Analisi e valutazioni sull`impianto fotovoltaico di

Stralcio della tesi di laurea di Fabio La guardia
POLITECNICO DI TORINO
Facoltà di Ingegneria
Corso di Laurea in Ingegneria Meccanica
STRALCIO DELLA TESI DI LAUREA
Analisi e valutazioni su un impianto fotovoltaico connesso
alla rete
Candidato
Fabio Laguardia
Relatore
Prof. G.V. Fracastoro
Ottobre 2004
Analisi e valutazioni sull’impianto fotovoltaico di Via Valeggio 5
1
Stralcio della tesi di laurea di Fabio La guardia
SOMMARIO
1
DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO .................................................................................... 3
1.1
DESCRIZIONE TECNICA DEI MODULI ................................................................................... 5
1.1.1
Dati elettrici: ........................................................................................................... 5
1.1.2
Dati termici : ........................................................................................................... 5
1.2
DESCRIZIONE TECNICA DEGLI INVERTER DI CONNESSIONE A RETE ....................................... 6
1.2.1
Ingresso dal solare................................................................................................... 6
1.2.2
MPPT ...................................................................................................................... 6
1.2.3
Uscita verso la rete .................................................................................................. 6
1.2.4
Monitoraggio........................................................................................................... 7
1.3
DESCRIZIONE DEL SISTEMA DI MONITORAGGIO .................................................................. 7
2
DATI DI PRODUZIONE ELETTRICA ANNUALE E VALUTAZIONE DEL
RISPARMIO ENERGETICO ...................................................................................................... 9
2.1
CALCOLO DEL RISPARMIO TEORICO DI ENERGIA ELETTRICA NECESSARIA AL
RAFFRESCAMENTO ESTIVO .......................................................................................................... 11
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2
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L’IMPIANTO FV DI VIA VALEGGIO 5 E IL SISTEMA DI
MONITORAGGIO
1 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
L’impianto connesso alla rete installato sull’edificio della Provincia di Torino in via Valeggio 5, ha
una potenza di picco pari a 15,84 kWP ed è stato uno dei primi impianti realizzati con incentivo
statale nell’ambito del Programma Nazionale Tetti Fotovoltaici.
Il generatore è costituito da 144 moduli da 110 WP, raggruppati in 6 sottocampi da 24 moduli
ciascuna, per un’area complessiva di circa 125 m2. I sottocampi sono composti da 6 stringhe in
parallelo tra di loro, e ogni stringa è costituita da 4 moduli in serie. La potenza nominale di ciascun
sottocampo è di 2.640 WP.
Per convertire l’energia elettrica in corrente continua prodotta dai moduli in energia in corrente
alternata sono stati adottati 6 inverter monofase da 2,5 kVA ciascuno, posizionati nel sottotetto.
Il campo fotovoltaico è stato installato in parte sulla falda del tetto della facciata rivolta a Sud-Ovest
e in parte sulla facciata stessa (posteriore) dell’edificio, in modo da realizzare una struttura
frangisole in grado di ridurre il carico termico estivo agente sulla facciata.
I moduli posizionati sul tetto hanno la stessa inclinazione della falda pari a 24°, quelli sulla facciata
sono invece inclinati di 36°.
L’azimut della superficie dei pannelli esposti alla radiazione solare è di circa 28°÷29° (contato
positivo verso Ovest).
Nell’installazione dei moduli sul tetto e sulla facciata si è cercato di posizionarli nel modo migliore
possibile compatibilmente con lo spazio a disposizione, cercando di ridurre al minimo gli
ombreggiamenti dovuti ad elementi dell’edificio stesso e tenendo conto del tipo di collegamento tra
i moduli.
Così, sulla facciata sono presenti 5 strutture frangisole: dal piano terra fino al 4° piano ogni struttura
è costituita da 20 moduli, posizionati uno accanto all’altro in modo da schermare la radiazione su 4
finestre per piano; al 5° piano ci sono 12 moduli che ombreggiano 2÷3 finestre.
In totale sono 92 moduli da 110 WP inclinati di 36° con effetto schermante.
I rimanenti 144-92=52 moduli sono disposti su tre file sul tetto, inclinati di 24°, in modo da
occupare lo spazio a disposizione evitando il più possibile gli ombreggiamenti dovuti ad elementi
dell’ edificio stesso.
Gli elementi che fanno da ostacolo alla radiazione diretta sul tetto sono il camino e il sottoscala.
Le file sul tetto sono cosi costituite a partire da quella più in basso: 19,16,17 moduli.
Lo schema del posizionamento dei moduli sul tetto e sulla facciata è rappresentato in fig. 1 e 2.
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VIA VALEGGIO
scala
camino
Figura 1 − Vista in pianta dei moduli sul tetto dal lato sud-ovest (rappresentazione schematica)
condotto dell’aria
Figura 2 Prospetto della facciata sud-ovest (rappresentazione schematica)
Questa disposizione chiaramente incide sui collegamenti che costituiscono i sottocampi:
- Il sottocampo n.1 è costituito da 20 moduli posizionati sul piano terra della facciata e da 4
moduli del piano superiore;
- Il sottocampo n.2 è costituito da 16 moduli del primo piano e da 8 del secondo;
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-
Il sottocampo n.3 è costituito da 12 moduli del secondo piano e da 12 del terzo;
Il sottocampo n.4 è costituito da 8 moduli del terzo piano, 12 del quarto e da 4 moduli del tetto.
Il sottocampo n.5 è costituito da 24 moduli posizionati sulla parte sinistra del tetto (a sinistra
considerando la vista dall’alto o la facciata di fronte)
Il sottocampo n.6 è costituito da 24 moduli posizionati sulla parte destra del tetto.
Il sottocampo 4 si trova quindi ad avere 20 moduli inclinati di 36 ° e 4 moduli inclinati di 24°,
pertanto presenta già in partenza delle perdite di mismatching; non è stato infatti possibile
posizionare gli altri 4 moduli collegati in serie sul 4 piano della facciata per ragioni di spazio.
Lo schema dei collegamenti dei moduli che costituiscono il sottocampo è illustrato in fig. 3:
i 6 diodi di blocco in serie ai 4 moduli intervengono nel caso di differenza di tensione tra le 6
stringhe.
Figura 3 − Configurazione parallelo di serie dei sottocampi FV di via Valeggio
1.1 DESCRIZIONE TECNICA DEI MODULI
-
Marca: Siemens
Modello: SM110/24V
Materiale : silicio monocristallino
1.1.1 Dati elettrici:
- Configurazione: 24 V
Potenza nominale PMAX (±5%) : 110 WP
- Corrente di corto circuito Isc : 3,45 A
- Tensione a vuoto Uoc : 43,5 V
- Corrente nominale IM : 3,15 A
- Tensione nominale UM : 35 V
1.1.2
-
Dati termici :
Noct : 45±2 °C
Coefficiente termico della tensione a vuoto β (cella) : -0,0034 V/°C
Coefficiente termico della corrente di corto circuito α : 0,0004 A/°C
Garanzia di funzionamento: 25 anni
Peso: 11,5 kg
Dimensioni in mm : 1316 ×660×40
Superficie complessiva : 0,86856 m2
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-
Composizione del modulo : 72 celle in serie ,disposte in 6 file da 12, 3 diodi di by-pass in
antiparallelo ogni 24 celle.(fig. 4)
Efficienza del modulo FV in condizioni nominali η(STC) = 12,66 %
Fill factor in condizioni nominali FF(STC) : 0,735
Figura 4 − Dimensioni e disposizione dei diodi di by-pass nel modulo SM110/24V
La superficie delle celle su cui incide la radiazione solare è stata sottoposta ad un processo di
testurizzazione allo scopo di ridurre le perdite per riflessione (processo TOPS)
1.2 DESCRIZIONE TECNICA DEGLI INVERTER DI CONNESSIONE A RETE
1.2.1
-
Marca: Mastervolt
Modello: Sunmaster 2500-200
Ingresso dal solare
Tensione di avvio : 88 V
Tensione massima : 200 V
Corrente massima : 20 A
Potenza : 2500 W continuativa a 40 °C
Potenza di picco : 3400 WP
Consumo da solare con carico nullo : < 4 W
1.2.2 MPPT
- Sistema di inseguimento del punto di massima potenza MPPT con il metodo del tracking
percentuale
- Efficienza dell’ MPPT : da 750 W di carico, circa il 99%
1.2.3
-
Uscita verso la rete
Tensione di rete : 230 V AC nominali ( 207 V minima, 244 V massima )
Corrente di rete : 11 A nominali , 14 A massimi
Finestra di frequenza operativa : 48-52 Hz
Fattore di potenza : 0,99-1 a pieno carico
Consumo di potenza in stand-by : < 0,25 W
Efficienza : 91% a 400 W , 94 % max
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1.2.4 Monitoraggio
Comunicazioni attraverso il display presente sull’inverter :
- Tensione solare [V], corrente solare [A]
- Tensione di rete [V], corrente di rete [A] , potenza apparente generata [W]
- Energia netta fornita alla rete [kWh]
- Ore di funzionamento dell’inverter [ore]
- Temperatura interna all’inverter [°C]
- frequenza di rete
Dimensioni : 850× 330× 235 mm
Peso :18 kg (inverter), 7 kg (scatola di collegamento)
Il sistema cerca il punto di massima potenza corrispondente ad una tensione pari 0,78 volte la
tensione a vuoto. Ogni 2,5 secondi i moduli sono scollegati dal carico per 0,8 millisecondi. Durante
la disconnessione raggiungono la tensione a vuoto che viene misurata dal Sunmaster, il quale subito
setta la il punto di lavoro ad una tensione pari a 0,78 volte la tensione misurata. Il settaggio della
percentuale (78 % è il valore di default) può essere modificato tramite il display. L’intervallo di
settaggio è tra il 68%÷88 %.
1.3 DESCRIZIONE DEL SISTEMA DI MONITORAGGIO
Già gli inverter Sunmaster sono forniti di un display che permette di visualizzare le grandezze
elettriche (tensione, corrente, energia prodotta in corrente alternata) a monte e a valle del dispositivo
di conversione DC/AC.
I dati complessivi di tensione solare, corrente solare, potenza in corrente continua complessiva di
144 moduli ed energia complessiva in corrente alternata erogata dalla messa in funzione
dell’impianto vengono trasmessi ad un “giornale luminoso”, un display di grandi dimensioni
posizionato all’ingresso dell’ edificio.
Il dato più significativo è l’energia complessivamente prodotta in kWh, ottenuta come somma delle
energie misurate dai singoli inverter .
Il contatore, posizionato nel sottotetto immediatamente a valle dei 6 inverter, registra un valore di
energia inferiore, circa il 3% in meno, dovuto con molta probabilità alla differente lettura dello
strumento rispetto ai valori registrati dagli inverter. In genere la misura del contatore dovrebbe
essere più attendibile.
L’impianto della Provincia di Torino dispone poi di un ulteriore e più completo sistema di
monitoraggio che consente di rilevare:
- temperatura dell’aria esterna [°C]
- temperatura di un modulo [°C]
- irraggiamento solare [W/m2]
- potenza in corrente continua prodotta da ogni sottocampo FV [W]
- potenza in corrente alternata in uscita dall’inverter [W]
Il sistema è costituito da un data logger (MODAS 1217) al quale arrivano i segnali elettrici degli
strumenti di misura; i dati raccolti arrivano poi ad un PC mediante cavo RS 232 dotato di un
software per l’elaborazione e la visualizzazione.
Gli strumenti di misura adottati sono:
- Una termoresistenza Pt100 posizionata all’ombra sul tetto per rilevare la temperatura
dell’aria.
- Una termoresistenza Pt100 posizionata a contatto con una cella di un modulo FV sul tetto
per rilevarne la temperatura.
- Un solarimetro Kipp e Zonen posizionato sul tetto inclinato come i moduli a 24° che misura
la radiazione globale (diretta + riflessa + albedo) incidente sui moduli.
- 6 amplificatori con separazione galvanica che misurano la potenza in ingresso agli inverter.
- 6 contatori di energia ad impulsi che forniscono la potenza attiva monofase in uscita dagli
inverter.
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Sul software per MODAS 1217 vengono visualizzati i valori istantanei di 30 canali ogni 2 secondi.
I primi due canali sono relativi alle temperature dell’aria e del modulo, sui canali dal 3 all’8 ci sono
le potenze dei sottocampi in corrente continua PDC -1… PDC -6, sui canali dal 9 al 14 le potenze attive
in corrente alternata PAC- 1, … PAC- 6, sul canale 15 c’è l’ irraggiamento G(24°). I canali 16 e17 sono
vuoti.
Il software calcola la potenza in corrente continua dividendo l’energia EAC misurata per il tempo di
campionamento della misura (SCAN TIME).
Sui canali dal 18 al 30 sono state posizionate altre grandezze ottenute tramite formule matematiche
dalle grandezze misurate:
PAC
- Il rendimento η BOS (%) =
⋅ 100
(1)
G
PDC ( NOM ) ⋅
1000
(canale 18 = ηBOS-1 …., canale 23 = ηBOS-6 )
PDC(NOM) : potenza in corrente continua nominale di un sottocampo pari a 2640 WP = 110×24 WP
P
- Il rendimento degli inverter η inv (%) = AC ⋅100
(2)
PDC
(canale 24 = ηinv -1, canale 29 = ηinv -6 )
6
-
Un rendimento complessivo degli inverter η inv −TOT (%) =
∑P
AC
1
6
∑P
⋅ 100 (canale 30 )
(3)
DC
1
I valori relativi ai rendimenti degli inverter sono un dato molto significativo perché consente di
tenere sottocontrollo il loro funzionamento. L’efficienza di queste macchine, infatti, deve essere
sempre maggiore del 90% già a basse potenze di ingresso (15÷20 % della potenza nominale) e
valori inferiori sarebbero indicativi di un malfunzionamento, a meno di errori degli strumenti di
misura.
Indicativi del buon funzionamento del sistema sono anche i dati relativi al rendimento del sistema
ηBOS: dalla condizione indicata nella verifica tecnica PAC > 0,75 ⋅ PDC ( NOM ) ⋅ G / 1000 , ne deriva che
ηBOS deve essere maggiore del 75%.
Il limite di questa formula sta nel fatto che utilizza G misurato a 24° anche per i sottocampi 1-2-3-4
che sono invece inclinate di 36° rispetto all’orizzontale. Pertanto i valori di ηBOS-5 e ηBOS-6 sono
corretti, quelli di ηBOS-1, …ηBOS-4 sono solo indicativi, dal momento che, considerando
G (24°) ≅ G (36°) , si commette un errore non sempre trascurabile.
Il software registra il valor medio dei dati acquisiti in un tempo di 10 minuti e consente di
visualizzarli su di un grafico, fino a 4 canali contemporaneamente. Il tempo medio di registrazione
dei dati detto MEAN TIME è comunque una scelta effettuata da chi ha installato il programma (il
MEAN TIME minimo è 1 minuto, quello massimo è 1 ora). Il tempo di campionamento, SCAN
TIME, è fissato sui 2 secondi.
Il software elabora poi altri dati estremamente significativi che vengono visualizzati direttamente in
rete sul sito della provincia di Torino:
- La quantità di energia radiativa in kWh/m2 incidente sui moduli (valori giornalieri, mensili,
annuali)
- La quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto in kWh (valori giornalieri, mensili,
annuali)
- Il rendimento ηBOS non di una singola sottocampo ma di tutto il sistema.
Vengono forniti i valori energetici e di efficienza orari, giornalieri, mensili e annuali ottenuti per
integrazione di quelli registrati ogni 10 minuti sommando tutti e 6 i sottocampi del generatore.
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2 DATI DI PRODUZIONE ELETTRICA ANNUALE E VALUTAZIONE
DEL RISPARMIO ENERGETICO
I dati giornalieri, mensili e annuali di radiazione ed energia prodotta, forniti in rete dal sistema di
monitoraggio non possono essere considerati del tutto attendibili.
Essi sono ottenuti per integrazione di quelli registrati ogni dieci minuti sommando tutti e sei i
sottocampi del generatore.
L’errore di off-set del solarimetro pari a circa 35÷45 W/m2, sommato per un mese, da un errore di
sovrastima della radiazione di almeno 0,84 kWh/m2/giorno e di 26 kWh/m2/mese.
In percentuale un tale errore può essere altissimo nel periodo invernale (anche il 20%), mentre è
ovviamente minore nel periodo estivo.
I dati del sistema forniscono tuttavia un valore orientativo dell’andamento delle due grandezze nel
tempo.
L’efficienza ηBOS calcolata dal sistema con la formula (1):
η BOS (%) =
PAC
G
PDC ( NOM ) ⋅
1000
⋅100
assume valori decisamente inferiori rispetto a quelli previsti nella verifica tecnica (ηBOS > 0,75),
oltre che per le elevate perdite per mismatching, anche a causa della sottostima dell’energia
prodotta.
Per una maggiore precisione nei dati di produzione è stato fatto riferimento ai valori del contatore
generale di energia elettrica erogata dall’impianto e ai contatori parziali dei singoli inverter.
Lo scostamento tra la somma delle energie misurate dai singoli inverter e l’energia misurata dal
contatore generale è del 2,7%.
L’impianto ha prodotto in due anni (giugno 2002-giugno 2004) circa 27.519 kWh; il dato di energia
erogata aggiornato al 21 settembre ’04 è di 30.439 kWh.
In tabella 1 sono indicati i valori di energia prodotta dai sei sottocampi di uguale area (20,84 m2) nel
periodo intercorso tra giugno 2002 e settembre 2004.
Dalla tabella si evince che il sottocampo che ha erogato l’energia maggiore è stato il n. 5,
posizionato sulla parte sinistra del tetto (verso ovest).
Complessivamente i sottocampi n. 4, 5 e 6 hanno prodotto circa la stessa energia, sebbene
ombreggiati in modo differente durante il giorno.
Dalla tabella è anche possibile valutare l’effetto delle perdite per mismatching dovute ad
ombreggiamento parziale e totale (polveri), che risulta maggiora sulle strutture frangisole dei piani
bassi. Il sottocampo n.1 ha prodotto circa 1/3 del n. 4, posizionato ai piani alti dell’edificio.
Nel diagramma di fig. 5 sono riportati i valori di energia prodotta in percentuale dai sei sottocampi.
Sottocampo
1
2
3
4
5
6
Totale impianto
EAC [kWh]
3.949,92
4.218,01
4.848,45
5.929,69
6.293,76
6.050,45
31.290,28
Tabella 9.1 − Energia complessivamente prodotta dai sei sottocampi.
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Ripartizione de ll'energia prodotta dai 6
2
sottocampi di uguale area (20,8 m )
EAC-i /EACTOT
Tetto 6
19,3%
Frangisole 1
12,6%
Frangisole 2
13,5%
Tetto 5
20,1%
Frangisole 3
15,5%
Frangisole 4
19,0%
Figura 5 – ripartizione dell’energia prodotta dai 6 sottocampi di uguale area
Teoricamente i moduli sul tetto dei sottocampi 5 e 6 dovrebbero produrre il 33% dell’energia
complessiva, in realtà a causa delle maggiori perdite nei frangisole, la loro quota di energia prodotta
è circa pari al 40% (valore medio in due anni).
Nell’anno 2003 la produzione di energia elettrica è stata di circa 14.743 kWh/anno, inferiore alla
stima del progettista che era di 15.900 kWh/anno per un anno tipo (9% in meno).
Non potendo confrontare correttamente i dati di radiazione globale a 24° e 36° calcolati a partire dai
dati storici orizzontali con la radiazione annuale misurata dal solarimetro di via Valeggio, si è
effettato il confronto sui valori di radiazione orizzontale.
I dati storici e quelli misurati dal solarimetro “Orbassano” per i vari mesi dell’anno 2003 sono
riportati in tabella 2.
mese
Hgh
2
[kWh/m /mese]
("Orbassano")
Hgh
2
[kWh/m /mese]
(valori storici)
deltaH %
gen-03
feb-03
mar-03
apr-03
mag-03
giu-03
lug-03
ago-03
set-03
ott-03
nov-03
dic-03
43,59
60,95
102,94
117,73
157,11
184,82
190,84
166,13
115,75
63,79
32,92
35,28
46,10
61,99
106,61
141,63
172,58
185,37
199,76
170,16
123,36
79,89
45,48
38,53
-5%
-2%
-3%
-17%
-9%
0%
-4%
-2%
-6%
-20%
-28%
-8%
annuale
1271,85
1371,46
-7%
tabella 2 − Radiazione globale orizzontale mensile storica e misurata nel 2003.
La riduzione della radiazione solare annua del 7% rispetto al dato storico è dovuta soprattutto alla
forte diminuzione nei mesi autunnali (ottobre e novembre).
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Il 7% in meno di radiazione globale orizzontale nel 2003 sembrerebbe attendibile e giustificherebbe
la riduzione di energia prodotta di circa il 9% rispetto al valore stimato con la radiazione storica.
Per valutare in modo orientativo la potenza prodotta dall’impianto nei vari mesi dell’anno nel
periodo di monitoraggio, si è utilizzata un’ipotesi correttiva per i valori misurati.
Dall’esame di diverse giornate si è determinata l’efficienza media giornaliera degli inverter
misurata dai sensori:
η INV ( MIS ) ≅ 87%
Essendo l’efficienza reale dei convertitori mediamente intorno al 90% (inferiore al 90% solo per
valori di PAC<0,15%), i valori di energia misurati EAC sono stati opportunamente corretti:
0,9
E AC ,CORR = E AC , MIS
0,87
L’energia corretta EAC,CORR ,prodotta dall’impianto nel periodo luglio 2003-agosto 2004 è stata
riportata sul grafico di fig. 6.
EAC [kWh]
3000
Energia prodotta dall'impianto in un anno di monitoraggio
2500
2000
1500
1000
500
ago-04
lug-04
giu-04
mag-04
apr-04
mar-04
feb-04
gen-04
dic-03
nov-03
ott-03
set-03
ago-03
lug-03
0
Tempo
Figura 6 – Energia prodotta dall’impianto in un anno di monitoraggio
In un anno esatto di monitoraggio (luglio’03-giugno’04) sono stati prodotti circa 13.330 kWh.
Nel periodo tra giugno e luglio ’04 la produzione ha subito un’ulteriore diminuzione per via dei
lavori eseguiti sulla facciata sud-ovest: le strutture frangisole sono state ricoperte da uno strato
antipolvere che ha ridotto la loro efficienza del 10% circa.
Inoltre non essendo stata ancora effettuata una manutenzione sull’impianto, nei mesi del 2004
rispetto al 2003 c’è stato un ulteriore aumento delle perdite per sporcamento dei pannelli,
soprattutto sui frangisole dei piani bassi.
2.1 CALCOLO DEL RISPARMIO TEORICO DI ENERGIA ELETTRICA NECESSARIA AL
RAFFRESCAMENTO ESTIVO
Utilizzando i valori storici di radiazione oraria giornaliera media mensile si è calcolato il carico
termico giornaliero entrante dalle 19 finestre in presenza e in assenza di elemento schermante. I
risultati ottenuti sono visibili in tabella 3 (giorno medio di riferimento è il 15 di ogni mese).
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Riduzione del carico termico giornaliero medio mensile
mese
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
QSV (g)
[kWh/giorno]
QFR (g)
[kWh/giorno]
QRISP (g)
[kWh/giorno]
165,6
164,0
177,5
183,8
182,7
98,4
93,8
100,6
113,2
126,7
67,2
70,2
76,9
70,6
56,0
Risparmio
giornaliero
in %
41%
43%
43%
38%
31%
Tabella 3 − Carichi termici evitati e risparmio giornaliero medio mensile nell’anno tipo
Nel calcolo del carico termico entrante dalla 19 finestre senza frangisole si è trascurata al riduzione
di esso dovuta alla presenza di altri elementi schermanti come l’edificio ad ovest della facciata, che
determina l’annullamento della componente diretta nelle ore tardo-pomeridiane.
L’energia termica giornaliera entrante dalle superfici vetrate in presenza dei frangisole è ridotta di
oltre il 40% nei mesi più caldi; l’effetto schermante risulta particolarmente efficace nelle ore
centrali del giorno, durante le quali la frazione soleggiata è praticamente nulla e il fattore di
ombreggiamento orario inferiore a 0,5.
Il risparmio teorico di energia elettrica per effetto schermante dipende dall’efficienza del
condizionatore .
Per l’edificio di via Valeggio 5 sono stati adottati due gruppi di refrigerazione con condensatore ad
acqua e due torri evaporative.
In condizioni nominali con temperatura ambiente di 32°C, temperatura dell’acqua all’ingresso del
condensatore di 26°C, temperatura dell’acqua di refrigerazione all’uscita dell’evaporatore di 7°C e
salto termico di 5°C, la potenza frigorifera di un gruppo è pari a 276.800 Frig/h e la potenza
elettrica assorbita è 79,2 kW.
In queste condizioni, COP ≅ 4.
I due chiller sono costituiti da 3 compressori ciascuno e dotati di un sistema di regolazione che in
base alla temperatura fissata di uscita dell’acqua refrigerante consente la variazione del numero di
compressori in funzione. Aumentando la temperatura di uscita dell’acqua refrigerata , aumenta
l’efficienza della macchina frigorifera.
Le condizioni reali di funzionamento sono le seguenti :
- Temperatura dell’acqua di refrigerazione in uscita dall’evaporatore : 10°C
- Temperatura dell’acqua all’ingresso del condensatore : 26°C
Le prestazioni della macchina frigorifera sono :
•
-
Potenza frigorifera Q utile = 303.200 Frig / h = 352,5kW
-
Potenza elettrica assorbita L = 82,1kW
•
•
≅ 4,3
•
L
Il risparmio elettrico mensile e quello totale estivo per effetto schermante dei moduli FV è
visualizzato in tabella 4.
-
COP =
Qutile
mese
maggio
giugno
luglio
agosto
Risparmio
QRISP (g)
elettrico teorico
giornaliero
[kWh/giorno]
[kWh/giorno]
67,2
70,2
76,9
70,6
15,6
16,3
17,9
16,4
QRISP (m)
[kWh/mese]
2083,3
2106,6
2383,2
2187,8
Analisi e valutazioni sull’impianto fotovoltaico di Via Valeggio 5
Risparmio
elettrico teorico
mensile
[kWh/mese]
484,5
489,9
554,2
508,8
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Stralcio della tesi di laurea di Fabio La guardia
mese
settembre
totale
estivo
Risparmio
QRISP (g)
elettrico teorico
[kWh/giorno]
giornaliero
[kWh/giorno]
56,0
13,0
QRISP (m)
[kWh/mese]
Risparmio
elettrico teorico
mensile
[kWh/mese]
1680,2
390,7
10441,0
2.428,1
Tabella 4 − Risparmio elettrico per effetto schermante nei mesi estivi di un anno tipo.
Come si evince dalla tabella il risparmio elettrico è piuttosto basso in relazione all’energia termica
ridotta; questo è dovuto all’elevata efficienza dei gruppi di condizionamento adottati. Un impianto
di refrigerazione con condensatore ad aria ha dei costi inferiori rispetto al condensatore ad acqua,
ma anche efficienze inferiori.
Mediamente :
- impianto con condensatore ad acqua → COP = 3 ÷ 4
- impianto con condensazione ad aria → COP = 2,5 ÷ 3
Questo significa che in un edificio che utilizza un impianto con condensatore ad aria il risparmio
per effetto schermante risulta maggiore.
Se COP = 3 → Risparmio elettrico totale estivo per frangisole = 3.480 kWh.
Inoltre probabilmente il sistema di regolazione non è abbastanza sensibile alla diminuzione del
carico termico estivo sulle superfici vetrate, per cui la presenza di moduli schermanti sulle 19
finestre della facciata sud-ovest ha effetti solo in termini di comfort termico e non in termini
economici.
L’energia prodotta dai frangisole nell’anno tipo può essere quindi confrontata con il risparmio sui
consumi di condizionamento estivo (fig.7).
Moduli frangisole: risparmio teorico elettrico per energia
prodotta e per effetto scherm ante
E [kWh]
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
mag
giu
lug
ago
set
Tempo
energia producibile Ef fetto schermante
Figura 9.5 risparmio elettrico per energia prodotta e per effetto schermante
A parità di radiazione incidente, il risparmio elettrico per la riduzione del carico termico sensibile
nei mesi estivi è quasi pari al 50% dell’energia producibile e il valore sarebbe ancora più elevato
con un COP del condizionatore inferiore.
Si è comunque scelto di mettere sullo stesso piano un effetto reale, l’energia elettrica prodotta, con
un effetto ipotetico quale il risparmio elettrico dei consumi, strettamente dipendente dalla sensibilità
del condizionatore alla variazione del carico termico.
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