IMPIANTI FOTOVOLTAICI PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA … · 1 Impianti fotovoltaici per la produzione...

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Impianti fotovoltaici per la produzione di

energia elettrica dalla fonte solare

Relatore: Per. Ind. Massimo Gamba membro CEI CT 82

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Il relatore: Per. Ind. Gamba Massimo

Libero professionista progettista di impianti elettrici e fotovoltaici

dal 1994

Membro del CEI Comitato Elettrotecnico Italiano nel CT 82

Sistemi Fotovoltaici e nel CT 316 Regole tecniche di connessione

Docente ai corsi di formazione del CEI dedicati ai progettisti ed

installatori di impianti fotovoltaici ed eolici

Iscritto nell’Albo del GSE come esperto per verifiche ed ispezioni

del GSE

Coordinatore del Gruppo “Risorse energetiche ed ambiente” del

Collegio dei Periti Industriali di Milano.

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Lo sviluppo sostenibile

Lo sviluppo sostenibile è quello sviluppo che consente alla

generazione presente di soddisfare i propri bisogni senza

compromettere la capacità delle future generazioni di soddisfare i

loro propri bisogni

(Rapporto BRUNDTLAND 1987)

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Il problema dei cambiamenti climatici

Il clima del pianeta Terra sta cambiando troppo rapidamente rispetto

al passato.

Secondo molti scienziati la causa è il cosiddetto “effetto serra”

originato da alcuni gas, in particolare dall’anidride carbonica CO2

emessa in atmosfera durante la combustione di carbone, petrolio,

GPL, metano, ecc.

Il Protocollo di Kyoto prevede la riduzione delle emissioni di

anidride carbonica CO2, a livelli inferiori a quelli del 1990.

L’Italia ha sottoscritto il protocollo di Kyoto e quindi dobbiamo

ridurre le emissioni di CO2 del 6,5 % rispetto al livello del 1990,

altrimenti dovremo pagare delle sanzioni.

9

Andamento

delle emissioni

di CO2

10

Disponibilità di fonti di energia non rinnovabili

50

200

70

40

0 50 100 150 200

Uranio 235

Carbone

Gas Naturale

Petrolio

Disponibilità in anni, rispetto ai consumi attuali, delle riserve note

11

Il tempo degli sprechi di energia è al tramonto

Le fonti di energia fossili e

l’ambiente sono beni

preziosi che tutti noi

dobbiamo cercare di

preservare per le

generazioni future.

L’Unione Europea prevede

tre obbiettivi entro il 2020:

20% risparmio energetico,

20% efficienza energetica,

20% fonti rinnovabili.

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Risparmio energetico

Primo obbiettivo consumare meno

Possiamo risparmiare energia elettrica utilizzando sistemi solari

termici invece degli scalda-acqua elettrici.

Possiamo utilizzare meglio la luce naturale oppure evitare di tenere

le luci accese inutilmente, per esempio all’interno degli ascensori.

La “domotica” ci può aiutare mediante dispositivi di comando e

regolazione automatici “intelligenti”.

Possiamo evitare il funzionamento in stand by degli apparecchi

elettronici come i televisori, decoder, lettori dvd, computer,

mediante semplici dispositivi di spegnimento manuali.

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Efficienza energetica

Secondo obbiettivo consumare meglio

Scegliendo apparecchi ad alta efficienza (Classe A) otteniamo un

minore consumo a parità di prestazioni: elettrodomestici,

trasformatori, motori, sorgenti luminose, climatizzatori con inverter

per la regolazione della velocità deimotori.

Possiamo migliorare l’efficienza di tutto il sistema elettrico italiano

se spostiamo una parte dei consumi elettrici nelle fasce orarie

cosiddette “vuote”, cioè la sera e durante il fine settimana.

Per questo motivo dal 1° luglio 2010 è in vigore la Tariffa Bioraria

per tutti gli utenti domestici (si nota che rispetto ad altre nazioni, i

prezzi non sono così convenienti per i cittadini che scelgono di

consumare l’energia elettrica nelle ore “vuote”).

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Efficienza energetica delle sorgenti luminose

Tipo di lampada Potenza

[W]

Flusso

[lm]

[lm/W]

rispetto a

incand. a 60 W

Incandescente 40 580 14,5 0,9

Incandescente 60 980 16,3 1

Alogena 50 1000 20 1,23

Alogena 100 2300 23 1,41

Fluorescente tubolare 8 430 54 3,31

Fluorescente tubolare 13 950 73 4,48

Fluorescente compatta 9 600 67 4,11

Fluorescente compatta 11 900 82 5,03

Sodio 18 1800 100 6,14

Led 1 - 3 - - -

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Lampade fluorescenti tubolari

• Consumano fino a 5 volte meno delle lampade ad incandescenza

di pari flusso luminoso (convenienza economica).

• Lunga durata di vita (minore manutenzione).

• Se l’alimentazione è fornita da un convertitore elettronico ad alta frequenza, la lampada si accende meglio e consuma meno rispetto al tradizionale reattore ferromagnetico.

• Questo tipo di lampade è molto utilizzato negli uffici e in tutti i locali di lavoro in genere, con altezza fino a 4 - 5 metri.

• Possibilità di scegliere la tonalità di colore della luce: fredda (bianca) oppure calda (gialla).

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Lampade fluorescenti compatte

• Efficienza fino a 5 volte migliore delle lampade ad incandescenza

• Durata di vita fino a 8 volte quella delle lampade ad incandescenza

• Dimensioni minori rispetto alle lampade fluorescenti tubolari

• Formato adatto per apparecchi di illuminazione tradizionali

• Idonee per applicazioni a temperature sotto lo zero

• Sopportano notevoli variazioni di temperatura

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Frigoriferi, congelatori, lavatrici, lavastoviglie

• Gli elettrodomestici ad alta efficienza (Classe A) costano un po’ di più, ma consumano molta meno energia.

• Per frigoriferi e congelatori è importante che il compressore sia azionato da un motore elettrico ad alta efficienza. e che lo spessore del rivestimento termoisolante sia adeguato.

• I frigoriferi dovrebbero essere installati preferibilmente in locali freschi.

• Attenzione nell’uso: ridurre il numero di aperture, mantenere il frigorifero il più possibile pieno.

• Privilegiare i congelatori con l’apertura in alto rispetto a quelli con la porta ad armadio.

• Si nota che in Italia si costruiscono lavatrici a doppio attacco idonee per ricevere l’acqua calda prodotta da impianti solari termici.

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Fonti di energia rinnovabili

Terzo obbiettivo consumare altro

Possiamo utilizzare fonti di energia rinnovabile, per esempio

solare termico, solare fotovoltaico, eolico, biomasse, biogas,

biocombustibili, idroelettrico, geotermico

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I risvolti occupazionali

• Germania → circa 100.000 lavoratori occupati

• Italia → circa 10.000 lavoratori occupati

Si nota che a livello mondiale i lavoratori del settore delle energie rinnovabili quali fotovoltaico, eolico, biomasse, biocombustibili, geotermia, solare termico, ecc. continuano ad aumentare rispetto ad altri settori colpiti dalla crisi.

In Italia si prospetta un interessante sviluppo del settore della diagnosi energetica al fine del miglioramento dell’efficienza energetica.

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Risorse energetiche primarie mondiali

L’energia solare

• distribuita (grandi

superfici di captazione)

• discontinua (stagioni,

giorno/notte,

meteorologia)

Riceviamo dal Sole ogni

anno una quantità di

energia molto maggiore di

quella che consumiamo,

ma non è semplice

sfruttarla perché

l’energia solare è:

L’energia solare

Con concentrazione

solare

(Apparati di

concentrazione ottica)

Impianti solari

termici (produzione di acqua

calda)

Impianti

Termodinamici (produzione indiretta di

energia elettrica)

Tipologia di Impianti Solari

Impianti ad

energia solare

Impianti fotovoltaici (produzione diretta di

energia elettrica)

Impianti fissi (Moduli in silicio o in

film sottile)

Impianti ad

inseguimento solare

Senza concentrazione

solare

(Moduli in silicio o in

film sottile)

24

Cosa offrono gli impianti fotovoltaici ?

Gli impianti fotovoltaici permettono di utilizzare direttamente la

radiazione del Sole al fine di:

• produrre energia elettrica in corrente continua, che può essere

utilizzata per alimentare utenze isolate (impianti con batterie di

accumulatori) oppure può essere immessa nella rete pubblica

nazionale.

25

Cosa offrono gli impianti termodinamici ?

Gli impianti termodinamici permettono di utilizzare in modo

indiretto la radiazione del Sole al fine di:

• produrre energia elettrica in corrente alternata, che può essere

immessa nella rete pubblica nazionale.

Si nota che l’energia termica viene trasformata in energia

elettrica mediante generatori rotanti (alternatori) azionati da

turbine a vapore.

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Cosa offrono gli impianti solari termici ?

Gli impianti solari termici permettono di utilizzare direttamente

la radiazione del Sole al fine di:

• produrre acqua calda per uso sanitario (doccia, ecc) o per

l’utilizzo con lavatrici speciali “a doppio attacco”

•integrare l’impianto di riscaldamento della piscina e/o

dell’edificio

•integrare l’impianto di condizionamento realizzato con speciali

gruppi frigoriferi “ad assorbimento”

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Vantaggi dei sistemi fotovoltaici

1. Produzione di energia pulita → emissioni inquinanti evitate

2. Crescente indipendenza dai combustibili fossili → riduzione

dello sfruttamento dei Paesi in Via di Sviluppo (PVS)

3. Produzione di energia elettrica nel posto in cui serve → si

riducono le perdite di trasmissione e trasporto

4. Produzione di energia nelle ore di massima richiesta dalla rete

5. Manutenzione trascurabile

6. Lunga durata dell’impianto → costo dell’energia costante

7. Promozione verso gli utenti per un corretto uso dell’energia

8. Crescita del mercato → investimenti in nuove linee di

produzione → riduzione dei costi, aumento dell’occupazione

9. Tempo di ritorno energetico limitato (da 1 a 4 anni)

28

Punti critici dei sistemi fotovoltaici

• La creazione e il mantenimento di un know-how di base

• I costi iniziali→ occorrono adeguati strumenti finanziari di

supporto (incentivi), perché in pratica si paga in anticipo

l’energia elettrica che sarà prodotta nei successivi 30 anni

• Occorrono superfici idonee per dimensioni ed esposizione

29

Edifici di nuova costruzione

• Il Decreto Legislativo n. 28 del 3 marzo 2011 prescrive l’obbligo di

produrre parte dell’energia elettrica mediante impianti fotovoltaici

30

Edifici esistenti

• Gli impianti fotovoltaici beneficiano dell’aliquota IVA del 10 %

• Gli impianti fotovoltaici sono “premiati” mediante incentivi

ventennali in conto energia

• Si ricorda che gli impianti fotovoltaici non possono beneficiare

della detrazione fiscale del 55 % prevista per gli interventi di

miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici

31

Andamento del prezzo dei moduli fotovoltaici

0

5

10

15

20

25

30

1980 1985 1990 1995 2000

Pri

ce

($

/Wp

)

0

50

100

150

200

250

300

Sh

ipm

en

ts (

MW

p/y

ea

r)

PV module

price

Shipments

32

Il mercato fotovoltaico mondiale [MWp/anno]

69,44

77,688,6 125,8

154,9201,3

287,65

390,54

559,6

762

1194

1600

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

199419951996199719981999200020012002200320042005

33

L’irraggiamento e la radiazione solare

- L’irraggiamento solare e la radiazione solare

- L’irraggiamento solare extraterrestre

- La radiazione solare al suolo sul piano orizzontale

- La radiazione solare su una superficie inclinata ed orientata

34

L’irraggiamento solare extraterrestre

• Irraggiamento extraterrestre: medio 1.367 W/m2 3 % per la

diversa distanza Terra – Sole. L’orbita della Terra è elittica.

Definizioni

Irraggiamento solare (W/m2) Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su

una superficie di area unitaria. Tale intensità è pari all’integrale

della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello

spettro solare

Radiazione o irradiazione solare (kWh/m2) Integrale dell’irraggiamento solare, su un periodo di tempo

specificato

Radiazione solare globale Somma delle varie componenti:

Globale = diretta + diffusa + riflessa

L’irraggiamento solare e la radiazione solare

La radiazione solare al suolo

A causa dell’atmosfera

terrestre:

• parte dell’energia

solare arriva

direttamente al

suolo,

• parte viene diffusa,

• la restante viene

perduta per

riflessione e

assorbimento

37

La radiazione solare al suolo

La radiazione solare globale = Diretta + Diffusa + Riflessa

• D’inverno la componente diffusa è molto maggiore rispetto alla

diretta.

• Radiazione solare diffusa = circa 50 – 55 % della radiazione solare

diretta (su base annua).

• La radiazione riflessa dipende dal coefficiente di albedo, che

dipende dal tipo di suolo: erba: 0,15 – 0,25 ; neve fresca: 0,82 ;

asfalto asciutto: 0,09 – 0,15

Intensità della radiazione solare al suolo dipende dall’angolo di

inclinazione della radiazione stessa: più questo è basso e maggiore

sarà lo spessore di atmosfera da attraversare, con una conseguente

minore radiazione che raggiunge la superficie.

38

Coefficiente di massa d’aria

• Condizioni di riferimento per le misurazioni

AM (Air Mass), che può essere:

AM0 fuori dall’atmosfera

AM1 spessore di atmosfera standard attraversato in

direzione perpendicolare alla superficie terrestre e misurato al

livello del mare (1.000 W/m2)

AM1,5 tipico delle nostre latitudini, adottato nei test di

laboratorio per la definizione delle potenze nominali

39

Coefficiente di massa d’aria

m= 1/senh

(m= 1)

Definizione del coefficiente di massa d'aria.

40

Spettro d’onda

Nello spettro in condizione AM1 si notano molte buche, non presenti nello spettro AM0, dovute:

1) all’assorbimento causato dalle molecole di vapor d’acqua e d’aria e dal pulviscolo atmosferico

2) alla riflessione nello spazio

41

Strumenti di misura

Piranometri:

classe di precisione inferiore al 3 %

idonei per “collaudo” secondo la Guida CEI 82-25

richiedono di essere calibrati frequentemente

costo circa 800 Euro

Solarimetri:

classe di precisione circa 5%

non idonei per “collaudo” secondo Guida CEI 82-25

costo circa 250 Euro

La radiazione solare nel mondo

kWh/m2/giorno

Valori della radiazione solare in Italia

Norma UNI 10349 Riscaldamento e

raffrescamento degli edifici –

Dati climatici (Aprile 1994)

Fornisce i dati climatici

giornalieri medi mensili

(temperatura ambiente,

ventosità e irraggiamento

solare) dei capoluoghi di

provincia italiani

Regioni di vento

Radiazione solare

sul piano

orizzontale

[kWh/m2]


Valori tipici sul piano orizzontale:

• Nord Italia

900 - 1300 kWh/mq·anno

• Centro Italia

1300 - 1500 kWh/mq·anno

• Sud Italia

1500 - 1800 kWh/mq·anno

La radiazione solare globale al suolo in Italia

(media 1994-1999).

Valori stimati sulle immagini del satellite Meteosat

ENEA, Dicembre 2000

Fornisce i dati giornalieri medi mensili dei capoluoghi di provincia


Radiazione su un piano inclinato e orientato

SUD

Nel calcolo della radiazione

solare sul piano inclinato e

orientato vengono

considerate le componenti

della radiazione solare sul

piano orizzontale: diretta e

diffusa.

Norma UNI 8477 Energia solare - Calcolo degli apporti per applicazioni in

edilizia - Valutazione dell’energia raggiante ricevuta

(Maggio 1983)

Indica un metodo per il calcolo della

radiazione solare su un piano

comunque inclinato () e orientato

() rispetto al SUD.

Il calcolo si basa sui dati giornalieri

medi mensili della radiazione solare

sul piano orizzontale (componente

diretta e diffusa), relativi ai

capoluoghi di provincia italiani

(UNI 10349)

SUD

Radiazione su un piano inclinato e orientato

Grafico gentilmente concesso da

•I parametri che

influenzano la

produzione di energia

da parte di un pannello

fotovoltaico sono:

–Posizione

geografica

–Inclinazione rispetto

al Sud (Azimut)

–Inclinazione rispetto

al piano orizzontale

–Eventuali ostacoli

(ombre). I valori percentuali di resa dell’impianto sono riferiti all’inclinazione ed all’angolo di azimut ottimali indicati dal pallino nero.

Calcolo della radiazione solare annuale

49

Inclinazione ottimale in Italia

• Inclinazione ottimale del piano dei moduli

Per massimizzare l’energia captata nell’arco dell’anno alle nostre Latitudini, l’inclinazione ottimale è di circa 30°

Andamento annuale della radiazione su superfici inclinate in

funzione dell’angolo di installazione.

Condizioni ideali: raggi perpendicolari al modulo FV.

Grafico gentilmente concesso da


• I parametri che influenzano la produzione di energia da parte di un modulo fotovoltaico sono dunque:

– Posizione geografica (i dati di irraggiamento medio mensile previsto sono riportati sulla norma UNI 10349).

– Inclinazione rispetto al Sud (Azimut)

– Inclinazione rispetto al piano orizzontale

– Eventuali ostacoli (ombre).

• I programmi di calcolo aiutano a valutare, da un punto di vista analitico, l’irraggiamento medio atteso in funzione dei parametri sopra menzionati


Metodi di calcolo della radiazione solare sul piano

inclinato e orientato sono disponibili sui siti:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

www.solaritaly.enea.it/


d/h=sin (β) * tan (23,5° + latitudine) + cos (β)

Distanza tra le file per limitare le ombre

In caso di montaggio a terra su più file, si deve limitare l’ombreggiatura reciproca tra i moduli FV a partire dalla seconda fila.

Secondo la guida CEI 82-25, si ritiene un compromesso accettabile assicurare che non ci sia ombreggiamento sulla fila posteriore alle ore 12.00 del 21 Dicembre.

La distanza orizzontale (d) tra una fila e l’altra risulta dalla formula:

d/h=sin (β) * tan (23,5° + latitudine) + cos (β)

dove h è la lunghezza del modulo e β è l’angolo di inclinazione

Distanza tra le file per limitare le ombre

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Superficie occupata dai moduli fotovoltaici

Dimensioni:

Un impianto fotovoltaico di potenza 1 kWp occupa una superficie lorda che varia a seconda del tipo di moduli fotovoltaici e del tipo di posa, per esempio:

• 7 – 8 metri quadrati se si installano moduli in silicio monocristallino o policristallino, su una superficie inclinata;

• Fino a 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio monocristallino o policristallino, su una superficie piana;

• 18 - 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio amorfo, su una superficie inclinata.

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La potenza di picco dichiarata in targhetta

Watt di picco [Wp]

Potenza dei moduli fotovoltaici erogata in condizioni di prova

standard convenzionali STC:

irraggiamento di 1.000 W/mq

temperatura delle celle di 25°C

AM 1,5

(condizioni simili al sole di mezzogiorno di una bella giornata

relativamente fresca)

Si nota che il generatore fotovoltaico non può fornire quasi mai la potenza di picco indicata in targa, perché la potenza disponibile è direttamente proporzionale all’irraggiamento ma si riduce all’aumentare della temperatura.

Calcolo dell’energia producibile

La produzione di energia elettrica è prevedibile solo sul lungo termine basandosi sui dati statistici disponibili (per esempio la norma UNI 10349).

La Guida CEI 82-25 terza edizione settembre 2010 fornisce i criteri di calcolo dell’energia producibile.

In genere il progettista esegue le stime di calcolo su base annuale.

La tabella seguente è riportata nella suddetta Guida CEI 82-25

1.400 1.880 1.730 Messina

1.300 1.750 1.600 Roma

1.050 1.400 1.300 Milano

Produzione elettrica attesa

con un rendimento medio di

impianto pari a 75%

[kWh/kWp]

Energia solare annua su

superficie rivolta a Sud e

inclinata di 30°

[kWh/m2]

Energia solare annua

su superficie

orizzontale

[kWh/m2]

Località

Energia producibile in diverse località

59

La tecnologia fotovoltaica

- Il principio di funzionamento del fotovoltaico

- La cella fotovoltaica

- Il modulo fotovoltaico

- Il generatore fotovoltaico

60

Il principio fotovoltaico

• Materiale di base: il silicio.

• Drogaggi campo elettrico incorporato

• Esposizione della cella alla luce i fotoni presenti nella

radiazione luminosa “staccano” gli elettroni dagli atomi di

silicio. Il campo elettrico spinge gli elettroni in una

direzione, lasciando dall’altra parte un eccesso di cariche

positive: è la differenza di potenziale che ci serve

• Chiusura del circuito passaggio di corrente

61

Spettro solare convertibile

• Solo una parte dello spettro solare a livello del suolo risulta utile per la conversione fotovoltaica:

• Si ricorda che l’energia solare convertibile teoricamente in energia elettrica (efficienza) è pari al 44%.

Lo spettro solare AM1

2000

fotoni sotto soglia

Energia utile Spettro AM 1

Energia dissipata

1000

0 0,5 1,0 1,5 2 2,5

LUNGHEZZA D’ONDA λ (μm)

W/m2

62

Efficienza della conversione fotovoltaica

In realtà l’efficienza della conversione fotovoltaica è inferiore a quella teorica del 44 % per i seguenti motivi:

1) non tutti i fotoni incidenti sulla cella penetrano al suo interno (alcuni sono riflessi dalla superficie della cella, altri incidono sulla griglia metallica dei contatti)

2) una parte degli elettroni “liberati” dai fotoni non arrivano al carico esterno in quanto trovano lungo il percorso delle cariche di segno opposto con cui ricombinarsi (effetto di “ricombinazione”)

3) esistono le cosiddette “resistenze parassite”: i contatti metallici posti sul fronte e sul retro della cella presentano una resistenza che provoca dissipazioni di potenza

63

La realizzazione dei wafer

• Wafer di silicio monocristallino

• Dal metodo Czochralsky si immerge nel silicio liquido un

“seme” di materiale molto puro, che viene poi estratto e

raffreddato lentamente per ottenere un “lingotto” cilindrico di

monocristallo.

• Primo drogaggio aggiunta di boro.

• Taglio orizzontale wafer (spessore: 250 – 350 m)

64

La realizzazione dei wafer

• Dalla fusione e successiva ricristallizzazione del silicio

di scarto dell’industria elettronica (“scraps” di silicio).

• Da questa fusione si ottiene un “pane” che viene tagliato

verticalmente in lingotti con forma di parallelepipedo.

• Un successivo taglio orizzontale porta alle fette di

spessore simile ai wafer del monocristallo.

65

La realizzazione delle celle

• Si “pulisce” il wafer attraverso un attacco in soda

• Si introducono nel wafer gli atomi di fosforo per

realizzare la giunzione P-N

• Si applica un sottile strato di “antiriflesso” (biossido di

Titanio TiO2)

• Si realizzano, per serigrafia o elettrodeposizione, i

contatti elettrici anteriori (griglia metallica) e posteriori

(superficie continua metallica)

66

Il test delle celle

Test celle Standard Test Conditions (riferimento per la definizione di watt di picco [Wp]):

• irraggiamento di 1.000 W/m2,

• temperatura della cella di 25°C,

• spettro AM 1,5

Si avranno quindi celle di “classe” diversa: gruppi di celle

con analoghe caratteristiche elettriche. Questo passaggio è

importante per evitare che in un modulo si abbiano celle con

prestazioni diverse, che diminuirebbero la resa totale.

67

Tolleranza sulla potenza dichiarata

La potenza di picco dichiarata dai costruttori presenta in genere

una tolleranza 5 % (vedere dati tecnici sui cataloghi)

Alcuni costruttori dichiarano una tolleranza - 0 % e + 5%.

Significa che le prestazioni dei loro moduli possono solo essere

solo superiori alla potenza di picco dichiarata (dalla quale

dipende il prezzo del modulo).

N.B. I prezzi dei moduli si basano spesso sul valore €/Wp.

68

Celle di silicio monocristallino e policristallino

Caratteristiche delle celle:

Silicio monocristallino (colore più

omogeneo) o policristallino (si

distinguono i singoli cristalli

all’interno della cella)

rivestimento antiriflettente (ossido

di titano) che genera il colore blu

scuro, atto a favorire la captazione

solare

colorazioni differenti si ottengono

facilmente con diversi spessori

del rivestimento

Misure più comuni delle

celle:

10 x 10 cm;

12,5 x 12,5 cm;

15 x 15 cm;

oppure anche:

5 x 15 cm, 10 x 15 cm

69

Produzione dei moduli fotovoltaici

Cenni sulla produzione

• Le celle vengono collegate e saldate tra loro mediante

terminali (bandelle metalliche elettrosaldate) sui contatti

anteriori e posteriori in modo da formare le stringhe.

• Andamento caratteristica elettrica di un modulo

fotovoltaico

analogo a quello delle singole celle che lo

compongono, (valori di tensione proporzionali al numero

delle celle in serie).

70

Produzione dei moduli fotovoltaici

• Si realizza quindi il “sandwich” formato da (dall’esterno verso l’interno):

– una lastra di vetro con ottima trasmittanza e resistenza meccanica

– un foglio sigillante di EVA (acetato vinil-etilenico), che permette l’isolamento dielettrico dell’adiacente piano delle celle

– il piano con le celle

– posteriormente, un secondo foglio di EVA

– un rivestimento isolante in tedlar o una lastra di vetro

• Si scalda il sandwich a 100°C: i componenti si sigillano tra loro.

• Si fissa infine il sandwich così trattato in una cornice d’alluminio estruso anodizzato (per resistere alla corrosione) e si monta la cassetta di giunzione (“junction box”).

monocristallino policristallino

Moduli di silicio monocristallino e policristallino

Moduli a film sottile

73

La caratteristica elettrica

La cella fotovoltaica è un diodo di grande superficie.

Caratteristica tensione-corrente di una cella solare

74

Corrente in funzione dell’irraggiamento solare

• All’aumentare dell’irraggiamento solare la corrente aumenta (la

tensione a vuoto non è particolarmente influenzata).

1.50 kW/m2

1.25 kW/m2

1.00 kW/m2

0.75 kW/m2

0.50 kW/m2

0.25 kW/m2

1.50

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

CORRENTE, A

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

TENSIONE, V

75

Tensione in funzione della temperatura

• All’aumentare della temperatura la tensione diminuisce (la corrente

di corto circuito non è particolarmente influenzata).

TENSIONE, V

1.00

0.75

0.50

0.25

0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72

-40°C

-20°C

20°C

0°C

40°C

60°C

CORRENTE, A

76

Andamento corrispondente della potenza

• La caratteristica elettrica di una cella solare e

l’andamento corrispondente della potenza

• L’area della cella non ha effetti sulla tensione, mentre è direttamente proporzionale alla corrente disponibile.

CORRENTE, A

TENSIONE, V

POTENZA, W

0.50

0.40

0.30

0.20

0.10 0.25

0.50

0.75

Isc 0.00

Im 0.90

Caratteristica elettrica di una cella solare e andamento della potenza.

77

Moduli fotovoltaici - Silicio

Silicio

monocristallino

Silicio

policristallino

Film sottile

(silicio amorfo)

cella 14% - 19% 12% – 14% 4-6% singolo

7-10% tandem

Vantaggi Alto

stabile

Tecnologia

affidabile

Costo inferiore

Fabbricazione più

semplice

Ingombro

ottimale

Costo minore

Ridotta influenza

della temperatura

Resa energetica

superiore con

radiazione diffusa

Svantaggi Maggiore

quantità di

energia

necessaria per la

fabbricazione

Sensibilità alle

impurità nella

fabbricazione

Maggiori dimensioni

Costo struttura e

tempo montaggio

78

Moduli fotovoltaici – Altri materiali

GaAs

Arseniuro di Gallio

CdTe

Tellururo di

Cadmio

CIS

Diseleniuro di

Indio e Rame

cella 33% 11% 12%

Vantaggi Alta resistenza alle

alte temperature (ok

per i concentratori)

Basso costo Molto stabile

Svantaggi Tossicità

Disponibilità dei

materiali

Tossicità

Disponibilità

dei materiali

Tossicità

79

Tipologie di sistemi fotovoltaici

Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica

Possono funzionare senza le batterie di accumulatori

Sistemi fotovoltaici in isola (“stand alone”), dove non è presente la rete pubblica

Sono necessarie le batterie di accumulatori

81


82


Cosa significa funzionamento in “parallelo” con la rete elettrica pubblica ?

☼ Ore di luce → l’utente consuma l’energia prodotta dal proprio impianto fotovoltaico; se questa non è sufficiente preleva contemporaneamente energia anche dalla rete elettrica pubblica

◘ Di notte o in condizioni di luce insufficiente → l’utente preleva energia dalla rete elettrica pubblica

☼ Se l’impianto fotovoltaico produce più di quanto assorbono i carichi, l’energia “in eccedenza” viene immessa nella rete elettrica pubblica (“batteria di capacità infinita”) e misurata mediante contatori supplementari

83


Vantaggi principali:

Non occorrono le batterie, perché questi impianti possono funzionare in

“regime di interscambio” con la rete elettrica pubblica

Fonte “integrativa” forniscono un contributo, di entità diversa a seconda

della dimensione dell’impianto, al bilancio elettrico globale dell’utenza e/o

della rete pubblica

Generazione “distribuita”, anziché centralizzata L’energia prodotta nei

pressi dell’utilizzazione ha un valore maggiore di quello dell’energia

fornita dalle centrali tradizionali, perché si limitano le perdite di

trasmissione

La produzione di energia nelle ore di sole permette di ridurre la domanda

alla rete elettrica pubblica durante le ore della giornata in cui si verifica la

punta di consumo (nei giorni lavorativi )

• Cella

• Modulo

• Pannello

• Stringa

• Campo

• Generatore

Definizioni secondo la

Guida CEI 82-25

Il generatore fotovoltaico

85

Il generatore fotovoltaico

• Collegando in serie i moduli (si forma la “stringa”)

– I tot = I del modulo meno performante

– V tot = somma delle tensioni dei singoli moduli

• Collegando in parallelo più stringhe di moduli

– I tot = somma delle correnti delle singole stringhe

– V tot = V di una singola serie

86

Effetti delle ombre: nessuna ombra

• Nel modulo le celle sono collegate in serie

l’ombreggiamento di una singola cella diminuirebbe il flusso

della corrente in tutte le altre celle.

• Nessuna ombra:

Isc tot. Isc celle

Vtot. Vcella • n

Ptot. = Pnom.

87

Effetti delle ombre: ’“hot spot”

• Ombreggiamento di una o più celle tensione e corrente

assumono lo stesso segno la cella ombreggiata diventa

un utilizzatore e consuma energia, dissipando la potenza

generata dalle altre celle non ombreggiate “hot spot”

surriscaldamento con relativo rischio di danneggiamento

irreversibile delle celle in ombra

• Soluzione i costruttori dei

moduli fotovoltaici inseriscono

i diodi di by-pass nella scatola

di collegamento, allo scopo di

“cortocircuitare” ogni singolo

gruppo di celle in caso di

ombreggiamento.

88

Protezione e sezionamento delle stringhe

1 = sezionatori sottocarico o

interruttori automatici idonei

per corrente continua (utili per

misure e per ricerca guasti)

2 = diodi di blocco in serie alle

stringhe per la protezione

contro le correnti inverse. Sono

necessari solo per i moduli in

film sottile. I diodi di blocco

causano una perdita di potenza.

In alternativa si possono usare

opportuni fusibili curva gR.

3 = diodi di by-pass, all’interno

delle scatole dei moduli FV

Protezione contro le sovracorrenti

• Secondo la norma CEI 64-8 art. 712.433.1, “La

protezione contro i sovraccarichi può essere omessa

sui cavi delle stringhe PV e dei pannelli PV quando

la portata dei cavi sia eguale o superiore a 1,25 volte

Isc (STC) in qualsiasi punto”

• Si ricorda che definendo Isc la corrente di

cortocircuito della singola stringa, ed n il numero di

stringhe in parallelo sul lato corrente continua, la

massima corrente di cortocircuito ipotizzabile, sarà:

(n-1) x Isc

Dispositivo di protezione

contro le sovracorrenti

Interruttore automatico o

fusibile o diodo di

blocco

Sezionatore sottocarico

(IMS)

Eventuale dispositivo di

protezione contro le

sovracorrenti, se il cavo

ha una portata inferiore a

1,25 Isc

Sezionatore sottocarico

(IMS)


92

Il Conto Energia in Italia

Il 28 luglio 2005 è entrato in vigore il primo conto energia, che è

stato modificato il 6 febbraio 2006.

Il 19 febbraio 2007 il secondo conto energia ha semplificato le

procedure e aumentato a 3000 MWp l’obbiettivo di impianti

fotovoltaici, che è stato abbondantemente superato per effetto della

cosiddetta Legge “salvaAlcoa” (destabilizzante per il settore FV)

Il 6 agosto 2010 il terzo conto energia ha ridotto le tariffe

incentivanti ventennali e modificato le tipologie di installazione.

Il 5 maggio 2011 il quarto conto energia ha ridotto le tariffe

incentivanti ventennali e modificato le regole tecniche.

Il 5 luglio 2012 il quinto conto energia ha ridotto le tariffe

ventennali che sono state modificate (omnicomprensive per

l’energia immessa in rete e premio per l’energia autoconsumata).

93

Valorizzazione dal 1° fino al 4° Conto Energia

94

Il vantaggio economico era dato dalla somma di 2 valorizzazioni:

• tariffa incentivante ventennale erogata dal GSE su tutta l’energia

prodotta dall’impianto fotovoltaico

• costi evitati per l’acquisto dell’energia (autoconsumo) oppure ricavi

per lo scambio sul posto o per la vendita dell’energia alla rete

pubblica

Valorizzazione dal 1° fino al 4° Conto Energia

95

Il vantaggio economico è dato da due distinte valorizzazioni che non

si sommano:

• tariffa incentivante ventennale omnicomprensiva erogata dal GSE

su tutta l’energia immessa nella rete pubblica dall’impianto FV

• costi evitati per l’acquisto dell’energia (autoconsumo) e premio per

la sola energia prodotta ed autoconsumata

Si nota che il 5° Conto Energia è “studiato” in modo che il caso più

vantaggioso sia quello in cui tutta l’energia prodotta viene

autoconsumata.

Valorizzazione ai sensi del 5° Conto Energia

96

La delibera dell’AEEG n. 89/07 e n. 339/12

• La delibera dell’AEEG n. 89/2007 individuava il Distributore

quale responsabile dell’installazione e manutenzione dei complessi

di misura dell’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici

incentivati in “conto energia” per potenza fino a 20 kW

• Per impianti oltre i 20 kW, il soggetto responsabile poteva

scegliere se richiedere al Distributore il servizio di misura, oppure

se eseguirlo autonomamente.

•Con la nuova Delibera AEEG n. 339/2012 il Distributore installa

sempre i contatori negli impianti di produzione di Utenti connessi

in parallelo alla rete pubblica di bassa tensione.

97

Convenienza economica e tempo di ritorno

Considerando gli incentivi ventennali del 5° Conto Energia:

• Gli impianti FV per le utenze residenziali nel nord Italia sono considerati interessanti perché il proprietario “accetta” un tempo di ritorno di circa 10 anni a fronte di una vita utile dell’impianto fotovoltaico che supera i 20 anni

•Gli impianti FV per le utenze residenziali nel sud Italia sono più vantaggiosi perché il proprietario beneficia di un tempo di ritorno di circa 7-8 anni a fronte di una vita utile dell’impianto fotovoltaico che supera i 20 anni

•Gli impianti FV sulle coperture di edifici non residenziali sono considerati interessanti perché riducono i costi energetici delle aziende. Inoltre sono graditi per motivi di “immagine” di azienda che rispetta l’ambiente

98

Certificati di prova dei moduli fotovoltaici

• I moduli fotovoltaici devono provati e certificati in conformità alle norme tecniche IEC61730-1, IEC 61730-2, IEC 61215 oppure IEC 61646 da laboratori accreditati EA (European Accreditation Agreement).

• I laboratori devono essere accreditati secondo la norma UNI CEI EN ISO/IEC 17025 Requisiti generali per la competenza dei laboratori di prova e taratura.

Decreto Legislativo 387/2003

Articolo 12 - Comma 1

Le opere per la realizzazione degli impianti

alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere

connesse e le infrastrutture indispensabili alla

costruzione e all'esercizio degli stessi impianti,

……, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed

urgenti.

I permessi alla realizzazione dell’impianto

Decreto 10 settembre 2010

Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili

Si nota che alcune Regioni e Province hanno recepito le linee guida con modifiche più severe.

In genere per la realizzazione di impianti fotovoltaici installati sui tetti di edifici “normali”, in modo complanare oppure integrato, entro i limiti della superficie del tetto stesso, è sufficiente una CIA (comunicazione di inizio attività).Per impianti a terra fino a 20 kW occorre presentare la DIA (denuncia inizio attività) e per potenza maggiore di 20 kW occorre l’Autorizzazione Unica.

I permessi alla realizzazione dell’impianto

I livelli di progettazione secondo la Guida CEI 0-2 sono:

- Progetto preliminare

- Progetto definitivo

- Progetto esecutivo (as-built: progetto definitivo completo delle varianti in corso d’opera)

Progettazione secondo la Guida CEI 0-2

Documentazione di progetto in caso di Lavori Pubblici:

- relazione generale illustrativa

- relazione tecnica specialistica

- schemi elettrici

- elaborati grafici

- calcoli esecutivi, tabelle di coordinamento delle protezioni

- computo metrico

- computo metrico estimativo

- quadro economico

- cronoprogramma

-capitolato speciale d’appalto

- schema di contratto

Progettazione in caso di Lavori Pubblici

- Dichiarazione di conformità ai sensi del Decreto 37/08, art. 1,

lettera a (se applicabile) oppure dichiarazione di conformità

“alla regola dell’arte” (rispetto norme tecniche CEI)

- Verbale delle verifiche eseguite

- Verbale delle misure delle prestazioni energetiche

- Certificati di conformità dei moduli fotovoltaici

- Manuale uso e manutenzione degli inverter e dei moduli FV

- Numeri di matricola degli inverter e dei moduli FV

- Fotografie

- Garanzie relative alle apparecchiature installate

- Eventuali garanzie sulle prestazioni di funzionamento

Documentazione finale di impianto

Impianti FV fino a 20 kWp installati sugli edifici o nelle

pertinenze degli edifici:

ricadono nell’ambito di applicazione della Legge n. 37/08

articolo 1, lettera a, “impianti di produzione, di trasporto, di

distribuzione e di utilizzazione dell’energia elettrica

all’interno degli edifici a partire dal punto di consegna

dell’energia fornita dalla società distributrice”.

Impianti FV maggiori di 20 kWp o installati all’aperto (per

esempio su pensiline):

non ricadono nell’ambito di applicazione del Decreto n. 37/08

se non sono collocati all’interno di pertinenze di edifici.

L’installazione degli impianti fotovoltaici

La ditta installatrice deve redigere il POS e deve avere un responsabile tecnico in possesso dei requisiti previsti dal DM 37/08

I materiali e le apparecchiature utilizzati devono essere realizzati e costruiti a regola d’arte, cioè secondo le Norme tecniche CEI oppure EN, ai sensi della Legge 1 marzo 1968, n. 186.

Il materiale elettrico specificato nella Direttiva del Consiglio 73/23/CEE del 19 febbraio 1973 deve essere costruiti conformemente ai criteri di sicurezza contenuti nel testo di legge e recare le marcature corrispondenti, tra cui la marcatura CE di conformità.

L’installazione degli impianti fotovoltaici

106

Norme tecniche per gli impianti fotovoltaici

• Delibera AEEG 84/2012 e Allegato A70 di TERNA

• CEI 0-16 Regole tecniche connessione in MT

• CEI 0-21 Regole tecniche connessione in BT

• CEI 64 -8 sezione 712 (criteri di sicurezza )

• Guida CEI 82- 25 terza edizione e Variante V1

• CEI 81-10 Protezione contro i fulmini

• Guida CEI 02 documenti di progetto

107

Componenti

Moduli fotovoltaici

Interruttori-sezionatori per corrente continua

Fusibili o interruttori automatici per corrente continua

Eventuali diodi di blocco (solo in caso di moduli a film sottile)

Inverter di connessione alla rete

Protezione di interfaccia

Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter

Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter

Sistemi di monitoraggio delle prestazioni e antifurto

Cavi FG21M21 idonei a resistere anche ai raggi UV del sole

108

Gli inverter di connessione a rete

• In genere l’inverter è “pilotato” dalla tensione e frequenza di

rete. Nel caso di un’anomalia sulla rete che provoca

un’interruzione dell’alimentazione, l’inverter si spegne.

• Nel caso di più inverter in parallelo si teme che si

autoalimentino l’uno con l’altro.

• Pertanto in caso di mancanza di tensione sulla rete elettrica

pubblica gli inverter devono cessare il parallelo per evitare

pericolosi ritorni di tensione sulla rete

109

Norma CEI 0-21 per connessione Utenti BT

La norma CEI 0-21 si applica agli Utenti connessi in bassa tensione e agli Utenti connessi in media tensione per impianti di produzione di potenza fino a 30 kW

La norma CEI 0-21 prescrive di realizzare impianti fotovoltaici connessi in modo trifase quando la potenza è superiore a 6 kW

La norma CEI 0-21 ammette che ci sia uno squilibrio massimo 6 kW tra le 3 fasi (10 kW in casi particolari)

La norma CEI 0-21 prevede il sistema di protezione di interfaccia sia esterno agli inverter per impianti di potenza superiore a 6 kW o con più di 3 inverter

110


Tutti gli inverter di connessione a rete hanno almeno un MPPT (Maximum

Power Point Tracker), che individua istante per istante il punto sulla

caratteristica tensione-corrente del generatore fotovoltaico e permette il

massimo trasferimento di potenza verso la rete.

111


• Sul lato corrente alternata sono presenti le protezioni contro le

sovracorrenti e i filtri per limitare le armoniche

• Un filtro lato corrente continua evita che la conversione

effettuata nel primo stadio provochi dei disturbi verso il campo

fotovoltaico che potrebbero causare problemi per il

mantenimento del punto di massima potenza.

•Solo per inverter di potenza fino a 6 kW sul lato corrente

alternata è presente in genere la protezione di interfaccia per il

rispetto delle caratteristiche richieste dal Gestore della Rete.

112


• A volte prima del ponte di conversione principale cc/ca è

presente anche un ponte cc/cc.

• La seconda conversione è sincronizzata con la frequenza di

rete e permette che la potenza in uscita abbia i valori di tensione

e frequenza richiesti dalla rete.

• Sono presenti in commercio numerosi inverter senza

trasformatore (TL) oppure con trasformatore di tipo ad alta

frequenza, perché si ottiene una maggiore efficienza ed una

minore dimensione di ingombro. Secondo la Norma CEI 64-8

articolo 712.413.1.1.1.2 occorre richiedere al costruttore di tali

inverter se è necessario un differenziale di tipo B sul lato

corrente alternata.

Inverter senza trasformatore: esempio di anello di guasto

Protezione contro i contatti indiretti

Inverter con trasformatore: il sistema è isolato, l’anello di guasto

non può chiudersi


Inverter senza trasformatore di isolamento e senza alcun

dispositivo di protezione incorporato (sistemi TT e TN)

Diff.

tipo B

CEI 64-8

art. 712.413.1.1.1.2

Quando un impianto elettrico

comprende un sistema di

alimentazione PV senza

almeno una semplice

separazione tra il lato c.a. ed il

lato c.c. il dispositivo

differenziale installato per

fornire protezione contro i

contatti indiretti mediante

interruzione automatica della

alimentazione deve essere di

tipo B.

Quando l’inverter non sia per

costruzione tale da iniettare

correnti continue di guasto a

terra nell’impianto elettrico (sul

lato alternata),non è richiesto

un differenziale di tipo B.

• Alcuni costruttori di inverter senza trasformatore

dichiarano la rispondenza alla norma tedesca

DIN/VDE 0126 per quanto riguarda la protezione

incorporata nell’inverter

• Si richiama l’attenzione sul fatto che i costruttori

di inverter senza trasformatore devono dichiarare

la rispondenza alla norma CEI 64-8 articolo

712.413.1.1.1.2. In mancanza di tale dichiarazione,

si deve installare un interruttore differenziale di

tipo B che risulta più costoso del tipo tradizionale


117

Messa a terra degli impianti fotovoltaici Domanda: le cornici in alluminio dei moduli fotovoltaici e le strutture metalliche di supporto devono essere collegate a terra ?

Si ricorda che la norma CEI 64 - 8 prescrive la messa a terra delle masse dei componenti elettrici di Classe I, mentre la messa a terra delle parti metalliche dei componenti elettrici di Classe II (doppio isolamento) diminuisce la sicurezza

Risposta: Le cornici di alluminio non devono essere collegate a terra, se i moduli fotovoltaici sono dichiarati dal costruttore come componenti di Classe II (doppio isolamento) e se si utilizzano cavi considerati di tipo in doppio isolamento

Le strutture di supporto non sono masse e non devono essere collegate a terra. Devono essere collegate a terra solo se risultano essere delle masse estranee.

Alcuni costruttori di inverter richiedono di collegare a terra le strutture per assicurare il funzionamento del sistema di controllo dell’isolamento incorporato nell’inverter

118

Messa a terra degli impianti fotovoltaici

Sul lato corrente alternata sono possibili 3 modi di

collegamento a terra (sistemi TN, TT e IT) secondo la Norma

CEI 64 – 8:

sistema TT (se c’è la rete ENEL di bassa tensione)

sistema TN se l’utente ha una propria cabina MT/bt e

collega a terra il centro stella del trasformatore (neutro)

Sistema IT se l’utente ha una propria cabina MT/bt e non

collega a terra il centro stella del trasformatore

Sul lato corrente continua a monte dell’inverter si

raccomanda di mantenere il sistema isolato da terra e di

utilizzare componenti a doppio isolamento o rinforzato

• In data 8 marzo 2012 è stata pubblicata la delibera AEEG 84/2012.

• Detta delibera aggiorna ed integra le richieste della CEI 0-21 soprattutto per quanto riguarda i termini temporali dell’entrata in vigore di alcune caratteristiche tecniche richieste ai dispositivi di interfaccia (e agli inverter).

• Il rimando tecnico della delibera è il codice di rete di TERNA che è stato aggiornato tramite l’emissione di 3 nuovi allegati:

– Allegato A. 68 – Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete

– Allegato A.69 - Criteri di connessione degli impianti di produzione al sistema di difesa di Terna

– Allegato A.70- Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita

Delibera AEEG 84-2012 e Allegato A70

• Allegato A70 - Capitolo 7

• Per il controllo dei transitori in frequenza, si richiede agli impianti di

produzione statici connessi alle reti MT e BT:

– la capacità di ridurre la potenza immessa in rete in risposta ad una

variazione della frequenza del sistema al di sopra di una soglia

predefinita (regolazione della potenza in funzione della

sovrafrequenza);

– l’inserimento graduale della potenza immessa in rete in modo da

minimizzare gli effetti sul sistema in caso di ripresa del servizio.

– l’avviamento con l’aumento graduale della potenza immessa in

rete.


• Allegato A70 - Capitolo 7 – regolazione della potenza in funzione della frequenza

– Potenza invariata fino a 50,3 Hz

– Riduzione di potenza per frequenze superiori a 50,3Hz fino a 51,5 Hz

– Non riconnnettersi o non riaumentare la potenza fino a quando i valori di frequenza non si stabilizzano tra 49,95 e 50,05 Hz per 5 minuti


• Allegato A70 - Capitolo 7 - inserimento graduale della potenza

immessa in rete

– L’avviamento di detti impianti deve essere condizionato ad una

frequenza di rete non inferiore a 49,9 Hz e non superiore a 50,1 Hz

– La riconnessione deve avvenire aumentando gradualmente la

potenza immessa rispettando un gradiente positivo massimo non

superiore al 20% al minuto della potenza erogabile


• Allegato A70 –

capitolo 7 –

Insensibilità agli

abbassamenti di

tensione

• Gli impianti di

produzione statici

connessi alle reti MT

e BT di potenza ≥ 6

kVA devono essere

in grado di non

disconnettersi

istantaneamente in

caso di abbassamenti

di tensioni secondo il

seguente grafico


• Adeguamento della regola tecnica per la connessione alla rete BT:

• Dal 1 Aprile 2012 al 30 Giungo 2012

– Conformità al paragrafo 5 dell’allegato A70 con deroga nelle

soglie in frequenza che viene ristretto a

49 Hz ≤ f ≤ 51 Hz

• Dal 1 Luglio 2012 al 31 Dicembre 2012

– Conformità alle prescrizioni dell’Allegato A70 ad eccezione del

controllo LVFRT (insensibilità agli abbassamenti di tensione)

• Dal 1 Gennaio 2013

– Conformità completa alla norma CEI 0-21


S. P. I. Sistema di protezione di interfaccia

Trasformatore a 50 Hz e nuova norma CEI 0-21

IMMISSIONE DC

Il parallelo con la rete del distributore per gli impianti FV avviene

tramite un inverter.

Questo può iniettare in rete una certa quantità di componete

continua. Fino ad oggi era consentito utilizzare un controllo

elettronico della DC solo per impianti con taglia fino a 20 kWp

Supertata tale taglia dell’impianto era sempre necessaria

l’installazione di un trasformatore esterno.

La nuova CEI 0-21 prevede di potere eliminare il trasformatore

qualora l’inverter sia dotato di protezione sensibile alla DC

Rimane il limite di massima DC pari a 0,5% di In

• Adeguamento della regola tecnica per la connessione alla rete MT:

• Dal 1 Aprile 2012 al 30 Giungo 2012

– Conformità al paragrafo 5 e 8 dell’allegato A70 ad eccezione del

controllo LVFRT (insensibilità agli abbassamenti di tensione)

• Dal 1 Luglio 2012 al 31 Dicembre 2012

– Conformità a tutte le prescrizioni dell’Allegato A70

• Dal 1 Gennaio 2013

– Conformità alla nuova norma CEI 0-16 aggiornata secondo le

prescrizioni dell’Allegato A70



Collegamento non conforme alla

Delibera AEEG 84 e allegato TERNA A70

S. P. I.

Collegamento conforme alla

Delibera AEEG 84 e allegato TERNA A70


Semplificazioni per impianti di potenza fino a

30 kWp connessi in MT

• Adeguamento degli impianti esistenti (Retrofit) di Utenti connessi in Media Tensione di potenza superiore a 50 kW :

• Entro il 31 Marzo 2013 i suddetti Utenti devono far eseguire gli interventi idonei a garantire la:

– Conformità al paragrafo 5 e 8 dell’allegato A70, ad eccezione del paragrafo 8.1.1

• La delibera è retroattiva: per gli impianti esistenti di Utenti connessi in MT (con cabina propria MT) di potenza P > 50KW è obbligatorio realizzare l’adeguamento all’allegato A70 paragrafo 8 ed allegato E della norma CEI 0-16 in vigore

• Risulta indispensabile il collegamento a n. 3 TV per il rilevamento della Vo> (59N), la quale deve sempre essere misurata lato MT, nonché l’aggiornamento della protezione di interfaccia stessa con i nuovi parametri richiesti dall’ Allegato A70.


• Adeguamento degli impianti esistenti (Retrofit) di Utenti

connessi in Media Tensione di potenza superiore a 50 kW

• Per l’adeguamento la Delibera 84-2012 e l’allegato A70 non

richiedono la funzione di rincalzo

• Si consiglia di utilizzare la protezione di interfaccia con

porta Ethernet oppure con predisposizione per ricevere il

protocollo di comunicazione IEC 61850.

• Tali funzioni sono già prescritte nella norma CEI 0-21 e

saranno prevedibilmente richieste nella nuova edizione della

Norma CEI 0-16 e quindi dai Gestori di Rete.


• Esempio di schema di

inserzione SPI per utenti

attivi MT conforme a Norma

CEI 0-16 con Dispositivo di

Interfaccia installato sul lato

MT





CEI 0-16 con Dispositivo di

Interfaccia installato sul lato

BT


• PROTEZIONI D’INTERFACCIA

• VSensor

• Si tratta di un dispositivo innovativo che

racchiude in se tre funzioni:

– Trasformatore Elettronico di Tensione;

– Partitore capacitivo per lampade presenza

tensione;

– Isolatore portante.

• Il sensore può essere facilmente installato in

Quadri Elettrici di Media Tensione per

distribuzione primaria e secondaria per

funzioni di protezione e misura in alternativa a

Trasformatori Voltmetrici tradizionali ed a

isolatori portanti con presa capacitiva


• Vsensor – caratteristiche

• Trasformatore di tensione basato su un sensore di campo

elettrico, galvanicamente isolato dalle sbarre in tensione

• Il sensore può essere facilmente installato in Quadri Elettrici di

Media Tensione per distribuzione primaria e secondaria in

modalità "isolatore" (lato MT), in grado di rendere disponibile

anche la misura della tensione omopolare (Vo)


• Vsensor – caratteristiche





CEI 0-16 con sensori

voltmetrici V-Sensor


Criteri per la taratura delle protezioni di Utenti di MT • Le tarature delle protezioni generale e di interfaccia sono indicate

all’interno della Regolamento di Esercizio che il Gestore di Rete deve

trasmettere all’Utente entro 20 giorni dalla data di accettazione del

preventivo di connessione

Segnali logici delle protezioni • Si precisa che, al momento, i Gestori di Rete Distributori non

dispongono di segnali logici da inviare da remoto sui sistemi di

protezione di interfaccia SPI degli impianti degli Utenti produttori, per

la commutazione dalla finestra di frequenza con “soglia permissiva” a

quella con “soglia restrittiva” e viceversa

• Pertanto gli Utenti produttori devono dotarsi di un sistema di protezione

con relè di frequenza a sblocco voltmetrico (81V) che in caso di guasto

sulla rete MT del Gestore di Rete Distributore abiliti la commutazione

dalla finestra di frequenza con “soglia permissiva” a quella con “soglia

restrittiva”

Criteri per la taratura delle protezioni di Utenti di MT

• Taratura del relè di sblocco voltmetrico del SPI prevista da ENEL

Attualmente sono disponibili cavi per impianti fotovoltaici

denominati FG21M21 secondo la nuova Norma CEI 20-91

febbraio 2010, con le seguenti caratteristiche:

• Temperatura di funzionamento: - 40 + 90 °C

• Tensione nominale: 900 / 1500 V DC

• Conduttori in rame stagnato

• Adatti alla posa esterna o interrata

• Resistenti all’acqua, agli UV, all’ozono

• Colore guaina nero, rosso e blu

Cavi FG21M21 perapplicazioni fotovoltaiche

Criteri per il dimensionamento della

sezione dei cavi degli impianti FV:

• Caduta di tensione alla corrente

nominale entro 12 %

• Si nota che in genere dimensionando il

cavo in base alla caduta di tensione, la

portata risulta quasi sempre

sovrabbondante (valutare attentamente

i casi di cavi interrati posati insieme

ad altri cavi nella stesa tubazione )

Cavi per impianti FV in corrente continua

• I cavi devono avere una tensione nominale adeguata a quella del sistema

elettrico

• In corrente continua la tensione massima del sistema elettrico non deve

superare 1,5 volte la tensione nominale dei cavi.

• La tensione nominale dei cavi è indicata con 2 valori di cui il primo è la

tensione nominale verso terra (U0) e il secondo è la tensione nominale

tra 2 conduttori attivi (U)

Cavi per impianti FV in corrente continua

classe I classe II

450 - 750 V (FROR) 675 V 450 V

0,6 - 1 kV (FG7OR) 900 V 675 V

Sistemi isolati da terra o con

un polo a terra (U0=U)Tensione nominale del cavo

U/U0

145

Protezione contro i fulmini

• Per quanto riguarda la protezione dalle scariche atmosferiche, in generale gli impianti fotovoltaici non aumentano la probabilità che gli edifici su cui sono installati siano colpiti da scariche atmosferiche.

• Pertanto, se l’edificio non è dotato di impianto LPS esterno, non bisogna prevederne obbligatoriamente l’installazione, ma si deve eseguire la valutazione del rischio da fulmine secondo le norme CEI.

• Se invece l’edificio è già dotato di impianto LPS esterno è preferibile installare il sistema fotovoltaico in un’area protetta, oppure integrare l’impianto LPS esistente in modo che assicuri anche la protezione del sistema fotovoltaico.

• Gli eventuali scaricatori di sovratensioni SPD dovranno essere dimensionati secondo le norme CEI.

Protezione contro i fulmini

147

Schema per limitare l’area dei circuiti

Limitare l’area dei circuiti per ridurre il valore delle

sovratensioni da fulmine

148

L’inverter è vicino ai moduli fotovoltaici ?

I montanti delle diverse stringhe possono essere prolungati fino

al quadro di sezionamento corrente continua vicino all’inverter

149

L’inverter è lontano dai moduli fotovoltaici ?

• I montanti delle diverse stringhe vengono collegati ad un quadro

di campo installato in prossimità del campo fotovoltaico.

• Il quadro di campo è collegato all’inverter mediante un unico

montante (ottimizzazione uso materiali e tempo d’installazione)

I sistemi di monitoraggio consentono l’acquisizione dei dati di

produzione energetica, ambientali e la segnalazione dei guasti

mediante l’impiego di sensori. Questi dati possono poi essere

resi disponibili a distanza tramite modem GSM o internet.

I sistemi di monitoraggio delle prestazioni

151

Il montaggio dei sistemi fotovoltaici

Il montaggio dei moduli fotovoltaici si può realizzare

Su tetto a falda: retrofit o integrazione architettonica

A terra o su tetti piani: supporti metallici

Ad inseguimento solare

A parete: frangisole, in verticale

152

Strutture di sostegno

• Le strutture hanno il compito di sostenere il peso dei moduli e le sollecitazioni meccaniche costituite dal carico vento e dal carico neve.

• Il GSE non richiede copia del progetto meccanico delle strutture di sostegno e delle verifiche delle portate dei tetti.

• In ogni caso devono essere rispettate le leggi e le norme tecniche indicate nella Guida CEI 82-25 (seconda edizione) Allegato B

153

Installazioni sopra il tetto a falda

Sistemi parzialmente integrati

Moduli fotovoltaici sovrapposti alle tegole, fissati su strutture in

alluminio o in acciaio.

154

Installazioni sopra il tetto a falda

(1) Liberare due file di tegole

(3) Inserire le viti a martello (4) Montare il profilo di base

Cm ?

155

Strutture di sostegno

156

Staffe di ancoraggio

Staffe di ancoraggio „Tegole 3“ Staffe di ancoraggio „Tegole 5“

Staffe di ancoraggio „Tegole 4“ Staffe di ancoraggio „Tegole 4“ Al

157

Esempio di montaggio

158

Sistemi di montaggio sul tetto a falda

159

Sistemi di montaggio sul tetto a falda

160

Vantaggi e svantaggi

Vantaggi:

Costo ridotto

Rapidità e facilità di installazione

Rischi limitati per la tenuta del tetto

Svantaggi:

non si integrano nell’architettura

161

Sistemi non aderenti al tetto a falda

162

Sistemi inseriti nel tetto a falda

• Elevato valore

architettonico

• Possibiltà di sostituire

parte delle tegole con

moduli fotovoltaici

• Installazione solo su tetti

di tipo ventilato

• Sistema studiato per non

fare filtrare l‘acqua nella

falda

163


164


Sistemi integrati architettonicamente

Moduli fotovoltaici in sostituzione delle tegole, montati dentro dei

profili in alluminio (tipo lucernario) o sopra delle piastre in

plastica riciclata fissate sui travetti.

165


Vantaggi:

Esteticamente più gradevoli

Svantaggi:

Costo più elevato

Installazione lunga e complicata

Rischi di tenuta per il tetto

166


Vantaggi:


Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto

Nessun rischio di tenuta per il tetto

Svantaggi:

A parità di potenza sono necessarie superfici più grandi rispetto

ai moduli tradizionali in silicio policristallino e monocristallino

L’installazione elettrica può risultare più complessa

167

Installazioni su tetti piani

168

Supporti metallici

Supporti metallici

Possono essere in:

• acciaio verniciato (economici ma poco diffusi per la minor resistenza alla corrosione richiedono trattamenti periodici),

• in acciaio zincato a caldo (miglior qualità, maggior costo, necessitano comunque di trattamenti, seppure in misura minore),

• in acciaio inox (più costosi, manutenzione trascurabile).

169


Supporti metallici

Vantaggi:

Si può scegliere l’inclinazione

ottimale.

Svantaggi:

Maggior impatto visivo.

170

Sistemi a vasche

Sistemi a vasche

In genere realizzati in plastica riciclata.

171


Sistemi a vasche

Vantaggi:

• Facile e rapida installazione

• Leggerezza e facilità nel trasporto

• Possibilità di realizzare impianti

su terreni inclinati (discariche)

Svantaggi:

• Peso elevato sulla copertura una volta riempiti

172

Installazioni a parete verticale

Strutture in verticale

Quando i moduli sono installati adiacenti alle pareti, con un

angolo di 90° rispetto all’orizzontale.

173


Vantaggi:

• Minor costo della struttura

• Copertura di facciate altrimenti insignificanti

Svantaggi:

• Ridotta resa energetica (inferiore del 30%)

• Installazione non agevole se in quota maggior costo

174

Installazione come schermi frangisole

175

Applicazioni particolari: pensiline

176

Installazione orizzontale? Non consigliata

• Per le installazioni su tetti piani può sembrare conveniente installare i moduli in orizzontale per il minore costo della struttura e per l’eliminazione dei rischi dovuti al vento.

• In pratica i moduli fotovoltaici si sporcano molto di più e la pioggia ristagna sui vetri a causa del gradino della cornice di alluminio. Si consiglia di non realizzare il montaggio orizzontale.

177

Installazioni a terra ad inseguimento solare

178

Sistema ad inseguimento solare

• Sistema ad inseguimento solare basato sul

sistema Sol-Conecter: piramide con 3 celle fotovoltaiche di riferimento. A seconda dei valori di tensione e corrente in uscita, un circuito elettronico comanda il movimento della struttura attraverso dei motori a pistoni idraulici.

179

Vantaggi

Vantaggi:

• Alta resa energetica, fino al 30 – 40% in più per sistemi che si

muovono sui due assi

180

Svantaggi

Svantaggi:

• Costo maggiore (compensato dal minore numero di moduli

fotovoltaici necessari a parità di prestazioni)

• Complessità meccanica e manutenzione

• Fortemente esposto alle sollecitazioni del vento: attenzione al

fissaggio a terra

181

Integrazione architettonica dei sistemi fotovoltaici

I sistemi fotovoltaici integrati

• costituiscono una nuova risposta al problema ambientale

• sono il frutto di tecnologie avanzate

• riqualificano l’estetica di edifici esistenti o nuovi

• trasformano le facciate in fonti di energia pulita

182

Tipologie di moduli: “non termico”

• Il modulo fotovoltaico si adatta di volta in volta all’edificio: per forma, misura, colore e caratteristiche strutturali. Tutti i moduli sono testati elettricamente e meccanicamente così da garantire lo standard IP65 contro il rischio da infiltrazioni di umidità.

Tipologie di moduli semitrasparenti:

1) “non termico” = le celle sono fissate

con una resina tra due lastre di vetro

distanziate di circa 2 mm; i cavi

elettrici corrono nella cornice o nelle

tradizionali junction box.

183

Tipologie di moduli: “termico”

2) “termico” = nelle facciate isolanti il modulo fotovoltaico

è integrato in un doppio vetro, ottenendo un valore di

dispersione termica di 1,1 W/m2 K.

184

Il vetro

• Il vetro può anche avere forme particolari

(triangolari, trapezoidali, circolari),

permettendo una vasta libertà

progettuale; lo spessore, invece, dipende

dalla forma adottata, dal peso della

costruzione, dalle sollecitazioni (occorre

effettuare simulazioni con carichi statici).

• Vetro frontale: extra-bianco e con

spessore ridotto per ottimizzare la

captazione energetica.

• Vetro posteriore: diverse colorazioni e

tipi di laminazioni e isolamenti.

185

Tetti fotovoltaici strutturali

• I vetri sono semitrasparenti e la distanza tra le celle

permette di controllare la quantità di luce in ingresso.

186

Facciate fotovoltaiche di tipo ventilato

• Facciate fotovoltaiche integrate in palazzi adibiti ad uffici.

• I moduli fotovoltaici sono inseriti in vetri oscurati (sul fronte

rivolto a sud) e riducono la trasmissione dei raggi solari.

187

Sistemi integrati nei tetti a falda oppure curvi


Moduli fotovoltaici montati direttamente sopra le lamiere del tetto

188


Vantaggi:


Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto


Svantaggi:




189

Sistemi integrati sui tetti piani


Moduli fotovoltaici sopra le guaine di impermeabilizzazione

190




191




192


Vantaggi:


Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulla guaina superiore


Svantaggi:




193

Scopo del sopralluogo

Il sopralluogo ha lo scopo di valutare:

1) le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici

2) la disposizione dell’inverter e delle altre apparecchiature

elettriche

3) il percorso dei cavi e le relative lunghezze per un corretto

dimensionamento

4) le eventuali difficoltà logistiche in fase di realizzazione

5) i vincoli di tipo ambientale-paesaggistico relativi all’area

considerata

194

Strumenti necessari per il sopralluogo

Per il sopralluogo sono necessari i seguenti strumenti:

bussola con clinometro

bindella metrica

macchina fotografica

modulo di raccolta dati da compilare con il cliente

195

Individuare la migliore posizione

Individuare la posizione migliore per realizzare l’installazione

tenendo presente:

• presenza di vincoli paesaggistici/architettonici

• orientamento della superficie di installazione

• tipo di struttura per il sostegno dei moduli fv

• modalità di fissaggio della struttura alla copertura dell’edificio

Una volta stabilita l’area di installazione è necessario rilevare eventuali zone d’ombra

196

Valutazioni importanti

• Misurare lo spazio disponibile sulla copertura dell’edificio

• Individuare un locale per l’installazione dell’inverter

• Valutare il percorso cavi ottimale

197

Sicurezza sul lavoro: caduta dall’alto

• La posa delle strutture, il montaggio e il cablaggio dei moduli

FV esigono che gli installatori lavorino sul tetto.

• Di conseguenza diventa fondamentale prevedere delle

protezioni contro l’accidentale

caduta dall’alto

• E’ dunque importante che si prevedano e verifichino la messa

in atto di misure preventive.

• Le misure più comuni sono:

– Parapetti di trattenuta – Impalcature – Ripiani – Passerelle – Piattaforme

198

Misure collettive o personali

Qualora risulti impossibile l’applicazione di tali protezioni,

devono essere adottate misure collettive o personali atte ad

arrestare con il minor danno possibile le cadute. Queste

possono essere:

• cinture di sicurezza

• imbracature con fune di trattenuta

199

Altri rischi potenziali

Gli altri principali rischi e di conseguenza le protezioni da

prevedere durante il montaggio degli impianti FV sono:

• Protezioni delle aperture nei solai

• Protezioni delle aperture verso il vuoto

• Caduta del materiale dall’alto

• Movimentazione manuale dei carichi

• Rischi di natura elettrica

200

Rischi di natura elettrica

• I moduli fotovoltaici sono generatori di tensione sempre

“accesi” in presenza di luce.

• Si ricorda che la luce diurna, anche durante una giornata

nuvolosa, può essere sufficiente per generare nell’impianto

fotovoltaico tensioni pericolose sul lato corrente continua.

• Pertanto durante il montaggio elettrico si consiglia di

“oscurare” i moduli fotovoltaici per evitare di lavorare

sottotensione.

201

Verifica tecnico-funzionale

La verifica tecnico-funzionale dell’impianto consiste nel verificare:

l’isolamento dei circuiti elettrici verso terra;

la continuità elettrica delle connessioni tra moduli;

la continuità della messa a terra di masse e scaricatori;

il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione, spegnimento, mancanza rete).

202


Strutture di sostegno:

serraggio delle connessioni bullonate e integrità della

geometria

stato di zincatura sui profili di acciaio

Generatore fotovoltaico:

integrità della superficie dei moduli

controllo delle cassette di giunzione (diodi di bypass,

serraggio, pressacavi, connessioni ecc.)

uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento

delle varie stringhe fotovoltaiche

203


Quadri elettrici:

integrità degli involucri e schemi elettrici

controllo dei diodi di blocco e degli scaricatori di tensione

esame a vista dei cablaggi

verifica funzionamento degli interruttori differenziali

PERICOLO DOPPIA ALIMENTAZIONE

Prima di operare sui circuiti elettrici,

interrompere l’alimentazione

principale e i generatori locali.

Interruttore alimentazione principale presso: ___________________________

Interruttore generatori locali presso: __________________________________

204

Misura prestazioni energetiche

• Per inverter di potenza maggiore di 20 kW occorre verificare la

condizione Pca > 0,8 * Pnom * G/ Gstc con un irraggiamento

G di almeno 600 W/m2

• Per inverter di potenza fino a 20 kW occorre verificare la

condizione Pca > 0,78 * Pnom * G/ Gstc con un

irraggiamento G di almeno 600 W/m2

• Pca e’ la potenza attiva in kW misurata in corrente alternata ai

morsetti di uscita dell’inverter, con precisione migliore del 2%

• Pnom e’ la potenza nominale del generatore fotovoltaico in kW

• G è l’irraggiamento misurato in W/m2 sul piano dei moduli FV,

con precisione migliore del 3%

• Gstc e’ l’irraggiamento in condizioni di prova standard pari a

1000 W/m2.

Qualora nel corso della misura venga rilevata una temperatura di

lavoro dei moduli, misurata sulla faccia posteriore dei medesimi,

superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in temperatura della

potenza stessa, secondo il metodo di calcolo indicato nella Guida

CEI 82-25 Variante 1 pubblicata ad ottobre 2011

Misura prestazioni energetiche

206

Tipologie di sistemi fotovoltaici


Possono funzionare senza le batterie di accumulatori

Sistemi fotovoltaici in isola (“stand alone”), dove non è presente la rete pubblica

Sono necessarie le batterie di accumulatori

Sistemi fotovoltaici per utenze in isola

208

Sistemi fotovoltaici per utenze in isola

• Fornitura di energia per utenze in isola distanti dalla rete in genere utenze non particolarmente “energivore”

• Enorme valenza per lo sviluppo dei paesi in via di sviluppo PVS dove 2 miliardi di persone non dispongono di elettricità e 1,5 miliardi non hanno accesso all’acqua potabile

• Applicazioni importanti nei PVS: sollevamento acqua dai pozzi, alimentazione stazioni radio, frigoriferi per vaccini

• Manutenzione semplice e poco frequente

• Costi competitivi con le fonti fossili (gruppi elettrogeni diesel)

• Indipendenza dall’approvvigionamento dei combustibili fossili (costosi e di difficile reperibilità nei PVS)

• Impatto ambientale trascurabile

Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)

214

Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola

• Residenziale

Case e rifugi montani

• Tempo libero

Camper e imbarcazioni

215


Segnaletica stradale

Segnaletica stradale. Valutare attentamente l’impiego per

illuminazione di incroci stradali e piste ciclabili.

216


Agricoltura

Impianti di pompaggio dell’acqua nei PVS paesi in via di sviluppo

Industria

Protezione catodica di gasdotti, oleodotti e altri tipi di tubazioni; fornitura di potenza in generale, in particolare per carichi elettrici limitati (dell’ordine di qualche kW) sempre in zone lontane dalla rete o dove questa non risulta affidabile (discontinuità nell’erogazione).

217


Telecomunicazioni

Ripetitori radiotelevisivi; apparecchi telefonici; stazioni di rilevamento e trasmissione dati (meteorologici, sismici, sui livelli dei corsi d’acqua, sulla presenza di incendi), spesso molto utili nei servizi di protezione civile.

Sanità

Soprattutto refrigeratori, molto utili in particolare nei paesi in via di sviluppo per la conservazione di vaccini e sangue.

218

Componenti dei sistemi fotovoltaici in isola

Moduli fotovoltaici

Fusibili o diodi di blocco

Interruttori-sezionatori per corrente continua

Batterie di accumulatori

Regolatori di carica

Inverter

Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter

Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter

Si ricorda che all’esterno è necessario utilizzare cavi con

adeguata resistenza agli agenti atmosferici (pioggia e sole).

219

Schema di un sistema fotovoltaico in isola

Utenze in corrente continua

220

Schema di un sistema fotovoltaico in isola

Utenze in corrente continua ed alternata

221

Le batterie: caratteristiche principali

• L’energia prodotta dai moduli fotovoltaici viene immagazzinata nelle batterie, per renderla disponibile quando non c’è sufficiente illuminazione.

• E’ l’elemento più critico di tutto il sistema, l’unico che esige manutenzione.

Requisiti principali:

• lunga durata di vita (numero di cicli di carica/scarica)

• scarsa manutenzione

• ridotta autoscarica

222

Le batterie al piombo

• Tra le batterie disponibili sul mercato, la più idonea risulta sempre la batteria al piombo, grazie soprattutto al rendimento di carica e scarica e al rapporto tra prezzo e prestazioni.

• Le batterie adottate negli impianti fotovoltaici (“stazionarie”) sono ideali per funzionare con correnti limitate per tempi prolungati sia per la carica che per la scarica, diversamente dalle tradizionali batterie per autotrazione.

223

Sovraccarico ed eccesso di scarica

• Batteria sovraccaricata in prossimità degli elettrodi si

formano ossigeno ed idrogeno. La miscela dei due gas è detta gas

tonante ed è esplosiva (pericolo !! sistemare le batterie in

luoghi ben arieggiati). Il regolatore di carica (centralina) previene

la sovraccarica della batteria, bloccando il processo di carica

quando si raggiunge una tensione finale di carica di 2,35 V per

cella.

• Per evitare invece l’eccesso di scarica, con relativo rischio di

solfatazione delle piastre (nel caso in cui non si verifichi una

successiva ricarica), il regolatore interromperà il prelievo di

corrente nel caso in cui la tensione dell’elemento scende sotto un

certo livello (1,75 V). Aumentando la corrente di scarica, inoltre,

aumentano le perdite dovute alla resistenza (P = R * I2) riducendo

in tal modo la capacità della batteria.

224

Capacità di una batteria

• La capacità di una batteria (Cn = In * tn [Ah], In=corrente

di scarica nominale; tn=tempo di scarica nominale) viene

sempre definita in funzione del tempo di scarica e della

temperatura di funzionamento.

• Ad esempio, C20 indica la capacità di una batteria che è

scaricata in 20 ore alla temperatura di 25°C.

• Temperatura di esercizio ideale per gli accumulatori al

piombo:

15 – 25°C.

225

Effetti causati dalla variazione di temperatura

– Minore temperatura minore capacità

– Maggiore temperatura maggiore autoscarica

3–5% / mese a 20°C, perché si velocizzano le reazioni

chimiche

– Al variare della temperatura cambia la tensione

(V max (T) = - 6 mV/°C) è importante che il regolatore

sia in grado di considerare la temperatura.

226

Piastre positive corazzate tubolari

• Le piastre positive tubolari e le piastre negative a griglia sono isolate le une dalle altre mediante separatori microporosi. Un ulteriore involucro in fibre di vetro racchiude l’elettrodo positivo e previene cortocircuiti interni.

• Buona resistenza ai cicli (circa 1200 cicli con una profondità di scarica dell’80%), bassa autoscarica, poca manutenzione, impiego possibile fino a –5°C al massimo, ottimo rapporto prezzo-qualità, lunga durata di vita.

227

Batterie con elettroliti solidi

• Utili per temperature sotto lo zero.

• Sono robuste e non hanno problemi per il trasporto in

aereo.

• Durata cicli: elevata.

• Costo: elevato.

228

Batterie al nichel-cadmio

• Per temperature estreme (da –50°C ad oltre +55°C).

• Alto rendimento.

• Le batterie al Ni-Cd possono essere scaricate completamente.

• Essendo la scarica totale possibile, il regolatore di carica è superfluo.

• In buone condizioni di funzionamento la durata di vita è lunghissima.

• Svantaggio: alta autoscarica (5 – 10 volte superiore di quella delle batterie al piombo).

• Alto costo.

229

Rendimento batterie

• Rendimento batterie = Eout / Ein [%]

Il rendimento sale quanto più è basso il rapporto tra Isc e Icar.

Un buon rendimento è 0,83.

• Durata di vita: se la batteria è “ben regolata” può arrivare

anche a 8 – 10 anni di vita.

Se la profondità di scarica è eccessiva, la durata di vita della

batteria si riduce:

Profondità di scarica N° cicli

80% 1200

30% 3000

230

Collegamento in serie e in parallelo

• Collegamento in serie: + di una batteria con – di un’altra

si sommano le tensioni e le capacità in Wh (con batterie di

uguale capacità); le capacità in Ah non cambiano. E’ bene

che le batterie in serie abbiano le stesse caratteristiche e la

stessa età (in termini di cicli di carica e scarica).

• Collegamento in parallelo: tra poli uguali si sommano le

capacità in Ah e in Wh, mentre la tensione rimane costante.

231

Manutenzione ed altri accorgimenti

• Manutenzione

Controllo periodico dell’elettrolita.

Gli intervalli di manutenzione possono essere prolungati facendo ricorso a dispositivi di ricombinazione dell’idrogeno (capsule al carbone attivo da avvitare al posto dei tappi): l’ossigeno e l’idrogeno che si producono durante la carica si congiungono di nuovo per formare acqua, che ritorna alla batteria riducendo sensibilmente le perdite idriche.

• Altri accorgimenti

Per ridurre al minimo l’escursione termica, isolare le batterie.

I collegamenti tra diverse batterie devono essere fatti preferibilmente tra elementi assolutamente identici (soprattutto se si tratta di collegamenti serie).

232

Attenzione!

• Alla sovraccarica perenne l’acqua si scompone in miscela

tonante e corrode le piastre.

• Alla scarica profonda le griglie delle piastre si

trasformano in solfato di piombo, con conseguenti perdite di

capacità.

• Allo stoccaggio in stato di scarica le masse attive degli

elettrodi formano cristalli di solfato di piombo grossi e duri

che riducono la capacità.

• Alle basse temperature allo stato scarico l’elettrolita può

congelare e distruggere il contenitore dell’accumulatore.

233

Regolatori elettronici di carica

• Coordinano in modo ottimale il generatore solare e l’accumulatore e ottimizzano il flusso di energia.

• Servono per il monitoraggio dell’impianto.

• Gli strumenti indicatori sono importanti perché l’utenza impara ad adattare il prelievo di corrente all’offerta disponibile, in modo da prolungare sensibilmente l’autonomia del sistema.

234

Regolatori di tipo “serie” e “parallelo”

• Se la temperatura del locale batterie non è tra i 15 e i 25°C, è

necessaria una compensazione della tensione finale di carica

(corretta con un valore compreso tra –3 e –6 mV per ogni °C

di aumento della temperatura).

• Si trovano in commercio regolatori di tipo “serie” (tiristore

di stacco in serie tra moduli e batteria) e i regolatori di tipo

“parallelo” (tiristore di stacco in parallelo tra moduli e

batteria, seguito da una resistenza per la dissipazione della

corrente)

Regolatori elettronici di carica

236

Dimensionamento sistemi fotovoltaici in isola

– Calcolo dell’energia giornaliera assorbita dalle utenze

[Wh/giorno]

– Calcolo della potenza del generatore fotovoltaico

[Wp]

– Calcolo della batteria di accumulatori [V e Ah]

– Scelta del regolatore di carica [V e A]

– Scelta del tipo di inverter [V e W]

237

Si ringrazia per l’attenzione

Relatore: Perito Industriale GAMBA MASSIMO

Libero Professionista

Membro CEI CT 82 Sistemi fotovoltaici

Studio Gamba

Piazza Santa Croce 3

20053 Muggiò (MB)

Tel. 039-2789027

e-mail: [email protected]

www.gambaprogetti.it

IMPIANTI FOTOVOLTAICI PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA … · 1 Impianti fotovoltaici per la produzione...

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