manuale di progettazione dell`impianto

Serie NA-FxxxGx
SED0911001 Vers. 2.0
Prima di installare l’impianto fotovoltaico a film sottile, leggere attentamente il presente manuale
MANUALE DI
PROGETTAZIONE
DELL’IMPIANTO
~ Impianto fotovoltaico a film sottile ~
NA-FxxxGx
Serie NA-FxxxGx
Cronologia delle revisioni
FIRMA
N.
DATA
MODIFICA
PAGINA
Approvata da
1
03.06.2009
Prima edizione
Revisione completa dei
Capitoli
capitoli I - VII.
I～VII
Revisione del numero di
serie alla riga 15.
2
04.11.2009
21
Modifica della
descrizione del tipo di
Appendice
modulo FV in
appendice.
Controllata da
Preparata da
Serie NA-FxxxGx
Indice
I. PRIMA DELL’INSTALLAZIONE····························································· 1
II. AVVERTENZE GENERALI ··································································· 2
Ⅲ. CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE ······················································ 3
III.1 UBICAZIONE ·················································································································· 3
III.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV ························ 7
III.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP ········ 9
III.3.1 CONTROMISURE····························································································· 11
III.4 INVERTER······················································································································ 12
III.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV·············································································· 14
IV. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE 17
IV.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE ······················································································· 17
IV.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D’ONDA ·· 18
IV.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE
CARATTERISTICHE ELETTRICHE ··············································································· 19
IV.3.1 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE ..19
IV.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE ..............19
Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA·········· 20
V.1 INVERTER ·······························································································································20
V.1.1 POTENZIALE DEL MODULO···················································································20
V.1.2 CAPACITÀ·················································································································20
V.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE·······························································································21
V.2.1 DIODO ·························································································································21
V.2.2 FUSIBILE ····················································································································21
V.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI .................................................23
V.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE·····································23
V.3.2 TENSIONE DI TENUTA····························································································23
V.3.3 PORTATA DI CORRENTE ························································································23
Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO··························· 24
VI.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 1 MW·······································24
VI.1.1 CONFIGURAZIONE DELL’IMPIANTO (10 kW) ·····················································24
VI.1.2 SCHEMA DELL’IMPIANTO (10 kW) ·······································································25
VI.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kW)···················································25
VI.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL’IMPIANTO FV···················25
VII. STIMA DELLA POTENZA GENERATA············································ 26
APPENDICE
APPENDICE: EFFETTI DELL’OMBRA
I. PRIMA DELL’INSTALLAZIONE
a) Prima di progettare un impianto fotovoltaico con moduli FV SHARP (di tipo NA-FxxxGx),
leggere attentamente il presente documento, per garantire una progettazione e
un’installazione corrette.
b) Il presente documento fornisce informazioni supplementari sotto forma di linee guida
sulla progettazione degli impianti FV per i progettisti, gli installatori, gli operatori e i
manutentori degli impianti.
Non garantiamo il contenuto di questo documento e decliniamo ogni responsabilità per
qualsiasi danno provocato dal contenuto del documento o da eventuali informazioni non
accurate.
c) Verificare le ultime specifiche elettriche e meccaniche dei prodotti (modulo FV, inverter
ecc.).
d) Prima della progettazione e dell’installazione dell‘impianto FV, controllare le leggi e i
regolamenti nazionali e locali, i relativi standard, le autorizzazioni necessarie, ecc. Nella
maggior parte dei casi, occorre contattare l’amministrazione pubblica locale, il gestore
della rete elettrica e/o gli altri enti interessati.
e) L’impianto FV deve essere installato, utilizzato e sottoposto a manutenzione
esclusivamente da personale qualificato.
PITTOGRAMMA
Il significato dei vari pittogrammi contenuti nel presente
manuale è il seguente:
Leggere e rispettare le specifiche e le istruzioni del
manuale di installazione.
Da fare.
Da non fare.
SSccoorrrreettttoo Sconsigliato.
C
Coorrrreettttoo Consigliato.
1
II. AVVERTENZE GENERALI
Leggere e seguire tutte le avvertenze riportate nelle schede tecniche degli impianti FV.
L’impianto FV va progettato in base alle specifiche di tutti i prodotti.
Leggere attentamente il manuale di installazione e seguire le istruzioni relative a tutti i
prodotti necessari per la messa a terra.
Tenere le persone non qualificate lontano da qualsiasi componente dell’impianto FV.
2
Ⅲ.CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE
Ⅲ.1 Ubicazione
a) Prima di procedere all’installazione dell’impianto FV, leggere attentamente le specifiche
e il manuale ed eseguire correttamente le procedure di installazione.
C
Coorrrreettttoo b)
Si consiglia di non installare i moduli FV in luoghi in cui siano ombreggiati da alberi,
fogliame, canne fumarie, edifici e altri ostacoli. In Europa, gli impianti FV vengono, in
genere, progettati in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui a mezzogiorno
durante il solstizio d'inverno. In Giappone, gli impianti FV vengono, in genere, progettati
in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui dalle 9:00 alle 15:00 durante il
solstizio d'inverno.
L’ombreggiamento comporta una riduzione della potenza d’uscita dei moduli FV. Lo
sporco sulla superficie di vetro e/o l’ombreggiamento prolungato possono provocare lo
scolorimento dei moduli FV (si veda l’Appendice EFFETTI DELL’OMBRA).
SSccoorrrreettttoo
Diminuzione della produzione di energia elettrica
SSccoorrrreettttoo
A mezzogiorno durante il solstizio d’inverno in Europa.
Dalle 9:00 alle 15:00 durante il solstizio d’inverno in Giappone
Scolorimento a causa dello sporco
e/o dell’ombreggiamento prolungato.
OMBRA
θ
Figura1.1: Effetti dell’ombra
3
C
Coorrrreettttoo
c) Se si installa l’impianto FV in zone soggette a forti nevicate, si consiglia di fissare un
angolare d’acciaio sul lato inferiore della struttura di supporto, per fare in modo che i
moduli resistano al peso della neve. In caso contrario, sotto il peso della neve, il telaio
dei moduli FV potrebbe piegarsi.
SSccoorrrreettttoo
Modulo FV
Neve
Telaio piegato
Modulo FV
Angolare d’acciaio
Neve
C
Coorrrreettttoo
Figura1.2: Contromisure in zone soggette a forti nevicate
4
C
Coorrrreettttoo d) Se si installa l’impianto FV in una zona soggetta a fulmini, si consiglia di utilizzare, con
l’impianto FV, dei limitatori di sovratensione (Surge Protection Devices – SPD).
Figura1.3: Contromisure in zone soggette a fulmini
C
Coorrrreettttoo e) Esempio di impianto parafulmine con aste di captazione
Si consiglia di verificare il rispetto dei seguenti requisiti.
1. La distanza di sicurezza “S” tra l’asta di captazione e l’array FV è conforme alla norma
IEC61024-1.
2. Le aste di captazione non ombreggiano i moduli FV.
Figura1.4: Impianto parafulmine con aste di captazione
5
C
Coorrrreettttoo f)
Collegamento equipotenziale
Si consiglia di collegare la griglia equipotenziale all’impianto elettroconduttore entrante in
una cabina elettrica contenente il controller, le apparecchiature di monitoraggio, l’inverter,
ecc. Tutte le parti metalliche e tutti i servizi elettrici sono collegati direttamente alla griglia
equipotenziale. Inoltre le linee elettriche sono collegate indirettamente alla griglia
equipotenziale attraverso i limitatori di sovratensione (SPD). Per proteggere l'edificio dalle
sovratensioni da fulmine, si consiglia di effettuare il collegamento il più vicino possibile
all’ingresso dei servizi.
Asta di captazione
Modulo FV
Cabina elettrica
SPD
CA
CC
Quadro di stringa
Griglia equipotenziale
Figura1.5: Collegamento equipotenziale
6
Ⅲ.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV
C
Coorrrreettttoo a) Per garantire la massima produzione di energia elettrica durante tutto l’anno, si consiglia
di orientare il modulo FV verso sud. Si dice che in genere il migliore angolo
d’inclinazione del modulo FV sia pari alla latitudine del sito di installazione. Se, tuttavia, il
sito di installazione è caratterizzato da una stagione a basso irraggiamento, come una
stagione piovosa o nevosa, l’angolo di inclinazione va riconsiderato al fine di assicurare
la massima produzione di energia elettrica durante tutto l’anno. Per un angolo di
inclinazione ottimale nelle città europee, si faccia riferimento al capitolo VII b).
Figura1.6: Angolo di inclinazione e orientamento
C
Coorrrreettttoo b) Se l’angolo di inclinazione del modulo FV è pari o superiore a 5 gradi, una certa quantità
di sporco sulla superficie di vetro del modulo FV viene rimossa da una normale pioggia.
A seconda delle condizioni ambientali, lo sporco potrebbe, tuttavia, accumularsi sulla
superficie di vetro anche nel caso in cui l’angolo di inclinazione sia pari o superiore a 5
gradi. L’accumulo di sporco può provocare una diminuzione della potenza d'uscita.
L’accumulo di sporco sulla superficie di vetro e/o l’ombreggiatura prolungata possono
inoltre causare lo scolorimento del modulo FV. Per garantire la produzione necessaria,
tenere pulita la superficie di vetro del modulo FV servendosi esclusivamente di un
panno morbido imbevuto di acqua.
Diminuzione della produzione di
energia elettrica
S
S
o
o
Sccco
orrrrrreeetttttto
o
Modulo FV
θ＜5°
Scolorimento da sporco e/o ombreggiatura prolungata
C
C
o
o
Co
orrrrrreeetttttto
o
Modulo FV
θ≧5°
7
Figura1.7: Angolo di inclinazione
c) I moduli FV vanno installati con le righe in posizione verticale.
L’installazione con le righe in posizione orizzontale è vietata, poiché potrebbe
danneggiarsi in modo permanente un elemento di produzione dei moduli FV, potrebbe
corrodersi lo strato di film sottile e potrebbero ricoprirsi di neve, polvere e sporco alcune
celle FV allineate sul lato più lungo del telaio.
Vietato
Ombra o sporco
Diminuzione della corrente proveniente dalla cella
Corrente
Potenza di uscita
Cella
Cell
Ombra e sporco
Figura1.8: Orientamento di installazione
8
Dalla cella non proviene corrente
Ⅲ.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP
Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva (ad esempio, la struttura di supporto o il
telaio). In caso contrario, il modulo FV potrebbe corrodersi o potrebbe verificarsi una
diminuzione della potenza d’uscita.
０Ｖ
!
Na
+ Inverter
+
+
＋ ６００Ｖ
-
＋ ５４０Ｖ
Na
-
６００Ｖ
０Ｖ
+
－
+
＋ ５４０Ｖ
＋ ４８０Ｖ
０Ｖ
Na
+
+
＋ ６０Ｖ
-
Voltage
to ground
Tensione
a terra [V]
(V)
＋ ０Ｖ
０Ｖ
０Ｖ
+
－
0
０Ｖ
Na
+
Inverter
+
+
０Ｖ
-
- ６０Ｖ
Na
-
+
６００Ｖ
０Ｖ
+
- ６０Ｖ
- １２０Ｖ
－
０Ｖ
-
+
+
- ５４０Ｖ
- ６００Ｖ
０Ｖ
０Ｖ
０Ｖ
Voltage
toaground
[V]
Tensione
terra (V)
Na
Figura1.9: Assenza di tensione negativa sul modulo a film sottile SHARP
9
0
+
－
（MOTIVO）
Come si evince dalla seguente figura, il modulo a film sottile SHARP ha una struttura di tipo
“superstrato”.
Se non si adottano gli appositi accorgimenti descritti in precedenza, il potenziale elettrico del
TCO (Transparent Conducting Oxide - Ossido conduttivo trasparente), che si trova in
prossimità del vetro protettivo, diventerebbe completamente negativo e provocherebbe una
differenza di potenziale tra il telaio del modulo e il TCO. Nel caso in cui il modulo abbia una
grande differenza di potenziale, lo ione di sodio (Na) del vetro potrebbe trasferirsi al TCO. In
tal caso, il TCO vicino al telaio potrebbe corrodersi e le caratteristiche elettriche del modulo
FV potrebbero cambiare.
0V
Vetro protettivo
Na+
TCO: Potenziale negative
Corrosione
Cella di film sottile
Conduttore
Telaio del modulo
Figura1.10: Struttura del modulo (superstrato)
10
Ⅲ.3.1 CONTROMISURE
Per la messa a terra positiva del modulo FV, vi sono diverse soluzioni.
C
Coorrrreettttoo a)
Uso dell’inverter per la messa a terra positiva del potenziale elettrico CC attraverso il
sistema di controllo, il metodo di protezione, il cablaggio, la struttura, ecc.
* Per i dettagli, si veda la documentazione dell’inverter pubblicata dal produttore
Inverter
０Ｖ
Na
+
+
CC
Inverter
+
Utilizzare un
＋ ６００Ｖ
-
CA
＋ ５４０Ｖ
inverter idoneo
０Ｖ
per la messa a
６００Ｖ
Na
+
+
terra positiva del
＋ ５４０Ｖ
-
＋ ４８０Ｖ
lato CC
０Ｖ
+
+
＋ ６０Ｖ
-
Voltage
to aground
[V]
Tensione
terra (V)
Na
－
＋ ０Ｖ
０Ｖ
+
０Ｖ
+
0
－
Figura1.11: Messa a terra del potenziale elettrico positivo CC mediante inverter.
b) Messa a terra del polo negativo CC dell’inverter.
Contattare il produttore dell’inverter per verificare il rispetto delle seguenti condizioni:
1. La messa a terra del polo negativo CC dell’inverter è del tutto corretta.
2. Tale contromisura non ha alcun effetto sulle funzioni di protezione (es. funzione di
rilevamento dei guasti di messa a terra CC) dell’inverter.
Inverter
０Ｖ
Na
DC
+
+
＋ ６ ００Ｖ
-
＋ ５４０ Ｖ
Funzioni
Na
６００Ｖ
０Ｖ
-
Inverter
+
+
+
＋ ５４ ０Ｖ
＋ ４８０ Ｖ
０Ｖ
Na
-
+
+
＋ ６ ０Ｖ
＋ ０Ｖ
－
０Ｖ
０Ｖ
Figura1.12: Messa a terra del polo negativo CC dell’inverter
11
AC
Ⅲ.4 INVERTER
La messa a terra dell’impianto CC (IEC 62109-2 (CD2) 7.102.3.3) richiede, per l’inverter, il
rispetto di due condizioni.
1. La tensione del collegamento dell’array messo a terra deve essere inferiore a
1 V.
2.
La corrente che attraversa il collegamento non deve essere superiore a 1 A.
In caso di mancato rispetto di una delle due condizioni, occorre applicare il dispositivo di
protezione, al fine di interrompere la corrente di messa a terra, e l'inverter deve
disconnettere la griglia entro 0,3 secondi.
０Ｖ
Na
+
DC
+
＋ ６０ ０Ｖ
-
Inverter
+
＋ ５ ４０ Ｖ
AC
Na
-
６００Ｖ
０Ｖ
+
+
Alla griglia
＋ ５ ４０ Ｖ
＋ ４ ８０ Ｖ
－
０Ｖ
Na
-
+
+
Disconnessione entro 0,3 secondi
＋ ６０ Ｖ
＋ ０Ｖ
０Ｖ
＜1V
≦1A
Interruzione collegamento
０Ｖ
Figura 1.13: Requisito IEC (IEC 62109-2 (CD2) 7.102.3.3) in caso di impianto CC messo a
terra
Gli inverter destinati ai moduli a film sottile da mettere a terra mediante polo negativo
devono possedere le suddette funzioni. L’uso di un inverter senza queste funzioni provoca il
passaggio della corrente di messa a terra accidentale negli array FV. Nel caso in cui si
verifichi un guasto di messa a terra o qualcuno tocchi contemporaneamente la terra e un
conduttore non messo a terra, potrebbe insorgere un rischio elettrico o potrebbero verificarsi
delle scosse elettriche.
12
Corrente di messa a terra accidentale
*“Alcune alternanze determinano la forma
della messa a terra del polo negativo”
(IEC 62109-2（CD2）7.102.3.3)
Figura1.14: Corrente di messa a terra accidentale
13
Ⅲ.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV
Adottare misure appropriate (ad esempio, fusibile per la protezione del modulo FV e cavo
da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle stringhe)
per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa.
Quando una parte del modulo FV è in ombra, la cella FV funge da resistenza. La corrente
inversa passa quindi dalle altre stringhe alle stringhe che non funzionano nel modulo
coperto dall’ombra. Una corrente inversa che sia maggiore di quella del fusibile con
amperaggio massimo della serie potrebbe distruggere il modulo FV.
Assicurarsi, quindi, che il modulo FV non venga attraversato da tale corrente inversa,
collegando il dispositivo di protezione secondo le seguenti procedure.
Il collegamento in parallelo senza misure
protettive è vietato
Collegare i dispositivi di protezione
Corrente
Dispositivo di protezione
I”
Cella
I=I’+I”＞
I
Fusibile con amperaggio
massimo della serie
Ombra
Ombra
Figura1.15: Collegamento del modulo FV
14
I’
C
Coorrrreettttoo a) UTILIZZO DI DIODI
L’uso dei diodi è consigliato. Collegare uno o più diodi in serie ogni stringa od ogni due
stringhe. È necessario che i diodi abbiano abbastanza IFAV* della corrente proveniente dalle
stringhe FV e abbastanza VRRM** della tensione dell’impianto. Stabilire le caratteristiche
tecniche del diodo o dei diodi in base al clima, alla temperatura ambiente, alla durata, al
tasso di guasto e così via. Il collegamento di più di due stringhe col punto di blocco è vietato,
poiché la corrente inversa proveniente dalle altre stringhe potrebbe danneggiare il modulo.
C
C
o
o
Co
orrrrrreeetttttto
o
C
C
o
o
Co
orrrrrreeetttttto
o
or
1 stringa
Vietato
Punto di blocco
+
+
2 stringhe
Più di 2
stringhe
1 o più diodi
Amperaggio massimo del
fusibile: 5A
+
-
-
-
OK
I≦5A
Corrente
I＞5A
I＞5A
I＞5A
I<5A
I<5A
Ombra
Ombra
Figura1.16: Utilizzo di diodi
15
I’<5A
I=I’+I”<10A
Ombra
I”<5A
b) UTILIZZO DI UN FUSIBILE
Collegare, ad ogni stringa, un fusibile con amperaggio nominale di 5 ampere e tensione
nominale CC pari o superiore alla tensione dell’impianto, in conformità alla norma
IEC61730 (ad esempio, l’Helio Fuse della Ferraz Shawmut, disponibile a partire da maggio
2009). È vietato utilizzare un fusibile con più di una stringa, perché l’eventuale corrente
inversa proveniente da un’altra serie potrebbe danneggiare il modulo.
Vietato
Amperaggio nominale: 5 A
+
+
Tensione nominale CC ≧ Tensione
impianto
Più di 1 stringa
1 stringa
-
-
Amperaggio massimo del fusibile: 5A
OK
I≦5A
Corrente
I≦5A
I＞5A
I’≦5A
5A
I”<5A
I=I’+I”<10A
Ombra
Figura1.17: Utilizzo di un fusibile
16
Serie NA-FxxxGx
Ⅳ. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE
I due seguenti paragrafi riguardano due caratteristiche specifiche dei film sottili che occorre
prendere in considerazione nella progettazione di un impianto.
Ⅳ.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE
A causa dell’invecchiamento iniziale del modulo a film sottile, la potenza massima diminuisce del
10% o più del valore iniziale entro pochi giorni. Perché la potenza massima raggiunga il valore
nominale, occorre del tempo. Per i dettagli, si veda la scheda tecnica.
17
Serie NA-FxxxGx
Ⅳ.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D’ONDA
La struttura a tandem è illustrata nella figura 4.1. “TCO” sta per Transparent Conductive Oxide
(ossido conduttivo trasparente). La cella dello strato superiore è in silicio amorfo, mentre quella
dello strato inferiore è in silicio microcristallino. Le caratteristiche di efficienza quantica (QE =
Quantum Efficiency) tipiche sono illustrate nella Figura 4.2. La struttura a tandem ha un’ampia
gamma di lunghezze d’onda della luce da trasformare in elettricità. Il silicio amorfo genera
elettricità con lunghezze d'onda della luce più corte. Il silicio microcristallino genera elettricità con
lunghezze d’onda della luce più lunghe.
Luce incidente
Ligth
Induce
Vetro
glasis
Glasses
T CO
TCO
Cella dello
strato
Top
cellsuperiore
Cella dello
stratocell
inferiore
Bottom
Elettrodo
electrode
Figura 4.1: Struttura a tandem
0,9
0,8
Cella in silicio amorfo
(Cella superiore)
QE [elettrone/fotone]
0,7
0,6
Cella
silicio microcristallino
Microin crystal
silicon cell
(Cella inferiore)
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
350
450
550
650
750
850
950
1050
1150
Lunghezza d’onda [nm]
Figura 4.2: Efficienza quantica versus caratteristiche della lunghezza d’onda
18
Serie NA-FxxxGx
Ⅳ.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE
ELETTRICHE
La presente guida riporta soltanto informazioni indicative, che non sono garantite. Le altre
informazioni vanno considerate con una certa tolleranza rispetto ad altri dispositivi di impianto.
Ⅳ.3.1 VARIAZIONE A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE
I dati sono stati calcolati mediante un test accelerato.
< Ambito >
Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a
tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NA-F115G5, NA-F121G5,
NA-F128G5).
< Descrizione >
Come indicato nella SCHEDA TECNICA, i moduli FV presentano differenze tra le caratteristiche
elettriche iniziali e le caratteristiche elettriche nominali. Dopo l’installazione dei moduli all’aperto, le
caratteristiche elettriche cambiano rispetto alle caratteristiche iniziali. Per la potenza di picco
(Pmax) e per un esempio della sua variazione a lungo termine, si veda la SCHEDA TECNICA.
Segue un elenco dei valori annuali medi di ogni caratteristica dopo 25 anni.
Tensione di circuito aperto (Voc): 99 ～ 100% (del valore nominale)
Tensione al punto di massima potenza (Vpm): 97 ～ 99% (del valore nominale)
99 - 100%
Voc
Valore nominale
97 - 99%
Valore nominalee
Vpm
25 anni
0
Ⅳ.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE
I dati si basano su un test di esposizione effettuato in Giappone e in Germania.
< Ambito >
Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a
tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NA-F115G5, NA-F121G5,
NA-F128G5).
< Descrizione >
Le caratteristiche elettriche dei moduli a film sottile hanno un effetto stagionale. Per la potenza di
picco (Pmax) e per un esempio del suo effetto stagionale, si veda la SCHEDA TECNICA.
Per un valore di ampiezza dell'effetto stagionale previsto, si veda sotto.
Tensione di circuito aperto (Voc): ±0～2%
Tensione al punto di massima potenza (Vpm): ±1～3%
0～+2%
Voc
Valore nominale
0 ～－2%
Vpm
Valore nominale
＋1～＋3%
－1～－3%
0
19
Serie NA-FxxxGx
Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA
Ⅴ.1 INVERTER
Si consiglia di seguire la seguente procedura di scelta.
INIZIO
MODALITÀ ELETTRICA
POTENZIALE DEL MODULO
CAPACITÀ
TENSIONE DI USCITA
NOMINALE
NUMERO DI SERIE
COORDINAMENTO
→ Linea trifase a quattro fili, linea monofase a due fili, linea monofase
a tre fili ecc. Rispettare la modalità elettrica nel sito di installazione.
→ Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva. Va
utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del
potenziale del modulo FV.
→ Rispettare la potenza massima del generatore FV consigliata nella
scheda tecnica dell’inverter.
→ La tensione in uscita nominale dell’inverter deve essere uguale
alla tensione nel PCC (Point of Common Coupling - Punto di
accoppiamento comune). Se ciò è impossibile, rispettare la
tensione nel PCC mediante l’uso di un trasformatore.
→ Calcolare il numero di serie considerando la tensione d’uscita FV
alla temperatura del sito di installazione e la gamma di tensione in
entrata dell’inverter.
→ Osservare la normativa locale del sito di installazione.
PROTEZIONE
UBICAZIONE
→ Adottare le misure necessarie per non provocare problemi con
l‘impianto FV nel caso in cui venga danneggiato dall’acqua di
mare e dal peso della neve.
FINE
Figura 5.1: Procedura di scelta dell’inverter
Ⅴ.1.1 POTENZIALE DEL MODULO
Va utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del potenziale del modulo FV (es.
la struttura di supporto e il telaio). Al riguardo, leggere attentamente i paragrafi III.3 e III.4.
Ⅲ.3 and Ⅲ.4
Ⅴ.1.2 CAPACITÀ
Leggere attentamente la scheda tecnica dell’inverter e scegliere l’inverter in base alla potenza
massima del generatore FV consigliata nella scheda tecnica dell’inverter.
Nel caso in cui la potenza FV massima consigliata non sia indicata nella scheda tecnica,
rispettare la seguente condizione, benché il seguente fattore dipenda dalle condizioni ambientali
del sito di installazione.
Potenza massima CC in ingresso
≦ 1.1～1.2 × potenza generatore FV @STC
20
Serie NA-FxxxGx
Ⅴ.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE
In caso di collegamento in parallelo, adottare misure appropriate (es. fusibile per la protezione del
modulo FV e cavo da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle
stringhe) per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa, visto che la corrente può scorrere in
direzione inversa.
C
Coorrrreettttoo Ⅴ.2.1 DIODO
Si consiglia di utilizzare un diodo che abbia una tensione inversa di picco ripetitiva (VRRM)
superiore a 2.400 V. Stabilire le caratteristiche del diodo considerando la seguente corrente e le
seguenti condizioni ambientali del sito di installazione. La portata di corrente del diodo varia a
seconda delle condizioni ambientali
・ Corrente di cortocircuito in uscita (Isc) del modulo FV.
・ Temperatura ambiente del luogo in cui è installato il diodo (es. quadro di stringa, scatola di
raccolta).
・ Durata.
・ Tasso di guasto, ecc.
In caso di inosservanza di quanto sopra indicato, la sovracorrente può facilmente rompere il diodo.
Ⅴ.2.2 FUSIBILE
Il fusibile ha una corrente nominale e una corrente di fusione. La corrente nominale è la corrente
che il fusibile può condurre continuamente senza interrompere il circuito. In caso di passaggio
della corrente di fusione, la temperatura del filo metallico presente all’interno del fusibile aumenta
e il filo si fonde direttamente o fonde un giunto brasato all’interno del fusibile, aprendo il circuito. Di
conseguenza,
Corrente di fusione ＞ Corrente nominale
* Per informazioni sul fusibile utilizzato, contattare il produttore del fusibile.
Esempio
104
Tempo溶断時間[sec]
di fusione [sec]
103
102
101
100
10 -1
10 -2
10 -3
1
10
15
Corrente
I]
電流　[II // nominale
I@ 定格
Corrente nominale
Corrente di fusione
Figura 5.2: Caratteristiche tempo-corrente del fusibile
21
Serie NA-FxxxGx
Il fusibile deve soddisfare le seguenti 3 condizioni.
1 La tensione nominale deve essere superiore alla tensione dell’impianto (600 V o 1.000 V).
2 La corrente deve essere pari o superiore a 1,25 volte l’Isc iniziale a condizioni di test standard
(STC) IEC.
Corrente nominale ≧ 1,25 volte l’Isc iniziale a STC
3 Scegliere una corrente di fusione che impedisca ad una corrente superiore a quella del fusibile
con amperaggio massimo della serie di scorrere in direzione inversa.
3
1
I≦5A
O
！
K
O
！
K！
OK
La tensione nominale è superiore
a quella dell’impianto.
2
1,25×Isc iniziale ＠STC
Figura 5.3: Condizioni d’uso del fusibile
22
I＞5A
Serie NA-FxxxGx
C
Coorrrreettttoo Ⅴ.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI
Si consiglia di seguire tre criteri fondamentali: riduzione al minimo delle perdite di tensione,
tensione di tenuta e portata di corrente del cavo.
Ⅴ.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE
Il dimensionamento delle sezioni trasversali dei cavi tiene conto del potenziale economico (perdita
di potenza del cavo vs. costo del cavo ecc.) e della necessità di avere la minore perdita di tensione
(e di potenza) possibile.
Ⅴ.3.2 TENSIONE DI TENUTA
La tensione di tenuta del cavo è pari o superiore alla tensione dell’impianto (600 V o 1.000 V).
Ⅴ.3.3 PORTATA DI CORRENTE
La portata di corrente è pari o superiore a 1,25 volte l’Isc iniziale a STC.
1,25 volte l’Isc inziale a STC
≦
Portata di corrente
Cavo CC
1 Tiene conto della perdita di tensione (e di potenza).
2 Tensione di tenuta ≧ tensione dell’impianto
3 1,25 l’Isc iniziale a STC ≦ Portata di corrente
Fusibile
+
－
Quadro di stringa
Figura 5.4: Progettazione DC e dimensionamento dei cavi
Leggere attentamente le specifiche del cavo e verificare la portata di corrente. La portata di
corrente del cavo varia a seconda delle condizioni ambientali.
23
Serie NA-FxxxGx
Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL'IMPIANTO
Per la progettazione dell’impianto, osservare la seguente procedura.
[ CONDIZIONI DELL’ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO ]
Impianto collegato alla rete (grid-connected) e non autonomo (stand alone).
Ⅵ.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 10 kW
Ⅵ.1.1 CONFIGURAZIONE DELL’IMPIANTO (10 kW)
Capacità dell’impianto
: 10 kW
Modulo FV
: NA-F121G5
(Modulo FV a film sottile Pm=121W, Vpm=45.0V, Ipm=2.69A)
Inverter
: Inverter da 10kW con kit di messa a terra.
(Potenza d’uscita nominale 10 kW)
Angolo di inclinazione
: 35°
Azimut
: Sud
Metodo di installazione:
・I moduli sono installati a terra, in posizione verticale, su 2 colonne.
・Collegamento dei moduli FV con 8 serie per stringa.
・L’impianto da 10 kW è in una configurazione di 8 serie × 11 stringhe.
Tabella 6.1: Configurazione dell’impianto da 10 kW
Elemento
Modulo FV
Inverter
Specifica
NA-F121G5
/121 W
Inverter da 10
kW con kit di
messa a terra.
Serie×stringhe
Quantità
8×11
88 pezzi
-
1 unità
24
Capacità totale
10,65 kW
(121 W × 88 pezzi)
-
Serie NA-FxxxGx
Ⅵ.1.2 SCHEMA DELL’IMPIANTO (10 kW)
Array FV
Quadro di stringa CC
Inverter da 10 kW
+
8 serie
－
Kit di messa a terra
Fusibile
11 stringhe
Figura 6.1: Schema dell’impianto
Ⅵ.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kW)
Tabella 6.2: Elenco delle apparecchiature (10 kW)
Specifica
Film sottile 121
W
10 kW
11 stringhe
Modulo FV
Inverter
Quadro di stringa CC
Struttura di supporto
Quantità
Unità
88 Pezzi
1 Unità
1 Unità
1 Unità
Ⅵ.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL’IMPIANTO FV
Tabella 6.3: Elenco delle apparecchiature per capacità dell’impianto FV
Specifica
Modulo FV
NA-F121G5
/121W
Inverter
10 kW
Quadro di stringa CC 11 stringhe
Struttura di supporto
Unità
Capacità dell’impianto FV
10 kW
20 kW
30 kW
88
176
(8×11) (8×22)
Unità
1
2
Unità
1
2
Unità
264
(8×33)
3
3
* Il numero tra parentesi è il numero di serie x stringhe.
25
40 kW
50 kW
100 kW
352
440
880
(8×44) (8×55) (8×110)
4
5
10
4
5
10
1
Serie NA-FxxxGx
Ⅶ. STIMA DELLA POTENZA GENERATA
a) Calcolo della produzione annuale di elettricità (impianto da 100 kW)
Questo calcolo della potenza generata annualmente riguarda 28 città.
I numeri riportati nella cartina rappresentano le città indicate nella tabella alla pagina seguente.
（25: Guyana America del Sud）
22
21
20
19
18
12
13
16
17
14
28
27
24
26
11
10
8
6
9
5
23
7
1
3
2
4
15
* Stimato da SHARP.
* I dati della simulazione non sono garanzia della potenza
generata.
La suddetta stima della produzione elettrica si basa sulle seguenti condizioni.
1. Orientamento
： Sud
2. Inclinazione
： Angolazione ottimale per ogni città
3. Capacità dell’impianto : 100 kW
4. Si presume che la temperatura del modulo FV a film sottile sia la temperatura media di ogni città indicata
nella seguente tabella più 40°C. Il coefficiente di temperatura è -0.24%/°C.
5. Efficienza del trasformatore: 100%.
6. La formula per il calcolo della produzione elettrica mensile è la seguente e la produzione elettrica annuale è
la somma delle produzioni elettriche mensili.
Epd　＝
U　・ P
・ K'　・ Kpt　・ K''
Po
P=100, Po=1000, K’=0.84
Kpt=1-0.24*(T+18.4-25)/100, K”=1
26
Epd : Produzione elettrica (kwh/giorno)
2
U : Irraggiamento della radiazione globale (kWh/m /giorno)
P : Potenza d’uscita dell’impianto (kW)
2
Po : Irraggiamento di correzione (=kkW/m )
K' : Coefficiente di correzione
Kpt : Coefficiente di temperatura
K" : Altre perdite
Serie NA-FxxxGx
b) Dati relativi alla temperatura media mensile e all’irraggiamento medio giornaliero
Paese
N.
Città
(Angolazione ottimale)
1
1.Valencia
(35°)
2
2.Alicante
(35°)
3
3.Murcia
(35°)
4
4.Almeria
(34°)
5
5.Siviglia
(32°)
6
6.Madrid
(34°)
7
7.Cordova
(35°)
8
8.Barcellona
(36°)
Spagna
9
Portogallo
10
11
9.Lisbona
(32°)
10.Faro
(near by Albuferia)
(33°)
11.Porto
(34°)
12
12.Utrecht
(36°)
13
13.Amburgo
(37°)
14
14.Monaco
(39°)
Italia
15
15.Palermo
(32°)
Belgio
16
16.Bruxelles
(34°)
Olanda
Germania
Lussemburgo
Regno
UK
Unito
17
17.Lussemburgo
City
(33°)
18
18.Southampton
(40°)
19
19.Oxford
(35°)
20
20.Birmingham
(36°)
21
21.Leeds
(38°)
22
22.Edinburgo
(39°)
23
23.Marsiglia
(35°)
24
24.Montpellier
(35°)
25.Cayenne
25
(Guyana Sud
America)
(5°)
Francia
26
27
28
26.Perpignan
(35°)
27.Tolosa
(35°)
28.Lione
(34°)
Temperatura media [
℃]
Irraggiamento annuale [MWh/m
2]
Produzione elettrica annuale [MWh/anno]
Mese
Temperatura media [
Irraggiamento medio [kWh/m
℃]
2
/giorno]
Gen
11
3.71
Feb
11.6
4.25
Mar
13.5
5.29
Apr
15.2
5.80
Mag
18.4
6.23
Giu
21.5
6.50
Lug
24.4
6.68
Ago
24.9
6.42
Set
22.7
5.67
Ott
18.8
4.77
Nov
14.5
3.67
Dic
11.8
3.36
11.6
4.45
12.4
5.07
13.7
5.97
15.7
6.10
18.6
6.32
22.1
6.47
25.1
6.81
25.5
6.45
23.3
6.07
19.2
5.23
14.9
4.00
12.1
4.03
9
4.39
10.3
5.04
11.8
5.94
14.0
5.97
17.5
6.32
21.6
6.40
24.9
6.77
24.9
6.42
21.9
6.00
17.7
5.23
12.6
3.87
9.4
4.00
12.5
3.27
13.0
3.78
14.6
4.99
16.1
5.30
18.8
5.69
22.3
6.07
25.4
6.26
26
6.02
24.1
5.47
19.9
4.45
16.2
3.33
13.3
3.06
10.7
4.16
11.9
4.64
14.0
5.90
16.0
5.73
19.6
6.42
23.4
6.60
26.8
7.13
26.9
6.74
24.4
6.40
19.5
5.23
14.3
3.83
11.1
3.74
5.5
3.74
7.0
3.96
9.3
5.90
11.6
5.50
15.5
6.48
20.4
6.93
24.3
7.13
23.8
6.87
20.3
6.06
14.5
4.74
8.9
3.37
5.9
2.58
9.5
4.32
10.9
4.82
13.1
5.94
15.2
5.73
19.3
6.36
23.2
6.53
26.9
7.10
26.8
6.71
23.8
6.40
18.5
5.29
12.9
3.90
9.7
3.84
9.7
3.00
10.4
3.61
12.1
4.77
14
5.10
17.3
5.23
21
5.77
24.1
6.19
23.7
5.90
21.5
5.30
17.7
4.26
13.3
3.10
10.6
2.77
11.4
3.42
12.3
3.89
13.7
5.90
15.1
5.73
17.4
6.32
20.2
6.73
22.4
6.94
22.8
6.97
21.7
6.17
18.5
5.00
14.5
3.33
11.8
3.13
11.9
4.61
12.6
4.89
13.7
6.61
15.1
6.27
17.5
7.00
20.6
7.23
23.3
7.52
23.4
7.39
21.8
7.03
18.7
6.07
15.1
4.07
12.7
3.97
9.3
3.39
10.1
3.79
11.5
5.26
12.9
5.50
15.1
6.10
18.1
6.47
19.9
6.36
19.8
6.48
19
5.90
16.2
4.71
12.3
3.23
9.9
2.67
3.6
1.03
3.5
2.35
5.1
2.74
7.6
4.27
11.7
4.87
14.5
4.57
16.4
4.84
16.7
4.55
14.7
3.47
11.4
2.48
6.9
1.60
4.6
1.03
1.1
1.07
1.1
1.82
4.4
2.74
7.2
4.13
12.2
4.90
15
5.07
17.2
4.74
17.2
4.55
13.9
3.57
9.4
2.23
5
1.30
2.2
0.84
-2.2
2.03
-0.4
2.93
3.4
3.87
7.6
4.57
12.2
5.07
15.4
5.13
17.3
5.36
16.6
5.07
13.4
4.43
8.2
3.13
2.8
1.90
-0.9
1.45
12.8
3.10
13
4.11
13.8
5.29
15.7
6.03
18.8
6.42
22.7
6.83
25.5
6.77
26.2
6.45
24
5.90
20.7
4.87
16.5
3.60
14.1
3.07
2.5
1.16
3.4
2.00
5.8
2.84
8.7
3.80
12.6
4.61
15.4
4.67
17
4.65
16.8
4.36
14.4
3.43
10.5
2.36
6.2
1.40
3.5
0.84
0
1.07
1.1
2.32
4
3.03
7.5
4.20
11.8
4.84
14.9
4.97
16.9
5.23
16.4
4.71
13.4
3.80
9.1
2.55
3.8
1.43
1
1.00
4.9
1.68
5.1
2.68
6.8
3.36
9
4.90
12.2
5.16
15.3
5.13
17.4
5.16
17.1
4.94
14.8
4.07
11.8
2.84
7.8
2.03
5.7
1.29
4
1.16
3.9
1.89
5.9
2.81
7.9
4.20
11.1
4.55
14.3
4.63
16.6
4.71
16.5
4.39
14
3.40
10.4
2.26
6.5
1.57
4.7
0.87
3.1
1.07
3.1
1.75
5.2
2.52
7.6
3.97
10.6
4.39
14
4.40
15.8
4.39
15.4
4.29
13.2
3.30
10
2.13
6
1.47
4.2
0.84
4.1
1.10
4.2
1.61
5.9
2.77
8.0
3.60
11.4
4.65
14.5
4.80
16.4
4.74
16.1
4.07
13.9
3.40
10.7
2.19
6.6
1.53
4.8
1.03
3.2
1.10
3.3
1.96
5.1
2.74
7.1
3.97
9.9
4.74
13
4.70
14.5
4.68
14.3
4.07
12.3
3.30
9.5
2.07
5.4
1.30
3.9
0.81
7
3.32
8.1
3.71
10.3
5.13
13.1
5.70
16.9
6.13
20.7
6.60
23.7
6.90
23.1
6.55
20.4
5.73
16.2
4.36
11
3.30
8.1
2.84
5
3.16
6.5
3.57
10.0
4.77
13.1
5.20
16.5
5.77
20.4
6.17
22.8
6.55
22.2
6.19
19
5.33
14.4
3.84
9.7
2.90
5.9
2.68
26.5 ℃
26.1
26.1
26.1
26.7
26.7
26.1
26.1
26.7
27.2
27.2
26.7
26.1
1.79 MWh/m2
3.94
4.21
4.45
4.50
4.26
4.47
5.13
5.65
6.20
6.10
5.43
4.32
8.1
3.07
9.1
3.71
10.7
4.90
13.3
5.17
16.7
5.26
20.7
5.83
23.6
6.23
23.1
6.00
20.4
5.47
16.4
4.26
11.6
3.40
8.8
3.00
5.4
2.32
6.9
3.18
8.7
4.39
11.3
4.90
14.8
5.23
18.4
5.67
21.3
6.00
20.8
5.65
18.5
5.27
14.3
3.90
8.9
2.70
5.9
2.19
1.8
1.74
3.7
2.43
6.2
3.68
9.6
4.60
13.4
4.94
16.7
5.57
19.7
6.10
18.9
5.48
16.2
4.70
11.8
2.97
6.1
1.93
2.7
1.42
17.4 ℃
1.98 MWh/m2
155 MWh/anno
17.9 ℃
2.04 MWh/m2
166 MWh/anno
16.3 ℃
2.02 MWh/m2
166 MWh/anno
18.5 ℃
2 MWh/m2
163 MWh/anno
18.2 ℃
2.03 MWh/m2
165 MWh/anno
13.9 ℃
1.93 MWh/m2
159 MWh/anno
17.5 ℃
2.04 MWh/m2
166 MWh/anno
16.3 ℃
1.68 MWh/m2
137 MWh/anno
16.8 ℃
1.94 MWh/m2
158 MWh/anno
17.2 ℃
2.22 MWh/m2
182 MWh/anno
14.5 ℃
1.82 MWh/m2
150 MWh/anno
9.7 ℃
1.15 MWh/m2
96 MWh/anno
8.8 ℃
1.13 MWh/m2
94 MWh/anno
7.8 ℃
1.37 MWh/m2
114 MWh/anno
18.7 ℃
1.9 MWh/m2
155 MWh/anno
9.7 ℃
1.1 MWh/m2
91 MWh/anno
8.3 ℃
1.19 MWh/m2
99 MWh/anno
10.7 ℃
1.32 MWh/m2
109 MWh/anno
9.7 ℃
1.11 MWh/m2
92 MWh/anno
9℃
1.05 MWh/m2
87 MWh/anno
9.7 ℃
1.08 MWh/m2
90 MWh/anno
8.5 ℃
1.08 MWh/m2
90 MWh/anno
14.9 ℃
1.84 MWh/m2
151 MWh/anno
13.8 ℃
1.71 MWh/m2
141 MWh/anno
143 MWh/anno
15.2 ℃
1.71 MWh/m2
141 MWh/anno
12.9 ℃
1.57 MWh/m2
129 MWh/anno
10.6 ℃
1.39 MWh/m2
115 MWh/anno
* Fonte: METEONORM.
27
Serie NA-FxxxGx
APPENDICE
Serie NA-FxxxGx
Appendice: EFFETTI DELL’OMBRA
1. Distanza tra gli array
Nel caso in cui gli array solari siano ombreggiati da montagne, edifici, pali elettrici, alberi e così via,
la potenza generata potrebbe essere inferiore a quella prevista. Di conseguenza, i moduli vanno
installati, in sostanza, in modo tale da non essere ombreggiati e disposti in modo tale che qualsiasi
array non sia ombreggiato dall’array che si trova davanti. Per evitare una possibile diminuzione
della produzione elettrica a causa della polvere e del deposito di sporco sulla superficie del
modulo, si consiglia un angolo di inclinazione pari o superiore a 5 gradi.
Per indicazioni sull’inclinazione e sulla distanza tra gli array in ciascuna zona, si faccia riferimento
alla seguente tabella.
* [Condizioni per il calcolo della distanza tra gli array]
•
Moduli FV: NA-FxxxGx
•
I moduli sono installati a terra in posizione verticale su 2 colonne.
•
Distanza tra i moduli: 40 mm in lunghezza e 40 mm in larghezza.
•
Gli array solari non sono ombreggiati alle ore 12.00 del 21 dicembre.
Tabella A.1: Distanza tra gli array
Zona
Latitudine
Longitudine
Inclinazione
10°
15°
20°
25°
30°
35°
40°
45°
10°
15°
20°
25°
30°
35°
40°
45°
10°
15°
20°
25°
30°
35°
40°
45°
N48.08
Germania
(Monaco)
E11.35
Ｎ41.53
Italia
（Roma）
E12.3
Ｎ40.25
Spagna
（Madrid）
Ｗ3.43
Distanza tra gli array
ｍｍ
1.490
2.221
2.935
3.627
4.291
4.922
5.516
6.068
1.066
1.588
2.099
2.594
3.069
3.520
3.945
4.340
1.006
1.500
1.982
2.449
2.898
3.324
3.725
4.098
* Valore
di riferimento
ⅰ
Serie NA-FxxxGx
Inclinazione
Distanza tra gli array
Figura A.1: Distanza tra gli array
ⅰ