V

Presentazione III

Capitolo 1 - Mercato del solare fotovoltaicoe opportunità di lavoro

1.1 - Storia del fotovoltaico 11.2 - Situazione generale del mercato fotovoltaico 41.3 - Fotovoltaico in Europa e in Italia 71.4 - Situazione occupazionale per il mercato fotovoltaico 9

Capitolo 2 - Tecnologia e applicazionidella conversione fotovoltaica

2.1 - Radiazione solare al suolo 102.1.1 - Energia emessa dal sole 102.1.2 - Effetto dell’atmosfera sulla radiazione solare 112.1.3 - Energia solare disponibile 12

2.2 - Cella fotovoltaica 202.2.1 - Semiconduttori ed effetto fotovoltaico 202.2.2 - Collegamento elettrico della cella fotovoltaica 222.2.3 - Celle solari di tipo diverso 26

Silicio amorfo 26CIS, SIGS, CdTe 27Celle a eterogiunzione 28

Capitolo 3 - Componenti degli impianti fotovoltaici3.1 - Dalla cella al modulo fotovoltaico 30

3.1.1 - Costruzione dei moduli fotovoltaici 303.1.2 - Caratteristiche dei moduli fotovoltaici 34

3.2 - Conversione della potenza 383.2.1 - Inverter per servizio in parallelo alla rete 383.2.2 - Inverter per servizio isolato 42

3.3 - Accumulatori 423.4 - Regolatori di carica 46

Capitolo 4 - Tecniche di dimensionamentodei sistemi fotovoltaici

4.1 - Collegamento dei moduli fotovoltaici 484.1.1 - Stringhe e array fotovoltaici 484.1.2 - Parallelo delle stringhe e scatole di parallelo 49

4.2 - Considerazioni sulla sicurezza elettrica 534.2.1 - Shock elettrici e sovratensioni 53

4.3 - Valutazione del sito scelto per l’impianto fotovoltaico 59

INDICE

VI

4.4 - Dimensionamento degli impianti in parallelo alla rete 624.4.1 - Principali criteri di scelta 624.4.2 - Energia producibile e verifiche tecniche 644.4.3 - Esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete 664.4.4 - Protezioni per il collegamento degli impianti

in parallelo alla rete 674.5 - Impianti per servizio isolato 70

4.5.1 - Criteri di dimensionamento 704.5.2 - Esempio di impianto per servizio isolato 75

4.6 - Altri impianti 784.6.1 - Applicazioni di piccola taglia 784.6.2 - Illuminazione stradale 794.6.3 - Impianti in parallelo alla rete con funzione di soccorso 804.6.4 - Impianti di pompaggio dell’acqua 814.6.5 - Inseguitori solari 82

Capitolo 5 - Legislazione, autoproduzione e societàelettriche, valutazioni economiche

5.1 - Principali riferimenti legislativi 845.2 - Regolamenti delle società elettriche 875.3 - Valutazioni economiche per gli impianti collegati

alla rete elettrica 875.3.1 - Attualizzazione di costi e ricavi 885.3.2 - Metodi di valutazione degli investimenti 925.3.3 - Esempio di calcolo 94

Appendice sezione 5Appendice 5.1 - Alcune definizioni 96

Capitolo 6 - Valutazioni di idoneità di un sitoe incentivazione del fotovoltaico

6.1 - Valutazioni di idoneità di un sito: cosa fare nel sopralluogo 986.1.1 - Da non dimenticare durante il sopralluogo 99

6.2 - Sopralluogo per un impianto collegato alla rete elettrica 100Rilevazione dei dati di fornitura e sevizio elettrico 100Rilevazione dei dati di conformità alla normativa esistente 100Presenza di particolari vincoli

paesaggistici/architettonici/ambientali 100Scelta della falda di installazione 101Scelta della posizione del generatore fotovoltaico

sulla falda individuata 102Rilevanza del diagramma delle ombre 102Misura, marcatura e disegno della zona di installazione 105Fissaggio meccanico dei moduli alla copertura 106Posizione dei componenti di impianto 106Percorso dei cavi 107Ricovero materiali di cantiere 107

VII

Accesso all’area 107Considerazioni sulla sicurezza 107

6.3 - Sopralluogo per un impianto isolato dalla rete elettrica 108Rilevazione dei dati di potenza e valutazionedei consumi dei carichi elettrici 108Rilevazione dei dati di conformità alla normativa 109Scelta dell’area di installazione 109Misura, marcatura e disegno della zona di installazione 110Scelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare 111Posizione dei componenti di impianto 111Percorso dei cavi 113Ricovero del materiale di cantiere 113Accesso all’area 113

6.4 - Incentivazione per il fotovoltaico 113Appendice sezione 6

Appendice 6.1 - Scheda sopralluogo per impianti collegati alla rete 114Appendice 6.2 - Scheda sopralluogo per impianti isolati dalla rete 116Appendice 6.3 - Come costruire un diagramma delle ombre 118

Metodo A - Modello di carta 119Metodo B - Foglio elettronico 120Metodo C - Programma di calcolo 122

Appendice 6.4 - Foglio di calcolo diagramma delle ombre 123Diagramma delle ombre 123

Appendice 6.5 - Format progetto preliminare dell’impianto fotov. 1241 - Consistenza e tipologia dell’impianto 124

1.1 - Premessa 1241.2 - Oggetto e valenza dell’iniziativa 1251.3 - Requisiti di rispondenza a norme, leggi, regolamenti 1251.4 - Glossario e definizioni usate nel testo 1261.5 - Consistenza della documentazione di progetto 1271.6 - Dati di progetto 127

2 - Descrizione sistema elettrico generale 1333 - Specifiche tecniche dei componenti principali 135

3.1 - Moduli fotovoltaici 1353.2 - Inverter 137

4 - Planimetria disposizione moduli 1384 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni 1395 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni 139

5.1 - Collaudo componenti e soggetti collaudatori 1395.2 - Prove di accettazione e messa in servizio 139

6 - Produzione annua attesa di energia elettrica 1407 - Computo metrico estimativo 141

Capitolo 7 - Tecniche di installazione7.1 - Quali competenze sono necessarie? 1447.2 - Sequenze di installazione 145

7.2.1 - Impianti collegati alla rete elettrica 145

VIII

Trasporto in sito del materiale 146Procedure di messa in sicurezza delle aree di posta 148Preparazione della copertura 150Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta 155Montaggio strutture portamoduli 157Precollaudo moduli fotovoltaici 157Fissaggio moduli alle strutture 160Cablaggio del generatore fotovoltaico 161Collaudo elettrico stringa per stringa 162Lavorazione discesa cavi in interno 163Posa quadri e convertitori 164Posa canaline e tubazioni di cablaggio 164Cablaggio elettrico fra componenti 164Verifica ispettiva finale 167Primo parallelo alla rete e collaudo prestazione impianto 167

7.2.2 - Impianti isolati dalla rete elettrica 169Trasporto in sito del materiale 170Procedure di messa in sicurezza delle aree 171Preparazione dell’area di posa 171Fondazioni per struttura di sostegno 171Montaggio strutture portamoduli 173Precollaudo moduli fotovoltaici 173Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture 173Cablaggio generatore fotovoltaico 173Collaudo elettrico stringa per stringa 173Posa quadri e convertitore 173Posa sistema di accumulo e riempimento 173Posa canaline e tubazioni di cablaggio 178Cablaggio elettrico fra componenti 178Verifica ispettiva finale 178Collaudo impianto e prove funzionali 178

Appendice sezione 7Appendice 7.1 - Check list collaudo 179Appendice 7.2 - Format verifiche tecnico-funzionali 180

Capitolo 8 - Esercizio e manutenzione degli impianti8.1 - Quanto sono affidabili gli impianti fotovoltaici? 182

8.1.1 - Avvertenze generali di sicurezza 1848.2 - Controlli di manutenzione ordinaria 185

8.2.1 - Generatore fotovoltaico 185Ispezione generale 185Controllo cassetta di terminazione 187Controllo cavi di cablaggio 187

8.2.2 - Stringhe fotovoltaiche 187Sfilabilità dei cavi di cablaggio 187Controllo delle grandezze elettriche d’esercizio 188

IX

8.2.3 - Struttura di sostegno 188Saldezza delle connessioni meccaniche 188Stato superficiale dei materiali(solo per strutture in acciaio e legno) 188

8.2.4 - Quadri elettrici 188Ispezione visiva generale 188Controllo protezioni elettriche 189Controllo cablaggi elettrici 189Controllo componenti 189

8.2.5 - Sistema di accumulo (impianti isolati dalla rete) 189Ispezione visiva 189Controllo densità e tensioni 189Rabbocco acqua distillata 189

8.2.6 - Convertitore statico 1908.2.7 - Collegamenti elettrici 190

8.3 - Check list di controllo periodico 1908.4 - Parti a scorta per gli impianti 1918.5 - Esercizio dell’impianto 192

8.5.1 - Funzionamento sistemi collegati alla rete 192Messa in servizio 192Messa fuori servizio del sistema 192

8.5.2 - Funzionamento sistemi isolati dalla rete 193Messa in servizio 193Messa fuori servizio del sistema 193

8.6 - Diagnostica guasti 194Appendice sezione 8

Appendice 8.1 - Check list per controllo periodico 195

Capitolo 9 - Normativa e sicurezza sul lavoronella realizzazione degli impianti

9.1 - Normativa per la realizzazione degli impianti 1969.1.1 - Normativa per la realizzazione di impianti fotovoltaici 1969.1.2 - Norme tecniche che regolano il mercato fotovoltaico 1979.1.3 - Certificazione dei moduli fotovoltaici 202

9.2 - Fotovoltaico: rischio meccanico (lavori in altezza) 2029.2.1 - Sollevamento e spostamento pesi 2039.2.2 - Azioni con utensili di montaggio 2049.2.3 - Montaggi in altezza 204

9.3 - Fotovoltaico: rischio elettrico 2049.3.1 - Cablaggi elettrici in corrente continua ed alternata in sistemi

di categoria 1 (<1 kVca, 1,5 kVcc) 2049.3.2 - Doppia alimentazione nei sistemi fotovoltaici 205

Indice analitico 206

1.1 - Storia del fotovoltaico

Nonostante sia piuttosto giovane, la storia della tecnologia fotovoltaica è ric-ca di passi importanti che sono stati raccolti in forma cronologica in modo daevidenziare la cadenza delle tappe percorse dagli albori fino ai giorni nostri.

1839 - La scoperta dell'effetto fotovoltaico va fatta risalire a EdmondBecquerel (1820 - 1891), il quale, nel 1839, quando aveva solo dician-nove anni, presentò all'Accademia delleScienze di Parigi la sua "Memoria sugli effettielettrici prodotti sotto l'influenza dei raggi sola-ri". Becquerel stava effettuando esperienzecon una cella elettrolitica in cui erano immersidue elettrodi di platino, quando scoprì che l'in-tensità della corrente aumentava quando siesponeva la cella alla luce del sole. Becquerelfu anche il primo a rendersi conto che tale ef-fetto dipende dal colore della luce incidente.

1876 - W. G. Adams e R. E. Day scoprono cheil selenio produce corrente elettrica se espostoalla luce. Da qui, nel 1883 C. Fritts, un inventore americano, descrive laprima cella solare costituita da un wafer di selenio.

1905 - L’effetto fotoelettrico trova un robusto inquadramento teorico gra-zie agli studi di Einstein sull’argomento che gli valgono il premio Nobelnel 1921. L’effetto fotoelettrico trova conferma sperimentale nei risultatiottenuti dal fisico sperimentale R. Millikan nel 1916. Nel 1918, J. Czoch-

1

CAPITOLO 1

MERCATO DEL SOLARE FOTOVOLTAICOE OPPORTUNITÀ DI LAVORO

Fig. 1 - Edmund Bequerel.

2

ralski sviluppa un metodo innovativo per la produzione di cristalli di sili-cio con elevata purezza; questa tecnica permetterà di lì a pochi decennidi produrre le moderne celle fotovoltaiche.

1932 - I ricercatori Audobert e Stora scoprono l’effetto fotovoltaico nel sol-furo di cadmio (CdS). Spinte dalle scoperte di quel periodo nel campodella fisica dei semiconduttori, nel 1954 le celle fotovoltaiche in silicio fan-no la loro prima comparsa nei Bell Laboratories ad opera di D. Chapin, C.Fuller e G. Pearson. Le prime celle prodotte presentavano un’efficienzadel 4%, che di lì a poco sarebbe diventata dell’11%.

1955 - La Western Electric commercializza le tecnologie fotovoltaiche.

1957 - La Hoffman Electronics raggiunge l’efficienza dell’8% per le cellefotovoltaiche. L’anno successivo tale efficienza diventa del 9%, per poiraggiungere il 10% nel 1959 facendo uso del contatto frontale a griglia.Questi primi dispositivi fotovoltaici trovano applicazione inizialmente co-me generatori di corrente elettrica per impieghi spaziali.

1958 - Il satellite Vanguard monta un primo generatore fotovoltaico spe-rimentale per alimentare una radio.

Fig. 2 - Crescita di un cristallo disilicio con il metodo Czochralski.Fig. 3 - Pearson, Chapin e Fulleral lavoro nei Bell Laboratories.Fig. 4 - Il satellite Explorer VI.

Fig. 2

Fig. 4

Fig. 3

3

1959 - Il satellite Explorer VI è equipaggiato con un array di 9600 cellesolari di 2 cm2 ciascuna.

1960 - La Hoffman Electronics raggiunge l’efficienza del 14% per le cel-le fotovoltaiche.

1963 - La Sharp Corporation comincia a produrre con successo i modu-li fotovoltaici. Nello stesso anno, il Giappone installa moduli fotovoltaiciper complessivi 242 W su un faro.

1964 - La NASA lancia nello spazio il satellite Nimbus, equipaggiato conun array fotovoltaico di 470 W. Due anni dopo, la prima stazione astro-nomica orbitante monta 1 kW di fotovoltaico.

1970 - Il ricercatore E. Berman, progetta (anche negli anni seguenti) unacella solare di costo nettamente inferiore alle precedenti, facendo scen-dere il prezzo da 100 $/W a 20 $/W. Il fotovoltaico comincia allora a tro-vare applicazione nelle strutture off-shore (fari e fanali, piattaforme ecc.).

1973 - L’Università di Delaware costruisce “Solar One”, la prima abita-zione alimentata mediante il solare fotovoltaico.

1976 - D. Carlson e C. Wronski dei laboratori RCA fabbricano le primecelle fotovoltaiche in silicio amorfo.

1980 - La ARCO Solar diventa la prima società al mondo a superare laproduzione di 1 MW/anno di moduli fotovoltaici. Nello stesso anno, i filmsottili al solfuro di rame e solfuro di cadmio raggiungono l’efficienza del10% per opera degli studi condotti dall’Università di Delaware.

1982 - In California vede la luce il primo impianto con capacità di 1 MW, coni moduli fotovoltaici posizionati su un totale di 108 inseguitori a doppio asse.Più in sintesi, fino alla crisi petrolifera del 1973 l’utilizzo del fotovoltaico erarimasto confinato ad un numero di applicazioni limitate anche se di alto pre-gio; tuttavia, la penuria di petrolio verificatasi in quegli anni diede il via alla

Fig. 5 - Come si può vedere, le prime celle fotovoltaiche avevano una forma rotonda.

4

ricerca di nuove fonti energetiche, tra cui quella solare. Per il fotovoltaico siaprivano nuove prospettive che di lì a qualche anno lo avrebbero fatto di-ventare sempre più un prodotto di massa. Ecco allora negli anni ’70 l’arrivodei primi pannelli solari fotovoltaici di costo accettabile, con celle rotonde acausa del limitato diametro dei lingotti di silicio per quei tempi. Più tardi co-minciano a diffondersi le prime apparecchiature di largo consumo ad ener-gia solare, oggi rappresentate per lo più dalle calcolatrici a cristalli liquidi.I pannelli fotovoltaici e le applicazioni di piccola scala rappresentavanodue mercati tra loro molto differenti dal punto di vista tecnico ma destinatipiù tardi a trovare un punto di incontro col progredire delle tecnologie diconversione e con la riduzione dei costi delle celle fotovoltaiche.Da questo momento si è assistito alla diffusione degli impianti fotovoltaici inun numero sempre crescente di applicazioni, all’inizio rappresentate princi-palmente dalla segnalazione marittima e di emergenza, ma che col passaredel tempo hanno cominciato ad includere realizzazioni di maggiore potenzacome l’alimentazione di abitazioni, piccoli centri medici e scuole, così comel’estrazione dell’acqua di falda in zone non raggiungibili con la rete elettrica.Gli anni ’80 hanno visto la comparsa di impianti di taglia maggiore, primi pro-totipi della produzione fotovoltaica su larga scala e destinati ad alimentare larete pubblica. Questi impianti hanno affiancato i loro consimili per applica-zioni isolate formando insieme un comparto di dimensioni crescenti in termi-ni di tecnologia, potenza installata, numero di applicazioni e Paesi coinvolti.

1.2 - Situazione generale del mercato fotovoltaico

Da diversi anni l’interesse a livello mondiale per il fotovoltaico è in conti-nua crescita. Alcuni motivi di questo atteggiamento sono comuni anchealle altre fonti rinnovabili, altri sono propri del solare fotovoltaico e pos-sono essere così riassunti:

- costo elevato dei combustibili tradizionali, (petrolio e gas naturale);

- consapevolezza che le riserve energetiche del pianeta non sono illimitate;

- crescente attenzione all’ambiente, in particolare per quanto riguardal’inquinamento dell’aria e l’aumento dei gas-serra nell’atmosfera;

- utilizzo di una risorsa, il sole, presente praticamente ovunque;

- possibilità di realizzare impianti di scala qualsiasi e quindi adattabili, perpotenza e dimensione, a gran parte dei siti disponibili;

- impianti senza (o quasi) organi in movimento e quindi silenziosi, affida-bili e che necessitano di pochissima manutenzione;

5

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Grid-connectedOff-grid

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Fig. 6 - Potenza fotovoltaica complessivamente installata a livello mondiale(Paesi aderenti all’IEA).

- impatto estetico generalmente gradevole, soprattutto se i moduli foto-voltaici sono integrati architettonicamente;

- graduale diminuzione dei costi del fotovoltaico.

Queste motivazioni hanno causato, negli ultimi tempi, il rapido incrementodelle applicazioni per servizio in parallelo alla rete (grid-connected).Viceversa, la necessità degli impianti per servizio isolato (off-grid) è ricono-sciuta da molto più tempo ed inoltre le necessità maggiori si presentano neiPaesi che dispongono di limitate risorse da investire. Per questo motivo,l’incremento annuo delle realizzazioni per servizio isolato è decisamente in-feriore a quello delle realizzazioni per servizio in parallelo alla rete (fig. 6).I dati riportati nelle figure dalla 6 alla 9 si riferiscono alla situazione 2005. Nel2006 la potenza complessivamente installata a livello mondiale era di 6627MW (fonte EPIA) dei quali 2730 nei soli paesi dell’Unione Europea.Tuttavia la distribuzione della potenza fotovoltaica installata non è uniforme:il Giappone da solo ha installato più della metà del fotovoltaico mondiale; se-gue la Germania che è il Paese europeo con più fotovoltaico. I rimanentiPaesi, USA in testa, coprono un quarto della potenza complessiva.Anche la produzione di celle e di moduli fotovoltaici vede come protago-nisti, in primo luogo, il Giappone e, a seguire, la Germania.

6

Fig. 9 - Principali pro-duttori mondiali dimoduli fotovoltaici.

Fig. 8 - Principali pro-duttori mondiali dicelle fotovoltaiche.

Fig. 7 - Distribuzio-ne delle installazio-ni fotovoltaiche nelmondo.

Germania (341,8)

Usa (156,3)

Spagna (70)

Australia (35,6)

Francia (33,5)

Norvegia (20,0)

Italia (11,6)

PhotowattInternational(Fra) 2% Others

(23 compagnie)16%

Others(>50 compagnie)28%

Sharp(Giappone)

28%

Sharp(Giappone, Gbr,

Usa) 26%

Q-Cells (Ger)11%

Kyocera(Giappone)

9%

Kyocera(Giappone, Messico)11%

Sanyo Electric(Giappone) 8%

Sanyo Electric(Giappone, Messico)8%

MitsubishiElectric

(Giappone)7%

MitsubishiElectric

(Giappone)7%

Solon(Ger, Aut)

4%

MSK(Giappone)

4%

Shell Solar(Usa, Ger)

3%

BP Solar(Aus, Spa, Usa)

3%

Solarwatt(Ger) 3%

RWE Schott(Ger, Usa) 6%

BP Solar (Australia,Spa,Usa) 5%

Shell Solar(Ger, Usa) 4%

Isofoton(Spa) 4%

Isofoton(Spa) 3%

Corea (5,3)Inghilterra (1,8)

Giappone (823,5)

7

1.3 - Fotovoltaico in Europa e in Italia

L’Europa è caratterizzata dall’avere un mercato del fotovoltaico in vivaceespansione, anche se la situazione è tutt’altro che omogenea.La Germania da sola, nel 2005, ha installato 603 MW su un totale di 645MW, quindi in pratica più del 93% del totale. Questo dato straordinario è ilrisultato di una remunerazione in “conto energia” dell’energia prodotta par-ticolarmente efficace. Inoltre, l’industria tedesca si è dedicata in questi an-ni alla produzione di moduli fotovoltaici, inverter e accessori con risultatiparticolarmente brillanti sia in termini di quantità che di qualità dei prodotti.È prevedibile che presto o tardi il mercato fotovoltaico tedesco tenderà asaturarsi, assestandosi su una domanda piuttosto alta ma comunquestabile. L’industria tedesca si prepara pertanto a espandersi su altri mer-cati, soprattutto europei, nei quali la domanda di fotovoltaico attende an-cora di essere soddisfatta adeguatamente.Si può notare come le applicazioni fotovoltaiche per servizio isolato, nel2005, siano poco più del 5% del totale, ma se consideriamo i nuovi im-pianti, la percentuale si riduce a poco più dell’1%.A livello europeo, diversi documenti definiscono la politica di settore del-l’Unione Europea. Si ha in particolare:- il libro bianco del 1997, che pone l’obiettivo di installare 3000 MW di po-

tenza fotovoltaica entro il 2010;- il libro verde del 2000 che si propone l’obiettivo i raddoppiare il contri-

buto delle rinnovabili dal 6% al 12% entro il 2010;- la Direttiva sulla produzione di energia da fonti rinnovabili che ha l’o-

biettivo di portare il contributo delle rinnovabili per la produzione dienergia elettrica dal 14% al 22% entro il 2010.

Gli stati membri che attualmente contribuiscono maggiormente al pro-gramma Europeo di installazione sono la Germania e la Spagna.Nel 2005 l’Italia ha installato impianti per una potenza piuttosto modesta(5000 kW), soprattutto a causa di una politica di incentivazione altale-nante e disomogenea.Eppure, negli anni ’80 e ’90 il fotovoltaico in Italia aveva avuto una fortecrescita, almeno se paragonato allo sviluppo negli altri Paesi. Questo èavvenuto principalmente per opera dell’ENEL, attraverso una serie diprogrammi di elettrificazione di abitazioni isolate in zone montane e nellepiccole isole. Questa diffusione del fotovoltaico era culminata nella co-struzione della centrale da 3,3 MW di Serre Persano (fig.11), in provinciadi Salerno, che per diversi anni è risultata essere la più grande esistenteal mondo. Considerando i produttori italiani di celle fotovoltaiche, è possi-

8

Paese Potenza installataalla fine del 2004 alla fine del 2005

on grid off grid totale on grid off grid totaleGermania 908,000 26,000 934,000 1508,00 29,000 1537,000Spagna 23,800 13,700 37,500 42,500 15,200 57,700Olanda 44,300 4,800 49,100 46,300 4,900 51,200Italia 18,500 12,500 31,000 23,000 13,000 36,000Francia 8,000 18,300 26,300 13,800 18,867 32,667Lussemburgo 23,200 0,000 23,200 23,266 0,000 23,266Austria 16,493 2,687 19,180 18,223 3,207 21,430Inghilterra 7,386 0,778 8,866 0,254 3,922 4,176Grecia 1,257 3,288 4,544 1,412 4,032 5,444Svezia 0,194 3,672 3,866 0,254 3,922 4,176Finlandia 0,193 3,509 3,702 0,223 3,779 4,002Portogallo 0,500 2,200 2,700 0,600 2,700 3,300Danimarca 2,035 0,255 2,290 2,335 0,305 2,640Belgio 1,210 0,053 1,263 1,712 0,053 1,765Cipro 0,255 0,090 0,345 0,490 0,135 0,625R. Ceca 0,269 0,147 0,416 0,380 0,150 0,530Polonia 0,069 0,165 0,234 0,085 0,232 0,317Irlanda 0,000 0,100 0,100 0,000 0,300 0,300Slovenia 0,006 0,094 0,100 0,118 0,098 0,216Ungheria 0,055 0,083 0,138 0,085 0,091 0,176Slovakia 0,000 0,060 0,060 0,000 0,060 0,060Lituania 0,000 0,017 0,017 0,000 0,017 0,017Malta 0,006 0,000 0,006 0,015 0,000 0,015Latvia 0,000 0,004 0,004 0,000 0,005 0,005Estonia 0,000 0,002 0,002 0,000 0,003 0,003Totale U.E. 1055,778 92,504 1148,231 1692,584 100,934 1793,518

Tabella 1 - Potenza complessivamente installata nel ‘04 e nel ‘05 nei Paesi dell’U.E

Fig. 10 - Esempio di impianto foto-voltaico per un rifugio di montagna.

Fig. 11 - Vista dall’alto della centrale fo-tovoltaica di Serre Persano (SA).

9

bile individuare due aziende di taglia maggiore: Enitecnologie (che dal 1°gennaio 2004 ha incorporato Eurosolare) e Helios Technology.La produzione, che riguarda sia celle in silicio monocristallino che poli-cristallino, ha raggiunto un valore di quasi 8 MW nel 2004.Il maggiore produttore di moduli fotovoltaici nel 2004 era Enitecnologie, con12 MWp. Helios Technology aveva una capacità produttiva di 3 MWp e pro-duceva celle fotovoltaiche esclusivamente di silicio monocristallino a partireda wafer acquistati sul mercato internazionale. Sono presenti in Italia nu-merose società, specializzate nella realizzazione di moduli ottenuti per in-capsulamento di celle mediante appositi laminatoi. Si stima che la produ-zione di questi moduli, destinati prevalentemente all’esportazione, in parti-colare in Germania, fosse di circa 15 MW/anno (dato 2004).

1.4 - Situazione occupazionale per il mercato fotovoltaico

Per valutare l’impatto sull’occupazione che il fotovoltaico può avere in Ita-lia, conviene riferirsi alla situazione tedesca, caratterizzata da uno svi-luppo più uniforme e da un quadro normativo di riferimento più stabile.La Germania aveva avviato programmi di ricerca sul fotovoltaico a parti-re dalla seconda metà degli anni ’70, creando laboratori pubblici su atti-vità fortemente innovative. Il programma di incentivazione “100.000 tet-ti”, avviato nel 1999, mostrava un’industria nazionale allineata con quel-la italiana e circa 3000 occupati nel settore, caratterizzata da:- produzione di wafer di silicio pari a 10 MW/anno;- produzione di celle pari a 8 MW/anno;- produzione di moduli fotovoltaici di 10 MW/anno;- circa 100 imprese per l’installazione di impianti fotovoltaici.

Nel 2005, a conclusione del programma “100.000 tetti” e all’avvio delnuovo programma di incentivazione in conto energia, gli occupati sonodiventati 23.000, le imprese del settore circa 3500 e il fatturato comples-sivo pari a 1,8 miliardi di Euro all’anno. Il settore fotovoltaico si è evolutonel modo seguente:- produzione di wafer di silicio pari a 360 MW/anno;- produzione di celle pari a 340 MW/anno;- produzione di moduli fotovoltaici di 360 MW/anno;- produzione di moduli a film sottile (a-Si, CdTe, CIS) pari a 11 MW/anno.Gli analisti del settore e lo stesso governo tedesco prevedono per i suc-cessivi 5 anni una crescita analoga, con ritmi sempre molto sostenuti(30÷40%/anno).

2.1 - Radiazione solare al suolo

2.1.1 - Energia emessa dal Sole

L’energia irradiata dal Sole (fig. 1) deriva dai processi di fusione dell’i-drogeno contenuto al suo interno. Essa si propaga per irraggiamentonello spazio fino a raggiungere la fascia esterna dell’atmosfera terrestre.All’interno del Sole avviene un gran numero di reazioni nucleari di fusio-ne, tra cui la più importante è quella che trasforma l’idrogeno in elio. L’e-nergia così prodotta viene poi trasmessa dagli strati più interni a quelli piùesterni per conduzione, convezione e irraggiamento. È opinione diffusache il 90% dell’energia sia generata nella porzione più interna che ha undiametro del 23% rispetto al totale. Quest’ultimo, misurato in corrispon-denza della fotosfera, risulta pari a 1,39 milioni di km. Nella porzione piùinterna, la densità è dell’ordine delle centinaia di kg/dm3 e la temperatu-ra raggiunge decine di milioni di gradi.

10

CAPITOLO 2

TECNOLOGIA E APPLICAZIONIDELLA CONVERSIONE FOTOVOLTAICA

Fig. 1 - Immagine del Sole.

11

La fotosfera costituisce lo strato esterno della zona convettiva ed è la sor-gente della maggior parte della radiazione solare. L’irraggiamento com-plessivo solare a livello della fotosfera è pari a circa 63.000 kW/m2, conuna temperatura equivalente di 5779 K.Questo valore di potenza specifica decresce geometricamente con la di-stanza e, in pratica, dopo avere percorso i 149,5 milioni di km (±1,7%)che separano la terra dal sole, assume un valore molto più ridotto. Infat-ti, all’esterno dell’atmosfera terrestre, alla radiazione solare è associatauna potenza complessiva pari a 1367 W/m2, chiamata costante solare.Poiché la distanza tra il Sole e la Terra varia periodicamente nel corsodell’anno, la costante solare rappresenta in realtà il valore medio dellapotenza specifica, la quale oscilla entro un intervallo del ±3%, con valo-re massimo nel periodo invernale e quello minimo nella stagione estiva.

2.1.2 - Effetto dell’atmosfera sulla radiazione solare

A causa dei fenomeni di assorbimento e diffusione che hanno luogo nell’at-mosfera (fig. 2), al livello del suolo l’energia specifica è minore di quella mi-surata al di fuori dell’atmosfera terrestre e con una composizione spettrale dif-ferente. Ovviamente, questo fenomeno dipende dalle condizioni meteorolo-giche locali (la nuvolosità in primo luogo), ma a livello internazionale è statocodificato con la sigla AM seguita da un numero. Con AM0 ci si riferisce allaradiazione extra atmosferica, mentre con AM1 all’effetto dell’attraversamen-to dello spessore unitario di atmosfera (sole perpendicolare) in una giornatalimpida, misurato al livello del mare con 1,033 bar di pressione atmosferica.L’attraversamento di spessori maggiori dovuti a condizioni non perpendicola-ri dei raggi solari danno luogo a percorsi maggiori: AM1.5, AM2 ecc.

Più precisamente, la norma CEI EN 60904-3 definisce la massa d’ariaAM come la lunghezza del cammino percorso dal raggio solare diretto at-traverso l’atmosfera terrestre, espressa come multiplo del cammino per-corso fino ad un punto sul livello del mare con il sole perpendicolare.Se si osserva il grafico della densità di potenza in funzione della lun-ghezza d’onda della radiazione solare è possibile valutare meglio l’effet-to dell’attraversamento dell’atmosfera terrestre, evidenziando le zone uncui l’assorbimento risulta maggiore.

12

La curva AM0, corrispondente alla radiazione solare misurata al di fuoridell’atmosfera terrestre, risulta invece essere molto simile allo spettro diemissione di un corpo nero portato alla temperatura di 5760 K.Al fine di stabilire delle condizioni di prova standard in laboratorio per icomponenti fotovoltaici, la norma CEI EN 60904-3 considera la curvaAM1.5 come radiazione solare spettrale di riferimento, riportando anchei valori di energia specifica in funzione della lunghezza d’onda.Nella pratica impiantistica di progettazione, il valore di radiazione massi-ma al suolo viene assunto pari a 1000 W/m2 con radiazione spettrale diriferimento. Questo valore è poi codificato nella norma CEI EN 60904-3,che definisce le condizioni di prova normalizzate o STC (Standard TestConditions) aggiungendo alla radiazione spettrale di riferimento la tem-peratura di cella pari a 25 °C ±2 °C.La misura della radiazione solare globale orizzontale si effettua median-te uno strumento detto piranometro o, più comunemente, solarimetro.

2.1.3 - Energia solare disponibile

Si è visto precedentemente che le condizioni di soleggiamento (fig. 3) chesi verificano al di fuori dell’atmosfera terrestre, caratterizzate da una po-tenza luminosa specifica di 1367 W/m2 e da una distribuzione spettrale

Fig 2 - Effetto dell’atmosfera terrestre sulla radiazione solare.

13

del tipo AM0, sono fortemente attenuate dall’atmosfera, tanto che al livel-lo del suolo, anche in condizioni ottimali, non è possibile neppure avvici-narsi a tali valori. La presenza dell’atmosfera terrestre è invece tenuta inconto dalle condizioni AM1, AM1,5 e seguenti o, più succintamente, dalleStandard Test Condition o STC. Queste però rappresentano le condizionidi prova ottimali, mentre invece, come sappiamo, la presenza di nubi perperiodi di tempo più o meno lunghi, così come le precipitazioni di vario ti-po che si susseguono nel corso dell’anno abbassano notevolmente il va-lor medio della radiazione solare al suolo. Inoltre, l’essere vincolati a unpunto della superficie terrestre(1) fa sì che la radiazione solare debba sot-tostare a delle variazioni periodiche con cadenza giornaliera e annuale. Lecaratteristiche di queste periodicità variano moltissimo con la latitudine.

Per finire, nelle vicinanze del sito prescelto possono essere presenti ele-menti di vario tipo, il più delle volte costituiti da rilievi, vegetazione o co-struzioni, in grado di proiettare ombre per periodi più o meno lunghi.Tenuto conto di queste premesse, uno dei principali criteri che guidano le in-stallazioni fotovoltaiche consiste nel rendere massima l’energia prodottadal generatore fotovoltaico nel periodo più critico. Quest’ultimo però non èuguale per tutte le applicazioni, anzi varia da caso a caso. Il più semplice è

Fig. 3 - Soleggiamento medio annuo nelle varie parti del globo per superfici conun angolo di inclinazione ottimale rispetto all’orizzontale (i valori sono espressi inore equivalenti/giorno di radiazione a 1000 W/m2).

(1) Il discorso non cambia per i sistemi fotovoltaici installati su imbarcazioni e caravan.

14

costituito dagli impianti collegati alla rete elettrica: in questo caso il periodopiù critico corrisponde a tutto l’anno. Questi impianti devono produrre quan-ta più energia possibile indipendentemente da quando la producono.Si prenda invece, come caso opposto, un lampione fotovoltaico: durantel’estate potrà produrre di giorno (e quindi immagazzinare per la notte)una gran quantità di energia; il consumo è però limitato dal numero piut-tosto basso di ore notturne. Viceversa, in inverno il numero di ore di luceè molto inferiore a quello delle ore di buio.In questo secondo caso il periodo più critico è allora posizionato in in-verno, quando maggiore è il divario tra la risorsa solare e il consumo.

Tra queste due condizioni estreme vi sono un gran numero di casi inter-medi nei quali frequentemente la fonte solare varia stagionalmente, ma icarichi elettrici si mantengono più o meno costanti.Nella posa del generatore fotovoltaico si tiene conto del periodo più criti-co inclinando in misura maggiore o minore i moduli fotovoltaici o, in qual-che caso, ricorrendo a sistemi di inseguimento solare.Alle nostre latitudini si è visto infatti che a basse inclinazioni dei moduli fo-tovoltaici (nell’intorno dei 30° sull’orizzontale) corrisponde una maggioreproduzione nel corso dell’anno, mentre inclinazioni maggiori (circa 60°)tendono a rendere massima la produzione nei mesi più sfavorevoli.Con riferimento alla figura 4, il posizionamento di un modulo fotovoltaicoè caratterizzato da un angolo di inclinazione β rispetto all’orizzontale e daun orientamento azimutale γ rispetto all’asse Nord- Sud.

Fig. 4 - Inclinazione e azimut di un modulo fotovoltaico.

Sun heightα

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γ

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Zenith

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In genere, gli scostamenti dell’orientamento azimutale γ rispetto allacondizione ideale corrispondente all’orientamento Sud, purché non ec-cessivi, influiscono meno sulla produzione rispetto alle variazioni dell’in-clinazione β rispetto all’orizzontale.La norma UNI 10349 fornisce i dati mensili di radiazione solare diretta e dif-fusa al suolo sul piano orizzontale e su alcuni piani verticali per tutte le pro-vincie italiane. I dati sono espressi in MJ/(m2 . giorno) e quindi devono esse-re divisi per 3,6 per passare alla più agevole espressione in kWh/(m2 giorno).La norma UNI 8477 fornisce il metodo di calcolo per le componenti diretta,diffusa e di albedo della radiazione solare a partire dai dati forniti per il pia-no orizzontale dalla UNI 10349 su una superficie piana comunque orienta-ta. La componente diretta è costituita dalla radiazione proveniente dal discosolare; quella diffusa è costituita dalla radiazione solare emisferica (cioè delcielo visto dall’osservatore) meno quella diretta; l’albedo è costituito dalla ra-diazione solare riflessa dal suolo (UNI EN ISO 9488). Si può osservare cheall’aumentare dell’angolo di inclinazione β del modulo fotovoltaico diminui-sce la componente diffusa e aumenta quella di albedo.La somma delle componenti diretta, diffusa e di albedo costituisce la ra-diazione globale G.Il principale limite applicativo della norma UNI 8477 consiste nella difficoltàdi tenere conto degli ombreggiamenti che possono manifestarsi sui modulifotovoltaici, per cui spesso si ricorre a valutazioni di massima ricorrendo aidati forniti dall’Atlante Europeo della Radiazione Solare, oppure ci si orien-ta verso programmi di simulazione.Nel seguito si riportano i dati di radiazione globale (diretta + diffusa),espressi in kWh/(m2 . giorno) per alcune stazioni di rilevamento italiane,relativi a due differenti inclinazioni rispetto all’orizzontale: 30° e 60°. Laprima serie di valori risulta particolarmente utile per il dimensionamentodegli impianti collegati alla rete, mentre la seconda è più usata negli im-pianti per applicazioni isolate.In via approssimativa, per località comprese tra 2 o 3 stazioni dell’elenco, èpossibile ricorrere a una media dei valori pesata sulle distanze.Nel caso, piuttosto raro, di posizionamento orizzontale dei moduli fotovol-taici, così come nel caso di posizionamento verticale (facciate fotovoltaiche),si consiglia di ricorrere direttamente ai dati forniti dalla norma UNI 10349.Si segnalano inoltre due siti internet nei quali è possibile reperire gratuita-mente dati di radiazione solare in forma tabulare e grafica: il primo appar-tiene all’ENEA (clisun.casaccia.enea.it) e il secondo al Joint Research Cen-tre di Ispra (sunbird.jrc.it). Il sito del Joint Research Centre mette anche adisposizione alcuni tools per il dimensionamento degli impianti solari.

16

Il motivo per cui è preferibile misurare l’irraggiamento solare giornaliero sulpiano dei moduli (fornito come media mensile) in kWh/(m2 . giorno) derivadal fatto che la potenza nominale dei moduli fotovoltaici si riferisce, secon-do la definizione di STC, a 1 kW/m2 di radiazione solare. Da ciò discendeun’identità importantissima per chi opera nel fotovoltaico:

kWh/(m2 . giorno) = Numero di ore equivalenti a 1000 W/m2

Questo permette di calcolare immediatamente la potenza producibile da unimpianto fotovoltaico a prescindere dall’area occupata dai moduli o dalle cel-le e dal loro rendimento di conversione.Se, ad esempio, un impianto fotovoltaico è costituito da 30 moduli di 75 Wpe la radiazione complessiva giornaliera(2) è 4,18 kWh/(m2 giorno), la sommacomplessiva della potenza prodotta dal totale dei moduli in quel giorno è pa-ri a 30 x 75 x 4,18 = 9405 Wh.Si tiene conto dell’effetto degli ombreggiamenti su un impianto fotovoltaicocampionando il profilo dell’orizzonte, mediante bussola e clinometro (fig. 5).In questo modo ogni punto del profilo, misurato a distanza di 10° o 15° daquello vicino è individuato dal suo azimut rispetto a sud e dalla sua altezzarispetto al piano orizzontale espressa in gradi sessagesimali.Il profilo delle ombre così determinato viene riportato sul diagramma dei per-corsi solari al fine di trovare le intersezioni tra le curve e stabilire quando laradiazione diretta è intercettata dagli ostacoli.

La figura 6 riporta un esempio di diagramma, nel quale sono evidenziati ipercorsi solari in corrispondenza del solstizio estivo (curva più alta), degliequinozi (curva intermedia) e del solstizio invernale (curva più bassa). La li-nea tratto e punto si riferisce invece al profilo delle ombre.L’analisi del diagramma dei percorsi solari e delle ombre può essere effet-tuata da un programma di simulazione, oppure può consistere in una verifi-ca visiva quando il profilo ottenuto non è rilevante (come nell’esempio).Quando i moduli fotovoltaici sono disposti su cavalletti distanziati tra loro inmodo da formare file parallele, è necessario tenere conto anche del loroombreggiamento reciproco.Talvolta i percorsi solari, così come le ombre, sono riportati su un diagram-ma circolare anziché cartesiano. Le informazioni sono comunque le stesse.Nel procedere in una verifica qualitativa, occorre sempre tenere presente:- le ombre influiscono poco sulla radiazione diffusa, quest’ultima ha peso

maggiore nei mesi invernali, arriva a superare anche il 50% del totale;

(2) Per semplicità non vengono considerati eventuali ombreggiamenti dei modu-li fotovoltaici e l’effetto della temperatura.

17

Fig. 5 - Rilevazione del diagramma delle ombre.

Fig. 6 - Esempio di diagramma dei percorsi solari e delle ombre.

- la zona del diagramma caratterizzata da una maggiore produzione corri-sponde ad elevazioni sull’orizzonte superiori a 20÷30° perché interessatada mesi con minore nuvolosità; nel caso in cui i moduli fotovoltaici abbia-no basse inclinazioni sull’orizzontale, questo fenomeno è accentuato dal-la maggiore perpendicolarità dei raggi solari sui moduli stessi;

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20

- se si sta dimensionando un impianto per utenze isolate che deve funzio-nare tutto l’anno è bene che i percorsi solari invernali siano quanto più pos-sibile sgombri da ostacoli.

2.2 - Cella fotovoltaica

2.2.1 - Semiconduttori ed effetto fotovoltaico

La cella fotovoltaica è l’elemento base di ogni sistema fotovoltaico, inessa avviene la conversione della radiazione solare in energia elettrica.La conversione fotovoltaica si ottiene sfruttando la giunzione a semi-conduttore (fig. 7), la quale, nel caso del silicio (il quale è tetravalente,ossia dispone di 4 elettroni di valenza disponibili per i legami molecola-ri con altri atomi), è realizzata ponendo a contatto due cristalli, uno deiquali contiene atomi trivalenti (ad esempio di Boro), mentre l’altro con-tiene atomi pentavalenti (ad esempio Fosforo).Nel primo caso il cristallo è di tipo P (si dice anche che incorpora il dro-gante P), nel secondo di tipo N (drogante N).Il cristallo contenente gli atomi trivalenti presenta nel reticolo delle lacu-ne, cioè degli elettroni mancanti, mentre quello contenente gli atomipentavalenti presenta degli elettroni in più. Sia le lacune dovute al dro-gante P che gli elettroni del drogante N sono liberi di muoversi nel reti-colo cristallino. Il contatto diretto dei due cristalli tende a far fluire gli elettroni in più delcristallo N verso il cristallo P, formando una regione, comunementechiamata di carica spaziale, nella quale le lacune sono colmate daglielettroni. Il processo però ad un certo punto si ferma perché il campoelettrico che si genera a causa dello spostamento di cariche da un cri-stallo all’altro controbilancia il moto di diffusione. Ci si trova quindi difronte ad una nuova condizione di equilibrio nella quale la giunzioneP-N risulta polarizzata.

Immaginiamo a questo punto di esporre alla luce la giunzione P-N co-sì ottenuta (fig. 8): la radiazione luminosa, purché di energia sufficien-te, sprigiona liberamente in tutto il cristallo delle coppie elettrone/lacu-na, in sintesi distribuisce ad alcuni elettroni l’energia sufficiente permuoversi del tutto liberamente nel reticolo, creando, nel contempo al-trettanti posti vuoti (lacune).In assenza della giunzione, questi nuovi elettroni si sposterebbero ca-sualmente per poi ricombinarsi dopo qualche tempo con altrettante la-cune. Invece, in presenza del campo elettrico creato dalla giunzione, gli

21

Fig. 7 - Giunzione P-N, diffu-sione di elettroni e lacune epotenziale elettrico.

Fig. 8 - Giunzione P-Ninvestita da un flussoluminoso.

elettroni sono attirati verso la zona N (caricata positivamente) e le lacu-ne verso la zona P (caricata negativamente). Questo moto di cariche èall’origine della generazione elettrica fotovoltaica.

Non tutta la radiazione dello spettro solare è in grado di generare dellecoppie elettrone/lacuna, in quanto solo i fotoni con energia sufficiente,cioè con lunghezza d’onda inferiore a 1,15 µm (nel caso del silicio), atti-vano questo fenomeno, quindi, quelli con lunghezza superiore non con-tribuiscono alla generazione fotovoltaica. Poiché l’energia della radiazio-ne aumenta al diminuire della lunghezza d’onda, spesso i singoli fotoni(nel visibile e ancor più nell’ultravioletto) possiedono un surplus di ener-gia che va perso nella creazione della coppia elettrone/lacuna. Questo fasì che vi sia un limite teorico alla conversione fotovoltaica per ogni giun-zione, che nel caso del silicio, è al di sotto del 50%.

22

A valle di questo limite teorico, all’interno della cella vi sono altre sorgenti diinefficienza che abbassano ulteriormente il rendimento. Le principali sono:- non tutti i fotoni incidenti sulla cella penetrano all’interno, alcuni vengo-

no riflessi e altri vengono intercettati dall’elettrodo frontale;- alcune coppie elettrone/lacuna si ricombinano prima che queste possano

essere separate dal campo elettrico interno della giunzione (queste per-dite dipendono principalmente dal grado di purezza del silicio utilizzato);

- l’elettrodo frontale della cella presenta una certa resistenza in serie per l’e-sigenza di mediare tra la realizzazione di un buon contatto e il voler oscu-rare quanto meno possibile la superficie della cella esposta alla luce.

2.2.2 - Collegamento elettrico della cella fotovoltaica

Osservando la curva tensione-corrente di una cella fotovoltaica irraggia-ta (nella figura 10 e 14 è visibile quella di una cella in silicio cristallino), sipuò notare che si ha a che fare con un dispositivo non lineare. Nella cur-va è possibile evidenziare tre parametri di particolare importanza:- corrente di corto circuito ISC, corrispondente a V = 0;- tensione a circuito aperto VOC, corrispondente a I = 0;- tensione e corrente nel punto di massima potenza VPmax e IPmax.Nella figura 10 è anche visibile l’andamento della potenza ottenibile dal-la cella al variare del carico elettrico applicato e quindi della tensione edella corrente corrispondenti. L’andamento della potenza presenta unvalore massimo Pmax.Per il silicio cristallino, sia la tensione a circuito aperto che quella nel pun-

Fig. 9 - Rappresentazione di una cella fotovoltaica.

Luce solare

Stratoantiriflettente

Materialesemiconduttore

Contatto posteriore

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to di massima potenza variano poco tra cella e cella, mantenendosi suvalori di poco inferiori a 0,6 V il primo e 0,5 V il secondo. Viceversa, lacorrente di corto circuito, così come quella nel punto di massima poten-za, aumentano pressoché linearmente con la superficie della cella e colsuo rendimento.Un altro parametro indicatore frequentemente usato riguardo all’efficien-za di conversione è il fattore di riempimento o Fill factor (FF), definito co-me il rapporto fra la massima potenza e il prodotto della tensione a cir-cuito aperto per la corrente di corto circuito.

VPmax . IPmax

Voc . Isc

La cella fotovoltaica è tanto più efficiente quanto più il Fill factor è pros-simo a 1 e di conseguenza la curva tensione-corrente assume unaspetto rettangolare. Nelle celle in silicio amorfo la curva tensione-cor-rente è più tondeggiante rispetto a quella che si riscontra nelle celle cri-stalline e pertanto il Fill factor è minore.La curva di efficienza della cella fotovoltaica è tracciata mantenendocostanti l’irraggiamento e la temperatura, tanto che nei dati di targa cisi riferisce normalmente a condizioni STC (fig. 13).Al variare dell’irraggiamento la curva trasla verso l’alto o verso il bassovariando, come già detto, in modo pressoché proporzionale ISC e IPmax.I parametri VOC e VPmax, viceversa subiscono delle variazioni molto piùcontenute, tanto che in molti casi sono considerate trascurabili.

Sia VOC che VPmax sono invece maggiormente influenzati dalla tempera-tura (un aumento della temperatura provoca la loro diminuzione e vice-versa) in ragione di circa -2,3 mV/°C per le celle in silicio cristallino(3),mentre la corrente è meno interessata dalle variazioni termiche.Da un punto di vista costruttivo, le celle in silicio monocristallino sono ri-cavate da un unico cristallo a forma di lingotto cilindrico, mentre quellein silicio policristallino (figg. 11 e 12) provengono dalla solidificazionedella massa fusa di silicio in un crogiolo a forma di parallelepipedo, nelquale si formano più centri di aggregazione degli atomi con orienta-menti tra loro differenti e casuali. Questa differenza si traduce in unamaggiore efficienza delle celle monocristalline, che commercialmentearrivano al 16÷18%, mentre quelle in silicio policristallino hanno un paiodi punti percentuali in meno.

FF =

(3) Per le celle in silicio amorfo la dipendenza dalla temperatura è, in genere, minore.

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Fig. 10 - Esempio di curva caratteristica di una cella fotovoltaica in silicio cristallino.

Fig. 11 - Esempio di cella in silicio mono-cristallino e di cella in silicio policristallino.

Fig. 12 - Celle fotovoltaiche in silicio po-licristallino pronte per essere collegate.

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Le celle in silicio amorfo sono costruttivamente molto differenti da quelle insilicio cristallino e si ottengono per deposizione sotto vuoto o in atmosferacontrollata di vapori di silicio su un opportuno substrato. Hanno il vantag-gio di impiegare molto meno materiale, in quanto lo spessore della cellapuò essere ridotto al minimo indispensabile e in genere non supera i pochimicron. Per questo motivo è anche possibile impiegare materiali differenti,quali telloruro di cadmio o disselenuro di indio e rame a costi accettabili (4).

Fig. 13 - Ef-fetto dellatemperaturae della radia-zione solaresulla curvacaratteristicadi una cellafotovoltaica.

-40°C

-20°C

0°C

20°C

40°C

60°C

1.50 kW/m2

1.25 kW/m2

1.00 kW/m2

0.75 kW/m2

0.50 kW/m2

0.25 kW/m2

0.53

1.50

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

0.25

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

0.40

0.75

1.00

tensione,V (a)

tensione, V (b)

Variazione della temperatura

Variazione della radiazione

Co

rren

te,A

corr

ente

,A

0.57 0.60 0.64 0.68 0.72

(4) Per il ridotto spessore della parte attiva, celle e moduli vengono detti a film sottile.

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Per contro, il rendimento di queste celle rimane generalmente al di sottodel 10% dopo il periodo iniziale di stabilizzazione anche facendo ricorso atecnologie sofisticate tra cui, ad esempio, l’utilizzo di giunzioni sovrapposte.

2.2.3 - Celle solari di tipo diverso

Le celle solari in silicio cristallino, nelle varianti a monocristallo e policri-stallo sono oggigiorno quelle maggiormente diffuse a livello commercia-le ed è ragionevole ritenere che lo saranno ancora per diversi anni.Questo non toglie che siano state sviluppate e rese disponibili celle rea-lizzate con materiali differenti o in grado di sfruttare altre tecnologie.

Silicio amorfo

Con la tecnologia del silicio amorfo, gli atomi silicei vengono deposti chi-micamente in forma amorfa, ovvero strutturalmente disorganizzata, sul-la superficie di sostegno. Questa tecnologia è del tipo a film sottile, im-piega cioè quantità molto esigue di silicio (spessori di qualche micron). Imoduli in silicio amorfo dimostrano in genere di una efficienza meno co-stante delle altre tecnologie rispetto ai valori nominali, pur avendo ga-ranzie in linea con il mercato. Il dato più interessante dell'amorfo è che haun indice di ritorno energetico molto alto (energia ricavata rispetto all’e-

Fig. 14 - Esempiodi curva tensione-corrente misuratain un componentefotovoltaico in sili-cio amorfo.

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nergia consumata per produrre il componente), il che attesta una mag-gior economicità di questa tecnologia.A parità di potenza prodotta, i componenti in silicio amorfo costano circail 15% in meno del policristallino. Si ha però una maggiore superficie ne-cessaria per i pannelli, dal 40 al 100% in più.Dopo tre-sei mesi il rendimento iniziale dell'a-Si cala e si stabilizza su unmeno 20%. In genere, è questa la potenza dichiarata dai costruttori. Neiperiodi successivi il calo è molto inferiore: all’incirca 1% ogni anno.La curva tensione-corrente di un componente fotovoltaico in silicioamorfo si presenta più piatta di quella tipica del silicio cristallino. Il fill-fac-tor è minore e anche l’efficienza, come si è visto, è più bassa.Al fine di aumentare l’efficienza delle celle per unità di superficie espo-sta, si ricorre spesso alla tecnologia al silicio amorfo con giunzioni mul-tiple sovrapposte. In questo modo è possibile raggiungere efficienze diconversione del 7-8 %.Un pregio notevole del silicio amorfo, comune anche agli altri film sot-tili, è la possibilità di essere utilizzato in componenti fotovoltaici flessi-bili. A differenza infatti del silicio cristallino, che si avvale di celle pocoflessibili ed estremamente fragili, il silicio amorfo è flessibile e quindirappresenta la tecnologia ideale (fig. 15) per tutte le applicazioni mobili(nautica, campeggio ecc.).

CIS, CIGS, CdTe

La tecnologia a film sottile per la realizzazione di componenti fotovoltaiciè stata sperimentata con successo anche riguardo ad altri materiali:

Fig. 15 - Esempio di utilizzo di moduli fotovoltaici in silicio amorfo nella nautica.

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- CIS (Copper-Indium diselenide, ossia disselenuro di indio e rame). I co-sti sono ancora più alti rispetto al silicio cristallino, però la tecnologiasembra promettente. Shell Solar ha uno stabilimento con una linea diproduzione di 3 MW/anno per la produzione e commercializzazione diquesto prodotto. Una variante di questa tecnologia e il CIGS (Copper-Indium-Gallium diselenide, ossia disselenuro di indio, gallio e rame).

- CdTe (Telloruro di cadmio). Si tratta di una tecnologia molto promettente: inItalia il gruppo Marcegaglia sta costruendo uno stabilimento per la produzio-ne di componenti fotovoltaici al CdTe da alcune decine di MW/anno.

Celle a eterogiunzione

Queste celle fotovoltaiche (fig. 16) sono costituite da un certo numerodi giunzioni sovrapposte di tipo diverso. In questo modo è possibile farsi che ogni cella dello strato converta la frazione di luce solare per laquale il suo rendimento è massimo.Il caso più frequente è rappresentato dalla cella a tripla giunzione, nel-la quale la cella più esterna (cella top) converte la frazione di luce a lun-

Fig. 16 - Esempio di cella solare a doppia giunzione.

Antireflectioncoating

Au grid

Top cell

Tunnel diode

Bottom cell

Substrate

n-Alln P2

n-Galn P2

n-Galn P2

p+.GaAs

n+.GaAs

n.AlGaAs

n.GaAs

p.GaAs

p+.GaAs

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ghezza d’onda minore, ad esempio violetto e UV; la cella intermedia(cella middle) converte le lunghezze d’onda intermedie (quasi tutta laluce visibile), mentre l’ultima cella (cella bottom) converte la frazione diluce a lunghezza d’onda maggiore (infraosso). In altri casi invece, so-no presenti solo le celle bottom e top.

Con questi componenti è possibile raggiungere efficienze molto eleva-te: in laboratorio anche del 40%, mentre commercialmente si reperi-scono celle con efficienza del 30-35 %.È importante che i materiali utilizzati siano tra loro compatibili, soprat-tutto in termini di reticolo cristallino, altrimenti non è possibile accop-piarli tra loro. Una classica configurazione è costituita da una cella bot-tom di germanio, alla quale è sovrapposta una cella middle di arsenu-ro di gallio e indio, sormontata a sua volta da una cella top di arsenurodi gallio, indio e fosforo.I collegamenti tra le singole celle sovrapposte sono una delle parti piùcritiche di tutto il processo.Per non realizzare delle giunzioni contropolarizzate, tra una cella el’altra è interposto un diodo tunnel, nel quale cioè il passaggio di cor-rente è realizzato per effetto tunnel.Al fine di poter rendere più chiara la complessità del processo di fab-bricazione di questi componenti, una cella a tripla giunzione è ottenu-ta sovrapponendo circa 30 strati differenti.

3.1 - Dalla cella al modulo fotovoltaico

3.1.1 - Costruzione dei moduli fotovoltaici

Anche se le celle fotovoltaiche rappresentano esse stesse dei generato-ri di energia elettrica, non è quasi mai possibile utilizzarle separatamen-te per via della loro ridotta potenza. Si tratta inoltre di elementi fragili chenecessitano adeguata protezione dalle aggressioni degli agenti atmo-sferici e dagli sforzi meccanici.Collegando elettricamente le celle fotovoltaiche tra loro in serie (qualchevolta anche in parallelo) è però possibile ottenere un assieme che, oppor-tunamente incapsulato e irrigidito, può essere utilizzato più agevolmente;a questo dispositivo è stato dato il nome di modulo fotovoltaico (fig. 1).

Le modalità di realizzazione e le caratteristiche dei moduli fotovoltaicipossono variare moltissimo a seconda che siano formati con celle in sili-cio cristallino (mono o poli) o in film sottile.Nel primo caso si ha a che fare con celle rigide dello spessore di circa0,3 mm e larghezza variabile solitamente tra 10 e 15 cm, nel secondocon film di silicio dello spessore di qualche micron depositati su unsupporto isolante.Nel caso del silicio cristallino, la prima preoccupazione è allora quella difornire un supporto sufficientemente rigido per evitare che sotto l’azionedegli sforzi meccanici ai quali può essere sottoposto il modulo fotovol-taico le celle possano spezzarsi. La soluzione al problema è stata trova-ta nell’utilizzo di un vetro anteriore temperato dello spessore di 3÷4 mm,il quale oltretutto costituisce anche un’ottima protezione contro gli agen-

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CAPITOLO 3

COMPONENTI DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

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ti atmosferici, tra cui la grandine. La composizione del vetro deve esserea basso contenuto di ferro al fine di aumentarne la trasparenza.Le celle fotovoltaiche, che si presentano all’assemblaggio con i contattielettrici anteriori e posteriori già predisposti, vengono appoggiate sul ve-tro a matrice (per esempio, in moduli da 36 celle si possono avere 4 filedi 9 celle ciascuna) e collegate elettricamente tra loro in serie utilizzandosottili nastri metallici elettrosaldati. Le terminazioni di questi devono poiessere riportate all’esterno per realizzare il collegamento elettrico.Il numero di celle presenti per ogni singolo modulo fotovoltaico assumegeneralmente valori standard tra i quali, tradizionalmente, i più utilizza-ti sono 36 e 72.Tra il vetro e le celle fotovoltaiche, così come sul retro di queste, vieneinterposto un sottile foglio di vinil-acetato di etilene (EVA) contenenteaddittivi che ne ritardano l’ingiallimento causato dall’esposizione airaggi ultravioletti durante la vita operativa del modulo (fig. 2). Lo scopodell’EVA è triplice: evitare un contatto diretto tra celle e vetro, elimina-re gli interstizi che altrimenti si formerebbero a causa della superficienon perfettamente liscia delle celle ed isolare elettricamente la parte at-tiva dal resto del laminato. La protezione del retro del modulo è invece ottenuta per mezzo di un fo-glio di materiale plastico di particolare resistenza (molto usato il Tedlar) ofacendo ricorso ad un vetro, quest’ultimo però generalmente di spesso-re inferiore rispetto a quello anteriore.L’assieme così ottenuto è infine sottoposto al processo di laminazione

Fig. 1 - Moduli fotovoltaici di diversa potenza in silicio policristallino.

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Fig. 2 - Struttura di un modulo fotovoltaico in silicio cristallino con cornice.

Fig. 3 - Disposizione delle celle sul vetro anteriore durante la fabbricazionedel modulo fotovoltaico.

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(fig. 3) in condizioni di temperatura e pressione controllate, così da in-collare stabilmente tra loro i vari strati.La maggior parte dei moduli fotovoltaici è poi provvista di cornice di allu-minio sul bordo, fissata con sigillante siliconico, la quale irrobustiscel’assieme e ne facilita il montaggio meccanico.Le terminazioni dei collegamenti tra le celle fotovoltaiche, dopo esserestate portate all’esterno sul retro del modulo o, in qualche caso, su unfianco, devono essere adeguatamente protette per mezzo di una scato-la di giunzione (fig. 5), la quale costituisce anche l’interfaccia elettricacon l’impianto. In essa trova posto la morsettiera di collegamento e,quando presenti, i diodi di by-pass. Al fine di evitare l’entrata di acqua edassicurare un grado di protezione adeguato (IP55 o IP65, vedi tabella 1),sull’involucro sono presenti due pressacavi.Oggigiorno stanno avendo una sempre maggiore diffusione le scatole digiunzione stagne dalle quali fuoriescono due spezzoni di cavo, uno perpolo, dotati di connettori ad innesto rapido. Questa scelta indubbiamen-te rende più veloci le operazioni di installazione.

Fig. 4 - Esempio di scatola di giunzione di un modulo fotovoltaico, all’internotrovano posto i morsetti per il collegamento e i diodi di by-pass. In questo casoperò fuoriescono due spezzoni di cavo dotati di connettori ad innesto rapido.

34

3.1.2 - Caratteristiche dei moduli fotovoltaici

La potenza dei moduli fotovoltaici è espressa in watt di picco (CEI EN61194), la quale corrisponde alla potenza misurata ai morsetti in condi-zioni STC e si indica con la notazione W o Wp.Nei moduli presenti sul mercato, la potenza dipende dal numero delle cel-le, dalle dimensioni di queste, dal tipo (silicio monocristallino, policristalli-no, amorfo o altro materiale) e dalla loro qualità. Per i moduli con celle insilicio cristallino, indicativamente ci si può aspettare che ad una configu-razione di 36 celle corrisponda una potenza di picco di 60÷90 Wp (vi so-no però moduli di dimensioni ridotte, ottenuti con frazioni di celle, chehanno potenze inferiori), mentre nel caso di 72 celle la potenza sale a120÷190 Wp. Se il numero di celle è compreso tra 36 e 72, ad esempioper i moduli con 54 o 64 celle, la potenza si attesta su valori intermedi.Analogamente a quanto avviene per le celle, anche per i moduli fotovol-taici sono fornite le caratteristiche elettriche e le prestazioni, come ripor-tato nella tabella 2.Le curve tensione-corrente dei moduli fotovoltaici sono simili a quelle giàviste per le celle ma con valori (tipicamente di tensione) ben maggiori. Lo

Fig. 5 - Esempio di disegno costruttivo di modulo fotovoltaico con cornice, si no-ti la posizione dei fori di fissaggio.

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stesso dicasi per le famiglie di curve ottenute variando l’irraggiamento ela temperatura di cella.La temperatura nominale di lavoro di cella o NOCT (Nominal OperatingCell Temperature) è la temperatura media di equilibrio di una cella sola-re all’interno di un modulo posto in condizioni ambientali normalizzatecon irraggiamento di 800 W/m2, temperatura ambiente di 20 °C e veloci-tà del vento di 1 m/s, elettricamente a circuito aperto ed installato su un

Tabella 1 - Grado di protezione degli involucri (codice IP)

Tabella 2 - Prestazioni dei moduli

Primo numero - Corpi solidi Secondo numero - Acqua Lettera aggiuntiva0 = Non protetto 0 = Non protetto A = Dorso di una mano1 = Diametro ≤ 50 mm 1 = Caduta verticale B = Dito di una mano2 = Diametro ≤ 12,5 mm 2 = Caduta

con inclinazione ≤ 15° C = Attrezzo3 = Diametro ≤ 2,5 mm 3 = Pioggia D = Filo4 = Diametro ≤ 1 mm 4 = Spruzzi d’acqua5 = Protetto contro la polvere 5 = Getti d’acqua6 = Totalmente protetto

contro la polvere 6 = Getti d’acqua potenti7 = Immersione temporanea8 = Immersione continua

Descrizione Acronimo Valori tipicie unità di misura

Potenza nominale o di picco Pmax (W) / (Wp) -Tolleranza sulla potenza nominale % +3% / +5% / +10%Tensione nel puntodi massima potenza VPmax (V) 17÷18 V per 36 celle in serie

34÷36 V per 72 celle in serieTensione a circuito aperto VOC (V) 20÷22 V per 72 celle in serie40÷44 V per 72 celle in serieCorrente nel puntodi massima potenza IPmax (A) -

Corrente di cortocircuito ISC (A) -Variazione della tensione -80÷-90 mV/°Ccon la temperatura CT (mV/°C) per 36 celle in serie

-160÷-180 mV/°C per 72 cellein serie

Temperatura nominaledi lavoro di cella NOCT (°C) 40÷50 °C

Tensione massima di sistema Vmax (V) 600 V, 800 V, 1000 V

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telaio in modo tale che al mezzogiorno solare i raggi incidano normal-mente sulla sua superficie esposta (CEI EN 60904-3).La tensione massima di sistema è la tensione a circuito aperto del siste-ma a STC (CEI EN 61215).Il collegamento interno delle celle di un modulo fotovoltaico è di tipo se-rie, tuttavia nei moduli di dimensioni maggiori, ad esempio quelli da 72celle, il costruttore spesso divide elettricamente il modulo in più sezioni (2nel caso di 72 celle) e offre la possibilità di scegliere se collegare tali se-zioni tra loro in serie oppure in parallelo.In figura 6 è possibile vedere un tipico schema di collegamento interno diun modulo da 36 celle.I diodi collegati in parallelo a ciascun gruppo da 18 celle sono detti diodidi by-pass e sono solitamente contenuti nella scatola di giunzione. La lo-ro presenza è necessaria nel caso in cui più moduli fotovoltaici venganocollegati in serie, per evitare che l’oscuramento accidentale di una cellapossa provocare la sua polarizzazione inversa da parte delle altre. Infat-ti, la tensione inversa che le celle fotovoltaiche riescono a sopportare nonva generalmente oltre qualche decina di volt e pertanto si rende neces-saria la presenza dei diodi di by-pass su ogni modulo.I moduli fotovoltaici sono componenti dai quali ci si aspetta una notevolerobustezza e affidabilità: essendo collocati all’aperto, sono continua-mente sottoposti all’azione di sole, vento, intemperie, sbalzi termici. Sitratta di un servizio gravoso che deve poter continuare per almeno 20anni, periodo quest’ultimo che rappresenta la vita minima attesa perquesti componenti. In tutto questo tempo le prestazioni non devono de-gradare oltre un certo livello.

Fig. 6 - Tipico schema di collegamento interno di un modulo da 36 celle.

37

Sono state quindi codificate una serie di prove di tipo, ossia effettuate sualcuni campioni, finalizzate a valutare l’effettiva rispondenza dei moduli airequisiti di robustezza ritenuti necessari affinché da un modulo fotovol-taico ci si possa attendere una durata sufficiente.La norma CEI EN 61215 riporta le prove di tipo per i moduli in silicio cristalli-no, mentre la CEI EN 61626 fa riferimento ai moduli in silicio amorfo a filmsottile. La norma CEI EN 61626 comprende tutte le prove della CEI EN61215 e differisce da questa perché ne aggiunge alcune specifiche per i mo-duli a film sottile. Nel seguito sono elencate le prove previste dalle norme.

CEI EN 61215 / CEI EN 61646

- Ispezione visiva- Prestazioni a STC- Prova di isolamento- Misura dei coefficienti di temperatura- Misura di NOCT- Prestazioni a NOCT- Prestazioni a basso irraggiamento- Prova di esposizione in esterno- Prova di tenuta al surriscaldamento localizzato- Prova all’UV- Prova di cicli termici- Prova di umidità e congelamento- Prova di caldo umido- Prova di robustezza dei terminali- Prova di svergolamento- Prova di caricamento meccanico- Prova di grandine

CEI EN 61646

- Esposizione prolungata alla luce- Ricottura- Prova di corrente di dispersione in ambiente umido

Anche se meno utilizzate, vi sono poi la prova di corrosione da nebbiasalina (CEI EN 61701) e la prova alla radiazione ultravioletta (CEI EN61345), quest’ultima utilizzata per saggiare la resistenza dei rivesti-menti frontali di tipo polimerico per alcuni tipi di moduli fotovoltaici. Un’ulteriore caratteristica che possono avere i moduli fotovoltaici, mol-to importante nell’utilizzo in impianti allacciati alla rete, è l’isolamento diclasse II (doppio isolamento o isolamento rinforzato) verso l’esterno.

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3.2 - Conversione della potenza

3.2.1 - Inverter per servizio in parallelo alla rete

Il fulcro degli impianti per servizio in parallelo alla rete è costituito dal-l’inverter, o dagli inverter se ve n’è più di uno. Questi infatti devono ac-coppiarsi perfettamente al campo fotovoltaico, devono essere in gradodi farlo lavorare nel miglior modo possibile e devono mettere in atto tut-te quelle protezioni che possono garantire un funzionamento sicuro pertutto il sistema.Lo scopo di questi dispositivi, a differenza di quelli per applicazioni isola-te, non è più quello di regolare la tensione e la frequenza di uscita per for-nire un servizio elettrico idoneo, ma consiste nel trasferire in rete l’ener-gia prodotta dal generatore fotovoltaico nel modo più efficiente possibile.Negli inverter per servizio in parallelo alla rete, i circuiti di ingresso nonhanno come riferimento la tensione delle batterie, ora non più necessa-rie, ma quella del generatore fotovoltaico, il che comporta l’adattamentoa variazioni molto più ampie ed inoltre richiede un circuito inseguitore delpunto di massima potenza o Maximum Power Point Tracker (MPPT) sul-la curva caratteristica I-V del generatore stesso (fig. 7). Spesso questaricerca viene effettuata per tentativi mediante piccoli spostamenti, ad in-tervalli ravvicinati, del punto di lavoro sulla curva caratteristica I-V.Più in dettaglio, la finestra di tensione di ingresso degli inverter per ilfunzionamento in parallelo alla rete elettrica deve tenere conto dei se-guenti fattori:

Fig. 7 - Metodo di ricerca del punto di massima potenza dell’array fotovoltaico.

Tensione di ingresso (V)

Po

Pot

enza

delg

ener

ator

efo

tovo

ltaic

o(W

)

39

- tensione nel punto di massima potenza e tensione a vuoto del genera-tore fotovoltaico in condizioni STC; questi valori sono dipendenti dal ti-po e dal numero dei moduli componenti le stringhe;

- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima po-tenza per condizioni di irraggiamento solare inferiori a STC;

- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima po-tenza per aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici;

- aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura dei mo-duli fotovoltaici (come al punto precedente).

La combinazione di questi fattori fa sì che il rapporto tra la tensione mi-nima e quella massima di ingresso per gli inverter commerciali sia del-l’ordine di 1 : 2, per spingersi in qualche caso a 1 : 3 o verso rapporti an-cora maggiori.Le tensioni corrispondenti possono essere estremamente variabili: siparte da valori non superiori 50 ÷ 100 V per gli inverter con sezione cc ditipo SELV, fino a spingersi in molti casi anche verso tensioni massime di400 ÷ 600 V per i piccoli inverter e 800 ÷ 900 V per i grandi.Tanto maggiore è la tensione di ingresso, tanto minore è il numero distringhe di moduli necessarie ad ottenere la stessa potenza permetten-do, allo stesso tempo, di diminuire la sezione e il numero dei cablaggi.Tuttavia, tensioni troppo elevate possono comportare situazioni di peri-colo da shock elettrico maggiori (di giorno il generatore fotovoltaico èsempre in tensione, anche se la rete è scollegata) ed inoltre è conve-niente non avvicinarsi troppo alla tensione massima di isolamento deimoduli fotovoltaici indicata dal costruttore, la quale spesso è compresatra 600 e 1000 V.Sempre sul lato ingresso, oltre alla tensione è importante che anche lacorrente rispetti certe condizioni. Infatti, mentre negli inverter per servizioisolato sono tollerati andamenti anche fortemente discontinui della cor-rente perché comunque il sistema di accumulo è in grado di compensa-re ogni variazione del carico, gli inverter per il servizio in parallelo alla re-te devono ridurre al minimo qualsiasi fluttuazione che li porti ad allonta-narsi dal punto di massima potenza dell’array. Queste fluttuazioni pren-dono il nome di ripple e, normalmente, si mantengono al di sotto del10% del valore medio della corrente di ingresso.

Le differenze tra gli inverter stand-alone e quelli grid-connected non siesauriscono però nella differente configurazione lato generazione, inquanto per questi ultimi i circuiti di uscita devono assolvere un compitodifferente: tensione e frequenza sono imposti dalla rete, per cui l’inverterdeve sincronizzarsi con quest’ultima e comportarsi come un generatore

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pressoché ideale di corrente alternata. Qualora la rete dovesse venire amancare, anche solo per brevi periodi, l’inverter deve scollegarsi pronta-mente al fine di evitare di alimentare i carichi con valori di tensione e fre-quenza non idonei e generare situazioni di pericolo.Le potenze commercialmente disponibili per gli inverter per servizio inparallelo alla rete partono da taglie di circa 500 W.Troviamo poi la fascia di prodotti la cui potenza di uscita parte da poco me-no di 1 kW e arriva a circa 8 kW. Si tratta di inverter monofase, in generemolto versatili, che possono essere usati singolarmente o in configurazionicostituite da più unità la cui uscita è collegata in parallelo in una rete mono-fase o trifase (nel secondo caso collegandoli a stella, cioè in parallelo allesingole fasi). Attualmente rappresentano la categoria di inverter che mag-giormente incontra i favori del mercato, in quanto risultano particolarmenteidonei ad essere utilizzati nel segmento di generazione fotovoltaica distri-buita che più di altri oggi si sta diffondendo. Vi è poi la categoria di invertercon potenze maggiori, la quale presenta taglie che partono da circa 10 kWfino ad arrivare a centinaia di kW. Si tratta di macchine trifasi che spessosi presentano esternamente come armadi di tipo industriale.Se l’impianto fotovoltaico ha potenza superiore a qualche kW, è possibilescegliere se convertire la potenza con un singolo inverter o con più inverter.

FIg. 8 - Esempio di conversione cc/ca della potenza realizzata con più invertermonofase.

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La conversione con un singolo inverter sembrerebbe a prima vista la piùovvia e presenta alcuni vantaggi economici per le potenze maggiori; tut-tavia in molti casi non regge il confronto con la soluzione multi-inverterper diversi motivi, tra i quali:- con più inverter aumenta la flessibilità del sistema e la possibilità di ave-

re un maggior numero di configurazioni serie-parallelo dei moduli;- gli inverter di taglia ridotta sono in genere più facili da manutenere, tra-

sportare e sostituire in caso di guasto;- quando il generatore fotovoltaico si compone di parti con caratteristiche

non omogenee, ad esempio in termini di tipo di moduli, o di differenteorientamento degli stessi, la soluzione multi-inverter si impone di fattocome scelta obbligata;

- singoli guasti si ripercuotono in genere solo sulla sezione interessata;- l’installazione comporta generalmente meno problemi di spazio e spes-

so può essere fatta all’aperto.

Per quanto riguarda il rendimento di conversione non si riscontrano sen-sibili differenze tra gli inverter di grossa taglia con quelli più piccoli.Anche gli inverter grid-connected utilizzano la tecnica PWM per la costruzio-ne dell’onda sinusoidale di uscita. In questo modo, il contenuto di armonichesi mantiene al di sotto dei valori massimi ammessi dalle norme di compatibi-lità elettromagnetica, tra le quali in particolare la CEI EN 61000-3-2.Un’altra caratteristica di rilievo degli inverter grid-connected riguarda la pre-senza del trasformatore di isolamento. Quest’ultimo può essere posiziona-to all’uscita dell’ultimo stadio di conversione (trasformatore a 50 Hz) oppu-re tra due stadi di conversione interni (trasformatore a 10÷20 kHz). In alcu-ni inverter poi, il trasformatore non è neanche presente (inverter trans-formerless).La presenza del trasformatore a 50 Hz esclude la possibilità che unaparte, anche minima, di componente continua possa finire in rete, percontro il peso di questi dispositivi è spesso considerevole.Il trasformatore a frequenza maggiore è più piccolo e leggero ma non im-pedisce che, in caso di guasto del ponte di conversione finale, vi possaessere l’immissione di corrente continua in rete.L’inverter senza trasformatore è in genere più efficiente, leggero ed eco-nomico degli altri due ma, oltre ad avere i possibili inconvenienti dell’in-verter con trasformatore a frequenza maggiore, non realizza nessuna se-parazione tra la sezione in corrente continua e quella in corrente alter-nata, con possibili ripercussioni sulla sicurezza elettrica del sistema. Ingenere questi inverter sono dotati di una protezione differenziale lato ccche risponde alla normativa tedesca DIN/VDE 0124.

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3.2.2 - Inverter per servizio isolato

Gli inverter per servizio isolato hanno la funzione di erogare ad un certo nu-mero di carichi l’energia elettrica con caratteristiche quanto più possibili vici-ne a quelle della normale rete di distribuzione di bassa tensione. Per questomotivo, tali dispositivi, pur dovendo alimentare anche reti di estensione mol-to ridotta ma per altri aspetti simili a quelle gestite dalle società elettriche, de-vono possedere i requisiti sufficienti a garantire la necessaria continuità edaffidabilità nell’erogazione dell’energia con gli standard qualitativi richiesti.A questi inverter compete pertanto il mantenimento degli opportuni valo-ri di tensione (230 V monofase o 400 V trifase) e di frequenza (50 Hz) sul-le linee. Devono tollerare inoltre transitorie situazioni di sovraccarico do-vute, tipicamente, all’avviamento di motori elettrici e fornire energia reat-tiva ad eventuali carichi non rifasati.Inoltre, il contenuto di armoniche deve essere sufficientemente basso perevitare interferenze con le apparecchiature elettroniche alimentate (radio,televisori, computer, automatismi ecc.).Tipicamente, gli inverter per applicazioni isolate non sono realizzati sola-mente per le applicazioni fotovoltaiche, ma possono essere impiegati intutti i casi in cui è richiesta la conversione di energia proveniente da unaccumulo elettrochimico verso delle utenze in corrente alternata. Perquesto motivo le case costruttrici offrono a catalogo inverter alimentati ti-picamente a 12, 24 o 48 V, con potenze che partono da poche centinaiadi watt per arrivare a diversi kilowatt.È evidente che i valori di tensione nominali sono comunque da intender-si come valori di riferimento medi, in quanto la tensione di batteria, comegià visto, è tutt’altro che costante.

3.3 - Accumulatori

Gli accumulatori per impieghi stazionari, in particolare per il fotovoltaico, so-no spesso diversi da quelli per autotrazione, principalmente per due motivi:- nelle batterie per autotrazione il fenomeno della stratificazione dell’elet-

trolito, dovuto all’acido solforico che pesa più dell’acqua, è poco rile-vante perché il movimento e le vibrazioni a cui sono sottoposte ne pro-vocano il continuo rimescolamento.

- nelle applicazioni fotovoltaiche la corrente di scarica non assume qua-si mai valori elevati, a differenza degli impieghi in autotrazione caratte-rizzati da forti spunti.

La trasformazione chimica che governa il comportamento degli accumulatorial piombo-acido è quello di carica-scarica, descritta dalla formula seguente:

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Pb + PbO2 + 2 H2SO4 2 PbSO4 + 2 H2O

Leggendo la reazione da sinistra a destra si ottiene la reazione di scari-ca, mentre da destra a sinistra si ottiene la carica.Questa reazione è reversibile, ma fino a quando il solfato di piombo chesi deposita sugli elettrodi nel processo di scarica non raggiunge un livel-lo tale da non poter essere più riconvertito in acido solforico. Se ciò ac-cade, ad esempio a causa di una scarica profonda, la batteria perde lapropria capacità di accumulare energia e deve essere sostituita.Vi è poi un’altra trasformazione chimica che si verifica nella batteria,principalmente quando la carica raggiunge il valore massimo o all’ap-prossimarsi di questo. Il fenomeno è detto gassificazione dell’elettrolitoed è descritto dalla formula:

2 H2O 2 H2 + O2

La gassificazione dell’elettrolito si verifica, in misura molto inferiore, an-che durante la normale carica. Pur non compromettendo di per sé l’inte-grità e la durata della batteria, deve comunque essere tenuto sotto con-trollo in quanto tende ad autosostenersi con la temperatura e, negli ac-cumulatori a vaso aperto, provoca la veloce diminuzione dell’acqua pre-sente negli elementi, il cui livello richiede poi un successivo ripristino.Gli accumulatori ermetici, così come quelli con elettrolito in gel, sono in-vece capaci di ricombinare l’idrogeno e l’ossigeno prodotti ma solo entrocerti limiti, al di la dei quali si deteriorano senza possibilità di recupero.Gli elettrodi non sono quasi mai realizzati in piombo puro. Al fine di incre-mentare particolari caratteristiche, il più delle volte vengono aggiunte pic-cole quantità di uno o più dei seguenti materiali: antimonio, calcio, stagno.Sul mercato si trovano batterie commercializzate con appellativi ormaientrati nell’uso comune:- batterie solar (fig. 9), di derivazione automobilistica hanno però in ge-

nere le piastre di minore superficie ma più spesse, caratteristica questache ne aumenta la vita utile;

- batterie low-maintenance, nelle quali alle piastre è stata aggiunta una cer-ta quantità di calcio per aumentarne la tensione di inizio gassificazione ediminuire quindi, in una certa misura, le operazioni di manutenzione.

Quando la capacità di accumulo diventa rilevante, ci si orienta general-mente su elementi singoli dotati di piastre tubolari, che nelle applicazionistatiche risultano più efficienti.Gli accumulatori VRLA (fig. 10) hanno il vantaggio, rispetto a quelliVLA, di non richiedere operazioni di manutenzione essendo in gradodi ricombinare l’idrogeno e l’ossigeno che si formano durante la cari-

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ca. Tuttavia, tollerano molto meno i periodi di sovraccarica, i quali pro-vocano l’intervento della valvola di sicurezza con relative dispersioninon più ripristinabili.La capacità di una batteria è proporzionale all’energia che è in grado di im-magazzinare, misurata in amperora (Ah) poiché gli elementi hanno tensionenominale di 2 V(1). La capacità dipende però da diversi parametri, e cioè:- il regime di scarica, ossia in quanto tempo avviene la scarica a corren-

te costante, misurata in ore;- la temperatura degli elementi in °C;- la tensione di fine scarica in volt.Ad esempio, un accumulatore composto da elementi di 2 V nominali del-la capacità di 250 Ah misurati con una scarica di 10 ore alla temperaturadi 20 °C e una tensione di fine scarica di 1,85 V(2) si indica come(3):

C10 (20 °C, 1,85 V/el) = 250 Ah

Fig. 9 - Esempio di batteria a 6 ele-menti (12 V) di tipo Solar.

Fig. 10 - Elementi di accumulo a 2 Vdel tipo VRLA a piastre tubolari.

(1) Da questo discende che l’energia accumulabile per elemento, misurata inwattora (Wh) è pari a circa 2 volte la sua capacità in Ah.

(2) La tensione di massima carica è invece, a seconda dei casi, di 2,3 ÷ 2,4 V.

(3) Rimane sottinteso che si è partiti da un accumulatore carico al 100%.

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Il tempo di scarica influisce grandemente sulla capacità. Infatti, mag-giore è questo tempo, tanto maggiore è l’energia che si riesce adestrarre dall’accumulo a parità degli altri fattori. I costruttori forniscononormalmente le capacità a C10 e C100 (altri valori presenti di fre-quente nei cataloghi sono comunque C1, C5, C20 e C120), Il C10 èpiù adatto per uso automobilistico, mentre il C100 (o il C120) è nor-malmente preso come riferimento per le applicazioni fotovoltaiche,perché meglio si accorda con i tempi di autonomia degli impianti neiperiodi in cui la radiazione solare scarseggia.Le precauzioni sulla tensione di fine scarica derivano dall’impossibili-tà di scaricare completamente un accumulo al piombo e prendono ori-gine dalle stime della carica residua, necessaria come si è visto allasopravvivenza del componente. Il rapporto tra l’energia effettivamen-te estraibile dall’accumulo e quella che sarebbe possibile ricavarescaricandolo al 100% è indicato con DOD (Depth Of Discharge). Valo-ri tipici per il DOD sono compresi tra 50% e 80%, con la fascia più al-ta che rimane prerogativa degli accumulatori a piastre tubolari di tagliamaggiore.

Dopo il regime di scarica, la temperatura è il parametro che influisce di piùsul comportamento dell’accumulo al piombo-acido, per almeno 3 motivi:- la capacità decresce al diminuire della temperatura. Questa variazione

non è lineare, ma approssimativamente consiste nella diminuzione del6% ogni 10 gradi in meno;

- all’aumentare della temperatura diminuisce la tensione di inizio gassifi-cazione, ossia durante la carica inizia prima il fenomeno della gassifi-cazione dell’elettrolito;

- l’aumento della temperatura media nel lungo periodo riduce la vita de-gli accumulatori.

Solitamente, una batteria è considerata esausta e deve essere sostituitaquando la sua carica massima scende al di sotto dell’80% di quella iniziale.Benché la durata di una batteria dipenda da molti fattori, tra cui in primo luo-go la sua temperatura media, il numero di cicli completi di carica/scarica ènormalmente compreso tra 200 e 600 prima dell’esaurimento. I valori più al-ti sono raggiunti facendo uso di accumulatori VRLA a piastre tubolari.

Un’altra caratteristica da tenere in considerazione consiste nel rendi-mento di carica/scarica, normalmente compreso tra il 70% e il 95%, ilquale tiene conto del fatto che non tutta l’energia fornita viene successi-vamente restituita. Il rendimento di carica/scarica non deve però essereconfuso con il DOD, che invece tiene conto del rapporto tra l’energia

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estraibile e quella complessivamente immagazzinata.Infine, le batterie sono caratterizzate da una certa autoscarica, compre-sa tra il 2% e il 5% al mese, parametro questo di una certa rilevanza, so-prattutto negli impianti utilizzati saltuariamente.

3.4 - Regolatori di carica

Il collegamento tra generatore fotovoltaico, batterie di accumulo e carichielettrici non può essere effettuato con un unico parallelo dei componen-

Fig. 11 - Schema interno e di col-legamento per un regolatore dicarica commerciale.

Fig. 12 - Esempio di regolatore dicarica.

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ti, come talvolta capita di vedere, a meno che non si tratti di circuiti diemergenza o temporanei. Questo principalmente per i seguenti motivi:- durante la notte, soprattutto se la batteria è particolarmente carica, la

corrente tende a fluire verso il generatore fotovoltaico, dissipando in talmodo l’energia accumulata durante il giorno;

- se la batteria raggiunge la carica completa durante il giorno e il gene-ratore fotovoltaico continua a fornirle energia senza alcun controllo, labatteria può danneggiarsi anche irreparabilmente;

- se la batteria si scarica fino al valore massimo consentito tenendo contodel Depth Of Discharge (DOD) e i carichi continuano a richiedere energia,si verifica il processo di solfatazione irreversibile degli elettrodi.

Viceversa, un buon regolatore di carica non soltanto è in grado di far fronteai problemi ora elencati, ma può servire a gestire al meglio l’accoppiamen-to tra i vari componenti, contribuendo ad allungare la vita dell’accumulo e,talvolta, svolgendo la funzione di monitoraggio di tutto il sistema.Esternamente il regolatore di carica (fig. 11) è un dispositivo che pre-senta 6 morsetti: 2 di ingresso per il generatore fotovoltaico, 2 perl’accumulo e 2 di uscita verso i carichi. Vi possono poi essere anchealtri collegamenti, tipicamente di segnale, per sensori di temperatura,timer, monitoraggio remoto ecc.

Oggigiorno il mercato offre una gamma piuttosto ampia di regolatori di cari-ca (fig. 12) per tensioni nominali di sistema che vanno da 6 a 48 V e in gra-do di regolare correnti massime che possono variare da pochi ampere peri modelli più piccoli, fino a oltre 100 ampere per quelli di taglia maggiore.

4.1 - Collegamento dei moduli fotovoltaici

4.1.1 - Stringhe e array fotovoltaici

Alcune applicazioni fanno uso di un solo modulo fotovoltaico, in genereperò è necessario collegare tra loro in serie e parallelo (fig. 1) più modu-li fotovoltaici per ottenere la potenza desiderata (array fotovoltaico).Quando si collegano tra loro un certo numero di moduli fotovoltaici è in-dispensabile seguire alcune semplici regole:- i moduli devono essere uguali tra loro;- il loro numero deve essere tale da realizzare una matrice, ossia un

parallelo di un certo numero di stringhe composte ciascuna da un nu-mero identico di moduli. Come casi limite, ci può essere una sola strin-ga (tutti i moduli in serie tra loro), o, più raramente, si possono avere piùstringhe di un modulo ciascuno;

- l’orientamento dei moduli deve essere lo stesso.

In un array fotovoltaico è importante che le caratteristiche e le condizionioperative di ogni singolo modulo siano quanto più uniformi possibili (fig. 2),quindi non solo la marca e il modello ma anche l’orientamento, in termini diinclinazione e azimut, deve essere identico. Eventuali sbilanciamenti si tra-ducono in perdite di efficienza, dette string-mismatch, che possono essereanche considerevoli. Queste ultime sono comunque, in una certa misura,sempre presenti per via delle tolleranze di fabbricazione dei componenti.Da un punto di vista qualitativo, il comportamento elettrico di un array fo-tovoltaico è simile a quello dei moduli che lo compongono, i quali a lorovolta rispecchiano, amplificata, la curva tensione-corrente delle celle

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CAPITOLO 4

TECNICHE DI DIMENSIONAMENTODEI SISTEMI FOTOVOLTAICI

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contenute. Anche in questo caso si è in presenza della tensione a circui-to aperto UOC, della corrente di cortocircuito ISC-array e della coppia di va-lori UM e IM in corrispondenza del punto di massima potenza. La poten-za di picco dell’array, indicata con P0, è data dalla potenza nominale aSTC del singolo modulo moltiplicata per il numero di moduli presenti(CEI EN 61194). Risulta allora:

UOC = VOC x Moduli per stringaUM = VPmax x Moduli per stringaISC-array = ISC x Numero di stringheIM = IPmax x Numero di stringheP0 = Pmax x Numero di stringhe x Moduli per stringa

Il collegamento in serie dei moduli fotovoltaici di ciascuna stringa avvie-ne molto semplicemente attraverso degli spezzoni di cavo unipolare conun percorso entra-esci da ciascun modulo. Nel caso in cui da ogni sca-tola di giunzione già fuoriescano i due spezzoni di cavo dotati di connet-tori ad innesto rapido maschio/femmina è sufficiente inserire i connettoriuno nell’altro per realizzare la stringa.

4.1.2 - Parallelo delle stringhe e scatole di paralleloIl collegamento in parallelo delle stringhe non è però sempre così sem-plice come il collegamento in serie dei moduli fotovoltaici. Nel caso degliimpianti che devono funzionare in parallelo alla rete elettrica, oggigiornomolti costruttori di inverter permettono di realizzare il parallelo delle strin-ghe all’interno del convertitore. Tuttavia, quando ciò non avviene, così

Fig. 1 - Esempio di collegamento di 3 stringhe da 4 moduli fotovoltaici ciascuna.

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come in tutti gli altri casi (servizio isolato), è necessario provvedere al col-legamento predisponendo un apposito quadro di parallelo stringhe. Nelcaso più generale, quest’ultima contiene i dispositivi di protezione dellestringhe, un interruttore di manovra-sezionatore e gli scaricatori di so-vratensioni.Il collegamento dei moduli può essere ottenuto con connettori ad innestorapido (fig. 3).

I dispositivi di protezione delle stringhe sono necessari quando c’è il fon-dato pericolo che, a causa di un ombreggiamento parziale dell’array, incontemporanea con qualche altro inconveniente, come ad esempio ilfuori servizio dell’inverter, una delle stringhe possa avere ai suoi capi unatensione talmente bassa da ricevere la corrente prodotta dalle rimanentistringhe. Se le stringhe sono tante, la corrente impressa potrebbe assu-mere valori intollerabili per i moduli fotovoltaici della stringa ombreggiatacausando la rottura di alcuni di essi.La protezione delle stringhe può non esserci se queste sono in numerolimitato. In caso contrario può essere realizzata con diodi di blocco o confusibili. La tabella 1 riporta i tre casi possibili elencando vantaggi esvantaggi per ognuno di essi.

Fig. 2 - È importante che i moduli fotovoltaici collegati tra loro siano dello stessotipo e orientati nella medesima direzione anche se non sono complanari.

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Nel caso si utilizzino i diodi di blocco, la norma IEC 60364-7-712 stabili-sce che la loro tensione massima inversa sia almeno pari al doppio del-la tensione di stringa a circuito aperto in condizioni STC. La corrente di-retta massima dei diodi deve essere superiore alla corrente di corto cir-cuito dei singoli moduli e, per maggiore sicurezza, è bene che sia alme-no pari a 1,25 x Isc.In molti casi, il quadro di parallelo deve contenere anche un interruttoredi manovra-sezionatore per dar modo all’operatore di scollegare l’arrayfotovoltaico in caso di guasto o manutenzione e dovrebbe anche conte-nere una coppia di dispositivi di protezione contro le sovratensioni, pos-sibilmente di classe II (codificati dalla norma CEI EN 61643-11).Gli array fotovoltaici, per via della loro estensione, possono infatti conca-tenarsi facilmente ai campi elettromagnetici indotti dalle scariche atmo-sferiche. Quando ciò accade, possono verificarsi delle sovratensioni chefacilmente danneggiano i dispositivi elettronici (inverter, regolatori di ca-rica ecc.) posti a valle.Gli scaricatori di sovratensione o SPD (Surge Protection Devices) devo-no essere del tipo a varistore all’ossido di zinco e dotati di fusibile con se-gnalazione ottica. Soprattutto negli impianti di una certa importanza, l’u-tilizzo di SPD di classe II, anziché di classe III spesso già presenti all’in-terno dei dispositivi da proteggere, conferisce al sistema maggiore robu-

Fig. 3 - Collegamento dei moduli fotovoltaici con i connettori ad innesto rapido.

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Tabella 1 - Modalità di esecuzione del parallelo stringhe

Vantaggi Vantaggi VantaggiEstrema semplicità Impediscono i ritorni Proteggonodi realizzazione di energia adeguatamente

le stringheProteggonoadeguatamentele stringhe

Svantaggi Svantaggi SvantaggiNon proteggono Sono sensibili Non impedisconole stringhe dai ritorni alle sovratensioni i ritorni di energiadi energia

Nel caso di molte stringhe Presentano una seppur Il loro interventonon impediscono minima caduta richiedei danneggiamenti dovuti di tensione la sostituzionea sovracorrenti del componente

Parallelo semplice Con diodi di blocco Con fusibili

Fig. 4 - Esempio di scatola di parallelo per 8 stringhe con SPD (uno per polo) einterruttore di manovra-sezionatore.

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stezza, aumentando nel contempo la vita utile di questi componenti.Quando la tensione supera i 150÷200 V, il componente più critico nelloschema ora visto è senz’altro l’interruttore di manovra-sezionatore (fig. 4),in quanto in commercio non sempre si riesce a reperire componenti adattidi basso costo e dimensioni contenute. Si veda ad esempio la figura 5.Molto spesso il problema viene aggirato permettendo di scollegare lesingole stringhe anziché l’intero array fotovoltaico. L’arco voltaico pro-dotto da una stringa sezionata sotto carico è sicuramente meno perico-loso di quello che si produrrebbe a valle del loro parallelo.Per fare questo si può ricorrere, ad esempio, a portafusibili estraibili daquadro o ai connettori ad innesto rapido (fig.6).Nel caso in cui un impianto fotovoltaico utilizzi più array tra loro elettrica-mente separati, ad esempio perché a valle la gestione del carico è sud-divisa tra un certo numero di regolatori di carica o la conversione dellapotenza è demandata a differenti inverter, l’insieme degli array è chia-mato campo fotovoltaico (CEI EN 61277) o, più frequentemente, gene-ratore fotovoltaico. Questi ultimi modi di dire sono comunque frequente-mente utilizzati anche nel caso di singolo array.

4.2 - Considerazioni sulla sicurezza elettrica

4.2.1 - Shock elettrici e sovratensioni

Se l’impianto fotovoltaico è isolato e funziona a 12 V non c’è presumibil-mente da aspettarsi alcun pericolo di shock elettrico, ma quando si co-

Fig. 5 - Esempio di 2 inverter al cui in-gresso in corrente continua fanno capoaltrettanti interruttori-sezionatori.

Fig. 6 - Interno di una cassetta di paral-lelo per 4 stringhe in un impianto foto-voltaico. Ogni stringa è sezionabile tra-mite un portafusibile.

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mincia a salire con la potenza il sistema fotovoltaico assume sempre piùfacilmente le caratteristiche di un impianto di bassa tensione e quindi oc-corre prendere le necessarie precauzioni. In più, mentre un qualsiasi im-pianto domestico può essere sezionato completamente abbassando laleva dell’interruttore generale, i moduli fotovoltaici sono sempre da con-siderare in tensione perché, anche in presenza di poca luce, ai morsettiè già presente la tensione nominale.Il pericolo associato agli shock elettrici dipende principalmente dall’am-piezza, dalla durata e dalla natura (continua o alternata) della correnteche circola attraverso il corpo umano. La norma IEC 60479-1 individuaquattro differenti soglie relative al passaggio di corrente:- soglia di percezione, oltre la quale la persona avverte il passaggio di

corrente;- soglia di reazione, oltre la quale si verificano contrazioni muscolari in-

volontarie;- soglia di rilascio, oltre la quale una persona che ha afferrato delle parti

in tensione non è più in grado di abbandonarle; in mancanza di aiuto odel verificarsi di altri eventi, il perdurare di questa situazione può far ol-trepassare la soglia successiva, detta di fibrillazione ventricolare;

- soglia di fibrillazione ventricolare, quest’ultima differisce da quella atria-le perché, permane anche dopo che è cessata la causa che l’ha pro-dotta e, in mancanza di cure adeguate, porta alla morte del soggetto.

La corrente che passa attraverso il corpo umano è tanto maggiore quan-to è maggiore la differenza di potenziale tra i due punti interessati equanto maggiore è la superficie a contatto. È invece inversamente pro-porzionale alla resistenza elettrica complessiva, la quale comprende ol-tre alla resistenza della parte di corpo umano attraversata, anche quelladi altri elementi quali indumenti, calzature, pavimento ecc.La pericolosità aumenta con la corrente passante, il suo percorso (è im-portante se il cuore è attraversato dal flusso principale o no) e la duratadell’evento. Gli effetti della corrente alternata sono inoltre maggiori diquelli della corrente continua.Va osservato che la soglia di reazione, non essendo di per sé pericolosacome la soglia di rilascio o di fibrillazione ventricolare, può però diventarlose, come spesso avviene nel fotovoltaico, il soggetto sta lavorando in unluogo che presenta pericolo di caduta (spiovente di tetto, palo ecc.).Ai fini della sicurezza elettrica la norma CEI 64-8 considera pericolosi icontatti diretti (la persona tocca direttamente una parte in tensione) equelli indiretti (la persona tocca una massa che si trova in tensione acausa di un guasto).

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Normalmente, in un impianto fotovoltaico di piccola o media taglia perservizio in parallelo alla rete sia la sezione in corrente alternata che quel-la in corrente continua sono in bassa tensione e quindi rientrano nelcampo di applicazione della norma CEI 64-8 (impianti elettrici utilizzatorifino a 1000 V in corrente alternata e 1500 V in corrente continua).

L’accesso alle parti in tensione (parti attive) deve essere protetto permezzo di isolanti o involucri con adeguato grado di protezione. L’utilizzodi interruttori differenziali rientra invece tra le misure addizionali di prote-zione; questi ultimi sono inoltre efficaci nei confronti dei contatti indiretti.Negli impianti fotovoltaici si utilizza spesso la protezione offerta dai rive-stimenti isolanti, in particolare per ciò che riguarda i moduli fotovoltaici, icavi e i connettori. Se si escludono alcuni circuiti particolari (SELV ePELV), l’isolamento offerto da questi componenti tra le parti attive e l’e-sterno deve essere di classe II, ossia di tipo doppio o rinforzato. La ten-sione di isolamento deve inoltre essere adeguata alla tensione massimache il sistema è in grado di raggiungere.A questo proposito si rammenta che la cornice metallica dei moduli foto-voltaici con isolamento di classe II non è una massa e quindi non deveessere collegata (almeno intenzionalmente) a terra. In molti casi è tutta-via consigliabile un collegamento equipotenziale tra i moduli.

Talvolta, nei grossi impianti per raggiungere tensioni di uscita del gene-ratore fotovoltaico maggiori della tensione massima ammissibile verso

Fig. 7 - Esempio di generatore fotovoltaico con punto centrale a terra.

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terra dei componenti impiegati (in particolare dei moduli fotovoltaici) si ri-corre allo schema con punto centrale a terra (fig. 7). In questo modo latensione verso terra a cui è sottoposto il sistema è pari a Uoc/2.Si consiglia però di adottare lo schema con punto centrale a terra sol-tanto nei grossi impianti se le tensioni richieste sono tali da giustificare ta-le configurazione. Normalmente, la sezione in corrente continua non hapunti collegati a terra. Un generatore fotovoltaico non collegato a terra,utilizzato in un impianto per servizio in parallelo alla rete, dal punto di vi-sta della sicurezza si comporta in modo diverso a seconda che l’invertersia o meno dotato di trasformatore.Se infatti è presente il trasformatore, con riferimento alla figura 8, il con-tatto accidentale del corpo umano con una parte in tensione non innescail passaggio di corrente nell’anello di guasto (a meno di una debole cor-rente di fuga).Se, viceversa, l’inverter è del tipo senza trasformatore (fig. 9), in caso dicontatto accidentale l’anello di guasto si può richiudere sulla rete di distri-buzione, determinando una situazione di pericolo. Per ottenere un livello disicurezza paragonabile a quello precedente è necessario l’impiego di unaprotezione differenziale, in grado cioè di intervenire a seguito di squilibri dicorrente sull’ingresso.

Fig. 8 - In questo caso, il passaggio della corrente nel corpo umano, in caso dicontatto accidentale, è trascurabile per via del trasformatore interposto tra il ge-neratore fotovoltaico e la rete di distribuzione.

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La soluzione migliore è forse quella riportata nella norma DIN 0126 (inter-vento per variazioni rapide superiori a 30 mA). La norma IEC 364-7-712, ri-chiede l’inserimento di un interruttore differenziale di tipo B (o di altro tipo sel’inverter non è comunque in grado di immettere corrente continua in rete).L’inserimento di una protezione differenziale sulla sezione in corrente al-ternata costituisce comunque una prassi raccomandata, indipendente-mente dal tipo di inverter utilizzato.Negli esempi riportati nelle figure, lo stato del neutro del circuito di distribu-zione è del tipo TT, tipico della connessione in bassa tensione in Italia. Leconsiderazioni fatte non cambiano nel caso di sistema TN, ossia in impian-ti con punto di consegna in bassa tensione e quindi dotati di cabina propria.Negli impianti fotovoltaici per servizio in parallelo alla rete, la presenza didue sorgenti di alimentazione separate fa sì che nei quadri elettrici e nel-le scatole di parallelo stringhe sia consigliabile applicare una targa del ti-po mostrato nella figura 10.Per chi si occupa di fotovoltaico è utile sapere se vi sono dei circuiti che, pervia del loro livello di tensione e di pochi accorgimenti aggiuntivi, possono es-sere considerati più sicuri di altri. La norma CEI 64-8 a questo proposito in-dica che la protezione combinata contro i contatti diretti e indiretti può es-sere assolta dai circuiti SELV (Safety Extra Low Voltage) o PELV (Protection

Fig. 9 - In questo caso il passaggio della corrente nel corpo umano in caso dicontatto accidentale si verifica per la richiusura dell’anello di guasto sulla retedi distribuzione.

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Extra Low Voltage) con alcune precauzioni aggiuntive specifiche. In tabel-la 2 sono riportate le principali caratteristiche di questi due tipi di circuito.Normalmente il circuito SELV è più utilizzato del PELV in quanto la man-canza di collegamento a terra lo preserva dal pericolo di raccogliere po-tenziali pericolosi dall’esterno. Sono generalmente di tipo SELV gli impian-ti fotovoltaici in corrente continua a 12, 24, 48 V, o anche a tensione supe-riore, purché la tensione a circuito aperto UOC del generatore fotovoltaiconon superi i 120 V. In questi casi le precauzioni da adottare contro glishock elettrici sono davvero minime e pertanto questi circuiti si prestanoparticolarmente bene al “fai da te”1 e ad impieghi soprattutto mobili.Un ulteriore aspetto da considerare in merito alla la sicurezza, questa voltapiù per l’impianto che per le persone, deriva dalla possibilità che si verifichi-

Fig.10 - Esempio di segnale monitore indicante la presenza di una doppia sor-gente di alimentazione.

Tipo Tensione Sorgente Collegamento Barrieredi circuito massima di alimentazione a terra e involucri

di protezioneSELV 50 Vca Trasformazione di sicurezza NO Se Vca > 25 V

(isolamento doppio o rinforzato tra o Vcc > 60 Vgli avvolgimenti) Isolamento

o semplice o batteriaBatterie IP2X o IPXXB

PELV 120 Vcc Generatori indipendenti da sistemi SI Isolamento sempliceFELV o a tensione superiore o barriera IP2X

o IPXXB (con alcuneeccezioni)

Tabella 2 - Caratteristiche dei circuiti SELV e PELV

(1) Va però ricordato che nei casi in cui si applica la Legge 46/90 con le succes-sive disposizioni e il DPR 447/91, solo i soggetti abilitati possono progettare e in-stallare gli impianti.

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no sovratensioni nei circuiti, principalmente a causa delle scariche atmo-sferiche che si possono abbattere nelle vicinanze dell’impianto. Questeproducono dei campi elettromagnetici impulsivi di forte intensità che, se siconcatenano con i circuiti in corrente continua o in corrente alternata, pos-sono dare luogo ad altrettanti picchi di tensione di svariate decine di kilovolt.I circuiti elettronici (regolatori di carica e inverter) sono i più esposti a que-sti fenomeni e devono essere adeguatamente protetti attraverso degliadeguati cablaggi e, soprattutto, degli SPD (Surge Protection Device) avaristore. In genere i costruttori inseriscono già questi dispositivi all’inter-no delle proprie apparecchiature elettroniche destinate al fotovoltaico. Secosì non fosse, oppure l’impianto risultasse ubicato in una zona partico-larmente colpita dai fulmini, è necessario installare degli SPD esterni inprossimità delle apparecchiature da proteggere.Lo schema tipico consiste in un SPD inserito in corrispondenza di ognipolo della linea e in prossimità dell’apparecchiatura da proteggere. OgniSPD va collegato tra il polo e la terra con un collegamento più corto pos-sibile e di sezione adeguata. Gli SPD di classe II dotati di fusibile sonoparticolarmente consigliati perché proteggono bene le linee di potenza e,quando si guastano, segnalano sull’involucro l’intervento del fusibile.

4.3 - Valutazione del sito scelto per l’impianto fotovoltaico

Spesso, quando si pensa ad un’area in grado di ospitare un impianto foto-voltaico, si immagina qualcosa di simile ad una superficie orizzontale e pia-na. Un appezzamento di terreno non contornato da ostacoli verso sud o lasommità di un edificio risponde in molti casi a questi semplici requisiti. Su ta-li superfici si possono quindi posizionare le strutture di sostegno che devo-no ospitare le schiere di moduli fotovoltaici lasciando tra queste lo spaziosufficiente per contenere gli ombreggiamenti reciproci. L’orientamento deimoduli fotovoltaici è ovviamente a sud, mentre la loro inclinazione deve es-sere ottimizzata in funzione del particolare utilizzo dell’impianto. Nel costocomplessivo dell’opera deve ovviamente essere inclusa l’area occupata.Tuttavia, si può anche osservare che un gran numero di superfici facentiparte di costruzioni di vario tipo potrebbero essere ricoperte di moduli foto-voltaici (figg. 11 e 12): le falde dei tetti, le tettoie e le pensiline, i frangisole,e persino alcune facciate di edifici. Si tratta quasi sempre di aree non altri-menti utilizzabili e quindi in pratica di nessun costo. Si è visto inoltre che, inalcuni casi, i moduli fotovoltaici potrebbero anche sostituire i rivestimentiesterni, permettendo così di risparmiare sui materiali da costruzione.In definitiva, grazie anche allo sviluppo di nuovi componenti dedicati a

60

queste applicazioni e a nuovi criteri di progetto, oggi, in molti casi, l’im-pianto fotovoltaico può essere integrato in costruzioni di vario tipo.Ovviamente, non tutte le superfici si prestano a ospitare o integrare en-tro di esse un impianto fotovoltaico: superfici mal orientate o eccessiva-mente ombreggiate devono essere necessariamente scartate.

Il fissaggio dei moduli fotovoltaici ad una struttura dipende dalla strutturastessa, dal tipo di applicazione e dalle caratteristiche dei moduli. Anchequi è difficile dare delle regole generali, soprattutto se si intende ottene-re risultati di elevato pregio architettonico.Nei casi più frequenti si tratta di predisporre un telaio, normalmentecomposto da profili in alluminio o acciaio zincato, su cui avvitare i modu-li fotovoltaici. Il fissaggio può avvenire per mezzo dei fori passanti sullacornice o facendo uso di ganasce da imbullonare al telaio stesso. È im-portante che sia poi possibile smontare singolarmente i moduli, nel casosi dovesse procedere in seguito a qualche sostituzione. Anche per que-sto è bene che i componenti siano di ottima qualità (zincatura a caldo nelcaso di profili in acciaio e bulloni in acciaio inox).

Fig. 11 - Il fissaggio di tegole fotovoltaiche in silicio a film sottile, con isolamento pla-stico è un’operazione semplice se la falda di tetto non presenta particolari asperità.

61

Il fissaggio dei moduli fotovoltaici assiemati su un telaio alle strutture deltetto è differente a seconda che si abbia a che fare con un tetto a falda ocon un tetto piano.

Nel caso di tetto a falda occorre vincolare il generatore fotovoltaico aglielementi portanti (travi principali o soletta in calcestruzzo) in modo taleche tutto il peso, che include anche i sovraccarichi dovuti a neve e ven-to, vada a gravare solo su elementi in grado di sostenerlo. In seguito do-vrà poi essere ripristinato il manto di copertura in modo tale che non vipossano essere infiltrazioni in corrispondenza degli elementi di sostegno.Nel caso di copertura piana, in genere ogni punto è in grado di sostenere lapropria parte di peso dell’impianto, tuttavia bisogna fare attenzione a nonpregiudicare l’impermeabilizzazione del manto di copertura e quindi si cer-ca di evitare l’uso di tasselli su superfici che non siano verticali. Si ricorrequindi spesso a strutture zavorrate, dimensionate in modo tale da contra-stare l’azione del vento. Tuttavia, quando è possibile, si consiglia di vinco-lare i sostegni a qualche punto perimetrale per evitare che l’impianto possaspostarsi in occasione di condizioni meteo particolarmente avverse.Quando si vuole realizzare un impianto fotovoltaico non sempre è perònecessario progettare una struttura dedicata, in quanto diverse case co-struttrici forniscono dei kit per l’installazione dei moduli fotovoltaici su tet-ti di vario tipo e in grado di soddisfare un gran numero di esigenze.

Fig. 12 - Le tegole fotovoltaiche sono il classico esempio di utilizzo di elementi fo-tovoltaici per la realizzazione del manto di copertura di un edificio.

62

4.4 - Dimensionamento degli impianti in parallelo alla rete

4.4.1 - Principali criteri di scelta

Gli impianti per servizio in rete sono, almeno entro certi limiti, svincolatidai carichi elettrici dell’utente (quando ce ne sono), in quanto la connes-sione alla rete assicura comunque la continuità del servizio elettrico. Larete è vista come un volano energetico in grado di ricevere l’energia pro-dotta e di fornire all’impianto l’energia necessaria quando occorre.Il grosso vantaggio degli impianti per servizio in rete rispetto a quelli perservizio isolato consiste nell’utilizzo di tutta la produzione fotovoltaica (ameno delle inevitabili perdite nei circuiti) in ogni periodo dell’anno.Il dimensionamento si concretizza allora nel rispetto di un mix di vincolidi natura tecnica, economica e legislativa, alcuni dei quali possono anchevariare nel tempo al mutare della politica energetica adottata. I principa-li attualmente sono:- area disponibile per l’impianto fotovoltaico e sue caratteristiche;- massima potenza che la rete è in grado di ricevere;- capitale disponibile per l’investimento;- limiti di potenza per la vendita in conto energia;

Inoltre, nel caso di scambio sul posto dell’energia (Delibere AEEG 28/06e 40/06) interessa la potenza del contratto di fornitura dell’energia elet-trica, l’energia consumata annualmente dalle utenze asservite al con-tratto di fornitura, i limiti di potenza per lo scambio sul posto e per l’esen-zione fiscale e i limiti di potenza per eventuali incentivi in conto capitale.Nei piccoli impianti, la scelta della potenza è inoltre spesso condizionatadalle caratteristiche dei componenti disponibili in commercio.All’interno di questi vincoli, le scelte sono principalmente di natura econo-mica e spesso legate al tipo e al valore del finanziamento che si è in gradodi ottenere. Tuttavia, poiché gli impianti per servizio in parallelo alla rete han-no molte volte un significativo valore estetico e architettonico, anche la va-lorizzazione dell’area a disposizione può giocare un ruolo fondamentale.La massima potenza che la rete è in grado di ricevere costituisce nor-malmente un vincolo per gli impianti con potenza al di sopra di qualchedecina di kW e allacciati in bassa tensione, benché si abbia notizia di ca-si sporadici in cui le fluttuazioni di tensione sono così ampie da rendereproblematico l’allacciamento anche degli impianti più piccoli.Il capitale disponibile per l’investimento è un limite abbastanza ovvio e inqualche caso può dipendere da particolari forme di finanziamento che lebanche sono in grado di mettere in atto a fronte della garanzia rappre-

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sentata dall’ottenimento di contributi pubblici o incentivi che garantisco-no flussi di cassa certi.I vincoli dipendono poi dalla particolare modalità di erogazione di energiain rete: scambio sul posto (net-metering), autoconsumo o cessione totale.Le modalità di incentivazione del fotovoltaico per servizio in rete sono piùdi una. Nel seguito si considererà quella attualmente utilizzata in Italia: ilconto energia. Lo schema di figura 13 evidenzia le potenze in transito eil conteggio dei flussi energetici per questo tipo di incentivazione.Si può osservare, innanzitutto, la presenza di due contatori (o di un con-tatore bidirezionale) in corrispondenza del punto di prelievo e consegnadell’energia elettrica alla rete. L’energia può fluire in un senso o nell’altroa seconda che PFV sia maggiore o minore di PCARICHI. Viceversa, queste

Fig.13 - Schema di principio di un impianto per servizio in parallelo alla rete elet-trica che si avvale del conto energia.

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ultime due possono andare solo in una direzione: PFV è sempre una po-tenza prodotta e PCARICHI è sempre una potenza assorbita.Pur rimanendo sempre valido il sistema di incentivazione in conto ener-gia, in cui l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico viene pagata per in-tero con la tariffa incentivante, si possono però avere 3 casi diversi:- Regime di scambio sul posto (valido solo per impianti di potenza non su-

periore a 20 kW). PRETE può fluire in un senso o nell’altro e alla fine del-l’anno si paga solo la differenza. È però importante che l’energia consu-mata in un anno dai carichi non sia inferiore a quella prodotta, altrimenti siavrebbe diritto ad un credito che però non viene pagato. Il vantaggio eco-nomico consiste in un risparmio sulla bolletta dell’energia, poiché però laproduzione fotovoltaica viene in questo modo equiparata all’autoconsumo,anche se dilazionato nel tempo, è importante che nel periodo di congua-glio (1 anno) l’energia prodotta non sia superiore a quella consumata. Uneventuale riporto è possibile, ma solo per i 3 anni successivi.

- Autoconsumo (valido sempre). PRETE fluisce sempre dalla rete verso icarichi perché l’impianto fotovoltaico non produce mai una potenza su-periore a quella consumata. Anche in questo caso, il vantaggio econo-mico consiste in un risparmio sulla bolletta dell’energia.

- Cessione in rete (valido sempre). PRETE può fluire in un senso o nell’altroma questa modalità si ha, tipicamente, per impianti di potenza superiore a20 kW che quindi non possono avvalersi dello scambio sul posto. L’energiaimmessa in rete viene pagata ad un prezzo minimo garantito secondo laDelibera AEEG 34/05 fino a 2000 MWh/anno e poi a mezzi di mercato at-traverso un contratto con l’Acquirente Unico. che però è economicamentemeno vantaggioso dello scambio sul posto o dell’autoconsumo.

4.4.2 - Energia producibile e verifiche tecniche

Una volta scelta la potenza del generatore fotovoltaico è possibile stima-re l’energia prodotta nel corso dell’anno attraverso un’espressione simi-le a quella utilizzata per gli impianti per servizio isolato.

EFV = 365 . G . Po. K . ηBOS [kWh]

1000

La formula si riferisce all’energia media giornaliera calcolata su base annua,mentre K, minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul genera-tore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e dello sporcamento dei moduli. Ilcoefficiente η tiene conto invece dei fattori di perdita riportati nella tabella 3.Nella progettazione degli impianti per servizio in parallelo alla rete è ne-cessario che siano rispettati alcuni vincoli sui possibili valori di tensione

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del generatore fotovoltaico, in funzione dei valori limite tollerati dall’in-verter e, più in generale, dal sistema.Osserviamo infatti che i costruttori di inverter garantiscono la funzioneMPPT entro l’intervallo di tensione compreso tra due valori: uno minimoVMINMPPT e uno massimo VMAXMPPT. La tensione di ingresso non deveinoltre superare un valore massimo VMAXINV accettabile per il dispositivo.I moduli fotovoltaici, a loro volta, non sono in grado di sopportare tensio-ni di sistema superiori alla propria tensione di isolamento VMAX.Queste condizioni si traducono nelle seguenti equazioni:

UM. kR

. CT. n . (TMAX - 25) > VMinMPPT

dove: kR è un coefficiente di valore minore di 1 che tiene conto della diminu-zione del punto di massima potenza del generatore fotovoltaico al dimi-nuire della radiazione solare: per il silicio cristallino è prossimo a 1, peraltre tipologie conviene ricavarlo dalle curve caratteristiche dei moduli.CT è il coefficiente di temperatura del singolo modulo fotovoltaico.TMAX è la temperatura massima alla quale si prevede possa portar-si l’array di celle nelle condizioni più gravose (alto irraggiamento ealta temperatura esterna). Essa dipende dai parametri climaticidel sito e dal tipo di montaggio dei moduli fotovoltaici.

UM + CT. n . (TMIN - 25) < VMaxMPPT

dove TMIN è la temperatura minima alla quale si prevede possa portarsil’array di celle in presenza di irraggiamento solare (al sorgere del sole).

UOC + CT. n . (TMIN - 25) < VMaxINV

UOC + CT. n . (TMIN - 25) < VMax

Talvolta i costruttori di inverter mettono a disposizione dei software gratuiti sca-ricabili da Internet in grado di eseguire queste verifiche in modo automatico.

Tipo di perdita Rendimento associatoMismatch tra i moduli e tra le stringhe 0,90 ÷ 0,97

Circuiti in corrente continua 0,98 ÷ 0,99Inverter 0,88 ÷ 0,95

Circuiti in corrente alternata 0,98 ÷ 0,99ηBOS per impianti in parallelo alla rete 0,68 ÷ 0,87

Tabella 3 - Fattori di perdita

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4.4.3 - Esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete

Come esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete, si consideriun tetto fotovoltaico da 2,7 kWp per servizio in parallelo alla rete elettri-ca nei pressi di Napoli. I moduli fotovoltaici sono disposti orientati versosud con un’inclinazione del 30%. Dal diagramma delle ombre è possibi-le stimare un coefficiente K = 0,97 dovuto ad alcuni lievi ombreggiamen-ti ed agli inevitabili fenomeni di riflessione e assorbimento del vetro an-teriore per elevati angoli di incidenza della radiazione su di esso.Si intende utilizzare dei moduli fotovoltaici in silicio monocristallinoda 150 Wp che presentano le seguenti principali caratteristiche:

Tensione nel punto di massima potenza VPmax: 34,5 VCorrente nel punto di massima potenza IPmax: 4,35 ATensione a circuito aperto VOC: 43,5 VCorrente di corto circuito ISC: 4,75 AVariazione della tensione con la temperatura CT = -160 mV/°CTensione massima di sistema Vmax: 600 V

La conversione della potenza potrebbe essere effettuata con un in-verter avente le seguenti caratteristiche principali:

Potenza di picco del generatore fotovoltaico: 2500 ÷ 3500 WpTensione di ingresso MPPT: 150 ÷ 400 VTensione massima di ingresso: 500 VPotenza massima di uscita: 2600 WRendimento medio di conversione: 93%

Per Napoli il valore della radiazione globale media annua su 30° di incli-nazione è 4,71 kWh/m2g.La potenza di picco richiesta può essere raggiunta utilizzando 18 modu-li fotovoltaici, ottenendo 18 x 150 = 2700 Wp.I moduli possono essere collegati tra loro in 2 stringhe da 9 o in 3 stringheda 6. Considerando la temperatura delle celle compresa tra 0 e 70 °C e unKR = 0,95, la verifica delle condizioni di ingresso porta ai risultati riassuntinella tabella 4.Come si vede dalla tabella, entrambe le soluzioni sono accettabili. L’uti-lizzo di 2 stringhe da 9 moduli riduce però le cadute di tensione nella se-zione in corrente continua ed è quindi preferibile. Si procede allora aduna stima del rendimento medio di tutto il sistema nbos con la tabella 5,nella quale per alcune voci si fa uso di valori medi.

L’energia prodotta annualmente risulta allora pari a:

EFV = 365 . 4,71 . 2700 . 0,97 . 0,78 = 3512 kWh/anno1000

67

Le protezioni di generatore e di interfaccia sono contenute all’internodell’inverter, nel quale trovano posto anche i dispositivi SPD. Lo schemadell’impianto è mostrato in figura 14.Nello schema elettrico è evidenziato l’interruttore magnetotermico ge-nerale (normalmente già presente nell’impianto elettrico, così come ildispositivo differenziale), che svolge anche la funzione di dispositivogenerale, e gli interruttori di protezione e sezionamento dell’impiantofotovoltaico e delle utenze locali. Per semplicità non sono stati invecedisegnati i contatori di energia.

4.4.4 - Protezioni per il collegamento degli impianti in parallelo alla rete

I generatori fotovoltaici sono collegati alla rete elettrica mediante uno opiù inverter, i quali sono dispositivi che convertono la potenza da corren-te continua ad alternata e presentano comunemente un’uscita in bassatensione a 230 V monofase o 400 V trifase. Quando la potenza prodottadiventa rilevante, la connessione con la rete pubblica può avvenire in me-dia tensione per mezzo di una cabina di trasformazione e consegna.Si può anche notare che, come avviene frequentemente nella pratica, lapotenza generata può essere suddivisa su più inverter trifasi o monofa-si, in quest’ultimo caso essi sono distribuiti sulle 3 fasi.È possibile allacciare gli impianti fotovoltaici alla rete su linea monofaseo trifase. L’allacciamento di impianti monofasi alla rete BT è possibile fi-no alla potenza massima lato rete di 6 kVA (CEI 11-20; V1), mentre perla rete MT la connessione monofase non è consentita in alcun caso.Per gli impianti trifasi nei casi pratici è specificato un valore limite per l’al-

Verifica 2 stringhe da 9 moduli 3 stringhe da 6 moduli

VMinMPPT 34,5x0,95 - 0,16x9x(70-25) > 150 SI 34,5x6x0,95 - 0,16x6x(70-25) > 150 SIVMaxMPPT 34,5x9 - 0,16x9x(0-25) < 400 SI 34,5x6 - 0,16x6x(0-25) < 400 SIVMaxINV 43,5x9 - 0,16x9x(0-25) < 500 SI 43,5x6 - 0,16x6x(0-25) < 500 SI

Tipo di perdita Rendimento associatoScostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC 0,93

Mismatch tra i moduli e tra le stringhe 0,94Circuiti in corrente continua 0,98

Inverter 0,93Circuiti in corrente alternata 0,98

Tabella 4 - Verifiche dei risultati

Tabella 5 - Rendimenti medi associati

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lacciamento su rete BT pari a 50 KW ma la potenza deve essere com-patibile con i criteri di esercizio della rete stessa (CEI 11-20).Per la connessione trifase può nascere qualche problema quando, anzi-ché utilizzare un unico inverter trifase, si utilizzano più inverter monofa-se, collegati fase-neutro per comporre la terna trifase. Queste situazionipossono essere considerati allacciamenti trifase, purché lo squilibriomassimo tra le fasi non superi i 6 kVA.

La norma CEI 11-20 prevede tre dispositivi di protezione per gli impiantiallacciati alla rete pubblica, che in prima approssimazione possono es-sere così elencati:- dispositivo di generatore, per intervento su guasto del sistema di pro-

duzione;- dispositivo di interfaccia, per intervento su guasto della rete pubblica;- dispositivo generale, per intervento su guasto del sistema elettrico del

produttore;Il dispositivo di generatore è un contattore che interviene in caso di guastodell’inverter, mentre il dispositivo generale è spesso costituito dall’interrut-tore automatico posto immediatamente a valle del punto di consegna.

Fig.14 - Schema elettrico dell’impianto per servizio in parallelo alla rete da 2,7 kWp.

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Il dispositivo di interfaccia (tab. 6) è invece quello su cui maggiormente siconcentra l’attenzione delle società di distribuzione dell’energia, perchéconsiderato di maggiore importanza per il servizio elettrico. La sua manca-ta apertura a seguito di un guasto della rete pubblica potrebbe infatti, alme-no in teoria, far sì che il generatore fotovoltaico continui ad alimentare il gua-sto, introducendo così situazioni di pericolo per le persone e le apparec-chiature.La norma CEI 11-20 stabilisce quali protezioni devono intervenire sul disposi-tivo di interfaccia negli impianti connessi ai sistemi di I categoria (bassa ten-sione) e di II categoria (media tensione), fino ad una certa potenza2:- minima frequenza;- massima frequenza;- minima tensione;- massima tensione;- eventuale altra protezione di perdita rete da concordare con il distributore.

La norma non riporta le soglie di intervento per le protezioni, né i tempi di in-tervento, specificando solo che nell’intervento delle protezioni, ad esclusio-ne di quella di minima tensione, non devono esserci ritardi intenzionali.Questi dati sono contenuti nelle disposizioni delle società elettriche di distri-buzione. Tra queste, per la bassa tensione il riferimento più significativo è co-stituito dal documento DK5940 dell’Enel. Nella tabella 6 sono riportati i va-lori di taratura delle protezioni di interfaccia contenuti nel documento.

Tabella 6 - Funzioni delle protezioni di interfaccia e relative tarature

(1) Unipolare per impianti monofase e tripolare per impianti trifase(2) Le tarature di default sono 49,7 e 50,3 Hz. Qualora le variazioni di frequenza di rete, in

normali condizioni di esercizio, siano tali da provocare interventi intempestivi della prote-

zione di massima/minima frequenza dovranno essere adottate le tarature a 49 Hz e 51 Hz(3) Solo in casi particolari

Protezione Esecuzione Valore di taratura Tempo di interventoMassima tensione Unipolare/tripolare(1) 1,2 Vn 0,1 sMinima tensione Unipolare/tripolare(1) 0,8 Vn 0,2 sMassima frequenza Unipolare 50,3 Hz o 51 Hz(2) Senza ritardo intenzionaleMinima frequenza Unipolare 49 o 49,7 Hz(2) Senza ritardo intenzionaleDerivata di frequenza(3) Unipolare 0,5 Hz/s Senza ritardo intenzionale

(2) Per potenze superiori a 200 kVA è richiesto anche l’intervento per massimatensione omopolare.

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L’allacciamento alla rete di media tensione è invece regolato dal docu-mento Enel DK5740.

4.5 - Impianti per servizio isolato

4.5.1 - Criteri di dimensionamento

Il dimensionamento degli impianti per il servizio isolato (stand-alone), adesempio, per le segnalazioni marittime (fig. 15), comporta la scelta deicomponenti principali (moduli fotovoltaici, batteria, cavi, eventuale inver-ter) per assemblare un sistema in grado di alimentare le utenze in modosoddisfacente.

Per far questo occorre partire da alcuni dati di progetto:- irraggiamento medio giornaliero sul sito nei 12 mesi dell’anno;- energia giornaliera consumata nei periodi più significativi;- potenza massima richiesta complessivamente dagli utilizzatori;- numero di giorni di autonomia anche in mancanza di sole.

Per quanto riguarda il primo punto, è possibile applicare quanto riportato nelprecedente paragrafo sull’energia solare. Non è necessario calcolare i va-lori per tutti i 12 mesi, ma solo per i periodi (il più delle volte è uno solo) incui si ritiene che la differenza tra l’energia solare e quella consumata sia piùsfavorevole. L’inclinazione dei moduli fotovoltaici deve essere scelta di con-seguenza. Tipicamente, se l’impianto funziona tutto l’anno si adotta l’incli-nazione di 60°, mentre se dovesse funzionare solo d’estate l’inclinazione di-pende da quanto lungo si considera il periodo estivo.

Riguardo ai consumi energetici, occorre conoscere o prevedere qualiapparecchi saranno alimentati e per quanto tempo. Ad esempio, suppo-nendo di alimentare 4 lampade fluorescenti da 12 W per una media di 5ore al giorno e un televisore da 60 W per 4 ore al giorno, l’energia gior-naliera consumata sarebbe: Ec = 4.12.5 + 60.4 = 480 Wh/giorno. Se siprevede che vi siano delle differenze nel corso dell’anno il calcolo va ri-petuto ma solo per i periodi da considerare come più sfavorevoli.Il terzo punto riguarda la potenza massima richiesta dagli utilizzatori. Sequesti sono pochi, come nel semplice esempio appena visto, si può fare lasomma delle potenze: Pc = 4.12 + 60 = 108 W. Se invece le utenze sonotante, si può tenere conto del fatto che difficilmente saranno tutte attive nellostesso momento e alla massima potenza. Di questo si tiene conto moltipli-cando la somma dei carichi per un fattore di contemporaneità minore di 1.Il quarto punto si riferisce invece all’autonomia che deve avere l’impian-

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to fotovoltaico in condizioni di tempo particolarmente sfavorevoli (adesempio piogge prolungate). Normalmente si considerano periodi di au-tonomia che vanno da 3 a 5 giorni.A partire da questi dati di progetto è possibile procedere col dimensiona-mento dell’impianto a cominciare dal generatore fotovoltaico. La primaipotesi su cui si basa la maggior parte dei criteri di progetto è la seguen-te: su base media giornaliera, l’energia che l’impianto è in grado di forni-re deve essere almeno uguale a quella che consumano i carichi, cioè:

EFV > EC

L’energia media giornaliera che l’impianto fotovoltaico è in grado di pro-durre è del resto proporzionale all’irraggiamento solare medio giornalie-ro sul sito e alla potenza di picco Po del generatore fotovoltaico a menodi alcune perdite:

EFV = G . PO. K . ηBOS (Wh)

Il coefficiente K, minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamen-ti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e assorbimentodel vetro anteriore, oltre che dello sporcamento dei moduli. Per siti nonparticolarmente penalizzati, è maggiore di 0,9.

Fig.15 - La segnalazione marittima costituisce una delle applicazioni più sfrutta-te del fotovoltaico per servizio isolato.

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Il coefficiente ηbos tiene conto invece di tutte le perdite che si verificanonel sistema, partendo dai moduli fotovoltaici per arrivare ai carichi, ed ècostituito dal prodotto di tanti singoli rendimenti, come si può vedere nel-la tabella 7 nella quale per ciascuna voce sono riportati gli intervalli tipi-ci di variazione dei rispettivi valori.

Come si vede, il coefficiente ηbos varia notevolmente tra la condizione peg-giore e quella migliore. Nel calcolo dei totali, per i valori più bassi è però sta-to posto il mismatch dei moduli e delle stringhe uguale a 1, perché è negli im-pianti composti da 1 o 2 moduli fotovoltaici che, tipicamente, si potrebberomanifestare più pesantemente alcune altre inefficienze (accumulo e inverter).L’efficienza legata allo scostamento della temperatura dei moduli dallecondizioni STC assume i valori più bassi per gli impianti realizzati neiclimi caldi con moduli in silicio cristallino, mentre la situazione è diffe-rente se l’impianto serve un rifugio di montagna o fa uso di moduli fo-tovoltaici a film sottile.Il fenomeno del mismatch fra i moduli fotovoltaici e fra le stringhe è tan-to maggiore (e quindi l’efficienza è tanto minore) quanti più moduli ci so-no nel generatore fotovoltaico, quanti più moduli ci sono per ogni stringae quanto maggiore è lo scostamento della potenza dei singoli moduli ri-spetto alla potenza nominale del modulo. Quest’ultimo dato è fornito dalcostruttore come valore percentuale.L’efficienza legata all’accoppiamento tra il generatore fotovoltaico e l’accu-

Fig. 16 - Esempio di impianto fotovoltaico per abitazione isolata in una piccola isola.

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mulatore è alta se si utilizza un circuito MPPT, è invece inferiore in tutti gli al-tri casi. In assenza del circuito MPPT, per evitare di avere drastiche diminu-zioni di potenza in alcune condizioni operative, come regola generale è be-ne che vi siano 6 celle cristalline in serie per elemento di accumulo, il che si-gnifica 36 celle in serie per 12 V, 72 celle in serie per 24 V e così via.

Se si utilizzano moduli fotovoltaici in silicio amorfo o con le celle di mate-riale diverso dal silicio, occorre comunque tenere in considerazione cheil generatore fotovoltaico deve essere sempre in grado di trasferire la pro-pria potenza all’accumulo con una resa accettabile. È importante quindiverificare che la curva caratteristica del generatore fotovoltaico, anchenei casi più sfavorevoli di irraggiamento solare e temperatura delle celle,lavori in una zona non eccessivamente penalizzata. Ciò deve avvenire inconsiderazione delle possibili variazioni di tensione ai morsetti dell’accu-mulatore, le quali dipendono dal suo stato di carica.Se il regolatore di carica è in grado di svolgere la funzione MPPT la si-tuazione è differente, ma vi sono comunque dei vincoli da rispettare, co-me sarà spiegato nel paragrafo seguente.Fatte queste necessarie premesse, ponendo EC = EFV, si ottiene la poten-za di picco del generatore fotovoltaico e quindi il suo dimensionamento:

Po =EC

G . K . η bos

Passando all’accumulo, è necessario che l’energia Eb che quest’ultimodeve essere in grado di fornire sia almeno uguale a quella che consu-mano i carichi giornalmente, moltiplicata per il numero di giorni di auto-nomia Nga:

Tabella 7 - Tipi di perdita e rendimenti associati

Tipo di perdita Rendimento associatoScostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC 0,92 ÷ 1,00Mismatch fra i moduli e fra le stringhe (= 1 per un solo modulo) 0,90 ÷ 0,99Accoppiamento tra generatore fotovoltaico e accumulo 0,85 ÷ 0,95Circuiti in corrente continua 0,98 ÷ 0,99Processo di carica/scarica dell’accumulo 0,70 ÷ 0,95Inverter (= 1 per impianti in corrente continua) 0,88 ÷ 0,92Circuiti in corrente alternata (= 1 per impianti in corrente continua) 0,96 ÷ 0,98ηbos per impianti in corrente continua 0,54 ÷ 0,88ηbos per impianti in corrente alternata 0,45 ÷ 0,80

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Eb > EC. Nga

L’energia che l’accumulo è in grado di fornire è del resto pari alla sua ca-pacità in Ah Qb, moltiplicata per la tensione nominale Vb e per il rendi-mento di carica/scarica ηb.

Eb > EC. Vb

. ηb

Se il costruttore dichiarasse la capacità a completo esaurimento dell’ac-cumulo bisognerebbe moltiplicare il tutto per il Depth Of Discharge DOD.Nel caso invece, frequente, in cui il valore LVD impostato per il regolato-re di carica è superiore a quello della tensione di fine scarica associatoalla specifica capacità dell’accumulo, occorre maggiorare opportuna-mente la capacità rispetto a quanto calcolato.Dalle due equazioni precedenti ne deriva che la capacità dell’accumulodeve essere almeno pari a:

Qb =EC . Nga

Vb . η b

Nel caso sia presente l’inverter, la sua potenza massima di uscita deveessere almeno uguale a Ec.

Restano infine da dimensionare i collegamenti. In genere questa ope-razione non viene fatta sulla portata dei cavi, quasi sempre sovrab-bondante, ma sulla caduta di tensione ∆V%, per la quale si raccoman-dano i seguenti valori massimi: 3% tra il generatore fotovoltaico e il re-golatore di carica, 1% tra il regolatore di carica e accumulo, 3% tra re-golatore di carica e carichi (considerando il percorso massimo). Se èpresente l’inverter, si può considerare trascurabile la caduta di tensio-ne tra quest’ultimo e il regolatore di carica.

Una volta stabilita la lunghezza l dei collegamenti (per ragioni di unifor-mità considerati sempre unipolari, cioè l è ottenuto sommando l’andata eil ritorno), la sezione S può essere calcolata con la formula:

S > 2,24 .l.Ι

V . ∆V%

Nella formula, I, V e ∆V e assumono i valori riportati nella tabella 8 a se-conda del tipo di collegamento.Nel caso in cui il generatore fotovoltaico sia costituito da più stringhe, lalunghezza l si riferisce al percorso massimo e la sezione S può essere ri-partita fra le stringhe nei tratti compresi tra i moduli fotovoltaici e la sca-tola di parallelo.

75

Infine, è necessario che il circuito dei carichi sia protetto contro il corto cir-cuito e il sovraccarico da un fusibile o un dispositivo automatico. Si consigliadi mettere sempre un fusibile di protezione in serie al circuito batterie.

4.5.2 - Esempio di impianto per servizio isolato

Il caso portato ad esempio riguarda un’abitazione che si vuole alimenta-re in corrente alternata e che si prevede di utilizzare solo nel periodocompreso tra marzo a ottobre, ubicata in Alto Adige (vedi tab. 9), in unazona non servita dalla rete elettrica. Nei rimanenti periodi, non essendoprevisto il normale utilizzo, è tollerata una diminuzione delle prestazioni.Il generatore fotovoltaico non subisce ombreggiamenti di rilievo (K = 0,93).Il sistema deve poter funzionare in assenza di sole con un’autonomia dialmeno tre giorni.I carichi elettrici presentano le caratteristiche riportate nella tabella 10.I valori di radiazione solare sono riportati nella tabella seguente per i so-li mesi utili.

Come si vede, l’inclinazione di 60° del generatore fotovoltaico consentedi aumentare, anche se di poco, l’energia prodotta nel mese più sfavore-vole, rappresentato da marzo con 3,80 kWh/m2g.Nel progetto si considera una tensione di 24 V per la parte in correntecontinua.L’inverter ha una potenza di 250 W di uscita con il 92% di rendimento. L’ac-cumulo può essere costituito da 2 batterie monoblocco da 12 V in serie.Il rendimento di tutto il sistema ηBOS è stimato con la tabella 11, nella qua-le per alcune voci si fa uso di valori presunti.La potenza di picco del generatore fotovoltaico risulta allora essere:

Po =977

= 446 W3,80 . 0,93 . 0,62

La capacità dell’accumulo è data da:

Qb =977.3

= 144 Ah24 . 0,85

Collegamento I V ∆∆V%Generatore fotovoltaico - regolatore di carica IM = IPmax.m Vb <3Regolatore di carica - accumulo IM = IPmax.m Vb <1Regolatore di carica - carichi (corrente continua) VCm/Vb Vb <3

Tabella 8 - Valori di I e V per i vari tipi di collegamento

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Il generatore fotovoltaico potrebbe allora consistere in 4 moduli fotovol-taici da 110 Wp in silicio cristallino da 36 celle, collegati tra loro in mododa formare 2 stringhe da 2 moduli ciascuna.L’accumulo può consistere in due batterie monoblocco da 12 V e C100

(25°C, 1,85 V/el) = 150 Ah collegate in serie. Se il valore LVD (Low VoltageDisconnection) del regolatore di carica fosse maggiore di 1,85 x 12 = 22,2 V,sarebbe necessario incrementare opportunamente la capacità dell’accumu-lo per tenere conto del differente DOD di riferimento.

Fig.17 - Generatore fotovoltaico.

Tabella 10 - Potenza ed energia per vari tipi di carichi

Descrizione N Potenza [W] Ore / giorno Energia consumata [Wh/g]Lampada fluorescente compatta 4 12 x 4 4 192Televisore a colori 20” 1 55 3 165Frigorifero 200 litri classe A 1 (90) - 500Altre utenze - (60) - 120TOTALE - 253 - 977

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

Località: Bolzano30° 3,88 4,81 4,87 5,20 5,43 5,15 4,65 3,6060° 3,80 4,24 4,00 4,13 4,40 4,42 4,41 3,93

Tabella 9 - Dati relativi a Bolzano

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Il regolatore di carica, da 24 V, deve essere in grado di sopportare unacorrente massima pari a 2 x Isc, la quale dipende dai dati di targa dei mo-duli, ma che potrebbe essere all’incirca di 13 A. L’interruttore-sezionato-re posto tra l’array e il regolatore di carica deve essere da 16 A.Lo schema elettrico che ne deriva è mostrato nella figura 18.Per sicurezza, è bene inserire un fusibile in serie alle batterie. Esso de-ve essere dimensionato considerando anche i possibili spunti dell’inver-ter, il quale per brevi periodi è in grado di erogare una potenza superiorea quella nominale e che può arrivare a 400 W. Può essere utilizzato unfusibile da 20 A.

All’uscita dell’inverter partono due conduttori indicati con notazione unifi-lare. A meno di indicazioni particolari del costruttore dell’inverter, l’inter-ruttore magnetotermico può essere 1P+N o 2P, di tipo B o C, con valorenominale di 2 A. L’interruttore differenziale è da 30 mA.Anche se non è visibile nello schema, è importante che vi sia un condut-tore di protezione (PE) di colore giallo-verde che collega a terra le mas-se e il polo centrale delle prese a spina.

Per quanto riguarda le sezioni dei cavi vale quanto segue. Se, ad esempio,il parallelo delle stringhe è effettuato in prossimità dei moduli e la distanzatra il regolatore di carica e la scatola di parallelo è pari a 8 m (16 m equiva-lenti di cavo unifilare), il cavo deve avere sezione pari a 6 mm2, mentre trala scatola di parallelo e i singoli moduli è sufficiente una sezione di 2,5 mm2.

Per le batterie, se il collegamento, inteso come unifilare, tra il regolatoredi carica e le batterie è lungo 5 m, occorre utilizzare un cavo di 6 mm2.Tra l’inverter e le utenze è sufficiente utilizzare un cavo di 1,5 mm2 a me-no che le distanze non siano davvero considerevoli. Il conduttore di pro-tezione (PE) deve avere lo stesso diametro.

Tipo di perdita Rendimento associatoScostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC 0,96Mismatch fra i moduli e fra le stringhe 0,97Accoppiamento tra generatore fotovoltaico e accumulo 0,90Circuiti in corrente continua 0,98Processo di carica/scarica dell’accumulo 0,85Inverter 0,92Circuiti in corrente alternata 0,97ηbos 0,62

Tabella 11 - Rendimento del sistema

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4.6 - Altri impianti

4.6.1 - Applicazioni di piccola taglia

Le applicazioni di piccola taglia riguardano tutti i casi in cui uno o due mo-duli fotovoltaici sono utilizzati per alimentare piccoli carichi. La potenzanon supera normalmente i 100÷200 Wp e l’energia è accumulata in unabatteria monoblocco, normalmente da 12 V, per mezzo di un piccolo re-golatore di carica.Questi sistemi trovano applicazione nella nautica, nel caravan e nelcampeggio. Inoltre, si trovano in commercio piccoli sistemi per l’alimen-tazione di abitazioni isolate.Solitamente, tali soluzioni sono commercializzate come kit contenenti tuttol’occorrente, carichi elettrici compresi. A seconda della taglia, si può partireda kit per l’alimentazione di 1 o 2 lampade fluorescenti compatte, fino ad ar-rivare a sistemi comprensivi di frigorifero e televisore di piccola potenza.Nel mondo questi sistemi sono molto diffusi per l’elettrificazione rurale, inquanto consentono fornire, con poca spesa, un minimo di energia elettri-ca ad abitazioni isolate che altrimenti ne sarebbero sprovviste. Si consi-deri che le ridotte disponibilità economiche di molte popolazioni che vi-vono in Paesi in via di sviluppo non consentono, in molti casi, di andareoltre l’installazione di sistemi composti da un unico modulo fotovoltaico,in grado di alimentare qualche sorgente luminosa.

Fig.18 - Schema elettrico dell’impianto fotovoltaico per servizio isolato con usci-ta in corrente alternata.

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4.6.2 - Illuminazione stradale

L’illuminazione stradale realizzata utilizzando l’energia solare consente dirisparmiare i lunghi tratti di cavo interrato che normalmente vengono uti-lizzati per alimentare le file di lampioni (fig. 21). Per contro richiede alcu-ne valutazioni preliminari aggiuntive, tra cui le principali sono dovute allapiù limitata disponibilità della risorsa solare rispetto a quella offerta dallarete e al particolare tipo di installazione dei moduli fotovoltaici (in cima adun palo di alcuni metri):- quale è il livello di illuminazione minimo richiesto sul piano stradale?- il servizio è richiesto tutto l’anno o solo per un periodo più breve?- è necessario che il servizio si protragga per tutta la notte o l’illumina-

zione è richiesta solo fino ad una certa ora?- la luce prodotta deve avere delle caratteristiche particolari o è possibi-

le utilizzare qualsiasi tipo di lampada?- qual è il carico dovuto al vento sulla struttura comprensiva dei moduli fo-

tovoltaici?- il tipo di batteria utilizzata è compatibile con le condizioni climatiche lo-

cali o è necessario ricorrere a tipi di pose particolari (ad esempio posaal livello del suolo o interrata)?

- le caratteristiche estetiche dei lampioni fotovoltaici si accordano conl’ambiente circostante?

Come si vede, i quesiti sollevati dai lampioni fotovoltaici lasciano pocospazio all’improvvisazione, ma, fortunatamente, la tecnologia consenteoggi di risolvere parecchi problemi. Ad esempio, nei mesi invernali il con-

Fig.19 - Disposizione dei moduli foto-voltaici sulla tuga di una barca a vela.

Fig. 20 - Impianto fotovoltaico formato daun solo modulo per un’abitazione isolata.

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trollo elettronico della lampada può parzializzarne la luminosità garan-tendo comunque una buona resa. Molto utili si stanno dimostrando an-che i sensori di prossimità che aumentano la luminosità della lampada al-l’avvicinarsi di un veicolo o un pedone e mantengono invece una lumi-nosità minima in tutti gli altri casi.Se poi la luce emessa non deve rispondere a particolari caratteristiche intermini di colore e resa cromatica, come avviene su gran arte delle stra-de, è possibile utilizzare lampade ad alta efficienza, ad esempio al sodioa bassa pressione, col risultato di diminuire la superficie fotovoltaica ne-cessaria e alleggerire il sistema.Da segnalare la crescente diffusione delle lampade a matrici di LED, ca-ratterizzate dall’avere buona efficienza e costi contenuti.

4.6.3 - Impianti in parallelo alla rete con funzione di soccorso

Talvolta, i possessori di impianti fotovoltaici per servizio in parallelo allarete rimangono sconcertati a sentire che il proprio sistema, magari di di-mensioni ragguardevoli e pagato fior di quattrini, non è in grado di tene-re accesa neppure una lampadina in caso di black-out.Infatti, come si è visto, la protezione di interfaccia deve scollegare pron-tamente l’impianto fotovoltaico in caso di mancanza rete per evidenti ra-

Fig.21 - Esempio di lampione fotovoltaico.

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gioni di sicurezza. Ma se anche così non fosse, in mancanza di un accu-mulo dell’energia sarebbe ben difficile bilanciare perfettamente i consu-mi con l’energia prodotta e pertanto un sistema siffatto si rivelerebbe co-munque inidoneo al servizio isolato.

Va aggiunto inoltre che, nel nostro Paese, la qualità del servizio elettrico siattesta (ancora) su livelli piuttosto alti, per cui nella maggior parte dei casinon conviene ricorrere a modifiche che fanno aumentare la complessità e ilcosto dell’impianto per far fronte a pochi eventi sfavorevoli di modesta du-rata. Qualora vi fossero dei carichi particolarmente critici (computer, appa-recchi elettromedicali ecc.) conviene invece per questi utilizzare un gruppodi continuità (UPS) della potenza strettamente necessaria.Tuttavia, soprattutto nelle zone rurali, vi possono essere situazioni nellequali l’affidabilità della rete si rivela piuttosto scarsa e occorre farequalcosa per fronteggiare le frequenti interruzioni. Un impianto per ilservizio in parallelo alla rete contiene sempre almeno un inverter di unacerta potenza. Quest’ultimo però non è generalmente adatto all’utilizzonel servizio isolato, principalmente perché è configurato per compor-tarsi da generatore di corrente anziché da generatore di tensione. Sefosse però possibile cambiarne la configurazione in modo automatico lostesso dispositivo potrebbe assolvere entrambi i compiti.Questa soluzione è stata adottata per alcuni inverter che, in questo mo-do, riescono a svolgere le due funzioni.Naturalmente, questi sistemi necessitano di un accumulo elettrochimicoin grado di far fronte alle condizioni di black-out per un certo periodo ditempo, tuttavia inferiore a quanto richiesto negli impianti per servizio iso-lato. Inoltre, non appena si verifica una interruzione nell’erogazione del-l’energia devono svolgere le seguenti operazioni:- apertura del dispositivo di interfaccia;- riconfigurazione dei propri parametri interni per il funzionamento isolato;- riavvio con la sorgente di alimentazione costituita dall’accumulo in ag-

giunta al generatore fotovoltaico;- monitoraggio delle condizioni di rete per avviare la sequenza inversanon appena si verifica il ripristino dell’erogazione di energia.Le prestazioni ottenibili, in termini di tempi di commutazione, sono spessoinferiori a quelle offerte dai normali UPS, ma i costi sono più contenuti.

4.6.4 - Impianti di pompaggio dell’acqua

Gli impianti di pompaggio dell’acqua (fig. 22) sono gli unici impianti perservizio isolato che di regola non necessitano di un accumulo dell’ener-gia di tipo elettrochimico. In questi impianti l’accumulo è costituito dal ser-

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batoio dell’acqua, la quale è prelevata da un pozzo e portata in superfi-cie per poi essere utilizzata quando occorre.In genere la pompa costituisce un corpo unico col motore elettrico che vieneracchiuso in un contenitore stagno in quanto tale componente deve esserecalato nel pozzo al di sotto del pelo libero dell’acqua. Negli impianti di tagliasuperiore a 100÷200 W si utilizzano quasi sempre motori in corrente alter-nata, quindi devono essere comandati da un inverter. In alcuni casi l’inverterfa parte del componente stagno da calare nel pozzo, in altri costituisceun’entità separata e può essere contenuto nella centralina di comando.In fase di dimensionamento è importante che la pompa sia in grado di su-perare la prevalenza necessaria (ossia la differenza di quota tra il serba-toio e il pelo libero dell’acqua del pozzo più le perdite di carico) anche conbassi livelli di radiazione solare. Livelli più alti di radiazione devono inve-ce tradursi in proporzionali aumenti di portata.Se l’acqua deve alimentare dei rubinetti attraverso un acquedotto anchepiccolo, il serbatoio di raccolta deve essere posizionato qualche metropiù in alto rispetto ai punti di prelievo, mentre negli utilizzi agricoli o zoo-tecnici si fa di solito uso di vasche aperte.Gli impianti di pompaggio fotovoltaici sono tipicamente diffusi nelle zonerurali dei Paesi in via di sviluppo.

4.6.5 - Inseguitori solari

Realizzati prendendo spunto dai girasoli, gli inseguitori solari (fig. 23) so-no dei meccanismi che modificano l’inclinazione e l’orientamento deimoduli fotovoltaici nel tentativo di far arrivare su di essi la radiazione so-lare diretta nel modo migliore possibile, cioé perpendicolarmente.Questi dispositivi si distinguono in inseguitori su un solo asse (monoas-siali) e inseguitori su due assi (biassiali). Solo gli inseguitori biassiali so-no in grado, almeno in teoria, di orientarsi perfettamente rispetto al discosolare, mentre quelli monoassiali si limitano a seguire l’evoluzione del so-le durante il giorno con un certo margine di errore.Nonostante i vantaggi in termini energetici, gli inseguitori solari non han-

Fig. 22 - Schema di principio di un impianto di pompaggio dell’acqua.

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no una grande diffusione, almeno nei piccoli impianti, principalmente per-ché spesso la maggiore complessità non compensa l’incremento di resain termini economici. Attualmente però, per alcuni grossi impianti sonoprevisti sistemi ad inseguimento monoassiale affidabili e di basso costo. Inoltre, la maggiore produzione ottenibile facendo uso degli inseguitorisolari è concentrata soprattutto nel periodo estivo, quando il sole descri-ve i percorsi più lunghi, mentre nei mesi invernali i vantaggi sono minimi.Tipicamente quindi, gli inseguitori solari non migliorano granché la resadegli impianti per servizio isolato.L’utilizzo degli inseguitori solari biassiali si rivela però indispensabile negliimpianti fotovoltaici a concentrazione, nei quali la radiazione solare è con-centrata per mezzo di sistemi ottici di vario tipo e incide su celle solari ad al-to rendimento. Si tratta comunque di sistemi non ancora pronti per la com-mercializzazione su vasta scala.

Fig.23 - Esempio di inseguitore monoassiale: il puntamento migliore è ottenutoquando il segnale della cella di riferimento bifacciale, montata perpendicolar-mente al piano dei moduli, risulta minimo

5.1 - Principali riferimenti legislativi

Vi sono numerosi riferimenti di legge per quanto riguarda il fotovoltai-co e gli strumenti di incentivazione che si sono succeduti nel corso de-gli anni. Considerando quelli più attuali, è possibile redigere l’elencoseguente.

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 - Attuazione della diretti-va 96/92/CE recante le norme comuni per il mercato interno del-l’energia elettricaSi tratta del cosiddetto “Decreto Bersani” sulla liberalizzazione del mer-cato elettrico. Costituisce il fondamento per tutti i provvedimenti che si so-no susseguiti sulla regolamentazione del mercato, i rapporti tra produtto-ri e le regole di dispacciamento. Dal punto di vista del fotovoltaico sonointeressanti le definizioni, tra cui quella di piccola rete isolata, e la quotaobbligatoria di energia da fonte rinnovabile per i produttori.

Decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 - Attuazione della di-rettiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettricaprodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno del-l’elettricitàNel decreto si parla per la prima volta della tariffa incentivante per ilsolare, che sarebbe diventata in seguito il “conto energia”. Il decretoprevede la semplificazione delle procedure autorizzative per gli im-pianti a fonti rinnovabili e alcune facilitazioni per il loro collegamentoalla rete elettrica.

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CAPITOLO 5

LEGISLAZIONE, AUTOPRODUZIONEE SOCIETÀ ELETTRICHE,

VALUTAZIONI ECONOMICHE

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Decreto Ministeriale 28 luglio 2005È l’atteso decreto sul “Conto energia”. Sono per la prima volta defini-te le tariffe incentivanti per l’energia prodotta da fotovoltaico e le mo-dalità per ottenerle. La potenza fotovoltaica finanziabile al 2015 è tut-tavia piuttosto bassa e pari a 500 MW.

Decreto Ministeriale 6 febbraio 2006Introduce alcune correzioni e adattamenti al decreto 28 luglio 2005. Inparticolare, porta la potenza finanziabile al 2015 a 1000 MW e con-sente l‘utilizzo dei moduli fotovoltaici in film sottile (ma solo alle per-sone giuridiche).

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 28/06 -Condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul postodell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rin-novabili di potenza nominale non superiore a 20 kW, ai sensi del-l’articolo 6 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387Si tratta della riformulazione dello scambio sul posto, già previsto dal-la delibera 224/00, ed ora ampliato a tutte le energie rinnovabili purchéprodotte da impianti di potenza non superiore a 20 kW.

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 188/05 -Definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l’eroga-zione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attua-zione dell’articolo 9 del decreto del Ministro delle attività produt-tive, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del ter-ritorio, 28 luglio 2005Definizione del soggetto attuatore, introdotto dal decreto legislativo28 luglio 2005, ed ora identificato con il GRTN (ora GSE).

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 40/06 -Modificazione e integrazione alla deliberazione dell’Autorità perl’energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05, in materiadi modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti degli im-pianti fotovoltaiciLa delibera apporta alcune modifiche, soprattutto al conteggio degli in-centivi in conto energia, nel caso di contratto di scambio sul posto pergli impianti fotovoltaici.

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Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 34/05 - Mo-dalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica dicui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239La delibera stabilisce i prezzi minimi garantiti per l’energia prodotta dafonti rinnovabili e ceduta alla rete elettrica.

Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007Si tratta del nuovo decreto Conto Energia, grazie al quale è stata rivi-sitata l’intera materia delle incentivazioni ed è stato reso più agevolel’accesso alla tariffa incentivante.

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 281/05 -Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle retielettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV i cui gestorihanno obbligo di connessione di terziLa delibera tratta delle modalità di accesso alla rete elettrica MT per iproduttori di energia elettrica, prevedendo condizioni particolari per lefonti rinnovabili.

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 88/07 -Disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodottada impianti di generazioneSono presi in considerazione gli impianti al di sotto e al di sopra di 20 kW.

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 89/07 -Condizioni tecnico economiche per la connessione di impianti diproduzione di energia elettrica alle reti elettriche con obbligo diconnessione di terzi a tensione nominale minore o uguale ad 1 kVIn dettaglio gli obblighi del produttore e del gestore di rete per gli al-lacciamenti alla bassa tensione.

Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 90/07 - At-tuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, diconcerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorioe del Mare 19 febbraio 2007, ai fini dell’incentivazione della pro-duzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaiciLa delibera contiene la modulistica per la domanda per l’ottenimentodella tariffa incentivante.

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Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 280/07 -Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell’energiaelettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legis-lativo 29 dicembre 2003, n. 387/03, e del comma 41 della legge 23agosto 2004, n. 239/04Costituisce un aggiornamento della delibera 34/05, soprattutto perquanto riguarda le tariffe minime garantite per le fonti rinnovabili.

5.2 - Regolamenti delle società elettriche

La liberalizzazione del mercato elettrico introdotta in Italia con il de-creto 79/99 ha innescato una graduale espansione delle piccole so-cietà di distribuzione dell’energia elettrica, rappresentate soprattuttodalle aziende municipalizzate, a scapito dell’ENEL. L’ENEL rappre-senta tuttavia un riferimento tecnico, anche per le società concorrenti,per via della sua lunga esperienza e della presenza in Comitati nazio-nali e internazionali di vario tipo. Benché quindi ogni società abbiaemesso dei propri regolamenti per l’allacciamento degli autoprodutto-ri alla rete, molto spesso tali documenti ricalcano in grande misura ledisposizioni emesse dall’ENEL. Per le valutazioni di carattere genera-le conviene quindi rifarsi a queste ultime.Due principali documenti emessi dall’ENEL:

ENEL DK 5940 - Criteri di allacciamento di impianti di produzione allarete bt di ENEL Distribuzione

ENEL DK 5740 - Criteri di allacciamento di impianti di produzione allarete MT di ENEL Distribuzione

5.3 - Valutazioni economiche per gli impianti collegatialla rete elettrica

La scelta di realizzare un impianto fotovoltaico, al di là di altre con-siderazioni, deve sempre tenere conto della sua convenienza eco-nomica.Infatti, un impianto fotovoltaico costituisce pur sempre un investimen-to, ossia un impegno di capitale a fronte del quale ci si aspetta un ade-guato ritorno, rappresentato dai benefici attesi. Non sempre tali bene-fici possono essere espressi in termini strettamente economici. Seprendiamo, ad esempio, gli impianti per servizio isolato, il valore del-

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l’energia elettrica prodotta dal fotovoltaico dipende dalla sua utilità, os-sia da quanto chi la utilizza è disposto a spendere per averla.

Di fatto, non è sempre facile tradurre in termini economici la disponi-bilità di energia elettrica, anche facendo il confronto con altre soluzio-ni (ad esempio i gruppi elettrogeni), i quali comunque possono pre-sentare delle controindicazioni, perché generano inquinamento, ru-more, o si rivelano poco affidabili. È quindi importante essere in gradodi caratterizzare un impianto fotovoltaico anche dal punto di vista eco-nomico oltre che tecnico, perché un investimento di questo tipo nondovrebbe essere guidato solo da considerazioni di tipo qualitativo. Aquesto scopo si cercherà di illustrare alcuni concetti economici di ba-se, utili al fine di intraprendere qualche semplice calcolo.

5.3.1 - Attualizzazione di costi e ricavi

È possibile esprimere su un grafico i flussi di cassa (cash-flow) con ca-denza annuale (fig. 1), associati ad un impianto fotovoltaico. Si immaginiche l’investimento iniziale avvenga al tempo t = 0, mentre dopo un annosia possibile iniziare a calcolare ricavi e costi.

Il numero di anni, indicato con n, dipende dall’orizzonte temporale chesi intende considerare. Per gli impianti fotovoltaici la durata minima nonè mai inferiore a 20 anni e ragionevolmente si ritiene che possa spin-gersi fino a 30÷40 anni. I ricavi sono associati alla valorizzazione dell’e-nergia elettrica prodotta, ceduta o autoconsumata, mentre i costi sono,tipicamente, dovuti alle spese di esercizio e manutenzione. Nei casireali, i flussi di cassa non sono costanti, in quanto i ricavi possono di-pendere dalle condizioni di soleggiamento che si sono verificate nelcorso dell’anno, mentre i costi includono i normali controlli e gli interventidi carattere straordinario.

Nei calcoli economici che seguiranno non si tiene però conto delle varia-zioni che avvengono anno per anno, in larga parte non prevedibili, ma so-lo del loro valore medio. La produzione annua si considera quindi costan-te e di conseguenza anche i ricavi.

I costi annui di esercizio e manutenzione sono anch’essi presi come valo-ri medi e, generalmente, calcolati come percentuale dell’investimento (cir-ca 1% per gli impianti allacciati alla rete e 3÷5% per gli impianti isolati).

89

Tuttavia, la distribuzione nel tempo di costi e ricavi fa sì che non sipossano sommare tra loro quantità percepite o sborsate in tempi di-versi senza eseguire un’adeguata conversione. Infatti, per ognuno dinoi, una stessa somma ha valore differente a seconda che sia resadisponibile subito o tra un certo tempo.

Gli economisti tengono conto di questo atteggiamento per mezzo deltasso di attualizzazione. Esso corrisponde a quel valore che rende in-differente per chi investe disporre di una certa somma immediata-mente o a distanza di un anno aumentata di una percentuale pari a i,cioè moltiplicata per 1 + i. Se, anziché dopo un anno, quella datasomma fosse disponibile dopo k anni, l’equivalenza si manterrebbemoltiplicandola per (1 + i)k.Invertendo il ragionamento, se si dispone della somma S in anni di-versi, il valore attribuito oggi a S sarebbe pari a S/(1 + i) se S arrivadopo un anno e pari a S/(1 + i)k se S arriva dopo k anni.

È possibile utilizzare come valore di i quello che si avrebbe impiegandola stessa somma in investimenti alternativi a quello considerato ma conlo stesso livello di rischio. In questi casi si usa di solito, come riferimen-to, il rendimento dei titoli di stato o delle obbligazioni a lungo termine.

Fig. 1 - Diagramma temporale con i flussi di cassa su base annua.

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Se invece la somma necessaria all’investimento è presa a prestito, sipuò utilizzare il tasso applicato al mutuo.

Passando dalle mura domestiche alle decisioni aziendali, in questicasi si utilizza normalmente un valore di i dipendente da molti fatto-ri, interni ed esterni, variabili da caso a caso. In generale quindi, il parametro assume il significato più ampio ditasso di interesse.

In aggiunta al tasso di interesse, vi è un altro parametro che incidesul diverso valore nel tempo di una stessa somma. Infatti, un datoammontare subisce quasi sempre nel tempo a un deprezzamentodovuto alla diminuzione del suo potere di acquisto. Di questo feno-meno si tiene conto con il tasso di inflazione ƒ.

Il tasso di inflazione ƒ può anche essere definito come il tasso di au-mento generalizzato dei prezzi. Questi ultimi non variano tutti nel tem-po della stessa quantità e nella stessa direzione, tuttavia sono definitidegli indici aggregati, tra i quali il più importante è l’indice aggregato deiprezzi al consumo ISTAT. L’effetto dell’inflazione (considerata costante)sul valore della moneta si può esprimere, al pari del tasso di attualiz-zazione, dicendo che una data somma dopo un anno avrà un potere diacquisto pari a S/(1+ƒ) e dopo k anni pari a S/(1+ƒ)k.

Nei calcoli si fa spesso uso del tasso reale di interesse i’, il qualerappresenta il tasso che si avrebbe se il potere di acquisto della mo-neta rimanesse invariato nel tempo. Il tasso reale di interesse èquindi il tasso di interesse prima visto depurato dell’effetto dell’infla-zione e risulta pari a:

È molto importante comprendere che nei calcoli economici le serie tem-porali di dati, ossia i cash-flow, possono essere espressi in 3 modi(1):

i - ƒ 1 + ii’ = _____ e 1 + i’ = _____

1 + ƒ 1 + ƒ

(1) Nel caso più generale si dovrebbe tenere conto anche delle derive, ossia del-le variazioni dei prezzi rispetto al tasso di inflazione. In questa breve trattazione,per semplicità, le derive si considerano nulle.

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- a moneta costante, cioè senza tenere conto degli effetti dell’infla-zione e del tasso di interesse;

- a moneta corrente, tenendo conto dell’inflazione;- a valore attualizzato, tenendo conto del tasso di interesse e dell’in-flazione.

Per fare un esempio, si consideri di investire 3300 Euro nel 2006, afronte del quale ci si attende un ritorno di 1200 Euro attualizzato perognuno dei 3 anni successivi. Il tasso di interesse è del 5% e l’infla-zione è pari al 2%.

La tabella 1 mostra il cash-flow calcolato con le tre differenti modalità:Di solito, il cash-flow è calcolato a moneta costante quando si vuoleavere una più chiara visione dei costi e dei ricavi depurati dall’effettoinflattivo. Le serie temporali a moneta costante permettono inoltre dieffettuare sviluppi analitici indipendenti dal tasso di inflazione.

Per contro, i valori a moneta corrente, che in questo caso rappresen-tano le somme effettivamente percepite, consentono di valutare me-glio l’impatto nel futuro dei singoli esborsi e proventi. Per questo mo-tivo le serie di dati a moneta corrente sono molto utilizzate.Tuttavia, è con i valori attualizzati che risulta possibile sommare e sot-trarre tra loro costi e ricavi avvenuti in tempi differenti.

Nel caso di impianti fotovoltaici realizzati da privati, frequentemente siutilizza un tasso di interesse pari all’inflazione. In questo caso i valo-ri attualizzati risultano uguali a quelli calcolati a moneta costante.

Per le imprese la scelta è invece generalmente più complessa inquanto è necessario tenere conto delle possibili fonti di finanziamen-to e degli effetti della tassazione sugli utili.Nei casi pratici, ci si trova spesso a dover valorizzare una serie di

Tipo di calcolo ‘06 (k = 0) ‘07 (k = 1) ‘08 (k = 2) ‘09 (k = 3) Formulazione utilizzataA moneta costante -3300 1200 1200 1200 -A moneta corrente -3300 1224 1248 1273 (1+ƒ)k

A valore attualizzato -3300 1166 1132 1100 1+ƒ k

1+i( )

Tab. 1 - Esempio di cash-flow calcolato con diverse modalità

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somme (costi o ricavi) uguali fra loro, con cadenza annuale, che inte-ressano anni consecutivi a partire dal primo.

Il valore risultante Vs, attualizzato con un tasso di interesse i (nomi-nale o reale) è pari a:

La seconda delle due formule risulta essere particolarmente utileperché permette il calcolo semplice e veloce dell’ammontare com-plessivo indipendentemente dall’estensione del periodo considerato.

5.3.2 - Metodi di valutazione degli investimenti

Una decisione di investimento, come si è visto, comporta un certo nu-mero di esborsi e di proventi in un dato periodo ma in momenti diver-si. È stato anche visto come è possibile confrontare tra loro questequantità attualizzandole rispetto a un dato istanteÈ necessario avere dei criteri per valutare la bontà o meno dell’inve-stimento.I metodi più comunemente adottati sono i seguenti:- Valore Attuale Netto (VAN);- Tasso Interno di Rendimento (TIR),- Periodo di Recupero Scontato (PRS).

Il Valore Attuale Netto è semplicemente la somma algebrica dei costi edei ricavi nel corso degli anni. Esso costituisce un metodo più sicuro edaffidabile, in quanto si adatta a qualsiasi tipo di cash-flow, anche a quel-li in cui vi sono più investimenti differiti tra loro nel tempo. Nella sua for-mulazione più semplice(2), il Valore Attuale Netto è così definito:

Fig. 2 - Diagramma temporale per una ricavo pari a S ripetuto per n anni.

n 1 (1+i)n -1Vs = S . Σ _____ o anche Vs = S . ________

k=1 (1 + i)k i . (1 + i)n

(2) Non si tiene conto esplicitamente degli effetti della tassazione, né delle varia-zioni di capitale circolante.

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dove:I è l’investimento iniziale;Rk è la somma dei ricavi nell’anno; Ck è la somma dei costi nell’anno; Vr è il valore residuo alla fine del periodo considerato.

Nel calcolo del VAN è necessario definire il periodo considerato. Peril fotovoltaico, almeno quello allacciato alla rete, come già visto un va-lore di 20÷30 anni rappresenta un periodo ragionevole.Un altro metodo comunemente utilizzato per il calcolo della convenienzadi un investimento è quello basato sul Tasso Interno di Rendimento.

Il Tasso Interno di Rendimento è definito come quel tasso che rendenullo il valore attualizzato della somma algebrica del flusso dei costie dei ricavi dovuti al progetto di investimento.In questo caso si tratta di determinare il valore di i che soddisfa l’e-quazione:

Il valore di i si determina per iterazioni successive, essendo presen-te nell’equazione in forma implicita.Come nel caso del VAN, nel calcolo del TIR occorre stabilire il perio-do entro cui devono essere considerati i flussi di cassa.Spesso però si vuole conoscere in quanto tempo si recupererà il ca-pitale investito e quindi si calcola il Periodo di Recupero Scontato. Èquesto il parametro più importante perché molti privati, così comemolte aziende vogliono sapere in quanto tempo riusciranno ad avereindietro il capitale impiegato.

La formulazione è del tutto analoga a quella relativa al TIR, con la dif-ferenza che l’incognita è ora il periodo anziché il tasso di interessee, inoltre, il valore residuo non viene di solito considerato.

n Rk - Ck VRVAN = -I + Σ _______ + _____

k=1 (1 + i)k (1 + i)n

n Rk - Ck VRI = Σ _______ + _____

k=1 (1 + i)k (1 + i)n

n Rk - CkI = Σ _______

k=1 (1 + i)k

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In pratica, procedendo per tentativi, il periodo x si determina per in-terpolazione lineare dei due k successivi per i quali la sommatoriaassume, rispettivamente, un valore di poco inferiore e di poco supe-riore a I.

5.3.3 - Esempio di calcolo

Per fare un esempio di calcolo economico è possibile riprendere l’im-pianto per servizio in parallelo alla rete dimensionato con una poten-za di 3000 Wp e che produce 3700 kWh/anno.

Nel seguito è mostrato un procedimento di calcolo con valori che so-no in relazione al funzionamento in conto energia (DM 08/07/05) conl’impianto che si avvale dello scambio sul posto dell’energia.

È possibile aggiornare i valori esposti ai provvedimenti e agli incenti-vi in vigore mantenendo il procedimento valido.

Il tasso di interesse è stato fissato uguale all’inflazione, quest’ultimaconsiderata pari al 2,5% annuo.Il contributo in conto energia (0,445 €/kWh per 20 anni) non viene ag-giornato nel corso degli anni, mentre per tutte le altre voci si consi-dera un aggiornamento pari all’inflazione.Il costo dell’impianto, IVA compresa, si considera pari a 7500 €/kWp.I costi annui di esercizio e manutenzione sono stimati come 75€/kWp.Il costo medio dell’energia acquistata, da utilizzare per il calcolo delcosto evitato sulla base dello scambio sul posto dell’energia è di 0,18€/kWh.La spesa per la lettura e gestione dei contatori è pari a 50 €/anno.Il proprietario dell’impianto decide di beneficiare della detrazione fi-scale sull’imponibile del 41% distribuita su 10 anni. In questo caso ilcontributo in conto energia viene però decurtato del 30%.Investimento:I = 3 x 7500 = 22500 €Cash-flow annuo a rata costante (moneta corrente):RC1 = 0,445 x (1 – 0,3) . 3700 = 1153 €/a (per 20 anni)RC2 = 0,41 x 22500 / 10 = 923 €/a (per 10 anni)Cash-flow annuo soggetto a incremento (moneta costante):RV = 0,18 x 3700 – 75 x 3 – 50 = 391 €/a

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Avendo scelto il tasso di interesse i uguale all’inflazione ƒ, i valori attua-lizzati di RV sono pari al valore calcolato, mentre quelli di RC1 e RC2 de-vono essere attualizzati dividendoli per (1 + ƒ)k.L’attualizzazione avviene, in pratica, utilizzando la formula vista prece-dentemente per il calcolo del valore attualizzato Vs.Considerando nullo il valore residuo, il calcolo del VAN a 20 anni è pari a:VAN20 = -22500 + 1173 x 15,59 + 923 x 8,75 + 391 x 20 = 11371 €

Passando al calcolo del PRS, sono stati trovati 2 valori per i quali la diffe-renza tra l’investimento e il valore cumulato del cash-flow cambia segno:

10 anni: -22500 + 22075 = -425 Euro11 anni: -22500 + 23342 = 842 Euro

Il PRS è allora pari a 10 + 425 / (425+842) = 10,3 anniIn figura 3 è riportato il grafico dei valori cumulati (VAN) in funzione delnumero di anni considerati. Si noti il cambiamento di pendenza della cur-va dopo 10,3 anni, dovuto al parametro RC2, e alla fine dei 20 anni, in cuitermina il contributo in conto energia.

Fig. 3 - Andamento del Valore Attuale Netto per l’impianto fotovoltaico presocome esempio.

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Appendice 5.1 - Alcune definizioni

Le Definizioni sono tratte dall’articolo 2 del Decreto Legislativo 16 marzo1999, n. 79 "Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per ilmercato interno dell'energia elettrica".

1. Autoproduttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettricae la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero peruso delle società controllate, della società controllante e delle società control-late dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società co-operative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica di cui all'articolo4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai con-sorzi o società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fon-ti energetiche rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industrialianteriormente alla data di entrata in vigore del presente decreto.

2. Clienti sono le imprese o società di distribuzione, gli acquirenti grossisti egli acquirenti finali di energia elettrica.

3. Cliente finale è la persona fisica o giuridica che acquista energia elettricaesclusivamente per uso proprio.

4. Cliente grossista è la persona fisica o giuridica che acquista e vendeenergia elettrica senza esercitare attività di produzione, trasmissione e dis-tribuzione nei Paesi dell'Unione europea.

5. Cliente idoneo è la persona fisica o giuridica che ha la capacità, per effet-to del presente decreto, di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi pro-duttore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero.

6. Cliente vincolato è il cliente finale che, non rientrando nella categoria deiclienti idonei, è legittimato a stipulare contratti di fornitura esclusivamentecon il distributore che esercita il servizio nell'area territoriale dove è localiz-zata l'utenza.

7. Cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica e calore al-le condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che garanti-scano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate.

8. Contratto bilaterale è il contratto di fornitura di servizi elettrici tra due ope-ratori del mercato.

9. Dispacciamento è l'attività diretta ad impartire disposizioni per l'utilizza-zione e l'esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di tra-smissione e dei servizi ausiliari.

10. Dispacciamento di merito economico è l'attività di cui al comma 10, attuatasecondo ordini di merito economico, salvo impedimenti o vincoli di rete.

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11. Dispacciamento passante è l'attività di cui al comma 10, condizionata uni-camente da eventuali impedimenti o vincoli di rete.

12. Dispositivo di interconnessione è l'apparecchiatura per collegare le retielettriche.

13. Distribuzione è il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su retidi distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali.

14. Fonti energetiche rinnovabili sono il sole, il vento, le risorse idriche, le ri-sorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione in energiaelettrica dei prodotti vegetali o dei rifiuti organici e inorganici.

15. Linea diretta è la linea elettrica di trasporto che collega un centro di pro-duzione ad un centro di consumo, indipendentemente dal sistema di tra-smissione e distribuzione.

16. Piccola rete isolata è ogni rete con un consumo inferiore a 2.500 GWhnel 1996, ove meno del 5 per cento è ottenuto dall'interconnessione con al-tre reti.

17. Produttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica in-dipendentemente dalla proprietà dell'impianto.

18. Produzione è la generazione di energia elettrica, comunque prodotta.

19. Rete di trasmissione nazionale è il complesso delle stazioni di trasfor-mazione e delle linee elettriche di trasmissione ad alta tensione sul territorionazionale gestite unitariamente.

20. Rete interconnessa è un complesso di reti di trasmissione e distribuzio-ne collegate mediante più dispositivi di interconnessione.

21. Servizi ausiliari sono i servizi necessari per la gestione di una rete di tra-smissione o distribuzione quali, esemplificativamente, i servizi di regolazionedi frequenza, riserva, potenza reattiva, regolazione della tensione e riavvia-mento della rete.

22. Sistema elettrico nazionale: il complesso degli impianti di produzione, dellereti di trasmissione e di distribuzione nonché dei servizi ausiliari e dei dispositi-vi di interconnessione e dispacciamento ubicati nel territorio nazionale.

23. Trasmissione è l'attività di trasporto e trasformazione dell'energia elettri-ca sulla rete interconnessa ad alta tensione ai fini della consegna ai clienti,ai distributori e ai destinatari dell'energia autoprodotta ai sensi del comma 2.

24. Utente della rete è la persona fisica o giuridica che rifornisce o è riforni-ta da una rete di trasmissione o distribuzione.

6.1 - Valutazione di idoneità di un sito:cosa fare nel sopralluogo

L’installazione di un impianto fotovoltaico non è sempre possibile. Oc-corre procedere a precise valutazioni prima di definire idoneo un sito; l’i-doneità è legata non solo alla possibilità di trovare aree idonee a posi-zionare i moduli ma anche a come l’installazione deve essere fatto prati-camente. L’esperienza insegna che ogni sito di installazione è diverso daun altro e presuppone scelte di montaggio differenti.Arrivare al giorno dell’installazione senza le idee chiare sui dettagli è unerrore che costa tempo, fatica e, perché no, arrabbiature evitabili.La prima fase del percorso di valutazione consiste nella raccolta di unaserie di informazioni relative alle condizioni ambientali, tecniche e logisti-che del sito in cui andrà realizzata l’opera. Questa prima fase definisceanche la possibilità o meno di procedere nel progetto di realizzazione inquanto le informazioni acquisite durante il sopralluogo hanno impattosostanziale sulle scelte tecniche e, di conseguenza, sulle implicazionieconomiche: infatti, nella quasi totalità dei casi, si arriverà al sopralluogosenza che sia nota con esattezza la potenza fotovoltaica da installare.In base al tipo di impianto che si deve progettare (collegato alla rete oisolato), il sopralluogo necessita l’acquisizione di informazioni solo inparte comuni alle due applicazioni.Innanzitutto, la prima buona regola che consigliamo di seguire (spessoincredibilmente disattesa) è che al sopralluogo partecipi, oltre al tecnicoincaricato del lavoro di progettazione, anche il cliente o l’utente finale. Sesi tratta di una realizzazione in un edificio ancora da costruire è auspica-

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CAPITOLO 6

VALUTAZIONE DI IDONEITÀ DI UN SITOE INCENTIVAZIONE DEL FOTOVOLTAICO

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bile anche la collaborazione del progettista dell’opera.Nel caso di sopralluogo per un impianto collegato alla rete, in genere lapotenza da installare e, di conseguenza, l’area occupata dal generatorefotovoltaico è definibile grossolanamente a priori in base alla disponibili-tà finanziaria del cliente o dalle dimensioni dell’area disponibile. Il so-pralluogo ha così lo scopo principale di valutare:- le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici;- l’alloggiamento del convertitore e delle altre apparecchiature elettriche;- il percorso cavi di cablaggio;- le eventuali difficoltà logistiche in fase di costruzione;- i vincoli di tipo ambientale, paesaggistico ecc. relativi all’area considerata.

In aggiunta a queste voci, per un impianto isolato, che deve soddisfare i bi-sogni energetici locali, devono essere valutati i tipi e periodi di utilizzazionedei carichi che si prevede di installare una volta realizzato l’impianto.Per il sopralluogo al sito sono necessari i seguenti strumenti:- bussola;- clinometro (piccolo strumento semplice e di costo contenuto);- bindella metrica;- macchina fotografica (meglio se digitale);- diagramma solare per il rilievo delle ombre;- nastro bianco/rosso per segnalazioni aree;- modulo di sopralluogo da compilare e controfirmare dal Cliente (vedi

nel seguito).

6.1.1 - Da non dimenticare durante il sopralluogo

Nel seguito riportiamo alcune avvertenze generali che consigliamo cal-damente di seguire. Alcune apparentemente banali sono spesso disatte-se con implicazioni spesso fastidiose.- accertatevi che la persona che fra le persone che vi ricevono ci sia vera-

mente il proprietario. Spesso può essere un parente delegato, un amico,un vicino che non hanno la delega a concordare con voi le soluzioni tec-niche che proporrete durante il sopralluogo. Come vedremo i risultati diuna mancanza di soluzioni concordate possono creare problemi;

- fate sempre sottoscrivere al proprietario quanto concordate: non ha al-cun valore legale ma serve come appoggio in caso di contestazioni ovariazioni di prezzo totale;

- chiedete sempre se sono previsti a breve lavori di ristrutturazione dellacopertura o installazioni aggiuntive: scoprire all’atto dell’installazionesul tetto che, nel frattempo, è stata installata una antenna satellitareproprio nell’area dedicata all’impianto fotovoltaico non è simpatico.

100

6.2 - Sopralluogo per un impianto collegato alla rete elettrica

Scheda sopralluogo per impianti collegati alla reteVedi Appendice 6.1 al termine di questo capitolo.

a) Rilevazione dei dati di fornitura e servizio elettrico - Fra i dati chedevono essere indagati all’atto del sopralluogo, quelli di fornitura e servi-zio elettrico sono fondamentali per la fase di progettazione dell’impianto.Occorre richiedere al Cliente la visione delle ultime bollette elettriche inmodo da acquisire:- potenza contrattuale del servizio elettrico attivato;- tensione di fornitura in valore (230 ÷ 380 V) e tipo (mono o trifase);- consumi elettrici annui (kWh medi degli ultimi 3 anni).

b) Rilevazione dei dati di conformità alla normativa dell’installazio-ne elettrica esistente - È questo un punto molto critico per l’installatorein quanto l’impianto fotovoltaico che si andrà ad installare avrà dei puntielettrici in comune con l’esistente. A fine lavori l’installatore dovrà garan-tire con atto scritto che l’impianto fotovoltaico realizzato è conforme allalegge (46/90 e seguenti) in materia di sicurezza elettrica e regola d’artecostruttiva. Ma il funzionamento dell’impianto è condizionato da quelloesistente: tipicamente l’impianto di terra è comune. L’installatore dovreb-be quindi essere sicuro che il collegamento equipotenziale all’esistentesistema di terra sia efficiente. Per fare questo deve essere sicuro che ilsistema di terra sia stato dichiarato conforme a quanto stabilito dalla nor-mativa. Altrimenti occorre che proceda alla messa a norma del sistemadi terra. Le verifiche suggerite all’atto del sopralluogo sono:- esistenza della conformità alla normativa esistente per l’impianto elet-

trico esistente;- presenza della rete di terra con relativo certificato (se non incluso nel-

la precedente dichiarazione);- esistenza di un eventuale LPS (parafulmine) e sua eventuale certifica-

zione. L’esistenza dell’LPS condiziona la posa dell’impianto.

c) Presenza di particolari vincoli paesaggistici/architettonici/am-bientali nell’area di installazione - Prima del sopralluogo è opportunorecarsi presso gli uffici comunali per accertarsi di quali vincoli insistanosulla zona di installazione. In genere, è un‘informazione che il cliente fi-nale conosce ma è possibile che nel tempo qualcosa sia mutato. Il con-tatto con il tecnico comunale ha inoltre lo scopo di informarsi su quali ti-pi di autorizzazione siano necessari per la realizzazione dell’impianto. Sisottolinea che, in genere, la mancanza di conoscenza sugli impianti fo-

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tovoltaici da parte dei tecnici comunali li porta a richiedere la concessio-ne edilizia anche se sarebbe sufficiente un semplice silenzio/assenso inquanto gli impianti fotovoltaici, se posizionati sulle coperture e compla-nari alla falda, non modificano la volumetria dell’edificio. Si noti che lascelta della concessione edilizia risulta comunque accettabile con tempidi 30÷60 giorni. Va considerato che l’accertarsi degli eventuali vincoli ri-sulta di grande interesse anche per chi installa l’impianto in quanto l’esi-stenza di vincoli di tipo speciale (es. zona parco o beni ambientali) ral-lentano notevolmente (mesi) l’iter autorizzativo e quindi anche la possi-bilità di concludere il contratto oltre al dover impegnare un eventuale an-ticipo per l’acquisto del materiale di installazione.

d) Scelta della falda di installazione - Se l’installazione del fotovoltaicodovrà essere realizzata su di una falda dell’edificio, la prima regola da se-guire è quella di cercare una falda del tetto esposta verso Sud. Visto chel’inclinazione non la potremo scegliere perché legata alla costruzione deltetto (in genere, tra i 10 ed i 20° e quindi ottime rispetto all’ideale 25-30°),sono accettabili ai fini dell’idoneità all’installazione falde esposte nell’areache va da sud-est a sud-ovest. Esposizioni maggiori verso est o versoovest portano a riduzioni non accettabili dell’energia captata. Per dareun’indicazione delle perdite dovute ad un’esposizione della falda diversa ri-spetto all’ideale Sud, nella tabella 1 è raccolto un esempio con le perdite dienergia captata rispetto all’ideale a Sud relative ad un caso reale.Come si può notare, le perdite di energia captata sono contenute inqualche percento per la maggior parte delle casistiche reali (percentual-mente circa il 45%).

e) Scelta della posizione del generatore fotovoltaico sulla falda in-dividuata - Una volta individuata la falda idonea occorre valutare la po-sizione del generatore sulla falda. Se conosciamo la potenza dell’im-pianto fotovoltaico sappiamo anche la sua superficie occupata come sefosse un unico piano. Se non la conosciamo occorre valutare quantaarea è disponibile realmente sulla falda individuata. In entrambi i casi, l’a-rea di posa è limitata (fig. 1), in genere, da:- volumi tecnici presenti (antenne, scambiatori di calore ecc.);

Tabella 1 - Perdite di energia rispetto all’esposizione a Sud

Sud-est / Sud-ovest (20°) Sud-est / Sud-ovest (40°)Riduzione energiacaptata rispetto al Sud - 4% -12%

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- elementi architettonici o di servizio (lucernari, camini, sfiati ecc.);- zone di rispetto (camminamenti per poter ispezionare l’impianto).È evidente che, qualora la superficie disponibile risulti interrotta da qual-cuno degli elementi descritti, è possibile comunque dividere meccanica-mente il piano del fotovoltaico in parti in modo che si adattino perfetta-mente alle reale superficie disponibile sulla falda. Sarà una complicazio-ne di montaggio ma non un impedimento.Supposto che la falda sia libera come un rettangolo ideale rimane il pro-blema di capire in che posizione del rettangolo ideale posizionare il pia-no dei moduli fotovoltaici: spostato verso il colmo? Spostato verso lagronda? Al centro?Occorre osservare che la posizione spostata in basso verso la gronda èpoco adatta in zone nevose in cui la neve si accumula creando un’azio-ne meccanica sulla struttura di sostegno che in genere, è poco adatta areagire a questo tipo di sollecitazione (fig. 2). La posizione spostata ver-so il colmo è invece pericolosa in quanto l’azione del vento quando spiradalla falda opposta crea una depressione sul piano dei moduli con con-seguente trazione verso l’alto alla quale le strutture di sostegno usual-mente in commercio si contrappongono in modo inadatto.

f) Rilevazione del diagramma delle ombre - In genere, per una data lo-calità è possibile disporre di dati di irraggiamento solare, misurati o sti-

Moduli fotovoltaici

Azione della neve

Depressione della neve

ttttttttttttttt

Moduli fotovoltaici

Fig. 2 - Azione della neve.

Fig. 1 - Installazione del modulo.

Faldadi installazione

1,5

hca

min

o

camino

Area di rispettoper ispezioni

Modulifotovoltaici

103

mati, in maniera anche approssimata che si riferiscono solo ad alcuneesposizioni della superficie captante (tipicamente orizzontale, 10°, 30°,verticale ma sempre verso il Sud). Nella pratica, quasi mai questi nume-ri possono essere usati così come si trovano per valutare l’effetto del dif-ferente orientamento dei moduli fotovoltaici rispetto ai valori tabulati, fat-to questo che come abbiamo visto costituisce un importante parametro aifini della progettazione e della valutazione del rendimento dell’impiantoma non esaurisce il processo di valutazione del sito.

Inoltre, un altro passo da compiere è rappresentato dalla valutazione delle in-fluenze dell’ambiente sulla posizione scelta per il generatore fotovoltaico nelsito: deve essere valutato l’eventuale grado di ombreggiamento del genera-tore dovuto ad edifici, vegetazione, rilievi di terreno, precipitazioni nevose,formazione di strati di ghiaccio o altro, che possono impedire, anche parzial-mente, alla radiazione solare diretta di raggiungere i moduli fotovoltaici in de-terminate ore del giorno e/o per periodi più o meno lunghi dell’anno.Per tenere conto dell’effetto delle ombre occorre rilevare una mappaturadegli ostacoli all’orizzonte visti da un osservatore che si trova esatta-mente nel punto scelto per l’installazione del generatore fotovoltaico ri-portandoli su di un diagramma che rappresenti la volta celeste: questo ti-po di diagramma si chiama diagramma dei percorsi solari.

Un esempio di questi semplici diagrammi è mostrato in figura 3. Sono ri-portati sull’ascissa (linea orizzontale) la sequenza degli angoli detti azi-mutali da Nord a Nord passando dal sud; 180° equivale a Sud. Nell’assedelle ordinate (linea verticale) sono riportati gli angoli partendo dall’oriz-zontale (0°) al verticale (90°). Si notano alcune curve a parabola che rap-presentano le traiettorie del sole relative a giorni particolari: il 21 giugno(solstizio estivo), 21 marzo e 23 settembre (equinozi) e 21 dicembre(solstizio invernale) viste da un osservatore e valide, dal punto di vistaqualitativo per le nostre latitudini. Resta inteso che per ogni latitudine elongitudine esiste uno ed un solo diagramma.

Osserviamo innanzitutto che l’asse orizzontale in corrispondenza dell’e-levazione 0° corrisponde con la linea dell’orizzonte, mentre il punto di in-tersezione con l’ordinata in corrispondenza dell’elevazione 90° è il puntochiamato di zenit rispetto all’osservatore.Quel che interessa i nostri scopi è rappresentato dalla linea spezzata di-segnata sul diagramma: si tratta del profilo (chiamato clinometrico, inquanto disegnato per punti utilizzando bussola ed uno strumento chia-mato clinometro) che si vede dalla posizione scelto per l’impianto foto-voltaico corrispondente agli ostacoli visti all’orizzonte.

104

Nella figura 3 è possibile individuare aree non utili ai fini della captazio-ne della radiazione solare diretta:- l’area posta al di sopra della curva 21 giugno, in quanto il sole non si tro-

verà mai al di sopra di tale curva limite;- l’area posta al di sotto della curva 21 dicembre, in quanto il sole non po-

trà mai trovarsi al di sotto di tale curva limite;- l’area sottesa al profilo delle ombre disegnato;- l’area sottesa ai due segmenti che tengono conto dell’inclinazione del pia-

no dei moduli rispetto all’orizzontale. In figura, è stata fatta l’ipotesi che l’in-clinazione fosse di circa 30° con orientamento a Sud (= 180°): sono statidisegnati due segmenti che partono dagli angoli azimutali (90° e 270°) conuna inclinazione di 30° e che, in prima approssimazione, permettono di vi-sualizzare le zone d’ombra dovute alla presenza dei moduli.

Infine, la quantità di energia solare persa per effetto degli ostacoli all’oriz-zonte e dell’inclinazione dei moduli può essere percentualmente stimata,per ogni mese, come proporzionale alla somma dei percorsi solari non visi-bili (quelle parti di percorso delle parabole che stanno sotto la linea degliostacoli) rispetto ai percorsi solari complessivi corrispondenti (le parabole).A questa quantità di energia persa può essere sommata quella valutabi-le sulla scorta delle informazioni raccolte in sito in merito alle eventualiprecipitazioni nevose: qualora il livello di innevamento fosse sufficiente acoprire il piano dei moduli, occorre valutare i giorni all’anno di coperturadefinendo così univocamente la frazione di energia persa.

Fig. 3 - Esempio di diagramma delle ombre per valutazioni di producibilità di un sito.

105

L’esperienza insegna che le informazioni raccolte in sito risultano vera-mente preziose perché consentono di puntualizzare il microclima: casi diintense foschie prolungate nel corso delle prime ore della mattina o lapresenza costante di formazioni nuvolose nel solo periodo pomeridianosuggeriscono la valutazione di un ulteriore aumento della frazione dienergia persa.

Come si procede alla redazione del diagramma delle ombre?Vedi Appendice 6.3

g) Misura, marcatura e disegno della zona di installazione - Una vol-ta stabilito il punto di installazione e verificato che dal diagramma delleombre o dalla semplice osservazione non emergano problemi insormon-tabili è opportuno procedere alla misurazione dell’area di posa recando-si direttamente in copertura. Nella maggior parte dei casi non sarà pos-sibile accedere alla copertura con facilità. A questo proposito si consigliadi farsi preparare dal Cliente prima del sopralluogo una planimetria dellecoperture cartacea in scala o elettronica. Come vedremo ai passi suc-cessivi, il problema dell’accesso alla copertura deve essere risolto co-munque prima del sopralluogo. Sia che si utilizzi una scala che sia ne-cessario un cestello, l’ispezione della copertura è assolutamente indi-spensabile, soprattutto in caso di scarsa esperienza di montaggio di im-pianti fotovoltaici. Si noti che il fatto di dover utilizzare un cestello per ar-rivare in copertura la dice lunga sulle difficoltà dell’installazione. Una vol-ta arrivati in copertura occorre misurare gli spazi occupati dall’impiantousando una bindella metrica e disegnando lo spazio di posa sulla plani-metria del Cliente (se c’è) o su un foglio nuovo. Poi marcare l’area di po-sa utilizzando nastro bianco/rosso. Infine, procedere a scattare una se-rie di fotografie del luogo di installazione con viste sia generali che di det-taglio. Si consiglia di usare una macchina digitale con attiva la funzionedi data e ora: molte volte dopo del tempo dagli scatti, fa comodo asso-ciare le ombre immortalate con l’ora dello scatto. Per evitare di perdersii riferimenti cardinali (da dove le foto sono scattate), si consiglia di usaremetodo negli scatti. Una traccia suggerita potrebbe essere:- viste d’assieme (l’edificio, tutta la falda di installazione);- viste dell’area di posa (dai quattro punti cardinali);- vista dell’orizzonte (dalla posizione dei moduli una serie di scatti da est

a ovest in sequenza);- dettagli dei volumi tecnici eventualmente presenti.Alla fine degli scatti e della misurazione la marcatura non ha altra utilitàe può essere rimossa.

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h) Fissaggio meccanico dei moduli alla copertura - Una volta stabili-ta la posizione del generatore fotovoltaico occorre procedere alla sceltadel tipo di aggancio possibile dei moduli fotovoltaici alla copertura. Que-sta fase è sicuramente quelle più complessa di tutte quelle finora de-scritte. I dettagli saranno decritti nella sezione dedicata all’installazionedegli impianti. Vogliamo qui sottolineare l’importanza dell’ispezionedella copertura dalla quale discende un corretto approvvigionamentodei componenti meccanici che costituiscono le parti della struttura disostegno del generatore fotovoltaico.

i) Posizione dei componenti d’impianto - Abbiamo già visto come icomponenti d’impianto siano spesso limitati (oltre al generatore foto-voltaico) al/ai convertitore/i, al quadro di parallelo (se presente) ed alquadro di interfaccia. Occorre seguire alcune regole per un correttoposizionamento dei componenti.I quadri elettrici (sia quello di parallelo che quello di interfaccia) devonoessere posizionati seguendo i seguenti consigli:- scegliere una zona vicina al generatore fotovoltaico (per il quadro di

parallelo) in modo da ridurre il più possibile le perdite elettriche soprat-tutto in caso di molte stringhe;

- scegliere una zona vicina al quadro elettrico generale di distribuzione(per il quadro di interfaccia) in modo da agevolare le operazioni di con-trollo dell’impianto;

- scegliere sempre installazioni in locali non umidi e facilmente raggiun-gibili (da evitare i sottotetti di difficile accesso);

- installare con fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. In mol-ti casi i quadri contengono componenti che devono essere ispezionatiper valutarne il funzionamento (per esempio, i dispositivi di protezioneda sovratensione nei quadri di parallelo).

Per i convertitori valgono i seguenti consigli:- scegliere una zona vicina al generatore e al quadro di parallelo in mo-

do da ridurre il più possibile le perdite elettriche soprattutto in caso dimolte stringhe;

- evitare zone umide e poco protette;- evitare aree di normale frequentazione (zona notte compresa) a meno

che gli ingombri e l’estetica non siano più che accettabili e l’apparatonon sia rumoroso;

- tenere lontano dalla portata dei bambini;- preferire installazioni in interno con fissaggio a parete e, comunque,

ad altezza occhi. Come più volte ricordato il convertitore è l’elemento

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meno affidabile degli impianti e deve trovarsi in posizione facilmenteispezionabile.

j) Percorso cavi - L’ultimo passo consiste nella rilevazione del percorsoe, con bindella metrica, della lunghezza, del percorso cavi che consen-te il cablaggio elettrico fra i componenti da installare. È un passo del so-pralluogo che si rivela spesso critico. La criticità è legata alla necessità distendere canaline portacavi con i relativi lavori di muratura ed imbianca-tura o procedere alla posa in canaline a vista con gli immancabili proble-mi di estetica. Infatti, in genere, non è possibile provvedere al riempi-mento dei cavidotti sottotraccia esistenti che immancabilmente risultanostipati oltre a quanto le normativa prevede come regola d’arte. Nei casiin cui si debba provvedere a nuovi lavori di posa (quasi la totalità) consi-gliamo di far sottoscrivere ai proprietari quanto deciso durante il sopral-luogo per evitare contestazioni all’atto della posa reale. Il percorso cavi deve essere il più lineare possibile; è fuor di dubbio chela parte più complessa rappresenta la discesa dalla copertura per il fa-scio di cavi unipolari delle stringhe che, se in gran numero in impianti digrande taglia, può essere problematica. Visto che, in genere, il quadro diparallelo è posizionato in interno, il fascio deve passare dalla coperturaall’interno. L’ideale è un foro passante nel sottotetto in facciata. Il risulta-to estetico non è mai clamoroso; inoltre, va ben sigillato con silicone.

k) Ricovero materiale di cantiere - La realizzazioni di un impianto fotovol-taico di taglia contenuta segue una tempistica in genere veloce: da 3-4 gior-ni per un impianto fino a 10 kW. Comunque sia in quei giorni è importanteche il materiale consegnato possa trovare una collocazione riparata soprat-tutto per i componenti più sensibili (anche i moduli fotovoltaici in quanto stoc-cati in scatole di cartone). Non va inoltre sottovalutato il pericolo di furti.

l) Accesso all’area - Capita spesso di non aver accesso alla coperturatramite passaggi interni all’edificio. In questi casi solo un cestello o unponteggio può risolvere i problemi di trasporto di materiale in copertura.Ma per usare il cestello occorre poter arrivare vicino alla base della co-pertura. Occorre quindi accertarsi che i mezzi pesanti siano in grado diarrivarvi (i cancelli possono essere troppo stretti). In alcuni casi è impor-tante verificare che i mezzi pesanti riescano ad arrivare anche in sito:curve strette, strade dissestate ecc. possono creare problemi.

m) Considerazioni sulla sicurezza - Il montaggio degli impianti fotovoltaicipuò essere complicato dalla localizzazione dell’area di installazione. Unacopertura non accessibile dall’interno ad altezza maggiore di 3 m (pratica-mente tutte!) impone di pensare alla sicurezza di montaggio. Le soluzioni per

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poter lavorare in sicurezza sono molteplici e devono essere scelte sulla ba-se del grado di vera sicurezza e non sul risparmio di denaro. Ricordiamo inol-tre, che la sicurezza del montaggio non è solo da applicare al personale cheopera ma anche ai terzi che devono poter accedere al cantiere (esempio, iproprietari). Vediamone alcune limitandoci alla sicurezza del personale ope-rante (per gli approfondimenti si veda la sezione sulla “Sicurezza”):- Cinturone di sicurezza: è la soluzione di minima sicurezza ma mal siadatta alle usuali coperture in relazione alla difficoltà di trovare dei puntidi aggancio sicuri che permettano anche di spostarsi sulla copertura inmaniera agevole;- Parapetti: soluzione non sempre praticabile e in alcuni casi un po’ invasi-va per le strutture dell’edificio. Consente piena libertà di movimento;- Ponteggio: soluzione ideale ma molto costosa. Consente di trasportareanche parte del materiale in quota senza ulteriori attrezzatura (per es.castello di tiro con argano elettrico);

6.3 - Sopralluogo per un impianto isolato dalla rete elettrica

Scheda sopralluogo per impianti isolati dalla reteVedi Appendice 6.2 al termine di questo capitolo

L’aspetto fondamentale durante un sopralluogo per un impianto di tipoisolato è la raccolta di precise informazioni sulle necessità energetichedell’utenza sulle quali il dimensionamento dell’impianto deve essere fat-to. È fondamentale individuare in modo puntuale i carichi utilizzati (o pre-sunti in caso di nuova utenza) sia per quanto riguarda la loro potenza cheper quanto riguarda il periodo di utilizzo giornaliero e annuale.Considerando che, nel caso di impianti isolati, in genere si dispone diaree di terreno libere che è possibile definire allo scopo, a differenza de-gli impianti collegati alla rete il posizionamento del generatore fotovoltai-co è spesso a terra nelle vicinanze dell’utenza: si potrà cercare di indivi-duare più aree valutando il compromesso tra impatto visivo, captazionedi energia e facilità di montaggio.

a) Rilevazione dei dati di potenza e valutazione dei consumi dei ca-richi elettrici: fra i dati che devono essere indagati all’atto del sopralluo-go, quelli relativi ai dati di targa dei carichi elettrici presenti o presunti so-no fondamentali per la fase di progettazione dell’impianto. Occorre ri-chiedere al Cliente di poter ispezionare i carichi elettrici rilevando dalletarghette identificative le seguenti indicazioni:- potenza installata (W);

109

- tensione di alimentazione (12 Vcc, 24 Vcc, 230 Vca).Inoltre, occorre riportare anche i dati di eventuali carichi che a breve sa-ranno installati e che dovranno essere alimentati dall’impianto fotovoltai-co. Insieme ai dati di targa dovranno essere anche stimati i tempi di uti-lizzo giornaliero o stagionale degli stessi carichi intervistando il Cliente. Ilrisultato dell’indagine può essere riportato in una tabella (tab. 2).

b) Rilevazione dei dati di conformità alla normativa dell’installazio-ne elettrica esistente: vedi punto b) per impianti collegati alla rete

c) Presenza di particolari vincoli paesaggistici/architettonici/ambienta-li nell’area di installazione: vedi punto c) per impianti collegati alla rete

d) Scelta dell’area di installazione: se l’installazione del fotovoltaicosarà realizzata su di una falda dell’edificio, seguire le indicazioni di cuipunto d) per impianti collegati alla rete. Qualora invece (ed è la maggio-ranza dei casi) l’installazione sia effettuata a terra, occorre trovare unaidonea area. La prima regola da seguire è quella di cercare un’area di su-perficie adeguata alla potenza del generatore fotovoltaico da installare.L’area deve avere le seguenti caratteristiche:- libera da vegetazione impegnativa;- pianeggiante o eventualmente inclinata verso sud;- libera da ostacoli all’orizzonte da est a ovest (vedi diagramma delle om-

bre - in appendice);

Descrizione n° Potenza ore/giorno Fattore Consumo(W) di utilizzazione di contemporaneità (Wh/g)[A] [B] [C] [D=n°*A*B*C]

Frigorifero ......................Congelatore ...................Illuminazione .................Televisore portatile.........Radio–stereo..................Pompa sommersa .......................................................................................Carichi sporadiciin corrente alternata

Totale energia giornaliera assorbita (Wh/giorno)

Tabella 2 - Dati dei consumi dei vari carichi

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- defilata rispetto all’edificio da servire per ridurre l’impatto visivo ma nontroppo distante (<50 m);

Si suggerisce anche di valutare il terreno di posa: terreni rocciosi nonconsentono fondazioni profonde e quindi costringono a realizzazioni fuo-ri terra poco estetiche. A differenza degli impianti installati su falda, l’in-clinazione e l’esposizione azimutale del piano dei moduli potrà esserescelta opportunamente. Ovviamente l’esposizione sarà verso Sud men-tre l’inclinazione potrà essere scelta seguendo le indicazioni contenutenella tabella 3.

e) Misura, marcatura e disegno della zona di installazione: vedi puntoe) per impianti collegati alla rete elettrica. Quando l’installazione sarà rea-lizzata a terra, occorre misurare gli spazi occupati dall’impianto usando unabindella metrica e disegnando lo spazio di posa sulla planimetria del clien-te (se c’è) o su un foglio nuovo. Poi marcare l’area di posa utilizzando na-stro bianco/rosso aiutandosi con paline infisse nel terreno. Infine, procede-re a scattare una serie di fotografie del luogo di installazione con viste siagenerali che di dettaglio. Si consiglia di usare una macchina digitale con at-tiva la funzione di data e ora: molte volte dopo del tempo dagli scatti, fa co-modo associare le ombre immortalate con l’ora dello scatto. Per evitare diperdersi i riferimenti cardinali (da dove le foto sono scattate), si consiglia diusare metodo negli scatti. Una traccia suggerita potrebbe essere:- viste d’assieme dell’area di posa (da lontano in modo da avere altri ri-

ferimenti che individuino precisamente il sito - un albero particolare, unosteccato, l’edificio ecc.);

Fig. 4 - Posizionamento dei moduli

Faldadi installazione

1,5

hca

min

o

camino

Area di rispettoper ispezioni

Modulifotovoltaici

Servizio elettrico Servizio elettrico Servizio elettricoper tutto l’anno il solo periodo estivo per il solo periodo invernale

Inclinazione del pianodei moduli 25°-35° 15°-25° 45°-60°

Tabella 3 - Inclinazione dei moduli rispetto il tipo di servizio

111

- viste dell’area di posa (dai quattro punti cardinali);- vista dell’orizzonte (dalla posizione dei moduli una serie di scatti da est

a ovest in sequenza);Alla fine degli scatti e della misurazione la marcatura non ha altra utilitàe può essere rimossa.

f) Scelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare: una volta sta-bilita la posizione del generatore fotovoltaico occorre procedere allascelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare per l’installazione. Ilprimo passo è quello di deciderne il materiale. In genere, il materiale uti-lizzato è acciaio o alluminio. Dato l’ambiente rurale, è possibile che lastruttura possa essere realizzata anche in legno. Questa fase è sicura-mente quelle più complessa di tutte quelle finora descritte. I dettagli sa-ranno decritti nella sezione dedicata all’installazione degli impianti. Va va-lutata anche l’inclinazione dei moduli (tab. 3 e fig. 4).

g) Posizione dei componenti d’impianto: abbiamo già visto come i com-ponenti d’impianto siano oltre al generatore fotovoltaico, al/i convertitore/iqualora l’impianto dia un servizio elettrico incorrente alternata, al quadro diparallelo con regolatore di carica ed al sistema di accumulo. Occorre se-guire alcune regole per un corretto posizionamento dei componenti.Il quadro di parallelo deve essere posizionato seguendo i seguenti consigli:- scegliere una zona vicina al generatore fotovoltaico in modo da ridurre

il più possibile le perdite elettriche soprattutto in caso di molte stringhe;- qualora in esterno, fissare alle strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici; - qualora in interno, scegliere sempre installazioni in locali non umidi e fa-

cilmente raggiungibili (da evitare sottotetti di difficile accesso);- installare con fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. In molti casi

i quadri contengono componenti che devono essere ispezionati per valutarneil funzionamento (per esempio, i dispositivi di protezione da sovratensione).

Per il convertitore valgono i seguenti consigli:- evitare zone umide e poco protette: quindi sempre in interno;- evitare aree generalmente frequentate (zona notte compresa);- tenere lontano dalla portata dei bambini;- fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. Come più volte ricor-

dato il convertitore è l’elemento meno affidabile degli impianti e devetrovarsi in posizione facilmente ispezionabile.

Per il sistema di accumulo valgono i seguenti consigli.Gli elementi di accumulo, per fornire le migliori prestazioni elettriche richie-dono spazi o locali con caratteristiche ben precise. Qualora si abbia spazio

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disponibile, la soluzione di alloggiamento in interno è sempre da preferire apatto che le condizioni esposte nella tabella 4 vengano seguite.Quando ci trova nell’impossibilità di avere disponibile un locale idoneo, nonrimane che cercare un posto all’esterno: in questo caso il problema è quellodi creare un alloggiamento sufficientemente riparato che soddisfi il più pos-sibile le caratteristiche che abbiamo prima elencato. Il lavoro di progettazio-ne consisterà nel realizzare un contenitore di dimensione adeguate al volu-

Tabella 4 - Caratteristiche del locale accumulatori per una corretta installazione

• il locale deve essere esente da umidità, polvere sospesa e fumi nocivi• la temperatura ambiente deve essere compresa tra i +5 ed i +55 °C• le pareti, soffitto (hmin> 2 m), pavimenti e parti metalliche devono essere rivestite

con materiali antiacido• gli elementi devono essere alloggiati su scaffali realizzati in legno (pitch-pine, larice) trattato o

metallici trattati con sostanze antiacide; gli scaffali devono essere dotati di isolatori a pavimentosu piedini che è buona norma siano regolabili in caso di installazioni su superfici non piane

• la disposizione degli elementi deve consentire un agevole accesso almeno da un latoa tutti gli elementi; qualora siano disposti su più file occorre prevedere un corridoio di almeno70 cm su pedane isolanti qualora la tensione del pacco sia superiore ai 50 V.

• devono essere presenti cartelli monitori• devono essere prese misure per il contenimento delle eventuali perdite di acido dagli elementi

(vasca di raccolta in acciaio inox, scarico sul pavimento per gli impianti più impegnativi)• devono essere disponibili scorte di materiali neutralizzanti (soda solvay) e mezzi

di protezione individuale per le operazioni di installazione e manutenzione periodica• non devono esserci circuiti elettrici diversi da quello di batteria o, se sono presenti, devono

ottemperare alla normativa vigente (ATEX) per i locali a rischio di esplosione ed incendio(in genere, nei piccoli impianti si suggerisce di rinunciare anche all’illuminazione artificialein modo da evitare complicazioni e costi aggiuntivi - attenzione! le lampade portatili devonoessere senza interruttore e di tipo protetto)

• il locale deve essere aerato in quanto il processo di carica e scarica sviluppa una misceladi ossigeno ed idrogeno che deve essere diluita mediante ventilazione naturale o artificialeal di sotto della soglia di esplosività (4,1%). Il minimo ricambio d’aria è espressodalla seguente relazione (valida fino a T < 40°C):

• P = 0,05 I n k (m3 / h) dove:• P = portata d’aria• I = corrente massima di carica (A)• n = numero di elementi in serie• k = 1 per griglie con antimonio > 3%• 0,5 per griglie con antimonio < 3%• è buona regola, inoltre, redigere cartelli che riportano le azioni da compiere per operare

in assoluta sicurezza

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me dell’accumulo con le caratteristiche costruttive raccolte nella tabella 5.h) Percorso cavi: vedi punto h) per impianti collegati alla rete. i) Ricovero materiale di cantiere: vedi punto i) per impianti collegati alla rete.j) Accesso all’area: Considerando che in genere gli impianti isolati sonocollocati in aree remote, il problema dell’accesso all’utenza e, ancor più,all’area di installazione è importante. In molti casi, il trasporto di materia-le deve essere fatto in elicottero in quanto la viabilità non esiste o non èpraticabile da mezzi pesanti: valutarne i contorni organizzativi (e le impli-cazioni sui costi di installazione).

6.4 - Incentivazione per il fotovoltaicoIl procedimento, la modulistica e le avvertenze sono raccolte sul sito delGSE (Gestore del Servizio Elettrico) www.grtn.it.

Tabella 5 - Caratteristiche suggerite del contenitore portabatterie per posa in esterno

• vasca di raccolta antiacido per evitare dispersioni nell’ambiente(si consiglia acciaio inox AISI 316)

• struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido (vetroresina, forex) e resistenteagli agenti atmosferici (per esempio, stabile ai raggi ultravioletti)

• disegnato in modo da essere da un lato ben aerato dall’altro protetto dall’intrusione di insetti,acqua piovana, accumuli di neve ecc.

• coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mantenere all’internouna temperatura non eccessivamente rigorosa (possibile l’uso di scaldiglie termostatate)

• agevole trasporto (peso contenuto, sagoma non impegnativa) e facile assemblaggioin sito (bullonatura, aggancio rapido)

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Appendice 6.1 - Schema sopralluogoper impianti collegati alla rete elettrica

Scheda sopralluogo per installazione sistemi fotovoltaici collegati alla rete

Nome dell’impianto

Indirizzo dell’immobile:Località:Comune: Provincia:Proprietario dell’immobile: Indirizzo: Tel.: Fax: e-mail:Proponente iniziativa (se diverso dal proprietario):Indirizzo:Tel.: Fax: e-mail:

Sopralluogo in data:Persone presenti:

Caratteristiche generali del sitoAltitudine [6]: Latitudine [7]: Longitudine [8]:

Uso dell’immobile [1]Abitazione nn Uffici nn Industria nn Commercio nn Turismo nn Altro nn

Accessibilità [4] Strade asfaltate nn Strade sterrate nn Nota:Vincoli autorizzativi: No nn Si nnse sì, quali:

Ristrutturazioni a breve: No nn Si nnse sì, quali:

Valutazione meteorologica locale:Grandine: Vento: Neve: Nebbia:

Caratteristiche impianto elettrico esistente:Gestore rete locale [9]: Numero Cliente:Distribuzione [10]: V fasi: Conf. legisl. vig. Si nn No nnPotenza contrattuale [11] kW Rete di terra: SI nn No nn Conforme Si nn No nnProtezione scariche atmosferiche: SI nn No nn Conforme Si nn No nnConsumi elettrici annui ultimo anno: kWh

Caratteristiche dell’area utilizzabile per il generatore fotovoltaico:Esposizione (gradi N): Inclinazione: Superficie utilizzabile [2]:Descrizione struttura portante [3]:Descrizione tipo di copertura [3]Descrizione aggancio previsto [3]

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Disegno planimetrico quotato della copertura con posizionamentodel generatore fotovoltaico

Posizione delle apparecchiature elettriche:Posizione quadro di parallelo [13] :Posizione inverter [12] Interno nn Si nn se sì, dove:

No nn, in esterno:Posizione del quadro di interfaccia [14]:Distanze: FV - QP QP - inverter Inverter - QI QI - QGFV = gen. fotovoltaicoQP = quadro paralleloQI = quadro interfacciaQG = quadro generale

Indicazioni per la realizzazione:Ricovero coperto materiali cantiere [4]: Disponibile nn Non disponibile nnNote:Lavori di installazione in elevazione [5]: No nn Ponteggio: h = m Cestello: nn

Note:Accesso all’area con mezzi pesanti [4]: Si nn No nn

Osservazioni:

Accordi particolari con il cliente:

Allegati:• Proiezioni ostacoli all’orizzonte (diagramma delle ombre - stampa del grafico excel)• Documentazione fotografica• Planimetria delle soluzioni di posizionamento ipotizzabili (se in file FWG)

Firma Installatore

Firma Cliente

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Appendice 6.2 - Schema sopralluogoper impianti isolati dalla rete elettrica

Scheda sopralluogo per installazione sistemi fotovoltaici collegati alla rete

Nome dell’impianto

Indirizzo dell’immobile:Località:Comune: Provincia:Proprietario dell’immobile: Indirizzo: Tel.: Fax: e-mail:Proponente iniziativa (se diverso dal proprietario):Indirizzo:Tel.: Fax: e-mail:

Sopralluogo in data:Persone presenti:

Caratteristiche generali del sitoAltitudine: Latitudine: Longitudine:

Distanza dalla rete elettrica bt:

Accessibilità [4] Strade asfaltate nn Strade sterrate nn Nota:Vincoli autorizzativi: No nn Si nnse sì, quali:

Ristrutturazioni a breve: No nn Si nnse sì, quali:

Valutazione meteorologica locale:Grandine: Vento: Neve: Nebbia:

Caratteristiche impianto elettrico esistente:Distribuzione [10]: fasi: Conf. legisl. vig. Si nn No nnPotenza contrattuale [11] Rete di terra: SI nn No nn Conforme Si nn No nnProtezione scariche atmosferiche: SI nn No nn Conforme Si nn No nn

Caratteristiche dell’area utilizzabile per il generatore fotovoltaico:Esposizione (gradi N): Inclinazione: Superficie utilizzabile [2]:Descrizione struttura portante [3]:Descrizione tipo di copertura [3]Descrizione aggancio previsto [3]

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Disegno planimetrico quotato della copertura con posizionamentodel generatore fotovoltaico

Posizione delle apparecchiature elettriche:Posizione quadro di parallelo:Posizione inverter Interno nn Si nn se sì, dove:

No nn, in esterno:Posizione del quadro di interfaccia [14]:Distanze: FV - QP QP - inverter QP - AccFV = gen. fotovoltaicoQP = quadro paralleloInv = inverterAcc = accumulatori

Eventuale elettrificazione presistente:Gruppo elettrogeno: Potenza Tipo trifase nn monofase nnAltra fonte di energia: Potenza Tipo

Indicazioni per la realizzazione:Ricovero coperto materiali cantiere: Disponibile nn Non disponibile nnNote:Lavori di installazione in elevazione: No nn Ponteggio: h = m Cestello: nn

Note:Accesso all’area con mezzi pesanti: Si nn No nnCarichi elettrici previsti (o già alimentati)Previsti carichi trifase: si no Previsti microcarichi sempre alimentati (es: radiosveglie; VCR; radiotrasmit.)tipo: ........................................................................................Descrizione n° Potenza tot. ore/giorno di Fattore di Consumo

(W) [A] utilizzazione [B] contemporaneità [C] (Wh/g) [D]Frigorifero .........................................Congelatore ......................................Illuminaz. lampadebasso consumo ................................Televisore portatile ............................Radio-stereo ......................................Pompa sommersa ..........................................................................................Carichi sporadici in corrente altern..............................................................

Totale energia giornaliera assorbita (Wh/giorno)

Appendice 6.3 - Come costruireun diagramma delle ombre

Come si procede alla redazione del diagramma delle ombre?

Proponiamo tre metodi corrispondenti a tre gradi di difficoltà crescentinella redazione e con corrispondenti accuratezze nei risultati.- Metodo A: Modello di carta è semplicissimo e fornisce indicazioni qua-litative di primo approccio. Usa come strumento di verifica un modello dicarta da costruire ed usare.- Metodo B: Foglio elettronico che presuppone l’uso di un computer e diun foglio excel già predisposto (vedi allegato) con calcoli automatici:vanno sono inseriti dati acquisiti in sito. È piuttosto semplice e da risulta-ti qualitativi più accurati rispetto al precedente.- Metodo C: Programma di calcolo tra i quali si segnala SunSim, che ne-cessitano del programma e di un PC.

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Osservazioni:

Accordi particolari con il cliente:

Allegati:• Proiezioni ostacoli all’orizzonte (diagramma delle ombre - stampa del grafico excel)• Documentazione fotografica• Planimetria delle soluzioni di posizionamento ipotizzabili (se in file FWG)

Firma Installatore

Firma Cliente

Nota: Potrebbero esserci in corso, da parte di altri utenti vicini, richieste di allacciamentoalla rete o esserci un interesse a condividere le spese di elettrificazione fotovoltaica.Nota: Questo dato può suggerire al progettista il limite di convenienza dell’elettrificazionefotovoltaici rispetto ad un allacciamento tradizionale tramite l’estenzione della rete.

119

Metodo A - Modello di carta Il modello riportato nel seguito (fig. 1) consente di avere indicazioni orienta-tive sull’ombreggiamento del punto di installazione procedendo come segue.Incollare il modello su di un cartoncino di medio spessore. Ritagliare lun-go le linee a tratto continuo e piegare lungo quelle a tratto tratteggiato. In-collare le superfici in modo da formare un modello tridimensionale.Ritagliare la linea dei percorsi solari in corrispondenza della latitudine delpunto di installazione, secondo le seguenti indicazioni (fasce):38 - Trapani40 - Napoli42 - Chieti 44 - Bologna46 - Bolzano

Una volta costruito:- posizionare la bussola all’interno del modello avendo l’accortezza di te-

nerla orizzontale;- avvicinare l’occhio al mirino e puntare il modello verso Sud;- seguendo il bordo del modello (linea del percorso solare corrisponden-

te alla latitudine) si potrà controllare la posizione degli eventuali ostacoli(azimuth) che emergono dalla linea del percorso solare valutando nelcomplesso la perdita di energia conseguente.

Fig. 1 - Modello in carta da ritagliare ad uso denometro.

120

Metodo B - Foglio elettronico

Strumentazione necessaria:- bussola;- clinometro (è uno strumento di semplice utilizzo e di basso costo);- carta e penna.

Per una agevole redazione in allegato si trova un semplice foglio excel dautilizzare con le indicazioni di compilazione ed al quale sarà fatto riferi-mento nel seguito.

Procedura:

a) posizionarsi esattamente nel punto scelto per l’installazione del gene-ratore fotovoltaico;

b) consultando la bussola, osservare l’orizzonte da Est a Ovest indivi-duando visivamente quegli ostacoli che potrebbero essere critici;

c) se esistono apprezzabili ostacoli, cominciare partendo da Est versoOvest (angoli da 90° a 270°) puntando gli ostacoli e registrandone azi-muth e relativa elevazione letta nel clinometro in una tabellina comequella qui riportata come esempio in figura 2.

Fig 2 - Rilevazione ostacoli all’orizzontee riporto sulla tabella azimutale.

Azimuth Elevazione100° 20°110° 25°120° 15… …… …

121

È evidente che l’intervallo di acquisizione tra un azimuth e l’altro dipendedalla presenza o meno degli ostacoli. Suggeriamo di tenere la bussola inmano puntando corpo e sguardo nella direzione da acquisire e con l’al-tra mano procedere all’acquisizione del dato di elevazione dell’ostacoloattraverso la lettura della scala riportata nel mirino ottico del clinometro.a) Aprire il foglio Excel e compilare i dati base seguendo le indicazioni

contenute nella parte destra del foglio;b) riportare i numeri acquisiti nelle caselle del foglio Excel che automati-

camente genera i percorsi solari ed il diagramma delle ombre;c) Valutare in maniera approssimata la frazione di energia persa rispetto al-

la totale valutando le aree coperte rispetto a quelle scoperte ai percorsisolari. La valutazione può essere agevolata dai semplici esempi riportatinel seguito (figg. 3, 4 e 5). Nel primo, gli ostacoli sono concentrati tutti ver-so Sud: è la situazione migliore (perdita di energia del solo 5%) in quan-to è proprio verso Sud che il sole raggiunge la maggior altezza sull’oriz-zontale (vedi le linee dei percorsi). Nel secondo, gli ostacoli sono con-centrati verso sud-est e sud-ovest: la situazione è la peggiore (-30%) per-ché coprono il sole proprio dove è più basso. Nell’ultimo esempio, gli om-breggiamenti non costituiscono un problema (-2%): sono bassi anche seuniformi su tutto l’arco dell’orizzonte.

Fig 3 - Esempi di ombreggiamento.

122

Metodo C - Programmi di calcolo

In questi casi occorre fare riferimento alla guida d’uso del programmacorrispondente. Il programma SunSim è di uso facile e intuitivo e non ri-chiede particolari conoscenze.

Fig 4/5 - Esempi di ombreggiamento.

123

Appendice 6.4 - Foglio di calcolo diagramma delle ombre

Tabella delle ombre (azimuth-elevazione)

Latitudine 45,0°Orientamento 180°Inclinazione 25°Istruzioni. Inserire la latitudine del sito, l’orientamentodella falda di installazione e l’inclinazione.Rilevare con bussola e clinometro gli eventuali ostacoliall’orizzonte ogni 10° in modo da riempire la “tabelladelle ombre”.Prima della stampa del grafico è necessario inserire ilnome dell’impianto nel titolo del grafico.

Diagramma delle ombre

- La curva più alta rappresenta il percorso del disco solare in corrispon-denza del solstizio estivo;

- La curva intermedia rappresenta il percorso del disco solare in corri-spondenza dell'equinozio di primavera e d’autunno;

- La curva più in basso rappresenta il percorso del disco solare in corri-spondenza del solstizio d'inverno;

- L'area sottesa alla linea spezzata rappresenta la porzione di cielo nonvista dal modulo così esposto;

- I numeri sulle linee dei percorsi solari indicano le ore della giornata- La linea spezzata rappresenta il profilo degli ostacoli all'orizzonte visti

dalla superficie captante.Ogni volta che il percorso solare si trova al di sotto della linea spezzata delleombre la superficie captante non vede il disco solare e quindi la produzione dienergia elettrica è dovuta alla radiazione diffusa e non alla diretta.

60° 3°70° 3°80° 5°90° 10°

100° 12°110° 14°120° 15°130° 14°140° 16°150° 3°160° 2°170° 20°180° 22°

190° 23°200° 24°210° 25°220° 18°230° 8°240° 14°250° 16°260° 12°270° 10°280° 20°290° 23°300° 23°

Impianto .............................................Roccaraso

Cliente ...............................................

Fig. 6 - Diagramma delle ombre.

124

Appendice 6.5 - Format progetto preliminaredell’impianto fotovoltaico

“Logo Proponente”

Nome dell’impianto con indirizzo

GENERAZIONE LOCALE DI ENERGIA ELETTRICADA FONTE SOLARE

Impianto fotovoltaico da “potenza” kWpProgetto Preliminareredatto secondo guida CEI 0-2

1 - Consistenza e tipologia dell’impianto

1.1 - Premessa

Il “soggetto proponente” si è fatto promotore di un’inziativa che ha comeobiettivo l’innovazione tecnologica attraverso un’iniziativa nel settore delmiglioramento dell’efficienza energetica e dell’uso delle rinnovabili in conte-sto urbano. I recenti dispositivi legislativi a carattere nazionale che pre-miano iniziative nel settore dell’energia solare e, in particolare, dell’ener-gia solare fotovoltaica attraverso un supporto economico in forma di in-centivi all’energia elettrica prodotta da fonte solare fotovoltaica, rendonole iniziative anche di interessante redditività economica.

Proponente nome proponente

Oggetto Impianto fotovoltaico collegatoalla rete elettricaProgetto preliminare

Il progettista

125

In quest’ottica, il “soggetto proponente” riconoscendo il carattere strate-gico della fonte solare fotovoltaica, si è fatto promotore di un’iniziativa direalizzazione di un impianto fotovoltaico presso “indirizzo” del qualequesto documento rappresenta la progettazione preliminare.

1.2 - Oggetto e valenza dell’iniziativa

Il presente documento costituisce progetto preliminare di un impianto foto-voltaico da circa “potenza” kWp connesso alla rete elettrica di bassa ten-sione, da realizzare presso “indirizzo” in conformità a quanto indicato dal-l’art. 16 comma 4 della Legge 109/1994 e dall’art. 25 del DPR 554/1999.L’iniziativa consente di realizzare un impianto di produzione di energiaelettrica da fonte solare che è possibile integrare architettonicamentenelle strutture che ospitano la mensa aziendale utilizzando i moduli foto-voltaici in modo adeguato.L’impianto fotovoltaico verrà collegato alla rete elettrica di distribuzionelocale e l’energia prodotta sarà autoconsumata o, quando ciò non siapossibile, scambiata sul posto con la rete. Una volta realizzato l’impian-to consentirà di conseguire i seguenti risultati:- risparmio energetico per la struttura che lo ospita riducendo l’energia

assorbita dalla rete che viene viceversa prodotta localmente facendo ri-corso alla fonte energetica solare fotovoltaica;

- impatto ambientale locale nullo, in relazione alla totale assenza diemissioni inquinanti e di rumore contribuendo così alla riduzione delleemissioni di gas climalteranti in accordo con quanto ratificato a livellonazionale all’interno del Protocollo di Kyoto. Sotto il profilo del risparmiodi emissioni di gas-serra, l’impianto fotovoltaico consente di risparmia-re 0,4 kg di CO2 per ogni kWh prodotto se confrontato con un modernoimpianto a ciclo combinato funzionante a gas metano, per arrivare a0,78 kg di CO2/kWh prodotto se il confronto viene fatto con un impian-to termoelettrico tradizionale a olio combustibile e 0,95 kg di CO2/kWhprodotto nel caso di impianti di produzione alimentati a carbone.

1.3 - Requisiti di rispondenza a norme, leggi, regolamenti

Gli impianti elettrici e quindi anche quelli fotovoltaici devono essere rea-lizzati a regola d’arte, come prescritto dalla Legge n. 186 del 1° marzo1968 e ribadito dalla Legge n. 46 del 5 marzo 1990. Rimane tuttora vali-do, sotto il profilo generale, quanto prescritto dal DPR 547/55 “Norme perla prevenzione degli infortuni sul lavoro” e le successive 626 e 494/96con relativi aggiornamenti e circolari di riferimento.Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, de-

126

vono essere in accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti edin particolare essere conformi:- alle prescrizioni di autorità locali in materia di opere in edilizia;- alle prescrizioni e indicazioni del gestore della rete di energia elettrica

locale;- alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).

1.4 - Glossario e definizioni usate nel testo

- Cella fotovoltaica: dispositivo che provvede alla trasformazione dell'e-nergia solare direttamente in energia elettrica;

- Modulo fotovoltaico: insieme di celle fotovoltaiche assemblate in unidoneo supporto e opportunamente collegate elettricamente, per rag-giungere la tensione, la corrente e la potenza desiderata;

- Stringa fotovoltaica: insieme di moduli fotovoltaici collegati in serie perraggiungere la tensione e la potenza desiderata;

- Generatore FV: insieme di stringhe fotovoltaiche collegate in paralleloper raggiungere la potenza desiderata;

- Impianto fotovoltaico: impianto di produzione di energia elettrica me-diante conversione diretta della luce, cioè della radiazione solare, inenergia elettrica (effetto fotovoltaico); pertanto, esso rientra nella cate-

Fig 1 - Esempio di impianto solare fotovoltaico collegato alla rete elettrica.

127

goria degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili(cioè la cui produzione di energia elettrica risulta aleatoria in funzionedel regime meteorologico istantaneo). L’impianto è essenzialmente co-stituito dal generatore fotovoltaico, dal gruppo di conversione e dal si-stema di interfacciamento alla rete elettrica di distribuzione;

- Inverter: dispositivo che provvede alla trasformazione dell'energia elet-trica da corrente continua a corrente alternata;

- Interfaccia rete: dispositivo che provvede all'interfacciamento dell'im-pianto fotovoltaico all'impianto elettrico dell'utilizzatore e, quindi, allarete elettrica locale;

- Potenza di picco Wp: potenza generata da un dispositivo fotovoltaico(modulo, stringa o generatore) in condizioni di prova definite “standard”(abbr. STC) che risultano le seguenti: Air Mass = 1.5, irraggiamento so-lare sul piano dei moduli pari a 1 kW/m2, temperatura di lavoro della cel-la fotovoltaica pari a 25 °C;

- Gestore della rete: è il soggetto che presta il servizio di distribuzione evendita dell’energia elettrica ai clienti utilizzatori (es. AEM, ENEL);

- Cliente utilizzatore: è la persona fisica o giuridica titolare di un contrat-to di fornitura di energia elettrica.

1.5 - Consistenza della documentazione di progetto

La redazione della documentazione di progetto è stata svolta nel rispet-to delle indicazioni di compilazione della Guida CEI 0-2, 2a ediz., 2002.

1.6 - Dati di progetto

I dati riportati nel seguito risultano strutturati e suddivisi secondo quantoriportato nella Guida CEI 0-2.

128

Modulo 1 - Dati di progetto di carattere generale

Modulo 2 - Dati di progetto relativi all’utilizzazione dell’energia

Pos Dati Valori stabiliti Note1.1 Committente “soggetto proponente”1.2 Contatto “contatto”1.3 Scopo del lavoro Realizzazione di un impianto

fotovoltaico presso “indirizzo”1.4 Vincoli progettuali • Ambiente non soggetto

da rispettare a vincolo architettonico

• Interfacciamento alla rete consentitonel rispetto delle norme CEI

• Attenzione architettonicaed impatto visivo contenuto

• Visibilità dell’iniziativa1.5 Informazioni di • Sito raggiungibile con strada

carattere generale asfaltata

• Presenza di ampio spaziodisponibile non copertoper i materiali di cantiere

• Presenza di rete telefonica(possibilità di collegamentovia modem per il monitoraggiodel funzionamento da remoto)

Pos Dati Valori stabiliti Note2.1 Destinazione d’uso • Inserire l’attività abituale

svolta nell’edificio(abitazione, uffici, industria ecc.)

2.2 Barriere • Accesso all’area di installazionearchitettoniche anche con mezzi pesanti

2.3 Ambienti soggetti • Nessuna parte dell’impiantoa normativa è ubicata in zone soggettespecifica CEI a normativa specifica CEI

129

Modulo 3 - Dati di progetto relativi alle influenze esterne

Pos Dati Valori stabiliti Note3.1 Temperatura:

• min/max all’aperto -15°C/+40°C Valori ricavati dalla• media del giorno più caldo +30°C letteratura tecnica• media delle massime mensili +25°C riferiti ai luoghi • media annuale +15°C di installazione

3.2 Formazione di condensa possibile3.3 Altitudine (s.l.m.) inserire3.4 Latitudine Inserire3.5 Longitudine inserire3.6 • Presenza di corpi solidi

estranei No Usuale protezione quadri• Presenza di polvere Si da insetti ed utensili

3.7 Presenza di liquidi Dati relativiTipo di liquido Acqua al posizionamento• Possibilità di stillicidio No delle apparecchiature• Esposizione alla pioggia No elettriche• Esposizione agli spruzzi No• Possibilità di getti d’acqua No

3.8 Condizioni del terreno:Carico specificoammesso (N/m2)• Livello della falda freatica (m)• Profondità della lineadi gelo Dati non applicabili

• Resistività elettricadel terreno (Ω m)

• Resistività termicadel terreno

3.9 Ventilazione dei locali• Naturale Si Dati relativi• Artificiale No al posizionamento• Naturale assistita delle apparecchiatureda ventilazione artificiale No elettriche

• Numero di ricambi 3.10 Carico di neve 1,6 kPa

(D.M. 16/1/96 per la zona I)3.11 Effetti sismici -----3.12 Livelli massimi di rumore Livelli massimi

di rumore: 60 dBdiurno (classe IV)(1)

3.13 Condizioni ambientalispeciali No

(1) Secondo il DPCM 14/11/97, l’edificio rientra nella Classe IV di destinazione d’usodel territorio e pertanto è soggetto ai seguenti valori assoluti massimi di emissione:60 dB (ore 6÷22), 50 dB (ore 22÷6). Eventuali disposizioni di carattere locali posso-no ridurre ulteriormente tali limiti.

130

Modulo 4 - Dati di progetto relativi alla rete di collegamento

Pos Dati Valori stabiliti Note4.1 Tipo di intervento richiesto

• Nuovo impianto No• Trasformazione No• Ampliamento Si

4.2 Dati del collegamento elettrico• Gestore rete • inserire• Numero Cliente • inserire• Descrizione della retedi collegamento • inserire

• Tensione nominale (Un) • inserire4.3 Misura dell’energia Contatori generali installati

nel quadro di distribuzione4.4 Consumi elettrici (2006) Inserire kWh

Modulo 5 - Dati di progetto relativi all’impianto fotovoltaico

Pos Dati Valori stabiliti Note5.1 Caratteristiche • Esempio di descrizione

area di installazione • Shed a pendenza(ca 30°) inclinati verso Sud

• Superficie lorda totaledisponibile: circa 375 m2

• Nessun cordolo o parapetto• Suggerito il posizionamentocon strutture di sostegnocomplanare alla faldaessendo ottimaliper la captazione di energia

• Aggancio alla coperturaa shed da valutare in sededi progettazione definitiva

5.2 Posizione • Possibile (ma non consigliata)convertitori statici la sistemazione anche

in esterno in sheltercon codice IP > 54

131

Modulo 6 - Normativa di riferimento (principali per progettazione e realizzazione

DPR 547/55 Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoroLegge 46/90 Norme per la sicurezza degli impiantiDPR 447/91 Regolamento di attuazione della Legge 5 marzo 1990,

n. 46, in materia di sicurezza degli impiantiLegge 109/94 Legge quadro in materia di lavori pubbliciD.Lgs 626/94 Attuazione delle direttive CEE riguardanti il miglioramento

della sicurezza e della salute dei lavoratori sul luogo i lavoroD.Lgs 494/96 Attuazione della direttiva 92/57/CEE concernente

le prescrizioni minime di sicurezza e di salute da attuare nei cantieri temporanei o mobili

DPR 554/99 in materia di lavori pubbliciCEI 0-2 Guida per la definizione della documentazione

di progetto per impianti elettriciCEI 11-20 Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi

i continuità collegati a reti i I e II categoriaCEI 20-19 Cavi isolati con gomma con tensione nominale

non superiore a 450/750 VCEI 20-20 Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale

non superiore a 450/750 VCEI 64-8 Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale

non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua

CEI EN 62305-1 Protezione contro i fulmini. Principi generaliCEI EN 62305-2 Protezione contro i fulmini. Valutazione del rischioCEI EN62305-3 Protezione contro i fulmini. Danno materiale alle strutture

e pericolo per le personeCEI EN 62305-4 Protezione contro i fulmini. Impianti elettrici ed elettronici

nelle struttureCEI EN 60099-1-2 ScaricatoriCEI EN 60439-1-2-3 Apparecchiature assiemate di protezione e manovra

per bassa tensioneCEI EN 61215 Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni

terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipoCEI UNEL 35024-1 Cavi elettrici isolati con materiale elastomerico

o termoplastico per tensioni nominali non superiori a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua - Portate di corrente in regime permanente per posa in aria

CEI UNEL 35364 Cavi isolati con gomma con tensione nominalenon superiore a 450/750 V

UNI 10349 Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici

132

Modulo 7 - Caratteristiche climatiche

Il sito di installazione appartiene ad un’area che dispone di dati climaticistorici riportati nella Norma UNI 10349 (Riscaldamento e raffrescamentodegli edifici. Dati climatici). Secondo tale Norma, la temperatura mediamensile su base giornaliera dell’aria esterna varia nei mesi fra 1.7 delmese di gennaio ai 25,1 °C del mese di Luglio (vedi Tab. 1).- Radiazione solare media giornaliera:

Secondo la Norma UNI 10349, la media annua della radiazione solaresul piano orizzontale risulta pari a 3,57 kWh/m2/giorno. In Tab. 1 sonoriportati i valori di radiazione solare globale sul piano inclinato ideale dimassima captazione pari a 30°, H30, per la località di Milano e su quel-lo di riferimento orizzontale.

Tabella 1 - Radiazione solare globale sul piano inclinato 30° (ottimale) (H30), e sulpiano orizzontale come confronto (Horizz) e temperatura dell’aria esterna giorna-liera media mensile (Tamb)

Mese H30 Horizz Tamb [°C][kWh/m2/giorno] [kWh/m2/giorno]

Gennaio 1.48 1.06 1.7Febbraio 2.42 1.86 4.2Marzo 3.82 3.22 9.2Aprile 4.85 4.58 14.0Maggio 5.44 5.56 17.9Giugno 5.86 6.17 22.5Luglio 6.55 6.67 25.1Agosto 5.75 5.39 24.1Settembre 4.67 3.89 20.4Ottobre 3.16 2.33 14.0Novembre 1.78 1.22 7.9Dicembre 1.37 0.92 3.1Media annua 3.93 3.57 ---Totale annuo 1434 kWh/m2 1303 kWh/m2 ---

- Dati relativi al ventoDirezione prevalente: Sud-Ovest (UNI 10349)Media annuale: 1.1 m/s (UNI 10349)Massima velocità di progetto: 36 m/s (130 km/h) - zona 1 (UNI 10349)Pressione del vento: 0.44 kPa - zona 1 (D.M. 16/1/96)

133

2 - Descrizione sistema elettrico generale

L’impianto fotovoltaico oggetto del presente documento è destinato aprodurre energia elettrica in collegamento alla rete elettrica di distribu-zione di bassa tensione interna in corrente alternata. L’impianto vieneconnesso elettricamente alla parte della rete di proprietà dell’utente a val-le del punto di consegna fiscale dell’energia in MT. Nel punto di connes-sione la tensione è di 400 V trifase e la frequenza è di 50 Hz. Sulla retedell’utente esiste un sistema passivo di distribuzione di carichi elettrici,potenzialmente in grado di assorbire tutta l’energia generata da fonte fo-tovoltaica; pertanto, la quantità d’energia annua generata dall’impianto èmediamente inferiore a quella assorbita dalla rete.L’impianto fotovoltaico è costituito dai componenti elettrici collegati secon-do lo schema a blocchi di Fig. 3 e con le caratteristiche sotto riportate.Il generatore fotovoltaico provvede alla trasformazione dell'energia sola-re direttamente in energia elettrica.L’inverter provvede alla trasformazione dell'energia elettrica da correntecontinua a corrente alternata.Il quadro di interfaccia rete provvede all'interfacciamento dell'impianto fo-

Vista da nord a sud

Azimut

Fig 2 - Diagramma dei percorsi solari e posizione di esposizione (pallino centra-le grosso) per il generatore fotovoltaico dell’impianto fotovoltaico.

134

tovoltaico all'impianto elettrico dell'utilizzatore e, quindi, alla rete elettrica.

Il generatore presenta una potenza nominale pari a “potenza” [......]kWp, intesa come somma delle potenze di targa o nominali di ciascunmodulo misurata in condizioni standard (STC: Standard Test Condi-tion), le quali prevedono un irraggiamento pari a 1000 W/m2 con dis-tribuzione dello spettro solare di riferimento di AM=1,5 e temperaturadelle celle di 25 °C, secondo norme CEI EN 904/1-2-3. Il generatorefotovoltaico risulta composto da [......] moduli fotovoltaici in silicio cri-stallino. I moduli vengono collegati in serie a gruppi di [......] (stringhe)e quindi in parallelo in numero di [......] in modo da ottenere la tensio-ne e la corrente ottimale all'ingresso di ciascuno dei numero inverterche costituiscono l'impianto. Si hanno quindi [......] stringhe in ingres-so a ciascun inverter.I moduli fotovoltaici sono fissati [esempio] sulla copertura del tetto permezzo di apposite strutture di sostegno in grado di consentire il montag-gio e lo smontaggio per ciascun modulo, indipendentemente dalla pre-senza o meno di quelli contigui. Per la riduzione dell’impatto visivo, lestrutture metalliche sono realizzate in modo che il piano dei moduli foto-voltaici risulti complanare alla falda di installazione.Le [......] stringhe che compongono il generatore fotovoltaico vengonocollegate a ciascun inverter a gruppi di [......] con cavi di apposita se-zione e tipologia. L'inverter ha una potenza nominale pari a circa[......] kW ed eroga corrente alla tensione nominale di 400 Vca, 50 Hz,trifase. Il convertitore è del tipo con trasformatore di isolamento ed è

Fig. 3 - Schema a blocchi dell’impianto fotovoltaico collegato in rete bt.

135

in grado di inseguire il punto di massima potenza (funzione MPPT)delle stringhe collegate in ingresso. L'inverter prende come tensione diriferimento quella rete elettrica alla quale è collegato: pertanto non è ingrado di erogare energia sulla rete qualora in questa non vi sia ten-sione. L'inverter dovrà essere predisposto al collegamento, via lineaRS-485, ad un sistema di acquisizione dati (sia locale che remoto),mediante un'opportuna scheda elettronica. Qualora posizionato inesterno, l’involucro dell'inverter dovrà essere in grado di resistere allapenetrazione di solidi e liquidi con grado di protezione IP65 e così pu-re le connessioni esterne, realizzate con connettori unipolari per lasezione c.c. e multipolari per quella c.a., presentando il medesimogrado di protezione.L'uscita di ciascun inverter afferisce ad un quadro elettrico fotovoltaicoche assolve la funzione di distribuire sulle tre fasi il contributo dei [......] in-verter. Nel quadro elettrico sono contenute anche le protezioni di inter-faccia alla rete, di sezionamento e di misura dell’energia prodotta.Per rendere visibile l’iniziativa è prevista l’installazione di un sistema diacquisizione ed archiviazione dei dati di esercizio dell’impianto che sia ingrado di mostrare via rete locale RS485 con opportuno software di vi-sualizzazione lo stato dell’impianto ed anche tramite un grande displayposizionato in zona molto visibile nell’atrio di ingresso, le principali pre-stazioni del sistema:- potenza istantanea generata;- energia prodotta cumulata dall’entrata in servizio dell’impianto;- CO2 evitata in relazione all’energia prodotta.

3 - Specifiche tecniche dei componenti principali

3.1 - Moduli fotovoltaici

Ogni modulo fotovoltaico è coperto da una garanzia di 20 anni che ne as-sicura una resa pressoché inalterata per un periodo lunghissimo. Le cel-le utilizzate sono quadrate con dimensioni 125 x 125 mm e sono realiz-zate con silicio monocristallino. La protezione frontale è costituita da unvetro a basso contenuto di sali ferrosi, temprato per resistere senza dan-no ad urti e grandine. Le celle sono inglobate fra due fogli di E.V.A. (Etil-vinile acetato) laminati sotto vuoto e ad alta temperatura; la protezioneposteriore del modulo è costituita da una lamina di TEDLAR, un polime-ro totalmente impermeabile e stabile quando esposto ad agenti atmosfe-rici e a radiazioni ultraviolette. La cornice di supporto è realizzata con unprofilo in alluminio estruso ed anodizzato. La scatola di giunzione si tro-

136

va sulla parte posteriore del pannello, è realizzata in resina termoplasti-ca e contiene all’interno una morsettiera con 3 diodi di bypass e i colle-gamenti di uscita.

Tutte le caratteristiche sono rilevate con radiazione solare di 1000 W/m2

e con temperatura di 25 °C:Potenza di picco nominale: 150 W ± 2%Tensione alla potenza massima: 32,6 VCorrente alla potenza massima: 4,6 ATensione a circuito aperto: 40,2 VCorrente di corto circuito: 5,1 ADimensioni (mm): 1466 x 801Spessore (mm): 35Peso: 14,5 kgNumero di celle: 66Numero di diodi di bypass: 3Normativa di riferimento: CEI EN 61215Classe di isolamento: IITensione massima di sistema: 840 V

137

3.2 - Inverter

L’apparato di conversione dell’energia elettrica, da corrente continua acorrente alternata, è costituito in totale per tutto il sistema fotovoltaico dan. 3 inverter collegati in parallelo sulla linea elettrica trifase di distribuzio-ne. Gli inverter presentano le caratteristiche di seguito riportate.L’inverter trifase a commutazione forzata e forma d’onda lato a.c. co-struita con tecnica PWM (Pulse Width Modulation). La sezione di ingres-so dell’inverter è in grado di inseguire il punto di massima potenza del ge-neratore fotovoltaico (funzione MPPT).Per poter visualizzare i dati di funzionamento (ore di funzionamento, ener-gia prodotta ecc.) ogni convertitore dovrà essere fornito del relativo display.

Tipo di funzionamento: in parallelo alla rete elettricaTensione d'ingresso: 210-550 VCorrente massima di ingresso: 164 APotenza massima PAC: 32 kWPotenza nominale: 32 kWTensione nominale lato c.a.: 400 VcaFrequenza lato c.a.: 49,8 ÷ 50,2 HzStringhe parallelabili: 25Connessione lato c.c.: connettori tipo MulticontactCosϕ: ≈ 1Distorsione corrente di rete: < 5%Max ripple lato c.c.: ≤ 10%Consumo in funzionamento: 9 W; in stand-by: 0,25 WMassimo rendimento: 95%Rendimento 20% - 80% PAC: ≥ 90%Protezioni lato c.c.:

inversione di polaritàperdita d’isolamentosovratensioni atmosferiche

Protezioni lato c.a.: corto circuitominima e massima frequenzaminima e massima tensione

Temperatura di lavoro: -25 ÷ +60 °C, 0 ÷ 100% URGrado di protezione: IP21 (DIN EN 60529)Connessioni per acquisizione dati: Porta RS-485Dimensioni: h = 2367 mm; l = 600 mm; p = 600 mmPeso: 245 kgContenuto di armoniche: secondo EN 61000-3-2EMC: EN 50081-1; EN 50082-1Conformità protezioni: secondo CEI 11-20; DK 5950

138

4 - Planimetria disposizione moduli

Nel seguito è riportata la planimetria preliminare di disposizione del ge-neratore fotovoltaico sull’area di posa.

Disposizione planimetrica del generatore sulla copertura.

Disegno disposizione planimetrica moduli fotovoltaici

139

5 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni

5.1 - Collaudo componenti e soggetti collaudatori

I quadri elettrici dell’impianto saranno sottoposti a prove e collaudi in of-ficina previsti dai piani di qualità dei Costruttori.La certificazione dei collaudi sarà consegnata prima dell'installazione al-la Direzione Lavori o al Responsabile del Procedimento o suo delegato.

5.2 - Prove di accettazione e messa in servizio

I componenti che costituiscono l'impianto sono progettati, costruiti e sot-toposti alle prove previste nelle norme ed alle prescrizioni di riferimento. In particolare, prima dell'inizio dei lavori di montaggio in cantiere, il con-trollo dei componenti sarà del tipo visivo - meccanico, e riguarderà:- Accertamento della corrispondenza dei componenti con quanto riporta-

to nel progetto; - Accertamento della presenza di eventuali rotture o danneggiamenti do-

vuti al trasporto.

Prima dell'emissione del certificato di regolare esecuzione dell'impiantoe, comunque, prima del ripiegamento del cantiere, il controllo riguarderàla verifica dell’integrità dei componenti e della realizzazione dell’impian-to a "perfetta regola d'arte". La verifica consisterà nel controllare:- il corretto montaggio delle strutture dei moduli;- la continuità elettrica e le connessioni tra moduli;- la corretta esecuzione dei cablaggi in congruenza con quanto riportato

nel progetto;- la messa a terra delle masse;- l’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;- il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condi-

zioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo diconversione (accensione, spegnimento, mancanza rete ecc.);

Secondo quanto è previsto nel decreto 19-2-07 denominato “NuovoConto Energia”, verrà effettuata la verifica tecnico-funzionale dell’im-pianto, mediante la seguente procedura:- verifica della condizione: Pcc > 0,85 Pnom * I / ISTC, ove:Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico,

con precisione migliore del 2%,Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico;I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con precisio-

ne migliore del 3%;

140

ISTC pari a 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard;- verifica della condizione: Pca > 0,9 Pcc , ove: Pca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conver-

sione, con precisione migliore del 2%;Se del caso, sarà adottata la correzione della potenza per Pcc per tem-peratura delle celle > 40 °C.

6 - Produzione annua attesa di energia elettrica

La valutazione energetica, relativa all'installazione dell'impianto fotovol-taico, effettuata sulla base dei dati climatici e dell’efficienza dei vari com-ponenti è raccolta nel seguito. L’analisi è stata svolta utilizzando i dati ba-si contenuti nella norma UNI 10349.La valutazione energetica è stata effettuata considerando un rendimentod’impianto totale pari al 75% come da Specifica Tecnica ENEA. L’analisi re-lativa all'installazione dell'impianto fotovoltaico, effettuata sulla base deidati climatici e dell’efficienza dei vari componenti, conduce alla stima di unaproduzione di energia elettrica pari a circa produzione annua kWh.Tenendo conto che la vita utile dell’impianto fotovoltaico è stimata pari a25 anni, lo stesso produrrà nel corso della sua vita circa 3 GWh.L’installazione dell’impianto fotovoltaico permetterà di ridurre le emissio-ni di anidride carbonica per la produzione di elettricità; considerando unvalore caratteristico della produzione termoelettrica italiana pari a circa700 grammi di CO2 emessa per ogni kWh prodotto, si può stimare ilquantitativo di emissioni evitate:- Emissioni di CO2 evitate in un anno: [calcolare t]- Emissioni di CO2 evitate nella vita utile: [calcolare t].

141

Convertitori statici di stringa per l’accop-piamento con il generatore fotovoltaicocon potenza lato alternata pari al minimo a___ kW, e caratteristiche tecniche comeda progetto esecutivo, predisposti perl’acquisizione di dati di funzionamento conlinea RS485

Set di strutture di sostegno dei moduli fo-tovoltaici per il fissaggio alla coperturacomposte da sottostruttura e struttura por-tamoduli in profili commerciali secondo leindicazioni riportate nel progetto esecutivo

Quadro di terra per il sezionamento e pro-tezione da sovratensioni delle stringhe fo-tovoltaiche

Quadro di parallelo per il parallelo e suddi-visione fra le 3 fasi del sistema elettrico lo-cale in gruppi di potenza omogenea

Quadro di interfaccia alla rete elettrica didistribuzione completo di protezione di in-terfaccia tarata secondo le DK5950, certi-ficata da laboratorio accreditato EA ed in-serita nella lista delle protezioni ENEL.Distribuzione e dispositivo di interfacciacertificato secondo la DK 5950.

7 - Computo metrico estimativoOpere impiantistiche

Art. Voce u.m. Q.tà Prezzo Importi Importiunitario parziali totali

1 kWp

2 kW

3 n.

4 n.

5

6 n.

7 n.

Moduli fotovoltaici in silicio cristallino perun totale di ___ kWp completi di cornice,diodi di by-pass, connettori Multicontact,certificazione IEC 61215 e classe IIemessa da laboratorio accreditato EA

Quadro misura completo di Data Loggerper l’acquisizione dei dati di funzionamen-to attraverso connessione RS485, visua-lizzatore, sensori meteo (irraggiamento,temperatura) e porte COM2 e COM3 perla connessione tramite RS485 di un PCremoto ed il pilotaggio di un display ester-no ed altre caratteristiche di dettaglio co-me da progetto esecutivo

142

Attività accessorie

Art. Voce u.m. Q.tà Prezzo Importi Importiunitario parziali totali

8 n.

9 ...

10 ... corpo

Totaleforniture

Display di visualizzazione dell’energiaelettrica prodotta cumulata, potenza istan-tanea, CO2 evitata da accoppiare al DataLogger del quadro misura completo discheda RS485 ed altre caratteristiche didettaglio come da progetto esecutivo

Cavi, tubazioni, canaline ed accessori dimontaggio secondo tipo e quantità indi-cate in Tabella Cavi riportata nel proget-to esecutivo

Trasporti e movimentazione materiale

11

hh

Oneri diretti per la sicurezza 10%12

hh

Oneri diretti per la sicurezza 10%

13 ... corpo

Totale mano d’opera

14 hTotale opere impiantistiche

Posa in opera componenti elettrici e mec-canici, collegamenti elettrici di potenza, disegnale ed equipotenziali

- Operaio specializzato- Aiutante

Assistenza muraria agli impianti- Operaio specializzato- Aiutante

Prove di collaudo e messa in servizio im-pianto fotovoltaico secondo le indicazionitecniche di collaudo riportate nel progettoesecutivo

Nolo di argano montato su castello di tiro 4 HP

- Cronoprogramma attività di cantiere -Aggiornamento del progetto versione as built - Manuale d’usoe manutenzione -Dichiarazione di conformità ai sensi della vigente normativa - Certificazione dei mo-duli FV secondo IEC 61215 e classe II - Certificazione protezioni e dispositivo di interfaccia

Redazione della documentazione tecnicacomprendente:

15 ... corpo

Totale attività accessorieRiepilogo oneri diretti per la sicurezza

143

Oneri specifici o speciali per la sicurezza1S cad

2S cad

3S m

4S m

5S cad

6S cad30gg

SommanoArrotondamento

Tot. oneri specifici o speciali per la sicurezza

Redazione Piano della Sicurezza

Presenza preposto impresa incontro perla sicurezza

Barriere laterali guardacorpo

Recinzione di sicurezza realizzata con retein poliestere altà densità peso 240g/mq,indeformabile, colore arancio, sostenutada paletti fissati senza penetrazione al ter-reno, h 1,80 m per tutta la durata dei lavori

Cartelli monitori conformi D. Lgs. 493/96, inlamiera di alluminio 5/10, con pellicola ri-frangente 500 x 600 mm

Cassette di pronto soccorso in ABS com-plete di presidi chirurgici e farmaceutici se-condo le disposizioni DM 28/7/58

RiepilogoOpere impiantisticheAttività accessorie

Totale importo a base d’asta

Oneri diretti per la sicurezzaOneri specifici o speciali per la sicurezza

Totale oneri per la sicurezza

Totale oneri in appalto

7.1 - Quali competenze sono necessarie?

La costruzione di un impianto fotovoltaico comporta l’assemblaggio diparti meccaniche (carpenteria metallica), il cablaggio elettrico di sezioniin corrente continua e corrente alternata e, in alcuni casi, anche la rea-lizzazione di opere civili (per esempio, scavi di fondazione per impianti aterra) e murarie (per esempio, fori passacavo in parete).A seconda del tipo di realizzazione (a terra o a tetto) prevale un onere dilavoro maggiore per le opere civili piuttosto che quelle meccaniche men-tre i cablaggi elettrici comportano oneri legati esclusivamente alla tagliadi potenza del generatore fotovoltaico.Si osserva che, almeno per i piccoli impianti, le competenze di chi prov-vede al montaggio devono comunque essere multidisciplinari: non èpensabile avere più artigiani o più imprese che lavorino su un tetto foto-voltaico da qualche kilowatt di potenza.Storicamente, la realizzazione degli impianti è legata al settore elettricopiù in relazione alla novità legata all’uso dei moduli fotovoltaici più che al-la preponderanza dell’attività elettrica nella costruzione o alla sua com-plessità: anzi, si osserva che proprio i cablaggi elettrici sono diventati ne-gli anni sempre più sicuri e facili da realizzare.Viceversa, la capacità di trovare ottime soluzioni di fissaggio dei moduliè tipica di esperti montatori meccanici più che di bravi elettricisti.Come sempre, solo l’esperienza di montaggio di qualche impianto ga-rantisce un livello minimo di padronanza del cantiere e soprattutto un ri-sultato finale esemplare. Si sottolinea che la realizzazione di un impian-to fotovoltaico deve portare ad un risultato estetico di alto livello: la pre-

144

CAPITOLO 7

TECNICHE DI INSTALLAZIONE

145

cisione di accostamento dei moduli, il loro allineamento a formare unascacchiera piana e uniforme sono risultati che si conquistano solo conl’esperienza.Nella realizzazione di grandi impianti, invece, un ruolo fondamentale èrappresentato dalla capacità di organizzazione del cantiere nelle varie fa-si del montaggio. È una capacità legata solo parzialmente alla specifici-tà costruttiva del fotovoltaico: vale tutte le volte che occorre lavorare inpiù aziende nello stesso sito, una varietà di materiali da assemblare e at-tività che prevedono attrezzature ed utensili completamente diversi nellosteso momento.Le figure professionali e relative competenze che sono interessate allarealizzazione di un impianto fotovoltaico sono riassunte brevemente nel-la tabella 1. Si sottolinea che l’importanza delle competenze non è rela-tiva alla quantità di lavoro che deve essere svolto per la realizzazionedell’impianto bensì legata al valore aggiunto fornito per ottenere la mi-gliore installazione possibile.

7.2 - Sequenze di installazione

7.2.1 - Impianti collegati alla rete elettrica

La tabella 2 riporta la sequenza di installazione tipo per un impianto col-legato alla rete da installare in copertura. Le ipotesi sono quelle di potercominciare ad installare secondo il flusso di generazione di energia (dalgeneratore fotovoltaico al quadro di interfaccia). È evidente che questaipotesi può essere rivista in relazione, per esempio, alle condizioni me-teorologiche al momento dell’installazione. In caso di pioggia, si comin-cerà dall’interno (posa componenti cablaggi ecc.), per poi passare in unsecondo tempo in copertura. I livelli di difficoltà che la tabella mostra sulla destra sono legati alle pos-sibili problematiche che possono insorgere durante i lavori. L’esperienza

Impianti a tetto Impianti a terraLivello Importanza Livello Importanza

Opere civili ... alto 10-20%Opere murarie basso 0-5% ...Montaggi meccanici alto 30-50% alto 30-50%Cablaggi elettrici medio 40-60% medio 40-60%Coordinamento basso 0-5% alto 5-10%

Competenze

Tabella 1 - Figure professionali e relative competenze

146

ha dimostrato che la fase più delicata è sempre quella di interfaccia tra lastruttura di sostegno del generatore fotovoltaico e la copertura mentre leattività prettamente elettriche sono spesso senza particolari problemi.Come abbiamo avuto occasione di ricordare alla Sezione dedicata al so-pralluogo in sito, resta inteso che le difficoltà sono legate all’accuratezzadel sopralluogo: più informazioni si traggono dalla visita iniziale al sito piùfacile sarà organizzare materiali e lavori con evidente riduzione dei tem-pi di installazione e dei relativi costi.

Trasporto in sito del materiale

In genere, il materiale viene portato in sito con mezzi leggeri (auto, fuo-ristrada, furgoni) e le problematiche di trasporto sono ridotte al solo ca-rico e scarico della merce. Quando l’accesso alla copertura avvienedall’esterno si usano mezzi con cestello che, con l’occasione consen-tono anche il tiro in altezza dei materiali. L’accesso con mezzi pesantideve essere valutato in sede di sopralluogo per evidenziare eventualiimpedimenti; tipicamente il mezzo non riesce ad arrivare in corrispon-denza della falda di installazione o il suo parcheggio nell’area migliorecrea problemi di accesso all’edificio.Va considerato anche che, come vedremo in seguito, è opportuno che imoduli fotovoltaici non vengano portati in copertura al momento dell’arri-

Fase

Trasporto in sito del materiale

Procedure di messa in sicurezza delle aree

Preparazione della copertura

Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta

Montaggio strutture portamoduli

Precollaudo moduli fotovoltaici

Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture

Cablaggio generatore fotovoltaico

Collaudo elettrico stringa per stringa

Lavorazione discesa cavi in interno

Posa quadri e convertitore

Posa canaline e tubazioni di cablaggio

Cablaggio elettrico fra componenti

Verifica ispettiva finale

Primo parallelo alla rete e collaudo impianto

min ................ Difficoltà ................ max

Tabella 2 - Sequenza di installazione

147

vo in cantiere per due motivi: il primo discende dalla necessità di proce-dere al precollaudo prima del montaggio impossibile sulla copertura, ilsecondo è legato al fatto che sulla falda inclinata i moduli non possonoessere stoccati.Solo in caso di grandi impianti (qualche decina di kilowatt) il problemadel trasporto deve essere pianificato con attenzione. Spesso la car-penteria di montaggio ha lunghezze impegnative ed i pesi impongonol’uso di un argano per il carico-scarico oltre che per il tiro in altezza.Una volta trasportato in sito il materiale deve trovare opportuna zona diricovero.

La soluzione ideale è quella di trovare uno spazio riparato; oltre, allaovvia protezione, avere uno spazio riparato significa aver trovato ancheun posto defilato. In genere, visti i volumi e pesi di quadri e convertito-ri almeno per questi componenti si trova riparo. Per i moduli fotovoltai-ci invece il problema è legato alla confezione. In impianti di qualche kWdi potenza, i moduli sono confezionati in pallet, nastrati e avvolti in pel-licola trasparente che in genere non garantisce l’impermeabilizzazione.Notare che, in questi casi, carico e scarico necessitano di mezzi di sol-levamento idonei (fig. 1) che dal Cliente non si trovano e devono es-sere portati. È difficile trovare anche un ricovero riparato per l’ovvia dif-ficoltà di trasporto al chiuso del pallet: non resta che lasciarlo/i in ester-no coperto/i da un telo impermeabile.

Fig. 1 - Mezzi per la posa.

148

Procedure di messa in sicurezza delle aree di posa

Una volta scaricati i materiali, occorre procedere subito alla delimitazio-ne delle aree di posa ai fini di un’agevole lavorazione e della sicurezzasia del personale che opera che dei terzi (tipicamente chi frequenta l’e-dificio). Il caso peggiore si realizza quando la falda di installazione èquella che dà direttamente sull’ingresso dell’edificio. La situazione èschematizzata in fig. 2.In questi casi occorre delimitare le aree, per evitare di esporre terzi al pe-ricolo della caduta di materiale dalla copertura (tipicamente gli utensili dimontaggio), ma occorre anche fare in modo che l’ingresso sia lasciato li-bero per il passaggio. Si propongono due soluzioni descritte nei disegnidi fig. 2. La prima è quella di proteggere il passaggio con parapetto(eventualmente con rete aggiunta), mentre la seconda è creare un pas-saggio coperto utilizzando, per esempio, un trabattello.

Protezione con parapetto,rete anticadutae trabattello coperto.

Prospetto ovest

Parapetto di protezionesul lato ovest e sul lato est

Ponteggioper protezionepassaggio

Parapetto di protezioneda caduta materiale

Fig. 2 - Protezioni con parapetto o rete anticaduta.

149

La delimitazione delle aree può essere fatta, nei casi più semplici, con delnastro bianco/rosso e paline che preferibilmente non devono essere deltipo ad infissione. Quando invece si opera in ambiti dove la presenza dipersone è intensa (per esempio, una scuola), la sicurezza deve esserevalutata attentamente: la delimitazione con nastro deve diventare una re-te, gli accessi regolati da cancelli, i passaggi sempre coperti e i parapet-ti sempre presenti. Da non dimenticare tutte le indicazioni riguardanti ipericoli come in figura 3.

Si ricorda che ogni volta che si installano impianti per l’AmministrazionePubblica secondo la legge 109 e successive modificazioni, al bando digara è sempre allegato il Piano della Sicurezza (o la scheda di valuta-zione dei rischi) e il nome del Coordinatore. È importante sia leggere lenote del Piano riguardanti il sito che procedere ad incontrare il Coordi-natore ben prima dell’inizio dei lavori per concordare le azioni opportuneo comunicare i commenti alle azioni contenute nel Piano.

Fig. 3 - Esempio di cartelli monitori tipici per installazioni fotovoltaiche in copertura.

150

Preparazione della copertura

La descrizione di questa fase è piuttosto complessa in quanto le coper-ture si presentano di vari tipi. Va subito evidenziato che il problema del-l’aggancio delle strutture metalliche alla copertura può essere risolto so-lo personalizzando la soluzione volta per volta.Fra le possibili soluzioni di posizionamento dei moduli, questo paragrafoè dedicato alle strutture di sostegno sovrapposte alla copertura (retrofit)e che quindi non prevedono interventi di modifica dello stato di fatto deltetto prima dell’intervento (fig. 4). Le integrazioni architettoniche del fo-tovoltaico su tetti o facciate sono applicazioni che al momento rappre-sentano una piccola parte dell’universo delle installazioni.

Va sottolineato come gli interventi di retrofit non debbano essere consi-derati come ripieghi a basso costo di soluzioni architettoniche più sofisti-cate in quanto spesso il risultato estetico risulta ugualmente gradevole.Le realizzazioni retrofit su tetti a falda prevedono l’utilizzo di moduli foto-voltaici commerciali (generalmente con cornice) sorretti da una strutturaancorata alla copertura esistente. La struttura di sostegno è sempresuddivisa in due parti meccaniche:- struttura di ancoraggio o sottostruttura: formata da elementi meccanici

(staffe, morsetti, profili) che fanno da interfaccia tra la copertura e lastruttura portamoduli;

Fig. 4 - Esempio di retrofit finito.

151

- struttura portamoduli: profili metallici in acciaio o alluminio di tipo com-merciale sui quali vengono fissati (in genere, imbullonati) i moduli foto-voltaici spesso a gruppi di tre o quattro qualora si proceda ad un loropreassemblaggio a terra prima della posa in opera sulla copertura.

La struttura di ancoraggio può essere costituita da un telaio leggero a bar-re in alluminio preforato appoggiate alla copertura (sandwich di lamieragrecata coibentata) e fissate alla stesso attraverso gli stessi tasselli pas-santi di fissaggio della lamiera grecata alla soletta in modo da non proce-dere a nuove forature. La struttura portamoduli è formata da due correntianch’essi in alluminio (barella) che sostengono gruppi di moduli; gli stessisono fissati ai correnti attraverso morsetti con bulloni a testa di martello.

La varietà dei manti di copertura che si registra sul territorio italiano crea unacerta difficoltà nella standardizzazione degli elementi di aggancio alla solet-ta; inoltre, alla varietà di tecniche di realizzazione delle solette che hannoquindi impatto sulla conformazione delle staffe, si aggiunge una notevolevarietà di tegole con sagome (altezze, profondità, agganci) ben diverse (ro-mana, doppia romana, portoghese, marsigliese, coppo, canadese ecc.).Con un panorama così vasto, i costruttori di strutture di sostegno a cata-logo offrono soluzioni base per le staffe: è compito del progettista (ma piùspesso dell’installatore) valutare bene la tecnica di costruzione della co-pertura e stabilire se le staffe a catalogo possono essere utilizzate così

Fig. 5 - Staffa ad uncino tipica per coperture in laterizio.

152

come acquistate, se devono essere modificate o se occorre disegnarnedi adatte da far realizzare appositamente in carpenteria.Data la numerosità delle staffe in opera, una scarsa attenzione su questiparticolari può portare a complicanze e perdite di tempo in fase di montag-gio. Staffe ad uncino del tipo riportato in figura 5, sono facilmente adattabi-li a diverse solette di aggancio (usando spessori o prolunghe metalliche) edanche a quelle tegole che non risultano agganciate le une alle altre nel sen-so della pendenza (praticamente solo i coppi). Infatti, con tegole tipo porto-ghese per far passare la staffa si è costretti a smussare tutti i bordini di ag-gancio tra tegola e tegola con perdita di tempo e rischio di rotture.

Quando la copertura è in lamiera grecata (diffusa soprattutto nelle aree ru-rali o industriali) e non si voglia procedere a realizzare fori passanti per ag-ganciarsi alla soletta (in modo da evitare eventuali problemi in fase di ripri-stino della impermeabilizzazione), è possibile utilizzare agganci a morsettoche mordono la dentatura della lamiera grecata. È evidente che, in questocaso, occorre valutare se strutturalmente l’aggiunta del fotovoltaico garan-tisca ancora la prestazione meccanica di tenuta della lamiera alla soletta. Quando poi il tetto si presenta senza falda e quindi piano (a terrazzo), lesoluzioni tecniche riguardano più che altro il tipo di aggancio delle strut-ture al tetto. In genere, si tende ad evitare di agganciare le strutture perevitare di intaccare l’impermeabilità della copertura. Dovendo appoggia-re le strutture diventa così obbligata la scelta di strutture basse (spessoun solo modulo in posizione coricata) che offrono una piccola vela al ven-to e di accorgimenti per rendere stabili l’insieme fotovoltaico-struttura.

Le tipologie di tetto piano sono sostanzialmente tre: - copertura in piastrelle di cemento: in questo caso è consigliato l’uso di

prefabbricati in cemento armato per evitare il momento di ribaltamentoindotto dal seppur minimo affetto vela e da strisce di materiale plastico(per esempio, gomma) per contrastare l’azione di scivolamento indottadalle medesime sollecitazioni;

- copertura in guaina bituminosa: valgono i consigli del terrazzo a pia-strelle ma occorre prestare molta attenzione al fatto che al di sotto del-la guaina non sia stato posato direttamente dell’isolante termico (lanadi roccia); in questo caso un carico gravante potrebbe provocare unacompressione dell’isolante che, cedendo, tenderebbe a strappare laguaina col risultato di perdere l’impermeabilità;

- copertura in guaina con strato di ghiaia: in questo caso il problema è chele strutture appoggerebbero su di una superficie non piana. In genere, l’u-tilizzo di queste strutture è limitato all’applicazione su terrazzi piani dovel’altezza contenuta consente di non renderli visibili dal basso.

153

Falda in latero-cemento e coppi

1 - Soletta portante in latero - cemen-to, 2 - Pannelli isolanti, 3 - Caldana incemento, 4 - Coppi

Falda alla “piemontese”

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terze-re, 4 - Listoni, 5 - Coppi

Falda alla “veneta”

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Assito,4 - Strato isolante, 7 - Coppi

Falda alla “lombarda”

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terze-re, 4 - Travicelli, 5 - Listoni, 6 - Coppi

Falda alla “romana”

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terze-re, 4 - Travicelli, 5 - Tevelle, 6 - Stratoisolante, 7 - Coppi

Falda in fibrocemento

1 - Soletta in laterocemento, 2 - Stratoimpermeabile, 3 - Isolante, 4 - Listelli,5 - Lastra fibrocemento, 6 - Chiodi

154

Molti sono anche i tipi di falde, alcune delle quali mostrate in Fig. 6.È già stato descritto come all’atto del sopralluogo risulti indispensabileprocedere ad un’ispezione della copertura per capire nel dettaglio l’ag-gancio possibile con le strutture metalliche di sostegno del fotovoltaico.

Per coperture in laterizio si consiglia di procedere nel seguente modo:- sollevare in 4-5 punti dell’area di installazione almeno due tegole nella dire-

zione colmo-gronda: questo consentirà di ispezionare la soletta per capire co-me le tegole sono sostenute (in particolare, l’aggancio del listello alla coper-tura) ed anche capire l’uniformità dei listelli reggi tegola nell’area di posa;

- qualora si decida di fissare le staffe direttamente alla soletta senza uti-lizzare i listelli (vedi punto seguente), occorre misurare la distanza tra

Falda a coppi su legno

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terzere,4 - Tavolato, 5 - Listelli, 6 - Strato isolan-te, 7 - Tavolato, 8 - Listelli, 9 - Coppi

Falda in lamiera grecata semplice

1 - Struttura portante, 2 - Isolante,3 - Listello, 4 - Lamiera grecata

Falda portante in laterocemento

1 - Soletta portante in laterocemento,2 - Tegole

Falda a tetto freddo

1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Tavolato,4 - Listelli, 5 - Strato isolante, 6 - Arca-recci, 7 - Tegole

Fig. 6 - Diversi tipi di falde.

155

soletta e listelli nei vari punti ispezionati. Questo risulta fondamentale aifini di una perfetta planarità della superficie dei moduli fotovoltaici adimpianto finito in quanto solo posizionando le staffe alla stessa altezzafra loro si può ottenere una superficie piana finale;

- decidere in quanti punti e dove posizionare le staffe di aggancio dise-gnando uno schema su un foglio in relazione a quante righe e colonnedi moduli sarà composta l’area di posa.

Se questi passi sono stati eseguiti, al momento del montaggio la solu-zione di aggancio sarà individuata, le staffe saranno di misura giusta(eventualmente saranno spessorate in opera) e si potrà procedere allapreparazione dell’area di posa semplicemente spostando il numero di te-gole necessario a poter lavorare sulla soletta nei punti individuati (so-pralluogo) di posizionamento delle staffe.Il posizionamento della copertura è mostrato in fig. 7.

Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta

Il fissaggio delle staffe alla soletta può essere fatto secondo due tecniche:- fissaggio della staffa al listello reggi tegola: è possibile e consigliato tut-

te le volte che il listello è fissato attraverso fisher alla soletta e quest’ul-tima è di fattura abbastanza piana ed uniforme. Le staffe verranno fis-

Fig. 7 - Posizionamento della copertura.

156

sate con autofilettanti nei listelli e, in genere, sarà probabile che risul-teranno abbastanza complanari ed allineate fra loro: eventuali spesso-ri si aggiungeranno tra staffa e correnti reggi moduli;

- fissaggio della staffa alla soletta: è una soluzione di ripiego ma spessoè l’unica possibile. È obbligata tutte le volte che i listelli reggi tegola so-no fissati alla copertura in maniera differente da quella descritta prece-dentemente. Per esempio, i listelli possono essere cementati nella so-letta o appoggiati su travetti colmo-gronda che li sollevano rispetto allasoletta stessa di 20÷30 cm. Nel primo caso, le staffe saranno fissate al-la soletta con fisher adatti (la soletta può essere una gettata di cemen-to armato o anche con travi e pignatte) sempre ricordando che le so-lette non saranno mai piane e quindi le staffe non saranno complanaried allineate. In questo caso (fig. 8) è utile usare staffe del tipo estensi-bile che, senza spessoramenti aggiunti, sono regolabili in modo daadattarsi all’altezza delle altre. Nel secondo, il problema è che la di-stanza tra staffa e soletta è tale (20÷30 cm) che si dovrà provvedere afissare la staffa la listello ma poi, per dare rigidità, sarà necessario so-stenere il listello con puntoni fissati alla soletta.

Una volta fissate le staffe occorre verificare ed eventualmente proce-dere alle azioni opportune affinché tutte le staffe risultino sullo stessopiano (operazione semplice se le staffe sono del tipo estensibile). È

Fig. 8 - Fissaggio della staffa alla soletta e, a destra, il fissaggio della staffa al li-stello reggi tegola.

157

un’operazione non banale in quanto pochi millimetri di differenza fra lestaffe saranno visivamente accentuati dall’uniformità (non raggiunta)del piano dei moduli fotovoltaici.

Montaggio strutture portamoduli

La struttura portamoduli nei moderni sistemi di fissaggio è composta daprofili in alluminio estruso con sagome che variano da produttore a pro-duttore ma sempre concepite con le seguenti modalità:- guida scanalata per fissaggio alle staffe con bulloni a testa di martello

(la testa del bullone si infila e scorre nella scanalatura del profilo);- canalina laterale di contenimento cavi di cablaggio tra moduli;- guida scanalata per agevole fissaggio moduli fotovoltaici tramite mor-

setti a chiusura a brugola.

I profili in alluminio sono disponibili in genere in un paio di pezzature:3÷6 m. Il fatto che siano di alluminio consente di poterli tagliare a misu-ra in opera (operazione non consigliata in caso di acciaio zincato).Un’alternativa ai profili scanalati in alluminio è rappresentata da profili inacciaio con predisposizione di forature asolate per l’aggancio dei modulifotovoltaici. Sono profili di costo più contenuto rispetto a quelli in allumi-nio che devono però essere tagliati a misura in opera con conseguenteripresa della zincatura a freddo (di scarsa tenuta nel tempo, da qui la no-ta precedente). Questi profili sono gli unici possibili tutte le volte ci si tro-va ad installare strutture di sostegno su lamiere grecate. Nelle figura se-guente è riportato il dettaglio di aggancio tipico e consigliato: si nota ilprofilo tipo Hilti (ad U) imbullonato nel bullone presistente di fissaggiodella lamiera (in modo da non dover provvedere a forature aggiunte) incorrispondenza di una sua asola e il bullone di tenuta del corrente sa-gomato in alluminio sul quale sono montati i moduli fotovoltaici. Il risultato della composizione della struttura portamoduli saranno unaserie di profili paralleli (barelle) in numero di due per ogni riga del ge-neratore fotovoltaico. Se le staffe sono state montate correttamente iprofili risulteranno piani, allineati e complanari fra loro. Si noti che l’e-sperienza suggerisce che questa situazione raramente si verifica aiprimi tentativi ma che solo capendo dove si è sbagliato si riesce a cor-reggere l’errore nelle installazioni successive.Esempi del montaggio sono mostrati nelle figg. 9, 10 e 11.

Precollaudo moduli fotovoltaici

Obbiettivo delle prove pre-installazione è quello di stabilire il correttofunzionamento dei moduli approvvigionati prima di installarli in opera. Le

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Fig. 9 - Struttura portamoduli.

Fig. 10 - Fasi di montaggio del più comune sistema di fissaggio di struttura por-tamoduli.

Fig. 11 - Dettaglio di aggancio consigliato in caso di installazione su lamiera grecata.

159

prove descritte sono di semplice attuazione e non comportano misuredettagliate. Per questo, sono vivamente consigliate a risparmio del tem-po totale di installazione soprattutto in impianti composti da un gran nu-mero di moduli fotovoltaici. Le azioni sono le seguenti: a) ispezione visiva: consiste nel controllare tutti i moduli per accertarnel’integrità. L’operazione piuttosto semplice consente anche di toglieredall’imballo il modulo in modo da portarlo in copertura con facilità. Datala natura delicata degli oggetti è opportuno che si concentri l’attenzionecurando:- integrità vetro anteriore;- chiusura delle cassette di terminazione posteriori;- cablaggio dei cavi e connettori ad innesto rapido (qualora di serie);- integrità del Tedlar posteriore;- planarità della superficie del modulo;- corretto montaggio della cornice d’alluminio;- presenza dello sticker posteriore;b) test in luce naturale su tutti (o un campione, dipende dalla taglia) i mo-duli. Per procedere al test, si posizionino i moduli ad uno ad uno espostiai raggi solari. Non è importante l’inclinazione a patto che sia uguale pertutti durante i test. Si controlleranno:- tensione a vuoto, misurando con multimetro ai capi dei connettori MC- diodi di by-pass, aprendo la cassetta di terminazione e misurando con

multimetro continuità o non continuità tra anodo e catodo;- resistenza di isolamento, collegando il megger tra polo positivo e corni-

ce metallica ed applicando tensione (max 500 V);- corrente di corto circuito (facoltativa): si misura collegando in corto cir-

cuito i terminali dei moduli e leggendo il valore con una pinza ampero-metrica. Siccome la corrente di corto è proporzionale all’irraggiamentosolare occorre misurare il valore di corrente e contemporaneamentequello di irraggiamento istantaneo. Alla fine si riporteranno tutti i valoria 1000 W/m2 semplicemente dividendo il valore di corrente misuratoper l’irraggiamento all’istante della misura.

Non hanno importanza i valori assoluti delle misure ma solo la loro uni-formità fra i moduli testati. La strumentazione da utilizzare dovrà esserecomposta da:- multimetro (portate V fino 500 V, fino a 10 A in corrente continua);- megger (500 V);- solarimetro se si procede alla misura facoltativa di corrente di corto;- pinza amperometrica: idem.

160

Fissaggio moduli alle strutture

È una fase che solo in apparenza sembra banale. L’aggancio in se stessoè estremamente agevole e facilitato se si provvede all’adozione di un si-stema di fissaggio come quello mostrato in figura 10. Si tratta di morsettiideati per correnti in alluminio come quelli prima descritti. Ce ne sono di duetipi: intermedi, per il fissaggio tra moduli e terminali, per chiudere la fila. Ladifficoltà di questa fase è legata alla squadratura delle righe tra loro.

Il processo di montaggio prevede che il modulo fotovoltaico venga appog-giato sulla barella partendo da una delle due estremità e fissato con i mor-setti intermedi affiancando il successivo e via così fino all’ultimo della fila.Il problema è che il primo modulo che si monta deve essere perfettamen-te in squadra in quanto un piccolo disallineamento (1÷2 millimetri) crescedi modulo in modulo fino ad arrivare a fine riga con scostamenti di qualchecentimetro. E lo stesso deve accadere per tutte le righe che si potrebberotrovare in squadra singolarmente ma disallineate fra loro. In tutti i casi, il ri-

Fig 12 - Disposizio-ne di moduli foto-voltaici e dettagli diaggancio con mor-setti.

161

sultato è visivamente inaccettabile e deve essere corretto con notevoleperdita di tempo. Diversi sono i sistemi adottati durante il montaggio per ri-durre gli errori: si può usare un filo per tracciare una diagonale fissando imoduli estremi (4 vertici); poi, con l’ausilio di un distanziale rigido tra righe(per l’interspazio che deve assomigliare a quello tra modulo e modulo, cir-ca 2 cm), si procede al montaggio degli altri moduli.La disposizione è mostrata in fig. 12.

Cablaggio del generatore fotovoltaico

Il cablaggio elettrico interno del generatore fotovoltaico (fig. 13) consistenella formazione delle stringhe elettriche, cioè del collegamento tra modu-li in serie secondo il progetto elettrico dell’impianto. Praticamente il compi-to è agevolato ogni qual volta i moduli fotovoltaici sono dotati di connettorie cavi precablati: in questo caso, il collegamento è molto semplice, velocee soprattutto in totale sicurezza elettrica in quanto i connettori hanno un co-dice di protezione IP65 e, usando cavi unipolari, le due polarità si trovanosempre separate. Osserviamo che la formazione delle stringhe deve es-sere però razionale rispetto alla disposizione dei moduli sulla copertura: èopportuno studiare un percorso dei cavi che minimizzi le lunghezze dei ca-vi dalla stringa al punto di calata verso l’interno dell’edificio. Inoltre, qualo-ra a questo non abbia già provveduto il progettista, ricordarsi di schema-tizzare il cablaggio evidenziando i moduli che fanno capo alle varie strin-ghe: un guasto in un modulo può essere più agevolmente rintracciato.

Qualora invece i moduli non siano dotati di connettori e cavi precablatioccorre procedere al precablaggio prima del montaggio che consigliamodi fare in officina prima del trasporto in sito dei moduli.La procedura è semplice: - sballare il modulo ed aprire (in genere, svitando) la scatola di termina-

zione posteriore;- preparare due spezzoni di cavo unipolare con sezione adeguata al

passacavo presente sulla cassetta di terminazione e con con capocor-da idoneo al cablaggio nella morsettiera della cassetta;

- infilare nel passacavo i cavi e cablare alla morsettiera;- procedere al test dei diodi di by-pass verificando la continuità elettrica

con un tester. Questa operazione risparmia l’equivalente consigliataprima durante i test di precollaudo.

Quando i moduli non hanno i connettori precablati, il cavo da utilizzaredeve però essere scelto dando preferenza ai seguenti criteri:- cavo con doppio isolamento per tensioni di esercizio almeno fino a

450/750 V;

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- alta resistenza agli agenti atmosferici ed umidità;- resistenza ai raggi UV;- range di temperatura di esercizio elevato;- non propagante l’incendio.

Inoltre, come ricordato, è pratica comune utilizzare cavi unipolari con se-zione da minimo 4 mm2. In passato, per questo cablaggio si utilizzavaquasi sempre un tipo di cavo armonizzato con la normativa europea, indoppio isolamento con gomma esterna, nero e flessibile tipo H07RN-F. Og-gi sono disponibili in commercio dei cavi “Solar” a costo accettabile che, ri-spetto al tipo H07RN-F, presentano dei limiti di temperatura più ampi.In tutti i casi di cablaggio la posa dei cavi è libera (senza cavidotti o tu-bazioni), con i cavi tra moduli inseriti nella sagoma apposita dei profilimetallici (se si usa il sistema alluminio sagomato) o fissati con fascetteanti-UV ai profili metallici. Quindi sempre coperti dai moduli fotovoltaici.Solo quando il fascio di cavi unipolari si raggruppa per fare la discesa puòessere inserito in una tubazione per poter anche procedere più facil-mente alla discesa cavi in interno (vedi nel seguito).

Collaudo elettrico stringa per stringa

Una volta cablate tutte le stringhe, prima di proseguire con i montaggi èopportuno verificare che non ci siano stati problemi di errata installazio-ne o, nel passaggio da terra all’opera, qualche modulo possa essersiguastato. Per fare questo occorre procedere come segue.

Fig. 13 - Schematizzazione del cablaggio del generatore fotovoltaico da anno-tare dopo la posa.

Pianta copertura (Moduli con vista dal retro) scala 1:50Alla cassetta di terra

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Si effettua un test in luce naturale su tutte le stringhe. Si controlleranno:- tensione a vuoto, misurando con multimetro ai capi dei connettori MC

terminali di stringa;- corrente di corto circuito, misurando con una pinza amperometrica la

corrente dopo aver messo i terminali di stringa in corto circuito.Come già osservato per il precollaudo a terra dei moduli, non hanno im-portanza i valori assoluti delle misure ma solo la loro uniformità fra strin-ghe. La strumentazione da utilizzare dovrà essere composta da:- multimetro (portate fino 500 V e fino a 10 A in corrente continua);- solarimetro;- pinza amperometrica.

Lavorazione discesa cavi in interno

A questo punto dell’installazione ci si troverà in copertura con un fasciodi cavi unipolari in numero uguale al doppio delle stringhe. In caso di im-pianti di grande taglia (15÷20 kW), il fascio di 20÷25 cavi ha un diametrodi circa 7÷8 cm che deve essere portato in interno. In genere, nelle co-perture industriali, un passaggio idoneo è presto individuato e anche il ri-sultato estetico dell’opera non è considerato una priorità. Viceversa,quando l’edificio è una abitazione, la situazione tende a complicarsi.Il punto migliore è sempre a lato della falda in corrispondenza del colmoche risulta la zona più defilata. Come è stato osservato precedentemen-te, il fascio può essere contenuto in una tubazione che agevoli la disce-sa: in questo caso occorre che la tubazione venga fissata saldamente nelpercorso sulla copertura e nella discesa.

Fig. 14 - Esempio di posizionamento di convertitori e quadri in esterno (sinistra)ed interno. Si noti la scossalina di protezione sopra i convertitori.

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Posa quadri e convertitori

Come già visto, durante il sopralluogo si è provveduto a definire la posi-zione dei vari componenti la cui installazione si limita alla semplice posanel punto definito. È stato sottolineato che quadri e convertitori è preferi-bile siano montati a parete in modo che siano ad altezza occhi. Sia i qua-dri commerciali che i convertitori hanno agganci con tasselli in posizionipredefinite e quindi non c’è possibilità di sbagliare il posizionamento.È opportuno sottolineare il fatto che la posa ordinata dei componenti è unvalore aggiunto notevole nella fattura dell’impianto. Nella fig. 14 si nota-no tubazioni con accessori dedicati (raccordi, curve), canaline e disposi-zioni geometriche dei componenti. Nell’installazione in interno è beneche i due convertitori siano sopra il livello degli occhi sia per dare spazioai quadri (più importanti) sottostanti ma anche perché non hanno displayda leggere ma solo led la cui accensione ha un significato ben noto alpersonale specializzato incaricato della manutenzione.

Posa canaline e tubazioni di cablaggio

Canaline e tubazioni sono elementi di raccordo che hanno grande in-fluenza sull’aspetto finale dell’impianto. Il progettista definisce le dimen-sioni delle canaline o delle tubazioni sulla base del coefficiente di stipa-mento dei cavi secondo la norma CEI 64-8: in genere, queste prescrizio-ni vengono poco rispettate all’atto dell’installazione spesso perché a ma-gazzino l’installatore si trova canaline o tubazioni di dimensioni differen-ti. Va sottolineata l’importanza di usare le tubazioni prescritte in quantol’impianto fotovoltaico, per la sua natura modulare, si presta ad amplia-menti nel tempo con conseguente stesura di cavi aggiuntivi che è benetrovino posto nelle tubazioni posate nel corso della prima installazione.

Cablaggio elettrico fra componenti

In genere, il cablaggio fra componenti oltre il generatore fotovoltaico èrealizzato in interno con posa in tubazione (o canalina) in PVC. I criteri discelta dei cavi dovranno essere i seguenti:- cavo non propagante l’incendio;- bassa emissione di gas tossici.

Quando il percorso in cavo è sotterraneo e quindi non ispezionablile (è ilcaso di posizionamenti separati tra quadri e fotovoltaico), i cavi dovran-no essere del tipo per posa interrata e preferibilmente protetti con tubo diconduit. Le prestazioni del tubo di protezione da utilizzare dovranno es-sere adeguate al tipo posa ed è consigliabile utilizzare gli accessori del-la linea di tubo scelto per il raccordo al quadro.

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In aggiunta alle indicazioni e prescrizioni fornite nel progetto esecutivo, sirichiama l'attenzione sul fatto che i collegamenti elettrici devono essererealizzati con procedure esecutive e di controllo che ne assicurino laperfetta funzionalità nel tempo e devono essere eseguiti da personalequalificato. La vita e il regolare funzionamento dell'intero impianto dipen-dono largamente dalla corretta e scrupolosa esecuzione di tutte le ope-razioni di montaggio e collegamento elettrico dei moduli fotovoltaici.In relazione ai disegni elettrici del progetto esecutivo dell’impianto, devo-no essere rispettati i seguenti criteri generali:- tutte le estremità dei cavi (ad esclusione dei cavi già precablati) devo-

no essere munite di segnafili con i contrassegni di riferimento;- sono sconsigliate giunzioni sui cavi;- le curvature dei tubi devono essere inferiori a quelle massime indicate

dal Costruttore;- sono ammesse giunzioni sui tubi solo nel caso in cui le tratte senza in-

terruzione superino in lunghezza le pezzature reperibili in commercio;le giunzioni devono comunque essere realizzate con raccordi in mododa garantire un livello di protezione adeguato alla posa;

- lungo la calata dal tetto e nei tratti interni all’edificio, i tubi o le canalinedevono essere fissati a parete tramite tasselli o altro fissaggio che ga-rantisca durata;

- deve essere verificato il serraggio di tutti i bulloni e viti facenti parte in-tegrante dei collegamenti elettrici, al fine di evitare scintillii, resistenzedi contatto addizionali, riscaldamenti localizzati e innesco di micropile;

- qualora i moduli non siano dotati di cavi precablati occorre che, al fine digarantire la tenuta delle scatole di terminazione sui moduli, sia verificata lachiusura di ciascun pressacavo e il serraggio delle viti e la disposizione deicavi di collegamento dei moduli deve essere tale da evitare (a mezzo col-lo d'oca) il convogliamento dell'acqua piovana verso i pressacavi.

Cablaggio dai terminali di stringa al quadro di parallelo. È ancoraparte della sezione in corrente continua e quindi deve essere cablatocon cavo dello stesso tipo di quello usato tra i moduli fotovoltaici (es.H07RN-F). Quando i moduli hanno connettori precablati anche i termi-nali di stringa (spezzoni che vanno dalle stringhe sul tetto a scenderefino al quadro) devono essere provvisti di connettori identici a quellimontati sui cavi precablati. Fortunatamente, i modelli di connettori usa-ti dai costruttori per i moduli sono solo di due tipi (MultiContact e Tyco),almeno nella maggioranza dei casi, e quindi l’approvvigionamento ri-sulta semplice. Come accennato precedentemente, la posa risulta intubazione fino al quadro di parallelo.

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Cablaggio quadro di parallelo-convertitore/i. Il cavo usato è ancora ununipolare di sezione opportuna (raccoglie il parallelo delle stringhe equindi porta una corrente somma dei contributi di tutte le stringhe) ma deltipo da posa intubata. Si consigliano i tipi FG(0)7 o N1VV-K con PVCesterno. È possibile che l’ingresso ai convertitori sia stato progettato conconnettori: in questo caso anche sui cavi unipolari provenienti dal quadrodovranno essere montati i connettori.

Cablaggio convertitori-quadro di interfaccia. In questa sezione già incorrente alternata i cavi saranno del tipo tripolare (se i convertitori hannoun’uscita monofase, fase-neutro-terra altrimenti quadripolari), del tipoper posa intubata con isolamento in PVC simili a quelli di cablaggio traquadro di parallelo e convertitori (tipo FG(0)7 o N1VV-K).

Cablaggio collegamenti equipotenziali. I collegamenti equipotenziali sonogeneralmente previsti dai progettisti per portare le masse metalliche dell’im-pianto ad un potenziale elettrico definito e, ovviamente, sicuro. Le masse me-talliche sono principalmente gli armadi dei quadri (se in materiale condutto-re) ed i collegamenti dei componenti interni ai quadri che necessitano di unpotenziale di riferimento (es. scaricatori da sovratensione). Si accenna qui alfatto che il progetto elettrico potrebbe escludere da questa lista le strutturemetalliche di sostegno in quanto la complessa normativa legata alle fulmi-nazioni dirette potrebbe consigliare la mancanza di questo collegamento.Benché le cornici dei moduli fotovoltaici, e quindi le strutture metalliche di so-stegno, non siamo di per sé delle masse, per via dell’isolamento in classe IIdei moduli, è raccomandato il collegamento equipotenziale delle parti simul-taneamente raggiungibili ma tra loro non connesse.I collegamenti prescritti dal progettista si effettuano con cavo giallo-verde di tipoFG(0)7 o equivalenti di sezione minima 16 mm2. Inoltre, è possibile che il pro-gettista preveda la realizzazione di una sbarra di terra consistente in un colle-gamento non protetto per tutti i cavi equipotenziali che viene realizzata in ester-no. Va sottolineato che questa sezione di collegamenti equipotenzali è impor-tantissima per la sicurezza elettrica contro i contatti indiretti e per la protezionedelle apparecchiature elettriche da sovratensioni indotte. Inoltre, è anche laparte che si interfaccia con l’impianto elettrico esistente e che quindi deve tenerconto delle problematiche di sicurezza elettrica di entrambe le realizzazioni.

Verifica ispettiva finale

A impianto installato completamente e prima del primo avviamento e delcollaudo di prestazione è consigliabile procedere ad una ispezione finalecon l’obbiettivo di accertarsi che tutto risulti come prescritto a progetto.

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Occorre ripercorrere le fasi di installazione svolte con il progetto esecutivodell’impianto in mano in modo da valutare ed annotare le inevitabili variazio-ni “as built” (come costruito) che, ricordiamo, non devono diminuire l’affida-bilità, la durata e la sicurezza prevista dal progettista. Solo nella grandi rea-lizzazioni questa fase di controllo e supervisione è responsabilità del diretto-re dei lavori che autorizzerà il rappresentante dell’impresa installatrice con or-dine di cantiere, le variazioni in accordo con le disposizioni del progettista.

Le operazioni da effettuare durante l’ispezione finale sono le seguenti:- disposizione dei componenti come da indicazioni riportate nel progetto

esecutivo;- serraggio delle connessioni bullonate e integrità della geometria del

generatore fotovoltaico;- integrità della superficie captante dei moduli;- integrità dei quadri e corretta indicazione degli strumenti eventualmen-

te presenti;- prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscita;- verifica, attraverso battitura dei cavi, della correttezza delle polarità e

marcatura secondo gli schemi elettrici di progetto di stringhe e collega-menti nei quadri;

- verifica attraverso megger dell’isolamento rispetto a terra di entrambe lepolarità (positiva e negativa) di ogni stringa.

Primo parallelo alla rete e collaudo prestazione impianto

Se la sequenza di installazione è stata rispettata, il primo avviamento del-l’impianto avverrà in una situazione di piena sicurezza impiantistica e so-lo un guasto di qualche componente potrebbe impedirla. Le manovreper procedere al parallelo dipendono dal tipo di impianto (tipo e numerodi interruttori da chiudere, sezionatori da armare ecc.), e non possono es-sere generalizzate. Comunque, sempre occorrerà procedere al minimoad azioni secondo la seguente sequenza ordinata:

1) Lato corrente continua: armare tutti gli organi di manovra (seziona-tori e interruttori) nel quadro di parallelo in modo che sia presente ten-sione in ingresso ai convertitori;

2) Lato corrente alternata: armare tutti gli organi di manovra (seziona-tori e interruttori) dal convertitore secondo l’ordine di flusso dell’energiaprodotta (dall’uscita del convertitore all’uscita del quadro di interfaccia la-sciando disarmato l’interruttore generale verso la rete;

3) Verifica: verificare la presenza di tensione lato rete con un multimetro;

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4) Parallelo: armare l’interruttore di parallelo alla rete. Si noti che, qua-lora presente la protezione di interfaccia alla rete, la stessa ha general-mente un ritardo nel comando del contattore di chiusura e quindi il paral-lelo potrebbe essere ritardato anche di qualche minuto;

5) Osservazione: subito dopo la chiusura del contattore della protezione diinterfaccia, se esiste sufficiente irraggiamento, il convertitore comincia alsua fase di soft start e comincia l’inseguimento del punto di massima po-tenza del generatore fotovoltaico che viene raggiunto nel giro di 1-2 minuti.

Una volta in esercizio si procederà al collaudo di prestazione. La stru-mentazione necessaria al collaudo di prestazione è la seguente:- multimetro (portate V fino 500 V, fino a 10 A in corrente continua);- solarimetro;- pinza amperometrica (fino a 20÷30 A);- analizzatore di rete in corrente alternata o wattmetro (monofase), 2

wattmetri in inserzione Aron (trifase);- serie di connettori per poter fare le inserzione degli strumenti senza sca-

blare il sistema;

Il collaudo seguirà le seguenti fasi:l verifica della condizione: Pcc > 0,85 Pnom * I / ISTC , con I > 600 W/m2

dove:- Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del 2%;

- Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico;- I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del 3%;

- ISTC pari a 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard;

Se la temperatura misurata nella faccia posteriore dei moduli fotovoltaiciè > 40 °C è possibile introdurre un fattore di conversione che tenga con-to della minore efficienza di conversione. La formula diviene allora

PCC > (1 - PTPV - 0,08) Pnom. I/ISTC

dovePTPV = (Icel - 25) / γ/100

e γ è il coefficiente di temperatura del modulo fotovoltaico [%/°C].

Questa operazione può essere svolta come segue:- con un multimetro ed una pinza ampermetrica misurare la tensione e

corrente di funzionamento in ingresso al convertitore;- leggere contemporaneamente il solarimetro posto complanare al piano

dei moduli;

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- calcolare la Pcc moltiplicando tensione per corrente letta;- calcolare secondo la formula precedente e verificare.Si osserva che la verifica proposta è indicativa di una generale bontà deimoduli fotovoltaici installati ma è condizionata dalla temperatura a cui lamisura viene fatta. Maggiore è la temperatura ambiente e più critica di-venterà la verifica. l verifica della condizione: Pca > 0,9 Pcc , ove:

Pca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di con-versione, con precisione migliore del 2%.

Questa operazione può essere svolta come segue:- con un analizzatore di rete o con un wattmetro (se l’impianto è monofa-

se o 2 wattmetri in inserzione Aron per sistema trifase) misurare la po-tenza generata;

- contestualmente leggere tensione e corrente di funzionamento in in-gresso al convertitore;

- verificare la formula precedente.l verifica della condizione: Pca > 0,75 Pnom * I / ISTC

Sottolineamo che queste verifiche non sono definitive ma danno un’indi-cazione del fatto che l’impianto darà le prestazioni attese.

7.2.2 - Impianti isolati dalla rete elettrica

Nel seguito verrà approfondita la descrizione delle sole parti aggiuntive odifferenti rispetto a quelle già descritte per gli impianti collegati alla rete

Fase

Trasporto in sito del materiale

Procedure di messa in sicurezza delle aree

Preparazione dell’area di posa

Fondazioni per struttura di sostegno

Montaggio strutture portamoduli

Precollaudo moduli fotovoltaici

Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture

Cablaggio generatore fotovoltaico

Collaudo elettrico stringa per stringa

Posa quadri e convertitore

Posa sistema di accumulo e riempimento

Posa canaline e tubazioni di cablaggio

Cablaggio elettrico fra componenti

Verifica ispettiva finale

Collaudo impianto e prove funzionali

min ................ Difficoltà ................ max

Tabella 3 - Le varie fasi dal trasporto al collaudo

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ai quali si rimanda per i doverosi approfondimenti. Per non generalizzare e rendere poco concrete la descrizione delle fasi,nel seguito si farà riferimento a sequenze di installazione per un impian-to isolato per l’alimentazione di utenze di tipo domestico (area remotanon raggiunta dalla rete) con impianto fotovoltaico di almeno 1 kW di po-tenza installata a terra in area dedicata.

Trasporto in sito del materiale

Come già sottolineato per gli impianti fotovoltaici collegati alla rete, anchenel caso degli impianti isolati dalla rete e quindi in aree remote, spessosi riesce a portare il materiale in sito con mezzi leggeri (auto, fuoristrada,furgoni) e le problematiche di trasporto sono ridotte al solo carico e sca-rico della merce. Nel caso degli impianti isolati la situazione è notevol-mente più complessa a causa della presenza del sistema di accumulo in-gombrante e molto pesante (centinaia di kilogrammi) oltre ai fusti di aci-do di riempimento degli elementi di accumulo dal contenuto ovviamentepericoloso e da trattare con cura. Mentre per un normale trasporto sustrada le precauzioni e l’imballaggio del sistema di accumulo non risulta-

Fig. 15 - Trasporto materiale in quota.

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no problematici ed è sufficiente aver cura del prodotto per trasportarlo in-tegro al montaggio, nel caso non sia possibile arrivare in sito con mezzoidoneo non resta che la soluzione via elicottero.Il trasporto con elicottero del materiale di costruzione è un’operazionemolto delicata sia per quanto riguarda la preparazione dell’imballaggiodel materiale che per la pianificazione delle rotazioni (viaggi andata-ri-torno) dell’elicottero. Consigliamo di pianificare con il pilota il tipo di im-ballaggio di ogni singolo collo, la pianificazione di ogni singola rete-rota-zione e di provvedere ad assicurare la merce che, in genere, non è co-perta dall’assicurazione della compagnia aerea.

Va considerato anche il fatto che il materiale (compresi gli accumulatori) sa-rà scaricato spesso non esattamente nelle immediate vicinanze dell’area diposa e quindi rimarrà anche il problema di portare i singoli colli in opera.Per quanto riguarda la zona di ricovero valgono le osservazioni fatte pergli impianti collegati alla rete.

Procedure di messa in sicurezza delle aree

Si osserva che, a differenza degli impianti collegati alla rete, spesso larealizzazione di impianti isolati crea pochi problemi in relazione alla sicu-rezza di terzi in cantiere. Rimane comunque evidente che le disposizioniricordate per gli impianti collegati alla rete rimangono valide.

Preparazione dell’area di posa

Quando l’installazione non è in copertura ma su di un’area di terreno limi-trofa all’utenza da servire, la preparazione dell’area di posa dipende mol-tissimo dalle caratteristiche del terreno. Terreni in leggera pendenza im-pongono un livellamento o, se l’inclinazione è verso Sud, almeno un’ omo-geneizzazione dello strato superficiale. La preparazione deve consentireun facile scavo per le opere civili di formazione delle fondazioni che, in ge-nere, sono la soluzione adottata da tutti i progettisti. Occorre pulire la su-perficie di posa dalla vegetazione, rimuovere sassi, radici o altri impedi-menti. Inoltre, può essere necessario provvedere a sfrondare rami che co-stituiscono ombreggiamento sul generatore una volta installato. In genere,in questa fase si provvede anche allo scavo del cavidotto che collega il ge-neratore fotovoltaico con l’edificio a servizio.

Fondazioni per struttura di sostegno

Le fondazioni per reggere la struttura di sostegno del generatore fotovol-taico sono di forma e taglia differente a seconda della soluzione percor-sa dal progettista.

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Strutture a cavalletto. Gli impianti fotovoltaici realizzati facendo uso dicavalletti o strutture portanti analoghe rappresentano la soluzione piùdiffusa quando il generatore è posizionato a terra.L’utilizzo di questo tipo di sostegni consente al progettista di disporre al me-glio i moduli fotovoltaici nei confronti dell’irraggiamento solare, scegliendol’inclinazione e l’orientamento più opportuni per ogni specifica applicazione.Inoltre, per impianti con potenza installata fino alla decina di kilowatt, i costidei materiali e del montaggio sono piuttosto contenuti in quanto i profilicommerciali risultano facilmente trasportabili e i montaggi non necessitanodi mezzi di sollevamento o di lavori su strutture in elevazione.La figura 16 mostra l’assieme costruttivo del più semplice supporto a ca-valletto dotato di cordoli di fondazione per l’ancoraggio al terreno. Per i cavalletti, in genere, sono previsti piedi di fondazione poco profon-di e poco impegnativi d punto di vista della quantità di materiale utilizza-to. Il piede di fondazione è profondo circa 50 cm imponendo uno scavocontenuto anche su terreno roccioso (anche se va ricordato che in areeremote non si possono utilizzare ragni o escavatori!).Strutture a palo. Un’alternativa alla disposizione dei moduli fotovoltaicisui cavalletti è costituita dall’utilizzo, come castello, di un palo costituitoda uno (o più tubi, come nel caso di pali alti) a sezione circolare sul qua-le viene fissato il telaio portamoduli.

Fig. 16 - Esempio di assieme costruttivo di un cavalletto per moduli fotovoltaici.Esempio di assieme costruttivo di un palo con fondazione.

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In genere il progettista ricorre alla soluzione a palo (fig. 17) o quando ri-sulta necessario aumentare l’altezza del piano dei moduli fotovoltaici persfuggire a zone d’ombra o quando è vincolante un minor spazio occupa-to a terra (l’ingombro a terra è solo l’area della sezione del palo) rispettoalla soluzione a cavalletto in cui l’area occupata coincide con la proiezio-ne a terra del campo fovoltaico. Il ricorso a questa soluzione di suppor-to comporta dei costi aggiuntivi sia per la parte metallica (a pari potenzafotovoltaica sorretta, il peso aumenta del 30÷40% in più rispetto alla so-luzione a cavalletto) che per quella civile.Per i pali l’impegno di fondazione è più che proporzionale alla superficiedella vela del generatore fotovoltaico; questo significa che spesso chesorreggere circa 8÷10 m2 di vela (1 kW) significa una fondazione di circa2 m3 di calcestruzzo che va realizzato in area remota dove spesso, oltreall’escavatore, manca anche l’acqua sufficiente a preparare il calce-struzzo e a volte la temperatura non aiuta.In tutti i casi la realizzazione della fondazione rappresenta spesso la fa-se più complessa e lunga di tutta la sequenza di montaggi.

Montaggio strutture portamoduli

Le strutture metalliche per posa a terra sono più impegnative nell’instal-lazione rispetto a quelle per montaggi in copertura. La ragione discendedall’osservazione che le strutture a terra devono rispondere a sollecita-zioni meccaniche dovute all’azione del vento che strutture complanari al-la falda non sopportano. Il montaggio è invece molto semplice ed il pro-gettista indica le procedure di assemblaggio in sito nella Relazione Tec-nica generale che accompagna il progetto esecutivo.

Precollaudo moduli fotovoltaici

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Cablaggio generatore fotovoltaico

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Collaudo elettrico stringa per stringa

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Posa quadri e convertitore

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

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Posa sistema di accumulo e riempimento

L’installazione degli accumulatori è una fra le operazioni più delicate ditutte la realizzazione di un’impianto fotovoltaico isolato dalla rete sia per-ché tratta un componente pregiato (la batteria rappresenta circa un ter-zo del costo totale) sia perché le prestazioni elettriche durante la vita di-pendono in una certa misura anche dalla prima installazione.Immagazzinamento. In genere, gli installatori richiedono l’accumulo alfornitore in carica secca cioè con le piastre precaricate in fabbrica masenza acido solforico aggiunto; in queste condizioni gli elementi hannoun tempo di immagazzinamento che risulta influenzato delle condizioniambientali (per esempio, 3 anni a 25±10 °C ed umidità <40% contro 1 an-no a >35 °C ed umidità >70%). Basta avere l’accortezza di tenerli imma-gazzinati verticali in locali freschi ed asciutti, con i tappi ben chiusi perevitare il deterioramento delle piastre a contatto con l’aria e lasciati nelleconfezioni originali che contengono agenti disseccanti, per averli dispo-nibili immediatamente all’uso.Quando, viceversa, le batterie escono dalla fabbrica già con l’elettrolitanei vasi, oltre a richiedere comunque l’immagazzinamento in locali fre-schi ed asciutti, devono essere ricaricate almeno 1-2 volte all’anno in fun-zione dei temperatura ed umidità di stoccaggio.

Alloggiamento. Gli elementi di accumulo, per poter fornire le miglioriprestazioni elettriche richiedono sempre spazi o locali con caratteristicheben precise. Qualora si abbia spazio disponibile, la soluzione di allog-giamento in interno è sempre preferita dai progettisti a patto che le con-dizioni esposte nella seguente tabella vengano rispettate.

Caratteristiche del locale accumulatori per una corretta installazione

• il locale deve essere esente da umidità, polvere sospesa e fumi nocivi;• la temperatura ambiente deve essere compresa tra i +5 e i +55 °C;• le pareti, soffitto (hmin> 2 m), pavimenti e parti metalliche devono essere rive-

stite con materiali antiacido;• gli elementi devono essere alloggiati su scaffali realizzati in legno (pitch-pine,

larice) trattato o metallici trattati con sostanze anitacide; gli scaffali devono es-sere dotati di isolatori a pavimento su piedini che è buona norma siano rego-labili in caso di installazioni su superfici non piane;

• la disposizione degli elementi deve consentire un agevole accesso almeno daun lato a tutti gli elementi; qualora siano disposti su più file occorre prevedereun corridoio di almeno 70 cm su pedane isolanti qualora la tensione del paccosia superiore ai 50 V;

• devono essere presenti cartelli monitori;• devono essere prese misure per il contenimento delle eventuali perdite di aci-

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do dagli elementi (vasca di raccolta in acciaio inox, scarico sul pavimento pergli impianti più impegnativi);

• devono essere disponibili scorte di materiali neutralizzanti (soda solvay) emezzi di protezione individuale per le operazioni di installazione e manuten-zione periodica;

• non devono esserci circuiti elettrici diversi da quello di batteria o, se sono presenti,devono ottemperare alla normativa vigente (ATEX) per i locali a rischio di esplosio-ne ed incendio (in genere, nei piccoli impianti si suggerisce di rinunciare anche al-l’illuminazione artificiale in modo da evitare complicazioni e costi aggiuntivi - atten-zione! le lampade portatili devono essere senza interruttore e di tipo protetto);

• il locale deve essere aerato in quanto il processo di carica e scarica sviluppa unamiscela di ossigeno ed idrogeno che deve essere diluita mediante ventilazionenaturale o artificiale al di sotto della soglia di esplosività (4,1%). Il minimo ricam-bio d’aria è espresso dalla seguente relazione (valida fino a T < 40 °C):

• P = 0,05 I n k (m3 / h) dove:P = portata d’aria;I = corrente massima di carica (A);n = numero di elementi in serie;k = 1 per griglie con antimonio > 3%;

0,5 per griglie con antimonio < 3%• è buona regola, inoltre, redigere cartelli che riportano le azioni da compiere per

operare in assoluta sicurezza.

Quando ci trova nell’impossibilità di avere disponibile un locale idoneo, alprogettista non rimane che cercare un posto all’esterno: in questo casoil problema è quello di creare un alloggiamento sufficientemente riparatoche soddisfi il più possibile le caratteristiche che abbiamo prima elenca-to. Il lavoro di progettazione consisterà così nel realizzare un contenito-re di dimensione adeguate al volume dell’accumulo con le caratteristichecostruttive come descritto qui di seguito.

Caratteristiche suggerite del contenitore portabatterie per posa in esterno

• vasca di raccolta antiacido per evitare dispersioni nell’ambiente (consigliamoacciaio inox AISI 316);

• struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido (vetroresina, forex) e resi-stente agli agenti atmosferici (per esempio, stabile ai raggi ultravioletti);

• disegnato in modo da essere da un lato ben aerato dall’altro protetto dall’intru-sione di insetti, acqua piovana, accumuli di neve ecc.;

• coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mante-nere all’interno una temperatura non eccessivamente rigorosa (possibile l’uso discaldiglie termostatate);

• agevole trasporto (peso contenuto, sagoma non impegnativa) e facile assem-blaggio in sito (bullonatura, aggancio rapido).

Installazione. Qualora si disponga di un idoneo locale occorre procede-re secondo l’ordine riportato qui di seguito.

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Fasi di installazione da seguire per alloggiamento in un locale riparato

• disporre gli scaffali portabatterie (su richiesta accompagnano la fornitura) inmodo allineato ed in piano;

• disporre gli elementi sugli scaffali rispettando le distanze fra elementi indicatedal costruttore, avendo cura di rispettare le polarità (affiancare positivo con ne-gativo) e, soprattutto, evitando di sollevare i vasi tenendoli per i poli terminali;

• procedere al cablaggio elettrico fra elementi (con le sbarre fornite dal costrut-tore o con cavi di adeguata sezione e capicorda) avendo l’accortezza di nonesercitare alcuna coppia di serraggio che si scarichi sui poli;

• applicare un leggero strato di grasso antiacido sui bulloni e sul punto di con-tatto dopo il collegamento;

• applicare la protezione dei collegamenti (copripoli forniti come accessori dalcostruttore);

• collegare i terminali positivo e negativo.

Per la successiva fase di riempimento ricordiamo all’installatore che è op-portuno munirsi delle seguenti attrezzature spesso già a corredo dellafornitura:- densimetro;- termometro;- brocca;- chiave isolata per serraggio bulloneria;- istruzioni di messa in servizio e di manutenzione;- cartello monitore secondo normativa;- pedane isolanti in numero e dimensioni da indicare;- pistola con pompa a mano per il rabbocco.

Riempimento. Nella normativa sugli accumulatori per impianti fissi,sono fissate le caratteristiche di composizione chimica con i limiti diimpurità ammessi dell’acido solforico e dell’acqua demineralizzatada usare per gli accumulatori al piombo. L’acqua per la diluizionedell’acido e per i rabbocchi periodici durante l’esercizio deve esseredistillata.L’elettrolito da usare nelle batterie di accumulatori al piombo deveavere una ben precisa concentrazione ideale (1,25 kg/dm3 a 25 °C perclimi temperati); se non si ha a disposizione acido nella giusta densi-tà bisognerà miscelarlo con acqua (attenzione! aggiungere acido al-l’acqua e non viceversa, la reazione è fortemente esotermica).Si ricorda che la densità dell’acido dipende dalla temperatura e pertantoper avere un valore confrontabile con altre misure deve essere riportatasempre a 25 °C aggiungendo 0,0007 alla lettura per ogni °C oltre i 25 °Ce viceversa qualora sotto i 25 °C.È bene che gli elementi siano riempiti fino al livello massimo segnato sul

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vaso (che poi tende a scendere per assorbimento delle piastre fino a10÷20 mm) eventualmente da rabboccare in un secondo tempo una vol-ta fatta la prima carica.

Messa in servizio. Nei casi riguardanti l’installazione di accumulatori inimpianti industriali, i costruttori sono prodighi di consigli su come effet-tuare la prima carica; i tre metodi in genere suggeriti sono:- tensione costante (caratteristica I/U): con carica alla tensione di

2,35÷2,4 V/elemento per almeno 48 ore e corrente iniziale di due volteI10 e poi tensione di conservazione di 2,23 V/el;

- corrente costante (caratteristica I): con carica 0,5 I10 per almeno 12 oree comunque fino a che le tensioni finali di carica non aumentano più esono maggiori di 2,5 V/el e la densità dell’acido arriva a 1,24 kg/dm3;

- corrente decrescente (caratteristica W): con carica 0,7 I10 e poi via viadecrescente fino a 0,35 I10.

La complessità delle operazioni di prima carica suggerisce quanto l’accu-mulo sia piuttosto delicato e non ami particolari strapazzi elettrici; purtroppoquesti metodi di carica sono difficilmente attuabili in impianti fotovoltaici iso-lati che dispongono di una fonte solare del tutto aleatoria e nient’altro.Un’accortezza che il progettista potrebbe prevedere è quella di utilizzareregolatori di carica elettronici che abbiano implementato l’algoritmo diprima carica, che ha l’unico svantaggio di non consentire l’utilizzo del-l’impianto per almeno 15 giorni.Si può organizzare la prima carica scollegando il carico, per poi valutare daun lato il tempo di ricarica (dividendo la capacità per una corrente media ipo-tizzata in funzione della taglia del campo e delle condizioni meteorologiche)e dall’altro contabilizzando con un’amperorametro gli ampere-ora forniti.Se poi durante i lavori di costruzione dell’impianto si è fatto uso di ungruppo elettrogeno è possibile con un caricabatteria portatile di adegua-ta potenza procedere ad una prima carica a corrente costante.

Controllo finale. Nei casi in cui non si sia riusciti ad eseguire una caricasecondo le prescrizioni del costruttore, è buona regola controllare, dopo cir-ca 10÷12 ore di carica solare tramite il generatore fotovoltaico, lo stato di ca-rica ottenuto: il metodo migliore di controllo è quello della misura della ten-sione e della densità di ogni elemento. Più che il valore assoluto sarà utileannotare l’uniformità di tensione e densità nel parco batterie installato: dif-ferenze non trascurabili potrebbero, con il passare del tempo, portare signi-ficative disuniformità tale da richiedere una complessa operazione di equa-lizzazione.

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Posa canaline e tubazioni di cablaggio

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Cablaggio elettrico fra componenti

Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete.

Verifica ispettiva finale

Come per gli impianti collegati alla rete, ad impianto installato completamen-te e prima del primo avviamento e del collaudo di prestazione è consigliabi-le procedere ad una ispezione finale con l’obbiettivo di accertarsi che tutto ri-sulti come prescritto a progetto. Occorre ripercorrere le fasi di installazionesvolte con il progetto esecutivo dell’impianto in mano in modo da valutare edannotare le inevitabili variazioni “as built” (come costruito) che, ricordiamo,non devono diminuire l’affidabilità, la durata e la sicurezza prevista dal pro-gettista. Le operazioni da effettuare durante l’ispezione finale sono identichea quelle per gli impianti collegati alla rete con le seguenti aggiunte:- controllo di eventuali perdite di elettrolita dalle batterie di accumulo;- ripresa con zincatura a freddo di eventuali rimozioni di zincatura dai pro-

fili metallici della struttura di sostegno (che almeno nelle componentiprincipali sono genralmente in acciaio zincato a differenza dell’alluminiousato per gli impianti in copertura).

Collaudo impianto e prove funzionali

Il collaudo degli impianti isolati è complicato dal fatto che non si riesce a fa-re un collaudo di prestazione in quanto il funzionamento dell’impianto di-pende dal carico elettrico alimentato. Per la parte del generatore fotovoltai-co si possono seguire le indicazione date per gli impianti collegati alla rete(misura dell’uniformità di tensioni e correnti nelle stringhe). Il collaudo puòcosì limitarsi ad eseguire prove funzionali. In genere, si procede a:- presa di carico, inserendo carichi elettrici dai più piccoli ai più impegna-

tivi verificando che l’elettronica risponda proteggendo situazioni ano-male (extracarico, sensibilità al bassissimo carico);

- verifica sensore di carico: il sensore di carico è un dispositivo del qualesono equipaggiati molti convertitori commerciali per impianti isolati dal-la rete e ha la funzione di escludere l’elettronica al di sotto di una sogliaper la quale gli autoconsumi superano l’energia ceduta ai carichi. Oc-corre verificare che la taratura di questo importante dispositivo contro lascarica inutile delle batterie funzioni adeguatamente provando l’inser-zione di piccoli carichi (radiosveglie, spazzolini elettrici ecc.);

- verifica della tensione di carica degli accumulatori, misurando la ten-sione ai morsetti.

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Appendice 7.1 - Check list collaudo

Check list di controllo per collaudi

Componente Controllonn Disposizione componenti come da indicazioni riportate

nel progetto esecutivo

nn Se difformi, indicare le varianti da riportare sul progettoin versione “come costruito”

––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Strutture nn Serraggio delle connessioni bullonate e integritàdi sostegno della geometria

nn Stato della zincatura sui profili in acciaio (se eistenti)Note: –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Generatore nn Integrità della superficie captante dei moduli

fotovoltaico nn Uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamentodelle stringhe fotovoltaicheTensione a vuoto [V] / Corrente di corto [A] / Resistenza di isolamento [Ω]Stringa 1 _____________________________________Stringa 2 _____________________________________Stringa 3 _____________________________________ Condizioni della misura: Tamb = __°C Meteo: ____________

Note: –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Quadro/i nn Integrità degli armadi e corretta indicazione degli strumentielettrici eventualmente presenti

nn Efficienza degli scaricatori di sovratensione

nn Prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscitaNote: –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

Batteria di nn Integrità meccanica dei vasi di contenimentoaccumulatori e deterioramento delle piastre

nn Livello dell’elettrolito

nn Uniformità delle misure di densità dell’elettrolitoe delle tensioni su di un significativo campione di elementiDensità elettrolito [kg/dm3] / Tensione e vuoto [V]Elemento 1 _____________________________________Elemento 2 _____________________________________Elemento 3 _____________________________________Condizioni della misura: Tamb =__ °C

Note: –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––

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Appendice 7.2 - Format verifiche tecnico-funzionali

Dichiarazione attestantel’esito della verifica tecnico-funzionale

Riferimento: impianto fotovoltaico installato presso:Scuola elementare.....................................................

La sottoscritta Impresa.......... srl, via...................., .........................., inqualità di installatore dell'impianto in riferimento, dichiara che la potenzanominale dell’impianto in questione risulta pari a 9,03 kW, quale sommadelle potenze nominali dei moduli costituenti il generatore fotovoltaico.

Dichiara, inoltre, di aver effettuato le prove previste dalla specifica tecni-ca di fornitura in data, in condizioni di irraggiamento sul piano dei modu-li superiore a 700 W/m2 e alla temperatura ambiente di 25 °C. A tal ri-guardo, dichiara di aver verificato, con esito positivo:- la continuità elettrica e le connessioni tra moduli;- la messa a terra di masse e scaricatori;- l’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse;- il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condi-

zioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo diconversione (accensione, spegnimento, mancanza rete ecc.);

Rete di terra nn Continuità dell’impianto di terra, qualora già presentee conforme alle norme CEI

nn Verifica della rete di terra, qualora installata constestualmenteal sistema fotovoltaico secondo la normativa CEI vigente

Convertitore riferirsi al “Manuale d’uso e manutenzione” della macchinastatico

Collegamenti nn Verifica, attraverso battitura dei cavi, la correttezzaelettrici delle polarità e marcatura secondo gli schemi elettrici di progetto

Prove Impianti isolati con distribuzione in alternata:funzionali nn Presa di carico utilizzando carichi resistivi ed induttivi

nn Verifica della taratura del sensore di carico (se presente)Impianti collegati alla rete

nn Congruenza della misura (o lettura sul display del convertitore)della corrente iniettata in rete rispetto a quella misuratain ingresso al convertitore in corrente continua

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- la condizione: Pcc > 0,85 x Pnom x I / ISTC, ove:- Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico,

con precisione migliore del 2%,- Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico;- I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con preci-

sione migliore del 3%;- ISTC, pari 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard;- la condizione: Pca > 0,9 x Pcc, ove Pca è la potenza attiva (in kW) misura-

ta all’uscita del gruppo di conversione, con precisione migliore del 2%;- la condizione: Pca > 0,75 x Pnom x I / ISTC.

Inoltre dichiara che le suddette misure hanno fornito i seguenti valori:- Pcc = 6,55 kW- Pca = 5,98 kW- I = 800 W/m2

e che è stata impiegata la seguente strumentazione di misura:

1. N° 1 Solarimetro marca....... matr. ES15862. N° 1 Sensore temperatura PT 1003. N° 1 Megger isolamento BM104. N° 3 Multimetri marca.......5. N° 1 Analizzatore di rete marca.......6. N° 3 Pinze amperometriche marca.......

Dichiara infine che tutto quanto sopra riportato è corrispondente a verità.

Data: 28/05/2008

Timbro e firma

____________________________

8.1 - Quanto sono affidabili i sistemi fotovoltaici?

La realizzazione di un impianto fotovoltaico comporta la consapevolezzache i componenti che lo realizzano abbiano, come in ogni realizzazionetecnica, un ciclo di vita caratterizzato da probabilità di guasto o di sem-plice malfunzionamento.Per il fotovoltaico la scelta di componenti affidabili non è per nulla facile.E lo è ancor di più per gli impianti isolati dalla rete che vedono la pre-senza di due componenti che i collegati alla rete non hanno: il sistema diaccumulo e quello di regolazione della carica.In genere, il generatore fotovoltaico è l’elemento più affidabile del sistemae gli eventuali malfunzionamenti o guasti si presentano già all’atto del col-laudo prima della chiusura dei lavori. Non essendoci componenti in movi-mento e la prestazione elettrica facilmente investigabile, gli inconvenienti difunzionamento principali che l’esperienza riporta sono legati alle condizio-ni dei diodi di by-pass nella cassetta di terminazione. Capita sovente chevengano installati nella morsettiera in fabbrica al contrario o siano guasti inorigine; nel primo caso cortocircuitano i modulo che quindi non presenta al-cuna prestazione elettrica, nel secondo, a seconda di come sono guasti,possono cortocircuitare il modulo o essere completamente inutili.

In precedenza si è avuto modo di sottolineare che in fase di precollua-do dei moduli prima della installazione, l’apertura a campione dellecassette di terminazione per verificare i diodi è pratica consigliata. Nessun problema di affidabilità manifestano i componenti elettromec-canici nei quadri elettrici (parallelo e interfaccia) agevolati dal fatto di

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CAPITOLO 8

ESERCIZIO E MANUTENZIONE DEGLI IMPIANTI

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essere componenti ben testati essendo prodotti di grande serie.

Tutta l’affidabilità è invece affidata ai componenti elettronici e, in primis, aiconvertitori, vero cuore dell’impianto fotovoltaico. La scelta di un compo-nente affidabile è fondamentale. Si osserva, peraltro, che i costruttori dipunta del mercato offrono contratti di manutenzione straordinaria (guasti)annuali a costi contenuti che garantiscono la sostituzione del componen-te in pochi giorni (si preferisce la sostituzione alla riparazione). Negli im-pianti dove non ne è prevista l’installazione (impianti fotovoltaici per uten-ze isolate con distribuzione in corrente continua) si raggiunge un’affidabi-lità di sistema elevatissima e, in genere, gli unici malfunzionamenti deri-vano dalle conseguenze di una sovratensione indotta di origine atmosfe-rica particolarmente distruttiva o dal guasto di un diodo di blocco che faperdere il contributo di una stringa.

La batteria di accumulatori è un elemento particolarmente delicato delquale occorre prendersi cura sia a livello progettuale, facendo in modo dirispettarne nel limite del possibile la metodologia di carica, che a livellomanutentivo seguendo i consigli che seguono. È il componente menolongevo tanto che nelle considerazioni economiche deve essere valuta-ta almeno una sua sostituzione nel corso della vita utile del sistema.

Con questo scenario di affidabilità, le attività manutentive consigliate su-gli impianti fotovoltaici attengono più a:- prevenzione dei guasti;- diagnostica di malfunzionamenti.

La cadenza delle ispezioni è legata alla tipologia di impianto ma uncontrollo annuale è comunque altamente consigliato sempre, in quan-to i malfunzionamenti non sono facilmente individuabili dalla prestazio-ni attese. Si osserva anche che le attività di manutenzione preventiva nel caso diimpianti per servizio isolato comprendono una serie di ispezioni e con-trolli piuttosto lunghe.La maggior parte delle verifiche possono essere effettuate anche dapersonale non esperto in tecnologia fotovoltaica purchè addestrato adoperare su circuiti elettrici applicando le norme di sicurezza e, comun-que, non senza aver prima preso visione del “Manuale d’uso e manu-tenzione” redatto dal progettista che dovrebbe essere consegnato alCliente insieme al progetto esecutivo.Nel seguito raccogliamo la descrizione delle azioni consigliate sui varicomponenti all’atto del sopralluogo ispettivo cadenzato.

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8.1.1 - Avvertenze generali di sicurezza

Nel testo sono riportate alcune avvertenze alle quali si ritiene fondamen-tale riferirsi per quanto riguarda gli aspetti legati alla sicurezza di eserci-zio degli impianti che per la loro manutenzione.

Personale qualificato: ai fini del presente documento “personale quali-ficato” indica tecnici che hanno acquisito una formazione ed operano nelsettore elettrico svolgendo attività di installazione e manutenzione di ap-parecchiature elettriche senza necessariamente aver acquisito espe-rienza di base con le tecniche fotovoltaiche.

Tecnico specializzato: nel presente documento “tecnico specializzato”indica tecnici in grado di procedere ad interventi specialistici specifici es-sendo esperti del settore. Tipicamente si individua la figura del tecnicospecializzato negli incaricati dell’assistenza direttamente o indirettamen-te alle dipendenze del Costruttore dell’apparecchiatura e di personaleche lavora quotidianamente nel settore fotovoltaico.

Nota: in questo documento viene usata la dizione “Nota” per indicareun’informazione giudicata importante relativa alla parte che si sta descri-vendo e alla quale occorre prestare particolare attenzione.

Attenzione: in questo documento “Attenzione” indica che l’azione de-scritta, qualora non svolta, può provocare lesioni personali o pregiudicail corretto funzionamento del sistema.

Pericolo: in questo documento “Pericolo” indica che l’azione descritta,qualora non svolta, può provocare gravi lesioni personali.

Inoltre si ricorda che:

- i sistemi fotovoltaici contengono dispositivi elettrici sottoposti a tensionielettriche elevate;

- la non ottemperanza alle misure di sicurezza personale può provocaregravi lesioni;

- solo il personale qualificato con una specifica conoscenza della docu-mentazione tecnica relativa al sistema fotovoltaico in manutenzione è ingrado di operare sui sistemi elettrici in sicurezza;

- tutti le protezioni meccaniche (porte, coperchi ecc.) delle apparecchia-ture che compongono i sistemi fotovoltaici (inverter e quadri elettrici) de-vono essere tenute chiuse e fissate con gli agganci di serie durante ilfunzionamento dell’impianto;

- bisogna assicurarsi che l’alimentazione elettrica dell’impianto (sia lato

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corrente continua che lato corrente alternata) sia disconnessa prima dicominciare qualsiasi operazione di manutenzione. Si ricorda che anchead impianto sezionato lato corrente continua sono presenti, a causa delcollegamento serie dei moduli fotovoltaici, tensioni elevate;

- quando si rendano necessarie misurazioni elettriche con impianto inesercizio, bisogna prestare attenzione a non toccare connessioni elet-triche ed utilizzare apparecchi di misura in buono stato di sicurezza.

8.2 - Controlli di manutenzione ordinaria

8.2.1 - Generatore fotovoltaico

La manutenzione preventiva sui singoli moduli non richiede la messa fuoriservizio di parte o di tutto l’impianto e consigliamo contenga al minimo le se-guenti operazioni:- Ispezione generaleL’ispezione (figg. 1÷÷5) deve essere mirata all’identificazione di danneggia-menti ai vetri anteriori dei moduli, deterioramento del materiale usato per l’i-solamento tra vetro e celle fotovoltaiche, la presenza di annerimenti su-perficiali interni sintomo di microscariche per perdita di isolamento ed ec-cessiva sporcizia del vetro (o supporto plastico). Tra i difetti rilevabili visi-vamente, il più tipico è l’ingiallimento dell’EVA dopo anni di vita operativache, pur non determinando di per sé scadimenti di prestazione molto sen-sibili, comporta esteticamente un danno. L’EVA si degrada otticamente inmaniera precoce diminuendo il valore di trasmittanza e virando colore ver-so un giallo-bruno caratteristico che diventa il colore dominante. Più graverisulta l’associata produzione di acido acetico rilasciato dalla decomposi-zione dell’EVA all’interno del sandwich, che può causare la corrosione deicontatti metallici. La causa principale dell’ingiallimento è il basso grado dipolimerizzazione (<70%) ed un cattivo stoccaggio dell’EVA prima della la-minazione durante il processo di fabbricazione). L’esperienza suggerisceanche di controllare la planarità della superficie del modulo che può modi-ficarsi nel tempo a causa della deformazione del vetro anteriore senza ap-parente causa di sollecitazione. In realtà, la sollecitazione che provoca ledeformazioni è legata ad errati montaggi; un esempio è la mancanza diadeguati spazi per le inevitabili dilatazioni termiche a cui è sottoposto il mo-dulo durante l’esercizio.

Attenzione: il generatore fotovoltaico è un sistema elettrico a tensioneelevata non sezionabile. L’unico modo per togliere tensione è coprirlocompletamente.

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Fig. 1 - Formazione di bolle da umidità (in esercizio) o da disuniformità di lami-nazione (in processo), Fig. 2 - Effetto visivo di bruciatura dovuta a sovratensioni indotte da fulminazione, Fig. 3 - Effetto visivo di riscaldamento localizzato (hot spot),Fig. 4 - Effetto visivo causato da trattamento inadeguato dell’EVA trasparente du-rante la costruzione,Fig. 5 - Bruciatura della cassetta di terminazione a seguito di falsi contatti sullamorsettiera.

bolle

3 5

4

1 2

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È importante sottolineare che non viene mai prevista la pulizia dei modulifotovoltaici in quanto se gli stessi hanno un’inclinazione di almeno 10° ri-spetto all’orizzontale, il dilavamento naturale consente una pulizia dellasuperficie adeguata senza perdite di energia captata apprezzabili rispet-to all’onere connesso con la pulizia delle superfici vetrate.

- Controllo cassetta di terminazioneL’ispezione alla scatola di terminazione si presenta poco agevole inquanto il modulo in opera è fissato alle strutture di sostegno. Osser-vando che, in genere, i danni alla cassetta di terminazione se ci sonosono generalizzati a molte cassette, consigliamo di smontare solo unpaio di moduli campione. Come ispezione occorre identificare eventualideformazioni della cassetta di terminazione (lunghi riscaldamenti a se-guito di calore sprigionato dall’interno), la formazione di umidità, lo sta-to dei contatti elettrici delle polarità positive e negative, lo stato dei dio-di di by-pass, il corretto serraggio dei morsetti di intestazione dei cavidi collegamento (pressione dei contatti per le morsettiere con fissaggiocavi a pressione) e l’integrità della siliconatura dei passacavi qualora lacassetta sia stata cablata in opera.

- Controllo cavi di cablaggioCome per quella della cassetta di terminazione, l’ispezione dei cavi di ca-blaggio si presenta complicata quando il generatore fotovoltaico è inopera ma è caldamente consigliata soprattutto nei sistemi isolati dalla re-te che, per la loro localizzazione in area remota e la diagnostica di gua-sto più complessa, risentono maggiormente di eventuali difetti. L’ispezio-ne sui cavi di cablaggio del generatore è mirata a controllare che:- i cavi risultino ancora fissati come all’atto dell’installazione (un cavo

non fissato prima o poi crea guai);- i connettori (se presenti) non presentino bruciature superficiali.

8.2.2 - Stringhe fotovoltaiche

I controlli ispettivi sulle stringhe, vengono effettuati dal quadro elettrico acui le stringhe afferiscono o, qualora le stringhe fossero collegate diret-tamente al convertitore, dall’ingresso in continua dello stesso e non ri-chiedono la messa fuori servizio di parte o tutto l’impianto.

- Sfilabilità dei cavi di cablaggioOccorre controllare che il contatto tra cavi e morsetti nei quadri o traconnettori maschio e femmina sia solidale strattonando il cavo e apren-do-chiudendo i connettori precablati.

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- Controllo delle grandezze elettriche d’esercizioCon l’ausilio di un normale multimetro ed una pinza amperometrica (finoa 10 A) controllare:- resistenza di isolamento con megger tra polarità e terra;- uniformità delle tensioni a vuoto;- uniformità delle correnti di funzionamentoper ciascuna delle stringhe che fanno parte dell’impianto; se tutte le strin-ghe sono nelle stesse condizioni di esposizione, scostamenti fra le gran-dezze rilevate fino al 10% non sono da considerare malfunzionamenti.

Nota: Valori di isolamento inferiori a 0,5 MΩ sono possibili con condizioni meteoro-logiche che favoriscono il basso isolamento delle parti in tensione (elevata umidità,presenza di acqua sul piano dei moduli). Concentrare l’attenzione sull’uniformità del-le misure e, all’occorrenza, ripetere la prova in condizioni meteo più significative.

8.2.3 - Struttura di sostegno

La varietà delle possibili conformazioni delle strutture di sostegno degliimpianti fotovoltaici non consente di generalizzare facilmente le opera-zione da effettuare. In genere, è sufficiente assicurarsi:

- Saldezza delle connessioni meccaniche Accertarsi che le connessioni bullonate più sollecitate risultino ben ser-rate (strattonando i profili metallici senza però indurre sollecitazioni ano-male sui moduli fissati!), e che l’azione del vento non abbia piegato o mo-dificato anche leggermente la geometria dei profili (così da indurre solle-citazioni anomale sui moduli fotovoltaici).

- Stato superficiale dei materiali (solo per strutture in acciaio o legno)Occorre controllare che lo strato di zincatura dei profili utilizzati sia anco-ra uniforme e senza evidenti macchie di ruggine. Qualora si trovino sba-vature di ruggine è consigliabile provvedere a rimuovere lo strato ossi-dato ripristinando la zincatura con un processo a freddo che, senza ga-rantire un risultato nel lungo periodo, ha il vantaggio di indicare dove si èpresentata la ruggine per le ispezioni future.

8.2.4 - Quadri elettrici

La manutenzione preventiva sui quadri elettrici non comporta operazionidi fuori servizio di parte o di tutto l’impianto.

- Ispezione visiva generaleL’osservazione ha lo scopo di identificazione eventuali danneggiamentidell’armadio contenitore e dei componenti contenuti (riscaldamenti loca-lizzati, danni dovuti ai roditori ecc.) e alla corretta indicazione degli stru-menti di misura eventualmente presenti sul fronte quadro.

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- Controllo protezioni elettricheÈ questo un controllo fondamentale negli impianti isolati dalla rete dove neiquadri di parallelo sono contenuti i diodi di blocco che impediscono ritorni dicorrente dalla batteria al generatore. Occorre verificare l’efficienza ed inte-grità dei diodi di blocco con un semplice multimetro e l’efficienza degli sca-ricatori di sovratensione (se presente, la finestrella di controllo deve pre-sentarsi verde).

- Controllo cablaggi elettrici Verificare, con prova di sfilamento, i cablaggi interni dell’armadio.

- Controllo componentiNegli impianti isolati dalla rete, all’interno del quadro di parallelo è, in ge-nere, installato anche il regolatore di carica per il sistema di accumulo. Èun dispositivo di dimensioni contenute che fornisce le indicazioni di fun-zionamento direttamente da un display. Con l’ausilio del manuale è suf-ficiente che non dia indicazioni di errore.

8.2.5 - Sistema di accumulo (impianti isolati dalla rete)

La manutenzione preventiva non richiede la messa fuori servizio.- Ispezione visivaL’ispezione ha come scopo principale l’identificazione di eventuali dan-neggiamenti meccanici dei vasi di contenimento, deterioramento delle pia-stre, intorpidimento dell’acido, riscaldamenti localizzati per resistenze dicontatto elevate sulle sbarre conduttrici tra elementi e controllo del livellodell’elettrolito. Sono operazioni agevoli che potrebbero essere complicatesolo da un posizionamento critico degli elementi da ispezionare.

- Controllo densità e tensioniUtilizzando un apposito densimetro in genere fornito con la batteria siidentificano un significativo campione di elementi verificando per ognuno,l’uniformità delle misure di densità dell’elettrolito e con multimetro l’uni-formità delle tensioni. Alla successiva manutenzione, ricontrollare questielementi già annotati aggiungendo un nuovo campione.

- Rabbocco acqua distillataControllare i livelli di elettrolita in ogni elemento ed aggiungere, se ne-cessario, acqua distillata o demineralizzata fino al raggiungimento del li-vello “max” riportato sul vaso degli elementi.

PERICOLO:- La caduta accidentale di utensili metallici sulle polarità di un elemento di accu-

mulo può provocare cortocircuiti con correnti elevatissime. Operare con estre-ma cautela.

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- Qualsiasi operazione in prossimità dell’elettrolita (acido solforico) delle batterieè molto pericolosa. Usare sempre occhiali per proteggersi da schizzi e vapori,protezioni ai vestiti, scarpe e guanti alle mani.

8.2.6 - Convertitore statico

Le diverse tipologie di convertitori utilizzabili nei sistemi fotovoltaici hanno di-versi schemi elettrici e risulta indispensabile una personalizzazione per qual-siasi intervento anche solo ispettivo: per questo, consigliamo di attenersi al-le indicazioni contenute nel “Manuale d’uso e manutenzione” che accompa-gna la macchina. Come accennato, in genere, le operazioni di manutenzio-ne preventiva sono limitate ad una ispezione visiva mirata ad identificaredanneggiamenti meccanici dell’armadio di contenimento, infiltrazioni di ac-qua, formazione di condensa, eventuale deterioramento dei componenticontenuti e controllo della corretta indicazione degli strumenti di misuraeventualmente presenti. La consultazione dell’eventuale display a bordo macchina fornisce tutte le in-dicazioni possibili sul funzionamento senza ulteriori indagini strumentali.Qualsiasi guasto è riparabile solo dal personale specializzato del costrutto-re. Si consiglia quindi di far accendere ai Clienti un contratto di manutenzio-ne a seguito di guasti direttamente con il costruttore. Tutte le operazioni è bene vengano eseguite con impianto fuori servizio.

PERICOLO: L’inverter per impianti collegati alla rete è un sistema elettrico a ten-sione elevata.NOTA: La carpenteria del convertitore è realizzata con materiali sottoposti a verni-ciatura poliuretanica per prevenire precoci invecchiamenti. Per proteggere adegua-tamente gli organi interni serrare sempre bene le brugole di fissaggio dell’armadio.ATTENZIONE: A coperchio aperto le parti in vista sono potenzialmente elettrica-mente pericolose (condensatori carichi). Non toccare e prestare attenzione a ca-tenine, braccialetti ecc.

8.2.7 - Collegamenti elettrici

La manutenzione preventiva sui cavi elettrici di cablaggio non necessitadi fuori servizio e consiste, per i soli cavi a vista, in una ispezione visivatesa all’identificazione di danneggiamenti, bruciature, abrasioni, deterio-ramento isolante, variazioni di colorazione del materiale usato per l’iso-lamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio (per esempio, la strut-tura di sostegno dei moduli).

8.3 - Check list di controllo periodico

Nella tabella 1 sono state riassunte le operazioni di verifica che consi-gliamo di effettuare sull’impianto in forma di check list da spuntare ad

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ogni intervento con cadenza minima annuale e seguendo le indicazioni diispezione prima descritte.

8.4 - Parti a scorta per gli impianti

Per quanto suggerito per la manutenzione degli impianti, si nota che per ipiccoli impianti, in genere le parti a scorta sono relative ai soli componentidei quadri elettrici che possono guastarsi a seguito di malfunzionamentitransitori come i fusibili, i diodi di blocco o gli scaricatori di sovratensioneche possono essere sostituiti da personale specializzato (più per i rischi alavorare nel quadro che per la complessità della sostituzione). Per quantoriguarda i convertitori, il diffondersi della conversione di stringa (macchinepiccole e leggere) ha consentito ai costruttori di proporre formule di garan-zia a canoni annui decisamente contenuti che sono caratterizzate da rapi-

Componente Controllo CadenzaGeneratore • Controllo visivo dello stato di pulizia dei moduli fotovoltaici All’occorrenzafotovoltaico Nota: sono necessari interventi con getto d’acqua senza

stazionamento coi piedi sul piano dei moduli solo se la superficiesi presenta estremamente sporca con detriti che non si ritienepossono essere lavati direttamente dall’azione dell’acqua piovana• Controllo della integrità della superficie captante dei moduli Annuale• Controllo di alcune cassette di terminazione a campione Annuale• Controllo cavi di cablaggio Annuale• Controllo della uniformità di tensioni, correnti e resistenza Annuale

di isolamento delle stringhe fotovoltaiche

Strutture • Saldezza delle connessioni meccaniche 2 annidi sostegno • Stato superficiale dei materiali (solo strutture in acciaio) 2 anni

Quadri • Ispezione generaleelettrici • Controllo della sfilabilità dei cavi sulla morsettiera

• Controllo protezioni elettriche• Controllo efficienza regolatore di carica (impianti isolati)• Controllo di infiltrazioni di umidità

Sistema • Ispezione visiva Annualedi accumulo • Controllo densità elettrolita e tensioni Annuale

• Rabbocco acqua distillata All’occorrenza

Convertitore • Controllo che, durante l’esercizio, non compaiano indicazioni All’occorrenzastatico di allarme dal display

• Controllo a vista che i componenti interni, pur funzionanti, Annualenon siano danneggiati

• Controllo di infiltrazioni di umidità Annuale

Tabella 1 - Controlli sullo stato generale del sistema

192

de sostituzioni dell’intera macchina. Per macchine di grossa taglia, il co-struttore, in genere, prevede un set di schede di ricambio di facile sostitu-zione che attraverso l’autodiagnostica stessa della macchina, completatadal manuale d’uso, consente di identificare abbastanza facilmente.Per il sistema di accumulo si consiglia di lasciare in sito una sufficientescorta di acqua demineralizzata (in genere, il 10% del totale volume dielettrolito) per i necessari rabbocchi durante le operazioni manutentive.

8.5 - Esercizio dell’impianto

Per tutti gli impianti fotovoltaici l’esercizio è regolato dal convertitore sta-tico mentre nei sistemi isolati dalla rete il funzionamento dipende anchedal regolatore di carica del sistema di aucumulo.

8.5.1 - Funzionamento sistemi collegati alla rete

Il sistema ha un funzionamento completamente automatico e non richiedeausilio per il regolare esercizio. Durante le prime ore del giorno, quando è rag-giunta una soglia minima di irraggiamento sul piano dei moduli, il sistema ini-zia automaticamente ad inseguire il punto di massima potenza del campo fo-tovoltaico, modificando la tensione (corrente) lato continua per estrarre lamassima potenza dal generatore fotovoltaico. Al calar della sera, sotto unasoglia prefissata di irraggiamento, il sistema si esclude automaticamente dal-la rete quando il suo autoconsumo è maggiore della produzione netta. Qua-lora occorresse una perturbazione sulla rete potenzialmente dannosa per ilconvertitore, lo stesso si esclude dal parallelo reinserendosi automaticamen-te una volta ritornati i parametri elettrici entro intervalli di lavoro prefissati.

Messa in servizio

- armare tutti gli organi di manovra nel quadro di parallelo; - accertarsi che vi sia tensione in arrivo dal quadro di distribuzione gene-

rale (rete) ed armare l’interruttore generale d’uscita verso la rete;- armare nel quadro di interfaccia tutti gli interruttori in uscita ad ognuno dei

convertitori. Qualora presente nel quadro di interfaccia la relativa protezione,per armarsi il contattore di comando necessita di qualche secondo di attesa;

Qualora l’irraggiamento solare al generatore fotovoltaico sia sufficiente,l’impianto entra in pochi secondi, in regolare esercizio. Altrimenti l’im-pianto rimane in attesa di condizioni di irraggiamento più favorevoli.

Messa fuori servizio del sistema

La messa fuori servizio del sistema può essere effettuata aprendo l’in-terruttore generale d’uscita verso la rete.

193

8.5.2 - Funzionamento sistemi isolati dalla rete

A sezionatori di campo chiusi e con irraggiamento ai moduli, l'energiaelettrica prodotta dal campo fluisce sempre al carico e, se in esubero, al-la batteria di accumulatori. Il regolatore di carica provvede a fornire allabatteria sempre una tensione-corrente ideale nel corso del processo.Quando l’irraggiamento è insufficiente, l'accumulo provvede ad alimen-tare autonomamente il carico per evitare indisponibilità di servizio.Al fine di evitare scariche troppo profonde dell'accumulo, che ne pregiu-dicherebbero durata e prestazioni, il regolatore elettronico stacca il cari-co quando la batteria scende al di sotto di una prefissata soglia: in que-sto caso il campo fotovoltaico provvederà alla carica dell'accumulo. So-lo il raggiungimento di una soglia di reinserzione provoca la richiusuradell’impianto sui carichi e la ripresa del normale servizio.

Messa in servizio

- armare tutti gli organi di manovra nel quadro di parallelo; - accertarsi dal display del regolatore di carica che le batterie siano ad un

livello di carica sufficiente ad alimentare il carico;- collegare il carico.Il funzionamento non è dipendente dal livello di irraggiamento solare almomento dell’alimentazione del carico.

Messa fuori servizio del sistema

La messa fuori servizio del sistema può essere effettuata aprendo l’in-terruttore generale d’uscita verso i carichi.

Fig. 6 - Regolatore di carica con display.

194

8.6 - Diagnostica guasti

La maggior parte delle condizioni di possibile guasto (tab. 2) che posso-no verificarsi sui sistemi fotovoltaici sono costantemente monitorate dalsistema di controllo interno del convertitore per gli impianti collegati allarete ed anche dal regolatore di carica nei sistemi isolati dalla rete. Se l’ar-resto automatico del sistema è dovuto a:- mancanza della rete pubblica;- condizioni di basso irraggiamento solare;- intervento occasionale dei dispositivi di protezione elettrica;questi vengono automaticamente resettati dal sistema che procede alleoperazioni di riavvio automatico.Solo condizioni persistenti di anomalia o guasto portano il sistema incondizioni di arresto permanente: sui convertitori la condizione è segna-lata dal display a seconda dell’anomalia (vedi manuale del convertitore).Nel seguito sono riportate alcune delle cause e rimedi più frequenti di ar-resto del sistema senza ripresa automatica del servizio durante l’eserci-zio che possono essere diagnosticate da personale qualificato.

Cause e rimedi più frequenti di arresto del sistema

Senza ripresa automatica del servizio in sistemi collegati alla rete.

Tabella 2 - Guasti, verifiche e soggetti

Possibili Verifiche Azioni SoggettocauseIntervento protezione - Controllo segnalazioni sul - Chiudere interruttori aperti Personaledi interfaccia pannello di protezione - Attendere il riarmo della qualificato

- Controllo dello stato protezione di interfacciadegli interruttori

- Presenza tensione morsettid’uscita

Basso isolamento - Controllo display sul convertitore Se la verifica dà esito Tecnicodel campo fotovoltaico - Misura della resistenza negativo è necessario un specializzato

di isolamento intervento specialistico

Guasto del convert. - Controllo indicazione Se la verifica dà esito Tecnicoper cortocircuito inter. sul display convertitore negativo è necessario un specializzato

intervento specialistico

Apertura interruttore - Verificare che non esistano Qualora il contattore siagenerale del quadro indicazioni di guasti (protez. di efficiente e non esistanodi interfaccia interfaccia, altri interrut. aperti) altre indicazioni richiudere

- Verificare che il contattore l’interruttore generaledella protezione sia efficiente

195

Componente ControlloGeneratore nn Stato di pulizia dei moduli fotovoltaicifotovoltaico nn Integrità della superficie captante dei moduli

nn Deterioramento visivo dell’incapsulante o microscaricheper perdita isolamento

nn Controllo di un campione di cassette di terminazione (deformazioniumidità, contatti elettrici, diodi di bypass, serraggio, siliconaturapassacavi, sfilabilità cavi)

nn Uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamentodelle stringhe fotovoltaicheTensione a vuoto [V] / Corrente di corto [A] / Resistenza di isolamento [Ω]Stringa 1 ____________________________________Stringa 2 ____________________________________Stringa 3 ____________________________________Condizioni della misura: Tamb =___°C Meteo:_______

Note _______________________________________Strutture nn Serraggio delle connessioni bullonate e integritàdi sostegno della geometria

nn Stato della zincatura sui profili in acciaioNote _______________________________________

Quadro/i nn Integrità dell’armadio e corretta indicazione degli strumentielettrici eventualmente presenti

nn Efficacia diodi di blocco (impianti isolati) e dell’efficienzadegli scaricatori di tensione

nn Efficienza degli organi di manovra (interruttori, sezionatori,morsetti sezionabili)

nn Prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscitann Efficienza delle protezioni di interfaccia (impianti collegati alla rete)Note _______________________________________

Batteria nn Integrità dei vasi di contenimento, deterioramento delle piastre, di accumulatori intorpidimento dell’acido, riscaldamenti localizzati per resistenze di contatto

elevate sulle sbarre/conduttori tra elementinn Livello dell’elettrolitonn Verifica uniformità delle misure di densità dell’elettrolito

e delle tensioni su di un significativo campione di elementiDensità elettrolito [kg/dm3] / Tensione e vuoto [V]

Elemento 1 ____________________________________Elemento 2 ____________________________________Elemento ... ____________________________________

Condizioni della misura: Tamb =___ °CNote _______________________________________

Rete di terra nn Verifica della continuità dell’impianto di terraConvertitore Riferirsi al “Manuale d’uso e manutenzione” della macchinastaticoCollegamenti nn Sui cavi a vista, identificare danneggiamenti, bruciature, abrasionielettrici deterioramento isolante, variazioni di colorazione del materiale

usato per l’isolamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio

Appendice 8.1 - Check list per controllo periodico

9.1 - Normativa per la realizzazione degli impianti

9.1.1 - Normativa per la realizzazione di impianti fotovoltaici

Le leggi che regolano le attività lavorative che inducono rischi per i lavo-ratori fanno riferimento ad alcuni provvedimenti cardine in termini di igie-ne del lavoro che fanno parte del processo di maturità legislativa che ri-sulta sempre in progresso soprattutto quando nuovi campi di interesse enuove lavorazioni impongono una regolamentazione delle attività.- DPR 457/55; oramai non attuale ha avuto il merito di inquadrare la si-

curezza dei lavoratori nella globalità delle attività e rappresenta il prov-vedimento cardine sul quale è stata costruita tutta la moderna normati-va di sicurezza;

- Legge 626 e successive integrazioni e modificazioni prescrive misureper la tutela della salute e per la sicurezza dei lavoratori durante il la-voro, in tutti i settori di attività privati o pubblici;

- Legge 494/96 e successive integrazioni e modificazioni; prescrive mi-sure per la tutela della salute e per la sicurezza dei lavoratori nei can-tieri temporanei o mobili.

Senza entrare nel dettaglio dei provvedimenti normativi si vuole sottoli-neare che l’installazione di un sistema fotovoltaico si presenta comeun’attività multidisciplinare (parte elettrica, meccanica, elettronica, civile,edile) che impone di seguire una serie di normative ad ampio spettro. Èimportante, inoltre, sottolineare in tema di responsabilità sulla sicurezzache la legislazione vigente impone due azioni preventive importanti per ri-

196

CAPITOLO 9

NORMATIVA E SICUREZZA SUL LAVORONELLA REALIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI

197

durre il rischio ed aumentare la sicurezza e l’igiene sul lavoro:- azione di informazione e formazione;- concetto di responsabilità del datore di lavoro.

Nel settore elettrico negli anni passati si è registrata una veloce evolu-zione normativa che ha avuto come passaggi chiave: - la legge 186/68 che ha introdotto il concetto di rispetto di una normati-

va di prodotto e di lineeguida per la realizzazione di opere in ambitoelettrico appoggiando la definizione dei “regola d’arte” alla normativaelettrica emanata dal CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano). In pratica,se la progettazione e realizzazione di opere elettriche segue la norma-tiva CEI applicabile diventa giuridicamente inattaccabile. Resta intesoche il progettista ed anche l’installatore possono derogare dalla norma-tiva CEI a patto che se ne assumano le responsabilità;

- legge 46/90 con attuazione 447/91 che, fra le altre cose, fissa una pro-cedure di conformità alle prescrizioni tecniche CEI in modo che ogni rea-lizzazione abbia documentazione tecnica definita e, per quanto possibile,uniforme ma che soprattutto siano individuate con nomi, cognomi e timbrisocietari le eventuali responsabilità in caso di report mendaci. (Attualmen-te la 46/90 e le relative disposizioni sono state oggetto di revisione).

9.1.2 - Norme tecniche che regolano il mercato fotovoltaico

I prodotti di uso fotovoltaico (moduli, convertitori, batterie ecc.) hanno sin-golarmente una normativa di prodotto da rispettare per potersi fregiare diuna certificazione o almeno di una conformità allo stato dell’arte. Inoltre,la stesura di progetti tecnici è caratterizzata da frequenti richiami allanormativa vigente ed alle disposizioni di legge adottate come linea guida.L’esperienza insegna che raramente la cultura maturata dal progettista ègià “a regola d’arte” e che la fase progettuale viene condotta consultan-do le norme solo in quei casi in cui sorge il dubbio o l’incertezza.Nel campo della promozione e diffusione di pubblicazioni inerenti l’a-spetto normativo del settore elettrotecnico ed elettronico, diversi organi-smi sono attivi a vari livelli: nazionali, europeo, internazionale.

Senza entrare nel dettaglio dell’organizzazione dei vari organismi si sot-tolinea solo il fatto che ognuna concentra gruppi di esperti (Comitati Tec-nici) su varie tematiche i quali prestano la loro opera gratutitamente rap-presentando enti, imprese, società che possono avere un diretto interes-se strategico nel partecipare ai lavori.I lavori consistono nel contribuire alla discussione delle tematiche e pro-

198

blematiche del settore di interesse nel tentativo di arrivare alla definizio-ne di standard di qualità e sicurezza adeguati al progresso tecnologico esempre più armonizzati fra i vari paesi membri.Inutile sottolineare la complessità dello sforzo che giustifica la relativa len-tezza del processo di normazione e armonizzazione: a livello nazionale, peresempio, il CEI assomma quasi 100 Comitati Tecnici che si riuniscono me-diamente un paio di volte all’anno. In più, ogni Comitato delega un rappre-sentante nazionale alle riunioni del rispettivo comitato internazionale.

L’attività del CEI è quella di redigere «specifiche tecniche, la cui rilevan-za giuridica è riconosciuta dalla legge n° 186 del 1/3/1968, e che hannolo scopo di stabilire i requisiti che devono avere gli impianti, i materiali, gliapparecchi, i macchinari, i circuiti, i processi e i loro programmi, affinchépossano considerarsi rispondenti alla “regola d’arte”».Si noti che la “regola d’arte” ha assunto negli ultimi anni una connotazione cheva al di là della connotazione tecnica: regola d’arte è anche una progettazio-ne ed installazione sicura nei confronti dell’ambiente e soprattutto dell’uomo.Il Comitato Tecnico che si occupa specificatamente di fotovoltaico è il nu-mero 82 (CT 82). L’omologo a livello internazionale fa parte dell’Interna-tional Electrotechnical Committee IEC.L’IEC è l’organismo normatore su scala mondiale nel campo elettrico edelettronico; prepara norme tecniche in inglese/francese che vengonoadottate dopo essere passate al vaglio del comitati nazionali. In Italia, lepubblicazioni IEC anticipano le norme CEI che, generalmente, ne sono latraduzione in italiano con alcune modifiche.Il Cenelec è l’organismo con sede a Bruxelles che ha lo scopo di creareun corpo unico di norme nel settore elettrico ed elettronico per l’UnioneEuropea ai fini della libera circolazione dei prodotti, nel rispetto della si-curezza delle persone, dei beni e dell’ambiente. È in grado di operare an-che su incarico della Commissione Europea.

Il Cenelec emette norme europee siglate EN, documenti di armonizzazionesiglati HD e norme europee sperimentali siglate ENV, che, in genere, pren-dono come base le corrispondenti pubblicazioni IEC.Le norme EN devono essere obbligatoriamente adottate a livello di ognisingola nazione che deve provvedere a ritirare tutte le normative nazio-nali eventualmente in contrasto.

Nel seguito (tab. 1) sono state raccolte le principali normative tecniche ele disposizioni legislative inerenti la realizzazione di un sistema fotovol-taico nelle fasi di progettazione, costruzione e collaudo CEI, EN e IECquando non ancora recepite a livello nazionale.

199

Tabella 1 - Normativa tecnica pubblicata dal IEC TC 82, dal CENELEC TC 82e dal CEI CT82

1

IEC

60891

60891Amd.1

CENELEC

60891

(*)

Titolo inglese

Procedures for temperatureand irradiance correctionsto measured I-V characteri-stics of crystalline siliconphotovoltaic devices

CEI

82-5

(*)

Titolo italiano

Caratteristiche I-V di dis-positivi fotovoltaici in sili-cio cristallino - Proceduredi riporto dei valori misu-rati in funzione di tempe-ratura e irraggiamento

2 60904-1 60904-1 Photovoltaic devices - Part1: Measurement of photo-voltaic current-voltage cha-racteristics

82-1 Dispositivi fotovoltaici -Parte 1: Misura delle ca-ratteristiche fotovoltaichecorrente-tensione

3 60904-2 60904-2 Photovoltaic devices - Part2: Requirements for refe-rence solar cells

82-2 Dispositivi fotovoltaici -Parte 2: Prescrizioni per lecelle solari di riferimento

6 60904-6 60904-6 Photovoltaic devices - Part6: Requirements for refe-rence solar modules

82-6 Dispositivi fotovoltaici -Parte 6: Requisiti dei mo-duli solari di riferimento

4 60904-3 60904-3 Photovoltaic devices - Part 3:Measurement principles forterrestrial photovoltaic (PV)solar devices with referencespectral irradiance data

82-3 Dispositivi fotovoltaici -Parte 3: Principi di misuraper sistemi solari fotovol-taici (PV) per uso terrestree irraggiamento spettraledi riferimento

7 60904-7 60904-7 Photovoltaic devices - Part7: Computation of spectralmismatch error introducedin the testing of a photovol-taic device

82-13 Dispositivi fotovoltaici Par-te 7: Calcolo dell'errore didisadattamento spettralenelle prove dei dispositivifotovoltaici

5 60904-5 60904-5 Photovoltaic devices - Part5: Determination of theequivalent cell temperature(ECT) of photovoltaic (PV)devices by open-circuit vol-tage method

82-10 Disp. fot. - Parte 5: Determina-zione della temperatura equi-valente di cella (ECT) dei dispo-sitivi solari fotovoltaici (PV) at-traverso il metodo della tensio-ne a circuito aperto (**)

60904-2Amd 1

60904-2Amd 1

60904-6Amd 1

60904-6Amd 1

200

8 60904-8 60904-8 Photovoltaic devices - Part8: Measurement of spectralresponse of a photovoltaic(PV) device

82/19 Dispositivi fotovoltaici Par-te 8: Misura della rispostaspettrale di un dispositivofotovoltaico

11 61173 61173 Overvoltage protection forphotovoltaic (PV) powergenerating systems - Guide

82-4 Protezione contro le so-vratensioni dei sistemi fo-tovoltaici (FV) per la pro-duzione di energia - Guida

12 61194 61194 Characteristic parametersof stand-alone photovoltaic(PV) systems

82-7 Parametri caratteristici deisistemi fotovoltaici (FV)autonomi

14 61277 61277 Terrestrial photovoltaic (PV)power generating systems -General and guide

82-17 Sistemi fotovoltaici (FV) diuso terrestre per la gene-razione di energia elettri-ca Generalità e guida

16 61646 61646 Thin film terrestrial photo-voltaic (PV) modules - De-sign qualification and typeapproval

82-12 Moduli fotovoltaici (FV) afilm sottili per usi terrestriQualificazione del proget-to e approvazione di tipo

17 61683 61683 Photovoltaic systems - Po-wer conditioners - Procedu-re for measuring efficiency

82-20 Sistemi fotovoltaici - Condi-zionatori di potenza Proce-dura per misurare l'efficienza

18 61701 61701 Salt mist corrosion testing ofphotovoltaic (PV) modules

82-18 Prova di corrosione danebbia salina dei modulifotovoltaici (FV)

19 61702 61702 Rating of direct coupledphotovoltaic (PV) pumpingsystems

82-21 Valutazione dei sistemi dipompaggio fotovoltaici(FV) ad accoppiamentodiretto

15 61345 61345 UV test for photovoltaic(PV) modules

82-14 Prova all'UV dei moduli fo-tovoltaici (FV)

13 61215:2005-12

(2° ediz.)

61215 Crystalline silicon terrestrialphotovoltaic (PV) modules -Design qualification andtype approval

82-8 Moduli fotovoltaici in sili-cio cristallino per applica-zioni terrestri. Qualificadel progetto e omologa-zione del tipo

10 60904-10 60904-10 Photovoltaic devices - Part10: Methods of linearitymeasurement

9 60904-9 Photovoltaic devices - Part9: Solar simulator perfor-mance requirements

201

20 61721 Susceptibility of a photovol-taic (PV) module to acci-dental impact damage (re-sistance to impact test)

21 61724 61724 Photovoltaic system perfor-mance monitoring - Guideli-nes for measurement, dataexchange and analysis

82-15 Rilievo delle prestazionidei sistemi fotovoltaici. Li-nee guida per la misura, loscambio e l'analisi dei dati

23 61727 61727 Photovoltaic (PV) systems -Characteristics of the utilityinterface

82-9 Sistemi fotovoltaici (FV) -Caratteristiche dell’inter-faccia di raccordo alla rete

24 61829 61829 Crystalline silicon photovol-taic (PV) array - On sitemeasurement of I-V cha-racteristics

82-16 Schiere di moduli fotovol-taici (FV) in silicio cristalli-no Misura sul campo dellecaratteristiche I-V

28 620932005-05(1° ediz.)

EN 62093 Balance-of-system compo-nents for photovoltaicsystems - Design qualifica-tion natural environments

82-24 (Inglese) Componenti disistemi fotovoltaici - mo-duli esclusi (BOS) - Quali-fica di progetto in condi-zioni ambientali naturali

27 621242005-07

EN 62124 PV stand alone systems -Design verification

82-23 (Inglese) Sistemi fotovol-taici isolati dalla rete - Ve-rifica di progetto

29 82-25 2006 Guida alla realizzazione disistemi di generazione fo-tovoltaica collegati alle re-ti elettriche di Media eBassa tensione

26 EN 50380 Data sheet and nameplateinformation for photovoltaicmodules

82-22 Fogli informativi e dati ditarga per moduli fotovoltaici

25 62111 PAS Specifications for the use ofrenewable energies in ruraldecentralised electrification

22 61725 61725 Analytical expression fordaily solar profiles

82-11 Espressione analitica del-l'andamento giornalierodell'irraggiamento solare

(*) Le Norme CENELEC e CEI includono l’Amendment 1. (**) Pubblicata dal CEI nella sola lingua inglese.

202

In aggiunta, è stato inserito anche qualche riferimento extraeuropeo quando ri-tenuto particolarmente interessante (ANSI, American National Standard) euna tabella finale che indica le normative tipicamente fotovoltaiche attualmen-te in fase di inchiesta pubblica e che sono state proposte a livelli CENELEC.

9.1.3 - Certificazione dei moduli fotovoltaici

La qualità dei moduli fotovoltaici è legata alle caratteristiche dei materia-li che compongono il modulo, all’accuratezza del processo produttivo edal rispetto della normativa esistente anche nella fase di rilevazione delleprestazioni che caratterizzeranno il modulo e che vengono riportate conuno sticker adesivo appiccicato sul retro del modulo.

Da tempo si sta cercando di dare al prodotto fotovoltaico una valida norma-tiva di riferimento che copra tutte le questioni tecnologiche: vari Comitati alivello IEC hanno contribuito alla emissione di norme tra le quali, la prima, inordine di tempo, riguardava le prove a cui sottoporre un modulo fotovoltai-co in silicio cristallino affinché, una volta superate, rispondesse a standardqualitativi idonei alla commercializzazione e, con un ulteriore passo, otte-nerne una certificazione di qualità in laboratori accreditati all’emissione (peresempio il laboratorio ESTI del JRC - Joint Research Center - di Ispra - VA).Le caratteristiche elettriche e meccaniche alle quali devono rispondere i mo-duli fotovoltaici, da verificare attraverso una particolare sequenza di prove ditipo, sono riportate nelle norme CEI 82-8 (EN 61215) per i moduli in silicio cri-stallino e CEI 82-12 (EN 61646) per quelli in silicio amorfo a film sottile.

Per comprendere lo standard qualitativo ricordiamo che fra le prove a cuivengono sottoposti i moduli per valutarne la tenuta nel tempo (vita utile pre-vista superiore ai 25 anni), le prove termiche prevedono anche una serie dicicli termici (200) con congelamenti (-40 °C) seguiti da surriscaldamenti(+80 °C). Fra le prove meccaniche invece quella di carico prevede che ven-ga applicata sulla superficie del modulo un carico di circa 2400 Pa mentrein quella di resistenza alla grandine il modulo fotovoltaico viene bersaglia-to in punti specificati con sfere di ghiaccio di diametro compreso tra 45 mme 75 mm e con velocità comprese tra 30,7 m/s e 39,5 m/s.

9.2 - Fotovoltaico: rischio meccanico (lavori in altezza)

Nella sezione dedicata all’installazione degli impianti abbiamo sottolineatocome i montaggi siano caratterizzati spesso da un’installazione sulla co-pertura di un edificio che, ben che vada, è comunque sempre ad una altez-za che impone misure di sicurezza per il personale che vi opera.

203

Solo gli impianti montati con il generatore a terra non comportano questeproblematiche a meno di installazioni di grandi impianti in cui il piano dei mo-duli risulta su più grandi falde inclinate la cui altezza arriva fino ai 4÷5 metri.I rischi connessi con i lavori in altezza nel fotovoltaico sono legati al:- sollevamento dei pesi;- uso di utensili di montaggio.

9.2.1 - Sollevamento e spostamento pesi

Nel dettaglio possiamo riconoscere i seguenti rischi potenziali:

- eccesso di peso: è legato ad una errata valutazione dei pesi che si tira-no in copertura in associazione ad una difficile manovrabilità dello stes-so una volta appeso;

- accidentale spostamento: il peso, una volta appeso, può subire movi-menti non previsti dovuti ad un fissaggio non idoneo che squilibra il ca-rico o all’azione esterna e non controllabile del vento che può provoca-re danni all’edificio oltre che al materiale in movimento;

- peso maneggiato senza idonea visibilità: il tiro in copertura può essereeffettuato con minigru o cestello. In entrambi i casi occorre che si stabi-lisca il posto giusto di posizionamento e si faccia una ispezione per ve-dere gli spazi occupati.

La figura 1 mostra una situazione di potenziale pericolo per gli operai che

Fig. 1 - Esempio di potenziale situazione di pericolo per gli operai montatori.Fig. 2 - Alcuni tipici dispositivi di protezione personale da usare per il riempimen-to di elettrolita nelle batterie.

1

2

204

non dispongono neppure di un casco che li protegga minimamente in casodi accidentale caduta della barella di moduli fotovoltaici trasportati.

9.2.2 Azioni con utensili di montaggio

Il rischio principale è quello delle lesioni personali o a terzi in caso di ca-duta dell’utensile. L’uso scrupoloso di dispositivi di protezione personalegarantisce le lesioni personali. Scarponcini antinfortunistici, guanti, oc-chiali consentono di avere rispettivamente una presa sicura sull’insidio-so piano di copertura, una presa salda dell’utensile ed un riparo quandoper esempio, occorre procedere al primo riempimento delle batterie o alrabbocco di acqua distillata durante l’esercizio.

9.2.3 - Montaggi in altezza

Nel caso di montaggi in altezza (fig. 3) il rischio di caduta personale o dicaduta oggetti verso terzi è la principale causa di infortuni sul lavoro. Peril fotovoltaico, la pericolosità è accentuata dal fatto che spesso la posadel generatore è su falda inclinata e per giunta formata da tegole che nonhanno superficie liscia e non sono fissate ma solo appoggiate.In questi casi, la sicurezza deve essere ridondante e non ci si può affi-dare ad un solo sistema. La soluzione ideale sarebbe sempre quella diavere un ponteggio fino alla falda di installazione e poi poter lavorare conparapetti sulle altre parti del perimetro. Oppure poter disporre di un ade-guato punto di fissaggio per l’imbragatura.

9.3 - Fotovoltaico: rischio elettrico

La sezione elettrica degli impianti fotovoltaici è sempre stata la parte chestoricamente ha caratterizzato la tipologia di impresa che provvede aimontaggi dei sistemi. In genere, quindi, gli operai elettrici ben conosconole problematiche di sicurezza che coinvolge l’utilizzo della corrente conti-nua o di tensioni che in genere hai valori pericolosi (centinaia di volt).

Fig. 3 - Dispositivi di protezione individuale e mezzi di sollevamento in altezza.

205

9.3.1 - Cablaggi elettrici in corrente continua e alternata in sistemidi categoria I (< 1 kVca, 1,5 kVcc)

In genere, i sistemi fotovoltaici appartengono alla categoria I che com-porta una serie di problemi di sicurezza che vengono affrontati sempregià dalla fase progettuale.Il progettista accorto fa sempre in modo di scegliere soluzioni tecnicheche consentano all’installatore facilità e rapidità di posa riflettendo cosìun contenimento dei costi totali. Per tutte le installazioni fotovoltaiche siosserva che:- i moduli fotovoltaici generano una tensione continua di circa 20 V al so-

lo illuminamento. Non è necessario che ci sia luce piena;- i moduli fotovoltaici vengono collegati in serie (stringa) per raggiungere

la tensione idonea alla conversione in alternata: maggiore sarà la ten-sione minori saranno le correnti circolanti e quindi minori saranno le per-dite elettriche. In genere, gli impianti lavorano tra i 300 e i 400 V in cor-rente continua. Ai terminali elettrici della stringa è presente quindi unatensione continua pericolosa;

- questa tensione non può essere sezionata se non coprendo completa-mente con un telo la superficie dei moduli.

Per ridurre i rischi connessi, il progettista può imporre il cablaggio dellasezione in corrente continua con spezzoni di cavo in doppio isolamento(con guaina) che hanno i connettori già preintestati in modo che l’instal-latore non abbia nessun rischio di accedere a parti esposte in tensione.Inoltre, si osserva che anche i moduli fotovoltaici sono elementi in dop-pio isolamento; così tutta la sezione in corrente continua risulta esserenelle migliori condizioni di sicurezza.

9.3.2 - Doppia alimentazione nei sistemi fotovoltaici

Si osserva inoltre che un’altra particolarità degli impianti fotovoltaicicollegati alla rete risiede nel fatto che molti componenti sono dotati didoppia alimentazione. Il quadro di interfaccia alla rete, per esempio, hapresenza di tensione dal lato rete e dal lato convertitori (uscita-ingres-so). Questa situazione deve essere sempre tenuta presente in quantol’abitudine dei tecnici nel sezionare un quadro li porta ad essere incon-sciamente convinti di non avere alimentazione che può essere vera-mente pericolosa.