di montaggio
157
Sistemi di montaggio sul tetto a falda
158
Sistemi di montaggio sul tetto a falda
159
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
 Costo ridotto
 Rapidità e facilità di installazione
 Rischi limitati per la tenuta del tetto
Svantaggi:
 non si integrano nell’architettura
160
Sistemi non aderenti al tetto a falda
161
Sistemi inseriti nel tetto a falda
• Elevato valore
architettonico
• Possibiltà di sostituire
parte delle tegole con
moduli fotovoltaici
• Installazione solo su tetti
di tipo ventilato
• Sistema studiato per non
fare filtrare l‘acqua nella
falda
162
Sistemi inseriti nel tetto a falda
163
Sistemi inseriti nel tetto a falda
Sistemi integrati architettonicamente
Moduli fotovoltaici in sostituzione delle tegole, montati dentro dei
profili in alluminio (tipo lucernario) o sopra delle piastre in
plastica riciclata fissate sui travetti.
164
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
 Esteticamente più gradevoli
Svantaggi:
 Costo più elevato
 Installazione lunga e complicata
 Rischi di tenuta per il tetto
165
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
 Esteticamente più gradevoli
 Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto
 Nessun rischio di tenuta per il tetto
Svantaggi:
 A parità di potenza sono necessarie superfici più grandi rispetto
ai moduli tradizionali in silicio policristallino e monocristallino
 L’installazione elettrica può risultare più complessa
166
Installazioni su tetti piani
167
Supporti metallici
Supporti metallici
Possono essere in:
• acciaio verniciato (economici ma
poco diffusi per la minor resistenza
alla corrosione  richiedono
trattamenti periodici),
• in acciaio zincato a caldo (miglior
qualità, maggior costo, necessitano
comunque di trattamenti, seppure in
misura minore),
• in acciaio inox (più costosi,
manutenzione trascurabile).
168
Vantaggi e svantaggi
Supporti metallici
Vantaggi:
Si può scegliere l’inclinazione
ottimale.
Svantaggi:
Maggior impatto visivo.
169
Sistemi a vasche
Sistemi a vasche
In genere realizzati in plastica riciclata.
170
Vantaggi e svantaggi
Sistemi a vasche
Vantaggi:
• Facile e rapida installazione
• Leggerezza e facilità nel trasporto
• Possibilità di realizzare impianti
su terreni inclinati (discariche)
Svantaggi:
• Peso elevato sulla copertura una volta riempiti
171
Installazioni a parete verticale
Strutture in verticale
Quando i moduli sono installati adiacenti alle pareti, con un
angolo di 90° rispetto all’orizzontale.
172
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
• Minor costo della struttura
• Copertura di facciate altrimenti insignificanti
Svantaggi:
• Ridotta resa energetica (inferiore del 30%)
• Installazione non agevole se in quota  maggior costo
173
Installazione come schermi frangisole
174
Applicazioni particolari: pensiline
175
Installazione orizzontale? Non consigliata
• Per le installazioni su tetti piani può sembrare conveniente
installare i moduli in orizzontale per il minore costo della struttura
e per l’eliminazione dei rischi dovuti al vento.
• In pratica i moduli fotovoltaici si sporcano molto di più e la
pioggia ristagna sui vetri a causa del gradino della cornice di
alluminio. Si consiglia di non realizzare il montaggio orizzontale.
176
Installazioni a terra ad inseguimento solare
177
Sistema ad inseguimento solare
• Sistema ad inseguimento solare basato sul
sistema Sol-Conecter: piramide con 3 celle
fotovoltaiche di riferimento. A seconda dei
valori di tensione e corrente in uscita, un
circuito elettronico comanda il movimento
della struttura attraverso dei motori a
pistoni idraulici.
178
Vantaggi
Vantaggi:
• Alta resa energetica, fino al 30 – 40% in più per sistemi che si
muovono sui due assi
179
Svantaggi
Svantaggi:
• Costo maggiore (compensato dal minore numero di moduli
fotovoltaici necessari a parità di prestazioni)
• Complessità meccanica e manutenzione
• Fortemente esposto alle sollecitazioni del vento: attenzione al
fissaggio a terra
180
Integrazione architettonica dei sistemi fotovoltaici
I sistemi fotovoltaici integrati
• costituiscono una nuova risposta al problema ambientale
• sono il frutto di tecnologie avanzate
• riqualificano l’estetica di edifici esistenti o nuovi
• trasformano le facciate in fonti di energia pulita
181
Tipologie di moduli: “non termico”
• Il modulo fotovoltaico si adatta di volta in volta all’edificio:
per forma, misura, colore e caratteristiche strutturali. Tutti i
moduli sono testati elettricamente e meccanicamente così da
garantire lo standard IP65 contro il rischio da infiltrazioni di
umidità.
Tipologie di moduli semitrasparenti:
1) “non termico” = le celle sono fissate
con una resina tra due lastre di vetro
distanziate di circa 2 mm; i cavi
elettrici corrono nella cornice o nelle
tradizionali junction box.
182
Tipologie di moduli: “termico”
2) “termico” = nelle facciate isolanti il modulo fotovoltaico
è integrato in un doppio vetro, ottenendo un valore di
dispersione termica di 1,1 W/m2 K.
183
Il vetro
• Il vetro può anche avere forme particolari
(triangolari, trapezoidali, circolari),
permettendo una vasta libertà
progettuale; lo spessore, invece, dipende
dalla forma adottata, dal peso della
costruzione, dalle sollecitazioni (occorre
effettuare simulazioni con carichi statici).
• Vetro frontale: extra-bianco e con
spessore ridotto per ottimizzare la
captazione energetica.
• Vetro posteriore: diverse colorazioni e
184
tipi di laminazioni e isolamenti.
Tetti fotovoltaici strutturali
• I vetri sono semitrasparenti e la distanza tra le celle
permette di controllare la quantità di luce in ingresso.
185
Facciate fotovoltaiche di tipo ventilato
• Facciate fotovoltaiche integrate in palazzi adibiti ad uffici.
• I moduli fotovoltaici sono inseriti in vetri oscurati (sul fronte
rivolto a sud) e riducono la trasmissione dei raggi solari.
186
Sistemi integrati nei tetti a falda oppure curvi
Sistemi integrati architettonicamente
Moduli fotovoltaici montati direttamente sopra le lamiere del tetto
187
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
 Esteticamente più gradevoli
 Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto
 Nessun rischio di tenuta per il tetto
Svantaggi:
 A parità di potenza sono necessarie superfici più grandi rispetto
ai moduli tradizionali in silicio policristallino e monocristallino
 L’installazione elettrica può risultare più complessa
188
Sistemi integrati sui tetti piani
Sistemi integrati architettonicamente
Moduli fotovoltaici sopra le guaine di impermeabilizzazione
189
Sistemi integrati sui tetti piani
Sistemi integrati architettonicamente
Moduli fotovoltaici sopra le guaine di impermeabilizzazione
190
Sistemi integrati sui tetti piani
Sistemi integrati architettonicamente
Moduli fotovoltaici sopra le guaine di impermeabilizzazione
191
Vantaggi e svantaggi
Vantaggi:
 Esteticamente più gradevoli
 Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulla guaina superiore
 Nessun rischio di tenuta per il tetto
Svantaggi:
 A parità di potenza sono necessarie superfici più grandi rispetto
ai moduli tradizionali in silicio policristallino e monocristallino
 L’installazione elettrica può risultare più complessa
192
Scopo del sopralluogo
Il sopralluogo ha lo scopo di valutare:
1)
2)
3)
4)
5)
le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici
la disposizione dell’inverter e delle altre apparecchiature
elettriche
il percorso dei cavi e le relative lunghezze per un corretto
dimensionamento
le eventuali difficoltà logistiche in fase di realizzazione
i vincoli di tipo ambientale-paesaggistico relativi all’area
considerata
193
Strumenti necessari per il sopralluogo
Per il sopralluogo sono necessari i seguenti strumenti:

bussola con clinometro

bindella metrica

macchina fotografica

modulo di raccolta dati da compilare con il cliente
194
Individuare la migliore posizione
Individuare la posizione migliore per realizzare l’installazione
tenendo presente:
• presenza di vincoli paesaggistici/architettonici
• orientamento della superficie di installazione
• tipo di struttura per il sostegno dei moduli fv
• modalità di fissaggio della struttura alla copertura
dell’edificio
Una volta stabilita l’area di installazione è necessario rilevare
eventuali zone d’ombra
195
Valutazioni importanti
•
Misurare lo spazio disponibile sulla copertura dell’edificio
•
Individuare un locale per l’installazione dell’inverter
•
Valutare il percorso cavi ottimale
196
Sicurezza sul lavoro: caduta dall’alto
• La posa delle strutture, il montaggio e il cablaggio dei moduli
FV esigono che gli installatori lavorino sul tetto.
• Di conseguenza diventa fondamentale prevedere delle
protezioni contro l’accidentale
caduta dall’alto
• E’ dunque importante che si prevedano e verifichino la messa
in atto di misure preventive.
• Le misure più comuni sono:
– Parapetti di trattenuta
– Impalcature
– Ripiani
– Passerelle
– Piattaforme
197
Misure collettive o personali
Qualora risulti impossibile l’applicazione di tali protezioni,
devono essere adottate misure collettive o personali atte ad
arrestare con il minor danno possibile le cadute. Queste
possono essere:
• cinture di sicurezza
• imbracature con fune di trattenuta
198
Altri rischi potenziali
Gli altri principali rischi e di conseguenza le protezioni da
prevedere durante il montaggio degli impianti FV sono:
• Protezioni delle aperture nei solai
• Protezioni delle aperture verso il vuoto
• Caduta del materiale dall’alto
• Movimentazione manuale dei carichi
• Rischi di natura elettrica
199
Rischi di natura elettrica
• I moduli fotovoltaici sono generatori di tensione sempre
“accesi” in presenza di luce.
• Si ricorda che la luce diurna, anche durante una giornata
nuvolosa, può essere sufficiente per generare nell’impianto
fotovoltaico tensioni pericolose sul lato corrente continua.
• Pertanto durante il montaggio elettrico si consiglia di
“oscurare” i moduli fotovoltaici per evitare di lavorare
sottotensione.
200
Verifica tecnico-funzionale
La verifica tecnico-funzionale dell’impianto consiste nel
verificare:

l’isolamento dei circuiti elettrici verso terra;

la continuità elettrica delle connessioni tra moduli;

la continuità della messa a terra di masse e scaricatori;

il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico
nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle
varie modalità previste dal gruppo di conversione
(accensione, spegnimento, mancanza rete).
201
Verifica tecnico-funzionale
Strutture di sostegno:

serraggio delle connessioni bullonate e integrità della
geometria

stato di zincatura sui profili di acciaio
Generatore fotovoltaico:

integrità della superficie dei moduli

controllo delle cassette di giunzione (diodi di bypass,
serraggio, pressacavi, connessioni ecc.)

uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento
delle varie stringhe fotovoltaiche
202
Verifica tecnico-funzionale
Quadri elettrici:

integrità degli involucri e schemi elettrici

controllo dei diodi di blocco e degli scaricatori di tensione

esame a vista dei cablaggi

verifica funzionamento degli interruttori differenziali
PERICOLO
DOPPIA ALIMENTAZIONE
Prima di operare sui circuiti elettrici,
interrompere l’alimentazione
principale e i generatori locali.
Interruttore alimentazione principale presso: ___________________________
Interruttore generatori locali presso: __________________________________
203
Misura prestazioni energetiche
•
•
•
•
•
•
Per inverter di potenza maggiore di 20 kW occorre verificare la
condizione Pca > 0,8 * Pnom * G/ Gstc con un irraggiamento
G di almeno 600 W/m2
Per inverter di potenza fino a 20 kW occorre verificare la
condizione Pca > 0,78 * Pnom * G/ Gstc con un
irraggiamento G di almeno 600 W/m2
Pca e’ la potenza attiva in kW misurata in corrente alternata ai
morsetti di uscita dell’inverter, con precisione migliore del 2%
Pnom e’ la potenza nominale del generatore fotovoltaico in kW
G è l’irraggiamento misurato in W/m2 sul piano dei moduli FV,
con precisione migliore del 3%
Gstc e’ l’irraggiamento in condizioni di prova standard pari a
1000 W/m2.
204
Misura prestazioni energetiche
Qualora nel corso della misura venga rilevata una temperatura di
lavoro dei moduli, misurata sulla faccia posteriore dei medesimi,
superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in temperatura della
potenza stessa, secondo il metodo di calcolo indicato nella Guida
CEI 82-25 Variante 1 pubblicata ad ottobre 2011
Tipologie di sistemi fotovoltaici
Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica
Possono funzionare senza le batterie di accumulatori
Sistemi fotovoltaici in isola (“stand alone”), dove
non è presente la rete pubblica
Sono necessarie le batterie di accumulatori
206
Sistemi fotovoltaici per utenze in isola
Sistemi fotovoltaici per utenze in isola
•
•
•
•
•
•
•
Fornitura di energia per utenze in isola distanti dalla rete  in
genere utenze non particolarmente “energivore”
Enorme valenza per lo sviluppo dei paesi in via di sviluppo
PVS dove 2 miliardi di persone non dispongono di elettricità e
1,5 miliardi non hanno accesso all’acqua potabile
Applicazioni importanti nei PVS: sollevamento acqua dai
pozzi, alimentazione stazioni radio, frigoriferi per vaccini
Manutenzione semplice e poco frequente
Costi competitivi con le fonti fossili (gruppi elettrogeni diesel)
Indipendenza dall’approvvigionamento dei combustibili fossili
(costosi e di difficile reperibilità nei PVS)
Impatto ambientale trascurabile
208
Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)
Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)
Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)
Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)
Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)
Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola
•
•
Residenziale
Case e rifugi montani
Tempo libero
Camper e imbarcazioni
214
Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola
Segnaletica stradale
Segnaletica stradale. Valutare attentamente l’impiego per
illuminazione di incroci stradali e piste ciclabili.
215
Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola
Agricoltura
Impianti di pompaggio dell’acqua nei PVS paesi in via di
sviluppo
Industria
Protezione catodica di gasdotti, oleodotti e altri tipi di
tubazioni; fornitura di potenza in generale, in particolare per
carichi elettrici limitati (dell’ordine di qualche kW) sempre in
zone lontane dalla rete o dove questa non risulta affidabile
(discontinuità nell’erogazione).
216
Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola
Telecomunicazioni
Ripetitori radiotelevisivi; apparecchi telefonici; stazioni di
rilevamento e trasmissione dati (meteorologici, sismici, sui
livelli dei corsi d’acqua, sulla presenza di incendi), spesso
molto utili nei servizi di protezione civile.
Sanità
Soprattutto refrigeratori, molto utili in particolare nei paesi in
via di sviluppo per la conservazione di vaccini e sangue.
217
Componenti dei sistemi fotovoltaici in isola
Moduli fotovoltaici
Fusibili o diodi di blocco
Interruttori-sezionatori per corrente continua
Batterie di accumulatori
Regolatori di carica
Inverter
Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter
Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter
Si ricorda che all’esterno è necessario utilizzare cavi con
adeguata resistenza agli agenti atmosferici (pioggia e sole). 218
Schema di un sistema fotovoltaico in isola
Utenze in corrente continua
219
Schema di un sistema fotovoltaico in isola
Utenze in corrente continua ed alternata
220
Le batterie: caratteristiche principali
• L’energia prodotta dai moduli fotovoltaici viene
immagazzinata nelle batterie, per renderla disponibile quando
non c’è sufficiente illuminazione.
• E’ l’elemento più critico di tutto il sistema, l’unico che esige
manutenzione.
Requisiti principali:
• lunga durata di vita (numero di cicli di carica/scarica)
• scarsa manutenzione
• ridotta autoscarica
221
Le batterie al piombo
• Tra le batterie disponibili sul mercato, la più idonea risulta
sempre la batteria al piombo, grazie soprattutto al rendimento
di carica e scarica e al rapporto tra prezzo e prestazioni.
• Le batterie adottate negli impianti fotovoltaici (“stazionarie”)
sono ideali per funzionare con correnti limitate per tempi
prolungati sia per la carica che per la scarica, diversamente
dalle tradizionali batterie per autotrazione.
222
Sovraccarico ed eccesso di scarica
• Batteria sovraccaricata  in prossimità degli elettrodi si
formano ossigeno ed idrogeno. La miscela dei due gas è detta gas
tonante ed è esplosiva (pericolo !!  sistemare le batterie in
luoghi ben arieggiati). Il regolatore di carica (centralina) previene
la sovraccarica della batteria, bloccando il processo di carica
quando si raggiunge una tensione finale di carica di 2,35 V per
cella.
• Per evitare invece l’eccesso di scarica, con relativo rischio di
solfatazione delle piastre (nel caso in cui non si verifichi una
successiva ricarica), il regolatore interromperà il prelievo di
corrente nel caso in cui la tensione dell’elemento scende sotto un
certo livello (1,75 V). Aumentando la corrente di scarica, inoltre,
aumentano le perdite dovute alla resistenza (P = R * I2) riducendo
in tal modo la capacità della batteria.
223
Capacità di una batteria
• La capacità di una batteria (Cn = In * tn [Ah], In=corrente
di scarica nominale; tn=tempo di scarica nominale) viene
sempre definita in funzione del tempo di scarica e della
temperatura di funzionamento.
• Ad esempio, C20 indica la capacità di una batteria che è
scaricata in 20 ore alla temperatura di 25°C.
• Temperatura di esercizio ideale per gli accumulatori al
piombo:
15 – 25°C.
224
Effetti causati dalla variazione di temperatura
– Minore temperatura  minore capacità
– Maggiore temperatura  maggiore autoscarica 
3–5% / mese a 20°C, perché si velocizzano le reazioni
chimiche
– Al variare della temperatura cambia la tensione
(V max (T) = - 6 mV/°C)  è importante che il regolatore
sia in grado di considerare la temperatura.
225
Piastre positive corazzate tubolari
•
Le piastre positive tubolari e le piastre negative a
griglia sono isolate le une dalle altre mediante
separatori microporosi. Un ulteriore involucro in fibre
di vetro racchiude l’elettrodo positivo e previene
cortocircuiti interni.
•
Buona resistenza ai cicli (circa 1200 cicli con una
profondità di scarica dell’80%), bassa autoscarica, poca
manutenzione, impiego possibile fino a –5°C al massimo,
ottimo rapporto prezzo-qualità, lunga durata di vita.
226
Batterie con elettroliti solidi
•
Utili per temperature sotto lo zero.
•
Sono robuste e non hanno problemi per il trasporto in
aereo.
•
Durata cicli: elevata.
•
Costo: elevato.
227
Batterie al nichel-cadmio
•
•
Per temperature estreme (da –50°C ad oltre +55°C).
Alto rendimento.
•
Le batterie al Ni-Cd possono essere scaricate
completamente.
Essendo la scarica totale possibile, il regolatore di carica è
superfluo.
In buone condizioni di funzionamento la durata di vita è
lunghissima.
•
•
•
•
Svantaggio: alta autoscarica (5 – 10 volte superiore di
quella delle batterie al piombo).
Alto costo.
228
Rendimento batterie
• Rendimento batterie = Eout / Ein [%]
Il rendimento sale quanto più è basso il rapporto tra Isc e Icar.
Un buon rendimento è 0,83.
• Durata di vita: se la batteria è “ben regolata” può arrivare
anche a 8 – 10 anni di vita.
Se la profondità di scarica è eccessiva, la durata di vita della
batteria si riduce:
Profondità di scarica
80%
N° cicli
1200
30%
3000
229
Collegamento in serie e in parallelo
•
Collegamento in serie: + di una batteria con – di un’altra 
si sommano le tensioni e le capacità in Wh (con batterie di
uguale capacità); le capacità in Ah non cambiano. E’ bene
che le batterie in serie abbiano le stesse caratteristiche e la
stessa età (in termini di cicli di carica e scarica).
•
Collegamento in parallelo: tra poli uguali  si sommano le
capacità in Ah e in Wh, mentre la tensione rimane costante.
230
Manutenzione ed altri accorgimenti
• Manutenzione
Controllo periodico dell’elettrolita.
Gli intervalli di manutenzione possono essere prolungati
facendo ricorso a dispositivi di ricombinazione dell’idrogeno
(capsule al carbone attivo da avvitare al posto dei tappi):
l’ossigeno e l’idrogeno che si producono durante la carica si
congiungono di nuovo per formare acqua, che ritorna alla
batteria riducendo sensibilmente le perdite idriche.
• Altri accorgimenti
Per ridurre al minimo l’escursione termica, isolare le
batterie.
I collegamenti tra diverse batterie devono essere fatti
preferibilmente tra elementi assolutamente identici
(soprattutto se si tratta di collegamenti serie).
231
Attenzione!
• Alla sovraccarica perenne  l’acqua si scompone in miscela
tonante e corrode le piastre.
• Alla scarica profonda  le griglie delle piastre si
trasformano in solfato di piombo, con conseguenti perdite di
capacità.
• Allo stoccaggio in stato di scarica  le masse attive degli
elettrodi formano cristalli di solfato di piombo grossi e duri
che riducono la capacità.
• Alle basse temperature  allo stato scarico l’elettrolita può
congelare e distruggere il contenitore dell’accumulatore.
232
Regolatori elettronici di carica
•
Coordinano in modo ottimale il generatore solare e
l’accumulatore e ottimizzano il flusso di energia.
•
Servono per il monitoraggio dell’impianto.
•
Gli strumenti indicatori sono importanti perché l’utenza
impara ad adattare il prelievo di corrente all’offerta
disponibile, in modo da prolungare sensibilmente
l’autonomia del sistema.
233
Regolatori di tipo “serie” e “parallelo”
• Se la temperatura del locale batterie non è tra i 15 e i 25°C, è
necessaria una compensazione della tensione finale di carica
(corretta con un valore compreso tra –3 e –6 mV per ogni °C
di aumento della temperatura).
• Si trovano in commercio regolatori di tipo “serie” (tiristore
di stacco in serie tra moduli e batteria) e i regolatori di tipo
“parallelo” (tiristore di stacco in parallelo tra moduli e
batteria, seguito da una resistenza per la dissipazione della
corrente)
234
Regolatori elettronici di carica
Dimensionamento sistemi fotovoltaici in isola
–
–
–
–
–
Calcolo dell’energia giornaliera assorbita dalle utenze
[Wh/giorno]
Calcolo della potenza del generatore fotovoltaico
[Wp]
Calcolo della batteria di accumulatori [V e Ah]
Scelta del regolatore di carica [V e A]
Scelta del tipo di inverter [V e W]
236
Si ringrazia per l’attenzione
Relatore: Perito Industriale GAMBA MASSIMO
Libero Professionista
Membro CEI CT 82 Sistemi fotovoltaici
Studio Gamba
Piazza Santa Croce 3
20053 Muggiò (MB)
Tel. 039-2789027
e-mail: [email protected]
www.gambaprogetti.it
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