POLITECNICO DI MILANO1.3.1 Mercato primario ... L’Italia ha ratificato il protocollo con la legge...

POLITECNICO DI MILANO

Scuola

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

I SISTEMI AEREI A PILOTAGGIO

REMOTO PER IL MONITORAGGIO DI

IMPIANTI NEL SETTORE ENERGETICO

Relatore: Prof. Francesco Grimaccia

Anno accademico 2015

POLITECNICO DI MILANO

Scuola di Ingegneria Industriale e dell’Informazione

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica




Prof. Francesco Grimaccia

Tesi di laurea diDario Rossi –

Anno accademico 2015-2016




Tesi di laurea di: 816446

3

Ringraziamenti

Il primo ringraziamento va al prof. Francesco Grimaccia per la disponibilità e la fiducia che ha posto nei miei confronti e per avermi guidato nella realizzazione di questo lavoro.

Ringrazio le Aziende interessate, WiseEnergy, Nimbus e Juwi, per il supporto fornitomi e per la disponibilità di dati, in particolare grazie all’ing. Crobu e all’ing. Filippi.

Grazie alla mia famiglia per avermi sostenuto in questi anni e aver sempre creduto in me: mamma e papà, Claudio, Gabriele e Simone, nonni zii cugini tutti, grazie di cuore.

Grazie alla mia seconda famiglia, a nonno Enrico, a Matteo, a Mariasilvia, a Sara. Non dimenticherò mai le serate e le cene passate assieme.

Grazie agli amici del Poli, non compagni di studio ma fratelli con cui ho condiviso 5 anni della mia vita. Grazie Soccio e Pressi, Andre, Gabri, Mauri, Gloria, Cristian, Puma, mi avete aiutato a dare il massimo.

Grazie ai compagni di karate, per avermi insegnato a non mollare. E a Davide e Manuel per il gelato e il gulash.

Grazie agli amici di Pontida, le più belle cioche e serate indimenticabili sono merito vostro.

Grazie ai colleghi del Leroy: Dario, Dani, Luca, Stefano, Claudione, Giulia, Filippo, Francesco e Yuri, spero solo di trovare ancora colleghi come voi. Resi a parte.

Grazie Chiara. Per esserci sempre e comunque.

Grazie a tutti ragazzi, se sono arrivato fino a qui è anche merito vostro.

5

Indice

TITOLO DELLA TESI 1 RINGRAZIAMENTI 3 INDICE 5 INTRODUZIONE 7 CAPITOLO 1 SVILUPPO DEL FOTOVOLTAICO

9

1.1 Cenni storici 9 1.1.1 Protocollo di Kyoto 1.1.2 Conto energia e spalma incentivi 1.2 Situazione attuale del fotovoltaico 15 1.2.1 Rapporto statistico 1.2.2 Analisi qualitativa 1.3 Mercati del fotovoltaico 21 1.3.1 Mercato primario 1.3.2 Mercato secondario 1.4 Confronto internazionale 24 CAPITOLO 2 LE TECNOLOGIE UAV

27

2.1 Quadro normativo 27 2.1.1 Regolamenti internazionali 2.1.2 Regolamento nazionale 2.2 Situazione del mercato 33 2.3 Classificazione dei UAV 35 2.4 Sistemi di controllo e pilotaggio 40

6

CAPITOLO 3 ISPEZIONE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

43

3.1 Sensori 43 3.1.1 Tipologia dei sensori 3.2 Difetti dei moduli 47 3.3 Modalità di ispezione tradizionali 49 3.4 Analisi dei dati 55 3.4.1 Immagini ottenute con SAPR 3.4.2 Errori di misurazione 3.4.3 Analisi successive CAPITOLO 4 ANALISI ASSET MANAGEMENT COMPANIES

65

4.1 Definizione e classificazione 65 4.2 Renewable Asset Management Company 68 4.2.1 Servizi 4.2.2 Attori coinvolti e tipologie di contratti 4.3 Impiego dei SAPR 78 4.4 Differenti settori di impiego 80 4.4.1 Impianti a ridotta accessibilità 4.4.2 Solare a concentrazione CAPITOLO 5 ISPEZIONE IMPIANTO MAGNACAVALLO

87

5.1 Descrizione ispezione con SAPR 87 5.2 Manutenzione ordinaria 93 5.3 Analisi dati 97 5.3.1 Potenza 5.3.2 Irraggiamento e temperatura 5.4 Confronto costi 102 5.4.1 Costo ispezione tradizionale 5.4.2 Costo ispezione tramite SAPR CONCLUSIONI 105 INDICE DELLE FIGURE 107 BIBLIOGRAFIA 109

7

Introduzione

Lo studio nasce dalla disponibilità di WiseEnergy di sviluppare, in

collaborazione con il Dipartimento di Energia del Politecnico di

Milano, una tesi sull’utilizzo dei SAPR (Sistemi Aeromobili a

Pilotaggio Remoto) per il monitoraggio e l’analisi di impianti

energetici, in particolare si approfondirà la tecnologia del

fotovoltaico.

L’argomento principale della tesi è quindi quello di approfondire

le potenzialità che questa tipologia di analisi offre e confrontare i

vantaggi e gli svantaggi rispetto ai metodi tradizionali impiegati

in questo settore, analisi resa possibile grazie alla consulenza di

WiseEnergy.

Nella prima parte dello studio si analizza il fotovoltaico italiano,

la sua evoluzione, la sua distribuzione, le sue problematiche e il

confronto internazionale.

Di seguito ci si concentra sui Sistemi Aerei a Pilotaggio Remoto

nel loro insieme, quindi i regolamenti internazionali e nazionali

che ne disciplinano l’utilizzo, la situazione del mercato attuale e

le caratteristiche tecniche di questi supporti. Si indaga inoltre

sull’utilizzo dei SAPR per il monitoraggio di impianti fotovoltaici,

sulla natura dei sensori utilizzati e i risultati ottenibili.

Infine vengono studiati gli Assett Manager, le loro caratteristiche

e le attività svolte, confrontando le metodologie tradizionali con

quelle analizzate in questa tesi.

Si conclude con i risultati del confronto, mostrando i vantaggi e i

limiti di questa tecnologia.

9

CAPITOLO 1

SVILUPPO DEL FOTOVOLTAICO

1.1 Cenni storici

1.1.1 Protocollo di Kyoto

Il primo trattato internazionale è stato il Protocollo di Kyoto.

Esso ha come obiettivo la « ricerca, promozione, sviluppo e

maggiore utilizzazione di forme energetiche rinnovabili, di

tecnologie per la cattura e l'isolamento del biossido di carbonio e

di tecnologie avanzate ed innovative compatibili con l'ambiente »

ovvero cerca di conseguire un abbattimento globale delle

emissioni dei gas serra del 5,3% rispetto ai livelli di emissione

del 1990 tra il 2008 e il 2012.

Redatto l’11 settembre 1997 da più di 180 Paesi, è entrato in

vigore solamente il 16 febbraio 2005, a seguito della firma da

parte della Russia; ciò perché era necessaria la ratifica di

almeno 55 parti rappresentanti almeno del 55% delle emissioni

globali di CO2 equivalente nel 1990.

I paesi dell’Unione Europea hanno ratificato il protocollo

congiuntamente, dividendosi la percentuale di riduzioni per

raggiungere il comune obiettivo del meno 8% rispetto ai livelli

del 1990. Sono ammesse misure interne o esterne di riduzione,

ovvero gli Stati membri possono compensare tra loro eccessi e

difetti di emissione adottando quindi un sistema comunitario di

scambio di quote di emissione; questo perché ci si basa sul

10

principio secondo cui il beneficio globale rimane a prescindere

dall’area geografica nella quale le emissioni vengono ridotte.

L’Italia ha ratificato il protocollo con la legge n. 120 del 1°

giugno 2002 con l’obiettivo specifico vincolante che la media

delle emissioni di gas serra sia al più pari al 93,5% delle

emissioni del 1990, con una riduzione quindi del 6,5%.

1.1.2 Conto Energia e Spalma Incentivi

L’Unione Europea inoltre si è concentrata in particolare sulla

promozione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica con

una serie di direttive, tra le quali importante era la 2001/77/CE

sulla promozione delle fonti rinnovabili per scopi elettrici. Essa ha

introdotto obiettivi non vincolanti al 2010 in termini di incidenza

della produzione lorda di energia elettrica sul consumo interno

lordo, per l’Italia pari al 25%.

L’Italia ha recepito quindi la direttiva con il d.lgs. n. 387 del 2003

introducendo il Conto Energia.

Questo meccanismo, che premia con tariffe incentivanti l’energia

prodotta dagli impianti fotovoltaici per un periodo di 20 anni, è

diventato operativo con l’entrata in vigore dei Decreti attuativi

del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006, ovvero il Primo Conto

Energia, che hanno introdotto il sistema di finanziamento in

conto esercizio della produzione elettrica.

Con il D.M. del 19 febbraio 2007, il cosiddetto Secondo Conto

Energia, il Ministero dello Sviluppo Economico ha fissato nuovi

criteri per incentivare la produzione elettrica degli impianti

fotovoltaici entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2010. Tra le

principali novità introdotte dal Secondo Conto Energia c’era

l’applicazione della tariffa incentivante su tutta l'energia prodotta

e non solamente su quella prodotta e consumata in loco, lo

11

snellimento delle pratiche burocratiche per l’ottenimento delle

tariffe incentivanti e la differenziazione delle tariffe sulla base del

tipo di integrazione architettonica, oltre che della taglia

dell’impianto. Veniva, inoltre, introdotto un premio per impianti

fotovoltaici abbinati all’uso efficiente dell’energia. Nel 2010 è

entrato in vigore il Terzo Conto Energia con il D.M. 6 agosto

2010, applicabile agli impianti entrati in esercizio a partire dal

primo gennaio 2011 e fino al 31 maggio 2011, che ha definito le

seguenti categorie di impianti:

- impianti fotovoltaici, suddivisi in “impianti su edifici” o “altri

impianti fotovoltaici”;

- impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche

innovative;

- impianti fotovoltaici a concentrazione;

- impianti fotovoltaici con innovazione tecnologica.

La legge 13 agosto 2010 n.129, la cosiddetta “salva Alcoa”, ha

stabilito che le tariffe incentivanti previste per il 2010 dal

Secondo Conto Energia possano essere riconosciute a tutti i

soggetti che abbiano concluso l’installazione dell’impianto

fotovoltaico entro il 31 dicembre 2010 e che entrino in esercizio

entro il 30 giugno 2011. La pubblicazione della Legge 129/10 ha

di fatto prorogato fino al 30 giugno 2011 il periodo di operatività

del secondo Conto Energia, inizialmente destinato ad esaurirsi

alla fine del 2010 per effetto dell’entrata in vigore del terzo

Conto Energia.

Il 12 maggio 2011 è stato pubblicato il D.M. 05/05/2011 , che ha

definito il meccanismo di incentivazione della produzione di

energia elettrica da impianti fotovoltaici riguardante gli impianti

che entrano in esercizio dopo il 31 maggio 2011, il Quarto Conto

Energia. Il D.M. 5 luglio 2012, cosiddetto Quinto Conto Energia,

ha ridefinito le modalità di incentivazione per la produzione di

energia elettrica da fonte fotovoltaica. Questo ha cessato di

applicarsi il 6 luglio 2013, ovvero dopo 30 giorni solari dalla data

in cui è stato raggiunt

incentivi di 6,7 miliardi di

Figura 1. Confronto tra incentivi in Italia e Germania

Nei grafici, che confrontano il valore degli incentivi e la quantità

di installato rispettivamente in Italia e in Germania, si nota un

approccio e una gestione degli incentivi differente. Il caso italiano

è caratterizzato da un’eccessiva incentivazione ini

bassa capacità di adattamento della politica rispetto al mercato,

con una corsa alle installazioni. Inoltre grazie al “Salva Alcoa” si

ha avuto un picco di installato per poter usufruire degli elevati

incentivi, sfruttando anche l’abbassamento

fotovoltaici. Dopo la brusca riduzione delle tariffe incentivanti si

12



in cui è stato raggiunto un costo indicativo cumulato degli

6,7 miliardi di euro.

. Confronto tra incentivi in Italia e Germania – Fonte: GSE, Rapporto statistico

fotovoltaico




è caratterizzato da un’eccessiva incentivazione iniziale e una




incentivi, sfruttando anche l’abbassamento del costo dei moduli




o un costo indicativo cumulato degli

Rapporto statistico 2013, solare




ziale e una




del costo dei moduli


ha avuto anche una forte riduzione della potenza installata,

ritornando ai livelli del 2010.

Il caso tedesco invece, grazie ad una clausola di variazione degli

incentivi sulla base della potenza installata, ha permesso una

crescita costante del settore che in questo modo riesce ad auto

sostenersi.

Figura 2. Andamento incentivi alle rinnovabili

L’impatto del fotovoltaico è stato importante anche a livello di

spesa pubblica, aumentando gli oneri a carico dei cittadini. Infatti

questi maggiori costi vengono distribuiti nella componente A3

della bolletta elettrica.

13


ritornando ai livelli del 2010.


ivi sulla base della potenza installata, ha permesso una


. Andamento incentivi alle rinnovabili - Fonte: AEEG, Relazione 2015, il nuovo mix di p

energia elettrica




della bolletta elettrica.



ivi sulla base della potenza installata, ha permesso una


il nuovo mix di produzione di




Figura 3. Andamento valori A3 nella bolletta elettrica

Per rimediare a questa situazione e per alleggerire il bilancio

della spesa è stato approvato il

incentivi”, entrato in vigore il 21 Agosto 2014 in conseguenza del

Decreto 91/2014, che prevede l’obbligo da parte dei titolari di

impianti fotovoltaici con potenza nominale maggiore di 200 kW di

scegliere una modalità di rimodul

avevano diritto a partire dal 01/01/2015. Tale modalità poteva

essere scelta entro il 30/11/2014 tra le seguenti opzioni:

- riduzione dell’incentivo e diluizione degli incentivi su 24

anni, rispetto ai 20 previsti in precedenza.

- rimodulazione “a doppio periodo”, con un primo periodo di

riduzione dell’incentivo seguito da un secondo periodo di

fruizione di un incentivo incrementato in egual misura, e

sempre entro i 20 anni.

- Riduzione del’’incentivo rispettivamente del 6% sino a 500

kW, del 7% da 500 kW a 900 kW, e dell’8% sopra i 900

kW per il periodo residuo di incentivazione. Questa è

l’opzione accreditata a quegli operatori che non hanno

effettuato la scelta nei tempi stabiliti.

14

. Andamento valori A3 nella bolletta elettrica – Fonte: AEEG, Relazione 2015, il nuovo mix di

produzione di energia elettrica


della spesa è stato approvato il cosiddetto decreto “spalma




scegliere una modalità di rimodulazione degli incentivi cui



riduzione dell’incentivo e diluizione degli incentivi su 24

anni, rispetto ai 20 previsti in precedenza.

modulazione “a doppio periodo”, con un primo periodo di



sempre entro i 20 anni.

Riduzione del’’incentivo rispettivamente del 6% sino a 500

W, del 7% da 500 kW a 900 kW, e dell’8% sopra i 900



effettuato la scelta nei tempi stabiliti.

il nuovo mix di


cosiddetto decreto “spalma




azione degli incentivi cui



riduzione dell’incentivo e diluizione degli incentivi su 24

modulazione “a doppio periodo”, con un primo periodo di



Riduzione del’’incentivo rispettivamente del 6% sino a 500

W, del 7% da 500 kW a 900 kW, e dell’8% sopra i 900



Figura 4. Scelte degli operatori nel decreto Spalma Incentivi

Una osservazione viene fatta sulla seconda opzione, che

permette di rendere più interessante l’impianto sul mercato

secondario, lasciando al futuro propriet

1.2 Situazione attuale del fotovoltaico

1.2.1 Rapporto statistico

La situazione del fotovoltaico in Italia alla fine del 2013 era la

seguente, con confronto rispetto al 2012:

Figura 5. Suddivisione del fotovoltaico per potenza

Secondo le elaborazioni del GSE, gli impianti fotovoltaici in Italia

sono 591.029 per una potenza complessiva pari a 18.053 MW.

Le ultime installazioni hanno riguardato principalmente piccoli

15

eratori nel decreto Spalma Incentivi – Fonte: Energy & Strategy Group, Renewable

Energy Report 2015



secondario, lasciando al futuro proprietario un incentivo che sale.

Situazione attuale del fotovoltaico

1.2.1 Rapporto statistico


seguente, con confronto rispetto al 2012:

del fotovoltaico per potenza – Fonte: GSE, Rapporto statistico 2013, solare

fotovoltaico.




& Strategy Group, Renewable



ario un incentivo che sale.






impianti, infatti la taglia media è passata da 34,7 kW del 2012

30,5 kW del 2013.

Figura 6. Andamento dell'installato fotovoltaico

Dal 2008 al 2011 il numero degli impianti fotovoltaici è andato

più che raddoppiando di anno in an

territorio nazionale sono installati oltre 480.000 impianti, fino a

raggiungere quasi la quota di 600.000 impianti nel 2013.

Gli impianti entrati in esercizio nel corso del 2013 hanno una

potenza media notevolmente più bassa ris

anni precedenti, attestandosi a 12,4 kW.

Figura 7. Andamento della taglia media del fotovoltaico

Dai grafici si nota come negli ultimi anni lo svi

rinnovabili e soprattutto degli impianti fotovoltaici ha trasformato

radicalmente il sistema di generazione di energia elettrica in

Italia. In pochi anni si è passati da un sistema che faceva

16

impianti, infatti la taglia media è passata da 34,7 kW del 2012

. Andamento dell'installato fotovoltaico – Fonte: GSE, Rapporto statistico 2013, solare fotovoltaico


più che raddoppiando di anno in anno. Alla fine del 2012 sul




potenza media notevolmente più bassa rispetto a quella degli

anni precedenti, attestandosi a 12,4 kW.

. Andamento della taglia media del fotovoltaico – Fonte: GSE, Rapporto statistico 2013, solare

fotovoltaico

Dai grafici si nota come negli ultimi anni lo sviluppo delle fonti




impianti, infatti la taglia media è passata da 34,7 kW del 2012 ai

Rapporto statistico 2013, solare fotovoltaico


no. Alla fine del 2012 sul




petto a quella degli


luppo delle fonti




17

affidamento su un numero limitato di grandi impianti di

produzione centralizzata ad un sistema di generazione misto

costituito da grandi impianti integrati con numerosissimi piccoli e

medi impianti a fonti rinnovabili con generazione distribuita.

Per capire meglio la qualità del parco fotovoltaico italiano

bisogna conoscere la tipologia di pannelli o moduli, i cui principali

si dividono in:

1 - Pannelli di silicio cristallino (monocristallino e policristallino):

rappresentano la tipologia più diffusa. Le celle policristalline

risultano particolarmente efficienti in termini di conversione della

radiazione incidente in energia elettrica.

2 - Pannelli a film sottile con silicio amorfo o altri materiali. I

dispositivi a film sottile con silicio amorfo sono realizzati facendo

evaporare alcuni suoi composti con l’idrogeno su supporti rigidi o

flessibili come il vetro, la plastica o la lamiera. Altri materiali

innovativi con cui realizzare questi pannelli sono il diselenurio di

indio e rame (CIS) e il telloruro di Cadmio (CdTe). I pannelli

realizzati con questa tecnica sono caratterizzati da rendimenti

più bassi rispetto al silicio cristallino, ma hanno prezzi più

convenienti e maggiore versatilità di utilizzo.

La situazione attuale risulta:

Figura 8. Suddivisione del fotovoltaico per Regione e per tipologia

Il grafico a barre mostra il dato percentuale regionale della

potenza per tipologia di pannello. I pannelli a silicio policristallino

prevalgono in ogni R

mentre il film sottile o altre tipologie di pannelli sono utilizzate in

quantità modesta. A livello nazionale il 72% della potenza

installata è realizzato in silicio policristallino, il 21% in silicio

monocristallino e il 7% in film sottile o in materiali diversi.

Le nuove tipologie di pannelli in film sottile sono utilizzate in

misura percentualmente più elevata in Sicilia, dove

rappresentano il 12% della potenza installata.

18

La situazione attuale risulta:

fotovoltaico per Regione e per tipologia - Fonte: GSE, Rapporto statistico 2013,

solare fotovoltaico



prevalgono in ogni Regione seguiti dai pannelli monocristallini,




llino e il 7% in film sottile o in materiali diversi.



rappresentano il 12% della potenza installata.

Rapporto statistico 2013,



egione seguiti dai pannelli monocristallini,




llino e il 7% in film sottile o in materiali diversi.



La Valle d’Aosta e il Trentino Alto

elevata percentuale di pannelli monocristallini, rispettivamente il

40% e il 36% del totale.

Figura 9. Suddivisione del fotovoltaico per Regione e installazione

Il grafico mostra la distribuzione percentuale della potenza per

Regione e per tipologia di installazione degli impianti fotovoltaici.

A livello nazionale il 41% della potenza è installata a terra, il

49% è collocata su edifici, il 6% su serre e pensiline ed il residuo

4% è ubicato diversamente, ad esempio è utilizzato per le

barriere acustiche autostradali.

Le Regioni del Centro Sud han

terra al di sopra della media nazionale, la Puglia è in testa con il

19

La Valle d’Aosta e il Trentino Alto Adige sono le Regioni con la più


40% e il 36% del totale.

. Suddivisione del fotovoltaico per Regione e installazione - Fonte: GSE, Rapporto statistico

solare fotovoltaico






barriere acustiche autostradali.

Le Regioni del Centro Sud hanno valori di potenza installata a


Adige sono le Regioni con la più


Rapporto statistico 2013,






no valori di potenza installata a


20

76%, seguita da Basilicata (71%) e Molise (66%). Al Nord la

collocazione su edifici è ben al di sopra della media nazionale,

come mostra il dato del Trentino Alto Adige con il 90% della

potenza installata e a seguire della Valle d’Aosta (84%) e della

Lombardia (80%). La Sardegna, la Calabria e la Liguria sono le

Regioni nelle quali vi è la quota maggiore di impianti su serre e

pensiline.

1.2.2 Analisi qualitativa

A livello nazionale però il parco fotovoltaico italiano funziona

sotto le sue potenzialità. Si calcola che nel corso del 2012, oltre

1400 impianti hanno avuto meno di 500 ore di utilizzazione a

causa di malfunzionamenti.

La corsa agli incentivi degli ultimi anni ha portato alla

costruzione di grandi impianti in tempi rapidi per evitare

l’esclusione ai fondi statali. La conseguenza è una produzione di

energia elettrica inferiore alle attese che causa un minor

guadagno agli investitori. Le cause sono da ricercarsi nella scarsa

qualità di alcuni moduli utilizzati e nella scarsa attenzione alle

installazioni, con problematiche sia di perdita di efficienza dei

moduli superiore alle aspettative sia di frequenti disconnessioni

dalla rete.

Altro problema che compare nei grandi impianti fotovoltaici, cioè

quelli superiori a 1 MW, è la differenza che sussiste tra il

progetto approvato ed autorizzato e la reale architettura

dell’impianto. Ciò è causato dal complesso iter autorizzativo

necessario alla sua costruzione che dura circa 4 anni. In questo

lasso di tempo le scelte progettuali possono risultare obsolete

con le nuove tecnologie disponibili sul mercato, ma non possono

21

essere modificate a meno di ricominciare l’iter burocratico,

perdendo quindi parte degli incentivi.

Altra variazione rispetto alle attese degli investitori riguarda il

quadro normativo con il decreto Spalma Incentivi. Per

massimizzare quindi l’investimento iniziale si sta puntando

sull’ottimizzazione di esercizio degli impianti fotovoltaici,

affidandosi a società specializzate nel settore.

1.3 Mercati del fotovoltaico

1.3.1 Mercato primario

Il parco fotovoltaico ha però permesso di soddisfare oltre l’8%

del fabbisogno elettrico complessivo del nostro Paese,

dimostrando la sua importanza nella strategia energetica

italiana. Il relativo mercato quindi ha superato il periodo di forte

incentivazione e crescita e si può considerare maturo, quindi con

diverse dinamiche di mercato.

Le nuove installazioni infatti hanno avuto nel 2014 un valore pari

a circa 658 mln €, per il 71% si concentrano nel settore

residenziale.

Figura 10. Valore delle nuove installazioni suddivise per taglia

L’Operation & Maintenance nel 2014 ha generato un valore di

358 milioni di euro, pari al 54% del mercato primario, anche se

questi servizi coinvolgono principalmente impianti di grande

taglia, superiore ai 500 kW.

Questo dato risulta particolarmente interessante se si considera

che la vita utile degli impianti risulta di circa 21 anni, e la

maggioranza delle installazioni è avvenuta

2011 grazie agli incentivi.

Figura 11. Suddivisione degli impianti per anno di installazione e taglia

22

. Valore delle nuove installazioni suddivise per taglia - Fonte: Energy & Strategy Group,

Renewable Energy Report 2015



servizi coinvolgono principalmente impianti di grande

taglia, superiore ai 500 kW.



maggioranza delle installazioni è avvenuta nel biennio 2010

2011 grazie agli incentivi.

. Suddivisione degli impianti per anno di installazione e taglia - Fonte: Energy & Strategy Group,

Renewable Energy Report 2015

Energy & Strategy Group,



servizi coinvolgono principalmente impianti di grande



nel biennio 2010-

Energy & Strategy Group,

23

Considerando però l’andamento nel tempo del valore di mercato

si è registrato un calo del 2,7% rispetto al 2013 a causa di

rinegoziazioni dei contratti, conseguenza anche del decreto

“spalma incentivi”, per cui si punta ad abbassare i costi operativi

dell’impianto. Previsioni future riportano un calo complessivo del

15% nel 2020 rispetto ai valori attuali.

1.3.2 Mercato secondario

I primi 30 proprietari di impianti in Italia contano

complessivamente per quasi 1,8 GW, pari a circa il 10% della

potenza cumulata in Italia a fine 2013.

I principali protagonisti sono le società di investimento che

detengono quasi il 50% della potenza complessiva, seguite da

operatori industriali e dai fondi di investimento; gli operatori

italiani rappresentano circa il 72% della potenza.

Nel 2014 il fotovoltaico è stato protagonista di 212 MW transitati

per un controvalore di 470 milioni di €, con un aumento rispetto

l’anno precedente del 4,6% in controtendenza rispetto ai dati del

mercato primario.

Gli investitori si sono concentrati soprattutto sulle taglie

intermedie, compresi cioè tra 2 e 10 MW di potenza, a causa

dell’esaurimento della disponibilità dei grandi impianti superiori

ai 10 MW che sono stati oggetto di transizioni negli anni

precedenti.

Si sta quindi assistendo ad un passaggio di proprietà degli

impianti e di concentrazione degli stessi in mano a società di

investimento che quindi svolgono il ruolo di “aggregatori”.

24

Ne consegue che il parco fotovoltaico italiano può uscire

rafforzato da questa transazione, infatti i grandi investitori hanno

le risorse e le conoscenze necessarie per ottimizzare le

prestazioni tecniche dei parchi: ridurre i costi e le inefficienze,

estendere la vita utile degli impianti, mantenere la loro

produttività elevata e investire in nuove tecnologie. Tutto ciò

porterebbe l’Italia in una posizione d’avanguardia rispetto ad altri

Paesi nel settore del fotovoltaico e nella sua gestione grazie al

know-how acquisito in questa fase che permetterebbe

un’internazionalizzazione delle aziende italiane, anche a causa

della contrazione del mercato interno.

1.4 Confronto internazionale

Figura 12. Confronto potenza installata a livello internazionale - Fonte: GSE, Rapporto statistico 2013,

solare fotovoltaico

25

Il grafico riporta i primi otto Paesi che, a livello mondiale, hanno

la maggiore potenza installata in impianti fotovoltaici alla fine del

2013. Il più grande parco impianti è quello tedesco con circa

35.700 MW installati, seguono quello cinese composto da circa

19.720 MW e quello italiano con 18.053 MW.

Si evidenzia il grande incremento annuo della Cina dove nel solo

2013 sono stati installati circa 12.920 MW che hanno portato alla

triplicazione della potenza complessiva.

Sono state anche considerevoli le variazioni annue che si sono

verificate in Giappone, circa 6.968 MW addizionali, e USA, circa

4.751 MW addizionali.

Infine nel Regno Unito nell’ultimo anno si è osservato un

raddoppio della potenza installata, con 1.546 MW in più rispetto

al 2012.

27

CAPITOLO 2

LE TECNOLOGIE UAV

2.1 Quadro normativo

2.1.1 Regolamenti internazionali

Con il termine UAV (Unmanned Aerial Vehicle) si intendono “i

mezzi aerei a pilotaggio remoto impiegati o destinati all’impiego

in operazioni specializzate o in attività scientifiche,

sperimentazione e ricerca”. Altri termini diffusi per designarli

sono RPA (Remotely Piloted Aircraf) o APR (Aeromobili a

Pilotaggio Remoto).

L’Autorità Internazionale che regola l’attività dei Sistemi APR,

abbreviato SAPR, è l’ICAO (International Civil Aviation

Organization) che ha emanato nel 2015 il Manuale sui SAPR (Doc

10019) a cui fanno riferimento gli altri Enti.

Esso si come pone obiettivo quello di regolamentare ed

armonizzare a livello mondiale l’utilizzo di questa nuova

tecnologia in ambito civile e commerciale, ponendo l’attenzione

sulla sicurezza e sull’efficienza dell’aviazione civile. Definisce

quindi le procedure per ottenere la certificazione di operatore e

le regole e le condizioni a cui deve sottostare, i rischi e come

ridurli al minimo, le specifiche delle comunicazioni ATC (Air

Traffic Control) e la configurazione del RPS (Remore Pilot

Station).

28

In ambito Europeo l’Ente delegato è l’EASA (European Aviation

Safety Agency) che ha contribuito tramite la Dichiarazione di

Riga a dettare i principi fondamentali della regolazione dei SAPR,

seguiti dalla stessa ICAO.

Nello specifico viene deciso che:

1- I droni necessitano di essere trattati come una nuova tipologia

di veicolo con regole proporzionate al rischio di ogni operazione.

Con questa regola si intende salvaguardare la salute delle

persone che possono essere colpite dal drone in caso di

incidente. Si sottolinea però che le regole devono essere semplici

e proporzionate al rischio, in modo da non creare una barriera

all’ingresso a nuovi attori.

2- Le regole europee necessarie ad uno sviluppo sicuro dei droni

devono essere sviluppate ora.

Requisito fondamentale è che le regole siano armonizzate a

livello globale, in modo da favorire gli investimenti privati e

facilitare il rispetto delle stesse da parte degli operatori.

3- Le tecnologie e gli standards devono essere sviluppati per una

piena integrazione dei droni nello spazio aereo europeo.

Per raggiungere questo obiettivo vengono richiesti adeguati

finanziamenti per le sviluppo di questa tecnologia.

4- L’opinione pubblica è la chiave dello sviluppo dei droni.

Spetta quindi al legislatore far rispettare i diritti fondamentali dei

cittadini, come la privacy e la protezione dei dati personali. Da

valutare inoltre aspetti come il rumore e i rischi alla sicurezza.

5- L’operatore del drone è responsabile del suo utilizzo.

29

È necessario quindi che ci sia sempre un proprietario o un

operatore identificabile, per rafforzare la responsabilità di ogni

addetto.

Infine in ambito nazionale l’Autorità competente è l’ENAC (Ente

Nazionale Aviazione Civile) che nel 2013 pubblica il primo

regolamento sui “Sistemi aerei a pilotaggio remoto”. Da allora il

regolamento è stato revisionato e aggiornato, fino alla seconda

edizione aggiornata il 21 dicembre 2015.

In particolare l’ENAC si occupa solamente dei “sistemi con mezzi

aerei di massa operativa al decollo non superiore a 150 kg”,

dividendo poi ulteriormente quelli con massa minore di 25 kg da

quelli uguali o maggiori di tale misura.

Nel regolamento vengono riprese ed approfondite le linee guida

pubblicate dall’ICAO, ovvero vengono definiti i SAPR e le

operazioni consentite, le diposizioni per il pilotaggio e le regole di

circolazione e utilizzo dello spazio aereo.

2.1.2 Regolamento nazionale

L’organizzazione che si occupa di regolamentare l’utilizzo di

aeromodelli e di SAPR in Italia è l’ENAC. Essa prevede che la

divisione normativa tra i due sia esclusivamente in base alle

finalità di utilizzo: infatti se il drone è utilizzato per scopi

ricreativi allora è un aeromodello, se invece ha funzioni diverse

è un SAPR.

La differenza normativa consiste che i piloti SAPR devono essere

maggiorenni, devono aver conseguito l’attestato di pilota, aver

30

superato la visita medica aeronautica e lavorare per operatori

certificati.

I SAPR quindi sono utilizzati per ‘operazioni specializzate’. Con

questo termine si intendono tutti quegli utilizzi del drone diversi

dal divertimento e dalle riprese private, ma svolti in ambito

professionale. I droni utilizzati con questo scopo sono quindi

equipaggiati con sensori professionali.

La principale divisione delle operazioni specializzate è in base al

rischio che queste operazioni comportano e alla possibilità di

danneggiare persone, costruzioni o infrastrutture sensibili. Se

l’area di volo risulta lontana da questi fattori allora si definisce

‘operazione non critica’, e da un punto di vista burocratico risulta

agevolata. Nel caso invece non siano rispettati questi parametri

l’operazione risulta ‘critica’ e necessita di autorizzazione da parte

dell’ENAC. In ogni caso il sorvolo di gruppi di persone è sempre

vietato.

Le operazioni non critiche sono tali se vengono svolte ad una

distanza maggiore di 50 metri rispetto a persone terze, di 150

metri rispetto ad aree urbane e a più di 5000 metri rispetto ad

aeroporti. Per svolgerle è sufficiente una dichiarazione da parte

dell’operatore sul sito ENAC in cui assicura le condizioni di

sicurezza del volo e i dati identificati del drone, che quindi deve

essere registrato. Inoltre deve valutare il rischio associato alle

operazioni e fare in modo di non entrare in uno scenario critico.

Le operazioni critiche sono invece tutte quelle che non rispettano

le condizioni prima elencate. Per poter operare in questo ambito

è necessaria l’autorizzazione di ENAC che valuta in base al

sistema nel suo complesso, ovvero considerando la tipologia di

drone, l’esperienza del pilota, la situazione urbana e le condizioni

31

di volo meteorologiche. Inoltre il pilota deve poter assicurare che

in caso di malfunzionamento del sistema di controllo o dei motori

il drone non precipiti ma abbia un mezzo di terminazione

autonomo del volo entro un’area prestabilita di sicurezza

denominata ‘buffer’.

Nel caso non si riesca ad ottenere l’autorizzazione per poter

lavorare in una zona critica c’è la possibilità di operare in una

condizione intermedia, detta di ‘scenario misto’, che tramite

accorgimenti particolari permette di utilizzare il drone quando

altrimenti non si potrebbe. Gli accorgimenti particolari sono,

come per le operazioni critiche, il mezzo di terminazione del volo

e la definizione di un’area buffer di sicurezza, inoltre bisogna

delimitare l’area interessata dall’operazione ed impedire a terzi di

potervi accedere. Questa ‘zona franca’ deve permettere la

partenza e l’atterraggio del velivolo considerando anche le

condizioni atmosferiche e tutti i fattori di rischio associati al volo.

Una limitazione a questa tipologia è che per ragioni di sicurezza

si è definito un limite di tempo al volo , pari a 10 minuti.

Per quanto riguarda invece le modalità di guida quelle permesse

sono tre tipologie: VLOS, EVLOS e BLOS. La prima, che significa

Visual Line of Sights, il pilota deve essere in grado di mantenere

il contatto visivo diretto con l’APR. Le distanze massime

consentite per le operazioni sono pari a 500 metri sul piano

orizzontale e 150 metri sul piano verticale. Eventuali modifiche

devono essere valutate ed approvate dall’ENAC. Il problema di

questa tipologia riguarda la difficoltà di applicazione in condizioni

ambientali dove sono presenti numerosi ostacoli come alberi,

muri o condizioni del terreno particolari. Per ovviare a ciò sono

state introdotte più recentemente le altre due modalità di guida.

32

EVLOS, abbreviazione di Ehnanced VLOS, si differisce dal

precedente in quanto il pilota può farsi aiutare da osservatori o

secondi pilota alla guida del drone quando lui non ha più una

visuale diretta. Le limitazioni operative di distanza sono uguali al

caso precedente.

Infine il BLOS, che sta per Beyond Line of Sight, permette di

utilizzare il drone oltre i limiti orizzontali e verticali consentiti

nelle due precedenti modalità, ma il SAPR deve consentire il

controllo anche durante la separazione e deve avere dispositivi

per evitare collisioni. Questi dispositivi, data la natura critica

della tipologia di volo, devono essere approvati dall’ENAC.

2.2 Situazione del mercato

Ad oggi i SAPR so

imprese e professionisti. I campi d’applicazione spaziano

dall’agricoltura, alla geomatica, alla fotografia e al trasporto di

piccole merci.

Figura 13. Distribuzione territoriale delle

Le aziende che utilizzano questo strumento sono principalmente

concentrate nel Nord Ovest, seguite da Nord Est e Centro. Il Sud

e le Isole hanno una percentuale ridotta.

Le attività più svolte da queste azi

con questa tecnologia e la produzione degli stessi.

La realizzazione della componentis

appannaggio di un numero ristretto di aziende.

33

Situazione del mercato

Ad oggi i SAPR sono uno strumento all’avanguardia di molte



. Distribuzione territoriale delle aziende che utilizzano SAPR – Fonte: Doxa, Osservatorio

sull’industria dei droni, 2015



e le Isole hanno una percentuale ridotta.

Le attività più svolte da queste aziende sono i servizi

con questa tecnologia e la produzione degli stessi.

La realizzazione della componentistica e relativa vendita invece è

appannaggio di un numero ristretto di aziende.

no uno strumento all’avanguardia di molte



Doxa, Osservatorio



ervizi effettuati

tica e relativa vendita invece è

Figura 14. Andamento fatturato delle aziende nel settore

Infine è da segnalare che la dimensione media delle aziende è

relativamente bassa: circa 7 addetti a fronte di 3 soci. Negli

ultimi anni queste aziende hanno investito molto nella ricerca e

nell’innovazione, infatti gli addetti laureati rappresentano circa il

50% del totale, di cui il 54% sono laureati in Ingegneria.

In questo periodo quindi si cerca di recuperare gli investimenti

iniziali, testimoniato dal fatto che il trend del fatturato aziendale

è in aumento, passando da una media di 620.000

di 700.000 €; da notare che la fascia comprensiva del fatturato

minore di 100.000 € si

Ciò è testimoniato dal fatto che le aziende prevedono di

aumentare la quota degli investimenti in comunicazione a scapito

di quella riguardante le attrezzature e gli impianti e la ricerca e

sviluppo, indice di una tecnologia considerata matura.

34

. Andamento fatturato delle aziende nel settore – Fonte: Doxa, Osservatorio sull’industria dei

droni, 2015



anni queste aziende hanno investito molto nella ricerca e




iziali, testimoniato dal fatto che il trend del fatturato aziendale

è in aumento, passando da una media di 620.000 € a una media

€; da notare che la fascia comprensiva del fatturato

€ si è sensibilmente ridotta.

ato dal fatto che le aziende prevedono di



sviluppo, indice di una tecnologia considerata matura.

Doxa, Osservatorio sull’industria dei



anni queste aziende hanno investito molto nella ricerca e




iziali, testimoniato dal fatto che il trend del fatturato aziendale

€ a una media

€; da notare che la fascia comprensiva del fatturato

ato dal fatto che le aziende prevedono di



Figura 15. Suddivisione degli investimenti nel settore

Nonostante quindi si stia assistendo ad una forte espansione di

questo mercato ci sono ancora limitazioni di carattere normati

mentre dal punto di vista tecnico gli alti costi dei droni

professionali con adeguate autonomie di volo e capacità di carico

possono rappresentare una barriera all’ingresso per molti

professionisti.

2.3 Classificazione dei UAV

Oltre alla suddivisione

divisione tecnica di tali dispositivi.

Basti pensare che in Italia il termine “drone” rimanda al

multicottero, negli USA si fa riferimento all’aeroplano robot ad

ala fissa, queste infatti sono le due tipologie in

suddividere il mondo degli UAV.

35

. Suddivisione degli investimenti nel settore – Fonte: Doxa, Osservatorio sull’industria dei droni,

2015


questo mercato ci sono ancora limitazioni di carattere normati




2.3 Classificazione dei UAV

Oltre alla suddivisione normativa dei UAV, si può effettuare una

divisione tecnica di tali dispositivi.



ala fissa, queste infatti sono le due tipologie in cui si può

suddividere il mondo degli UAV.

Doxa, Osservatorio sull’industria dei droni,


questo mercato ci sono ancora limitazioni di carattere normativo,




normativa dei UAV, si può effettuare una



cui si può

Per multicottero si intende un elicottero con almeno tre motori.

Da qui si sono sviluppate una grande varietà di configurazioni,

diverse per numero di motori e geometria del telaio. Quelle più

diffuse sono le segu

Figura 16. Tipologie di multicotteri

Si distinguono in:

- Quadricotteri, con quattro motori;

- Esacotteri, con sei motori;

- Ottocotteri, con otto motori.

Difficilmente si superano gli

dimensioni. Infatti di fronte a una maggiore stabilità ed a un

aumento del carico trasportabile dal drone stesso, aumenta

36




diffuse sono le seguenti:

. Tipologie di multicotteri – Fonte: Masali, Multicotteri e droni, 2015

Quadricotteri, con quattro motori;

Esacotteri, con sei motori;

Ottocotteri, con otto motori.

Difficilmente si superano gli 8 motori per ragioni di costi e






, 2015

8 motori per ragioni di costi e



37

anche la resistenza e cala l’efficienza. In base quindi alle

necessità si sceglie la configurazione più appropriata.

Tipo Motori Coassiali Pro Contro

I4 4 No Semplice ed

economico

Nessuna

ridondanza

X4 4 No Semplice ed

economico

Nessuna

ridondanza

I6 6 No Ridondanza

e carico

Ingombro e

costo

X6 6 No Ridondanza

e carico

Ingombro e

costo

Y6 6 Si Compatto e

stabile

Poco

efficiente

IY6 6 Si Compatto e

stabile

Poco

efficiente

I8 8 No Potenza Grande e

costoso

V8 8 No Potenza Grande e

costoso

X8 8 Si Alto carico e

potenza

Inefficiente

I componenti principali sono le eliche, i motori, l’Esc (Electronic

Speed Controller), le batterie e la centralina.

Le eliche sono fondamentali per ottimizzare le prestazioni. Gli

aspetti da considerare sono il diametro e il passo, dove per

diametro si intende il diametro del disco e per passo la sua

38

incidenza. Il primo influenza la quantità d’aria spostata, mentre il

secondo la velocità con cui ciò avviene. A seconda che si

preferisca aumentare la velocità del multicottero o invece si

preferisca puntare sulla potenza a favore del carico trasportabile

si sceglie il rapporto tra i due componenti, stando attenti ad ogni

modo a non far diventare l’elica inefficiente o a rischio di stallo.

I motori utilizzati adesso sono con la tecnologia ‘brushless’,

ovvero senza spazzole. Si tratta di una tipologia di motore

elettrico trifase dove la corrente circolante è gestita dall’Esc. I

requisiti dei motori sono tre: avere molta coppia, essere affidabili

ad avere una risposta rapida alle variazioni di rotazione imposte

dalla centralina di controllo. Infatti ogni elica ha il suo motore

che variando la velocità di giri rispetto agli altri permette il

funzionamento e la stabilità del velivolo.

L’Esc è un componente che va accoppiato ad ogni motore e la cui

funzione è far variare la velocità di rotazione. Visto l’importanza

di tale funzione, necessaria per cambiare direzione al drone per

tenerlo stabile in aria, è necessario che abbiano la maggior

prontezza di risposta possibile.

Le batterie hanno permesso di sostituire i motori a combustione

che si utilizzavano per i primi aeromodelli, con vantaggi in

termini di semplicità di utilizzo, sicurezza e affidabilità. La

tecnologia utilizzata è quella degli Ioni di Litio che rispetto alle

celle della prima generazione basate sulla tecnologia NiCd

permettono una maggiore densità di carica, quindi meno

ingombro, non hanno memoria di carica e presentano una

bassissima autoscarica.

39

La centralina è il cuore del multicottero. Si tratta di un

microprocessore che riceve i comandi del radiocomando e li

trasmette agli Esc e quindi ai motori. Inoltre, per rimanere

stabile il drone è equipaggiato con una serie di sensori, come

giroscopi, accelerometro, magnetometro e barometro che

aiutano il microprocessore a gestire il sistema.

Infine, da non sottovalutare, è da considerare l’ingombro e la

trasportabilità della macchina. Per migliorare questo aspetto

sono state concepite configurazioni con bracci pieghevoli e

strutture che possono essere assemblate in loco.

I vantaggi di questa tipologia di droni sono la praticità, infatti

può volare praticamente ovunque non necessitando di aree per il

decollo o l’atterraggio, e la stabilità del mezzo che consente di

ottenere ottime riprese e video. Infine un aspetto che ne ha

determinato il forte sviluppo è stata la semplicità dell’utilizzo e di

costruzione che hanno reso questa macchina accessibile a tutti.

I droni ad ala fissa invece sono aeroplani con un solo motore

comandati da un pilota remoto.

Per caratteristiche sono molto diversi dai multicotteri, e quindi

anche le applicazioni in cui vengono utilizzati. Infatti questi droni

hanno il vantaggio di essere più silenziosi, di poter volare più a

lungo e più velocemente; sono preferibili quindi per rilievi su

vaste aree.

40

Figura 17. Esempio di drone ad ala fissa – Fonte: Masali, Multicotteri e droni, 2015

2.4 Sistemi di controllo e pilotaggio

I droni sono pilotati principalmente tramite comando remoto o

joystick, che trasmette con una frequenza di 2,4 GHz. In questa

modalità, detta semi-automatica, spetta al pilota gestire la

partenza, l’atterraggio e che il volo avvenga nelle condizioni di

sicurezza. Un vantaggio è la presenza sul drone della sensoristica

a bordo che facilita la stabilità del velivolo anche in presenza di

imprevisti come vento ed ostacoli sul percorso.

Alternativa alla gestione semi-autonoma del drone è l’utilizzo di

sistemi di controllo che permettono di pianificare e controllare il

volo tramite sistemi software ed hardware. Sono disponibili

infatti progetti Open-Source personalizzabili in base alle esigenze

e necessità degli utilizzatori.

Figura 18. Esempio di programma per il controllo del APR

Questa modalità non esclude però la presenza del pilota, infatti

in caso di imprevisti sul percorso

automatico ed entrare in possesso dei comandi del drone tramite

joystick.

41

. Esempio di programma per il controllo del APR – Fonte: Masali, Multicotteri e droni


in caso di imprevisti sul percorso è possibile disattivare il volo


Multicotteri e droni, 2015


è possibile disattivare il volo


43

CAPITOLO 3

ISPEZIONE DI IMPIANTI

FOTOVOLTAICI

3.1 Sensori

3.1.1 Tipologia dei sensori

I sensori che si utilizzano unitamente al drone in questo ambito

sono le termocamere e le fotocamere digitali.

La termocamera è una particolare videocamera che opera nella

regione dell’infrarosso e permette di ottenere immagini o riprese

termografiche. A partire dalla radiazione rilevata si ottengono

quindi delle mappe di temperatura delle superfici esposte che si

possono analizzare.

Aspetto fondamentale da tenere in considerazione quando si

scelgono la termocamera e la fotocamera è la risoluzione

geometrica che determina la qualità delle immagini e quindi delle

informazioni da esse ottenibili.

Il range per la termocamera è:

- 4 x 4 pixel: adatto a sostituire un pirometro ottico;

- da 120 x 140 a 160 x 160 pixel: adatto a misure indicative

nella manutenzione predittiva;

- da 240 x 240 a 324 x 324 pixel: per manutenzione;

- da 500 x 500 e superiori: ad alta risoluzione.

44

Altra caratteristica è la minima sensibilità, ovvero la capacità di

distinguere la differenza di temperatura tra due punti adiacenti.

Infine la frequenza di acquisizione influisce sulla capacità di

misurare la temperatura di un oggetto quando questo o la

piattaforma è in movimento. Se lo strumento non ha una

frequenza sufficientemente elevata si ha una distorsione delle

misurazioni e quindi si verificano errori. Attualmente le

termocamere che trovano più riscontro applicativo sono quelle

con una frequenza da 60 Hz o maggiore.

Per l’utilizzo di ispezioni nel settore fotovoltaico le termocamere

devono avere caratteristiche adatte per contrastare le

problematiche di visualizzazione che presentano i pannelli. Infatti

i sensori utilizzati lavorano in un range di lunghezza d’onda

compreso tra 8 e 14 μm, dove però il vetro di rivestimento dei

pannelli non è trasparente. Per ovviare a questo problema è

richiesta una sensibilità minima inferiore a 0.08 K per

visualizzare le piccole differenze nell’immagine termica e riuscire

così a misurare la distribuzione di temperatura delle celle

sottostanti.

Altro aspetto da considerare quando si utilizza una termocamera

sul vetro è che questo ha una riflessione speculare, il che può

portare a rilevare sui pannelli una temperatura che appartiene a

oggetti che stanno attorno al pannello stesso, operatore

compreso. Si rileverebbero così falsi hotspots ed errate misure.

Per evitare quindi questi inconvenienti, bisogna evitare di

posizionarsi in modo perpendicolare al modulo che si ispeziona.

Un’angolazione come quella indicata in figura, compresa cioè tra

5-60° rispetto alla normale del modulo è consigliabile.

Figura 19. Corretto angolo di visualizzaz

Oltre i 60° è anch’essa una condizione da evitare in quanto

l’emissività crolla come valore e quindi aumenta quello della

riflettenza.

Figura 20. Andamento dell'emissività e della riflettanza del vetro

L’utilizzo della piattaforma UAV consente inoltre di analizzare

un’area vasta di impianto, area che aumenta all’aumentare

dell’altezza di volo.

all’analisi e per avere un’informazione rapida delle condizioni

dell’impianto nel suo complesso. Per fare ciò è necessaria

45

. Corretto angolo di visualizzazione della termocamera – Fonte: Elaborazione delle immagini

telerilevate, 2015



Andamento dell'emissività e della riflettanza del vetro - Fonte: Elaborazione delle immagini

telerilevate, 2015



dell’altezza di volo. Questo per diminuire il tempo necessario



: Elaborazione delle immagini



Elaborazione delle immagini



Questo per diminuire il tempo necessario



46

un’ottima risoluzione geometrica sia della fotocamera che della

termocamera.

Infine per individuare in sede di analisi le celle difettose o

rovinate è possibile affiancare ai sensori e alla piattaforma un

sistema GPS, in questo modo ad ogni foto si avrà un’indicazione

precisa della posizione del difetto, potendo così intervenire in

tempi rapidi. Il GPS inoltre fornisce indicazioni riguardo

l’altitudine del drone, informazione importante per determinare

quali difetti si possono rilevare ad una determinata altezza e per

non superare i limiti normativi; in secondo luogo permette di

avere una stima dell’area coperta dall’analisi.

Per effettuare un’analisi con una piattaforma UAV sono

preferibili, per la buona uscita delle rilevazioni, determinate

condizioni ambientali. Esse sono:

- cielo limpido e soleggiato, infatti le nuvole riducono

l’irraggiamento solare e producono interferenze tramite la

riflessione;

- assenza di vento, per un duplice motivo: in primo luogo il

vento renderebbe instabile la piattaforma causando

immagini di pessima qualità o causando la caduta della

piattaforma stessa, in secondo luogo lo strato di aria

causerebbe raffreddamento convettivo che ridurrebbe il

gradiente termico. In realtà è accettato un vento di

velocità massima pari a 3 m/s.

47

Inoltre è consigliabile effettuare tali rilevazioni al mattino presto

o pomeriggio tardi, quando la posizione del sole è più inclinata

rispetto a mezzogiorno, ciò per evitare riflessioni marcate.

3.2 Difetti dei moduli

I pannelli fotovoltaici durante il loro ciclo di vita sono soggetti a

molteplici stress ed intemperie che possono degradare i moduli

ed abbassare il rendimento. La radiazione solare e le elevate

temperature sono le principali cause di degrado, sebbene altri

fattori come vento, sale, sabbia possono indirettamente

influenzare ed aumentarne l’azione.

I difetti dei moduli sono molteplici, di seguito sono riportati i

principali:

- Ingiallimento e doratura: possono presentarsi nei moduli

soggetti ad aria calda, forte radiazione UV, umidità e per

una adesione non ottimale tra celle e vetro. Causano una

diminuzione del tensione in uscita alla cella.

- Corrosione: causata della combinazione tra umidità e gas,

può portare alla rottura meccanica dei componenti.

- Delaminazione: perdita di aderenza tra gli strati, ovvero

tra celle e vetro o tra contenitore polimerico e celle. Questo

difetto aumenta la riflessione e aumenta la possibilità di

penetrazioni d’acqua nei moduli.

- Bolle: simile alla delaminazione, ma in questo caso la

perdita di aderenza avviene solamente in alcune zone del

modulo a causa di reazioni chimiche. Di solito infatti questi

difetti si presentano nel retro del pannello e non sulla parte

superiore.

48

- Scolorimento vetro anti riflesso: il vetro è utilizzato per

massimizzare la quantità di luce solare che raggiunge il

modulo, ma la sua ossidazione peggiora le caratteristiche

di trasmissione e può portare alla delaminazione.

- Hot-spot: definito come area del modulo dove vengono

raggiunte temperature più elevate. Le sue cause più

comuni sono la mancata corrispondenza tra le celle,

l’ombreggiamento parziale, corto-circuiti e ogni errore di

interconnessione tra le celle stesse.

- Snail trail: si presenta come linee scure e sottili sui moduli,

è causato sia dalle condizioni ambientali sia dal processo di

produzione.

Oltre a questi ci sono una serie di problematiche che possono

intaccare il pannello:

- Diodo di by-pass: utilizzato per prevenire danni e

malfunzionamenti del modulo fotovoltaico, distacca la

stringa di connessione del pannello danneggiata per evitare

che questa assorbi energia invece di produrla.

- Sporcizia: polvere, neve, sabbia o deiezioni animali sono

un ostacolo al corretto funzionamento della cella causando

una diminuzione della potenza e della produzione.

- Frattura del vetro: violenti urti possono danneggiare la

copertura del vetro causando una significativa riduzione

della quantità di radiazione che viene trasmessa attraverso

di esso.

- Interconnessioni guaste: si possono verificare

problematiche ai cavi di connessione dell’impianto, causati

da corto circuiti o rotture meccaniche. Causano la perdita

di producibilità pari alla porzione di impianto distaccata e

49

degradano tale parte per effetto delle elevate temperature

a cui è sottoposta.

Saper riconoscere questi difetti in anticipo permette di compiere

le azioni necessarie volte a recuperare la produttività

dell’impianto ed evitare che simili problemi peggiorino

compromettendo ulteriormente i moduli.

3.3 Modalità di ispezione tradizionali

Per verificare lo stato generale dei moduli di un impianto

fotovoltaico ci sono diversi metodi di ispezione, di cui i più diffusi

sono quelli riportati di seguito.

- Ispezione visiva:

tipicamente è il primo metodo che si applica, permette di

riconoscere difetti come rotture, sporcizia, ingiallimento,

delaminazione e snail trails. Per verificare il grado di incidenza

che hanno questi difetti sulla produzione bisogna approfondire

con misurazioni che possono essere dei parametri elettrici o con

la termocamera.

- Misura dei parametri elettrici:

La cella fotovoltaica è assimilabile ad un generatore di corrente

in parallelo ad un diodo, rappresentato nella figura successiva:

Figura 21. Schema elettrico della cella fotovoltaica

Le resistenze che compaiono sono Rs e Rsh. Le prime

rappresentano le perdite ohmiche intrinseche dei materiali di cui

è formata la cella, le seconde invece sono perdite sulla corrente

foto generata che non raggiunge i terminali esterni del

causa di ricombinazioni.

La curva caratteristica della cella fotovoltaica risulta cosi:

Figura 22. Curva I_V della cella fotovoltaica

50

. Schema elettrico della cella fotovoltaica – Fonte: Produzione di potenza da fonti rinn

Polimi




foto generata che non raggiunge i terminali esterni del

causa di ricombinazioni.


. Curva I_V della cella fotovoltaica - Fonte: Produzione di potenza da fonti rinnovabili

Produzione di potenza da fonti rinnovabili,




foto generata che non raggiunge i terminali esterni della cella a


Produzione di potenza da fonti rinnovabili, Polimi

51

Dove per cella ideale si intende quella con le resistenze pari a

zero.

Per capire la qualità del modulo si è introdotto un parametro

denominato Fill Factor (FF) che è compreso tra 0 e 1, definito

come:

�� = �� ∗ �� ∗ ��

Dove:

Vmpp e Impp sono i valori di tensione e corrente rispettivamente

che si stabiliscono nel modulo fotovoltaico posto in condizioni di

massima potenza e misurate in condizioni STC (irraggiamento

pari a 1 kW/m2 e temperatura di celle pari a 25 °C).

Voc e Isc invece sono la tensione di circuito aperto e la corrente di

corto circuito del pannello.

Questi due valori non sono assoluti ma variano a seconda delle

condizioni ambientali, ovvero in base all’irraggiamento sul

pannello e alla temperatura di cella.

�� = ��

∗ ��, �� ∗ ( 1 + � ∗ � � − �, ��) �

� = �, �� ∗ ( 1 + � ∗ � � − �, ��) � + � ∗ ln( ��

)

Dove � e � sono i coefficienti di temperatura per la corrente di

corto circuito e per la tensione di circuito aperto. Infine la

temperatura della cella Tc dipende dalla temperatura ambiente e

dalla radiazione solare:

52

� = �� + !"� − �#$%&�#$%&

∗ �

Dove GNOCT e TNOCT sono 800 W/m2 e 25 °C.

I dati teorici sono forniti dall’azienda produttrice dei pannelli,

misurando quindi i valori effettivi e correggendoli a seconda delle

condizioni ambientali è possibile capire il grado di salute del

modulo e la sua efficienza.

- Analisi termografica:

Termocamere e camere ad infrarossi possono essere usate per

rilevare le zone più calde sulla superficie dei moduli, utile perché

queste zone indicano la presenza di difetti.

Nella tabella successiva vengono elencati alcuni esempi di guasti

e come appaiono in una immagine realizzata con una

termocamera:

Tipologia di guasto Esempio Immagine

Difetto di

produzione

Impurità ed

inclusioni di gas

Punto caldo o

punto freddo

Crepe in celle

Riscaldamento di

celle, forma

allungata

Danni

Crepe

Riscaldamento in

celle, forma

allungata

Crepe in celle

Una parte di una

cella appare più

calda

53

Ombreggiamento

parziale

Inquinamento

Punti caldi Escrementi di

uccelli

Umidità

Diodo di bypass - Conformazione a

‘Patchwork’

Interconnessioni

guaste

Modulo o serie di

moduli non

connessi

Un modulo o una

serie di moduli

consecutivi più

caldi

Ulteriori analisi e test han dimostrato che è possibile ricavare una

relazione tra l’incremento di temperatura e la riduzione di

potenza dei moduli per alcune tipologie di errori:

le celle con corto-circuiti hanno di solito una temperatura

superiore alle altre ci circa 1.2 ± 0.4 °C, Impp si riduce di un

fattore pari a 0.067 A/cella, Vmpp invece diminuisce di 0.14

V/cella. Facendo riferimento quindi alla curva caratteristica I-V

ciò corrisponde ad un aumento delle resistenze di serie e una

diminuzione della resistenza in parallelo. Come risultato la

diminuzione totale di potenza è pari a 2.84 W/cella.

Altro difetto analizzato sono le saldature difettose, queste

causano problemi come mancate giunzioni tra celle e

deformazione dei bordi. In questo caso la differenza di

temperatura arriva fino a 12.5 ± 3.6 °C , conseguentemente la

perdita di potenza risulta pari a 6.0 W/cella.

Con il diodo di by-pass la temperatura delle celle non collegate al

resto del pannello si innalza di circa 4 ± 2 °C, ma in questo caso

la perdita di potenza è indipendente dal surriscaldamento, infatti

la stringa by-passa

con conseguente perdita di potenza proporzionale alla

dimensione della stringa.

I difetti più riscontrati però sono state le microfratture delle

celle; a seconda del numero di celle coinvolte e della dimensi

dei frammenti la differenze di temperatura con le celle sane può

variare molto, da un minimo di 2.5 °C a oltre 45 °C con seri

rischi per il pannello. L’impatto sulla potenza aumenta

proporzionalmente con la dimensione dei frammenti.

Da un confronto de

misurando i valori elettrici e analizzando con la termocamera gli

stessi pannelli fotovoltaici, è risultato che è possibile determinare

il grado di perdita di potenza per i moduli che sono affetti dagli

errori più rilevanti, come mostrato in figura:

Figura 23. Confronto dei pannelli difettosi rilevati con termocamera e in laboratorio

D. Schlegel, C. Vodermayer, M. Niess

54

passata non contribuisce alla tensione del pannello


dimensione della stringa.


celle; a seconda del numero di celle coinvolte e della dimensi




proporzionalmente con la dimensione dei frammenti.

Da un confronto delle metodologie di ispezione, ovvero




anti, come mostrato in figura:

. Confronto dei pannelli difettosi rilevati con termocamera e in laboratorio – Fonte:

D. Schlegel, C. Vodermayer, M. Niess, Quality control of PV-Modules in the field using infrared

ta non contribuisce alla tensione del pannello



celle; a seconda del numero di celle coinvolte e della dimensione




lle metodologie di ispezione, ovvero




Fonte: C. Buerhop,

infrared-thermography

55

Vantaggio dell’ispezione con la termocamera consiste che non è

necessario spegnere l’impianto o parte di esso per analizzare i

dati, permettendo così la continuità della produzione e la

riduzione del numero di fermi impianto.

Risulta utile, al fine di determinare con maggiore esattezza i

difetti presenti, un confronto tra l’ispezione visiva e l’ispezione

con la termocamera.

3.4 Analisi dei dati

3.4.1 Immagini ottenute con SAPR

Nei pannelli fotovoltaici le parti che risultano più calde rispetto

alle altre sono facilmente riconoscibili grazie alle termocamere,

come precedentemente descritto, e le differenze sono più

marcate a seconda della risoluzione di quest’ultime e della

distanza di visualizzazione.

I difetti presenti sui moduli differiscono per forma e posizione,

confrontando le immagini ottenute nell’infrarosso con le

immagini nel visibile è possibile riconoscerli e determinarli.

Nel seguito sono riportati alcuni esempi di difetti rilevati grazie

ad immagini ottenute con l’ausilio di SAPR, sulla quale sono state

installate una termocamera e una videocamera:

56

- Corrosione e ossidazione della cella:

Visibile

Infrarosso

Figura 24. Corrosione e ossidazione della cella nel visibile e nell'IR – Fonte: Politecnico di Milano,

Dipartimento di Energia

L’immagine nel visibile permette un riconoscimento preciso della

natura del problema, in quanto la cella presenta una colorazione

differente rispetto alle altre presenti sul modulo. L’immagine

ottenuta nel campo dell’infrarosso permette di osservare una

temperatura anomala in quella cella, e quindi rilevare il difetto.

- Diodo di By-pass:

Visibile

Infrarosso

Figura 25. Diodo di by-pass difettoso nel visibile e nell'IR - Fonte: Politecnico di Milano, Dipartimento di

Energia

In questo caso la fotografia ottenuta nel visibile non riporta alcun

difetto, in quanto il diodo di by-pass è un collegamento elettrico

che si interrompe. Solamente con la termocamera è possibile

57

notare che un’intera stringa ha una temperatura anomala,

causata dal surriscaldamento delle celle isolate dal resto del

modulo.

- Sporcizia:

Visibile

Infrarosso

Figura 26. Sporcizia del modulo nel visibile e nell'IR - Fonte: Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia

La sporcizia è uno dei difetti più comuni e allo stesso tempo più

facili da risolvere. Facilmente individuabile nel visibile, in base

alla causa assume forme e dimensioni diverse, pertanto anche

con la termocamera si può riconoscere a causa dei contorni

irregolari e delle basse differenze di temperatura.

- Snail trail:

Visibile Infrarosso

Figura 27. Snail trail nel visbile e nell'IR - Fonte: Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia

Le snail trail sono un difetto che difficilmente viene notato solo

con un’ispezione visiva, in quanto la differenza di colore e le

dimensioni delle strisce sono piccole. La termocamera in questo

58

caso permette di rilevare una temperatura che si discosta

fortemente dal resto del modulo, quindi un’analisi visiva

consecutiva più approfondita porta alla determinazione della

natura del difetto.

- Hot spots:

Visibile

Infrarosso

Figura 28. Hot spots nel visibile e nell'IR - Fonte: Politecnico di Milano, Dipartimento di Energia

Gli hot-spots sono anch’essi rilevabili principalmente con la

termocamera.

3.4.2 Errori di misurazione

Errori di misurazione sorgono principalmente per un errato

posizionamento della termocamera e per condizioni non ottimali

dell’ambiente circostante.

I tipici errori di misura sono causati da:

- errato angolo di visuale,

- cambiamento delle condizioni di irraggiamento nel tempo,

- riflessioni dell’ambiente circostante,

- ombreggiamento parziale.

Figura 29. Effetto ottenuto da

In questa immagine ad esempio sono presenti grandi aree con

temperature maggiori rispetto agli altri moduli, facendo

presupporre la presenza di difetti. In realtà l’angolo di visuale è

errato non trattandosi di una immagine perpendicolare ai

pannelli. Inoltre questa immagine da sola non permette di capire

la causa, in quanto potrebbe essere anche un ombreggiamento

parziale dovuto alle nu

edificio nelle vicinanze oppure al riflesso del sole. Per capire ciò

servirebbe una immagine nel visibile, quindi andrebbe condotta

una ‘ricerca combinata’.

Figura 30. Effetto nelle immagini

59

. Effetto ottenuto da errato angolo di visuale – Fonte: Elaborazione delle immagini



esenza di difetti. In realtà l’angolo di visuale è




parziale dovuto alle nubi o alla presenza di qualche albero o



una ‘ricerca combinata’.

. Effetto nelle immagini di parziale ombreggiamento - Fonte: Elaborazione delle immagini

telerilevate

Elaborazione delle immagini telerilevate



esenza di difetti. In realtà l’angolo di visuale è




bi o alla presenza di qualche albero o



Elaborazione delle immagini

60

In questo caso nell’immagine all’infrarosso risulta esserci una

zona con distribuzione di temperatura differente, indice di un

possibile difetto presente nel modulo. Analizzando

congiuntamente l’immagine della termocamera con quella

ottenuta nel visibile è possibile rendersi conto che ciò è solo la

conseguenza dell’ombreggiamento parziale di un modulo, e

quindi non serve nessun intervento di correzione.

3.4.3 Analisi succesive

Le immagini raccolte possono essere analizzate in tempo reale, a

posteriori o essere elaborate attraverso un software.

Nei primi due casi si tratta di procedimenti che fanno completo

affidamento al tecnico e alla sua esperienza, con tempi di analisi

proporzionali alla dimensione dei parchi fotovoltaici. L’analisi

delle immagini in tempo reale permette l’individuazione dei

moduli difettosi e il loro rapido riconoscimento, infatti basta

seguire il drone per localizzare l’area di analisi. Ciò non sempre è

possibile da svolgere in quanto per impianti particolarmente

estesi richiederebbe tempi di analisi troppo lunghi per

l’autonomia del drone. A seconda dei casi si preferisce quindi

effettuare una registrazione completa dell’impianto effettuando

poi a posteriori l’analisi dei dati. L’aspetto negativo di questa

soluzione consiste che data la quantità di dati da gestire risulta

complessa.

Per svincolarsi dalla necessità di fare completo affidamento ad un

tecnico specializzato e per poter gestire al meglio i dati raccolti si

può utilizzare un software specifico.

L’utilizzo di un programma di elaborazione dati permette infatti

di avere in tempi brevi le informazioni riguardo lo stato generale

dell’impianto, della quantità di moduli difettosi e della loro

localizzazione. Tutto ciò poi porterebbe allo studio delle azioni di

manutenzione da eseguire, in base anche a specifiche valutazioni

sui pannelli difettosi riconosciuti.

Le immagini raccolte sono in formato digitale, ovvero si basano

sulla sintesi additiva dei tre col

Ogni pixel dello schermo presenta tre elementi foto emittenti,

uno per colore. Modulando la loro intensità di emissione è

possibile rappresentare qualunque colore.

Figura 31. Principio di funzionamento del pixel

Il primo procedimento del programma quindi consiste nel

trasformare le immagini in una scala di grigi, in modo che vari

soltanto l’intensità.

Questa, nella rappresentazione a 8 bit,

compreso tra 0 e 255, dove con il primo valore si rappresenta il

nero e con l’ultimo il bianco. Ogni immagine quindi si può

considerare come una matrice di valori ed a essa applicare

tecniche di filtraggio e analisi.

Filtrare le immagini serve per eliminare gli effetti di fondo, che

possono essere causati da sabbia o sporcizia, e a risaltare il

61




e. Tutto ciò poi porterebbe allo studio delle azioni di


sui pannelli difettosi riconosciuti.


sulla sintesi additiva dei tre colori primari rosso, verde e blu.



possibile rappresentare qualunque colore.

funzionamento del pixel - Fonte: Elaborazione delle immagini



Questa, nella rappresentazione a 8 bit, può variare in un range




tecniche di filtraggio e analisi.

magini serve per eliminare gli effetti di fondo, che





e. Tutto ciò poi porterebbe allo studio delle azioni di



ori primari rosso, verde e blu.



Elaborazione delle immagini telerilevate



può variare in un range




magini serve per eliminare gli effetti di fondo, che


62

contrasto tra i bordi. Ciò per avere immagini più nitide e per

riuscire a riconoscere il numero di pannelli analizzati.

Successivamente si procede a separare le zone calde dalle zone

fredde, in particolare con un algoritmo che analizza la

distribuzione della luminosità si assegna ad ogni pixel un valore

pari a 1 se caldo o 0 se freddo.

Con le immagini ottenute si riesce pertanto a ricavare un indice

in relazione allo stato di degrado del campo fotovoltaico:

%Degradazione = (Area_Bianca / Area_Totale )* 100

Considerando che su un modulo possono essere presenti falsi

errori dovuti ad esempio a riflessi o a zone normalmente più

calde, come l’attacco delle scatole di giunzione, si assegna una

valore minimo tollerabile di %Degradazione. Dopo opportuni test

si è assunto questo valore pari al 3%. Per valori compresi tra il 3

e il 5% il modulo è classificabile come “sotto controllo”, mentre

per valori superiori sono consigliabili ulteriori analisi sulle cause.

Un approccio differente di analisi rispetto al metodo binario è

l’analisi con l’operatore di Laplace; anch’esso permette la

separazione tra zone calde e zone fredde, in più mantiene visibili

i bordi tra le celle, informazione utile ai fini di localizzazione del

modulo.

Figura 32. Post-elaborazione di tre moduli fotovoltaici

Innovative Automated Control

Le immagini rappresentano le fasi di analisi di tre differenti

moduli nei quali il modulo centrale è disconnesso. La prima è

l’immagine originale ricavata con la termocamera, dove risaltano

i componenti più caldi. La seconda è in scala di grigi, necessaria

per passare alla terza e alla quarta immagine che sono il risultato

del metodo binario e dell’analisi di Laplace rispettivamente. Da

notare che anche nei moduli sani sono presenti punti caldi dovuti

alla presenza delle scatole di giunzione, facilmente ric

per la posizione e la dimensione. In questo caso l’analisi ha dato

un risultato di area con degradazione pari al 27.8%.

Uno sviluppo futuro per la programmazione di software atti

all’analisi di impianti fotovoltaici sarebbe la creazione di ‘mo

ottenuti con l’affiancamento delle immagini digitali in modo da

produrre una singola immagine che le comprenda tutte, in modo

da avere una più chiara percezione dello stato dell’impianto nel

suo complesso. Tecniche simili sono già utilizzate in amb

63

elaborazione di tre moduli fotovoltaici - Fonte: M. Aghaei, F. Grimaccia, C. Gonano, S. Leva,

Innovative Automated Control System for PV Fields Inspection and Remote Control








alla presenza delle scatole di giunzione, facilmente ric


un risultato di area con degradazione pari al 27.8%.


all’analisi di impianti fotovoltaici sarebbe la creazione di ‘mo




suo complesso. Tecniche simili sono già utilizzate in amb

M. Aghaei, F. Grimaccia, C. Gonano, S. Leva,

System for PV Fields Inspection and Remote Control








alla presenza delle scatole di giunzione, facilmente riconoscibili



all’analisi di impianti fotovoltaici sarebbe la creazione di ‘mosaici’




suo complesso. Tecniche simili sono già utilizzate in ambito del

64

telerilevamento. Naturalmente questa analisi sarebbe da fare

confrontando le immagini sia nel visibile che nell’infrarosso.

Questa tipologia di analisi permetterebbe di tenere

costantemente monitorato l’impianto e la sua evoluzione, in

modo da prevedere ed avere un supporto decisionale ulteriore su

cui basare la gestione dello stesso per ottimizzare il ritorno

d’investimento.

65

CAPITOLO 4

ANALISI ASSET MANAGEMENT

COMPANIES

4.1 Definizione e classificazione

“Per Asset si intende un articolo, una cosa o entità che ha valore

potenziale o attuale in una organizzazione”.

L’Asset Management quindi sono “le attività coordinate di una

organizzazione per ottenere valore da un asset”.

Le aziende possono gestire in modo autonomo le risorse a loro

disposizione attraverso figure specifiche che si occupino della

manutenzione degli impianti, cercando di ottenere il miglior

bilanciamento possibile tra costi, rischio e performance. Per

ottenere ciò però è necessaria una sinergia tra competenze

differenti tra loro, infatti bisogna considerare sia aspetti

finanziari, sia economici, sia ingegneristici, sia specifici alla

natura dell’asset. Per ovviare a questo problema le aziende

possono terziarizzare i servizi di gestione e manutenzione a

imprese esterne. Oltre ai motivi appena riportati, ovvero la

mancanza di competenze interne, altre cause di questo

fenomeno sono la ricerca di competenze solide e strutturate che

permettano quindi la gestione ottimale dell’asset.

66

A seconda del campo di applicazione, si può dividere in:

- Asset Management finanziario: il più comune, si riferisce

agli investimenti nel settore della finanza, dove società

gestiscono grandi fondi di investimento per conto di

investitori, che possono essere istituzioni, aziende o piccoli

risparmiatori. L’obiettivo della compagnia che gestisce i

fondi consiste nel massimizzare i ricavi e ridurre al minimo

i rischi per gli investitori. Le competenze richieste in questo

ambito sono di natura principalmente finanziaria.

- Assert Management dell’industria: la società ha l’obiettivo

di provvedere al mantenimento di un livello di servizio

adeguato al minor costo possibile. Spesso si occupa

dell’intero ciclo di vita: il progetto, la costruzione, la

gestione, il mantenimento, le modifiche e il fine vita

dell’intera infrastruttura. Spesso è collegato agli asset

produttivi di aziende, dove una gestione non ottimale dei

propri impianti causerebbe perdite e mancanza di

competitività, tipicamente infatti grandi produttori non

terziarizzano queste attività. Le competenze sono quindi di

natura principalmente ingegneristica.

- Asset Management misti: di questo campo fanno parte le

società che offrono al contempo servizi di natura

finanziaria che di natura ingegneristica, permettono quindi

una gestione completa dell’asset. Questa tipologia ha avuto

un incremento notevole negli ultimi anni con la rapida

diffusione delle rinnovabili: infatti in questo campo c’è la

necessità sia di gestire un asset di natura fisica, gli

impianti di produzione, che di un asset di natura anche

finanziaria, l’energia.

67

L’evoluzione del concetto di Asset Management nell’industria

infatti è strettamente collegato al mondo dell’energia.

Esso ha origine nel settore Oil & Gas alla fine degli anni ’80,

quando con la crisi del prezzo del petrolio e l’esplosione della

piattaforma petrolifera Piper Alpha nel 1988, divenne

fondamentale la corretta gestione del rischio e dell’integrità degli

asset. La British Petroleum creò quindi nel 1994 il Mature Assets

Team a cui venne affidato il compito di migliorare il valore degli

asset lungo tutto il ciclo di vita. Un anno più tardi un’altra

compagnia petrolifera, la Shell, definì l’Asset Management

business model in cui stabiliva una policy di gestione degli

impianti e affidava a degli “asset holder” piena libertà

decisionale.

Altro settore in cui si è sviluppato negli anni è quello delle

infrastrutture, in particolare nelle reti. Nel 1988 in Australia,

nello stato del New South Wales, venne proclamato il primo

piano nel settore pubblico di Asset Management nel campo delle

rete idrauliche. Quattro anni più tardi, sempre in Australia, venne

pubblicato l’International Infrastructure Management Manual

(NAMS) che proponeva le linee guida per una miglior gestione

delle infrastrutture. Nel Regno Unito seguirono l’esempio e nel

2004 venne pubblicato il regolamento “Optimized management

of physical assets” dal Institute of Asset Management, che nel

2007 fu imposta come requisito di conformità nelle reti gas ed

elettricità in tutto il Paese.

Nel 2014 infine è stata pubblicata a livello internazionale la

norma tecnica ISO5500x, che punta a definire le migliori pratiche

di gestione nei diversi settori industriali a livello globale.

68

4.2 Renewable Asset Management Company

4.2.1 Servizi

Queste società, abbreviate in RAMC, gestiscono per conto terzi

impianti rinnovabili curando gli aspetti tecnici, amministrativi e

finanziari. Principalmente, dato il forte sviluppo conseguente agli

incentivi, la grande maggioranza di questi impianti sono

fotovoltaici.

Negli aspetti tecnici figurano tutte quelle attività che si occupano

della gestione fisica dell’impianto, le cui principali sono:

- Controllo attività di manutenzione: le società di Asset

Management non operano sull’impianto con interventi

diretti ma verificano e guidano una società di Operation &

Maintenance secondo contratti che analizzeremo in

seguito.

- Verifica produttività dell’impianto: i fermi impianto dovuti a

guasti, funzionamenti anomali o degrado dei moduli

comportano meno produzione, che si traduce in ricavi

minori rispetto a quelli teorici. È necessario quindi un

costante monitoraggio delle condizioni atmosferiche ed

elettriche per capire le cause ed agire di conseguenza.

- Adeguamento della sicurezza: la normativa in materia è in

costante aggiornamento; trattasi di impianti per la

produzione elettrica richiedono che siano soddisfatti

specifici standard di isolamento e protezione al fine di

evitare possibili incidenti.

- Gestione della sorveglianza: strettamente legato al tema

della sicurezza, serve a evitare intrusioni negli impianti,

frequenti infatti sono i furti di moduli.

69

- Studio di miglioramenti e modifiche da applicare

all’impianto: interventi di revamping o di re-engineering

che mirano ad incrementare la produzione o a ridurre i

costi di esercizio.

Per quanto riguarda le attività di gestione amministrativa e

finanziaria, esse comprendono:

- Gestione delle relazioni con gli enti coinvolti nel settore:

GSE, Agenzia delle Dogane, Gestore di Rete,

amministrazioni e proprietari dei terreni.

- Gestione finanziaria e fiscale: fatturazione GSE, gestione

bilanci, calcolo tassazione, report finanziario agli

investitori.

Oltre agli aspetti sopra citati, grazie alla multidisciplinarità di

cui dispongono offrono servizi di consulenza per gli operatori del

mercato, proprietari o acquirenti.

4.2.2 Attori coinvolti e tipologie di contratti

Gli attori coinvolti in questo settore sono gli investitori e

proprietari degli impianti, le RAMC e le società di O&M.

Come spiegato nella parte riguardante la situazione attuale del

fotovoltaico in Italia, si sta passando da una realtà frammentata

di molti proprietari e piccoli investitori ad una dove pochi e

grandi fondi di investimento tendono ad acquisire quote di

mercato importanti in questo settore strategico per il Paese,

puntando quindi sulla massimizzazione del profitto e sulla

gestione ottimale degli assets.

Per l’acquisizione degli impianti e la valutazione del loro valore si

affidano quindi alle RAMC che tramite le competenze di cui

dispongono riescono a fornire una valutazione terza ed obiettiva

dello stato complessivo del sistema e delle eventuali modifiche

da applicare al campo fotovoltaico. Per la manutenzione si

affidano a società di O&M il cui operato viene controllato dalla

RAMC, a cui viene assegnata anche la gestione amministrativo

finanziaria.

Spesso le società di O&M sono le stesse che hanno costruito

l’impianto e che quindi vantando una conoscenza completa dello

stesso poi ne gestiscono anche la manutenzione.

Il primo contratto quindi si stipula tra investitore e la società

vincitrice dell’appalto di costruzione, contratto denominato EPC

(engineering, procurement, construction) o EPCC (engineering,

procurement, construction, commissioning). L’investitore ne è i

Committente mentre la società è il General Contractor. Questa

poi può decidere se eseguire integralmente il lavoro con il

Management Company

70



scono a fornire una valutazione terza ed obiettiva




assegnata anche la gestione amministrativo



stesso poi ne gestiscono anche la manutenzione.

Figura 33. Attori coinvolti – Fonte: autore




procurement, construction, commissioning). L’investitore ne è i



Proprietario

Società di O&M

Asset Management

Company



scono a fornire una valutazione terza ed obiettiva




assegnata anche la gestione amministrativo –






procurement, construction, commissioning). L’investitore ne è il



71

proprio personale, subappaltarne in parte la costruzione o

subappaltare tutte le fasi gestendo solo il coordinamento.

A seconda quindi della scelta ci sono differenti schemi

contrattuali:

- Il Contraente Generale è una società di gestione, che ha

capacità finanziarie, di coordinamento, programmazione e

controllo; essa assume pertanto piena responsabilità nei

confronti della Committente, e gestisce il progetto

delegandone l’esecuzione a diversi contrattori per

l’ingegneria, l’approvvigionamento e la costruzione; in

questo caso il Contraente Generale sta di fatto abdicando

dalle funzioni di Contraente Generale e diventando una

sorta di Mandataria.

- Il Contraente Generale è una società d’ingegneria, che ha

capacità di gestione e di ingegneria ma non di costruzione;

essa assume piena responsabilità nei confronti della

Committente, gestisce il progetto, esegue direttamente

l’ingegneria e l’approvvigionamento ed affida ad un

contrattore specializzato la costruzione.

- Il Contraente Generale è una società di costruzione che

esegue direttamente la costruzione ed affida a terzi

l’ingegneria ed il coordinamento degli approvvigionamenti;

questo schema è spesso debole per quanto riguarda la

gestione.

- Il Contraente Generale è una vera e propria Impresa

Generale di ingegneria e costruzione, che esegue

direttamente la maggior parte del progetto; in questo

schema l’Impresa Generale è costituita da un gruppo di

società che appaltano o subappaltano parte dei lavori a

società dello stesso gruppo.

72

Il Committente ha comunque l’obbligo di Vigilanza tecnica ed

economica su tutti gli aspetti tecnici, economici e finanziari. Il

Contraente Generale, da parte sua, assume in pieno la gestione

di tutti gli aspetti:

- tecnici, in quanto riceve solo un progetto di massima ed

esegue tutte le fasi esecutiva a partire dall’ingegneria;

- economici, in quanto è normalmente vincolato da un

contratto a prezzo fisso ed invariabili e tutti i relativi rischi

sono a suo carico;

- finanziari, essendo direttamente responsabile di sostenere

tutti i pagamenti necessari per portare a termine il

progetto, indipendentemente dai pagamenti che esso

stesso riceve dalla committente e che, in taluni casi, sono

limitati ad un acconto ed al saldo alla consegna.

In alcuni casi inoltre il Committente e il Contraente Generale

appartengono allo stesso gruppo di società per cui l’appalto

avviene all’interno dello stesso, con l’obiettivo di vendere poi

l’impianto ad un investitore.

Nel contratto viene poi stipulata la Produzione Minima Garantita

(PMG) dell’impianto per i primi due anni, detti di garanzia,

determinata secondo la seguente formula:

'(� = ') ∗ '* ∗ +* ∗ [( 1 − - ∗ . )]�

Dove:

PR = Performance Ratio minimo concordato tra le parti;

Pn = Potenza nominale di picco dell’impianto (in kW) in condizioni

standard (irraggiamento pari a 1000 W/m2, temperatura pari a

25 °C);

73

Hn = radiazione totale cumulata misurata sul piano pannelli nel

periodo considerato (in kWh/m2). Tale valore sarà calcolato

acquisendo i dati di irraggiamento ogni 15 minuti ed integrando

tali valori sul periodo;

k = fattore di degradazione annuo pari a 0,5%;

n = anno di funzionamento preso in considerazione;

G0 = valore di irraggiamento standard, pari a 1 kW/m2.

Nel caso la produzione (En) sia minore alla PMG, l’appaltatore

deve versare al committente una penale (D2) pari a:

01 = ('(� − 2*) ∗ (� + �)

Dove:

T = tariffa incentivante ottenuta dal GSE;

V = prezzo minimo garantito per la vendita di energia.

I servizi di manutenzione per il periodo successivo a quello di

garanzia sono poi regolati tramite i contratti di O&M (Operation &

Maintenance). Spesso i committenti, ovvero le società di

manutenzione, sono le stesse che hanno costruito l’impianto che

si prestano poi a continuare il servizio avendo il vantaggio di

conoscerlo già.

I vari servizi che l’Impresa offre al Cliente sono:

- Monitoraggio a distanza e Pronto Intervento;

- Manutenzione ordinaria programmata e straordinaria;

- Interventi di ripristino in caso di malfunzionamenti i guasti.

Il monitoraggio comprende molteplici aspetti: in primo luogo la

ricezione dei dati e degli allarmi generati dall’impianto, di cui

l’impresa deve valutare le possibili cause; in secondo luogo deve

74

rendere disponibile al cliente l’accesso al sistema di

monitoraggio. Nel caso si verifichino disservizi l’impresa deve

recarsi all’impianto entro 24 ore e inviare al cliente la

documentazione relativa al guasto.

Questa parte rappresenta uno dei maggiori problemi di gestione

dell’impianto, in quanto non è definito nel contratto uno standard

per l’installazione dei dispositivi e quindi possono capitare

disservizi del sistema di monitoraggio. Infatti le garanzie

riguardano principalmente i dati tecnici di impianto e la sua

producibilità.

La manutenzione ordinaria deve essere effettuata ogni tre mesi e

consiste in un’ispezione dell’impianto dove deve essere

certificato il regolare funzionamento dello stesso e dei dispositivi

principali. Per evitare di perdere produttività è necessario

limitare i periodi di fermo impianto, operando durante le ore

notturne o soggette a basso irraggiamento. Anche in questo caso

alla fine di ogni intervento bisogna redigere un rapporto da

inviare al cliente riguardante tutti gli interventi compiuti.

Gli interventi di manutenzione straordinaria invece sono quelli

più invasivi per l’impianto, come riparazione o sostituzione di

parti soggette a furti o atti vandalici o modifiche e aggiunte di

componenti. Tali interventi devono essere concordati dalle parti

di volta in volta.

In caso di guasto l’azienda deve intervenire entro 48 ore dalla

segnalazione, in caso contrario subirà delle penali di tipo

economico.

75

Gli obiettivi dell’Impresa di manutenzione sono di tipo

quantitativo, ovvero deve mantenere l’impianto sopra un

determinato livello di disponibilità e di coefficiente di prestazione

(Performance Ratio o PR), in caso contrario sono previste

sanzioni.

La disponibilità di sistema viene definita a priori tra le parti, ad

ogni modo un valore indicativo è 99.0%. Essa è calcolata ogni

anno con la seguente formula:

'� 03456.373839à = ( ��; < + ��; 1 + … + ��; * ) �;

Dove:

Astr1 = disponibilità della stringa 1;

Astr2 = disponibilità della stringa 2;

Astrn = disponibilità della stringa ‘n’;

Nstr = numero di stringhe.

La disponibilità della stringa invece viene calcolata con:

��; < = � − !� − "

Dove:

T = ore in cui c’è sufficiente luce per produrre, lato inverter;

O = ore totali di guasto della stringa 1;

C = ore totali di fermo della stringa 1 per cause non imputabili a

malfunzionamenti.

Il PR invece è calcolato mensilmente e verificato annualmente.

Anche in questo caso il valore da rispettare è deciso a priori tra il

Cliente e l’Impresa e varia di anno in anno per tener conto del

progressivo degrado dei pannelli fotovoltaici.

In particolare viene definito un PRreale e un PRideale.

76

Il primo viene calcolato sulla base di dati misurati con la

seguente formula:

') ��>� = 2 ��>� ∗ �?'� ∗ ��@�

Dove:

Imis = radiazione solare globale misurata sul piano inclinato dalla

cella campione nel periodo di riferimento, espressa in kWh/m2;

Ereale = energia misurata UTF;

Pp = potenza di picco nominale dell’impianto, in kWp;

G0 = irraggiamento in condizioni STC (Standard Condition, pari a

1 kW/m2).

Il secondo è basato su indici teorici:

')@A��>�(B..CB8D). = � 1 − . ∗ ∝A�� ∗ �A�� ∗ ')A��

Dove:

n = anno di vita dell’impianto;

αdef = degradazione annuale;

βdef = disponibilità dell’impianto;

PRdef = performance ratio definito a priori in base alle

caratteristiche dell’impianto.

Nel caso il PRreale risulti inferiore a quello teorico l’Impresa è

tenuta a pagare una penale calcolata con la seguente formula:

'D.B8D = F')@A��>�') ��>�

− 1 G ∗ 2 ��>� ∗ ( �� + '(2 )

Dove:

TI = tariffa incentivo, in €/kWh;

PME = prezzo medio energia, in €/kWh.

77

L’ultima tipologia di contratto regola i rapporti tra investitore e

RAMC e viene denominato Asset Management Services

Agreement.

La società di Asset Management gestisce quindi gli aspetti

tecnici, amministrativi e finanziari per conto del proprietario

dell’impianto, supervisionando anche l’operato della società di

manutenzione; a tal fine sono previste visite periodiche agli

impianti per verificare l’operatività degli stessi e degli eventuali

interventi da compiere. Inoltre per avere dati affidabili ed

indipendenti spesso sono utilizzati sistemi di monitoraggio

autonomi e differenti rispetto a quelli della società di O&M, in

caso di fermi impianto o malfunzionamento deve intervenire e

contattare l’azienda di manutenzione per verificare e risolvere i

problemi.

Altro compito della RAMC consiste nel tenere costantemente

aggiornato il Cliente della situazione dell’impianto mediante un

report mensile riportante:

- Analisi della Performance tecnica, riportando i dati e

motivando i risultati ottenuti; in particolare vengono

indicati i dati di produzione di energia, l’irraggiamento, la

disponibilità di impianto e il PR, da questi dati si ricavano

poi i guadagni;

- Analisi Economica, concentrandosi sui pagamenti effettuati

e sulle spese previste;

- Analisi dell’attività di O&M, riportando gli interventi

effettuati, le cause e gli eventuali lavori di manutenzione

straordinaria.

78

4.3 Impiego dei SAPR

Dopo aver analizzato gli attori coinvolti nella gestione degli asset

energetici fotovoltaici e le competenze richieste alle RAMC, è

possibile determinare quali potrebbero essere le possibili aree di

impiego dei SAPR in questo ambito.

Innanzitutto un primo campo di applicazione riguarderebbe il

monitoraggio preventivo di campi fotovoltaici, dove sono

richieste ispezioni sia visive che con termocamera.

Queste visite sono effettuate da tecnici che devono controllare lo

stato generale dell’impianto segnalando possibili miglioramenti e

difetti presenti nei moduli, nei collegamenti e nelle strutture.

Questo procedimento coinvolge quindi un numero di persone

proporzionale alla dimensione dell’impianto, risultando quindi

oneroso e lento.

L’utilizzo dei SAPR ha diversi vantaggi in termini di costo e

tempo. Innanzitutto è possibile montare sullo stesso aeromobile

sia una videocamera che una termocamera, ovviamente coi

dovuti limiti di peso, permettendo cosi un confronto rapido ed in

tempo reale dei moduli. Inoltre grazie ala maggiore altezza di

visuale è possibile analizzare una serie di moduli insieme invece

che soffermarsi su ognuno singolarmente. Su questo punto

incide la risoluzione dei sensori, maggiore sarà il livello di

dettaglio più il drone potrà volare in alto e quindi maggiore sarà

il numero di moduli analizzati insieme.

Inoltre il velivolo non avendo ostacoli nel suo percorso può

procedere liberamente riducendo notevolmente i tempi di analisi.

79

Le persone necessarie per questo tipo di analisi si limitano a due:

il pilota SAPR e un tecnico per l’analisi delle immagini ottenute

con la termocamera, a cui si può aggiungere un terzo per

intervenire direttamente sui moduli difettosi individuati tramite

questa procedura.

Altro vantaggio consiste nella possibilità di memorizzare le

immagini ottenute e i difetti riscontrati nell’impianto, ciò

consentirebbe la creazione di un database per verificare la storia

dello stesso e la variazione dello stato di salute dei moduli, al

fine di prevenire perdite di produttività e pianificare interventi di

manutenzione.

Altra attività di cui si occupano le RAMC è la consulenza per la

compravendita di impianti energetici. In questo caso gli

acquirenti o i venditori hanno interesse a stabilire il reale stato di

funzionamento dell’impianto e a massimizzare le potenzialità

dello stesso.

L’utilizzo dei SAPR semplificherebbe queste procedure, in quanto

permetterebbe un’analisi degli assets sicura ed affidabile in

minor tempo rispetto a quella tradizionale, individuando le

criticità dell’impianto.

Nel capitolo 5 vengono analizzati questi aspetti nel dettaglio.

80

4.4 Differenti settori di impiego

4.4.1 Impianti a ridotta accessibilità

Come riportato nel capitolo riguardante la situazione del

fotovoltaico in Italia, una quota rilevante di impianti sono

costruiti sui tetti di capannoni industriali o di residenze. La scelta

architettonica adottata è particolarmente interessante in quanto

permette il soddisfacimento delle esigenze energetiche

ottimizzando al contempo lo spazio, infatti si occupa superficie

che altrimenti risulterebbe inutilizzata. Inoltre in questo modo si

previene l’utilizzo del suolo agricolo per altri fini e la sua

deturpazione.

A causa delle limitazioni di spazio però questi impianti

tipicamente sono inferiori come potenza rispetto a quelli a terra e

solitamente si cerca di ottimizzare la superficie disponibile.

Ci sono tre tipologie di integrazione architettonica:

- Impianti non integrati: i moduli sono posizionati su

elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne di

edifici senza sostituire il materiale da costruzione delle

stesse strutture, con grado di inclinazione non complanare

rispetto alla superficie.

- Impianti parzialmente integrati: come prima, ma questa

volta il modulo deve essere complanare alla superficie.

- Impianti con integrazione: i moduli sostituiscono in tutto o

in parte la funzione di elementi edilizi.

Un altro importante svantaggio riguarda la manutenzione, dove

per motivi di accessibilità ai moduli questi impianti sono

considerati critici dal punto di vista della sicurezza. A seconda

81

della dimensione e della tipologia di integrazione questo aspetto

risulta più o meno critico.

Nel seguito vediamo alcuni esempi:

Figura 34. Impianto fotovoltaico residenziale – Fonte: Internet

Nel settore residenziale, caratterizzato da tetti inclinati e dalla

presenza di tegole, un’ispezione diretta risulta molto complicata.

Elevato infatti è il rischio di cadute dal tetto, per evitare ciò sono

necessari sistemi di sicurezza di ancoraggio o l’utilizzo di

piattaforme esterne. Inoltre la forte concentrazione di pannelli

spesso non permette di raggiungere fisicamente i moduli più

interni.

L’utilizzo di una piattaforma UAV con videocamera e

termocamera in questo caso permetterebbe una semplice e

veloce ispezione per accertarsi dello stato di salute dell’impianto,

con la possibilità di effettuare le riprese da angolazioni ottimali.

Nel settore industriale invece la copertura dei capannoni risulta

prevalentemente pianeggiante e libera da tegole o altri

rivestimenti simili. A seconda della scelta impiantistica

82

dell’azienda il problema della sicurezza risulta più o meno

accentuato.

Nella prima foto ad esempio il tetto è dotato sul perimetro di

barriere anti-caduta che consentono di lavorare in sicurezza.

Questi pannelli inoltre hanno una architettura non integrata

dove per massimizzare la producibilità è stata scelta

un’inclinazione dei moduli differente rispetto alla superficie.

Come conseguenza per evitare il problema del mutuo

ombreggiamento tra le stringhe queste sono stati disposte ad

una relativa distanza l’una dal’’altra. Questi ‘corridoi’ permettono

di raggiungere facilmente ogni modulo.

Figura 35. Impianto fotovoltaico non integrato – Fonte: internet

Nella seguente foto invece la configurazione di impianto è con

integrazione architettonica. Questa tipologia rende più

difficoltosa l’ispezione in quanto l’intera superficie è occupata dai

moduli fotovoltaici. Per risolvere questo problema si utilizzano

piattaforme esterne dove i tecnici possono svolgere i loro

compiti.

83

In questo caso l’utilizzo di una piattaforma UAV permette di

risolvere i problemi di accessibilità e di sicurezza con una

soluzione veloce ed economica.

Figura 36. Impianto fotovoltaico integrato – Fonte: internet

Nella scelta della piattaforma UAV da utilizzare in questo ambito

vanno considerate le limitazioni normative vigenti, in quanto si

opera spesso in scenari che presentano criticità per la possibile

presenza di persone o infrastrutture a rischio. È da valutare

pertanto volta per volta la fattibilità del volo e la tipologia di

drone da utilizzare.

Un vantaggio però viene dato dalla relativa dimensione degli

impianti in esame, che consentono quindi l’utilizzo di sensori con

una sensibilità non elevata e di droni relativamente piccoli e con

bassa autonomia. Infatti per compensare alla bassa risoluzione si

può variare l’altezza di volo, concentrandosi sui difetti rilevati

dopo un’analisi generale.

Infine è da segnalare che a livello normativo i SAPR con peso

complessivo sotto i 2 kg sono soggetti a semplificazioni

amministrative e possono operare in scenari altrimenti proibiti.

84

4.4.2 Solare a concentrazione

Questa tecnologia si basa sulla concentrazione della radiazione

solare per produrre calore ad elevate temperature che possa

essere impiegato in un ciclo di potenza e, all’occorrenza,

immagazzinato.

I paesi che hanno sviluppato maggiormente questa tipologia

sono gli Stati Uniti e la Spagna con applicazioni già alla fine degli

anni ’90. Attualmente la potenza complessiva nel mondo

ammonta a 2800 MW situata per la quasi totalità nei due paesi

precursori, a cui andranno ad aggiungersi 2450 MW in

costruzione anche in altri stati come Iran, Egitto, Marocco ed

Algeria. Considerando anche gli impianti in progetto si

raggiungeranno a livello globale i 9000 MW grazie ad ulteriori

3870 MW.

L’Italia in questo ambito ha sviluppato un solo impianto da 5 MW

denominato ‘Archimede’ preferendo incentivare altre tecnologie.

I componenti principali di questi impianti sono quattro:

- Solar Field, costituito da specchi la cui funzione è riflettere

la maggior parte di radiazione solare incidente e

concentrarla in un ricevitore.

- HTF (Heat Transfer Fluid), posto nel ricevitore, accumula

l’energia trasmessa dal solar field e la trasferisce al power

block.

- Power Block, la cui funzione è convertire il calore in

elettricità tramite un ciclo termodinamico.

- Storage, serve ad accumulare il calore che non viene

convertito nel power block in modo da renderlo disponibile

quando necessario.

85

I campi solari differiscono a seconda della tipologia di

concentrazione e dalla tipologia di costruzione, ovvero possono

essere lineari o puntuali nel primo caso, e continui o discreti nel

secondo.

Lineari significa che la concentrazione della radiazione avviene

lungo una direzione, l’HTF è contenuto in un tubo che viene

progressivamente scaldato lungo la sua lunghezza; nei sistemi

puntuali invece la radiazione è concentrata in un’area specifica,

molto minore rispetto alla superficie totale di riflessione.

Gli specchi infine si definiscono continui se la superficie è unica,

mentre sono discreti se questa è approssimata da una serie di

specchi.

Il risultato sono quattro combinazioni:

Con l’eccezione del parabolico circolare che presenta limiti

costruttivi, le altre tre tipologie sono caratterizzate dalla

presenza di vaste superfici riflettenti per riuscire ad alimentare

vasti impianti energetici. Una corretta manutenzione permette

mantenere il rendimento dell’impianto al livello ottimale, l’utilizzo

di un sistema SAPR con una videocamera permetterebbe di

localizzare in tempi brevi i moduli difettosi. In particolare i

problemi che si riscontrano maggiormente sono un’errata

direzione di riflessione, quindi la radiazione non va ad incidere

Lineare Puntuale

Continuo Specchi Parabolici Parabolico Circolare

Discreto Fresnel Lineare Torre Solare

86

sul ricevitore, oppure fenomeni di sporcizia e fratture che

causano una diminuzione della quota parte di radiazione riflessa.

Altro componente critico, nei sistemi lineari in particolare, risulta

l’HTF che viene distribuito per mezzo di un sistema di tubazioni

in tutto il campo solare e poi convogliato verso il power block.

La maggior parte degli impianti costruiti si basano sull’Olio

Sintetico che presenta un’elevata capacità termica e una bassa

temperatura di congelamento. Una sua eventuale perdita

sarebbe un forte danno sia per il costo del fluido stesso, sia per

la mancata produzione. L’utilizzo di una piattaforma APR

integrata con una termocamera permetterebbe un monitoraggio

preventivo dello stato di salute delle condutture, rilevando danni

strutturali o perdite termiche.

Figura 37. Esempio di impianto a concentrazione parabolico lineare – Fonte: internet

87

CAPITOLO 5

ISPEZIONE IMPIANTO

MAGNACAVALLO

5.1 Descrizione ispezione con SAPR

Questo capitolo si pone come obiettivo quello di descrivere le fasi

di un’ispezione di un impianto fotovoltaico per mezzo di SAPR e

confronta questa metodologia con quella tradizionale sia in

termini di costo che di prezzo.

L’impianto è stato analizzato il giorno 29 giugno, data favorevole

in quanto le condizioni meteo erano ottimali con temperatura

ambiente pari a 34°C nelle ore di punta e cielo limpido.

Figura 38. Impianto Magnacavallo – Fonte: Nimbus

88

La dimensione dell’impianto si prestava particolarmente alle

analisi in quanto la dimensione pari a 1 MW è quella più diffusa

nel panorama italiano per impianti di grandi dimensioni. La

disposizione è su 30 file dove ogni fila è composta da un numero

variabile di tavole. Per tavola si intende una struttura metallica

che supporta 24 pannelli disposti in modo orizzontale su tre file.

Figura 39. Architettura di impianto – Fonte: Autore

L’impianto è gestito da due inverter di pari dimensioni, dove

all’inverter 2 è collegata la parte superiore dell’impianto e

all’inverter 1 la restante parte. Da segnalare che nella recente

storia dell’impianto si sono verificati due tentativi di furto, uno

dei quali ho comportato la sostituzione di 384 moduli a causa

della rottura o della mancanza dei moduli precedenti. Questi

pannelli hanno quindi una storia differente rispetto al resto

d’impianto e sono situati principalmente nella parte servita

dall’inverter 2.

89

Figura 40. Morsetti dei moduli rubati – Fonte: Autore

Dalle analisi effettuate precedentemente dai tecnici che ne hanno

in gestione la manutenzione l’impianto non presenta fenomeni

particolari di degrado quali snail trails, ingiallimento o

danneggiamento del backsheet, infatti può vantare un PR

superiore all’82% dopo 6 anni di esercizio.

Lo stesso ha inoltre un sistema di monitoraggio che salva ogni

15 minuti i dati ambientali e di impianto; scopo di questa

ispezione è anche quello di verificare l’accuratezza di tale

sistema tramite l’installazione in loco dell’apposita attrezzatura,

composta da piranometro, pinze amperometriche e un

analizzatore di rete per la verifica dell’efficienza degli impianti

fotovoltaici.

Innanzitutto si procede alla messa in sicurezza della cabina

inverter in modo da applicare l’apparecchiatura, verificando che

non vi sia tensione. Sulla parte a corrente alternata bisogna

applicare le pinze, una per ogni fase, stando attenti al verso della

corrente per evitare errori nella lettura. Infine posizionare i tre

cavi per la misura delle tensioni.

90

Figura 41. Applicazione analizzatore di rete – Fonte: Autore

Mentre si effettua una prima prova dello strumento si installa il

piranometro sulla stessa struttura dei moduli e alla stessa

inclinazione, in modo da avere le medesime caratteristiche di

irraggiamento. Inoltre si applicano due sonde di temperatura

Pt100 per rilevare la temperatura di cella e dell’ambiente.

Figura 42. Monitoraggio irraggiamento e temperatura - Fonte: Autore

91

Dopo questo settaggio si inizia con l’acquisizione dei dati di

impianto dall’inverter 2 per circa un’ora di campionamento.

Nello stesso tempo i tecnici di Ninbus cominciano la preparazione

del APR e l’applicazione dei sensori. Questa operazione è veloce

in quando il drone viene trasportato intero, senza necessità di

montare parti meccaniche come eliche o motori. Il modello

utilizzato è un esacottero giunto alla sua terza edizione, il

modello NIMBUS PPL-612.

Figura 43. Esacottero Nimbus PPL-612 - Fonte: Autore

Inviluppo esterno massimo 1.0 m

Massico carico utile 4.5-5.3 kg

Motori 6 motori elettrici

Velocità min 0 m/s

Velocità max 12 m/s

Max autonomia 40 min

Quota massima operativa 3000 m

92

I sensori sono montati allineati in modo tale da riprendere la

medesima porzione di territorio, permettendo cosi al pilota di

seguire l’andamento del velivolo unicamente tramite

videocamera. Dopo aver settato i parametri dei sensori, come

data e orario, si inizia con un volo di prova su un filare di moduli.

Il tempo complessivo impiegato per questi passaggi è stato di

circa 30 minuti.

Accertato l’esito positivo della prova iniziale si inizia l’ispezione.

La prima serie comprende un volo su tutto l’impianto ad una

altezza tale che permette di analizzare tre filari per volta, ovvero

32 m, cosi facendo sono sufficienti 10 passaggi per completare

l’acquisizione. In questo modo è possibile individuare i difetti più

macroscopici e localizzare in un primo momento quelle che sono

le aree da analizzare con maggiore attenzione. Questa prima

ispezione viene completata in 15 minuti.

La seconda serie invece viene effettuata ad un’altezza inferiore

poiché l’obiettivo è monitorare più specificatamente i moduli,

infatti viene sorvolato il parco fila per fila ad un’altezza di 11 m.

Da segnalare che ad ogni ciclo di batterie si scaricano i dati

raccolti per una prima analisi al fine di verificare la correttezza

del proprio operato, in modo da risolvere e correggere in loco

eventuali problemi o errori di rilevamento. Questa procedura

invece ha impiegato un’ora e un quarto di tempo, portando il

tempo complessivo per l’acquisizione delle immagini a 2 ore. Da

segnalare che questi valori sono influenzati dallo schema

d’impianto, maggiore è il numero delle file maggiore è il tempo

impiegato.

93

Figura 44. Esacottero in funzione – Fonte: Autore

Durante la seconda ispezione con il SAPR si conclude la

misurazione dei dati dell’inverter 2 e si procede ad analizzare

quelli dell’inverter 1. Il fatto che le condizioni elettriche e meteo

siano misurate in contemporanea con l’acquisizione delle

immagini permette una maggiore affidabilità dei dati rilevati.

5.2 Manutenzione ordinaria

La manutenzione ordinaria viene eseguita dai tecnici che hanno

in gestione l’impianto. Ad effettuarla devono essere sempre in

due persone per motivi di sicurezza, e sono previste due

tipologie, una semestrale e una annuale.

94

Quella semestrale prevede un controllo visivo dei generatori

fotovoltaici, in caso di rotture o sporcizia si prendono le misure

adeguate, un controllo dell’inverter, sempre per quanto riguarda

infiltrazioni di sporcizia o acqua, infine controllo del parco

estintori presente in impianto. Questa ispezione prevede un

tempo di mezza giornata.

Quella annuale invece prevede interventi maggiori. Sul

generatore fotovoltaico vengono controllate anche le canaline

portacavi e le strutture metalliche come i morsetti per verificare

la tenuta ed evitare la comparsa di ruggine. Lato inverter viene

controllato il funzionamento dei comandi e delle protezioni contro

sovratensioni e sovratemperatura, degli arresti di emergenza e di

tutti i componenti critici contenuti nella cabina di campo. Oltre a

questi componenti vengono aperte le cassette di campo ed

analizzati i fusibili, le schede di monitoraggio e il sezionatore di

impianto e, se necessario, vengono pulite da residui di erba o

animali. Questa sequenza di controlli occupa circa una giornata

intera.

Sono da prevedere inoltre interventi di lavaggio dei moduli,

effettuato di norma una volta l’anno, e di taglio dell’erba che

negli ultimi anni a causa delle particolari condizioni meteorologhe

è stato effettuato fino a 7 volte l’anno. Questi due interventi

sono quelli che maggiormente incidono sui costi di manutenzione

di un impianto, in particolare il lavaggio a causa dell’assenza di

acqua nelle vicinanze che obbliga il rifornimento per mezzo di

cisterne. Infine da tenere costantemente monitorati sono la

presenza di roditori, che potrebbero danneggiare il gran numero

di cavi presenti, e il sistema antintrusione composto solitamente

da videocamere e recinzioni.

95

Figura 45. Interno di cassetta di impianto – Fonte: autore

Tramite il sistema di monitoraggio da remoto dei valori elettrici

di impianto e dei dati ambientali è possibile controllare

costantemente la produzione ed osservare errori o

comportamenti anomali, in questi casi si interviene direttamente

sul campo per capire la sorgente del problema e risolverlo.

Il costo di un servizio di manutenzione attualmente varia dai

12000 ai 17000 euro annui, in diminuzione rispetto ai periodi

precedenti caratterizzati da forte incentivazione al fotovoltaico, a

seconda anche dalla tipologia di servizi offerti. La singola

ispezione su un impianto da 1 MW effettuata con la metodologia

tradizionale si assesta sui 1000 euro ed è effettuata in una

singola giornata.

96

5.3 Analisi dati

Nel seguito sono confrontati i dati ottenuti tramite il sistema di

monitoraggio di impianto, denominato SCADA (Supervisory

Control And Data Acquisition), con i dati ottenuti dall’analizzatore

di rete del Politecnico di Milano.

I dati analizzati sono la potenza prodotta dai due inverter,

l’irraggiamento e la temperatura delle celle fotovoltaiche.

Come si nota dall’andamento l’impianto ha una buona

produzione, uguale per i due inverter. Le diminuzioni di potenza

sono causate dagli interventi effettuati per collegare

l’apparecchiatura, infatti sono due i cali per l’inverter 1 e due per

l’inverter 2. La potenza risulta inoltre influenzata dall’elevata

temperatura delle celle, come mostrato più avanti, che causa

una potenza totale di circa 700 kW di picco.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

00:00 04:48 09:36 14:24 19:12 00:00

E1 SCADA [kW]

Irr SCADA [W/m²]

E2 SCADA [kW]

97

5.3.1 Potenza

Questo grafico mostra il confronto dell’andamento della potenza

prodotta dall’inverter 1 rilevata dai due sistemi di monitoraggio.

Il secondo valore del sistema SCADA non è da ritenere

significativo in quanto coincide con il distacco dell’inverter a

causa dell’applicazione della strumentazione del Politecnico. In

generale l’andamento dei due profili è simile, con uno

scostamento di valore di massimo del 5% in prossimità delle ore

14:00, per poi coincidere a meno dello 0,25% alle 14:15.

250000

270000

290000

310000

330000

350000

370000

390000

410000

12:00 12:28 12:57 13:26 13:55 14:24 14:52

E1 SCADA

E1 Polimi

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

10:33 11:02 11:31 12:00 12:28 12:57

E2 Polimi

E2 SCADA

98

Questi due grafici sono come quello precedente, solo rivolti

all’inverter 2. Anche in questo caso l’andamento è influenzato

dall’applicazione della strumentazione, per poi riprendere ai livelli

desiderati. Analizzando nello specifico i valori risultano pressoché

uguali, con una differenza di valore inferiore dell’1%.

Possiamo quindi concludere che il sistema di monitoraggio per

quanto riguarda la potenza è affidabile sia per l’inverter 1 che

per l’inverter 2.

358000

360000

362000

364000

366000

368000

370000

372000

374000

376000

378000

380000

11:31 11:45 12:00 12:14 12:28 12:43

E2 Polimi

E2 SCADA

99

5.3.2 Irraggiamento e temperatura

Il campionamento è stato fatto nelle ore di punta, come si nota

dall’andamento a picco dell’irraggiamento ottenuto con il sistema

di monitoraggio SCADA. L’andamento presentato è uguale, con

oscillazioni maggiori nel sistema di monitoraggio del Politecnico

in quanto la frequenza di campionamento è maggiore. Il valore

massimo registrato è stato di 957 W/m² che si è osservato

attorno alle ore 13:05. Le condizioni di irraggiamento sono da

considerarsi pertanto ottimali.

820

840

860

880

900

920

940

960

980

11:16:48 12:28:48 13:40:48 14:52:48 16:04:48

Irr Polimi

Irr SCADA

0

10

20

30

40

50

60

00:00 04:48 09:36 14:24 19:12 00:00

T_C SCADA

100

In questi grafici sono rappresentati l’andamento della

temperatura delle celle lungo tutta la giornata e il confronto con i

valori osservati dalla strumentazione del Politecnico di Milano. È

stato aggiunto inoltre l’andamento della temperatura esterna per

poter meglio capire la correttezza dei risultati. Facendo

riferimento alla formula:

�H = �BI7 + !"� − � .6H9� .6H9 ∗ �

Assegnati i valori:

T noct = 20°C, G noct = 800 Wm1 , NOCT = 45°C, �BI7 = 35°" D � = 939 W

m1, il valore di Tc teorico risultante è pari a 64°C, in linea con i valori

ottenuti dal Politecnico, pari a 65,5°C. I dati ottenuti dal sistema

SCADA hanno una temperatura inferiore di circa 15°C rispetto

agli altri.

') 3I53B.96 = [(∑ ') ∗ 0.25]/(0.49632 ∗ 2)[∑(�))) ∗ 0.25]/1000 = 79.6 %

Il valore risulta pertanto leggermente inferiore rispetto a quanto

dichiarato, ovvero 82 %.

0

10

20

30

40

50

60

70

11:16:48 12:28:48 13:40:48 14:52:48

T_C Polimi

T_C SCADA

T_E Polimi

101

5.4 Confronto costi

Ipotizzando una serie di interventi annuali che sono richiesti

tipicamente in un contratto di manutenzione ordinario vengono

confrontati i tempi di ispezione e i costi sostenuti tra l’ispezione

tradizionale e tramite SAPR in un impianto da 1 MW. Nel seguito

sono elencati gli interventi più effettuati:

1. Ispezione visiva dell’impianto.

2. Test delle curve IV dei moduli.

3. Analisi termografica dei moduli.

4. Prove di isolamento e resistenza sul 20% dell’impianto.

5. Verifica sistemi di sicurezza.

6. Prove di galvanizzazione dei sostegni metallici sul 20%

dell’impianto.

Per l’ispezione tradizionale vengono presentati due scenari, uno

in cui i test delle curve IV e l’analisi termografica vengono

effettuati sul 100% dei moduli, e una in cui questi sono sul 20%

dell’impianto.

5.4.1 Costo ispezione tradizionale

Dimensione pannello da 210 W: (1600x800) mm.

Disposizione: orizzontale, struttura da 24 pannelli su 3 file.

Numero: 4640 pannelli in totale.

102

1. Distanza da percorrere: 1,600 m * 4640/3 = 2475 m,

considerando lo spazio di circa 3 m tra ogni fila per 30 file

si può approssimare a circa 2600 m totali.

Velocità operatore: 3 km/h.

Tempo impiegato: 0,87 h (52 min).

2. Numero stringhe: 200.

Tempo per stringa: 0,083 h (5 min).


Per il 20% dell’impianto: 3,34 h (200 min).

3. Viene effettuata assieme all’ispezione visiva, si ipotizza un

rallentamento degli operatori e quindi un incremento del

tempo di ispezione del punto 1 del 50%.


Per il 20% dell’impianto: 0,087 h (5,2 min).

4. Vengono effettuate in contemporanea tramite apposita

apparecchiatura ai test delle curve IV.

Tempo per stringa: 0,033 h (2 min).

Tempo impiegato: 0,033 h * 200 * 0.2 = 1,33 h (80

min).

5. Vengono analizzati gli estintori e i sistemi di

videosorveglianza.


6. Tempo per stringa: 0,017 h (1 min).


Tempo totale per ispezione completa:

(0,87 + 16,7 + 0,44 + 1,33 + 0,5 + 0,68) h = 20,52 h.

Costo ingegnere: 500 €/giorno. Sono necessari 2 ingegneri per

motivi di sicurezza.

103

Essendo in due l’ispezione viene svolta in 2 giorni lavorativi.

Costo totale: 2000 €/MW.

Tempo totale per ispezione al 20%:

(0,87 + 3,34 + 0,087 + 1,33 + 0,5 + 0,68) h = 6,807 h.

L’ispezione viene svolta in una giornata lavorativa.


5.4.2 Costo ispezione tramite SAPR

Con questa metodologia i punti 1 e 3 si effettuano insieme

tramite aeromobile, inoltre i test delle curve IV è possibile

effettuarli unicamente su quelle stringhe che risultano

particolarmente problematiche una volta effettuato il volo. I

rimanenti punti dell’ispezione sono da effettuare.

Tempo preparazione e settaggio SAPR: 0,5 h (30 min).

Tempo ispezione impianto: 2 h (120 min).

Ipotizzando che il 3% dei moduli risultano difettosi, sono da

controllare 12 stringhe tramite curva IV.

Tempo impiegato: 1 h (60 min).

Tempo totale per ispezione completa:

(0.5 + 2 + 1 + 1,33 + 0.5 + 0.68) h = 6,01 h.

Costo ingegnere: 500 €/giorno.

Costo SAPR e pilota: 2000 €/giorno.


104

Alternativa sarebbe effettuare l’ispezione con il SAPR unicamente

per l’ispezione visiva e con IR, in un’ottica di complementarietà

rispetto agli interventi di manutenzione ordinaria.

In questo caso sarebbe opportuno sfruttare i bassi tempi di set-

up e di sorvolo dell’impianto per riuscire ad analizzare più

impianti situati in prossimità tra loro e impiegando quindi tutta la

giornata.

Ipotizzando 3 impianti da 1 MW è possibile analizzarli in 7,5 h

tramite SAPR riducendo anche quelli che sono i costi di noleggio

dell’attrezzatura e trasferimento dei tecnici.

105

Conclusioni

Il lavoro di ricerca svolto ha permesso di delineare un quadro

esaustivo sul tema del monitoraggio e della manutenzione di

impianti energetici, in particolar modo fotovoltaico.

Grazie alla ricerca svolta riguardo il panorama degli impianti in

Italia è emerso che la situazione attuale presenta una notevole

diminuzione della quantità di installato su grandi dimensioni,

mentre resistono le piccole e medie potenze finalizzate

principalmente all’autoconsumo in ambito sia residenziale che

industriale. Finita quindi la prima fase di costruzione e grandi

investimenti, si è entrati nella seconda fase dove l’obiettivo

principe è far rendere al meglio l’investimento; in questa ottica

assume un ruolo decisivo una corretta e periodica manutenzione.

A complicare il quadro normativo è stato il decreto “spalma

incentivi” che ha costretto a rivedere al ribasso i valori dei ritorni

di investimento, causando quindi il taglio delle spese dei

proprietari degli assett. Le aziende che hanno in gestione gli

impianti e le società di manutenzione hanno dovuto quindi

ridurre anch’esse i costi del servizio, in una corsa al ribasso che

ha premiato quelle più virtuose e meglio strutturare.

In questa situazione può essere d’aiuto lo sviluppo di nuove

tecnologie e nuove metodologie che riducano i tempi di ispezione

e di costi, in quest’ottica i sistemi aeromobili a pilotaggio remoto

rappresentano una valida e affidabile alternativa.

106

Questi sistemi, uniti a sensori come fotocamera e termocamera,

permettono di individuare anomalie termiche e strutturali sui

moduli analizzati e quindi di intervenire in maniera specifica.

Ulteriore vantaggio ai fini della manutenzione e del monitoraggio

è quello della creazione di un database con lo stato di salute

dell’impianto, catalogando i difetti presenti e la loro

localizzazione, in modo da riuscire a prevenire fermi o danni

sostanziali che causerebbero ingenti perdite di produzione.

Altri impieghi di utilizzo sono in ambito di acquisizione di

impianti, dove l’investitore vuole accertarsi dell’effettiva

efficienza del campo ed ha bisogno di un giudizio terzo ed

imparziale.

Infine una pratica di utilizzo sarebbe a fini assicurativi di

impianti, dove la necessità di rilevazioni complete e precise

rendono queste tecnologie ideali.

Le maggiori barriere allo sviluppo di questa tecnologia risultano

una scarsa conoscenza delle potenzialità dell’ispezione dei SAPR

abbinati a specifici sensori e i prezzi ancora non competitivi

rispetto all’analisi tradizionale, dovuti ai costi sostenuti nella

ricerca e nello sviluppo di questo settore.

Un modo per abbassare i costi è quello di sfruttare la velocità di

analisi che questa soluzione permette, quindi risulta

particolarmente indicata per impianti di grandi dimensioni,

superiori al MW, o per impianti che si trovano in prossimità tra

loro.

Sviluppi futuri sono veicolati da una maggiore diffusione e una

maggiore conoscenza, che permetterebbero un abbassamento

dei costi di esercizio.

107

Indice delle figure

Figura 1. Confronto tra incentivi in Italia e Germania................................................................. 12

Figura 2. Andamento incentivi alle rinnovabili ........................................................................... 13

Figura 3. Andamento valori A3 nella bolletta elettrica ............................................................... 14

Figura 4. Scelte degli operatori nel decreto Spalma Incentivi .................................................... 15

Figura 5. Suddivisione del fotovoltaico per potenza ................................................................... 15

Figura 6. Andamento dell'installato fotovoltaico........................................................................ 16

Figura 7. Andamento della taglia media del fotovoltaico ........................................................... 16

Figura 8. Suddivisione del fotovoltaico per Regione e per tipologia .......................................... 18

Figura 9. Suddivisione del fotovoltaico per Regione e installazione ........................................... 19

Figura 10. Valore delle nuove installazioni suddivise per taglia ................................................. 22

Figura 11. Suddivisione degli impianti per anno di installazione e taglia ................................... 22

Figura 12. Confronto potenza installata a livello internazionale ................................................ 24

Figura 13. Distribuzione territoriale delle aziende che utilizzano SAPR ..................................... 33

Figura 14. Andamento fatturato delle aziende nel settore ........................................................ 34

Figura 15. Suddivisione degli investimenti nel settore ............................................................... 35

Figura 16. Tipologie di multicotteri ............................................................................................. 36

Figura 17. Esempio di drone ad ala fissa ..................................................................................... 40

Figura 18. Esempio di programma per il controllo del APR ........................................................ 41

Figura 19. Corretto angolo di visualizzazione della termocamera .............................................. 45

Figura 20. Andamento dell'emissività e della riflettanza del vetro ............................................ 45

Figura 21. Schema elettrico della cella fotovoltaica ................................................................... 50

Figura 22. Curva I_V della cella fotovoltaica ............................................................................... 50

Figura 23. Confronto dei pannelli difettosi rilevati con termocamera e in laboratorio ............. 54

Figura 24. Corrosione e ossidazione della cella nel visibile e nell'IR ........................................... 56

Figura 25. Diodo di by-pass difettoso nel visibile e nell'IR .......................................................... 56

Figura 26. Sporcizia del modulo nel visibile e nell'IR .................................................................. 57

Figura 27. Snail trail nel visbile e nell'IR ...................................................................................... 57

Figura 28. Hot spots nel visibile e nell'IR ..................................................................................... 58

Figura 29. Effetto ottenuto da errato angolo di visuale ............................................................. 59

Figura 30. Effetto nelle immagini di parziale ombreggiamento ................................................. 59

Figura 31. Principio di funzionamento del pixel .......................................................................... 61

Figura 32. Post-elaborazione di tre moduli fotovoltaici ............................................................. 63

Figura 33. Attori coinvolti ............................................................................................................ 70

Figura 34. Impianto fotovoltaico residenziale ............................................................................ 81

Figura 35. Impianto fotovoltaico non integrato .......................................................................... 82

Figura 36. Impianto fotovoltaico integrato ................................................................................. 83

Figura 37. Esempio di impianto a concentrazione parabolico lineare ........................................ 86

Figura 38. Impianto Magnacavallo .............................................................................................. 87

Figura 39. Architettura di impianto ............................................................................................. 88

Figura 40. Morsetti dei moduli rubati ......................................................................................... 89

108

Figura 41. Applicazione analizzatore di rete ............................................................................... 90

Figura 42. Monitoraggio irraggiamento e temperatura.............................................................. 90

Figura 43. Esacottero NIMBUS PPL-612 ...................................................................................... 91

Figura 44. Esacottero in funzione ............................................................................................... 93

Figura 45. Interno di cassetta di impianto .................................................................................. 95

109

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POLITECNICO DI MILANO1.3.1 Mercato primario ... L’Italia ha ratificato il protocollo con la legge...

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