VERIFICHE E COLLAUDO VERIFICHE E COLLAUDO

Cesenatico, 25 Giugno 2009Cesenatico, 25 Giugno 2009Relatori:Relatori:

Per.Ind.Per.Ind. Fernando ViennaFernando Vienna

Dott.Dott. Ing.Ing. Enrico Enrico MazzoniMazzoni

Seminario Tecnico

GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Aggiornamenti legislativi,

Problematiche tecniche, Problematiche di installazione,

Rapporti con gli enti

GENERATORI FOTOVOLTAICIGENERATORI FOTOVOLTAICIGENERATORI FOTOVOLTAICIGENERATORI FOTOVOLTAICI

E

VERIFICHE E COLLAUDO

Un impianto PV deve essere sottoposto a:

• verifica iniziale (collaudo) prima della messa in servizio.

• verifiche periodiche (ad esempio annualmente) da programmare con la manutenzione

Le verifiche, iniziali e periodiche, si suddividono in: • Esami a vista• Prove

VERIFICA INIZIALE

Esame a vista: moduli

o = six = no

VERIFICA INIZIALE

Esame a vista: cavi , quadri, scatole di derivazione

o = six = no(2) Temperature eccessive

VERIFICA INIZIALE

Esame a vista: inverter

o = six = no

VERIFICA INIZIALE

Misure e proveSono previste le seguenti prove:

• verifica (misura) della corrente e della tensioni distringa

• verifica del rendimento dell’impianto PV con misuredi PCC e PCA su ogni inverter

• verifica dei collegamenti equipotenziali

• misura dell’isolamento

VERIFICA INIZIALE

Verifica (misura) della tensione di stringa

A parità di irraggiamento la differenza di tensione tra le stringhe non dovrebbe superare il 5% (perdite di

mismatch).

Deve essere effettuata a vuoto, su ogni stringa

VERIFICA INIZIALE

Verifica (misura) della tensione di stringa

Per confrontare il valore di tensione a vuoto misurato sulla stringa (UOCM) con il valore alle condizioni STC indicato dal costruttore sui moduli si può applicare la relazione:

UOCM = [UOC-STC - ββββ (25 - Tcell)] n

dove:UOC-STC = tensione nominale a vuoto di un modulo (V)n = numero di moduli della stringaββββ = coefficiente di variazione della tensione con la temperatura (V/°C)Tcell = temperatura misurata sul retro dei moduli (°C)

Differenze tra i valori superiori a ± 5% possono indicare collegamenti errati o guasto dei moduli

VERIFICA INIZIALE

Verifica della tensione di stringa

La temperatura Tcell deve essere misurata con un sensore a termoresistenza (ad esempio sonda PT 100) posizionato sul retro di un modulo rappresentativo delle condizioni di esercizio medie dei moduli componenti la stringa.

Il grado di precisione richiesto è ± 1°C

VERIFICA INIZIALE

Verifica della tensione di stringa

Il valore della temperatura Tcell può essere ricavato misurando la temperatura d’ambiente (Tamb) e l’irraggiamento solare (Gp) con la relazione:

Tcell = Tamb + Gp (NOCT - 20) / 800dove:NOCT = temperatura del modulo nelle condizioni operative

nominali (G = 800 W/m2; Tamb = 20 °C; velocità dell’aria 1 m/s; modulo a vuoto)

Il grado di precisione della misura richiesto è ± 1 °C

VERIFICA INIZIALE

Verifica della tensione di stringa

Per temperatura di ambiente si intende la temperatura dell’aria in prossimità dei moduli

Il grado di precisione della misura richiesto è ± 1 °C

Deve essere evitata la radiazione solare diretta sulla sonda di misura.

VERIFICA INIZIALE

Verifica della corrente di cortocircuito (Isc)

Per ragioni pratiche le misure si effettuano in genere mettendo in cortocircuito campi o sottocampi fotovoltaici fino a correnti Isc non superiori a 100 ÷150 A

Per effettuare tale verifica si utilizzano apposite “cassette” con interruttore di manovra con adeguato potere di chiusura e di interruzione

VERIFICA INIZIALE

Verifica della corrente di cortocircuito

segue

VERIFICA INIZIALE

Verifica della corrente di cortocircuito

Nella misura della corrente di cortocircuito (ISC)gen è da mettere in conto una riduzione del 5% per mismatch quindi:

(ISC)gen = 0,95 n ISC-mod

n = numero di stringhe in parallelo ISC-mod = corrente nominale di un modulo

Si possono riportare i valori di corrente misurati (ISCM) alle condizioni STC con la relazione:

ISCM = ISC-STC + n αααα (Tcell - 25)αααα = coefficiente di variazione della corrente con la temperatura (A/°C)Tcell = temperatura misurata sul retro dei moduli

VERIFICHE PERIODICHE

È auspicabile una verifica periodica almeno una volta all’anno (preferibilmente in primavera)

In impianti con telecontrollo gestionale si può portare la periodicità della verifica a 2 o 3 anni

Oltre agli esami a vista e alle verifiche comuni a tutti gli impianti elettrici (isolamento, continuità dei PE, funzionamento degli interruttori differenziali, ecc.) è opportuno misurare le potenze (Pcc) e (Pca) per accertare il rendimento dell’impianto

CERTIFICATO DI COLLAUDOPer accedere agli incentivi occorre redigere il “Certificato di collaudo” (DM 19/2/07) e presentarlo al GSE

segue

CERTIFICATO DI COLLAUDO

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifiche punto 4 del “Certificato di collaudo”

• Continuità elettrica delle connessioni:consiste nella misura delle tensioni (Uoc) e/odelle correnti (Isc) di stringa

• Messa a terra di masse e scaricatori:consiste nella verifica della continuità dei conduttori PE, EQP, e dei conduttori di messa a terra degli SPD

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifiche punto 4 del “Certificato di collaudo”

• Isolamento dei circuiti elettrici dalle masse:

La verifica deve essere eseguita con un megaohmmetro in grado di erogare almeno 1 mA alla tensione di:

Tensione nominale (Un) del circuito Tensione di prova in c.c.(V) Resistenza minima per ogni circuito

Fino a 500 V 500 V 0,5 (MΩΩΩΩ)esclusi SELV e PELV

> 500 V 1000 V 1,0 (MΩΩΩΩ)

Durante la prova aprire l’interruttore a monte, lato inverter e sezionare gli SPD.

La prova con il PV in erogazione può dare valori non corretti. Si può ripetere la prova con le stringhe in cortocircuito

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifiche punto 4 del “Certificato di collaudo”

• Corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico

Consiste in una prova di funzionamento dell’inverter • Prova di avviamento1) chiudere l’interruttore a monte dell’inverter (lato c.c.); l’inverter

deve segnalare la presenza di tensione2) chiudere l’interruttore a valle dell’inverter (lato c.a.); l’inverter

deve erogare potenza3) l’inverter deve procedere alla ricerca del punto di massima

potenza

• Prova di mancanza reteaprire l’interruttore a valle l’inverter (lato c.a.):- l’inverter deve porsi in stand-by ed attivare la segnalazione di

“rete assente” e “generatore PV presente”.

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifiche punto 5 del “Certificato di collaudo” (efficienza del generatore PV)

• Verifica della condizione Pcc > 0,85 Pnom Gp/GSTC

segue

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifica della condizione

Pcc > 0,85 Pnom Gp/GSTC

La misura dell’irraggiamento Gp deve essere effettuata con un piranometro o solarimetro con precisione migliore del ±±±± 3% La misura della potenza (Pcc) all’uscita del generatore PV deve essere effettuata con precisione migliore del ±±±± 2%. La prova deve essere effettuata con irraggiamento> 600 W/m2

La misura deve essere effettuata su insiemi di stringhe o sottocampi con moduli aventi lo stesso orientamento e la stessa inclinazione.

È importante che le misure di Gp e Pcc siano effettuate simultaneamente.

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifiche punto 5 del “Certificato di collaudo”(efficienza dell’inverter)

• Verifica della condizione Pca > 0,9 Pcc

segue

CERTIFICATO DI COLLAUDO

• Verifica della condizione

Pca > 0,9 Pcc

La misura della potenza in c.c. (Pcc) all’uscita del generatore PV deve essere effettuata con precisione migliore del ±±±± 2%. La misura della potenza (Pca) all’uscita dell’inverter deve essere effettuata con precisione migliore del ±±±± 2%. La prova deve essere effettuata con irraggiamento > 600 W/m2

È importante che le misure di Pcc e Pca siano effettuate simultaneamente

segue

CERTIFICATO DI COLLAUDOVerifica della condizione Pca > 0,9 Pcc

Se durante la misura delle potenze Pca e Pcc, la temperatura dei moduli (Tcell) è superiore a 40 °C si può correggere la potenza Pcc misurata. La condizione da verificare diventa:

Pcc > (1 - Ptpv - 0,08) Pnom ⋅⋅⋅⋅ Gp / GSTC

Ptpv rappresenta le perdite termiche dovute alla maggiore temperatura dei moduli; si calcola con la relazione:

Ptpv = CT (Tcell - 25) / 100dove:Tcell = temperatura misurata, (ad esempio con sonde PT100), sul retro dei

moduli (°C)CT = coefficiente di variazione della potenza con la temperatura (W%/°C)

Se non è possibile misurare Tcell si può egualmente calcolare Ptpv

misurando la temperatura d’ambiente (dell’aria) in prossimità dei moduli (Tamb), con la relazione:

Ptpv = [[[[Tamb – 25 + (NOCT - 20) Gp / 800]]]] CT / 100

CERTIFICATO DI COLLAUDO

Chi può firmare il Certificato di collaudo:

• Il Progettista dell’impianto PV, oppure;

• Il Tecnico Responsabile (colui che firma la Documentazione finale di progetto), oppure;

• Il Responsabile tecnico dell’impresa installatrice (aisensi del DM 37/08), oppure;

• Un professionista iscritto all’albo professionale

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Verifiche e collaudi impianti FVcon strumenti multifunzione

2

D.M. 19/02/2007

La documentazione da produrrePer ottenere l’incentivo il GSE richiede l’invio della seguente documentazione:

-Richiesta di concessione della tariffa incentivante

-Scheda tecnica finale d’impianto

-Dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà

-Documentazione finale di progetto

-Elenco dei moduli fotovoltaici e dei convertitori

-Certificato di collaudo

-Dichiarazione di proprietà dell’immobile destinato all’installazione dell’impianto

-Copia della denuncia di inizio attività

-Copia della comunicazione con la quale il gestore della rete locale ha notificato al

soggetto responsabile dell’impianto il codice identificativo del punto di

connessione alla rete dell’impianto fotovoltaico

-Copia della denuncia di apertura di officina elettrica presentata all’UTF (per

impianti superiori a 20kW)

3

D.M. 19/02/2007

Certificato di collaudoIl certificato di collaudo richiede

l’effettuazione di:

- Misurazioni sulla sicurezza/funzionalità

dell’impianto (punto 4)

- Misurazioni sul rendimento dell’impianto

(punto 5)

4

D.M. 19/02/2007

Verifiche di sicurezza/funzionalità

Per ottenere l’incentivo il GSE richiede che venga certificato che tutte le seguenti

verifiche abbiano avuto esito positivo:

- Continuità elettrica e connessioni tra moduli (continuità elettrica tra i vari punti

dei circuiti di stringa e fra l’eventuale parallelo delle stringhe e l’ingresso del gruppo

di condizionamento e controllo della potenza)

- Messa a terra di masse e scaricatori (continuità elettrica dell’impianto di terra, a

partire dal dispersore fino alle masse e masse estranee collegate)

- Isolamento dei circuiti elettrici dalle masse (resistenza di isolamento

dell’impianto adeguata ai valori prescritti dalla norma CEI 64-8/6)

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Esempio di strumento multifunzione per la verifica della sicurezza (SOLAR200)

FUNZIONI

Continuità conduttori di protezione con 200mA

Isolamento con tensioni di prova 50,100, 250, 500, 1000V DC

Tempo e corrente di intervento di RCD di tipo A e AC Standard e Selettivi

Impedenza di Linea/Loop e calcolo della corrente di cortocircuito presunta

Resistenza globale di terra senza intervento RCD

Tensione di contatto

Senso ciclico delle fasi

Help on line e display con backlight

Memoria interna e interfaccia ottica/USB

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Esempio di strumento multifunzione per la verifica della funzionalità (I-V 400)

Strumento per verifiche delle caratteristiche I-V dei moduli fotovoltaici

Misura tensioni DC fino a 1000V e correnti DC fino a 10A

Ideale per misure di tensioni e correnti sia su singoli moduli sia su stringhe di impianti fotovoltaici

Confronto con dati nominali forniti dal costruttore dei pannelli con traslazione alle condizioni di riferimento (STC)

Gestione di un database interno dei moduli fotovoltaici più diffusi con possibile aggiornamento da parte dell’utente in ogni momento

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Esempio di strumento multifunzione per la verifica della funzionalità (I-V 400)

Possibilità di valutare Vmpp (Tensione corrisp. alla Pmax)

Possibilità di valutare Impp (Corrente corrisp. alla Pmax)

Possibilità di ridurre le perdite per mismatch

Impp

Vmpp

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D.M. 19/02/2007Verifiche di rendimento dell’impianto

Per ottenere l’incentivo il GSE richiede che venga certificato che tutte le seguenti

verifiche abbiano avuto esito positivo (da effettuare per ciascun "generatore

fotovoltaico", inteso come insieme di moduli fotovoltaici con stessa inclinazione e

stesso orientamento):

- Pcc > 0.85 * Pnom * I / Istc

Ove:

- Pcc = potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore

del ±2%

- Pnom = potenza nominale del generatore fotovoltaico

- I = irraggiamento misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ±3%

- Istc = 1000 W/m² (irraggiamento in condizioni di prova standard)

- Pca > 0.9 * Pcc

Ove:

- Pca = potenza attiva in corrente alternata, misurata all'uscita del gruppo di conversione della corrente

continua in corrente alternata, con precisione migliore del ±2%.

TALI CONDIZIONI DEVONO ESSERE VERIFICATE PER I > 600 W/m2

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D.M. 19/02/2007 – CEI 82-25

Verifiche di rendimento dell’impianto La verifica del rendimento secondo quanto prescritto della Normativa CEI 82-25 (applicativa del D.M

19/02/07) prevede una serie di misure che sono da effettuate simultaneamente (CEI 82.25 – Par. 15.2)

Occorre infatti misurare l’irraggiamento solare [W/m2] incidente sui pannelli (Gp), la potenza continua da essi generata (Pcc), la potenza alternata in uscita dall’inverter (Pca), le temperature ambiente e della cella . Tali misurazioni, si ribadisce, devono essere effettuate simultaneamentecioè nello stesso istante

Il GSE e le norme CEI impongono l’uso di strumentazione apposita e con precisione elevata. Non è permesso l’uso di un misuratore di potenza qualsiasi o un qualunque solarimetro

L’ultima edizione della norma CEI 82-25 impone la misura di irraggiamento realizzata tramite un piranometro a termopila o un solarimetro, purché esso sia realizzato con una cella fotovoltaicaavente una risposta spettrale simile a quella dei moduli

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SOLAR300 - Simultaneità Tipicamente l’inverter è collocato in posizione distante dai pannelli fotovoltaici

(ex: scantinati di edifici che ospitano i pannelli sul proprio tetto)

Siccome il SOLAR300 deve essere installato in prossimità dell’inverter, al fine di ovviare alla necessità di avere lunghi cavi di misura per i collegamenti con i pannelli, è stata introdotta l’unità remota SOLAR-01 per le misure di

irraggiamento e temperatura, da installare in prossimità dei pannelli fotovoltaici

senza alcuna necessità di essere collegata al SOLAR300 in fase di collaudo. Ciò

è possibile grazie all’operazione di SINCRONIZZAZIONE iniziale tra le due unità

tramite collegamento via cavo USB. In tal modo SOLAR300 e SOLAR-01

acquisiscono i parametri elettrici ed ambientali in simultaneità come necessario

per il collaudo

La simultaneità delle misurazioni è fondamentale. Oltre ad essere richiesta dal

D.M. 19/02/07 è intuitivo pensare come, misurando l’irraggiamento, la potenza

DC e la potenza AC in istanti diversi non si possa calcolare il reale rendimento

dell’impianto

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SOLAR300 - Collaudo impianto FV Monofase

Schema di principio del collegamento alla stringa dell’inverter

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Collaudo impianto FV MonofaseCosa ci si attende

Sulla base del D.M. 19/02/07 e della CEI 82-25 , le condizioni per avere un esito positivo del collaudo su un impianto fotovoltaico sono le seguenti:

RENDIMENTO DC = ηdc > 0.85

RENDIMENTO AC = ηac > 0.90

Per temperatura delle celle < 40°C e irraggiamento > 600W/m2

RENDIMENTO DC = η dc > nuova soglia definita in funzione del parametro Ptpv

η dc > (1-Ptpv-0.08)*Pnom*Gp/1000

RENDIMENTO AC = ηac > 0.90

Per temperatura delle celle > 40°C e irraggiamento > 600W/m2

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SOLAR300 – Collaudo impianto FV MonofaseInterpretazione dei risultati (OK)

Esempio di esito positivo:

Rendimento DC = 0.88 > 0.85

Rendimento AC = 0.91 > 0.90

Irr = 1048 W/m2

> 600 W/m2

TIPICO COLLAUDO OK

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SOLAR300 – Collaudo impianto FV MonofaseInterpretazione dei risultati (NON OK)

L’esito negativo del collaudo è dovuto ad

un rendimento AC 0.89 < 0.90

Essendo tale rendimento determinato dalla

Pac e Pdc occorre:

Verificare i corretti fondo scala delle

pinze AC e DC sul SOLAR300

Verificare il valore della corrente Idc

forse troppo elevata e che ha dato

origine ad una Pdc tale da rendere il

rendimento sotto soglia

VERIFICARE IL CORRETTO AZZERAMENTO DELLA PINZA DC E RIPETERE IL COLLAUDO

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Tipologie inverterInverter centralizzato

DC AC

Un unico inverter gestisce tutto

l’impianto. Tutte le stringhe,

costituite da moduli collegati in

serie, sono riunite in un

collegamento in parallelo. Questa

soluzione offre investimenti

economici limitati, semplicità di

impianto e ridotti costi di

manutenzione. Per contro questa

tipologia è particolarmente

sensibile agli ombreggiamenti

parziali limitando lo sfruttamento

ottimale di ogni stringa. È adatto

per campi solari uniformi per

orientamento, inclinazione e

condizioni di ombreggiamento

Un solo collaudo è necessario

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Tipologie inverterInverter di stringa

Ogni stringa, composta da vari

moduli in serie, ha un proprio inverter

rappresentando di fatto un mini-

impianto a sé stante; grazie a questa

configurazione si ottengono rese

maggiori rispetto agli inverter

centralizzati riducendo le perdite

dovute ad ombreggiamenti. Ha un

maggior costo a parità di potenza

rispetto ad un impianto con inverter

centralizzato. È adatto per campi

solari articolati con diverse condizioni

di irraggiamento. È utilizzabile anche

per impianti costituiti da più campi

solari geograficamente distribuiti

DC AC

Necessario un collaudo per ogni stringa

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Tipologie inverterInverter multistringa

Questa tipologia si interpone tra gli

inverter centralizzati e quelli di stringa

consentendo il collegamento

tipicamente di due o tre stringhe per

ogni unità con orientamenti,

inclinazioni e potenze diverse. Dal

lato del generatore DC le stringhe

sono collegate ad ingressi dedicati

indipendenti e dal lato

dell’immissione in rete funzionano

come un inverter centralizzato

ottimizzandone la resa. È il sistema

con il miglior rapporto

costi/prestazioni

DC AC

Necessario un collaudo per ogni stringa scollegata dalle altre

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FAQ (Frequently Asked Questions)Quali vantaggi ottengo con un sistema appositamente studiato per il

collaudo degli impianti fotovoltaici come SOLAR300?

I vantaggi dell’utilizzo di SOLAR300 sono molteplici:

Sincronizzazione delle misure per avere valori corretti e coerenti

Precisione delle misure così come prescritto

Effettuazione del collaudo da parte di un singolo operatore senza bisogno di

colleghi collegati via telefono o radio, oltretutto non sempre possibile

Nessun calcolo da eseguire e nessun valore da trascrivere a mano,

l’apparecchiatura esegue tutti i calcoli necessari, applicando i coefficienti di

correzione della potenza in funzione della temperatura, e fornisce direttamente il

responso SI o NO di conformità alle caratteristiche richieste

Documentazione immediatamente stampabile e consegnabile a cliente, senza

possibilità di manipolazione delle misure, per mettersi al riparo da qualsiasi

dubbio o contestazione sulla correttezza delle misurazioni effettuate

Registrazione protratta nel tempo dei parametri ambientali ed elettrici per un

monitoraggio continuo delle prestazioni dell’impianto e per identificare

immediatamente possibili malfunzionamenti

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FAQ (Frequently Asked Questions)

Cosa rischio utilizzando strumentazione non idonea?

Le richieste in merito alla tipologia ed alla precisione della strumentazione da

utilizzare sono molto chiare e dettagliate. Utilizzare strumentazione non idonea,

così come paiono essere i mille strumenti differenti che alcuni propongono, espone

a diversi rischi. Si può andare dal ritardo del riconoscimento della tariffa

incentivante alla revoca degli incentivi medesimi. Di sicuro non si è in grado di

effettuare il collaudo in maniera corretta ed in caso di eventuale contenzioso non si

può dimostrare alcunché