Dispense Fv 05 Spertino3

5/16/2018 Dispense Fv 05 Spertino3 - slidepdf.com

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Conversione fotovoltaica dell'energia

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F. Spertino

Dip. Ingegneria Elettrica, Politecnico di TorinoCorso Duca degli Abruzzi 24, 10129 Torino

tel. 011-564-7120, fax –7199, e-mail: [email protected]

CONVERSI ONE FOTOVOLTAI CA DELL'ENERGI A

(dispense)




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Indice

COMPONENTI DELLA RADIAZIONE, SPETTRO E RISPOSTA SPETTRALE

DELLA CELLA SOLARE ...................................................................................................... 3

CELLA SOLARE: STRUTTURA E FUNZIONAMENTO ................................................. 5

MODULI FOTOVOLTAICI ................................................................................................. 13

IMPIANTI FOTOVOLTAICI .............................................................................................. 15

Generatore fotovoltaico .......................................................................................................... 16

Componenti non fotovoltaici ................................................................................................. 19 Accumulatori elettrochimici ................................................................................................. 19Convertitori DC/AC (inverter) ............................................................................................. 20Convertitori DC/DC (MPPT) ............................................................................................... 25

Impianti fotovoltaici autonomi .............................................................................................. 27

Impianti fotovoltaici connessi a rete ..................................................................................... 29

Protezioni ................................................................................................................................. 31

PROGETTO DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI ................................................................. 33

Linee guida .............................................................................................................................. 33

Dati orientativi ed esempi applicativi ................................................................................... 37

Osservazioni conclusive sugli impianti connessi a rete, soggetti a incentivi ..................... 40

Normativa ................................................................................................................................ 44

BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................... 47




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Componenti della radiazione, spettro e risposta spettrale della cella solare

Con buona approssimazione, il Sole si comporta come un emettitore ideale diradiazione (corpo nero) a una temperatura vicina a 5800 K. La radiazioneelettromagnetica g() in Wm-2m-1 , all’esterno dell’atmosfera, ha una distribuzionespettrale dall'ultravioletto all’infrarosso con un massimo nel campo del visibile per una lunghezza d’onda intorno a 0,5 m: la corrispondente densità di potenza,incidente sull’area unitaria perpendicolare al raggio, è nota come costante solare

d)(gG 0 1367 W/m2 (AM 0 in fig. 1a).

In generale la potenza totale, proveniente da una sorgente radiante e che investe

l’area unitaria, è chiamata irradianza G in W/m2, traduzione di “irradiance”. Quando la radiazione solare entra nell’atmosfera della Terra, una parte dell’energiaincidente sparisce per dispersione e riflessione nello spazio esterno o per assorbimento da parte delle molecole d’aria, delle nuvole,... (perlopiù H2O, CO2, O3).La radiazione che non è riflessa o dispersa e raggiunge la superficie in linea retta daldisco solare è chiamata radiazione diretta G b, in cui b sta per “beam”.La radiazione dispersa che raggiunge la Terra è chiamata radiazione diffusa Gd. Per effetto della diffusione, una parte della radiazione solare appare distribuita su tutta lavolta celeste. Il modo in cui la radiazione è divisa fra componente diretta e quella

diffusa è funzione delle condizioni meteorologiche: con cielo coperto la radiazione èquasi tutta diffusa, mentre se il cielo è sereno, la componente diffusa è di solito non

più del 20% del totale.Una parte modesta della radiazione, chiamata albedo, Ga, dopo riflessione da partedella superficie della Terra, può raggiungere un ricevitore. Si dice coefficiente diriflessione il rapporto tra il flusso luminoso totalmente riflesso in tutte le direzionida una superficie e quello convogliato su di essa da un fascio di raggi paralleli. Ilcoefficiente varia col colore della luce e con la natura della superficie su cuiavviene la riflessione (per es. è massimo sulla neve).

La radiazione totale, che arriva a un ricevitore terrestre, è costituita da queste trecomponenti ed è chiamata radiazione globale G = G b + Gd + Ga.La quota di radiazione che raggiunge la Terra è estremamente variabile. In aggiuntaalla regolare variazione quotidiana e annuale dovuta al moto apparente del Sole,cambiamenti irregolari sono causati dalle condizioni climatiche (copertura del cieloda parte di nuvole), come pure dalla composizione generale dell’atmosfera. Per queste ragioni, il progetto di un sistema fotovoltaico si avvale dell’immissione di datimisurati vicino al luogo dell’installazione.Al livello del suolo, l’irradianza dipende dall’altitudine sul livello del mare edall’angolo, rispetto all’orizzontale, della superficie (piana) ricevente.




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a)

b)

Figura 1a) - Distribuzione spettrale g( ) della radiazione solare;

1b) risposta spettrale S( ) delle celle solari in silicio cristallino (mono, poli) e amorfo.

Il concetto di massa d’aria spiega l’effetto di un’atmosfera trasparente sulla luce

solare: tale massa d’aria è uguale alla lunghezza relativa del percorso del raggiodiretto attraverso l’atmosfera. In un giorno d’estate limpido, al livello del mare, laradiazione proveniente dal Sole allo zenith corrisponde ad una massa d’aria unitaria(abbreviata con AM 1); con altro tempo, la massa d’aria è approssimativamenteuguale a 1/cosz, dove z è l’angolo di zenith, ovvero l’angolo che la radiazionesolare forma con la perpendicolare al suolo (fig. 2). Lo spettro extra-atmosferico,simboleggiato da AM 0, è importante per applicazioni di celle solari su satelliti.AM 1,5 è un tipico spettro solare sulla superficie della Terra: tale spettro, conirradianza globale di 1000 W/m2 (valore ottenibile a mezzogiorno da Marzo a

Settembre), è usato per le prove di qualifica su celle e moduli fotovoltaici (FV), incui prevalgono le tecnologie del silicio cristallino e amorfo.




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Nella fig. 1a), relativa allo spettro della radiazione solare, è indicata la banda visibile b1 da 0,38 a 0,78 m. La banda di sensibilità dipende dal tipo di cella: b 2 è quelladelle celle al silicio cristallino (0,4-1,1 m). La fig 1b) mostra in dettaglio le rispostespettrali delle tre tecnologie più affermate: bisogna osservare che l’integrale del

prodotto d)(S)(g fornisce la densità di corrente J ph, di cui si parlerà nel paragrafo successivo.L’irradianza, integrata su un intervallo di tempo, è detta irradiazione (“irradiation”)in kWh/m2. Nel progetto di sistemi FV è significativa l’irradiazione giornaliera.

AM = 1 AM = 2

Z = 60°

Figura 2 – Massa d'aria.

Cella solare: struttura e funzionamento

L’elemento base di un generatore fotovoltaico è la “cella solare” o cella FV. Tra ivari tipi di celle, quelle utilizzabili per impieghi terrestri sono le celle al siliciocristallino (monocristallino “m-Si” oppure policristallino “p-Si”) e le celle a filmsottile (silicio amorfo “a-Si” e altri semiconduttori come il diseleniuro di Indio e

Rame “CIS” o il tellururo di Cadmio “CdTe”).Una cella solare è fondamentalmente un diodo a semiconduttore di grossa sezione,con forma quadrata (p-Si), pseudo-quadrata e circolare (m-Si) oppure rettangolare (a-Si e CIS) secondo il tipo di cella. Il diodo è posto tra due elettrodi, uno frontalemassiccio, se trasparente alla luce, oppure a forma di griglia, per consentire il

passaggio della radiazione solare, e l’al tro posteriore a forma di piastra (fig. 3 per ilsilicio cristallino). Lo spessore totale della cella va dal micrometro per i film sottilifino alle poche centinaia di micrometri per il silicio cristallino.Con riferimento al silicio cristallino, il diodo è costituito da un substrato drogato di

tipo “P” (impurità del III gruppo come il Boro), sul quale viene deposto uno strato ditipo “N” (impurità del V gruppo come il Fosforo) di piccolo spessore, per consentirealla radiazione solare di penetrare fino alla zona di giunzione, sede di un campoelettrico.Per comprendere come questo si possa formare, bisogna osservare che gli elettronidalla regione di tipo N vicino all’interfaccia si diffondono in quella di tipo P,formando uno strato che è carico positivamente. In modo simile, le lacune dal tipo Psi diffondono nella direzione opposta, formando uno strato carico negativamente. Nel

processo di diffusione le particelle si spostano da una regione a concentrazione più

elevata a una regione a concentrazione più ridotta.




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Figura 3 – Struttura della cella solare in silicio cristallino.

La regione della giunzione, detta regione di svuotamento o di carica spaziale, concariche positive sul lato N e negative sul lato P, non contiene praticamente portatori

mobili di carica e le cariche fisse degli atomi di drogaggio creano una barriera di potenziale che si oppone a un ulteriore flusso di elettroni e lacune.L'equilibrio è alterato considerevolmente quando è applicata una tensione allagiunzione. Una polarizzazione diretta, intesa come tensione positiva, applicata allato P, riduce l’altezza della barriera di potenziale. Questo fatto, di conseguenza, fanascere una corrente rilevante attraverso il diodo. Sotto polarizzazione inversa,d’altra parte, la barriera è accresciuta e perciò l’effetto è molto più debole suldispositivo e si produce soltanto la piccolissima corrente I0 (corrente di “saturazioneinversa”). Insomma, la giunzione si comporta come un raddrizzatore e la sua

caratteristica corrente-tensione I(U) è data dall’espressione seguente, che non tieneconto del “breakdown” distruttivo, possibile per tensioni negative elevate:

I I eqU mkT 0 1 (1)

in cui I 0 è la corrente di saturazione inversa, assai dipendente dalla temperaturaassoluta T , q carica dell’elettrone, m fattore di qualità della giunzione e k costante diBoltzmann.La conversione fotovoltaica dell’energia solare si basa sulla natura quantica dellaluce, considerata come un flusso di particelle - fotoni- che trasportano l’energia

E ph() = hc/ , dove h è la costante di Planck, c è la velocità della luce e

è lalunghezza d’onda della luce. In un giorno limpido, circa 4,41017 cm-2s-1 fotoniinvestono, ogni secondo, un centimetro quadrato della superficie della Terra.Soltanto alcuni di questi fotoni, quelli aventi energia in eccesso rispetto all’energy gap Eg (salto di energia tra banda di valenza e banda di conduzione), possono essereconvertiti in elettricità dalla cella FV. Quando un tale fotone entra nelsemiconduttore, può essere assorbito e promuovere un elettrone dalla banda divalenza a quella di conduzione. Poiché si forma una lacuna nella banda di valenza, il

processo di assorbimento genera coppie elettrone-lacuna. Ciascun semiconduttore è perciò vincolato a convertire in energia elettr ica solo una parte dello spettro solare.La natura del processo di assorbimento indica come una parte dell’energia dei fotoniincidenti sia persa nell’evento. È stato osservato che praticamente tutte le coppie




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elettrone-lacuna generate hanno energia in eccesso rispetto all’Eg. Immediatamentedopo la loro creazione, l’elettrone e la lacuna decadono in una posizione vicino aiconfini della loro rispettiva banda. L’energia in eccesso è persa sotto forma di caloree non può essere convertita in potenza utile. Questo rappresenta uno dei meccanismi

fondamentali di perdita in una cella solare.Si può fare una stima del valore assoluto della potenza elettrica prodotta. A questoscopo, il movimento di elettroni indotto dalla luce attraverso la banda interdetta siinterpreta come una corrente di elettroni, detta corrente di generazione. Trascurandole perdite, ciascun fotone contribuisce con la carica di un elettrone alla corrente digenerazione I ph = qNA, con q carica dell’elettrone, N numero di fotoni in (cm-2s-1),ed A area della superficie del semiconduttore in cm2, esposta alla luce. Per es., ladensità di corrente J ph = I ph /A = d)(S)(g , che corrisponde allo spettro terrestre,

è di circa 70 mA/cm2. Di questa, una cella al silicio cristallino, avente una banda finoa 1,1 m, inversamente proporzionale all’Eg, può convertire fino a 44 mA/cm2.Circa la tensione che può generare una cella FV, si può ottenere il valore massimocon un’argomentazione di natura elettrostatica. Infatti, l’energia elettrostatica dellecariche dopo la separazione (qU, dove U è la tensione ai morsetti) non può superarel’Eg della coppia elettrone-lacuna. Pertanto, la tensione massima in volt ènumericamente uguale all’Eg del semiconduttore in elettronvolt. Benché la tensionereale sia molto minore del limite teorico, è corretto affermare che i semiconduttori

con energy gap maggiore (1,7 eV per a-Si contro 1,1 eV per m-Si) generano una

tensione più elevata (0,8 V per a-Si e 0,6 V per m-Si), a prezzo però di una minore

banda nella risposta spettrale (0,75 m per a-Si contro 1,1 m per m-Si in fig. 1b) e

di una minore densità di corrente (13 mA/cm2 per a-Si e 32 mA/cm2 per m-Si conG=1 kW/m2). La soluzione ottimale per la potenza è quindi un compromesso.Ai morsetti esterni il comportamento elettrico della cella solare è descritto, in primaapprossimazione, da un generatore ideale di corrente, proporzionale all'irradianza, eda un diodo reale collegati tra loro in anti-parallelo. Un circuito equivalente, piùaderente alla realtà (fig. 4), comprende inoltre due elementi dissipativi: unaresistenza connessa in parallelo R sh ed una in serie R s al circuito precedente. Laresistenza R sh corrisponde alla corrente di dispersione superficiale tra piastra egriglia. La resistenza R s è la somma della resistenza volumica del semiconduttore,

delle resistenze di contatto e di quelle proprie degli elettrodi.

I phI j

D

R s

I

IshR shU j U

+

Figura 4 - Circuito equivalente della cella solare.




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Se U è la tensione tra i morsetti del carico e I è la corrente da esso assorbita, leseguenti equazioni rappresentano il bilancio di corrente al nodo e l'equilibrio ditensione sulla maglia del circuito:

I I I U R ph j j sh (2)

U U R I j s (3)

Si riporta anche la relazione U(I,U) di tipo implicito propria della cella FV, chequindi è identificata da cinque parametri indipendenti: I ph , I o , m, Rs , Rsh.

U

mkT

q

I I R R U R I

I R I

ph s sh sh o

o

s

ln

/1(4)

Fissate l'irradianza e la temperatura, si individua una curva I(U): le coordinate dei punti che la costituiscono forniscono la potenza elettrica erogabile P = UI; esiste

sempre un punto (U M ,I M ), intermedio tra il corto circuito (0,I sc) ed il circuito aperto(U oc ,0), in cui è massima la potenza della cella FV erogata al carico. Il rapporto K f =U M I M /U oc I sc definisce il fattore di forma (“fill factor”) che rappresenta globalmentel’influenza del diodo e delle resistenze R s e R sh sulla caratteristica. Nelle celle alsilicio cristallino risulta K f = 0,7 0,8 con I M /I sc 0,9 e U M /U oc 0,8.Con l’inserzione di R sh in parallelo al generatore di corrente e al diodo, simanifestano due effetti: aumenta la pendenza dI/dU (in valore assoluto) della caratteristica I(U) in

prossimità del corto circuito; diminuisce la tensione di circuito aperto U oc.In modo analogo con l’inserzione di R s in serie al circuito precedente, si manifestanodue effetti: diminuisce la pendenza dI/dU (in valore assoluto) della caratteristica I(U) in

prossimità del circuito aperto; diminuisce la corrente di cortocircuito I sc.

Figura 5 – Modi di funzionamento di una cella solare.




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La caratteristica completa I(U) della cella solare si estende nei quadranti II e IV ( fig.5); in essi la cella funziona da utilizzatore rispettivamente a tensione inversa (U<0,I>0) e a corrente inversa (U>0, I<0). Tali modi di funzionamento sono accettabilisolo se i punti di lavoro cadono dentro la rispettiva iperbole di massima potenza

dissipabile dalla cella (evidenziate in fig. 5).Se la tensione inversa supera la tensione di breakdown U b (qualche decina di volt per celle al silicio), la cella è irrimediabilmente danneggiata.

Tensione [V]

C o r r e n t e [ A ]

1000 W / m2

800 W / m2

600 W / m2

400 W / m2

200 W / m2

TFV = 25 °C

PMAX

Figura 6 – Caratteristica I(U) di una cella solare in funzione della irradianza.

La caratteristica I(U) della cella solare, a temperatura T costante, varia in funzionedella irradianza G: al suo diminuire, la corrente di corto circuito I sc diminuisce

proporzionalmente, mentre la tensione a circuito aperto U oc diminuisce con leggelogaritmica. La fig. 6 presenta la dipendenza della I(U) dalla irradianza e mette inevidenza il luogo dei punti di massima potenza PMAX. Pertanto la U oc è sensibilmentecostante per notevoli variazioni di G; solo per bassi valori di G, minori di 50 W/m 2,essa diminuisce bruscamente. Nelle celle solari al silicio le variazioni dellacaratteristica I(U), al variare della irradianza G, avvengono in tempi molto rapidi concostanti di tempo che, per le celle al silicio, sono dell’ordine di 1020s.La caratteristica I(U) dipende anche dalla temperatura T (fig. 7). A irradianzacostante, un aumento di temperatura provoca: un lieve aumento della corrente fotovoltaica I ph e quindi anche della corrente di

corto circuito I sc (o della densità di corrente J sc), essenzialmente per ladiminuzione dell'energy gap del materiale (dJ SC /dT = 0,01 mAcm-2°C -1 per ilsilicio cristallino, valori maggiori per il silicio amorfo);

un aumento della corrente I j nel diodo, cui corrisponde una diminuzione dellatensione a circuito aperto Uoc (dU OC /dT = -2,2 mV°C-1/cella).

Le entità di queste variazioni sono tali da provocare una diminuzione globale della

potenza massima generabile (dP M /P M /dT -0,5 %/°C per il silicio cristallino, valoriminori per il silicio amorfo).




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Nelle applicazioni, spesso, si ritiene che la corrente di corto circuito dipenda soltantodall’irradianza e che la tensione a circuito aperto dipenda soltanto dalla temperatura.

Tensione [V]


G = 1000 W / m2

TFV = 0°C

TFV = 20°C

TFV = 40°C

TFV = 60°C

Figura 7 – Caratteristica I(U) di una cella solare in funzione della temperatura.

In una cella solare la conversione della potenza radiante di ingresso in potenzaelettrica è inevitabilmente associata a perdite dovute ai fattori di seguito indicati. Riflessione e mascheramento della superficie della cella (10%). Parte delle

radiazioni che giungono sulla superficie della cella vengono riflesse o colpisconola griglia frontale. Per ridurre al minimo tali effetti negativi si utilizzanotrattamenti antiriflesso e si minimizza la superficie della grigliatura.

Eccesso di energia dei fotoni incidenti (30%). Una parte dei fotoni assorbiti possiede una energia superiore a quella necessaria per generare coppie elettrone-lacuna; questo eccesso di energia degrada in calore.

Difetto di energia dei fotoni incidenti (20%). Non tutti i fotoni incidenti possiedono energia sufficiente per generare una coppia elettrone-lacuna. Pertantoi fotoni aventi energia inferiore a una determinata soglia vengono assorbiti sottoforma termica.

Fattore di ricombinazione (2%). Non tutte le coppie elettrone-lacuna vengonomantenute separate dal campo elettrico di giunzione, ma una parte di esse siricombina cedendo la propria energia sotto forma termica. L’entità di questa

perdita dipende dalle impurità e dai difetti del materiale. Fattore di forma (20%). Non tutta l’energia elettrica prodotta viene ceduta al

circuito esterno ma parte di essa viene dissipata nel diodo e nelle resistenze R s eR sh. Questo determina la tipica deformazione della curva caratteristica della cellarispetto all’andamento rettangolare.

Con la tecnologia attuale le celle FV possono raggiungere un rendimento di

conversione del 10-20%, dove per rendimento di conversione si intende il rapporto




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tra la potenza massima erogabile P MAX e la potenza incidente sulla superficie S dellacella Pi = GS.A differenza dei generatori tradizionali, la potenza primaria di ingresso in una cella

è indipendente dalla potenza assorbita dal carico e ha un valore costante per un dato

sito e date condizioni meteorologiche. La sovra-temperatura della cella decresce conil carico, sia pure lievemente, a causa del modesto rendimento di conversione; essaraggiunge il valore massimo in condizioni di circuito aperto .

I carichi correntemente utilizzati richiedono tensioni e correnti superiori a quellefornite dalle singole celle; pertanto, per raggiungere i livelli di potenza richiesti,risulta indispensabile collegare tra loro più celle solari in serie e/o in parallelo.Una causa di perdite, tipica della tecnologia fotovoltaica, è quella del “mismatching”(diversità) delle curve I(U), sia per tolleranze di fabbricazione sia per ombratura concentrata su alcune celle. Se NS celle sono connesse in serie tra loro (nel gergo“stringa”) e una di esse presenta una curva I(U) diversa da quella delle altre per difetto costruttivo (curva a in fig. 8) oppure perché ombrata (curva a

/), lacaratteristica risultante (curva c relativa ad a e curva c

/ relativa ad a/) è formatadalla somma, per una data corrente, della tensione (NS-1)U delle NS-1 celle uguali(curva b a tratteggio e P punto di massima potenza) con la tensione della cellaombrata.

Figura 8 – Caratteristiche I(U) di celle connesse in serie, in caso di mismatching.

La curva risultante può presentare una potenza notevolmente diminuita (curva c/ incaso di pesante ombratura) e in ogni caso la potenza massima è sempre inferiore alla

somma delle potenze massime delle celle connesse tra di loro.La stessa curva risultante ha una tensione a circuito aperto U OC pari alla somma delleU OCi delle singole celle e una corrente di corto circuito I SC teoricamente pari allacorrente di corto circuito della cella che eroga la corrente più bassa, cioè:

U OC = i U OCi (5)

I SC (I SCi)min (6)




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nella pratica le cose vanno meglio perché una cella totalmente ombrata non si

comporta da circuito aperto, ma da resistenza di poche decine di ohm. La cella piùscadente, all'aumentare del carico, può essere sottoposta ad una tensione inversa conconseguente potenza da dissipare: il pericolo maggiore si verifica in condizione di

corto circuito agli estremi delle NS celle in serie, perché agli estremi della cellascadente agisce la sommatoria delle tensioni (NS-1)U delle celle non oscurate. Questacondizione di funzionamento si può ottenere graficamente ribaltando, rispettoall’asse della corrente, la curva b a tratteggio, relativa alle N S-1 celle. Facendoriferimento sempre alla fig. 8, il punto P/ individua la corrispondente tensioneinversa nelle due situazioni di mismatching.Pertanto la cella può essere costretta a dissipare una potenza maggiore di quellamassima dissipabile con la formazione di "hot spots" che, dopo un tempo dipendentedalla entità del sovraccarico e dal modo di raffreddamento, possono provocareirrimediabili guasti nella cella.Se la tensione (NS-l)U supera la tensione di rottura U b, si ha poi la istantaneadistruzione della cella. Tenuto conto che per le celle al silicio la tensione di rottura èU b = 2550 V e che ogni cella fornisce una tensione U 0,5 V (per il siliciocristallino), sono necessarie NS = 50100 celle in serie perché si abbia la rotturadella cella contro-polarizzata.Un diodo, connesso in anti-parallelo alla cella in ombra, evita che la cella funzionida utilizzatore con tensione inversa. Il diodo inoltre fa sì che la corrente di cortocircuito della stringa non sia più limitata al valore della cella con caratteristica

peggiore ma sia pari a quello delle rimanenti celle in serie con caratteristica

migliore. Pertanto, la potenza erogata dalla stringa è ridotta solo del contributo dellacella scadente e non si ha più la brusca riduzione di potenza che si aveva in assenzadel diodo (curva c

/ in caso di pesante ombratura).Evidentemente, una tale tecnica di protezione per ogni singola cella è improponibile;in pratica il diodo si connette in anti-parallelo a gruppi di celle in serie (ad es. 18-24-36), formanti un modulo FV.Sempre nel caso di celle in serie, si osserva che: se una cella è interrotta, l'intera serie non eroga corrente e quindi si annulla la

potenza fornita;

se una cella è in corto circuito, l'intera serie eroga una potenza ridotta solo delcontributo della cella in corto circuito.

Considerazioni analoghe mostrano che, se tra NP celle connesse in parallelo una presenta una caratteristica diversa da quella delle altre (ad es. per ombratura), lacaratteristica risultante è fornita dalla somma, per una data tensione, delle correnti(NP1)I delle NP1 celle non oscurate con la corrente della cella in ombra. Lacaratteristica risultante ha una corrente di corto circuito I SC pari alla somma delle I SCi delle singole celle e una tensione a circuito aperto molto prossima a quella della cellaoscurata, cioè:

I SC = i I SCi (7)U OC (U OCi)min (8)




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È facile vedere che se una cella è oscurata, il parallelo delle celle si comporta neiriguardi del carico circa come il parallelo di NP-1 celle illuminate. La condizione

peggiore per la cella oscurata si ha con carico esterno nullo, perché in talecondizione la cella oscurata è costretta ad assorbire la corrente delle NP-1 celle

illuminate. Normalmente la sovra-temperatura conseguente a questa elevata correntedetermina il fuori servizio della cella e il parallelo riprende a funzionare con NP-1anziché con NP celle; tuttavia si fa notare che è molto rara la connessione in parallelodi singole celle.

Nei riguardi del carico, la presenza di una cella in ombra nel collegamento parallelo

ha un’influenza molto meno deleteria che nel collegamento serie.Un diodo connesso in serie alle singole celle in parallelo, potrebbe evitare che lacella in ombra funzioni da utilizzatore con corrente inversa. Tale protezione però èinaccettabile per il parallelo di singole celle, in quanto la caduta di tensione ai capi

dei diodi è dello stesso ordine della tensione generata, ma si applica a stringhe di parecchie celle in serie.Dalle considerazioni precedenti si deduce che nel collegamento serie o parallelo dicelle fra loro, è vantaggioso impiegare celle con caratteristiche quanto più possibilesimili ("matching" delle celle). Ciò richiede, in sede costruttiva, una accurataselezione delle celle da collegare tra loro: un primo criterio di selezione è diverificare che siano “praticamente identici” i valori dei tre parametri I SC , U OC e P M .Questi controlli non possono impedire che la potenza massima di più moduli ,

connessi tra di loro, risulti inferiore alla somma delle loro potenze massime: spessosi assume una perdita del 2-3% rispetto al valore nominale.

Si noti però che anche un'accurata selezione delle caratteristiche I(U) delle celle nonesclude il verificarsi dei fenomeni sopra descritti (mismatching) dovuti a causeesterne, ad es. ombratura.

Moduli fotovoltaici

Il modulo FV, a volte chiamato pannello, è un completo ed ambientalmente protettoassemblaggio di celle interconnesse, idoneo a generare energia elettrica se esposto aluce solare; normalmente esso è costituito da più celle collegate in serie (ad es. 36 o

72).Circa la fabbricazione di moduli in silicio cristallino, si osserva che le celle inmateriale monocristallino sono di forma rotonda per la tecnica di accrescimento delcristallo e possono successivamente assumere la forma quadrata con uno scarto dimateriale; invece quelle in materiale policristallino sono di forma quadrata,consentendo una migliore occupazione della superficie rettangolare del modulo.In seguito le celle, saldate tra di loro, sono racchiuse ermeticamente fra due pannelli

piani, di cui quello anteriore è trasparente alla luce; per questo si utilizza un vetro ad

alta trasmittanza. Un polimero termoplastico, trasparente alla luce e inalterabile nel

tempo (acetato di vinil etilene, EVA), avvolge le celle e salda fra loro i due pannelli( processo di laminazione), rendendo compatta ed ermetica la struttura. L’EVA




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garantisce l’isolamento elettrico tra le celle, impedisce la penetrazione di umidità(con possibili effetti corrosivi), ma non sopporta temperature troppo elevate (70-80°C). La copertura posteriore è costituita da un vetro ovvero da una lamina di mylar (o tedlar ).

Riguardo i moduli a film sottile in silicio amorfo, la struttura della cella è quella adoppia (o tripla) giunzione P

+- I - N : essa presenta un contatto conduttore trasparentecon lo strato P

+ e un contatto ohmico con lo strato N . Non essendo stato scoperto unmateriale di tipo P otticamente trasparente e altamente conduttore, il materiale usato

per il contatto è l’ossido di stagno (di tipo N ). Tuttavia gli strati altamente drogati diossido conduttore trasparente (Transparent Conducting Oxide, TCO) formano una“giunzione tunnel” con lo strato P

+ e la resistenza alla corrente è molto piccola.La sequenza del processo di fabbricazione può essere definita come segue. Su unvetro (resistente alle intemperie e trasparente), usato come substrato, si depositano:1) uno strato di ossido di stagno,2) uno strato P+ pesantemente drogato di silicio amorfo, sufficientemente sottile per

lasciar passare la luce,3) lo strato intrinseco I non drogato, ma leggermente di tipo N , di silicio amorfo,4) un sottile strato N di silicio amorfo,5) uno strato di contatto metallico.Quest’ultimo deve formare un contatto ohmico con lo strato N di silicio amorfo edovrebbe essere molto riflettente, in modo che una frazione di luce, non assorbita nel

passaggio attraverso la cella, sia riflessa indietro per un secondo passaggio at traversolo strato I . Per ridurre la spesa, si usano alluminio o sue leghe.

Con le varie tecniche costruttive, oltre a proteggere le celle del modulo dalleaggressioni ambientali (polvere, vento, umidità, grandine...), si riesce a mantenerel'equilibrio termico su temperature accettabili di 4565 °C nelle condizioni piùsfavorevoli.

Il rendimento globale di conversione viene riferito alle condizioni di provanormalizzate STC (Standard Test Conditions): irradianza G = 1000 W/m2, massad'aria AM = 1,5 e temperatura di cella di 25 °C. Esso assume, secondo il tipo dicella, valori compresi tra 7% e 16%. Lo spettro AM 1,5, simulato con opportune

lampade, corrisponde a condizioni ambientali tipiche della primavera e dell’autunno;in estate lo spettro della luce naturale è meno favorevole alla conversione per celle insilicio cristallino (2% in meno per la densità di corrente), mentre in inverno accadel’opposto.I moduli FV si caratterizzano con la potenza di picco [Wp] che è la potenza massima

erogata nelle STC . Per queste condizioni si specificano anche: la corrente di cortocircuito ISC , la tensione a circuito aperto UOC , la corrente IM e la tensione UM nel

punto di massima potenza. Valori tipici sono compresi nell’intervallo 10-200 Wp.Poiché le STC sono condizioni di collaudo in laboratorio, si fornisce anche la

temperatura normale di funzionamento (Normal Operating Cell Temperature, NOCT ). Tale temperatura di cella è un parametro caratteristico del modulo, fornito




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dal costruttore e definito come la temperatura a cui si stabilizza il modulo,funzionante a circuito aperto e sottoposto a una irradianza di 800 W/m 2, con unavelocità del vento di 1m/s e una temperatura ambiente Ta di 20 °C.

Nota la NOCT (tra 42 e 50 °C), si può determinare la temperatura di cella TC nelle

condizioni operative del modulo. Assumendo che la differenza di temperatura tra TC e Ta dipenda linearmente dall'irradianza G, la temperatura di cella è data da:

2

2aC mWGm/W800

C20 NOCTTT

(9)

Nel piano tensione-corrente continua, un modulo FV presenta una caratteristica I(U)simile a quella delle celle componenti, salvo un cambiamento di scala sull'asse delleU per le celle in serie e sull'asse delle I per le eventuali stringhe in parallelo. Spesso,il numero di celle in serie (N = 3440) è scelto in modo da fornire una tensione che

consenta la carica dei normali accumulatori al piombo da 12 V, anche per temperature intorno ai 60°C.

Impianti fotovoltaici

La fruibilità dell'energia elettrica prodotta da un generatore FV richiede la presenzanell'impianto di altri componenti.Data la variabilità giornaliera e stagionale dell'irradianza solare, per la continuità di

servizio, è richiesto un immagazzinamento di energia normalmente attuato daaccumulatori elettrochimici.Un generatore FV produce energia elettrica sotto forma continua (DC), mentre lamaggior parte degli utilizzatori è alimentata con energia sotto forma alternata (AC),che può essere ottenuta con convertitori DC/AC o inverter .Poiché il generatore FV funziona a potenza primaria imposta, per estrarre da esso la

potenza massima, può essere vantaggioso impiegare un convertitore DC/DC chefunziona da inseguitore di potenza massima MPPT (Maximum Power Point Tracker).Altri componenti degli impianti FV sono le protezioni opportunamente scelte per laatipicità del generatore FV, la strumentazione per il monitoraggio, etc..Gli impianti FV si possono classificare in impianti autonomi ("stand alone") con esenza accumulatori e impianti connessi a rete ("grid connected") centralizzati edistribuiti.

Nell 'esercizio di tali impianti si constata che la maggior parte dei guasti non dipendedal generatore FV, ma dagli altri componenti. Questo si spiega perché, pur essendomatura la tecnologia di tali componenti, essi lavorano in condizioni anomale per la

presenza dei generatori FV che presentano caratteristiche diverse da quelle deigeneratori tradizionali.




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Generatore fotovoltaico

Per ottenere una prefissata potenza, è necessario collegare tra loro più moduli FV, perché questi hanno potenze che vanno da 10 Wp circa fino a oltre 200Wp. Questi

raggruppamenti di moduli danno luogo a strutture più complesse, individuate nellaterminologia fotovoltaica da termini specifici."Stringa": è un gruppo di moduli (o di celle), meccanicamente pre-assemblati edelettricamente collegati o in serie, utilizzabile come unità indipendente da installarenell'impianto. " Array" (matrice): è un insieme di pannelli (o di moduli) assemblaticon la struttura di supporto. "Campo fotovoltaico": è l’insieme di tutti gli array checostituiscono il generatore completo.

Nella maggior parte dei casi, il generatore è realizzato collegando in parallelostringhe costituite da moduli connessi in serie tra loro.

Analogamente a quanto già esaminato per le singole celle, i collegamenti serie- parallelo dei moduli, per dissimmetrie (mismatching) dovute a: diversità intrinsecadelle caratteristiche I(U), ombratura (shading effect) etc., possono portare a unariduzione di potenza erogata, formazione di "hot spots", per cui è necessarioimpiegare adatte protezioni.In una stringa di moduli collegati in serie, si connette in anti-parallelo ad ognuno diessi (oppure a un gruppo di celle – 18 o 24 – all’interno del modulo) un diodo di

protezione o bypass DP. Questo diodo ha un duplice effetto: protegge dalle tensioniinverse la cella oscurata e fa sì che, con la sua azione di bypass, la potenza erogata

dalla stringa si riduca solo del contributo del modulo, evitando il "fuori-servizio"dell'intera stringa.Per la protezione da dissimmetrie nei collegamenti in parallelo dei moduli, si disponeun diodo di protezione DS in serie al modulo, o alla stringa di moduli in serie. Ildiodo DS percorso dalla corrente generata dal modulo (o dai moduli) provoca unacaduta di tensione dovuta alla sua tensione di soglia (0,6-0,8 V), che deve risultaretrascurabile rispetto alla tensione generata dal modulo (o dai moduli in serie) per limitare le perdite di potenza ad essa associate.Se una o più celle in una stringa sono difettose, si crea una dissimmetria nelletensioni a vuoto fra le stringhe in parallelo, per cui il diodo DS funziona da blocco e

la stringa considerata non subisce danni, ma non contribuisce alla produzione di potenza. Quest’ultima circostanza è poco probabile quando la tensione di lavoro èabbastanza inferiore alla tensione a vuoto: per es., negli impianti dotati diinseguitori della potenza massima, la tensione di lavoro è circa l’80% della tensionea vuoto.Inoltre, in assenza di illuminamento, il diodo DS protegge i moduli dall'assorbimentodi correnti inverse dovute a f.e.m. esterne generate da accumulatori, motori, ... .




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Figura 9 - Diodi di protezione: a) parallelo, b) serie nella configurazione parallelo di serie.

Nel progetto di un generatore fotovoltaico, la scelta ottimale dei collegamenti fra imoduli (o i pannelli), ossia la configurazione del campo fotovoltaico, determina ilrendimento e la affidabilità del generatore in presenza di cause perturbanti come:disuniformità dei parametri delle celle, ombreggiamenti casuali, deterioramento deimateriali, guasti, fulminazioni, ... .Sono possibili varie configurazioni della matrice del generatore. La determinazionedella configurazione più idonea per ottenere le migliori prestazioni non è né univoca

né semplice e va scelta secondo le circostanze (tensione costante al carico, minime perdite di potenza, .. .).Ad esempio, nella configurazione parallelo di serie, fig. 9, la presenza di una cellaoscurata in una stringa influenza poco la tensione fornita al carico, però viene menoil contributo di potenza dell'intera stringa.La configurazione serie di parallelo, fig. 10, ha il vantaggio di richiedere un solodiodo di protezione DP in parallelo a ciascuna stringa di moduli in parallelo; tuttaviail diodo DP deve poter sopportare correnti più intense.Per contro, la presenza di celle ombrate può, soprattutto nel funzionamento a circuito

aperto, essere pericolosa per il modulo contenente le celle stesse, non essendoci diodiserie di protezione.

Se il generatore FV alimenta un carico, il punto di lavoro, individuato dallaintersezione della I(U) del generatore con la caratteristica del carico, può essere un

punto qualsiasi della curva I(U) i cui estremi sono rispettivamente la corrente dicorto circuito ISC e la tensione a vuoto UOC.Il funzionamento del generatore FV per i punti di lavoro sul tratto (ISC,PM) e sultratto (PM,UOC) si può approssimare, con 2 rette di diversa pendenza, rispettivamente

a quello di un generatore reale di corrente e di un generatore reale di tensione.




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Figura 10 - Configurazione serie di parallelo.

Per un dato valore di irradianza e temperatura, la migliore utilizzazione delgeneratore si ottiene quando il punto di lavoro cade nel punto P M di massima

potenza. Ad es., se il generatore al imenta un carico resistivo, questo deve presentareuna resistenza ottimale R O definita dalla pendenza 1/R O della retta di carico passante

per PM. Nel punto PM si realizza la condizione generale richiesta per il trasferimento

della potenza massima da un generatore a un carico, cioè la pendenza della I(U) è

uguale alla pendenza della retta di carico ossia d I /dU = 1/ RO.

Pertanto, per sfruttare appieno un generatore fotovoltaico, che lavora a potenza diingresso imposta, è necessario adattare il carico al generatore, mentre questacondizione è inaccettabile nei generatori tradizionali di potenza prevalente.A temperatura costante, al diminuire della irradianza G, la corrente di corto circuitodel generatore FV diminuisce proporzionalmente, mentre la tensione a circuito apertoè sensibilmente costante. Di conseguenza, il luogo dei punti di massima potenza P M

erogabile dal generatore si situa su una linea praticamente verticale. Quindi ilcollegamento diretto "generatore fotovoltaico - carico resistivo costante" non èvantaggioso.Un carico utilizza in modo ottimale la potenza elettrica erogabile dal generatore FVquanto più la sua caratteristica riesce a sovrapporsi alla linea luogo della potenzamassima PM.Questa condizione, soddisfatta dagli accumulatori elettrici, può verificarsi anchenell'alimentazione di motori a corrente continua per la presenza della f.c.e.m., onell'alimentazione di processi elettrolitici (ad es. dell’acqua per la produzione di

idrogeno a beneficio di celle a combustibile), a causa della f.e.m. di polarizzazione.Su questa base, per impianti di potenza intorno al kilowatt, è possibile effettuarevantaggiosamente il collegamento diretto (senza accumulatori) generatorefotovoltaico - motore a corrente continua per l'azionamento di impianti di

pompaggio, essiccazione, ventilazione con il vantaggio di ottenere impianti distruttura semplice, di maggiore affidabilità e minore manutenzione.




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Componenti non fotovoltaici

Accumulatori elettrochimici

L’accumulo di energia deve garantire un servizio continuo per i periodi di scarsa o

nulla insolazione.L'immagazzinamento di energia in impianti FV autonomi è effettuato

prevalentemente con accumulatori elettrochimici; in applicazioni speciali può essereeffettuato in altro modo: ad es. immagazzinamento di acqua in un serbatoio per impianti FV di pompaggio oppure produzione di idrogeno come vettore di energia.In un accumulatore elettrochimico l’energia elettrica è immagazzinata per mezzo direazioni chimiche reversibili. Di seguito se ne r iportano le caratteristiche principali. Tensione nominale Unom: tensione alla quale l’energia immagazzinata è

normalmente restituita (dipende dalla temperatura con coefficiente negativo).

Tensione massima di carica Umax e minima di scarica Umin oltre le quali si riducela reversibilità delle reazioni.

Capacità: quantità di carica espressa in amperora [Ah] che può erogare allatemperatura nominale di 20 °C, in un tempo di scarica normalmente di 10 h. Lacapacità diminuisce al diminuire del tempo di scarica e della temperatura. Il tempodi scarica pone un limite alla corrente erogabile.

Massima profondità di scarica DOD ("Depth Of Discharge"): capacità prelevabile,espressa in per cento, senza compromettere la vita dell’accumulatore.

Durata espressa in numero di cicli di carica e scarica riferiti a una data DOD,

spesso del 50%. Tasso di autoscarica: rapporto in per cento tra la carica perduta a vuoto e lacapacità nominale.

Densità di energia (elettrica) accumulabile in [Wh/l] o [Wh/kg] che è circa 60volte inferiore alle analoghe densità di energia (termica) immagazzinata neicombustibili liquidi.

Gli accumulatori per impianti FV, caratterizzati da un tempo di scarica di 100h,devono presentare durata elevata, almeno 700 cicli per DOD = 80% (5-10 anni),ridotta manutenzione ed elevata affidabilità.A parte l’uso di accumulatori al nichel-cadmio , limitato ad applicazioni per bassetemperature, di solito si impiegano accumulatori al piombo più convenientieconomicamente. Questi presentano per elemento: Uno m = 2V; Umin = 1,8V; Umax =2,4V alla temperatura nominale di 20 °C.Gli accumulatori al piombo per avviamento di autoveicoli, di basso costo, presentanoun’elevata corrente allo spunto e un numero di cicli molto ridotto ( 5), per questomotivo non sono adatti all’applicazione negli impianti FV, in cui sono sfruttati gliaccumulatori per usi stazionari con capacità anche superiori al migliaio di amperora.Per evitare scariche profonde con fenomeni di solfatazione (U <1,9 V) e caricheeccessive con sviluppo di idrogeno e pericolo di esplosione in assenza di aerazione

(U >2,3 V), si impiegano opportuni regolatori di carica di tipo serie e parallelo. Incasi molto particolari, questi possono non essere impiegati con l'uso di moduli FV,




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progettati in modo che gli accumulatori non possano lavorare al di fuoridell’intervallo di tensione permesso.Si noti che la presenza degli accumulatori consente anche di migliorare il rendimento di utilizzazione del generatore, perché il punto di lavoro è praticamente determinato

dalla tensione degli accumulatori, scelta in corrispondenza della fascia di potenzamassima erogabile dal generatore.

Convertitori DC/AC (inverter)

Quando in un impianto FV si alimentano carichi in corrente alternata (AC), ènecessario impiegare i convertitori DC/AC o inverter: i più impiegati sono VSI

(Voltage Source Inverter) a transistor. Si distinguono due categorie di inverter a

seconda del tipo di impianto in cui sono inseriti, ossia autonomo o connesso a rete.In un impianto FV autonomo (ad es. per utenze residenziali fuori rete), generalmente,si richiede una sorgente monofase in AC a 230V-50Hz oppure a 110V-60Hz. Aquesto scopo, si impiegano inverter a transistor (MOSFET o IGBT) che sicomportano come interruttori elettronici: nei transistor è possibile comandare, conun segnale arbitrario, sia l'accensione sia lo spegnimento. Se l'impianto autonomo siavvale di accumulatori elettrochimici, la tensione di ingresso dell'inverter (lato DC)assume tipicamente i valori di 12, 24, 48V o multipli, mentre per ottenere il livellod'uscita si sfruttano trasformatori elevatori.La forma d'onda (f.d.o.) della tensione d'uscita (lato AC) è un indice della qualità edel costo dell'inverter. L'inverter più economico, costituito da 4 transistor connessi inconfigurazione a ponte, dà una f.d.o. quadra con minime perdite, ma alto contenutoarmonico. Sono in commercio, a prezzi intermedi, inverter ad onda sinusoidalemodificata: la f.d.o. d'uscita può essere trapezoidale o a gradini che approssimanol'andamento sinusoidale.Infine per i carichi che lo richiedono, sono disponibili a prezzi maggiori inverter sinusoidali. In genere, gli inverter sinusoidali sono controllati con la tecnica dellamodulazione della larghezza di impulso ("Pulse Width Modulation", PWM): taletecnica si basa sul confronto tra una f.d.o. triangolare e una sinusoidale per generare

il segnale di comando dei transistor (fig. 11, in cui si è abbassata volutamente lafrequenza della f.d.o. triangolare).Il parametro di regolazione principale è l'indice di modulazione che rappresenta ilrapporto tra l'ampiezza della sinusoide e l'ampiezza della “triangola”: questo ècompreso tra 0 e 1, mentre si parla di sovra-modulazione se supera l'unità.

Normalmente esso è compreso tra 0,2-1, perché con valori bassi aumentaeccessivamente il contenuto armonico della f.d.o..Si osserva che la prima armonica del segnale generato ha la frequenza della sinusoide(50 o 60Hz) e le armoniche successive hanno frequenze molto più elevate dipendenti

dalla frequenza della f.d.o. triangolare (10-50 kHz).




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-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

0 0,002 0,004 0,006 0,008 0,01 0,012 0,014 0,016 0,018 0,02

tempo [s]

t e n s i o n e [ V ]

Figura 11 – Confronto tra portante triangolare e modulante sinusoidale a 50Hz.

Una struttura tipica di inverter sinusoidale è rappresentata in fig. 12a) per il caso

monofase e in fig. 12b) per il caso trifase. Nel funzionamento viene chiuso solo uninterruttore per "gamba", l'altro (sottostante o soprastante) deve restare aperto per evitare il corto circuito del condensatore sul lato DC): per es. nel caso monofase,supponendo che siano in stato di ON lo switch superiore della gamba di sinistra equello inferiore della gamba di destra, si applica all'uscita la tensione DC positiva;invece con i due switch superiori in stato di ON si applica tensione nulla.È importante notare che, nel caso di trasmissione di potenza reattiva, è necessario ilcontributo dei diodi di ricircolo che permettono l'inversione del flusso di corrente;tali diodi giocano un ruolo anche nella fase di commutazione dei transistor da stato

di ON a stato di OFF e viceversa.In fig. 12a) si notano: il condensatore C rip, che compensa la fluttuazione sulla potenza istantanea, tipica di un sistema monofase; l’inverter controllato con tecnicaPWM; il filtro LC, utile per ottenere una f.d.o. di tensione il più possibile sinusoidale(nel caso di connessione alla rete l'induttore L dà anche il necessario dis-accoppiamento dalla rete); il trasformatore che fornisce il livello di tensione richiestodai carichi.

Nell 'inverter trifase (fig. 15b) esistono tre gambe uguali con 6 switch ed è possibileapplicare una terna simmetrica di tensioni concatenate (senza centro stella).




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LC

inverter PWM trasform. 50Hz

Crip

+

a)

b)

Figura 12 – Possibili schemi di inverter monofase e trifase.

Le specifiche più importanti degli inverter per funzionamento autonomo sono: alto rendimento di conversione anche ai bassi carichi e quindi basse perdite a vuoto, stabilità della tensione d'uscita in ampiezza (±10%) e frequenza (±0,01%),

basso contenuto armonico (Total Harmonic Distortion k

2

1

2

k U UUTHD in cui

Uk è il valore efficace della k-esima armonica di tensione), capacità di sostenere sovraccarichi di breve durata (2÷4 volte la potenzanominale), come per l’avviamento di motori,

capacità di scambio di potenza reattiva (fattore di potenza IUPPF AC con

valori fino a 0,2).

Per immettere potenza attiva in rete, si possono sfruttare inverter a tiristori ("line-commutated") oppure inverter a transistor ("self-commutated"), normalmenteequipaggiati con trasformatore per separazione galvanica dalla rete.Il pregio più importante degli inverter a tiristori è il basso costo dovuto ai

componenti tecnologicamente maturi da tempo. Per contro, i difetti sono l'elevatocontenuto armonico e il basso fattore di potenza di tipo induttivo (esigenza di filtri).Infatti, l'accensione di un tiristore, che necessita della tensione di rete, dovrebbeavvenire con un angolo di ritardo di 180° (in pratica si arriva a circa 150°) per trasferire solo potenza attiva dalla continua alla alternata. Attualmente gli inverter atiristori si impiegano per sistemi FV di potenza superiore al centinaio di kilowatt.

Gli inverter a transistor si distinguono a seconda se il trasformatore lavora in bassafrequenza (50 o 60Hz, fig. 12) oppure in alta (decine di kilohertz, fig. 13).Il trasformatore a 50Hz, toroidale per migliorare le prestazioni magnetiche, è

piuttosto pesante ed ingombrante; perciò si tende a realizzare trasformatori in altafrequenza (High Frequency, HF) di ferrite, contenendo le perdite nel ferro. Poiché la




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tensione è proporzionale alla frequenza e al flusso magnetico, un aumento dellafrequenza determina, a parità di tensione, una riduzione del flusso che è

proporzionale alla sezione del circuito magnetico. Di conseguenza si possono ridurrele dimensioni del nucleo magnetico.

Con questa soluzione però sono necessari ulteriori stadi di conversione di potenza, iquali accrescono il numero di componenti elettronici.

Figura 13 – Inverter monofase PWM con trasformatore in alta frequenza (10-50 kHz).

L’inverter monofase, rappresentato in fig.13, è costituito dai seguenti elementi:- condensatore: compensa la fluttuazione sulla potenza istantanea;- inverter e trasformatore HF a presa centrale: convertono la tensione continua del

generatore FV in tensione alternata, con modulazione PWM ad una frequenza dicommutazione compresa tra 10 kHz e 50 kHz;

- raddrizzatore ad alta frequenza: la tensione in uscita dal trasformatore èraddrizzata mediante diodi a bassa perdita;

- circuito di filtri: la tensione modulata a larghezza d’impulso è modificata informa sinusoidale da filtri passa basso;

- ponte a 50 Hz: inverte ogni seconda semionda sinusoidale e la invia alla reteattraverso spire induttive;

- induttori di dis-accoppiamento dalla rete con funzione simile a quelladell'induttanza sincrona nel generatore sincrono.




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Si trovano in commercio inverter senza trasformatore (" transformerless") che permettono di ottenere perdite a vuoto ridotte e quindi rendimento elevato con un peso e un volume minore. Per contro, tali inverter trasferiscono componenti continue

verso la rete e possono creare problemi di sicurezza.Correntemente, gli inverter per connessione alla rete hanno uno stadio di ingressoche svolge la funzione di inseguitore del punto di massima potenza del generatoreFV ( MPPT ).Le specifiche, per gli inverter da connessione alla rete, sono qui riassunte. Alto rendimento di conversione (maggiore del 90% per potenze decrescenti fino

al 10% della nominale) e basse perdite a vuoto (minori dell'1%); esso è valutatospesso con la formula denominata Euro-Eta (media pesata a varie potenze).

Fattore di potenza maggiore di 0,9.

Bassa distorsione armonica della corrente d'uscita ( %5IITHD k

2

1

2

k I alla potenza nominale – Ik è il valore efficace della k-esima armonica di corrente).

Inseguimento del punto di massima potenza del generatore FV. Capacità di limitare la potenza d'ingresso dal generatore FV spostandone il punto

di funzionamento (spesso verso tensioni maggiori di quella di massima potenza). Bassa ondulazione (cioè ripple factor minore del 5%) sulla tensione del

generatore FV (si veda anche il paragrafo sugli impianti connessi a rete). Spegnimento automatico in caso di sovra-sottotensione e sovra-sottofrequenza

della tensione di rete.

Protezione contro il funzionamento in isola e accensione automatica dopol'eliminazione di un guasto.

Accensione e spegnimento automatici con basse soglie di irradianza. Nelle figure seguenti sono rappresentati gli andamenti tipici di alcuni parametricitati: rendimento di inseguimento MPPT e di conversione DC-AC (fig. 14); fattoredi potenza PF e distorsione armonica totale di corrente THD (fig. 15).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 20 40 60 80 100

% della potenza nominale

R e n d i m e n t o

DC-ACMPPT

Figura 14 – Rendimento di inseguimento MPPT e di conversione DC-AC.




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0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0 20 40 60 80 100

% della potenza nominale

F a t t o r e d i p o t e n z a

0

4

8

12

16

20

D i s t o r s i o n e a r m o n i c a d i c o r r e n t e i n %

THD

PF

Figura 15 – Fattore di potenza e distorsione armonica di corrente.

Convertitori DC/DC (MPPT)

Per ottimizzare il rendimento di utilizzazione del generatore FV, può essereimpiegato un convertitore DC/DC adeguatamente controllato (Maximum Power PointTracker), che, al variare di irradianza e temperatura, consente di estrarre la potenzamassima erogabile e di trasferirla al carico con valori di tensione e di correntediversi da quelli in entrata.

La ricerca del punto di massima potenza può essere fatta “continuamente” oppurecon interruzioni, per es. ad ogni frazione di minuto (intervallo di tempo nel qualeirradianza e temperatura sono sensibilmente costanti). Allo scopo, si può sfruttare la

proprietà (già citata) che d I /dU = I /U , cioè la derivata della I(U) del FV è ugualeal rapporto tra corrente e tensione nel punto di massimo, oppure se c'è la batteria inuscita, si cerca il massimo della corrente d'uscita al variare della tensione d'ingresso,dato che la tensione d'uscita è quasi costante.La tecnica più usata, perché è un buon compromesso tra costo e prestazioni, èchiamata “Perturba & Osserva”, in quanto il controllo impone una variazione ditensione U e misura la corrispondente variazione di potenza P, se quest’ultima è

positiva, si attua un’ulteriore variazione di tensione nella stessa direzione, altr imentisi cambia il segno della variazione.Se la caratteristica del carico ha l'andamento OA indicato in fig. 16, con irradianza Ge temperatura T, il MPPT per assorbire la potenza massima dal generatore lavora inentrata a tensione UM e a corrente IM, mentre in uscita, per fornire questa PM, develavorare a tensione UM' e a corrente IM', dove UM' e IM' sono le coordinate di M',

punto di intersezione tra la caratteristica OA e l' iperbole a potenza costante, tangentein M alla caratteristica del generatore (MPPT di rendimento unitario).Con riferimento alla tensione, tale MPPT dicesi in discesa ("step-down"); perciò una

caratteristica di carico di tipo OB richiede un MPPT in salita ("step-up"); una




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caratteristica di tipo OC richiede un MPPT in discesa, per irradianza inferiore a G' ein salita per irradianza maggiore di G'.

Figura 16 - Inseguitore del punto di massima potenza.

La fig. 17 mostra una configurazione step-down (il caso più frequente) che prevedeun transistor in serie ed un diodo in antiparallelo per il ricircolo della corrente

all'uscita. La tensione all'uscita uD è stabilizzata e filtrata mediante un condensatorenon rappresentato, mentre il convertitore DC/DC impone all'ingresso il livello ditensione ui tale da estrarre la massima potenza dal generatore FV, agendo sul duty-cycle TON/(TON+TOFF) di accensione e spegnimento del transistor.

S

D

uD

TON TOFF

ui

tt

Figura 17 - Schema di convertitore DC/DC step-down.

Requisiti richiesti ad un MPPT sono: rendimenti superiori al 97%, entro ampieescursioni di irradianza e di temperatura, ed elevata affidabilità. Nel funzionamento i

punti deboli, per il MPPT, sono rappresentati dalle variazioni mol to veloci (inaumento o in diminuzione) dell’irradianza oppure dai fenomeni di ombratura,concentrata su parte del generatore FV, i quali possono determinare una rilevantediminuzione della tensione di massima potenza.

Come detto, sono attualmente in commercio convertitori DC/DC che svolgono lefunzioni del MPPT, incorporati all'interno di inverter.




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Impianti fotovoltaici autonomi

Gli impianti FV autonomi ("stand alone") si distinguono in base alla presenza o menodi accumulatori elettrochimici.

Gli impianti FV autonomi senza accumulatori servono, di solito, per il pompaggiodell'acqua: in essi la funzione di accumulo dell'energia è svolta da un serbatoio diacqua che garantisce la continuità di servizio agli utenti. Questi impianti sonocostituiti sostanzialmente da generatore FV, motore elettrico, pompa e serbatoio.Se il motore è in corrente continua, è possibile l'accoppiamento diretto di questo conil generatore FV: questa soluzione consente elevata affidabilità, data la semplicitàdella struttura, e ridotta manutenzione, pur con problemi di spunto nelle prime oredella giornata a causa della bassa corrente fornita dal generatore FV. Si può limitarequesto difetto cambiando la configurazione del generatore FV, ossia aumentando, al

mattino, il numero di moduli connessi tra loro in parallelo, a scapito di quelliconnessi in serie.Se il motore è in corrente alternata di tipo tradizionale (ad es. asincrono) oppure se èsincrono a magneti permanenti di tipo "brushless", è necessario un inverter per alimentarlo.Oggi, la configurazione più economica è rappresentata da generatore FV, inverter,

motore asincrono e pompa centrifuga. Il controllo dell'inverter alimenta il motorecon tensione sinusoidale, mantenendo costante il rapporto ampiezza/frequenza: in talmodo il flusso magnetico risulta pari al valore nominale e il motore fornisce coppia

costante a velocità variabile. Nel corso della giornata, poiché il generatore FV eroga potenza dipendente dall 'andamento dell 'irradianza, la pompa, di conseguenza,funziona a velocità variabile e dà una portata elevata nelle ore centrali e ridotta almattino e alla sera.Gli impianti FV di pompaggio con potenze da frazioni a decine di kilowatt sonoutilizzati soprattutto nei Paesi in via di sviluppo (decine di migliaia).Gli accumulatori elettrochimici, negli impianti FV autonomi, garantiscono continuitàdi servizio e stabilizzano la tensione sul generatore FV intorno al punto di massima

potenza, consentendone un alto rendimento di utilizzazione.Circa il funzionamento di tali impianti FV, si possono fare queste osservazioni:

il generatore FV è un generatore di corrente direttamente proporzionaleall'irradianza;

la batteria è un generatore di tensione costante che eroga potenza in fase discarica e ne assorbe in fase di carica.

Ad una data temperatura, come detto, il generatore FV eroga una corrente proporzionale all' irradianza. Poiché la tensione è imposta dalla batteria, il flusso di potenza FV è direttamente regolato dall 'irradianza. Perciò il generatore FV el'accumulatore sono equivalenti ad un unico generatore di tensione, la cui corrente

proviene dal generatore FV e dalla batteria.




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Pertanto, durante le ore di luce, la potenza prodotta dal generatore FV dipendedall'irradianza, mentre la potenza della batteria compensa il surplus o il deficit di

potenza FV rispetto alla potenza richiesta dal carico.La fig. 18 presenta il bilancio energetico giornaliero per un impianto FV autonomo

che alimenta un utente residenziale. Si nota che il diagramma di carico dell’utenteresidenziale (PCAR ) presenta dei picchi in corrispondenza dei tre pasti principali,quando almeno una persona della famiglia è presente in casa. Il picco di potenza FVè superiore al consumo dell’utente e, fino a quando PFV > PCAR , lo stato di caricadella batteria (“State Of Charge” SOC) cresce. Alla fine della giornata il SOC èleggermente più basso che all’inizio e quindi l’energia prodotta dal FV è minoredell’energia consumata dall’utente con il deficit a carico della batteria.

Giorno sereno nel mese di Novembre

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Tempo [h]

P o t e n z a [ W ]

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

S O C

PFV

PCAR

SOC

Figura 18 – Diagrammi della potenza e dello stato di carica in un impianto autonomo.

Se il carico è in corrente alternata, l'energia elettrica, prodotta da generatore FV eaccumulatore sotto forma di corrente continua, è fornita, mediante inverter, al carico:lo schema con i componenti è presentato in fig. 19.Il regolatore di carica serve per preservare la vita dell'accumulatore, evitandoscariche e cariche eccessive. In particolare, il regolatore disattiva il carico quando lo

stato di carica della batteria è troppo basso e disattiva il generatore FV quando lostato di carica è troppo alto.L'inverter, dotato di trasformatore elevatore, converte la tensione DC in tensionesinusoidale a una data frequenza (ad es. 50 Hz) e fornisce il livello di tensionerichiesto dal carico (230 V), garantendo la separazione galvanica tra lato DC e latoAC.Poiché in un carico monofase in AC la potenza istantanea fluttua a frequenza doppiarispetto a quella della tensione di alimentazione ( p sin t 2 con cos=1), nel lato DC

si manifesta un'ondulazione ("ripple") sulla corrente, che può essere negativa per la

vita della batteria. Per limitare questo ripple, si possono impiegare filtri ad hoc.




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Gli impianti FV autonomi con accumulatori, oltre che per alimentare stazioni ditelecomunicazioni e di monitoraggio ad esempio in impianti idroelettrici, sonosoprattutto impiegati per elettrificazione rurale in località "fuori rete" e in Paesi invia di sviluppo.

Lato DC Lato AC

Generatore FV Inverter

~

=

Accumulatore

Carico

Regolat. carica

Figura 19 – Impianto FV autonomo in corrente alternata con accumulatori.

Impianti fotovoltaici connessi a rete

Gli impianti FV connessi a rete ("grid connected") si classificano in centralizzati edecentralizzati.Gli impianti FV centralizzati, di proprietà degli Enti produttori o distributoridell'energia elettrica, hanno potenze fino a qualche MWp e possono servire comecentrali di punta per alimentare la rete trifase in media tensione. La messa infunzione è quasi immediata e la loro produzione (massima intorno al mezzogiorno) èconcentrata nel periodo di massimo carico per la rete (ore centrali della giornata).Per il regolare funzionamento della rete (stabilità della tensione, etc.), si stima che la

potenza immessa non debba superare il 20% della potenza della rete, altrimenti sononecessari interventi di regolazione ad hoc.Tali impianti FV spesso sfruttano inverter a tiristori, perciò i filtri, necessari per

ridurre il contenuto armonico della corrente immessa in rete, possono servire per rifasamento, dato il comportamento fortemente induttivo di questi inverter. Per questa applicazione, tuttavia, non vi sono vincoli stringenti per il fattore di potenza.Le potenze di picco degli impianti FV centralizzati vanno da decine di kWp ad alcuniMWp, ad esempio 10 MWp in Baviera (Germania) e 3,3 MWp a Serre (Salerno).

Gli impianti FV decentralizzati (o distribuiti), normalmente di proprietà di privati,sono realizzati allo scopo di alimentare in bassa tensione i carichi di utenzeresidenziali (ad es. case solari con facciate e tetti FV), per conseguire unapprezzabile risparmio energetico. In tal caso, senza bisogno di accumulatori, la retegarantisce continuità di servizio e permette lo scambio tra l'energia prodotta ineccesso dal generatore FV e l'energia in difetto (mancanza totale di notte) rispetto




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alla richiesta del carico locale (fig. 20). Si noti che la rete riceve energia quandol'assorbimento dei carichi è massimo.I componenti fondamentali di tali impianti sono il generatore FV con potenza diqualche kWp, l'unità di condizionamento della potenza ("Power Conditioning Unit",

PCU), dotata di sistema di protezione, e i carichi locali di un utente (fig. 21).

Tempo [h]

Potenza [W]Produzione FV

Consumo

acquisto acquisto

vendita

risparmio

0 12 24 Figura 20 – Scambio di energia tra impianto FV e rete in una utenza residenziale.

MPPT Inverter Interfaccia

rete

Controllo di:- inseguimento massima potenza- modulazione PWM con PF=1- protezione sovraccarico e isola- interfaccia di misura

GeneratoreFV

Retemonofase

C

PCU

Caricolocale

Lato AC Lato DC

Figura 21 – Impianto FV connesso a rete di tipo decentralizzato.

Riguardo il funzionamento del sistema, si enucleano i seguenti punti: poiché in un sistema sinusoidale monofase la potenza istantanea fluttua afrequenza doppia rispetto a quella della tensione di rete, si manifesta un ripple afrequenza doppia sulla tensione del generatore FV che lavora soltantoistantaneamente nel punto di massima potenza;

un condensatore all'ingresso dell'inverter ha il compito di ridurre tale ripple,facendosi carico della fluttuazione della potenza istantanea.

Da poco tempo, negli impianti decentralizzati si sta diffondendo l'uso dell'inverter integrato nel singolo modulo FV: questa unità viene designata " modulo in AC " con

potenza nominale di un centinaio di watt ed intervallo di tensione DC tra 25V e 40V.Tale soluzione, che dà la possibilità di un'espansione futura dell'impianto con un




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normale cablaggio in AC, consente di minimizzare, sul lato DC, le perdite dicablaggio e di mismatching, venendo a mancare i collegamenti dei moduli tra loro

per formare l'array, e di eliminare le perdite nei diodi di blocco. D'altra parte, irendimenti di conversione DC/AC sono leggermente minori e ciascun modulo in AC

deve avere il proprio dispositivo di protezione contro il funzionamento in isola.

All'interfaccia con la rete di distribuzione devono essere presenti dispositivi per quantificare l'energia comprata dalla rete e quella venduta alla rete: allo scopo siusano due contatori mono-direzionali, se il prezzo dell'energia comprata è diverso daquello dell'energia venduta, oppure un unico contatore bi-direzionale.Per questi impianti FV esistono Norme che stabiliscono vincoli sulla qualità della

potenza eventualmente immessa in rete e cioè: tensione in ampiezza e frequenza entro i limiti dell'Ente distributore;

distorsione armonica di corrente inferiore al 5%; fattore di potenza superiore a 0,9.Inoltre le Norme prescrivono la dis-inserzione automatica dell'impianto FV in caso dicaduta della tensione di rete ovvero protezione dal funzionamento in isola: questocompito è attuato dalle protezioni di interfaccia mediante relè di sovra-sottofrequenza, sovra-sottotensione e relè per la misura dell’impedenza di rete.

L'applicazione più promettente degli impianti FV decentralizzati è rappresentatadalla integrazione nelle facciate e nei tetti di edifici, ad es. si ricorda il programmacentomila tetti FV in Germania (già ultimato con circa 400 MWp installati).

In sintesi, a tutt’oggi, la Germania si sta avvicinando ai 1000 MWp, mentre ilGiappone ha già superato i 1000 MWp di impianti connessi alla rete.

Protezioni

Le protezioni costituiscono un punto critico per la sicurezza e l'affidabilità di unsistema FV.Il campo FV è protetto contro i surriscaldamenti localizzati ("hot spots"), dovuti per es. a ombratura, da diodi di bypass in parallelo ad ogni modulo e da diodi di blocco

in serie ad ogni stringa (negli impianti connessi a rete il MPPT fa lavorare il campoallo 80% circa della tensione a vuoto, quindi è molto poco probabile la formazione dicorrenti inverse, tant’è che alcuni progettisti omettono i diodi di blocco).Inoltre su ogni stringa del campo FV sono previsti fusibili e sezionatori . La correntedi corto circuito dei moduli FV è compatibile con il loro normale funzionamento,infatti è poco più grande della corrente nominale ( 15% in più); perciò i fusibili,disposti su ogni stringa del generatore FV, servono per proteggere porzioni diconduttura di una stringa da correnti di corto circuito provenienti dalle altre stringhe(se le stringhe in parallelo sono N, la corrente di corto circuito totale vale (N-1) volte

quella di una stringa).




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1 2 N

fusibili

Isc

(N-1)Isc

Isc

Isc

Modulo FV

terra

Figura 22 – Guasto a terra di entrambi i poli di un modulo FV.

La formazione di queste correnti di corto circuito è dovuta, ad es., ad un guasto versoterra di entrambi i poli del generatore (fig. 22).Attualmente l'uso dei fusibili può essere evitato impiegando, fino a determinatilivelli di tensione del generatore (ad es. 800 V), moduli FV e condutture in doppioisolamento (classe di protezione II), che sono a prova di guasto a terra e di cortocircuito. Pertanto il polo positivo e quello negativo del generatore sono isolati

rispetto a terra.È buona norma, nel realizzare la configurazione del generatore FV, ridurre al minimola superficie abbracciata dalle maglie che lo costituiscono, per attenuare la

possibil ità di concatenamento di flusso magnetico. Le sovratensioni impulsive (per es. di origine atmosferica) di tipo indiretto vengono assorbite da varistori. Non èstato ancora stabilito in modo univoco se l'intelaiatura metallica dei moduli FV deveessere o meno collegata all'impianto di protezione contro le fulminazioni , perché la

probabilità di fulminazione sui generatori FV (anche per quelli collocati sul tetto diedifici) è molto bassa.

Negli impianti FV con accumulatori, la sicurezza delle batterie è un elemento basilare: fusibili o interruttori automatici proteggono dal corto circuito, che sedovesse accadere, implicherebbe il rischio di esplosione ed incendio. Questa

protezione è normalmente integrata nei regolatori di carica che impediscono unacarica eccessiva e una scarica profonda.

Negli impianti FV provvisti di inverter (apparecchio in classe I), la conduttura,isolata da terra, che collega il generatore FV con l'inverter, è protetta contro icontatti indiretti da un dispositivo per il monitoraggio della corrente di dispersione

verso terra.In alternativa, si adottano inverter in doppio isolamento senza bisogno del

dispositivo di monitoraggio.




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Come il generatore FV, anche l'inverter è protetto da varistori, sia sul lato DC sia sullato AC, contro le sovratensioni impulsive di tipo indiretto.Inoltre, gli inverter per connessione a rete devono essere provvisti di protezioni

all'interfaccia con la rete: sono necessari relè di massima-minima tensione e di

massima-minima frequenza che disattivano l'inverter in caso di superamento dellesoglie di tensione e frequenza, prestabilite in base al contratto di fornitura. Infine, ègià stata citata la protezione contro il funzionamento in isola (in Germania si applicail relè per la misura dell’impedenza di rete con carico noto di tipo capacitivo).

Progetto di impianti fotovoltaici

Linee guida

Nel progetto degli impianti FV è di fondamentale importanza stimare la produzioneenergetica del generatore FV.Dato di partenza è il consumo energetico , per ogni mese, dei carichi che il generatoreFV deve alimentare. Quando sono disponibili, si usano i diagrammi di carico (medimensili) che rappresentano l’andamento della potenza assorbita dai carichi nelle 24ore. Dai diagrammi è così possibile calcolare il picco di potenza e l’energiagiornaliera: nel caso dell’utente di tipo ufficio, si ha un diagramma determinatodall’orario di lavoro e dalla pausa pranzo (fig. 23).

Giorno medio nel mese di Dicembre

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Tempo [h]

P o t e n z a [ k W ]

Figura 23 – Diagramma di carico di un utente del terziario (tipo “ufficio”).

Tabella 1 – Consumi annuali di alcuni elettrodomestici

a basso consumo[kWh]

convenzionali[kWh]

Frigorifero (200 l) 267 625

Lavatrice 280 522

Lavastoviglie 296 614

Lampadine (4500 lm) 87 438




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Se non si hanno a disposizione questi diagrammi di carico, si possono costruirediagrammi approssimati, conoscendo la potenza nominale di ogni apparecchioelettrico e la durata di utilizzo del medesimo. Conoscere l’orario di utilizzo è

importante per valutare la contemporaneità dei carichi e quindi il picco di potenza.Altrimenti in mancanza di questi dati, si possono calcolare il picco di potenza comesomma delle potenze nominali degli apparecchi (contemporaneità di tutti i carichi) el’energia come somma dei consumi energetici. L’uso di apparecchi elettrici ad altorendimento, permettendo un risparmio energetico, è raccomandabile per ridurre la

potenza di progetto del generatore FV: ad es. in tabella 1 si riportano i consumiannuali di alcuni elettrodomestici convenzionali e a basso consumo.La produzione FV dovrebbe eguagliare, istante per istante, i consumi dei carichi, manon essendo questo possibile, vengono in soccorso gli accumulatori oppure la rete. Sicerca, dunque, un equilibrio tra produzione e consumo su scala mensile oppureannuale.Come si può intuire, la produzione energetica del FV è direttamente proporzionaleall’irradiazione solare sulla superficie del generatore FV (in kWh/m2) ed i fattori di

proporzionalità sono la superficie del generatore FV e il rendimento di conversione.Ma ragioniamo dal punto di vista del costo unitario dei moduli (euro/kW), che èespresso in funzione della potenza nominale: in essa sono racchiuse sia la superficiesia il rendimento. Poiché la potenza nominale (o di picco) di un generatore FV èdefinita all'irradianza di 1kW/m2, la irradiazione giornaliera in kWh/m2 divisa per l'irradianza di 1kW/m2 è dimensionalmente il numero di ore, al giorno, di

funzionamento alla potenza nominale del generatore FV. Questa durata è definitacome “numero di ore equivalenti” alla irradianza di riferimento. In sostanza, sisostituisce all’andamento reale dell’irradianza un valore costante pari a 1kW/m 2 per un numero di ore tale da fornire la irradiazione effettiva.Pertanto il prodotto della potenza nominale del generatore FV per il numero di oreequivalenti giornaliere fornisce l'energia FV prodotta in un giorno. Questarappresenta un valore teorico che non tiene conto di nessuna perdita: il rapporto tral'energia effettivamente prodotta e questo valore teorico definisce il "Performance

Ratio" (PR) specifico per ogni impianto FV. Spesso il PR viene anche definito come

efficienza del BOS (Balance of System). Per es. gli impianti connessi a rete presentano mediamente PR = 0,70-0,80, mentre gli impianti autonomi con batterie presentano PR = 0,55-0,65. Normalmente le ore equivalenti giornaliere rappresentano un valore medio mensile:12 valori sono dunque sufficienti per calcolare il numero di ore equivalenti annuali.Le ore equivalenti sono funzione dell'inclinazione (rispetto all'orizzontale) edell'orientazione (rispetto ai punti cardinali) della superficie del generatore FV,

perché l' irradiazione solare lo è. Per es., a Torino il numero di ore equivalentiannuali si aggira intorno a 1500 con inclinazione e orientazione ottimali.

In primo luogo, bisogna scegliere, nel sito di installazione dell'impianto FV,l'inclinazione (“tilt ”) e l'orientazione ottimali del generatore FV, a seconda del tipo




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di applicazione. Con un metodo illustrato in una Norma specifica (UNI 8477), si puòdeterminare da dati storici sul piano orizzontale l'irradiazione giornaliera media per ogni mese dell'anno, al variare degli angoli di inclinazione e di orientazione.Si trova che, all'aumentare dell'inclinazione, l'irradiazione giornaliera si riduce nei

mesi estivi e cresce nei mesi invernali. Quindi con bassi angoli di inclinazione ildiagramma dell'irradiazione giornaliera, al variare del mese, ha un andamento appuntito con valori che, nel mese migliore (Luglio), superano il 500% di quelli nelmese peggiore (Dicembre). Quando l'inclinazione si avvicina a 90°, lo stessodiagramma assume un andamento appiattito, favorevole per l'alimentazione dicarichi debolmente variabili nel corso dei mesi.La scelta della disposizione dell'array FV dipende dal tipo di impianto da realizzare,se autonomo o connesso a rete.Per un impianto FV connesso a rete si vuole massimizzare la irradiazione annuale:infatti i surplus e i deficit vengono compensati dalla rete. L'angolo di inclinazioneottimo è leggermente minore dell'angolo di latitudine nel sito di installazione (fig.24, in cui si ha un angolo ottimale di 33° rispetto alla latitudine di 45° per Torino).Per un impianto FV autonomo in cui il consumo energetico di picco avviene nei mesi estivi (pompaggio di acqua per irrigazione ed abbeveraggio), si sceglie dimassimizzare la irradiazione giornaliera in quei mesi (angoli di 10-20°).Per un impianto autonomo dotato di accumulatori elettrochimici, si desideramassimizzare la irradiazione giornaliera nel mese più sfavorevole e minimizzare ildivario tra il mese più sfavorevole e quello meno: in questo caso l'angolo di

inclinazione ottimo si trova in genere tra i 60° e 70° (fig. 24, in cui l’angolo ottimale

è di 68°). In particolare, per determinare la potenza nominale del generatore FV, siimpone il bilancio energetico tra produzione FV e assorbimento dei carichi nel mese

più sfavorevole . Ciò implica che, nei mesi più favorevoli, si abbia un surplus di produzione FV: tale surplus, non potendo essere totalmente assorbito dagliaccumulatori, viene sprecato.

Valori giornalieri delle ore equivalenti di funzionamento all'irradianza di 1 kW/m2

0

1

2

3

4

5

6

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

O r e e q u i v a l e n t i [ h ]

tilt 33°

tilt 68°

Figura 24 – Confronto tra le ore equivalenti per due applicazioni nella zona di Torino.




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Il dimensionamento degli accumulatori costituisce un punto critico perché da essodipende la affidabilità e la vita dell'impianto.La capacità energetica in kilowattora degli accumulatori deve garantire un certo

numero di giorni di autonomia in assenza di produzione FV: di solito 4 oppure 5. Negli impianti per utenze domestiche, a queste durate corrispondono capacità di4050 kWh: soltanto l'80% di questi valori può essere effettivamente estratto per

preservare la durata dell 'accumulatore. Allo stesso modo la batteria può assorbire unsurplus di produzione FV fino a questi valori energetici.È sufficiente un altro parametro per individuare la batteria adatta: la tensione oppurela capacità in Ah. Per motivi di sicurezza e di compatibilità con gli inverter commerciali, la tensione viene spesso limitata a 48V, per cui la capacità assumevalori dell'ordine del migliaio di amperora.Riguardo l'inverter per alimentare carichi in AC , si seguono due strade, a seconda sel’impianto è autonomo oppure connesso a rete.

Negli impianti autonomi con batterie, la potenza nominale dell’inverter è uguale aquella massima che si vuole fornire ai carichi: tale scelta evita che queste siscarichino troppo velocemente. Infatti la potenza massima assorbita dai carichi ègeneralmente minore della potenza di picco del generatore FV che, nell’arco delleore di luce, deve erogare l’energia consumata dai carichi nelle 24 ore.Tuttavia si impiegano inverter che siano in grado di sopportare sovraccarichi di brevedurata, causati dall'avviamento di motori per elettrodomestici. I livelli di tensione diingresso, derivati da quelli degli accumulatori, sono di 12V, 24V, 48V, ... con

preferenza per gli ultimi per ridurre l'assorbimento di corrente. Negli impianti connessi a rete, si tende ad utilizzare inverter con potenza nominaleridotta del 1020% rispetto a quella del generatore FV, per aumentare il rendimentodi conversione DC/AC in corrispondenza di bassi livelli di irradianza. Inoltre, la

potenza nominale può essere raggiunta per pochi minuti al giorno e solo in certi periodi dell 'anno. Perciò il sottodimensionamento dell 'inverter, rilevante soprattuttonei siti ad elevata latitudine, può essere attuato a condizione che il MPPT, di cui èdotato l'inverter, si sposti dal punto di potenza massima verso tensioni maggiori,riducendo la potenza di ingresso, quando l'irradianza raggiunge 1 kW/m2. La

tensione di ingresso, negli impianti connessi a rete decentralizzati, spesso non superai 120 V per motivi di sicurezza.Il numero di moduli connessi in serie per ciascuna stringa del generatore FV èindividuato dalla tensione degli accumulatori negli impianti autonomi edall'intervallo di variazione della tensione DC dell'inverter negli impianti connessi arete. In questo caso bisogna verificare che: la massima tensione del campo FV (corrispondente alla minima temperatura di lavoro) sia inferiore alla massima

tensione sopportabile dall’inverter , mentre la minima tensione del campo FV (corrispondente alla massima temperatura di lavoro) sia superiore alla minima

tensione compatibile col funzionamento dell’inverter .




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Fissati la potenza nominale e il numero di moduli in serie per una stringa, si puòdeterminare il numero di stringhe in parallelo che formano il campo FV.

Dati orientativi ed esempi applicativi

Si forniscono alcuni dati orientativi per il progetto di massima di un impianto FV.1. Densità giornaliera di energia solare: 2 7 kWh/m2 sul piano orizzontale al

variare della stagione dell'anno.2. Densità giornaliera di elettricità prodotta (Si cristallino): 0,3 0,9 kWh/m2.3. Ore equivalenti annuali: in Italia 1400 h (Nord) 1800 h (Sud).4. Area moduli: 1 m2 per 120 Wp (Si mono e policristallino).5. Area occupata: nel caso di generatore FV disposto su file parallele, 50% per i

moduli e 50% per evitare ombrature tra le file (superficie di rispetto), quindi 2m2 per 120 Wp.

6. Vita media dei moduli FV: 25 anni.7. Vita effettiva dei moduli FV: 20 anni = vita media - "energy pay back time",

cioè tempo necessario per produrre l'energia spesa nella sua costruzione (< 5anni).

8. Consumo familiare di energia elettrica: 2500 4000 kWh/anno (da 3 a 5 persone).

9. Costo del kW installato: piccoli impianti autonomi 1000013000 €/kW;connessi a rete 50007000 €/kW.

10. Costo del kWh prodotto: piccoli impianti autonomi 0,50,6 €/kWh; connessi a

rete 0,250,4 €/kWh.In conclusione, si riportano due esempi delle principali specifiche di un impiantoconnesso a rete e di un impianto autonomo con accumulatori.

Impianto connesso a rete: Tetto FV - zona di Torino

Coordinate geografiche Latitudine: 45°N Longitudine: 8°E

Mese Dati climatici del sito Piano del generatore: 35° Azimut: 0°(sud)

Temp.amb.[°C] Irradiaz.glob.oriz. Irradiaz.glob. N°giorni Irradiaz.glob.

min ; max [kWh m-2

giorno-1

] [kWh m-2

giorno-1

] [kWh m-2

mese-1

]

Gen -3 ; 6 1.56 2.91 31 90.1Feb -2 ; 7 2.19 3.31 28 92.6

Mar 1 ; 12 3.58 4.60 31 142.5

Apr 6 ; 17 4.61 4.91 30 147.4

Mag 10 ; 22 5.36 5.08 31 157.5

Giu 16 ; 28 6.00 5.41 30 162.3

Lug 18 ; 30 6.17 5.69 31 176.4

Ago 17 ; 27 5.25 5.34 31 165.4

Set 15 ; 25 3.72 4.37 30 131.0

Ott 7 ; 16 2.83 4.16 31 129.0

Nov 3 ; 12 1.89 3.45 30 103.5

Dic -3 ; 6 1.14 2.11 31 65.3

Irradiaz.glob.annuale[kWh m-2

anno-1

]= 1563




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Bilancio energetico di progettoConsumo energia Ore equivalenti Perf. Ratio Pot. nominale

[kWh/anno] [h/anno] [kW]

1780 1563 0.75 1.52

Caratteristiche generatore FVPot. nom. modulo N°mod. per stringa N°stringhe Pot. nom. array Rend. Array Sup. array

[W] [kW] [m2]

85 9 2 1.53 13.5% 11.3

Caratteristiche inverterPot. nom. Inverter Range tensione DC Rend. max Tens. rete

[W] [V]

1500 120-200 93% 230V - 50Hz

Per l’impianto connesso a rete, la potenza nominale si ottiene dal bilancio energeticoannuale tra l’energia consumata Ec e l’energia prodotta dal generatore FV. Questa sicalcola con il prodotto PR Pnomheq. Quindi Pnom = Ec/(PR heq). Il valore scelto per PR tiene conto di un 15% di perdite sui moduli per sporcizia, mismatching dellecaratteristiche elettriche, sovratemperature rispetto alla nominale e di un 10% di

perdite sull’inverter e sui cavi. La superficie dell’array [m2] si ricava dal rapportodella potenza nominale [kW] con il rendimento dei moduli in condizioni standard.

Impianto autonomo: Lampione FV - zona di Torino

Coordinate geografiche Latitudine: 45°N Longitudine: 8°E

Mese Dati climatici del sito Piano del generatore: 70° Azimut: 0°(sud)

Temp.amb.[°C] Irradiaz.glob.oriz. Irradiaz. glob. N°giorni Irradiaz.glob.

min ; max [kWh m-

giorno-

] [kWh m-

giorno-

] [kWh m-

mese-

]

Gen -3 ; 6 1.56 3.31 31 102.6

Feb -2 ; 7 2.19 3.43 28 96.1

Mar 1 ; 12 3.58 4.30 31 133.3

Apr 6 ; 17 4.61 4.01 30 120.2

Mag 10 ; 22 5.36 3.77 31 116.8

Giu 16 ; 28 6.00 3.84 30 115.1

Lug 18 ; 30 6.17 4.09 31 126.7

Ago 17 ; 27 5.25 4.17 31 129.2

Set 15 ; 25 3.72 3.85 30 115.4

Ott 7 ; 16 2.83 4.23 31 131.0

Nov 3 ; 12 1.89 3.88 30 116.5

Dic -3 ; 6 1.14 2.40 31 74.6

Irradiaz.glob.annuale [kWh m-

anno-

]= 1378




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In questo caso, diversamente dall’impianto connesso a rete, è necessario avere i datigiornalieri di consumo e, in particolare, quello di massimo consumo: nell’esempiosono il giorno medio di Dicembre e quello di Gennaio. Si imposta il bilancio

energetico nel giorno medio più svantaggioso per la radiazione (Dicembre). Informule si ha Pnom = Ec/(PR heq). Il valore scelto per PR tiene conto di un 15% di perdite sui moduli per sporcizia, mismatching delle caratteristiche elettr iche,sovratemperature rispetto alla nominale e di un 15% di perdite su cavi, regolatore dicarica e batterie per i cicli di carica-scarica.La capacità si ricava col bilancio tra l'energia consumata in Ng giorni (Eto t = NgEc) el'energia prelevabile dalla batteria (E b = DODVnCn), funzione della profondità discarica DOD, della tensione Vn e capacità nominale Cn. Nel precedente bilancio sisuppone che la batteria sia completamente carica e perciò non si tiene conto del suorendimento di carica, valutabile intorno al 90%.

Consumo energeticoMese Ore di accens. Pot. lampada Energ.cons. N°giorni Energ.cons.

[h giorno-

] [W] [Wh giorno-

] [kWh mese-

]

Gen 15.5 26 403 31 12.5

Feb 14.5 26 377 28 10.6

Mar 12.5 26 325 31 10.1

Apr 11 26 286 30 8.6

Mag 8.5 26 221 31 6.9

Giu 8.5 26 221 30 6.6

Lug 8.5 26 221 31 6.9

Ago 10.5 26 273 31 8.5

Set 11.5 26 299 30 9.0

Ott 12.5 26 325 31 10.1

Nov 10.5 26 273 30 8.2

Dic 15.5 26 403 31 12.5

Energ.cons.[kWh anno-

] = 110

Bilancio energetico di progettoConsumo energia Ore equival. Perf. Ratio Pot. nominale

[Wh giorno-

] [h giorno-

] [W]

403 2.40 0.7 239

Caratteristiche generatore FVPot. nom. modulo N°mod. per stringa N°stringhe Pot. nom. array Rend. array Sup. array

[W] [W] [m ]

80 3 1 240 11.3% 2.1

Caratteristiche batterieConsumo energia N°giorni autonomia DOD Tens. batteria Capacità

[Wh giorno-

] [V] [Ah]

403 4 80% 36 56




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Osservazioni conclusive sugli impianti connessi a rete, soggetti a incentivi

Gli impianti FV connessi a rete con potenze comprese tra 1-20 kWp sono quelli piùdiffusi in Italia per effetto di una delibera (n° 224 del 2000) dell’Autorità

dell’Energia Elettrica e del Gas (AEEG), che stabiliva le condizioni tecnico-economiche per il parallelo con la rete e in particolare lo scambio sul postodell’energia a pari prezzo (“net metering”).

Nel 2005 è entrata in vigore una ulteriore delibera dell’AEEG (n° 188), relativa al“conto energia”, che sancisce il passaggio dall’incentivo in fase di installazione aquello sull’energia, tutta quella prodotta dall’impianto FV e cioè sia quella immessain rete sia quella consumata sul posto. Tale delibera innalza il limite della potenzanominale fino a 1 MWp e individua tre campi di potenza con tre regimi diremunerazione differenti: 1-20 kWp con un prezzo di vendita per l’energia FV

prodotta e il net metering per l’energia immessa in rete; 20-50 kWp con un altro prezzo per l’energia FV prodotta e uno per l’energia immessa in rete, differente daquello di acquisto dell’energia per il proprietario dell’impianto FV; 50-1000 kWpcon un ulteriore prezzo per l’energia FV prodotta e uno per l’energia immessa inrete.Per gli impianti connessi alla rete, le possibili configurazioni sono: con inverter centralizzato (monofase o trifase) oppure con inverter di stringa (con o senzagestione master-slave) o infine con inverter integrato nel modulo (modulo in AC ).Esaminando, innanzitutto, la soluzione tradizionale con inverter centralizzato, i

componenti fondamentali dell’impianto FV, come noto, sono:- il generatore FV con potenza nominale 1-1000 kWp;- l’inverter dotato di protezioni contro sovracorrenti, sovratensioni;- i carichi locali dell'utente.Se la potenza è compresa tra 1-5 kWp, si adotta la soluzione monofase, oltre i 5 kWp si passa alla soluzione trifase, tenendo conto che è anche possibile usare un certonumero, multiplo di 3, di inverter monofasi con collegamento a stella (centro stellasul neutro, se disponibile).Per costruire il campo FV, spesso collocato sul tetto dell'edificio dell'utente, ènecessario adottare "cassette di parallelo stringhe", verso le quali vengono fatticonvergere i conduttori delle stringhe. Tali cassette di parallelo ed i cavi di partenza

per l'alimentazione dell 'inverter sono collocati in un "quadro di campo” (fig. 25). Icavi di alimentazione dell'inverter, collocato sotto il tetto oppure a livello del suolo adiversi metri di distanza, sono percorsi spesso da corrente continua elevata, perché lacorrispondente tensione per motivi di sicurezza si può scegliere inferiore al limite di

120V . Di contro, con gli inverter trifasi la tensione continua è superiore a 500V e

questo provoca una riduzione della corrente in gioco. Sul lato AC dell'impianto ilquadro di interfaccia contiene le protezioni di massima-minima tensione, massima-minima frequenza e contro il funzionamento in isola. La caduta di tensione dal

campo FV al punto di parallelo con la rete è bene che non superi il 4%.




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NP

stringhe

Generatore FV Inverter Quadro di campo

=~//

//Rete

230V-50Hz

Carichi in AC

// //

/ /

//

Quadro

di interfaccia

NP

stringhe

Generatore FV Inverter Quadro di campo

=~//

//Rete

230V-50Hz

Carichi in AC

// //

/ /

//

Quadro

di interfacciaGeneratore FV Inverter Quadro di campo

=~

=~//

//Rete

230V-50Hz

Carichi in AC

// //

/ /

//

Quadro

di interfaccia

Figura 25 - Schema di un impianto tradizionale per l'alimentazione di un’utenza monofase.

In secondo luogo, si esaminano le soluzioni con lo “string inverter” e con l'inverter

integrato nel singolo modulo (da un centinaio di watt). Tali soluzioni consentono di:- ridurre considerevolmente le perdite di mismatch delle caratteristiche elettriche;- eliminare le perdite sui diodi di protezione in serie (omessi in questo caso) e

ridurre le perdite sui cavi lato DC (infatti, nel caso di inverter integrato nelsingolo modulo i cavi hanno lunghezza trascurabile, mentre nel caso di stringinverter le sezioni sono ridotte, perché la tensione DC è superiore a 400 V);

- ottenere un buon rendimento giornaliero di conversione dalla DC alla AC. Nell 'installazione dell 'impianto FV, inoltre, si eliminano la cassetta di parallelo, ilquadro di campo e si semplifica il cablaggio che diventa un ordinario cablaggio in

corrente alternata.La scelta dei moduli in AC, come per gli "string inverter", consente di eliminare anche il quadro di interfaccia sul lato AC, giacché la protezione contro ilfunzionamento in isola è integrata nell'inverter (fig. 26 per i moduli in AC). In Italia,

però, il maggiore Distributore (ENEL) desidera un'unica protezione di interfaccia,dotata di relè di sovra-sottotensione e sovra-sottofrequenza: questa protegge anchecontro il funzionamento in isola. Infine, a differenza dell'impianto tradizionale, inquesto caso, per la modularità del sistema, è possibile un'espansione successiva senzadover intervenire sulla configurazione dell'array di moduli FV.

rete230V50Hz

Carichi in AC

//

modulo in AC

=~

=~

N

/ /

Nodo in AC

rete230V50Hz

Carichi in AC

//

modulo in AC

=~

=~

modulo in AC

=~

modulo in AC

=~

=~

=~

=~

N

/ /

Nodo in AC

Figura 26 – Schema di un impianto FV innovativo con moduli in AC.




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Dal punto di vista della macchina elettrica, l’inverter trifase oltre una certa potenza(> 5 kVA) è preferito all’inverter monofase, perché si può risparmiare sul numero diinterruttori elettronici (transistor). Infatti nel caso trifase si hanno 6 transistor,

mentre con 3 inverter monofasi si hanno 12 transistor (4 per ogni “ponte a H”).Tuttavia dal punto di vista dell’impianto fotovoltaico, bisogna analizzare quale tra ledue soluzioni (trifase o monofase) consente di sfruttare al massimo i modulifotovoltaici. Innanzitutto con 3 inverter monofase si ha maggiore disponibilità nelcaso di manutenzione o guasto su un inverter, perché i 2/3 dei moduli FV possonocontinuare a produrre energia elettrica. Poi il generatore FV è suddiviso in 3sottocampi: in questo modo si riducono le perdite di mismatching e le perdite sui

diodi di blocco.Se si passa ad esaminare i parametri tipici dell’inverter, la maggiore tensione sul lato

DC nel caso trifase è sì favorevole per la riduzione della sezione dei cavi (la sezioneè comunque ridotta anche nel caso monofase), ma nel caso di ombratura sui moduli

FV si perde il contributo energetico di un numero maggiore di moduli FV (interventodei diodi di protezione) rispetto al caso dei 3 inverter monofase.Un altro parametro di confronto è il range di funzionamento in tensione dell’inseguitore della massima potenza (MPPT): è meglio che sia il più ampio

possibile su tutto l’intervallo di variazione di irradianza e temperatura. Ad es. ilrapporto 1:6, cioè da 90 V a 540V, dà la possibilità di scegliere tra vari numeri dimoduli per stringa e quindi tra varie configurazioni del generatore FV. Dai dati adisposizione questo parametro è più favorevole per alcuni modelli di inverter

monofase.Altri parametri di interesse sono il ripple sul lato DC e la distorsione armonica dellacorrente sul lato AC: entrambi assumono valori più bassi negli inverter trifasi.

Uno dei criteri più importanti per scegliere tra i vari tipi di inverter è quello delrendimento di conversione dalla DC alla AC. Si esaminano le curve di rendimento infunzione della potenza d'ingresso: il componente dell’inverter con il rendimentominore è il trasformatore , che condiziona, pertanto, la forma della curva. In talsenso, si trovano nuclei magnetici di vari tipi: planari a tre colonne oppure toroidali,in ferro dolce oppure in ferrite. Il valore massimo del rendimento (96%), nel trifase,

è leggermente superiore (2-3%) rispetto a quello monofase; in generale, negliinverter di potenza maggiore le perdite a vuoto e quelle a carico sono, in valorerelativo, minori, però tali inverter hanno maggiori esigenze di raffreddamento.In sede di progetto, il costruttore può stabilire la ripartizione tra perdite a vuoto e

perdite a carico, in modo che il massimo del rendimento sia intorno al 40-50%(valore più probabile di lavoro), piuttosto che al 100% della potenza nominale. Ciò èconfermato dalla definizione del parametro Euro-Eta (già citato), in cui i rendimentialle potenze comprese tra 10-50% pesano per i ¾ del totale. Ad es. la fig. 27 riportala curva 1) con basse perdite a carico ed elevate perdite a vuoto, e la curva 2), più

favorevole, con ripartizione opposta dei due tipi di perdita.




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0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

Potenza di ingresso [pu]

R e n d i m e n t o

[ p u ]

1)

2)

Figura 27 – Confronto tra curve di rendimento con diversa ripartizione delle perdite.

Come detto, l'andamento della curva di rendimento dipende strettamente dal tipo ditrasformatore di cui è dotato l'inverter: quello con il trasformatore a 50 Hz o quellocon il trasformatore in alta frequenza di ferrite. Quest'ultimo risponde alle esigenzedi volumi ridotti per gli inverter integrati nel modulo. Per tutti i tipi di tecnologia,tuttavia, è fondamentale che il trasformatore abbia un rapporto di trasformazionevicino all'unità con tensione di 230V o 400V efficaci (corrispondenti a 325 V e 570V di picco), in modo da limitare la tensione di corto circuito e le perdite di cortocircuito.

In seguito all’attività di progettazione ed installazione, può accadere di dover collaudare l’impianto, eseguendo verifiche visive e funzionali, e misure elettriche sui componenti. Per queste ultime è necessario disporre di wattmetri per la misuradella potenza DC e della potenza AC, oltre che di radiometri per la misura diirradianza. A questo scopo, anche se meno precisi dei radiometri ad effetto Seebeck (termoelettrici), i sensori a cella FV presentano il vantaggio di avere la stessa

risposta spettrale dei moduli.Le condizioni per superare il collaudo (e spesso ricevere un incentivo) sono espressecon disuguaglianze del tipo: PDC > 0,85PnomG oppure PAC > 0,75PnomG con G in

kW/m2

. Esse non tengono conto della stagione, in cui si effettuano le misure, e perciò è più vantaggioso eseguirle nelle stagioni più fresche, per limitare l’effettonegativo della temperatura. Inoltre, nel caso di mancato superamento del collaudo,esse non permettono di stabilire quanti moduli FV devono essere aggiunti per raggiungere la potenza richiesta.A tal fine, risultano indispensabili le norme, descritte nel paragrafo seguente, CEI82-1; -3; -15; -16 per eseguire le misurazioni e la norma CEI 82-5 per effettuare ilriporto dei risultati di misura alle condizioni standard STC. La fig. 28 mostra unesempio che si riferisce a un generatore FV, la cui potenza nominale è stata valutata

pari a 16 kWp in seguito al la procedura di riporto.




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0

10

20

30

40

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600

Tensione [V]


0

4000

8000

12000

16000

P o t e n z a [ W ]

G = 800 W/m2

TECT = 59,3 °C

I(U)

P(U)

P(U)STCI(U)STC

Figura 28 – Caratteristiche nelle condizioni di misura sul campo e nelle condizioni STC.

Normativa

Attualmente sono in vigore circa 20 Norme CEI sui sistemi FV, catalogate nel CT 82.Esse sono traduzioni di Norme europee. Le più importanti sono citate nel seguito. "Dispositivi fotovoltaici-Parte 1: Misura delle caratteristiche corrente-tensione"

(CEI 82-1). Questa Norma descrive le procedure per la misura delle caratteristichecorrente-tensione dei dispositivi fotovoltaici al silicio cristallino, in presenza diluce solare naturale o simulata. Le procedure possono essere applicate a singolecelle solari, moduli piani, etc.. Il metodo di misura consigliato è quello che

prevede l'uso di un carico elettronico variabile. Per la misura dell 'irradianza sirichiede un dispositivo di riferimento (cella FV campione al silicio cristallino).

"Dispositivi fotovoltaici-Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento" (CEI 82-3). Poiché la

cella solare ha un comportamento dipendente dalla lunghezza d'onda, le sue prestazioni sono influenzate dalla distribuzione spettrale della radiazioneincidente, che nel caso di luce naturale varia al variare della località, dellecondizioni meteorologiche, del momento della giornata, etc.. Se l'irradianza(sinonimo di irraggiamento) viene misurata con un radiometro ad effetto Seebeck non spettralmente selettivo, i rendimenti di conversione misurati possono variaredi alcuni percento a causa delle variazioni della distribuzione spettrale. I principiindicati in tale Norma tendono a ridurre tali discrepanze, collegando le prestazionimisurate alla distribuzione spettrale di riferimento dell'irradianza solare al suolo

(Wm-2

m-1

in funzione della lunghezza d'onda in m). Ciò viene effettuatomisurando l'irradianza con un dispositivo di riferimento (cella FV campione) che




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abbia la stessa risposta spettrale dell'oggetto in prova e che sia stato tarato intermini di corrente di corto circuito per unità di irradianza [AW-1m2] con ladistribuzione spettrale di riferimento. A questo scopo si cita anche la normainternazionale ISO 9060, “Solar Energy – Specification and classification of

instruments for measuring hemispherical solar and direct solar radiation”. Nella82-3 vengono definiti le condizioni di prova normalizzate (STC), la temperatura dicella di funzionamento nominale (NOCT) e i punti tipici della caratteristica I-V(circuito aperto, corto circuito e potenza massima).

"Protezione contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici per la produzione dienergia - Guida" (CEI 82-4). La Norma distingue tra le sovratensioni di origineesterna ai sistemi FV, come le scariche atmosferiche, e quelle di origine interna,come il guasto di un componente. Si definiscono poi i tipi di protezione: messa aterra, schermatura, captazione di scariche atmosferiche e dispositivi di protezione.In questa sede, si ammette che il sistema FV abbia oppure non abbia la messa aterra (come con il doppio isolamento). I dispositivi di protezione consigliati sonodiodi, varistori, fusibili, trasformatori di isolamento, etc..

"Caratteristiche I-V di dispositivi fotovoltaici in silicio cristallino. Procedure diriporto dei valori misurati in funzione di temperatura e irraggiamento" (CEI 82-5).La Norma descrive le procedure di correzione, in funzione della temperatura edell'irradianza, delle caratteristiche I-V misurate su dispositivi FV in siliciocristallino; sono incluse le procedure per la determinazione dei coefficienti ditemperatura e della resistenza serie interna. Durante l'esercizio di un impianto FV,si misura la caratteristica I-V nelle condizioni ambiente del momento e la si

riporta alle condizioni standard STC per verificare eventuali cambiamenti. "Parametri caratteristici dei sistemi fotovoltaici autonomi" (CEI 82-7 ). Questa

Norma definisce i parametri elettr ici, meccanici ed ambientali necessari per ladescrizione e l'analisi del funzionamento di sistemi FV autonomi. I parametri sono

presentati in un formato normalizzato, utilizzabile per l'analisi delle prestazioni ela redazione di specifiche di fornitura (misura delle prestazioni di breve e lungo

periodo, confronto tra le prestazioni previste e misurate, entrambe estrapolate allecondizioni normalizzate STC).

"Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del

progetto e omologazione del tipo" (CEI 82-8). La Norma fornisce i requisiti per laqualifica del progetto e l'omologazione del tipo di moduli FV destinati all'usoterrestre per servizio di lunga durata in condizioni climatiche specificate; essa siapplica soltanto a dispositivi in silicio cristallino. L'obiettivo della sequenza di

prove è di determinare le caratteristiche elettr iche e termiche del modulo e didimostrare che il modulo è capace di sopportare esposizioni prolungate incondizioni climatiche (irradiazione, temperatura, umidità, vento, grandine,

polvere,.. .) specificate. "Sistemi fotovoltaici. Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo alla rete" (CEI

82-9). La Norma stabilisce vincoli sulla qualità della potenza eventualmenteimmessa in rete e cioè: tensione in ampiezza e frequenza entro i limiti dell'Ente




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distributore; distorsione armonica di corrente inferiore al 5%; fattore di potenzasuperiore a 0,9. Inoltre, è necessaria la disinserzione automatica dell'impianto FVin caso di caduta della tensione di rete, etc..

"Espressione analitica dell'andamento giornaliero dell'irraggiamento solare" (CEI

82-11). La procedura, descritta all'interno, fornisce un'equazione che permette diottenere la curva di irraggiamento in funzione del tempo per una giornata tipica.La procedura è utile per dimensionare e verificare sistemi fotovoltaici mediante

programmi di simulazione sviluppati ad hoc. "Moduli fotovoltaici a film sottili per usi terrestri. Qualificazione del progetto e

approvazione di tipo" (CEI 82-12). La Norma è stata scritta per la tecnologia delsilicio amorfo, anche se può essere applicata ad altri moduli a film sottile. Lasequenza di prove si basa sulla Norma 82-8 relativa al silicio cristallino, tuttaviasono state introdotte modifiche per tenere conto delle caratteristiche particolari delsilicio amorfo. Infatti si usa l'esposizione prolungata alla luce per separare ladegradazione dovuta alla luce da altri meccanismi di degradazione e per dare, allafine della sequenza di prove, la potenza massima come valutazione della

prestazione a lungo termine dei moduli. Si è aggiunta una prova di corrente didispersione in ambiente umido perché i moduli a film sottile sono soggetti acorrosione dovuta all'umidità.

"Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, loscambio e l'analisi dei dati" (CEI 82-15). Lo scopo dell'analisi dei dati è di fornireuna sintesi delle prestazioni, adatta per confrontare impianti FV di dimensionidifferenti, che funzionano in climi differenti e che producono energia per usi

diversi, in modo da rendere evidente la validità di progetti e procedure difunzionamento differenti. Si includono linee guida per il formato dei file dautilizzare nello scambio dei dati tra organizzazioni diverse.

"Schiere di moduli fotovoltaici in silicio cristallino. Misura sul campo dellecaratteristiche I-V" (CEI 82-16 ). La Norma descrive le procedure per la misura sulcampo della caratteristica I-V di un generatore FV in silicio cristallino e per l'estrapolazione di questa a condizioni prefissate dell'ambiente. Le misure dellacaratteristica I-V nelle effettive condizioni sul campo e la loro estrapolazione allecondizioni standard STC possono mettere in evidenza un deterioramento nelle

prestazioni (ad es. per invecchiamento delle celle FV). "Sistemi fotovoltaici di uso terrestre per la generazione di energia elettrica.

Generalità e guida" (CEI 82-17 ) Si fornisce la classificazione degli impianti FV(autonomi e connessi a rete) in base al tipo di applicazione (pompaggio, utenzeresidenziali, telecomunicazioni, etc.). Per le varie applicazioni, si stabiliscono icomponenti necessari (accumulatori, convertitori di potenza, interfacce DC/DC,DC/AC).

“Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici” (CEI 82-22). In essa sistabiliscono i parametri obbligatori da inserire nei dati di targa, tra cui le

tolleranze della potenza nominale e il corrispondente valore minimo di potenza.Inoltre, per la connessione alla rete sono molto importanti i seguenti documenti:




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norma CEI 11-20 Ed. IV e variante, "Impianti di produzione di energia elettrica egruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria", in cui si impone la

presenza del dispositivo di interfaccia; specifica ENEL Distribuzione DK 5950 Ed. 2002, "Criteri di allacciamento di tetti

fotovoltaici alla rete BT di distribuzione", in cui si stabiliscono, tra l’altro, i tempidi intervento dei relè di massima-minima tensione e massima-minima frequenza

del dispositivo di interfaccia.Infine sono di importanza fondamentale per il progetto di impianti FV la Norma UNI8477-Parte 1a "Energia solare: valutazione dell'energia raggiante ricevuta" e il suoaggiornamento UNI 10349.

Bibliografia

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progettisti e installatori”, Ed. Delfino, 2005.[11] N.Aste, “Il fotovoltaico in architettura: l’integrazione edilizia dei sistemi per la

generazione di elettricità solare”, Gruppo Editoriale Esselibri Simone, 2005.

[12] F.Groppi, "Il fotovoltaico per tutti: manuale pratico per esperti e meno esperti"Ed. Delfino, 2005.

Dispense Fv 05 Spertino3

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