CRITERI DI PROGETTAZIONE E NORMATIVE PER IMPIANTI

UNIVERSITA’ DEGLI STUDI DI PADOVA
FACOLTA’ DI INGEGNERIA
CORSO DI LAUREA TRIENNALE IN INGEGNERIA MECCATRONICA
CRITERI DI PROGETTAZIONE E NORMATIVE PER IMPIANTI
FOTOVOLTAICI
RELATORE: SIMONE BUSO
CORRELATORI:
LAUREANDO: FEDERICO SAVEGNAGO
ANNO ACCADEMICO: 2011/2012
1
INDICE
CAP 1: TIPOLOGIE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
1.1 Impianti isolati della rete elettrica
1.1.1
servizio
1.1.2
utenze isolate
1.1.3
mini-reti isolate
1.2 Impianti collegati alla rete elettrica
1.2.1
tetti fotovoltaici
1.2.2
Centrali fotovoltaiche
6
6
6
6
7
7
7
8
CAP 2: COMPONENTI DI IMPIANTO FOTOVOLTAICO
2.1 Moduli fotovoltaici
2.2 Sistemi di accumulo dell'energia
2.2.1 Caratteristiche
2.2.2 Installazione
2.2.2 Installazione
2.2.3 Riempimento
2.3 Convertitori statici
2.3.1 Inverter per applicazioni isolate
2.3.2 Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
2.3.3 Funzioni di un inverter
2.4 Strutture di sostegno
2.4.1 Effetti del carico di neve
2.4.2 Effetti dell'azione del vento
2.4.3 Materiali per le strutture di sostegno
2.4.4 Tipologie tradizionali per posa a terra
9
9
9
9
10
12
12
12
13
13
14
14
15
15
16
16
CAP 3: ANALISI DI PRODUCIBILITÀ DI UN IMPIANTO
FOTOVOLTAICO19
3.1 Calcolo della radiazione solare teorica sul piano dei moduli
3.1.1 Angolo orario ω
3.1.2 Declinazione δ
3.1.3 Angolo d'incidenza θ
3.1.4 Radiazione diretta I
3.1.5 Radiazione diffusa D
3.1.5 Albedo R
3.2 Soleggiamento di un sito
3.2.1 Metodo di Liu-Jordan
2
19
19
19
19
20
20
21
21
21
3.2.2 Tabelle di dati caratteristici ed osservazioni empiriche
22
3.2.3 Località senza archivio di dati storici di radiazione
23
3.2.4 Moduli posizionati diversamente da quelli dei valori tabulati
23
3.3 Influenza dell'ambiente sull'energia captata
24
3.4 Parametri tecnici che influenzano la producibilità di un impianto
25
3.4.1 Perdita per scostamento delle condizioni di funzionamento dei moduli
rispetto a quelle di targa
25
3.4.2 Perdite per riflessione
25
3.4.3 Perdita di mismatch tra le stringhe
25
3.4.4 Perdite sui circuiti in corrente continua
26
3.4.5 Perdite sul sistema di accumulo
26
3.4.6 Perdite sul sistema di conversione
26
3.4.7 Perdite per basso soleggiamento e per ombreggiamento
reciproco
26
CAP 4: PROCEDIMENTO DI DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI27
4.1 Sopralluogo
27
4.2 Dimensionamento di un sistema per utenze isolate
27
4.3 Metodo di analisi
27
4.3.1 Dati d'ingresso
28
4.3.2 Metodo di calcolo
29
4.3.3 Dati di uscita
30
4.4 Dimensionamento di un sistema collegato alla rete
32
CAP 5: ARCHITETTURA DEL SISTEMA ELETTRICO E SICUREZZA
5.1 Conversione centralizzata e conversione di stringa
5.2 Scatole di parallelo stringhe e quadri elettrici
5.3 Cablaggio elettrico
5.4 Tensione nominale
CAP 6: CRITERI PROTEZIONE CONTRO LE SCARICHE
ATMOSFERICHE
6.1 Dati sperimentali
6.2 Parametri dei fulmini
6.3 Protezioni contro i fulmini secondo norme CEI EN 62310/1-440
6.4 LPS esterno
6.4.1 Metodo dell'angolo di protezione
6.4.2 Metodi della sfera rotante
6.4.3 Metodo della maglia
6.5 LPS interno
3
35
35
36
37
37
39
39
39
42
42
43
43
43
CAP 7: PROGETTO ELETTRICO DELL'IMPIANTO FOTOVOLTAICO 46
7.1 Layout d'impianto
46
7.2 Scelta dei componenti
47
7.2.1 Moduli fotovoltaici
48
7.2.2 Sistema di accumulo
48
7.2.3 Regolatore di carica
48
7.2.4 Convertitore statico
48
7.2.5 Considerazioni progettuali per convertitori per impianti collegati alla
rete
49
7.2.6 Considerazioni progettuali nella scelta del convertitore per impianti
isolati dalla rete
49
7.3 Protezioni elettriche del generatore fotovoltaico
49
7.3.1 Diodi
49
7.3.2 Scaricatori di sovratensioni
50
7.4 Quadri elettrici
50
7.4.1 Quadri in continua
50
7.4.2 Quadri in corrente alternata
51
7.4.3 Verifiche e prove
51
7.5 Cavi elettrici, collegamenti di montaggio
51
7.5.1 Cablaggio del generatore fotovoltaico
51
7.5.2 Collegamenti elettrici fra componenti
52
7.6 Verifiche di progetto
52
7.6.1 Coordinamento tra conduttori e dispositivi di protezione
52
7.6.2 Collaudo
53
CAP 8: MANUTENZIONE
8.1 Manutenzione ordinaria e preventiva
8.1.1 Moduli fotovoltaici
8.1.2 Stringhe fotovoltaiche
8.1.3 Struttura di sostegno
8.1.4 Quadri elettrici
8.1.5 Batterie di accumulatori
8.1.6 Convertitore statico
8.1.7 Collegamenti elettrici
8.2 Affidabilità e parti di scorta
8.3 Check list di controllo periodico
54
54
54
54
54
54
55
55
55
55
56
CAP 9: VALORIZZAZIONE DELL'ENERGIA
9.1 Premessa
57
57
4
9.2 Tariffe incentivanti del conto energia
9.3 Scambio sul posto
CAP 10: CONCLUSIONI
5
58
58
59
CAPITOLO 1
Tipologie di impianti fotovoltaici
1.1 Impianti isolati dalla rete elettrica
Figura 1: Schema impianto isolato [4]
1.1.1 Servizio
Comprendono quelle applicazioni per carichi di piccola potenza in servizio isolato dalla
rete come :
- pompaggio di piccole quantità d'acqua per uso sanitario
- alimentazioni ripetitori telefonici e radio
- carica batteria per imbarcazioni da diporto
1.1.2 Utenze isolate
Fanno parte in genere della tipologia identificabile come domestica con distribuzione
dell'energia in corrente continua o, per fabbisogni energetici maggiori, in corrente
alternata come rifugi alpini, seconde case, ecc
6
1.1.3 Mini-reti isolate
Costituite da impianti con potenza fotovoltaica di qualche decina di kW, distribuzione in
alternata, spesso trifase, e con back-up di un gruppo diesel elettrico. Sono dedicate
all'elettrificazione di villaggi o comunità isolate dalla rete di distribuzione (piccole
isole). La presenza del gruppo diesel , che può essere parte integrante della generazione
elettrica, fa chiamare questi impianti ibridi.
Gli impianti fotovoltaici isolati sono stati il primo campo di applicazione civile della
tecnologia fotovoltaica, legata inizialmente ai voli spaziali. Gli impieghi si sono estesi
ad un numero sempre maggiore di aree di interesse, man mano che il costo della
tecnologia si riduceva diventando sempre più competitivo rispetto ai costi di estensione
della rete elettrica. Questa tipo di tecnologia è l'unica opzione di alimentazione o per
vincoli tecnici come la trasmissione di dati in quota o alle boe luminose o per vincoli
paesaggistici in cui non è possibile estendere la rete elettrica.
Figura 2: Schema impianto collegato alla rete [4]
1.2 Impianti collegati alla rete elettrica
1.2.1 Tetti fotovoltaici
Questa tipologia di impianti si dimostra la più idonea ad una diffusione di larga scala nei
contesti urbanizzati perché è adatta all'integrazione dei moduli nelle facciate, nelle
coperture o in altri elementi d' involucro degli edifici esistenti e di nuova realizzazione.
7
Sono impianti di potenza contenuta (qualche kW), che iniettano l'energia prodotta in
rete e pertanto non richiedono l'accumulo di energia in quanto la rete elettrica garantisce
l'alimentazione.
La progettazione di questi impianti non è necessario che sia dimensionata per far fronte
ai fabbisogni energetici dell'utenza perché c'è la rete che fa da polmone. Di conseguenza
la progettazione viene fatta rispettando altri vincoli tra cui:
- budget
- ampiezza aree interessate
- risultato estetico finale
1.2.2 Centrali fotovoltaiche
Presentano potenze installate considerevoli e di taglia modulare in quanto costituite da
unità di generazione base con potenze fino a 500 kW.
Esempi:
Centrale realizzata dall'ENEL Spa a Serre in provincia di Salerno che è entrata in
parallelo alla rete nel 1994. Occupa una superficie di 60000 m2 , ha una potenza
nominale di 3,3 MWp con una stima di producibilità annua di 4,5 milioni di kWh. E'
costituita da 45000 moduli per un totale di 2600000 celle.
La centrale di Pocking in Baviera da 10MW.
La centrale di Muhlausen da 6,3 MW.
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CAPITOLO 2
Componenti di impianto fotovoltaico
2.1 Moduli fotovoltaici
Un modulo fotovoltaico è un dispositivo in grado di convertire l'energia solare
direttamente in energia elettrica mediante effetto fotovoltaico ed è impiegato come
generatore di corrente in un impianto fotovoltaico. Ogni modulo è composto da celle
che possono essere costituite da silicio monocristallino o policristallino.
Il silicio monocristallino è costituito da cristalli ad elevata purezza che vengono fusi e
poi solidificati nella forma voluta. Il silicio policristallino ha costi di produzione
inferiore rispetto al precedente, ma le nuove tecnologie permettono la realizzazione di
celle con prestazioni elettriche di poco inferiori a quelle di celle di silicio
monocristallino.
Un'altra tecnologia è rappresentata dai film sottili che sono realizzati a partire da
materiali attivi sotto forma di gas, con il vantaggio di poter essere depositati in strati
spessi pochi micron.
L'insieme di celle forma il modulo. L'insieme di moduli forma il pannello. L'insieme dei
pannelli forma la stringa. L'insieme delle stringhe forma il campo.
2.2 Sistemi di accumulo dell'energia
2.2.1 Caratteristiche
Questa parte è riservata solo se si vuol installare un sistema fotovoltaico isolato dalla
rete elettrica. L'immagazzinamento dell'energia viene fatto tramite accumulatori di tipo
elettrochimico. Gli accumulatori sono la parte dell'impianto più costosa, ancora più dei
moduli. La presenza di batterie di accumulatori permette al sistema di:
- far fronte alle punte di carico senza sovradimensionare i generatori.
- garantire la continuità del servizio in caso di guasto o irraggiamento basso o nullo.
- ottimizzare l'accoppiamento fra generatore ed il resto dell'impianto.
L'accumulatore adatto per l'uso in impianti a fonte rinnovabile dovrebbe possedere le
seguenti peculiarità tecniche:
- elevata efficienza = energia fornita/energia immagazzinata
- lunga durata = numero cicli carica-scarica
- resistenza alle escursioni termiche (impianti in alta quota)
- bassa manutenzione (utenze isolate=località remote)
- ridotta autoscarica (alcuni impianti rimangono inattivi per mesi)
9
Per la maggior parte le batterie sono al piombo-acido e le loro caratteristiche sono:
- energia specifica bassa quindi poco trasportabili
- affidabili
- buon rapporto prezzo/prestazioni
- vita 7÷10 anni
- risentono della temperatura e dei cicli di carica-scarica
Siccome questo tipo di batterie ha bisogno di diversa manutenzione allora hanno
inventato batterie all'elettrolito sotto forma di gel invece di liquido.
Un altro tipo di batterie sono quelle al Nichel/Cadmio. Costano 2,5÷4 volte rispetto
quelle piombo-acido, ma, avendo durata maggiore, il loro costo diventa solo 1,3÷1,5
volte maggiore. A seconda dell'impianto si sceglie la batteria e il fattore principale di
scelta è la taglia dell'impianto.
2.2.2 Installazione
L'installazione degli accumulatori è fra le operazioni più delicate di tutto l'impianto sia
perché si maneggia il componente più costoso sia perché la sua vita dipende in parte
anche dalla prima installazione. L'alloggiamento ottimale sarebbe quello interno, ma nel
caso in cui fosse impossibile si deve progettare un contenitore per le batterie con le
seguenti caratteristiche:
- deve avere una vasca antiacido per evitare dispersioni nell'ambiente;
- deve avere struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido e resistente agli agenti
atmosferici;
- disegnato per essere ben areato ma protetto dall'intrusione di insetti, acqua piovana,
accumuli di neve, ecc;
- coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mantenere
all'interno una temperatura non eccessivamente rigida;
- agevole trasporto e facile assemblaggio in sito.
Tutti gli accumulatori emettono idrogeno ed ossigeno quindi, quando il sistema di
accumulo è in un ambiente chiuso può generare una miscela esplosiva se la
concentrazione di idrogeno nell'aria supera il 4% in volume.
Le direttive 89/391/CEE, 94/9/CE e 1999/92/CE per i luoghi con pericolo di esplosione
richiedono che si tenga conto dei seguenti fattori:
- probabilità e durata della presenza di atmosfere esplosive;
- probabilità della presenza e dell'attivazione di fonti di agnizione, comprese le scariche
elettrostatiche;
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- caratteristiche dell'impianto, sostanze utilizzate, processo e possibili interazioni tra
questi fattori;
- entità degli effetti prevedibili.
Nella norma CEI EN 60079-10 “Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e per la
presenza di gas-Parte 10: Classificazione dei luoghi pericolosi” è contenuta la
ripartizione in zone, suddivise per probabilità e durata della presenza di atmosfere
esplosive. Si ha:
Zona 0: luogo dove è presente continuamente, per lunghi periodi, un'atmosfera
esplosiva dovuta alla presenza di gas.
Zona 1: luogo dove è probabile, durante il funzionamento normale, un'atmosfera
esplosiva dovuta alla presenza di gas.
Zona 2: luogo dove non è probabile che sia presente, durante il funzionamento normale,
un'atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas.
I locali da noi considerati rientrano nella zona 2.
Secondo la norma CEI EN 60079-14 “Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e
per la presenza di gas-Parte 14: Impianti elettrici nei luoghi con pericolo di esplosione
per la presenza di gas”, i requisiti di sicurezza degli impianti elettrici e dei loro
componenti devono tenere conto della probabilità di possibili fonti di ignizione, tra cui
le scariche elettrostatiche.
Secondo la norma CEI EN 50272-2 ”Prescrizioni di sicurezza per batterie di
accumulatori e loro installazioni-Parte 2: Batterie stazionarie ”, i luoghi di
installazione delle batterie devono essere considerati sicuri ai fini delle esplosioni
quando, con ventilazione naturale o forzata, la concentrazione di idrogeno viene
mantenuta al di sotto di questo limite di sicurezza.
La norma indica anche la minima portata d'aria per la ventilazione del luogo di
installazione delle batterie, da calcolarsi con la formula seguente:
Q=v⋅q⋅s⋅n⋅I gas⋅Crt
[
m3
]
h
(1)
Q = flusso d'aria di ventilazione
v = diluizione necessaria di idrogeno = 24
q = idrogeno generato
s = coeff di sicurezza = 5
n = numero di elementi
C rt = capacità
11
I float
⋅ f ⋅f
= corrente che produce gas
I boost g s
I float = corrente di carica in tampone in condizioni di carica totale
I boost = corrente di carica rapida in condizioni di carica totale
f g = fattore di emissione del gas
f s = fattore di sicurezza (elementi difettosi)
I gas =
E' preferibile che la quantità di flusso di aria per la ventilazione del locale sia assicurata
dalla ventilazione naturale, anche se, nel caso in cui questa non possa essere attuata, è
ammesso il ricorso alla ventilazione forzata.
Nel caso si utilizzi la ventilazione forzata, la norma CEI EN 50272-2 prescrive che il
caricabatterie debba essere interbloccato con il sistema di ventilazione o debba essere
attivato un sistema d'allarme per assicurare il flusso d'aria richiesto.
Pur con un' adeguata ventilazione del locale, nelle immediate vicinanze delle batterie la
diluizione dei gas esplosivi non è sempre assicurata. Deve pertanto essere rispettata una
distanza di sicurezza in aria entro la quale sono vietati dispositivi con superfici calde
oltre i 300 °C o in grado di emettere scintille.
La dispersione del gas esplosivo dipende dalla rapidità di rilascio del gas e dalla
ventilazione vicino la sorgente di rilascio. La distanza minima di sicurezza dalla
sorgente di rilascio è :
(1 /3 )
(1 /3 )
(2)
d =28,8⋅(I gas ) ⋅(C rt )
2.2.3 Riempimento
Nelle norme CEI 21-6 sugli accumulatori per impianti fissi, sono fissate le
caratteristiche di composizione chimica con i limiti di impurità ammessi dell'acido
solforico e dell'acqua demineralizzata da usare per gli accumulatori al piombo.
kg
L'elettrolito deve avere una concentrazione di 1,25 3 a 25 °C.
dm
Gli elementi devono essere riempiti fino al livello max segnato sul vaso perché poi
scende per assorbimento delle piastre.
2.3 Convertitori statici
I convertitori statici più utilizzati sono gli inverter. Gli inverter per il fotovoltaico sono
divisi in:
- inverter per applicazioni isolate
- inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
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2.3.1 Inverter per applicazioni isolate
Questi inverter hanno la funzione di erogare energia elettrica con caratteristiche quanto
più possibile simili a quelle della normale rete di distribuzione di bassa tensione.
Devono possedere caratteristiche sufficienti a garantire la necessaria continuità ed
affidabilità nell'erogazione dell'energia con gli standard qualitativi richiesti.
Devono:
- mantenere degli opportuni livelli di frequenza e tensione sulle linee;
- tollerare transitorie situazioni di sovraccarico dovute all'avviamento di motori elettrici
e fornire energia reattiva ad eventuali carichi non rifasati;
- avere un contenuto di armoniche sufficientemente basso per evitare interferenze con
apparecchiature elettroniche.
2.3.2 Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
Questi inverter sono concettualmente e funzionalmente differenti da quelli precedenti.
Il loro scopo è quello di convertire l'energia elettrica da corrente continua a corrente
alternata ed iniettarla in rete nel modo più efficiente possibile.
Questi dispositivi non hanno più come riferimento la tensione delle batterie, ma quella
del generatore fotovoltaico.
La finestra di tensione d'ingresso dell'inverter deve tener conto dei seguenti fattori:
- tensione nel punto di max potenza e tensione a vuoto del generatore fotovoltaico
(STC). Questi valori dipendono dal tipo e numero di moduli;
- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di max potenza a causa di
irraggiamento solare inferiore a STC;
- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di max potenza a causa di
aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici;
- aumento della tensione a vuoto dovuto all'abbassamento della temperatura dei moduli
Siccome i valori di tensione e frequenza sono imposti dalla rete l'inverter deve
sincronizzarsi con quest'ultima e comportarsi come un generatore ideale di corrente
alternata. Qualora la rete dovesse venire a mancare, l'inverter deve scollegarsi
prontamente per evitare di alimentare i carichi con valori di tensione e frequenza non
idonei.
Meno diffusi sono gli inverter capaci di funzionare sia in parallelo che in modo isolato.
Questi vengono usati in zone rurali in cui la rete ha una bassa affidabilità. Lavorano
normalmente in parallelo e contemporaneamente si occupano di tenere cariche le
batterie così, in caso di guasto alla rete, passano da modalità parallelo a quella isolata.
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2.3.3 Funzioni di un inverter
Le principali funzioni di un inverter sono:
Protezioni di interfaccia con la rete elettrica:
Gli impianti fotovoltaici che immettono energia in rete devono essere in grado di
disconnettersi automaticamente in caso di malfunzionamento di quest'ultima.
Nella configurazione più semplice, questa funzione è svolta da un dispositivo che
interviene qualora la tensione o la frequenza di rete si discostino dai valori nominali.
La norma CEI 11-20 prevede un solo dispositivo per impianto, ma, siccome attualmente
quasi tutti gli inverter medio-piccoli hanno protezioni proprie si è fatta la variante alla
norma CEI 11-20 che consente un max di 3 dispositivi purché la loro potenza
complessiva non superi i 20 kW.
Compatibilità elettromagnetica:
La Direttiva Europea 89/336 contiene le prescrizioni di carattere generale riguardanti la
compatibilità elettromagnetica, sotto i due aspetti:
- le perturbazioni elettromagnetiche generate, siano limitate ad un livello che permetta
agli apparecchi radio e di telecomunicazioni ed agli altri apparecchi di funzionare in
modo conforme alla loro destinazione;
- gli apparecchi abbiano un adeguato livello di immunità intrinseca contro le
perturbazioni elettromagnetiche che consenta loro di funzionare in modo conforme alla
loro destinazione.
2.4 STRUTTURE DI SOSTEGNO
Le innumerevoli applicazioni del fotovoltaico fanno si che le strutture di supporto e
sostegno per i moduli siano spesso personalizzate per ogni progetto.
Qualunque sia la tipologia della struttura di sostegno prescelta, questa deve ovviamente
essere in grado di reggere il peso proprio più il peso dei moduli e di resistere alle due
principali sollecitazioni di norma considerate in questi progetti, costituite dal carico di
neve (escluse le strutture con moduli verticali) e dall'azione del vento agente sul piano
dei moduli che, nei confronti di quest'ultima sollecitazione, si comporta come una vera e
propria vela.
Le norme che stabiliscono i criteri per carichi permanenti, carichi d'esercizio,
sovraccarico neve e azioni termiche sono contenute nel DM 16 gennaio 1996 “Norme
tecniche relative ai criteri generali per la verifica di sicurezza delle costruzioni e dei
carichi e sovraccarichi” nella circolare 4 luglio 1996 “Istruzioni per l'applicazione
delle norme tecniche relative ai criteri generali per la verifica di sicurezza delle
costruzioni e dei carichi e sovraccarichi”.
14
I carichi permanenti sono costituiti dal peso dei moduli e dagli elementi di connessione
costituiti generalmente da bulloneria in acciaio inox.
2.4.1 Effetti del carico di neve
La circolare del 4 luglio 1996 tratta le modalità di calcolo per il carico neve sulle
coperture, basandosi sui seguenti fattori e parametri di installazione:
- valore di riferimento del carico neve al suolo: il territorio nazionale è stato suddiviso
in tre zone. Ogni zona ha un proprio valore che dipende dall'altitudine della zona;
- coefficiente di forma della copertura: vengono considerate il numero di falde, l'
inclinazione, la forma vera e propria;
- discontinuità di quota delle coperture: si tiene conto della possibilità che, in
corrispondenza di bruschi cambiamenti di quota delle coperture, possano verificarsi
degli accumuli di neve per scivolamento della stessa o per il vento;
- possibilità di accumulo contro pareti verticali: c'è la possibilità di accumulo a causa
della ridotta velocità dell'aria nella parte sottovento;
- possibile accumulo di neve dall'estremità sporgente di una copertura: questo calcolo
riguarda soprattutto gli agenti obliqui realizzati con i moduli fotovoltaici, per i quali
deve essere calcolato il carico di punta agente sugli stessi;
- carico neve su protezioni paraneve ed altri ostacoli sulla copertura: questo parametro
diventa importante quando il modulo è posto su una copertura a falda, quindi impedisce
lo scivolamento della neve.
2.4.2 Effetti dell'azione del vento
La circolare del 4 luglio 1996 considera l'azione del vento, salvo casi particolari, come
statica e orizzontale. Essa viene considerata come una pressione normale alla superficie
dei moduli.
La pressione dipende dai seguenti parametri o fattori:
- pressione cinetica di riferimento: il territorio nazionale è stato diviso in otto zone per
tener conto degli effetti del vento sulle strutture. Ad ogni zona, in dipendenza anche
dall'altitudine, corrisponde la propria velocità del vento di riferimento, quindi
corrisponde una pressione cinetica di di riferimento;
- coefficiente di esposizione e di topografia: ognuna delle otto zone è stata riclassificata
a seconda se è vicino o meno alla costa e se vi sono aree urbane al suo interno. Questo
coefficiente è calcolato in modo diverso se l'impianto è su un ciglio, pendio o sommità
di un rilievo naturale;
- coefficiente di forma: questo parametro tiene conto se l'impianto è costruito su
coperture piane, falde inclinate o curve, su coperture multiple, su tettoie o su pensiline
isolate.
15
2.4.3 Materiali per le strutture di sostegno
I materiali più utilizzati sono l'acciaio zincato, l'acciaio inox e il legno.
Un dettaglio non trascurabile in sede progettuale è la possibilità al manifestarsi di azioni
corrosive di tipo galvanico sulle parti metalliche in grado di deteriorare la struttura,
soprattutto in corrispondenza dei punti di giunzione tra metalli differenti.
Ad esempio in prossimità delle coste questo fenomeno è favorito per la presenza di sale.
Un altro esempio è quello degli impianti costruiti in località montane in cui è abitudine
realizzare le coperture con lamiere grecate in rame che diventano esteticamente molto
simili all'acciaio zincato grazie ad un opportuno trattamento protettivo. In questo caso
non si devono utilizzare i profili commerciali in acciaio zincato per i seguenti motivi:
- con il tempo e l'azione di pioggia e neve lo zinco tende a depositarsi sulla lamiera di
rame;
- le aree dei due metalli accoppiati sono molto diverse. Si verifica quando l'area anodica
è piccola rispetto quella catodica perché in questo caso l'attacco corrosivo è libero di
concentrarsi su una superficie limitata.
Un esempio per quest'ultimo motivo è l'accoppiamento bullone d'acciaio con lastra di
rame.
In questi casi si preferisce l'utilizzo di strutture in acciaio inox che sono più affidabili,
più durature nel tempo ma anche più costose.
Altro tipo di materiale utilizzabile per le strutture di sostegno è il legno che anche se è
più costoso dell'acciaio ha peculiarità uniche:
- è accettato nei luoghi con vincoli paesaggistici /ambientali;
- è facilmente lavorabile qualora siano necessari aggiustamenti in sito: smussi forature,
asole, ecc. Ricordando che se si tratta di un impianto isolato non si ha la disponibilità
della corrente elettrica per collegare attrezzi.
Purtroppo il legno ha prestazioni meccaniche inferiori all'acciaio quindi deve avere delle
sezioni più importanti che danno alla struttura un aspetto goffo.
Più recentemente si è utilizzato l'alluminio che ha, come il legno, prestazioni
meccaniche decisamente inferiori all'acciaio e il suo costo è notevole. Per questi motivi
lo si è utilizzato per piccole strutture mobili o per impianti montati sulle falde dei tetti in
cui sono contenute sia le sollecitazioni, perché la pressione va direttamente sulle staffe
di aggancio al tetto, sia la quantità di materiale per m2 di modulo.
2.4.4 Tipologie tradizionali per posa a terra
Le principali strutture sono:
16
Strutture a cavalletto.
Gli impianti fotovoltaici realizzati facendo uso di cavalletti rappresentano le prime
applicazioni civili del fotovoltaico. L'utilizzo di questo tipo di sostegni consente al
progettista di disporre al meglio i moduli fotovoltaici nei confronti dell'irraggiamento
solare, scegliendo l'inclinazione e l'orientamento più opportuni per ogni specifica
applicazione. Va tenuto presente che, a fronte della semplicità di installazione e del
costo relativamente contenuto, gli impianti a cavalletto non consentono di raggiungere
risultati estetici gradevoli.
Strutture a palo.
In alternativa alla struttura a telaio abbiamo quella a palo.
Si ricorre a questa soluzione quando è necessario aumentare l'altezza del piano dei
moduli per sfuggire a zone d'ombra o quando si deve occupare meno spazio a terra.
Molto spesso si utilizza questa struttura utilizzando pali bassi su coperture piane che
non consentono la disposizione dei cavalletti perché percorse da travi o tubazioni o
perché sul solaio sono presenti apparecchiature tecniche di servizio.
Strutture di sostegno ad inseguimento.
Per ottenere una miglior captazione dei raggi solari il piano dei moduli dovrebbe
inseguire i movimenti del disco solare nel percorso lungo la volta celeste.
Questo percorso lo si può trovare attraverso due moti caratteristici:
- moto giornaliero: è una rotazione azimutale del piano dei moduli sul suo asse
baricentrico, seguendo il percorso da est ad ovest ogni giorno;
- moto stagionale: è una rotazione rispetto il piano orizzontale che segue le elevazioni
variabili del disco solare da quella minima a quella massima dovute al cambio di
stagione.
La soluzione ideale sarebbe un inseguimento del sole su entrambi gli assi. La struttura
più idonea è la struttura a palo con fulcro dei moduli alla testa del palo (un girasole).
Questa struttura non può sorreggere grandi superfici di moduli richiedendo così più pali
ognuno con un costo aggiunto alle apparecchiature di movimentazione. Poi i pali
devono essere ben spaziati fra loro per evitare ombreggiamenti reciproci delle strutture.
Tutto questo fa diminuire drasticamente la densità di energia prodotta per unità di
kWh
terreno occupato (
).
m2
La soluzione che offre il miglior compromesso tra captazione d'energia, risparmio di
carpenteria, costo di movimentazione e Ground Ratio (rapporto tra superficie attiva e
superficie di terreno occupata) è l'inseguimento Est-Ovest di una struttura orizzontale
17
rispetto al terreno, chiamata inseguitore monoassiale. In questo caso il piano dei moduli
è orizzontale ed una apparecchiatura di movimentazione lo fa ruotare sul suo asse
orizzontale, da est a ovest, come uno “spiedino”. Così facendo si possono realizzare
piani di moduli nella direzione dell'asse di rotazione molto lunghi (grosse potenze)
utilizzando una sola apparecchiatura di movimentazione.
Con questi tipi di strutture il progettista deve stabilire diverse variabili tra cui il
massimo angolo di rotazione durante l'inseguimento, la spaziatura da tenere tra i filari,
la strategia di inseguimento, il passo in gradi di ogni movimento dell'inseguitore ed il
grado di automazione del controllo meccanico dell'impianto. Lo studio di queste
variabili viene fatto al calcolatore, simulando il movimento di due filari e la valutazione
dell'energia captata modificando i vari parametri.
Per ottimizzare l'inseguimento del sole si deve minimizzare l'angolo di incidenza con la
superficie orizzontale che varia da giorno a giorno dell'anno.
Esistono due strategie diverse di inseguimento del disco solare:
- Tracking : è quella di aspettare la mattina il disco solare con la massima angolazione
ed inseguire con la la funzione che massimizza l'energia captata. Lo svantaggio è che il
filare esposto al sole nelle prime e ultime ore del giorno ombreggia tutti gli latri;
- Backtracking : è quella di partire la mattina con i moduli orizzontali e controinseguire
il sole senza ombreggiare gli altri filari.
Le strutture ad inseguimento sono dotate di un microprocessore che calcola l'angolo di
inseguimento istante per istante in modo da far captare la maggior energia possibile.
18
CAPITOLO 3
Analisi di producibilità di un impianto fotovoltaico
3.1 Calcolo della radiazione solare teorica sul piano dei moduli
La terra ruota sul proprio asse quindi l'inclinazione dei raggi solari incidenti su un piano
posto sulla superficie e parallelo ad essa varia con l'ora del giorno. L'asse di rotazione è
inclinato di 23,5° rispetto al piano in cui giace l'orbita di rivoluzione della terra attorno
al sole così l'inclinazione dei raggi solari dipende anche dalla posizione del globo
terrestre su tale orbita e quindi dal giorno dell'anno.
Questi concetti sono espressi matematicamente con 2 angoli:
ω = angolo orario
δ = declinazione
3.1.1 Angolo orario ω
Tiene conto della rotazione della terra attorno al proprio asse variando da 0° a 360°.
ω=
15
(t s−12)
(3)
in cui t s è l'ora solare compresa tra 0 e 24 ore.
3.1.2 Declinazione δ
Tiene conto dell'effetto dell'inclinazione dell'asse terrestre.
δ=23,5⋅sin (
360⋅(284+n)
)
365
(4)
In cui n è il numero del giorno dell'anno
3.1.3 Angolo d'incidenza θ
Supponiamo un sito con Φ latitudine (positiva per l'emisfero nord, negativa per quello
sud) e un proprio valore di longitudine con cui viene calcolato l'angolo orario ω. I
moduli vengono posizionati rispetto l'orizzontale con un angolo β che è positivo se
rivolto verso l'equatore. Se poi l'impianto è rivolto verso ovest o verso est si deve tener
conto di questo fenomeno attraverso l'angolo di azimuth α.
Ora abbiamo tutti i dati per trovare l'angolo d'incidenza θ tra i raggi solari e la normale
ai moduli:
19
cos θ =senδsenΦcosβ−senδcosΦsenβcosα+cosδcosΦcosβcosω
+cosδsenΦsenβcosα cosω+cosδsenβsenαsenω
(5)
3.1.4 Radiazione diretta I
La radiazione diretta raccolta da un modulo orientato:
I=
Ior⋅cosθ
cosθ h
(6)
Ior = radiazione misurata al suolo sul piano orizzontale
θ h = angolo di incidenza tra la traiettoria dei raggi solari e la normale al piano
orizzontale
cosθ h=senδsenΦ+cosδcosΦcosω
(7)
3.1.5 Radiazione diffusa D
Se indichiamo con Dor la densità di potenza della radiazione diffusa raccolta su un
modulo orizzontale non contornato da ostacoli, la frazione D raccolta da un modulo con
inclinazione pari a β rispetto l'orizzontale è:
D=
Dor⋅(1+cosβ )
2
(8)
3.1.5 Albedo R
I moduli fotovoltaici raccolgono le radiazioni solari, oltre che in modo diretto e diffuso,
anche in modo costituito dalla riflessione sul suolo o da ostacoli.
Questa dipende dall'inclinazione dei moduli, dall'ambiente e dal periodo dell'anno, basti
pensare ai luoghi che d'inverno si ricoprono di neve e ghiaccio.
Se indichiamo con Gor la radiazione totale sul piano orizzontale e p g il fattore di
albedo, la radiazione R per effetto d'albedo è:
R=Gor⋅p g
(1−cosβ)
2
(9)
20
3.2 Soleggiamento di un sito
La radiazione solare complessivamente raccolta da un modulo fotovoltaico è la somma
delle tre componenti:
G=I + D+R
(10)
Si deve tener conto anche della presenza di catene montuose, di laghi, di deserti ecc.
3.2.1 Metodo di Liu-Jordan
Se il generatore fotovoltaico non ha un'inclinazione fissa possiamo fare in modo di far
raccogliere da esso, nell'arco dell'anno, la massima energia solare utile al carico
previsto.
Il metodo di calcolo più noto è quello di Liu-Jordan. Si basa sull'ipotesi che il tasso di
Gor
nuvolosità giornaliera si calcola come
, cioè il rapporto tra la radiazione globale
Go
giornaliera raccolta da una superficie orizzontale al suolo e quella che verrebbe raccolta
dalla stessa superficie se fosse fuori dall'atmosfera.
La radiazione diffusa captata da una superficie orizzontale al suolo (Dor) è anch'essa
correlata con il grado di nuvolosità e quindi legata a Gor. Liu-Jordan per via
sperimentale ha dedotto la relazione:
Dor
2
3
=1,39−4,027⋅K t+5,331⋅K t −3,108⋅K t
Gor
dove:
K t=
Gor
Go
Go =I o⋅r⋅[cos( δ)⋅cos (Φ)⋅sen(ωs)+(
360⋅n
)
365
giorno n tra Terra e Sole.
r =1+0,033⋅cos (
(11)
π
24
)ω ⋅sen (Φ)⋅sen (δ )]
180 s
π
= quadrato del rapporto fra distanza media e distanza al
I o = costante solare pari a 1367 [
W
]
m2
Φ = latitudine
δ = declinazione
ω s=arcos (−tg( δ )⋅tg (Φ)) = angolo orario al tramonto su superficie orizzontale
n n=giorno progressivo dell'anno (17 luglio = 198)
21
Nota la radiazione diffusa, quella diretta si calcola:
Ior=Gor− Dor
(12)
Ora possiamo calcolare la radiazione globale su piano inclinato:
G=I +D+R=Rb⋅Ior+ Dor
(1+cosβ ) Gor⋅ρ g⋅(1−cosβ )
+
2
2
(13)
dove:
β = angolo di captazione della superficie captante
ρg = riflettività del terreno (valore medio indicativo 0,2)
A
π
R b=
A=
⋅ω '⋅sen( δ)⋅sen(Φ−β )+sen(ω s ' )⋅cos ( δ)⋅cos(Φ −β )
con :
B
180 s
π
B=
⋅ω ⋅sen (δ)⋅sen (Φ)+sen(ωs )⋅cos (δ )⋅cos (Φ )
180 s
ω s '=min (ω s e ω s⋅β )
ω s⋅β=arcos [−tgδ⋅tg (Φ− β)] = angolo orario al tramonto su superficie inclinata.
3.2.2 Tabelle di dati caratteristici ed oservazioni empiriche
Spesso l'applicazione del metodo di Liu-Jordan è superflua in quanto i dati su piani
variamente inclinati si trovano già in forma tabellare.
La prima ad iniziare la raccolta di dati della radiazione solare era stata l'Areonautica
Militare Italiana per la sicurezza del volo, poi il Ministero delle politiche Agricole per il
sostegno delle attività agronomiche e altre organizzazioni come università, l'ENEA, il
Gruppo ENEL e molte altre aziende private.
Sulla base di queste acquisizioni ed elaborazioni nascono le normative (la prima nel
1983) che contengono le medie giornaliere mensili di radiazione solare diretta e diffusa
rapportate al piano orizzontale. Un'altra fonte di dati di radiazione solare sono le
pubblicazioni dell'ISTAT pubblicate dal 1991.
Dagli anni '70, basandosi sempre sulle fonti di dati accennate prima, l'Istituto di Fisica
dell'Atmosfera del CNR-IFA iniziò a realizzare l'Atlante Solare Europeo che è uno dei
riferimenti di base per conoscere la distribuzione della radiazione solare in Italia.
L'Atlante Solare Europeo riporta le mappe della distribuzione della radiazione solare
ricalcolata per diversi piani variamente inclinati ed orientati. Si deve tener conto che
queste norme e pubblicazioni non tengono conto di microclimi naturali (complessi del
Gran Sasso o del Sile) o di ostacoli naturali.
Infine, dalla metà degli anni '90 si sono diffuse le tecniche che utilizzano le immagini da
22
satellite per il calcolo della radiazione solare a terra che possono avere una risoluzione
di 10÷15 km.
3.2.3 Località senza archivio di dati storici di radiazione
Se non abbiamo a disposizione dati storici per il luogo in considerazione, se è nelle
vicinanze (<50 km) di una località di cui si conoscono i dati si possono adottare quelli
di quest'ultima se non vi sono notevoli differenze sul profilo climatico come località su
un rilievo montuoso o a ridosso della costa. Se la distanza è maggiore, ma si trova in
prossimità di una linea isoradiattiva passante per una località nota, possiamo usare i dati
di quest'ultima se la latitudine è < 1÷1,5 gradi e la loro distanza è < 250 km.
3.2.4 Moduli posizionati diversamente da quelli dei valori tabulati
Se i moduli sono orientati a sud con inclinazione diversa da una di quelle tabulate si fa
la media ponderale dei due valori più prossimi. Se l'inclinazione è < 5° di una tabulata,
si usa quest'ultima. Se i moduli sono posizionati verticalmente e con orientamento
diverso da uno di quelli tabulati si fa la media ponderata con i due valori più vicini. Se il
valore è < 10° rispetto a uno di quelli in tabella si utilizza quest'ultimo.
Se i moduli hanno un'inclinazione diversa da una di quelle tabulate e con orientamento
non a sud la soluzione è più complicata.
Un metodo per 0°≤ β ≤ 90° e 90°≤ α ≤ 270° è il seguente:
- Passo 1
si ricava una serie di valori facendo la media ponderale tra i valori più prossimi a quello
dato, come se fossero rivolti a sud. Se l'inclinazione è <5° da una tabulata si prende
quest'ultima.
- Passo 2
ora facciamo β + α' se:
≤ 90° teniamo i dati del passo 1
(dove α'=|α-180|)
> 90° andiamo al passo 3
- Passo 3
si ricava una seconda serie di valori facendo la media tra i valori più prossimi, come se i
moduli fossero verticali. Se l'orientamento dei moduli è ≤ 10° a uno tabulato si utilizza
quest'ultimo.
-Passo 4
ora si devono mediare le due serie di valori ottenute. Tanto più i moduli sono
orizzontali, tanto meno la media deve essere influenzata dalla serie di dati relativa al
posizionamento verticale e viceversa tanto più i moduli sono verticali, tanto meno la
media deve essere influenzata dalla serie di valori con esposizione a sud.
d si = irraggiamento del mese i-esimo calcolato per σ e d si
σ = inclinazione dei moduli rivolti verso sud
d vi = dato di irraggiamento per α
α = orientamento dei moduli considerati verticali
23
d i =(1−
(α ' )
β (α' )
β
−
) d +(
+
)d
180 180 si 180 180 vi
(14)
3.3 Influenza dell'ambiente sull'energia captata
Un altro passo da compiere è rappresentato dalla valutazione delle influenze
dell'ambiente sulla posizione scelta per il generatore fotovoltaico nel sito: deve essere
valutato il grado di ombreggiamento del generatore dovuti agli edifici, vegetazione,
rilievi di terreno, precipitazioni nevose, formazione di strati di ghiaccio o altro, che
possono impedire alla radiazione solare diretta di raggiungere i moduli fotovoltaici in
determinate ore del giorno o periodi dell'anno.
Per tenere conto dell'effetto delle ombre occorre rilevare una mappatura degli ostacoli
all'orizzonte, visti da un osservatore nel punto scelto per l'installazione del generatore.
Poi si riportano gli ostacoli visti in un diagramma che rappresenta la proiezione della
semisfera celeste con in ascissa riportato l'orientamento Est-Ovest (azimut) e in ordinata
l'angolo di elevazione rispetto l'orizzonte.
Figura 3: Esempio di diagramma delle ombre [3]
L'asse orizzontale in corrispondenza dell'angolo di elevazione pari a 0°C corrisponde
alla linea dell'orizzonte, mentre il punto d'intersezione con l'ordinata in corrispondenza
del valore di elevazione pari a 90°C è il punto di zenit rispetto all'osservatore.
24
Gli strumenti da utilizzare sono bussola e clinometro. Il primo identifica l'azimut
relativo ai punti del contorno dell'ostacolo in oggetto, mentre il secondo ne individua
l'angolo di elevazione.
Si sottolinea, ancora, che i valori di azimut ed altezza del sole dipendono dall'ora del
giorno, dalle stagioni e dalla latitudine del luogo di osservazione.
Dall'analisi del diagramma emerge quanto segue:
- l'area al di sopra della curva del 21 giugno non contribuisce alla captazione diretta in
quanto il sole non si troverà mai al di sopra di tale limite;
- l'area al di sotto della curva del 22 dicembre non contribuisce alla captazione diretta
in quanto il sole non si troverà mai al di sotto di tale limite;
- tutte le aree sottese dal profilo delle ombre non contribuiscono alla captazione.
A questa quantità di energia persa può essere sommata quella valutabile sulla scorta
delle informazioni raccolte in sito in merito alle eventuali precipitazioni nevose.
3.4 Parametri tecnici che influenzano la producibilità di un impianto
I principali parametri sono:
3.4.1 Perdita per scostamento delle condizioni di funzionamento dei moduli rispetto a
quelle di targa
Ogni modulo viene fornito dal costruttore con le relative prestazioni elettriche in termini
di potenza, tensione e corrente a condizioni standard, dette STC, cioè a 25 °C e 1000
W
2 , in modo da poterli confrontare tra di loro. Le condizioni reali di funzionamento
m
sono differenti da quelle STC e quindi ci sono dei cali di prestazioni causati
dall'aumento di temperatura che nel sud d'Italia sono tra il 5 e 8 %.
3.4.2 Perdite per riflessione
Le perdite per riflessione sono collegate con la costruzione dell'impianto fotovoltaico.
Solo particolari ambienti aiutano a ridurre la perdita come grandi superfici bianche. Una
stima ragionevole della perdita di energia è circa del 3%.
3.4.3 Perdita di mismatch tra le stringhe
Queste perdite sono dovute alla non uniformità di prestazioni elettriche fornite dai
moduli che compongono ogni stringa fotovoltaica con il risultato di non riuscir a
sfruttare la totale potenza di targa. Queste perdite risultano funzione dell'architettura
elettrica del generatore con un valore indicativo per le medie potenze (kWp) di 3÷4% .
25
3.4.4 Perdite sui circuiti in corrente continua
Alcune delle microperdite di questa voce sono la resistenza dei cavi elettrici, la
resistenza di contatto sugli interruttori e le perdite per caduta di tensione sui diodi di
blocco di protezione delle stringhe. Questa perdita la si riesce a ridurre scegliendo
componenti appropriati come i diodi di tipo Schottky. Un buon progetto ha una perdita
di questo tipo di 1÷2%.
3.4.5 Perdite sul sistema di accumulo
Sono le perdite delle batterie presenti negli impianti isolati. Hanno un rendimento legato
al processo di carica-scarica dell'energia. Per batterie al piombo-acido a vaso aperto la
perdita si aggira 10÷12%.
3.4.6 Perdite sul sistema di conversione
Dipendono dal tipo di convertitore. Indicativamente:
- per impianti isolati la perdita è 4÷10%
- per impianti collegati alla rete la perdita è 8÷15%
3.4.7 Perdite per basso soleggiamento e per ombreggiamento reciproco
Le prime si hanno quando il sistema di conversione ha un autoconsumo superiore
all'energia che si potrebbe produrre (all'alba e al tramonto). In questi casi l'impianto
fotovoltaico viene scollegato. Le seconde perdite invece sono funzione della geometria
di disposizione del campo fotovoltaico sul terreno. In genere la somma di queste perdite
equivale al 2÷5%.
26
CAPITOLO 4
Procedimento di dimensionamento degli impianti
4.1 Sopralluogo
La prima fase della progettazione consiste nella raccolta di una serie di informazioni
riguardanti le condizioni ambientali, tecniche e logistiche del sito in cui andrà realizzata
l'opera.
Il sopralluogo ha lo scopo principale di valutare:
- le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici;
- l'alloggiamento del convertitore e delle apparecchiature elettriche;
- il percorso dei cavi di cablaggio;
- le eventuali difficoltà logistiche in fase di costruzione;
- i vincoli di tipo ambientale, paesaggistico ecc.
4.2 Dimensionamento di un sistema per utenze isolate
Questo paragrafo ha lo scopo di illustrare un metodo semplificato di dimensionamento
di un impianto dedicato all'alimentazione di utenze isolate senza l'uso di strumenti
informatici.
L'obbiettivo sarà quello di stabilire:
- la taglia del generatore fotovoltaico in termini di potenza installata;
- la taglia dell'accumulo in termini di energia accumulabile;
- la taglia del convertitore statico cc/ca in termini di potenza.
Questo metodo segue l'approccio del bilancio energetico tra fonte solare e carico
elettrico lavorando su dati giornalieri medi e mensili non tenendo conto di altre
problematiche tra le quali la limitazione della massima corrente di carica per la miglior
gestione dell'accumulo o l'effettivo punto di lavoro ora per ora sulla caratteristica I-V
del generatore fotovoltaico. I sistemi fotovoltaici rappresentano dei serbatoi di energia e
non di potenza.
La rete garantisce la disponibilità di tutta la potenza contrattuale durante le 24 ore della
giornata cioè garantisce la continuità di alimentazione dell'utenza. Al contrario, la taglia
del sistema fotovoltaico viene scelta in base alle ipotizzate esigenze energetiche. La
durata degli assorbimenti viene pertanto stabilita in sede progettuale.
L'energia generata dal sistema fotovoltaico dipende dalla taglia e dall'irraggiamento
giornaliero.
4.3 Metodo di analisi
Lo possiamo schematizzare in tre blocchi:
27
Dati d'ingresso
Sono tutti i dati d'ingresso da raccogliere:
- dati meteorologici di radiazione globale media giornaliera su base mensile per un anno
tipo sul piano inclinato dei moduli (l'inclinazione deve essere ottimale)
- dati di carico elettrico previsto
Metodo di calcolo: comprende le formule di calcolo e le scelte dei valori dei vari
parametri che costituiscono la personalizzazione di dimensionamento.
Dati di uscita (è il risultato del dimensionamento):
- la taglia del generatore fotovoltaico in termini di potenza installata
- la taglia dell'accumulo in termini di energia accumulabile
- la taglia del convertitore statico cc/ca in termini di potenza
Figura 4: Schema metodo d'analisi [1]
4.3.1 Dati d'ingresso
I dati d'ingresso sono:
- Radiazione globale media giornaliera e scelta dell'inclinazione del piano dei moduli.
Se il piano dei moduli è in una posizione che non ne vincoli l'inclinazione sul piano
orizzontale, l'Azimuth rispetto a sud e la superficie di captazione sia ben esposta allora
si può procedere come precedentemente descritto.
Il risultato sarà una serie di 12 valori rappresentanti le medie di irraggiamento per ogni
mese dell'anno espresse Wh /m 2 / giorno .
Una volta costruita la tabella dei dati di radiazione globale su vari piani inclinati, non
sempre si sceglie quell'angolo che massimizza la raccolta di energia annua. Questo
perché si deve considerare se il servizio elettrico è richiesto solo nel periodo estivo o
solo nel periodo invernale. Nel primo caso se l'impianto è su seconde case, rifugi alpini
28
ecc e l'angolo di inclinazione dei moduli deve essere basso invece nel caso invernale
come ad esempio segnalazione da siti remoti gli angoli di inclinazione devono essere
alti.
Poi tutti i dati devono essere corretti, considerando che se l'angolo di azimuth non è
zero i dati avranno un decremento.
- Valutazione del carico elettrico previsto
Tra le informazioni indispensabili nel sopralluogo c'è quella di formare una tabella con i
fabbisogni energetici giornalieri reali e previsti.
Nel caso di un'accentuata stagionalità dei carichi elettrici, il progettista dovrà redigere
più di una tabella a seconda del periodo di riferimento.
Si deve tener conto anche del fatto che se l'impianto è su una seconda casa, si dovranno
fare delle tabelle settimanali per considerare la differenza di consumo nel periodo
invernale solo nei weekend ed in quello estivo per tutta la stagione.
Se il sistema è progettato per fornire corrente alternata si deve procedere alla
costruzione di diagrammi di carico cioè dell'andamento stimato della potenza assorbita
dai carichi su base oraria nel corso delle giornate tipo in modo da valutare la potenza del
convertitore cc/ca. Sulla base dei tipi di carico devono essere riportate ora per ora le
potenze richieste e una volta sommate si otterrà automaticamente il picco di carico.
4.3.2 Metodo di calcolo
Il dimensionamento viene effettuato considerando di dover determinare la potenza
fotovoltaica da installare e la capacità della batteria di accumulatori in modo da
alimentare il carico con disponibilità energetica nulla.
Questa condizione non risulta garanzia di completa affidabilità di fornitura in quanto la
fonte solare è una variabile aleatoria.
Il primo passo è quello di ipotizzare che, in ogni mese dell'anno, l'energia giornaliera
media mensile prodotta dal generatore E g ( Wh /giorno ) risulti sempre maggiore
o uguale alla corrispondente energia richiesta dal carico elettrico E c ( Wh /giorno ):
Eg ≥
Ec
E g=η g⋅Ag⋅G m⋅K [ Wh /giorno ]
A g = superficie del piano dei moduli
G m = radiazione globale media giornaliera su base mensile incidente sul piano dei
moduli.
K = coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti che tiene conto della
perdita dovuta ad ostacoli naturali che si sovrappongono tra sole e moduli. Questo
valore viene trovato dal rilievo clinometrico durante il sopralluogo. Un sito è valutato
idoneo se ha un K tra 0,97 a 0,95.
29
η g = rendimento complessivo di conversione del sistema fotovoltaico, definito come
il rapporto tra l'energia fornita al carico e l'energia incidente sulla superficie inclinata
del piano dei moduli. Questo valore è dato dal prodotto tra il rendimento dei moduli
fotovoltaici (energia solare/energia ai morsetti del modulo) ed il rendimento del resto
del sistema (dai moduli all'uscita del convertitore statico):
η g =η mod⋅ηbos
Assumendo la condizione più restrittiva
del generatore:
A gmin=
(15)
E g = E c si determina la minima superficie
Ec
(η g⋅Gm⋅K )
18
(16)
La potenza di picco del generatore sarà quindi:
P g= Dmod⋅A gmin [Wp]
(16)
dove D mod è la densità del modulo scelto per l'installazione.
La capacità della batteria di accumulatori viene calcolata in modo da garantire un certo
numero di giorni N ga (periodo in cui la batteria fornisce energia al carico senza
alcun apporto energetico dal generatore fotovoltaico, a causa di basso irraggiamento,
manutenzione o guasto):
Q b=
E cmax⋅N ga
⋅DOD [Wh]
ηb
(17)
ηb =rendimento del processo di carica-scarica della batteria utilizzata
E cmax =valore massimo dell'energia giornaliera media mensile richiesta dal carico
DOD= (dept of discharge) valore comprensivo tra 0 e 1 corrispondente alla massima
profondità di scarica che si può raggiungere con la batteria utilizzata in modo che non
subisca danneggiamenti. Solitamente DOD=0,8.
4.3.3 Dati di uscita
Le taglie di generatore fotovoltaico e accumulo corrispondenti alla coppia di valori
P g e Qb così ottenuta consentono di alimentare con continuità il carico elettrico.
30
Tuttavia, a pari energia elettrica da fornire al carico, un aumento della taglia del
generatore fotovoltaico oltre a quella calcolata consentirebbe, entro certi limiti, una
diminuzione della capacità dell'accumulo rispetto alla calcolata e viceversa. Esistono
così altre coppie P g e Qb che soddisfano il carico elettrico: il luogo dei punti è
descritto dalla figura, simile ad un'iperbole.
Figura 5: Luogo delle coppie
P g e Qb [1]
Per scegliere la coppia ottimale dobbiamo valutare criteri tecnici ed economici secondo
le seguenti considerazioni preliminari:
- all'aumentare della potenza del generatore fotovoltaico aumenta anche il suo costo in
modo proporzionale (il prezzo dei moduli è proporzionale ai watt installati, le strutture
di sostegno ai kg di carpenteria installata che è proporzionale ai watt e così pure i cavi
di cablaggio) ma cala il costo dell'accumulo (il kWh accumulato non è proporzionale al
costo). Quindi esisterà una coppia che costerà meno, ma dando la stessa continuità di
servizio elettrico delle altre;
- le taglie del generatore fotovoltaico e della batteria non variano in modo continuo ma
in modo discreto. I generatori sono costituiti da serie o paralleli di moduli (se ogni
stringa è costituita da 2 moduli in serie si potrà cambiar la taglia solo di due moduli in
due moduli). Gli accumulatori sono disponibili in taglie a gradini: 100,125,150 Ah ecc.
- per tener conto delle semplificazioni introdotte l'autonomia della batteria deve essere
di almeno tre giorni.
31
Figura 6: Costi delle coppie P g e Qb che soddisfano il
bisogno energetico di un carico elettrico [1]
Altre osservazioni:
- la potenza del generatore è in Wp e quindi compatibile con i parametri per l'acquisto
nel mercato;
- la capacità della batteria è in kWh e nel mercato sono acquistate in Ah con scarica in
10 ore (C10). Per passare da kWh ad Ah è necessario calcolare la tensione nominale. Se
dividiamo i kWh per la tensione nominale otteniamo gli Ah che saranno relativi alla
scarica in Nag giorni di autonomia.
4.4 Dimensionamento di un sistema collegato alla rete
Un sistema fotovoltaico collegato alla rete ha il solo compito di convertire l'energia
solare in elettrica con la miglior efficienza possibile iniettandola nella rete senza curarsi
dei carichi locali.
Potendo sempre usufruire della rete elettrica non c'è bisogno di un accumulatore così il
costo dell'intero impianto cala dal 25% al 35 %.
Il dimensionamento dell'impianto collegato alla rete sarà mirato a stabilire la taglia del
generatore fotovoltaico e poi del convertitore statico sulla base di:
- budget per l'investimento Binv (euro)
- costo al Wp di un sistema fotovoltaico collegato alla rete C w (euro/Wp)
32
- densità di potenza dei moduli da installare D mod (Wp/ m 2 )
- superficie di installazione disponibile Adisp ( m2 )
Passi per il dimensionamento:
1) facendo il rapporto tra il budget per l'investimento con il prezzo di mercato a Wp
fotovoltaico installato, ottengo la massima potenza fotovoltaica installabile:
B
P max = inv [Wp]
(18)
Cw
2) dai dati caratteristici del modulo fotovoltaico usato si ricava la densità di potenza in
Wp/ m2 .
3) dividendo la massima potenza fotovoltaica installabile con la densità di potenza si
ottiene la massima area necessaria all'installazione:
Amax =
P max
Dmod
[ m2 ]
(19)
4) si valuta l'area disponibile in sito:
se Amax ≤ Adisp :
→ la potenza del sistema fotovoltaico sarà: P fv = P max [Wp]
→il costo del sistema fotovoltaico sarà: C fv = Binv [euro]
se Amax ≥ Adisp :
→ la potenza del sistema sarà: P fv =Adisp⋅Dmod [Wp]
→il costo del sistema sarà: C fv =C w⋅P fv [euro]
Ora calcoliamo l'energia producibile dall'intero sistema sulla base dei dati di radiazione
giornaliera media mensile disponibile sul piano dei moduli. Si costruirà una tabella con
i valori medi giornalieri mensili che, moltiplicati per i giorni dei mesi e sommati fra loro
consentono di trovare il valore di annua producibile:
E g=η g⋅Σ⋅A⋅n m⋅Gm⋅K
(20)
dove:
E g =energia totale producibile nell'anno [Wh/anno]
A =superficie del piano dei moduli [ m 2 ]
n m =numero di giorni del mese
33
G m =radiazione solare media giornaliera mensile incidente sul piano dei moduli[
Wh /m 2 /anno ]
K =coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti
η g = rendimento complessivo del sistema.
Esistono due modalità di erogazione dell'energia alla rete: scambio sul posto o cessione
alla rete.
Nel caso di scambio sul posto il maggior vincolo è la potenza del contratto di fornitura
dell'energia elettrica. Questo valore non deve essere superato dall'impianto fotovoltaico
per evitare che l'energia in transito superi quella contrattuale. Tutto questo è
regolamentato dalla delibera AEEG 224/00, che prevede importanti esenzioni
amministrative e fiscali ma solo fino a 20kW.
La cessione di energia alla rete invece è prerogativa di impianti con potenze superiori ai
20 kW.
34
CAPITOLO 5
Architettura del sistema elettrico e sicurezza
Gli impianti fotovoltaici devono essere progettati e realizzati secondo criteri in grado di
assicurare sicurezza e incolumità delle persone anche se queste ultime non sono a
conoscenza, non solo delle finalità dell'impianto, ma anche della sola esistenza.
Ad esempio, su un tetto a falda che ospita il generatore, può trovarsi a lavorare una
squadra di carpentieri chiamata a sostituire le tegole o un antennista per l'installazione di
una parabolica televisiva. In tutti questi casi si tratta di persone che non sono tenute a
conoscere il funzionamento di un impianto fotovoltaico o, addirittura, possono
ignorarne l'esistenza.
Oltre alle persone, i criteri di sicurezza adottati devono anche garantire che l'impianto
non possa arrecare danno alle cose che lo circondano (per esempio, innesco di incendi).
Così occorre vagliare anche gli effetti di possibili sovratensioni o scariche atmosferiche.
5.1 Conversione centralizzata e conversione di stringa
Le nuove realizzazioni di potenza superiore a 2 kW (al di sotto non ha senso parlare di
differenze tra conversione centralizzata e distribuita perché il numero di inverter è
sempre pari a uno), invece di utilizzare un solo convertitore al quale fanno capo tutte le
stringhe in parallelo (conversione centralizzata), fanno uso di molti convertitori spesso
in numero uguale a quello delle stringhe del campo fotovoltaico (conversione di stringa
o distribuita).
Dal punto di vista impiantistico, la possibilità di frazionare la potenza totale su più
macchine consente anche di rendere le sezioni del generatore fotovoltaico indipendenti,
cosa utile nei casi di diverso orientamento delle stringhe. In caso di guasto, si vede fuori
servizio solo parte di tutto l'impianto. Con la conversione distribuita si rendono
disponibili informazioni elettriche sul funzionamento di ogni stringa dell'impianto,
mentre per la conversione centralizzata si hanno informazioni solo per il generatore
fotovoltaico nella sua totalità.
35
Figura 7: Schemi di principio per differenti possibilità di raggruppamento
delle stringhe [1]
5.2 Scatole di parallelo stringhe e quadri elettrici
E' opportuno proteggere le stringhe da possibili ricircoli di corrente che potrebbero
verificarsi a causa di temporanei sbilanciamenti del sistema dovuti, ad esempio, a
parziali ombreggiamenti o coperture (foglie, neve ecc) del campo fotovoltaico.
Se il generatore fotovoltaico è chiuso su un carico (inverter o batteria), gli
sbilanciamenti, anche di una certa quantità, non riescono a provocare ricircoli
significativi tra le stringhe. Se le stringhe sono numerose iniziano i problemi. Si pensi
ad esempio a 10 stringhe in parallelo di moduli fotovoltaici con Im = 4A : la copertura
di una o più stringhe fa in modo di abbassarne la tensione agli estremi e fa si che le
rimanenti 9 stringhe possano riversare la loro corrente su di essa che, in condizioni
ideali, sarà pari a 36 A. Poiché i moduli fotovoltaici della stringa svantaggiata non
riescono a sopportare tale corrente, in assenza di dispositivi di protezione, tali
componenti saranno destinati a guastarsi.
Se le stringhe in parallelo sono poche (< 3 o 4) allora si può utilizzare il parallelo
semplice altrimenti bisogna inserire dei diodi di blocco o dei fusibili in serie a ciascuna
stringa.
36
Figura 8: Modalità di collegamento in parallelo delle stringhe di moduli
fotovoltaici [1]
La scatola di parallelo deve contenere anche un interruttore di manovra-sezionatore per
permettere di scollegare l'array fotovoltaico in caso di guasto o manutenzione.
5.3 Cablaggio elettrico
Nella distribuzione centralizzata lo sviluppo dei cavi e relative tubazioni di protezione
utilizzate in corrente continua è maggiore di quello utilizzato nella soluzione distribuita.
I cavi utilizzati per la soluzione distribuita sono più costosi per via dei connettori agli
ingressi dei convertitori di stringa, mentre in quella centralizzata si usano economici
capicorda e morsetti standard. Da un lato la soluzione di cablaggio a connettori è più
costosa in fase d'acquisto, la stessa è più economica in fase di posa in opera.
5.4 Tensione nominale
La tensione nominale del generatore fotovoltaico risulta essere un parametro di notevole
importanza. Essa è un compromesso tra esigenze tecniche e criteri di sicurezza elettrica.
Le esigenze tecniche sono rappresentate dalla ricerca del miglior accoppiamento tra le
tensioni del generatore fotovoltaico con quelle del convertitore CC/CA, il quale
aumenta l'efficienza al diminuire del rapporto tra tensione ingresso e di uscita.
37
Nel caso si stia progettando un impianto isolato, i valori di tensione ottimali vanno
ricercati tra generatore fotovoltaico e batteria di accumulatori.
Si osserva che quanto più alta è la tensione di lavoro, tanto minori risultano essere le
correnti del circuito, il che comporta un risparmio sul dimensionamento della sezione
delle condutture.
38
CAPITOLO 6
Criteri protezione contro le scariche atmosferiche
Gli impianti fotovoltaici, essendo in tutto o in gran parte dislocati all'esterno di
costruzioni o su terreno, risultano essere sensibili alle scariche atmosferiche sia di tipo
diretto (struttura colpita da un fulmine) che di tipo indiretto (caduta di un fulmine in
prossimità della struttura, in grado di generare campi elettromagnetici e tensioni indotte
pericolose).
Se un impianto fotovoltaico viene colpito in modo diretto da una scarica atmosferica, e
quindi quest'ultimo risulta attraversato dalla corrente del fulmine, gli effetti possono
essere devastanti. Ad esempio, i moduli fotovoltaici e i dispositivi elettronici possono
andare fuori uso, i cavi da sostituire, componenti e collegamenti da verificare. Inoltre, i
cavi di energia, come i conduttori a terra di una certa sezione, potrebbero essere
attraversati dalla corrente del fulmine, portando questa all'interno degli edifici e
provocando così una situazione di pericolo per cose e persone.
Nel caso di scarica indiretta, l'impianto non è interessato dalla corrente del fulmine ma
dal campo elettromagnetico originato dal fenomeno. Quest'ultimo, concatenandosi con i
collegamenti, soprattutto quelli esterni, può generare sovratensioni di notevole intensità.
La normativa CEI 62305-1/4 impone di considerare il rischio dovuto alle scariche
atmosferiche nei suoi vari aspetti, considerando anche la destinazione d'uso della
struttura interessata.
6.1 Dati sperimentali
L'evoluzione nel tempo di una scarica atmosferica risulta essere sempre molto
complessa e variabile da caso a caso. Per questo motivo sono molto importanti le
rilevazioni effettuate sperimentalmente tramite le stazioni di misura.
Queste ultime servono a localizzare il punto d'impatto al suolo delle scariche e a
registrare diversi parametri tra cui l'ampiezza, la polarità e il numero di colpi.
Poi i dati vengono elaborati e immagazzinati. La norma CEI 81-3 riporta i valori medi
del numero di fulmini al Km 2 per i comuni italiani.
Solitamente d'inverno, essendoci nuvole molto alte, sono frequenti scariche ascendenti
perché richiedono minor campo elettrico rispetto le scariche discendenti.
Nei periodi estivi, con nuvole più basse, le scariche più frequenti sono quelle
discendenti. Nelle strutture poste su terreno pianeggiante la probabilità di fulminazione
è bassa e prevalentemente di tipo discendente invece, le strutture alte poste in località
montagnose la probabilità di fulminazione è alta e può essere sia discendente che
ascendente.
6.2 Parametri dei fulmini
La corrente dei fulmini può presentare, a seconda dei casi, andamenti che possono
39
differire tra di loro anche notevolmente a seconda che siano positivi o negativi oppure
ascendenti o discendenti.
Allora, per rappresentare questo fenomeno si fa riferimento al modello di figura 9 in cui
sono visibili i principali parametri che sono considerati al fine di caratterizzare
l'andamento della corrente di scarica.
Figura 9: Andamento ideale della corrente di scarica [1]
Parametri:
- valore di picco della corrente I;
- tempo T c di raggiungimento della corrente di picco I;
- tempo T e occorrente al dimezzamento della corrente di picco.
Nella parte iniziale del fulmine si registra un forte gradiente di potenziale, che può
causare la perforazione di materiali non conduttori che fanno parte della struttura
interessata a causa della grande differenza di potenziale indotte nelle parti metalliche.
La coda, caratterizzata da maggior durata, è associata la maggior parte dell'energia
liberata dalla scarica. Essa è responsabile degli effetti dinamici e termici che si
verificano in seguito.
6.3 Protezioni contro i fulmini secondo norme CEI EN 62310/1-4
In queste, gli effetti della fulminazione diretta ed indiretta sono valutati congiuntamente
al fine di pervenire ad un valore di rischio per la struttura che tenga conto di tutte le
componenti. I calcoli per arrivare a tale valori sono laboriosi prendono in
40
considerazione la struttura dell'edificio e i servizi entranti (linee elettriche e telefoniche,
tubazioni). Quindi, si ricorre a programmi di calcolo che presuppongono la conoscenza
degli aspetti fondamentali dei documenti normativi.
Nelle norma si distinguono quattro tipi di sorgenti di danno:
S1: Fulminazione diretta della strutturale
S2: Fulminazione diretta di un servizio entrante
S3: Fulminazione indiretta della strutturale
S4: Fulminazione indiretta di un servizio entrante
S1 da origine alle componenti di rischio che interessano le persone (RA), i materiali
(RB) e gli apparati (RC). Anche la fulminazione diretta di un servizio entrante da luogo
alle stesse componenti di rischio, che però sono chiamate rispettivamente RU, RV e RW.
La fulminazione indiretta della struttura da invece origine alla componente di rischio
che interessa gli apparati (RM), così come la fulminazione indiretta su un servizio
entrante (RZ).
Sono poi considerati i tipi di danno dovuti all'abbattersi della scarica atmosferica:
D1: danni ad esseri viventi
D2: danni fisici
D3: avarie di apparecchiature elettriche ed elettroniche
A seconda del tipo di struttura o edificio e della destinazione d'uso dei locali, ogni tipo
di danno può concorrere a produrre uno o più tipi di perdite, quantificabile con uno
specifico livello di rischio:
L1: perdita di vite umane
L2: perdita di servizio pubblico
L3: perdita di patrimonio culturale
L4: perdita economica
I rischi:
R1= RA+RB+RU+RV+RC+RW+RM+RZ
R2= RB+RV+RC+RW+RM+RZ
R3= RB+RV
R4= RB+RV+RC+RW+RM+RZ
Ogni componente è calcolata sulla base del numero di eventi pericolosi NX, della
specifica probabilità del danno PX e della perdita conseguente:
41
RX =NX⋅PX⋅LX
24
(21)
La norma CEI EN 62305-2 stabilisce la necessità di adottare misure di protezione se
R1> 10−5 , R2> 10−3 o R3> 10−3 . L'opportunità o meno di proteggersi da una
perdita economica è considerata una libera scelta.
Per impianti posti su strutture dedicate, può essere utile calcolare la probabilità che un
fulmine colpisca direttamente l'impianto. Secondo la norma il numero di fulmini annuo
per Km 2 in grado di colpire la struttura è:
N d =N g⋅Ad⋅C d⋅10−6
25
(22)
dove:
N g : è la densità di fulmini al suolo per Km 2 e anno secondo la norma CEI 81-3
Ad : è l'area di raccolta della struttura isolata in m 2
C d : è il coefficiente di posizione della struttura (da tabella)
Una volta calcolato N d è possibile prevedere come tale coefficiente si modifica
usando un impianto LPS esterno.
6.4 LPS esterno
L'impianto di protezione esterno ha lo scopo di intercettare il fulmine diretto, di
condurre la corrente di fulmine dal punto di impatto al suolo e di disperderla senza che
si verifichino danni di tipo termico o meccanico alla struttura protetta, nè tensioni
pericolose per le persone.
L'LPS è costituito da tre parti interconnesse tra loro : captatori, calate e dispersore.
I componenti possono essere anche naturali, cioè facenti parte della struttura e quindi
non modificabili. In ogni caso ogni componente, che sia naturale o meno, deve
soddisfare i requisiti elencati nella norma CEI EN 62305-3.
Quest'ultima considera tre possibilità riguardanti la valutazione della protezione offerta
dai captatori.
6.4.1 Metodo dell'angolo di protezione
Il posizionamento è considerato corretto se la struttura da proteggere è interamente
contenuta all'interno del volume protetto dal captatore. Nel caso di un'asta verticale, il
volume protetto ha forma di cono con vertice all'apice dell'asta. Nel caso di captatore a
fune si veda la figura 10. Nel caso di captatore a maglia, il volume protetto è la
composizione dei volumi protetti dai singoli conduttori della maglia.
42
Figura 10: Volume protetto da un captatore a
fune [1]
6.4.2 Metodi della sfera rotante
Il posizionamento del captatore è corretto se nessun punto della struttura da proteggere
viene in contatto con la sfera, il cui raggio dipende dal livello di protezione. La sfera
rotola intorno alla struttura e in tutte le direzioni e i captatori sono installati in tutti i
punti che sono venuti a contatto con la sfera rotante.
6.4.3 Metodo della maglia
Una maglia è in grado di proteggere una superficie piana se soddisfa le seguenti
considerazioni:
- i captatori sono posizionati sulle linee di gronda del tetto e sulle sporgenze
- le superficie laterali alla struttura che sono più alte del raggio della sfera sono dotate di
captatore
- la rete di captazione è sistemata in modo tale da far percorrere la corrente di fulmine in
almeno due percorsi diversi fino al dispersore
- nelle strutture a rischio di esplosione nessun corpo metallico contenuto nella struttura
da proteggere deve sporgere al di fuori del volume protetto dai captatori
- i captatori devono seguire, per quanto possibile, percorsi brevi e rettilinei
6.5 LPS interno
L'impianto di protezione interno ha lo scopo di evitare il verificarsi di scariche
pericolose all'interno della struttura da proteggere durante il passaggio della corrente di
43
fulmine sull'LPS esterno o in caso di fulminazione indiretta.
Secondo la norma CEI 81-1 si devono ritenere pericolose le scariche che si verificano
tra, da una parte l'LPS esterno e dall'altra i corpi metallici, gli impianti interni ed esterni.
Queste scariche possono venire evitate in due modi:
Collegamenti equipotenziali: l'equipotenzialità si ottiene collegando l'LPS esterno i
corpi metallici interni, gli impianti interni e gli impianti esterni alla struttura da
proteggere.
Le norme prevedono i seguenti mezzi di collegamento e sezioni:
- conduttori equipotenziali;
- limitatori di sovratensioni (SPD), dove non sono ammessi collegamenti metallici
diretti;
- sezione minima dei conduttori di rame tra i conduttori di equipotenzialità e dispersore
è di 16 mm 2 ;
- sezione minima per i conduttori di rame tra corpi metallici interni e il conduttore di
equipotenzialità è 6 mm 2 .
Distanza di sicurezza : Quando un fulmine si scarica su un LPS, gli elementi di
captazione si portano ad una tensione molto elevata. E' necessario che l'impianto
fotovoltaico sia posizionato ad una dovuta distanza per evitare scariche laterali.
La distanza minima s è:
s=K i⋅(
Kc
)⋅l
Km
(23)
dove:
K i varia a seconda della classe dell'LPS
K c varia da 1 a 1/n in cui n è il numero delle calate
K m dipende dal materiale isolante, è 1 per l'aria 0,5 per calcestruzzo e laterizi
l è la distanza in metri lungo la calata tra il punto in cui si intende verificare la
distanza di sicurezza e la più vicina equipotenzializzazione tra le parti interessate.
Quindi, oltre ad utilizzare LPS interni ed esterni, verificare il volume protetto, utilizzare
SPD, si deve scegliere la geometria di cablaggio delle stringhe.
La caduta di un fulmine nelle vicinanze di un impianto fotovoltaico genera un campo
magnetico variabile che si concatena con le spire formate dai circuiti elettrici che
connettono in serie i moduli fotovoltaici, cioè le stringhe. L'adozione di differenti
geometrie di collegamento delle stringhe influisce notevolmente sul valore delle
44
sovratensioni indotte ai capi dei circuiti elettrici.
Il progettista dovrà prestare attenzione al layout dei cablaggi del campo fotovoltaico.
Alcuni esempi tipo sono: cablaggio stretto, cablaggio normale, cablaggio trasposto e
cablaggio con punto a terra.
45
CAPITOLO 7
Progetto elettrico dell'impianto fotovoltaico
Il tipico percorso progettuale prevede dapprima il layout d'impianto, la scelta dei
componenti principali (moduli e convertitori), per poi caratterizzare i quadri elettrici con
la componentistica di protezione, i cablaggi idonei fra componenti e per finire le
verifiche del sistema elettrico secondo normativa.
7.1 Layout d'impianto
In generale, l'alloggiamento dell'accumulo e delle apparecchiature elettriche in un locale
disponibile è comunque la soluzione tecnica da privilegiare rispetto ad un riparo
esterno.
Una volta fatte le scelte di layout si devono verificare i seguenti aspetti:
a) Accertarsi che le condizioni ambientali “controllabili” non abbiano un'influenza
negativa sulle prestazioni o durata dei componenti del sistema. Per esempio:
- che la temperatura del locale e dello schelter delle batterie non abbia dannose
escursioni;
- che la temperatura e l'umidità critica nel punto di alloggiamento del convertitore non
risulti critica in tutto l'arco dell'anno.
b) Accertarsi che le condizioni di sicurezza elettrica e di operatività durante le
manutenzioni siano scrupolosamente eseguite. Per esempio:
- spazi idonei per per il ricambio d'aria per l'accumulo;
- spazi idonei per il rabbocco dell'elettrolita degli elementi;
- eventuale segregazione con barriere delle parti di tensione pericolosa.
c) Considerare se il layout scelto consentirà al sistema di essere armonizzato con
l'ambiente in cui si inserisce con il minor impatto visivo
d) Considerare se l'area a disposizione del generatore fotovoltaico (il componente più
ingombrante dell'impianto) scarseggia, restano due alternative:
- aumentare la dimensione in altezza del piano lasciando inalterata quella massima
disponibile orizzontale;
- disporre il generatore fotovoltaico su più file.
Adottando la prima soluzione, si aumenta la superficie esposta al vento e l'aumento
d'altezza rende in genere più visibile il generatore fotovoltaico.
46
Con la seconda soluzione si introducono invece ombreggiamenti reciproci che
penalizzano la produzione di energia elettrica ma si ottiene una schermatura dell'azione
del vento.
Nella pratica l'architettura del sistema dipende dal tipo d'impianto:
- se si sta progettando un impianto stand-alone che deve essere in grado di garantire un
servizio elettrico in tutti i periodi dell'anno, si dovrà tendere a ridurre il più possibile gli
ombreggiamenti, al fine di non penalizzare la già ridotta produzione nei mesi invernali;
- se l'impianto fotovoltaico non rappresenta l'unica fonte di energia elettrica disponibile,
come nel caso dei tetti fotovoltaici, è possibile orientarsi verso soluzioni più compatte
pur scendendo a qualche compromesso in termini energetici.
7.2 Scelta dei componenti
7.2.1 Moduli fotovoltaici
Per quanto riguarda la scelta della tecnologia costruttiva dei moduli fotovoltaici, si deve
rispondere alle seguenti domande per trovare quella più idonea:
- il progetto prevede criteri di integrazione architettonica del generatore fotovoltaico?
- esistono vincoli di superficie nella posa dei moduli in relazione della potenza da
installare?
Qualora il sistema da progettare preveda l'obbligo di seguire criteri di integrazione
architettonica dei moduli e non esistano vincoli sull'occupazione della superficie di
posa, la soluzione di utilizzo di moduli in silicio amorfo può essere tenuta in
considerazione.
In impianti fotovoltaici di grande potenza, posati a terra, la soluzione amorfa non risulta
conveniente perché utilizza maggiori quantità di profili metallici per via della superficie
più estesa del generatore fotovoltaico e quindi ha una minor efficienza rispetto al silicio
cristallino.
7.2.2 Sistema di accumulo
Gli elementi più utilizzati sono quelli al piombo-acido a vaso aperto che sono quelli più
affidabili nel tempo ed i più interessanti come rapporto prestazioni/prezzo. Invece, per
impianti a ridottissima manutenzione si utilizzano elementi al piombo-acido a vaso
chiuso con elettrolita in gel.
Dati necessari in fase progettuale:
- Tipo accumulatore: piombo-acido a vaso aperto nella maggior parte dei casi.
- Tensione nominale elemento: per impianti >100-200W si utilizzano elementi da 2V.
47
Per impianti con potenza bassa di 50-100W si utilizzano elementi di 6-12V.
- Capacità C10 (25°): ricavata dal dimensionamento e va sposata con le taglie
disponibili. Definisce l'ingombro del parco batterie.
- Tensione finale di carica 10 h: il dato è utile per garantire al regolatore di carica lo
stacco tempestivo del carico per evitare scariche troppo profonde.
- Peso specifico dell'elettrolito: per climi temperati si richiede 1,25 kg /dm 3 a 20°.
- Caratteristiche vaso: si preferiscono vasi trasparenti con indicazione del livello min e
max, in modo da controllare lo stato delle piastre e per agevolare il rabbocco.
- Collegamenti tra elementi: è utile per stabilire la geometria della disposizione del
parco batteria.
7.2.3 Regolatore di carica
Per impianti di piccola taglia possono venire usati sia regolatori di carica di tipo ONOFF che più moderni come PWM.
A causa di stress termici ed elettrici questi elementi sono soggetti a frequenti
malfunzionamenti ed essendo costituiti da componenti praticamente tutti elettronici e
spesso realizzati con sofisticate tecniche di assemblaggio la riparazione diventa
impossibile.
Caratteristiche da considerare nella scelta:
- Condizioni ambientali di funzionamento: qualora le condizioni di installazione del
regolatore di carica fossero gravose, è bene considerare il range di temperature di
esercizio dichiarare e l'umidità. Per esempio, se il regolatore fosse posto all'interno di
quadri esposti ai raggi solari;
- Prestazioni elettriche: è bene confrontare la finestra di tensioni del regolatore con
quella dell'accoppiamento tra generatore fotovoltaico-accumulo in modo che siano
combacianti. Verificare che la massima corrente in entrata al generatore e quella
massima in uscita dal carico non eccedano la portata del dispositivo;
- Sicurezza e protezione: il regolatore dovrebbe interrompere l'alimentazione al carico in
caso di corto circuito, interrompere il funzionamento per elevata temperatura, essere
dotato di soppressori di sovratensioni;
- Controllo dei parametri e regolazioni: la compensazione delle soglie di gestione della
carica con la temperatura.
7.2.4 Convertitore statico
Indipendentemente dal tipo di convertitore, in fase di progetto occorre stabilire i valori
minimi e massimi della tensione di uscita del generatore fotovoltaico nelle condizione
operative limite previste e valutare se questi possono essere considerati compatibili con
le caratteristiche di ingresso dell'inverter. Inoltre serviranno anche i valori limite della
temperatura di lavoro del generatore fotovoltaico.
48
Con i valori trovati dobbiamo verificare che la tensione massima di stringa non deve
mai superare la tensione massima ammissibile dell'inverter e che la tensione di stringa
nel punto di lavoro di massima potenza non esca al di fuori dei limiti operativi richiesti
dall'inseguitore.
7.2.5 Considerazioni progettuali per convertitori per impianti collegati alla rete
Accoppiamento con il generatore: la tensione d'ingresso del convertitore è costituita da
una finestra con valore di tensione minima e massima all'interno della quale è
generalmente garantito anche l'inseguimento del punto di massima potenza del valore
fotovoltaico. Occorre accoppiare questa finestra con la finestra del generatore
fotovoltaico alle condizioni di esercizio.
Potenza nominale:
- potenza massima consigliata: la potenza massima del generatore che è possibile
accoppiare;
- potenza massima in continua: massima potenza in ingresso (20% in meno di quella
consigliata) .
7.2.6 Considerazioni progettuali nella scelta del convertitore per impianti isolati dalla
rete
Accoppiamento con il generatore: si deve controllare che le soglie di regolazione della
carica (tensioni di batteria) siano compatibili con quelle d'ingresso al convertitore.
Potenza nominale: è un punto molto importante perché la macchina deve essere
dimensionata per il carico previsto.
Autoconsumo: è uno tra i parametri di merito dei convertitori per servizio isolato. Oggi i
convertitori fermano la generazione dell'onda di tensione in assenza di un carico
elettrico per un minor autoconsumo a fronte di un lieve ritardo nella fornitura
dell'energia al ritorno del carico.
Dimensionamento meccanico: i convertitori per il servizio isolato devono venire
trasportati e quindi soggetti a sollecitazioni meccaniche che lo shelter dovrà essere in
grado di assorbire senza danni.
7.3 Protezione elettriche del generatore fotovoltaico
7.3.1 Diodi
Nel caso in cui una cella del generatore fotovoltaico venga parzialmente o totalmente
ombreggiata, il dispositivo si trova a funzionare non più come un generatore, ma come
un carico trovandosi a dover dissipare potenze che originano riscaldamenti localizzati.
Se la tensione fornita dalle altre celle fosse elevata, il dispositivo può trovarsi sottoposto
ad un valore di tensione inversa in grado di provocare la rottura del dispositivo.
49
Per proteggere le stringhe degli impianti si è ricorsi all'uso di diodi di by-pass posti in
antiparallelo in modo da escludere il modulo con la cella contropolarizzata.
Nel caso di impianti isolati i diodi servono ad evitare la scarica della batteria sul campo
fotovoltaico e prendono il nome di diodi di blocco.
In alternativa ai diodi ci sarebbero i fusibili ma presentano i seguenti svantaggi:
- impossibilità di autoripristino
- scelta di un particolare calibro in un largo intervallo di temperature
- non fanno da diodi di blocco
7.3.2 Scaricatori di sovratensioni
Gli impianti sono molto soggetti a fulminazioni indirette che provocano sovratensioni.
Per evitare che quest'ultime provochino danni è bene adottare scaricatori di
sovratensioni nel punto più vicino alle stringhe. In pratica si inseriscono gli scaricatori
subito in ingresso al quadro elettrico dove si effettua il parallelo tra le stringhe
garantendo il loro collegamento a terra con un morsetto giallo/verde.
7.4 Quadri elettrici
7.4.1 Quadri in continua
La sezione in corrente continua di un impianto isolato è costituita dal generatore
fotovoltaico e dal sistema di accumulo invece quella di un impianto collegato alla rete è
composta solo dal generatore fotovoltaico. Per i sistemi con conversione di stringa i cavi
entrano direttamente nel convertitore senza nessun quadro in continua.
Le funzioni e componenti principali sono:
- connessione e parallelo delle stringhe in ingresso realizzata con l'uso di morsetti
selezionabili
- protezione delle stringhe con diodi di blocco
- protezioni delle stringhe da sovratensioni indotte attraverso scaricatori a terra
- controllo dell'isolamento (generatore flottante)
Per impianti isolati di piccola taglia possiamo aggiungere alle precedenti:
- regolazione della carica delle batterie dell'impianto
- collegamento con la batteria utilizzando un interruttore portafusibili per evitare un
cortocircuito ai morsetti che sarebbe accompagnato da correnti elevatissime e
distruttive.
Per entrambe le tipologie si dovrebbe fare:
- la misura della tensione e della corrente predisponendo un partitore di tensione ed uno
di shunt
- la misura dell'energia in corrente continua in uscita dal generatore fotovoltaico con un
50
wattometro
Spesso la realizzazione di sistemi fotovoltaici fruisce di supporti finanziari da parte di
programmi di sviluppo delle fonti rinnovabili a livello regionale, statale o comunitario,
che richiedono il monitoraggio delle prestazioni del sistema durante l'esercizio. Le linee
guida per la misura e l'elaborazione dei dati viene stabilita dalla norma IEC 61724.
Il quadro deve essere corredato di una o più targhe, marcate in maniera indelebile e
poste all'esterno in modo da essere visibili e leggibili anche dopo l'installazione.
Per gli impianti isolati, è buona regola corredare il quadro di una cartella protetta
applicata all'interno della controporta contenente:
- schema planimetrico di disposizione dei componenti
- schema multifilare elettrico
- schema funzionale e di morsetteria
7.4.2 Quadri in corrente alternata
Per gli impianti isolati, la realizzazione di un quadro in alternata ha significato solo se si
vuol misurare l'energia prodotta.
Per gli impianti collegati alla rete di bassa tensione che sono progettati con la soluzione
della conversione centralizzata, il sistema in uscita dal convertiore fa capo ad un quadro
che assolve la funzione di:
- misura dell'energia prodotta
- protezione di interfaccia di rete
7.4.3 Verifiche e prove
Per entrambe le tipologie di quadro le caratteristiche da controllare sono le seguenti:
- sovratemperatura: devono venir verificati tali limiti
- isolamento: si deve verificare l'isolamento tra circuiti attivi e massa con una tensione
di minimo 500V. Deve essere riscontrata una resistenza non inferiore ad 1 KΩ/V di
tensione verso massa.
- connessione masse-protezione: verificare tramite ispezione o misura l'effettiva
connessione tra masse ed il circuito di protezione
- cablaggio e funzionamento: ispezionare il quadro rilevando che la disposizione,
protezione, marcatura dei cavi corrisponda ai criteri normativi
7.5 Cavi elettrici, collegamenti di montaggio
7.5.1 Cablaggio del generatore fotovoltaico
51
Il cablaggio del generatore viene eseguita con due possibili tecniche: è possibile
utilizzare una posa dei cavi libera senza tubi oppure una posa intubata.
La prima è la più utilizzata perché richiede minor manodopera, ma il cavo deve
soddisfare le seguenti caratteristiche:
- cavo con isolamento per tensioni di esercizio almeno a 450/750 V
- alta resistenza agli agenti atmosferici ed umidità
- resistenza ai raggi UV
- range di temperature di esercizio elevato
- non propagante l'incendio
Nel caso di posa interna il cavo dovrà soddisfare:
- non propagante l'incendio
- bassa emissione di gas tossici
- il diametro interno del tubo deve essere ≥ a 1,3 volte il diametro del cerchio
circoscritto al fascio di cavi
7.5.2 Collegamenti elettrici fra componenti
Per il cablaggio interno al generatore si usano cavi da 2,5 ÷ 4 mm 2
Per collegare le stringhe del generatore al quadro di parallelo si usa attaccare i cavi alla
struttura di sostegno con collari di colore nero e anti-UV.
Per il collegamento batteria-quadro, negli impianti isolati, si utilizzano cavi da 50 ÷ 95
mm 2 .
7.6 Verifiche di progetto
7.6.1 Coordinamento tra conduttori e dispositivi di protezione
Secondo la normativa CEI 84-8/4, le caratteristiche di funzionamento del dispositivo di
protezione delle condutture contro i sovraccarichi devono rispondere alle seguenti due
condizioni:
Ib ≤ In ≤ Iz
I f ≤ 1,45⋅I z
I b = corrente d'impiego del cortocircuito
I z = portata in regime permanente della conduttura
I n = corrente nominale del dispositivo di protezione
I f = corrente che assicura l'effettivo funzionamento del dispositivo di protezione
Per la parte in corrente continua la massima corrente erogabile dal campo fotovoltaico
nel punto di massima potenza è approssimativamente alla massima corrente che il
campo è in grado di erogare(corrente di CC).
Ib ≤ Iz
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7.6.2 Collaudo
L' installatore prevede al collaudo dei vari componenti via via che gli stessi sono stai
installati. Poi si deve fare una check list o verbale di collaudo con indicate
dettagliatamente le attività svolte. Questa farà parte della documentazione tecnica di
progetto e sarà utilissima come riferimento per le manutenzioni.
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CAPITOLO 8
Manutenzione
8.1 Manutenzione ordinaria e preventiva
Le attività di manutenzione preventiva sono consigliate con cadenza almeno annuale
soprattutto nel caso di impianti per servizio isolato e comprendono una serie di ispezioni
e controlli.
Le verifiche possono venir fatte da personale non esperto in tecnologia fotovoltaica
purché addestrato ad operare su circuiti elettrici, applicando le norme di legge e potendo
visionare il manuale d'uso e manutenzione.
8.1.1 Moduli fotovoltaici
La manutenzione preventiva sui singoli moduli non richiede la messa fuori servizio di
tutto l'impianto e consiste in:
- Ispezione visiva: serve per identificare danneggiamenti ai vetri anteriori,
deterioramento del materiale usato per l'isolamento interno dei moduli, microscariche
per perdita di isolamento ed eccessiva sporcizia;
- Controllo cassetta di terminazione: mirata per identificare deformazioni alla cassetta di
terminazione, formazione di umidità all'interno, lo stato dei contatti elettrici, lo stato dei
diodi di by-pass, il corretto serraggio dei morsetti di intestazione dei cavi di
collegamento delle stringhe e l'integrità della siliconatura dei passacavi.
8.1.2 Stringhe fotovoltaiche
La manutenzione delle stringhe viene fatta dal quadro elettrico in continua, non richiede
la messa fuori servizio dell'impianto e consiste:
Controllo delle grandezze elettriche: con un multimetro controllare l'uniformità delle
tensioni a vuoto e delle correnti di funzionamento per ciascuna delle stringhe che fanno
parte dell'impianto. Sono accettabili scostamenti fino al 10%.
8.1.3 Struttura di sostegno
E' sufficiente assicurarsi che le connessioni meccaniche bullonate più sollecitate
risultino ben serrate, che l'azione del vento non abbia piegato o modificato la geometria
dei profili e che lo strato di zincatura (se in acciaio) sia ancora uniforme senza ruggine.
8.1.4 Quadri elettrici
Consiste in:
Ispezione visiva: serve per controllare se l'armadio e i componenti contenuti in esso
hanno danneggiamenti (riscaldamenti localizzati, danni dovuti ai roditori ecc).
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Controllo protezioni elettriche: verifica integrità dei diodi di blocco e degli scaricatori di
sovratensioni
Controllo organi di manovra: controlla integrità di interruttori, sezionatori, morsetti
sezionabili ecc
Controllo cablaggi elettrici: controlla i cablaggi interni all'armadio (momentaneo fuori
servizio) e il serraggio de morsetti.
8.1.5 Batteria di accumulatori
Consiste in:
Ispezione visiva: per identificare danni meccanici dei vasi di contenimento,
deterioramento delle piastre, intorpidimento dell'acido, riscaldamenti localizzati per
resistenze di contatto elevate sulle sbarre conduttrici tra elementi e controllo del livello
dell'elettrolita.
Controllo densità e tensioni: fatto con densimetro e multimetro.
Rabbocco acqua distillata: aggiunta di acqua distillata o demineralizzata fino al
raggiungere il livello max riportato sul vaso degli elementi.
8.1.6 Convertitore statico
E' diversa per ogni tipo di convertitore ma normalmente la manutenzione consiste
nell'identificare danneggiamenti meccanici all'armadio di contenimento, infiltrazioni
d'acqua, formazione di condensa, deterioramento dei componenti e controllo della
corretta indicazione degli strumenti di misura se presenti. Tutte fatte ad impianto fuori
servizio.
8.1.7 Collegamenti elettrici
Consiste in un'ispezione visiva per l'identificazione di danneggiamenti, bruciature,
abrasioni, deterioramento isolante, variazioni di colorazione del materiale usato per
l'isolamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio come la struttura di sostegno dei
moduli.
8.2 Affidabilità e parti di scorta
L'elemento meno affidabile dell'impianto è il convertitore statico che si guasta dopo una
sovratensione indotta di origine atmosferica particolarmente distruttiva o dopo la rottura
di un diodo di blocco che fa perdere il contributo di una stringa.
Un altro elemento dedicato è l'accumulatore che deve essere sostituito almeno una volta
nel corso della vita utile dell'impianto.
Il generatore fotovoltaico è il componente più affidabile e se ha qualche
malfunzionamento, come diodi di by-pass guasti o montati con polarità inversa, lo si
scopre all'atto della prima messa in servizio. L' ingiallimento dell'incapsulante o dello
55
strato antiriflettente, spruzzato sulle celle, che si nota dopo 15 anni di esposizione è solo
un fatto estetico con un degrado delle prestazioni minore dell' 1%.
8.3 Check list di controllo periodico
Figura 11: Esempio di check list di controllo periodico [1]
56
CAPITOLO 9
Valorizzazione dell'energia
9.1 Premessa
La valorizzazione economica dell'energia prodotta da un impianto fotovoltaico si
compone, oltre che dall'energia prodotta, la quale è remunerata mediante la tariffa
incentivante, anche da quanto avviene nell'utilizzo successivo: autoconsumo, vendita o
scambio sul posto.
L'energia elettrica per essere valorizzata in conto energia, mediante la tariffa incentivata,
viene misurata all'uscita del gruppo di conversione (inverter).
Tale remunerazione in conto energia Rc è:
Rc =Energia prodotta⋅Tariffaincentivante
(24)
La stessa energia può essere del tutto o in parte autoconsumata, andando a costituire il
risparmio Ra :
Ra =Energia autoconsumata⋅Prezzo di acquisto dell ' energia
(25)
Nel caso in cui non si utilizzi tutta l'energia per autoconsumo allora la si vende. La
vendita di energia alla rete da luogo ad una remunerazione pari a Rv .
Rv = Energia venduta⋅Prezzo di vendita dell ' energia
La remunerazione complessiva di un impianto fotovoltaico è:
Rt =Rc +R v +Ra
(26)
(27)
Poi c'è la possibilità del scambio sul posto in cui tutta l'energia prodotta è considerata
autoconsumata, a patto che su base annua il consumo non sia superiore alla produzione.
E' una soluzione conveniente perché il prezzo d'acquisto è maggiore di quello di vendita
ma non è più conveniente nel caso in cui l'energia prodotta è superiore di quella
consumata perché non vengono remunerati i surplus.
La remunerazione dello scambio sul posto è:
R s=Energia prodotta⋅Prezzodi acquisto dell ' energia
57
(28)
In questo caso la remunerazione complessiva è:
Rt =Rc +R s
32
(29)
9.2 Tariffe incentivanti del conto energia
Le tariffe incentivanti variano secondo vari fattori tra cui la classe di potenza e il livello
di integrazione architettonica ottenuto.
Secondo l'ultimo conto energia (il quarto), i piccoli impianti sono quelli realizzati su
edificio di potenza non superiore ad 1 MW, oppure altri impianti fotovoltaici di potenza
non superiore a 200 kW e in regime di scambio sul posto, nonché impianti fotovoltaici
di qualsiasi potenza realizzati su edifici e aree delle amministrazioni pubbliche.
Vengono distinti anche gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative e
gli impianti a concentrazione. Tutti gli altri impianti rientrano tra quelli "grandi".
Le tariffe incentivanti vengono aumentate se i pannelli sostituiscono coperture in eternit
o contenenti amianto, se almeno il 60% dei componenti (esclusa la manodopera) è
prodotto all'interno dell'UE oppure se gli impianti sono in comuni con popolazione
inferiore ai 5000 abitanti.
La tariffa incentivante è riconosciuta per un periodo di 20 anni.
9.3 Scambio sul posto
Il servizio di “scambio sul posto”, come chiarito dalla Autorità per l’energia elettrica e il
gas, si configura come modalità di “immagazzinamento” di un bene (l’energia) che per
le sue caratteristiche non potrebbe essere conservato. Lo “scambio sul posto” consente
all’utente di “immagazzinare” l’energia elettrica prodotta e non consumata e di
prelevarla dalla rete in caso di necessità. L’energia fotovoltaica immessa dall’utente
nella rete costituisce un credito nei confronti del gestore -in termini di energia, non in
termini economici- utilizzabile nel corso dei tre anni successivi a quello in cui matura.
Al termine dei tre anni, l’eventuale credito residuo è annullato. Al riguardo l’eventuale
quantità di energia elettrica immessa in rete e non consumata non potrà essere
remunerata, poiché nell’ambito della disciplina dello “scambio sul posto” non è
consentita la vendita.
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CAPITOLO 10
Conclusioni
In questo elaborato ho voluto affrontare i principali criteri con le relative norme per
eseguire una progettazione di un impianto fotovoltaico.
Sono partito dai tipi di impianto possibile, sottolineando la differenza tra impianti
collegati alla rete e impianti isolati, differenza che influenzerà tutto l'elaborato.
Ho elencato e descritto i componenti dell'impianto come i moduli fotovoltaici, i sistemi
di accumulo, i convertitori statici e le strutture di sostegno.
Ho illustrato l'analisi di producibilità che si può fare con calcoli teorici, con il metodo di
Liu-Jordano o con l'utilizzo di dati archiviati considerando le varie perdite.
Ho eseguito il dimensionamento di un impianto. La prima fase è quella del sopralluogo
in cui si raccolgono tutti i dati e informazioni necessari. Poi si deve distinguere il
procedimento di dimensionamento da impianti isolati ad impianti collegati alla rete.
Dopo aver parlato dell'architettura e della progettazione del sistema elettrico ho
riservato un capitolo per le scariche elettriche che possono mettere fuori funzione
l'intero impianto. In questo capitolo ho parlato di cosa possono provocare quest'ultime e
che cosa si deve fare per tutelarsi.
Infine ho voluto riservare un capitolo sulla manutenzione e uno sulla valorizzazione
dell'energia.
Sulla manutenzione perché, un progetto fotovoltaico può essere fatto benissimo con dei
dimensionamenti molto precisi ed accurati ma se non si fa un'opera di manutenzione
periodica l'impianto può non funzionare lo stesso, essendo mille le cause che lo possono
danneggiare.
Sulla valorizzazione dell'energia per accennare ai lettori che esistono gli incentivi statali
e come avviene lo scambio di energia prodotto dall'impianto con la società elettrica.
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BIBLIOGRAFIA
1. Impianti solari fotovoltaici a norme CEI
Guida per progettisti e installatori IV conto energia
di Francesco Groppi e Carlo Zuccaro
2. Wikipedia
3. http://www.diecipro.it/index.php/Energie%20Rinnovabili/Energia
%20solare/Ombreggiamenti
4. http://www.oikos3l.it/tipologiefotov.htm
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