CRITERI DI PROGETTAZIONE E NORMATIVE PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI

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1 UNIVERSITA DEGLI STUDI DI PADOVA FACOLTA DI INGEGNERIA CORSO DI LAUREA TRIENNALE IN INGEGNERIA MECCATRONICA CRITERI DI PROGETTAZIONE E NORMATIVE PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI RELATORE: SIMONE BUSO CORRELATORI: LAUREANDO: FEDERICO SAVEGNAGO ANNO ACCADEMICO: 2011/2012 1

2 INDICE CAP 1: TIPOLOGIE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 1.1 Impianti isolati della rete elettrica servizio utenze isolate mini-reti isolate 1.2 Impianti collegati alla rete elettrica tetti fotovoltaici Centrali fotovoltaiche CAP 2: COMPONENTI DI IMPIANTO FOTOVOLTAICO 2.1 Moduli fotovoltaici 2.2 Sistemi di accumulo dell'energia Caratteristiche Installazione Installazione Riempimento 2.3 Convertitori statici Inverter per applicazioni isolate Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica Funzioni di un inverter 2.4 Strutture di sostegno Effetti del carico di neve Effetti dell'azione del vento Materiali per le strutture di sostegno Tipologie tradizionali per posa a terra CAP 3: ANALISI DI PRODUCIBILITÀ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO Calcolo della radiazione solare teorica sul piano dei moduli Angolo orario ω Declinazione δ Angolo d'incidenza θ Radiazione diretta I Radiazione diffusa D Albedo R 3.2 Soleggiamento di un sito Metodo di Liu-Jordan

3 3.2.2 Tabelle di dati caratteristici ed osservazioni empiriche Località senza archivio di dati storici di radiazione Moduli posizionati diversamente da quelli dei valori tabulati Influenza dell'ambiente sull'energia captata Parametri tecnici che influenzano la producibilità di un impianto Perdita per scostamento delle condizioni di funzionamento dei moduli rispetto a quelle di targa Perdite per riflessione Perdita di mismatch tra le stringhe Perdite sui circuiti in corrente continua Perdite sul sistema di accumulo Perdite sul sistema di conversione Perdite per basso soleggiamento e per ombreggiamento reciproco 26 CAP 4: PROCEDIMENTO DI DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI Sopralluogo Dimensionamento di un sistema per utenze isolate Metodo di analisi Dati d'ingresso Metodo di calcolo Dati di uscita Dimensionamento di un sistema collegato alla rete 32 CAP 5: ARCHITETTURA DEL SISTEMA ELETTRICO E SICUREZZA 5.1 Conversione centralizzata e conversione di stringa 5.2 Scatole di parallelo stringhe e quadri elettrici 5.3 Cablaggio elettrico 5.4 Tensione nominale CAP 6: CRITERI PROTEZIONE CONTRO LE SCARICHE ATMOSFERICHE 6.1 Dati sperimentali 6.2 Parametri dei fulmini 6.3 Protezioni contro i fulmini secondo norme CEI EN 62310/ LPS esterno Metodo dell'angolo di protezione Metodi della sfera rotante Metodo della maglia 6.5 LPS interno

4 CAP 7: PROGETTO ELETTRICO DELL'IMPIANTO FOTOVOLTAICO Layout d'impianto Scelta dei componenti Moduli fotovoltaici Sistema di accumulo Regolatore di carica Convertitore statico Considerazioni progettuali per convertitori per impianti collegati alla rete Considerazioni progettuali nella scelta del convertitore per impianti isolati dalla rete Protezioni elettriche del generatore fotovoltaico Diodi Scaricatori di sovratensioni Quadri elettrici Quadri in continua Quadri in corrente alternata Verifiche e prove Cavi elettrici, collegamenti di montaggio Cablaggio del generatore fotovoltaico Collegamenti elettrici fra componenti Verifiche di progetto Coordinamento tra conduttori e dispositivi di protezione Collaudo 53 CAP 8: MANUTENZIONE 8.1 Manutenzione ordinaria e preventiva Moduli fotovoltaici Stringhe fotovoltaiche Struttura di sostegno Quadri elettrici Batterie di accumulatori Convertitore statico Collegamenti elettrici 8.2 Affidabilità e parti di scorta 8.3 Check list di controllo periodico CAP 9: VALORIZZAZIONE DELL'ENERGIA 9.1 Premessa

5 9.2 Tariffe incentivanti del conto energia 9.3 Scambio sul posto CAP 10: CONCLUSIONI

6 CAPITOLO 1 Tipologie di impianti fotovoltaici 1.1 Impianti isolati dalla rete elettrica Figura 1: Schema impianto isolato [4] Servizio Comprendono quelle applicazioni per carichi di piccola potenza in servizio isolato dalla rete come : - pompaggio di piccole quantità d'acqua per uso sanitario - alimentazioni ripetitori telefonici e radio - carica batteria per imbarcazioni da diporto Utenze isolate Fanno parte in genere della tipologia identificabile come domestica con distribuzione dell'energia in corrente continua o, per fabbisogni energetici maggiori, in corrente alternata come rifugi alpini, seconde case, ecc 6

7 1.1.3 Mini-reti isolate Costituite da impianti con potenza fotovoltaica di qualche decina di kw, distribuzione in alternata, spesso trifase, e con back-up di un gruppo diesel elettrico. Sono dedicate all'elettrificazione di villaggi o comunità isolate dalla rete di distribuzione (piccole isole). La presenza del gruppo diesel, che può essere parte integrante della generazione elettrica, fa chiamare questi impianti ibridi. Gli impianti fotovoltaici isolati sono stati il primo campo di applicazione civile della tecnologia fotovoltaica, legata inizialmente ai voli spaziali. Gli impieghi si sono estesi ad un numero sempre maggiore di aree di interesse, man mano che il costo della tecnologia si riduceva diventando sempre più competitivo rispetto ai costi di estensione della rete elettrica. Questa tipo di tecnologia è l'unica opzione di alimentazione o per vincoli tecnici come la trasmissione di dati in quota o alle boe luminose o per vincoli paesaggistici in cui non è possibile estendere la rete elettrica. Figura 2: Schema impianto collegato alla rete [4] 1.2 Impianti collegati alla rete elettrica Tetti fotovoltaici Questa tipologia di impianti si dimostra la più idonea ad una diffusione di larga scala nei contesti urbanizzati perché è adatta all'integrazione dei moduli nelle facciate, nelle coperture o in altri elementi d' involucro degli edifici esistenti e di nuova realizzazione. 7

8 Sono impianti di potenza contenuta (qualche kw), che iniettano l'energia prodotta in rete e pertanto non richiedono l'accumulo di energia in quanto la rete elettrica garantisce l'alimentazione. La progettazione di questi impianti non è necessario che sia dimensionata per far fronte ai fabbisogni energetici dell'utenza perché c'è la rete che fa da polmone. Di conseguenza la progettazione viene fatta rispettando altri vincoli tra cui: - budget - ampiezza aree interessate - risultato estetico finale Centrali fotovoltaiche Presentano potenze installate considerevoli e di taglia modulare in quanto costituite da unità di generazione base con potenze fino a 500 kw. Esempi: Centrale realizzata dall'enel Spa a Serre in provincia di Salerno che è entrata in parallelo alla rete nel Occupa una superficie di m2, ha una potenza nominale di 3,3 MWp con una stima di producibilità annua di 4,5 milioni di kwh. E' costituita da moduli per un totale di celle. La centrale di Pocking in Baviera da 10MW. La centrale di Muhlausen da 6,3 MW. 8

9 CAPITOLO 2 Componenti di impianto fotovoltaico 2.1 Moduli fotovoltaici Un modulo fotovoltaico è un dispositivo in grado di convertire l'energia solare direttamente in energia elettrica mediante effetto fotovoltaico ed è impiegato come generatore di corrente in un impianto fotovoltaico. Ogni modulo è composto da celle che possono essere costituite da silicio monocristallino o policristallino. Il silicio monocristallino è costituito da cristalli ad elevata purezza che vengono fusi e poi solidificati nella forma voluta. Il silicio policristallino ha costi di produzione inferiore rispetto al precedente, ma le nuove tecnologie permettono la realizzazione di celle con prestazioni elettriche di poco inferiori a quelle di celle di silicio monocristallino. Un'altra tecnologia è rappresentata dai film sottili che sono realizzati a partire da materiali attivi sotto forma di gas, con il vantaggio di poter essere depositati in strati spessi pochi micron. L'insieme di celle forma il modulo. L'insieme di moduli forma il pannello. L'insieme dei pannelli forma la stringa. L'insieme delle stringhe forma il campo. 2.2 Sistemi di accumulo dell'energia Caratteristiche Questa parte è riservata solo se si vuol installare un sistema fotovoltaico isolato dalla rete elettrica. L'immagazzinamento dell'energia viene fatto tramite accumulatori di tipo elettrochimico. Gli accumulatori sono la parte dell'impianto più costosa, ancora più dei moduli. La presenza di batterie di accumulatori permette al sistema di: - far fronte alle punte di carico senza sovradimensionare i generatori. - garantire la continuità del servizio in caso di guasto o irraggiamento basso o nullo. - ottimizzare l'accoppiamento fra generatore ed il resto dell'impianto. L'accumulatore adatto per l'uso in impianti a fonte rinnovabile dovrebbe possedere le seguenti peculiarità tecniche: - elevata efficienza = energia fornita/energia immagazzinata - lunga durata = numero cicli carica-scarica - resistenza alle escursioni termiche (impianti in alta quota) - bassa manutenzione (utenze isolate=località remote) - ridotta autoscarica (alcuni impianti rimangono inattivi per mesi) 9

10 Per la maggior parte le batterie sono al piombo-acido e le loro caratteristiche sono: - energia specifica bassa quindi poco trasportabili - affidabili - buon rapporto prezzo/prestazioni - vita 7 10 anni - risentono della temperatura e dei cicli di carica-scarica Siccome questo tipo di batterie ha bisogno di diversa manutenzione allora hanno inventato batterie all'elettrolito sotto forma di gel invece di liquido. Un altro tipo di batterie sono quelle al Nichel/Cadmio. Costano 2,5 4 volte rispetto quelle piombo-acido, ma, avendo durata maggiore, il loro costo diventa solo 1,3 1,5 volte maggiore. A seconda dell'impianto si sceglie la batteria e il fattore principale di scelta è la taglia dell'impianto Installazione L'installazione degli accumulatori è fra le operazioni più delicate di tutto l'impianto sia perché si maneggia il componente più costoso sia perché la sua vita dipende in parte anche dalla prima installazione. L'alloggiamento ottimale sarebbe quello interno, ma nel caso in cui fosse impossibile si deve progettare un contenitore per le batterie con le seguenti caratteristiche: - deve avere una vasca antiacido per evitare dispersioni nell'ambiente; - deve avere struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido e resistente agli agenti atmosferici; - disegnato per essere ben areato ma protetto dall'intrusione di insetti, acqua piovana, accumuli di neve, ecc; - coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mantenere all'interno una temperatura non eccessivamente rigida; - agevole trasporto e facile assemblaggio in sito. Tutti gli accumulatori emettono idrogeno ed ossigeno quindi, quando il sistema di accumulo è in un ambiente chiuso può generare una miscela esplosiva se la concentrazione di idrogeno nell'aria supera il 4% in volume. Le direttive 89/391/CEE, 94/9/CE e 1999/92/CE per i luoghi con pericolo di esplosione richiedono che si tenga conto dei seguenti fattori: - probabilità e durata della presenza di atmosfere esplosive; - probabilità della presenza e dell'attivazione di fonti di agnizione, comprese le scariche elettrostatiche; 10

11 - caratteristiche dell'impianto, sostanze utilizzate, processo e possibili interazioni tra questi fattori; - entità degli effetti prevedibili. Nella norma CEI EN Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e per la presenza di gas-parte 10: Classificazione dei luoghi pericolosi è contenuta la ripartizione in zone, suddivise per probabilità e durata della presenza di atmosfere esplosive. Si ha: Zona 0: luogo dove è presente continuamente, per lunghi periodi, un'atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas. Zona 1: luogo dove è probabile, durante il funzionamento normale, un'atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas. Zona 2: luogo dove non è probabile che sia presente, durante il funzionamento normale, un'atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas. I locali da noi considerati rientrano nella zona 2. Secondo la norma CEI EN Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e per la presenza di gas-parte 14: Impianti elettrici nei luoghi con pericolo di esplosione per la presenza di gas, i requisiti di sicurezza degli impianti elettrici e dei loro componenti devono tenere conto della probabilità di possibili fonti di ignizione, tra cui le scariche elettrostatiche. Secondo la norma CEI EN Prescrizioni di sicurezza per batterie di accumulatori e loro installazioni-parte 2: Batterie stazionarie, i luoghi di installazione delle batterie devono essere considerati sicuri ai fini delle esplosioni quando, con ventilazione naturale o forzata, la concentrazione di idrogeno viene mantenuta al di sotto di questo limite di sicurezza. La norma indica anche la minima portata d'aria per la ventilazione del luogo di installazione delle batterie, da calcolarsi con la formula seguente: Q=v q s n I gas Crt [ m3 ] h (1) Q = flusso d'aria di ventilazione v = diluizione necessaria di idrogeno = 24 q = idrogeno generato s = coeff di sicurezza = 5 n = numero di elementi C rt = capacità 11

12 I float f f = corrente che produce gas I boost g s I float = corrente di carica in tampone in condizioni di carica totale I boost = corrente di carica rapida in condizioni di carica totale f g = fattore di emissione del gas f s = fattore di sicurezza (elementi difettosi) I gas = E' preferibile che la quantità di flusso di aria per la ventilazione del locale sia assicurata dalla ventilazione naturale, anche se, nel caso in cui questa non possa essere attuata, è ammesso il ricorso alla ventilazione forzata. Nel caso si utilizzi la ventilazione forzata, la norma CEI EN prescrive che il caricabatterie debba essere interbloccato con il sistema di ventilazione o debba essere attivato un sistema d'allarme per assicurare il flusso d'aria richiesto. Pur con un' adeguata ventilazione del locale, nelle immediate vicinanze delle batterie la diluizione dei gas esplosivi non è sempre assicurata. Deve pertanto essere rispettata una distanza di sicurezza in aria entro la quale sono vietati dispositivi con superfici calde oltre i 300 C o in grado di emettere scintille. La dispersione del gas esplosivo dipende dalla rapidità di rilascio del gas e dalla ventilazione vicino la sorgente di rilascio. La distanza minima di sicurezza dalla sorgente di rilascio è : (1 /3 ) (1 /3 ) (2) d =28,8 (I gas ) (C rt ) Riempimento Nelle norme CEI 21-6 sugli accumulatori per impianti fissi, sono fissate le caratteristiche di composizione chimica con i limiti di impurità ammessi dell'acido solforico e dell'acqua demineralizzata da usare per gli accumulatori al piombo. kg L'elettrolito deve avere una concentrazione di 1,25 3 a 25 C. dm Gli elementi devono essere riempiti fino al livello max segnato sul vaso perché poi scende per assorbimento delle piastre. 2.3 Convertitori statici I convertitori statici più utilizzati sono gli inverter. Gli inverter per il fotovoltaico sono divisi in: - inverter per applicazioni isolate - inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica 12

13 2.3.1 Inverter per applicazioni isolate Questi inverter hanno la funzione di erogare energia elettrica con caratteristiche quanto più possibile simili a quelle della normale rete di distribuzione di bassa tensione. Devono possedere caratteristiche sufficienti a garantire la necessaria continuità ed affidabilità nell'erogazione dell'energia con gli standard qualitativi richiesti. Devono: - mantenere degli opportuni livelli di frequenza e tensione sulle linee; - tollerare transitorie situazioni di sovraccarico dovute all'avviamento di motori elettrici e fornire energia reattiva ad eventuali carichi non rifasati; - avere un contenuto di armoniche sufficientemente basso per evitare interferenze con apparecchiature elettroniche Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica Questi inverter sono concettualmente e funzionalmente differenti da quelli precedenti. Il loro scopo è quello di convertire l'energia elettrica da corrente continua a corrente alternata ed iniettarla in rete nel modo più efficiente possibile. Questi dispositivi non hanno più come riferimento la tensione delle batterie, ma quella del generatore fotovoltaico. La finestra di tensione d'ingresso dell'inverter deve tener conto dei seguenti fattori: - tensione nel punto di max potenza e tensione a vuoto del generatore fotovoltaico (STC). Questi valori dipendono dal tipo e numero di moduli; - diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di max potenza a causa di irraggiamento solare inferiore a STC; - diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di max potenza a causa di aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici; - aumento della tensione a vuoto dovuto all'abbassamento della temperatura dei moduli Siccome i valori di tensione e frequenza sono imposti dalla rete l'inverter deve sincronizzarsi con quest'ultima e comportarsi come un generatore ideale di corrente alternata. Qualora la rete dovesse venire a mancare, l'inverter deve scollegarsi prontamente per evitare di alimentare i carichi con valori di tensione e frequenza non idonei. Meno diffusi sono gli inverter capaci di funzionare sia in parallelo che in modo isolato. Questi vengono usati in zone rurali in cui la rete ha una bassa affidabilità. Lavorano normalmente in parallelo e contemporaneamente si occupano di tenere cariche le batterie così, in caso di guasto alla rete, passano da modalità parallelo a quella isolata. 13

14 2.3.3 Funzioni di un inverter Le principali funzioni di un inverter sono: Protezioni di interfaccia con la rete elettrica: Gli impianti fotovoltaici che immettono energia in rete devono essere in grado di disconnettersi automaticamente in caso di malfunzionamento di quest'ultima. Nella configurazione più semplice, questa funzione è svolta da un dispositivo che interviene qualora la tensione o la frequenza di rete si discostino dai valori nominali. La norma CEI prevede un solo dispositivo per impianto, ma, siccome attualmente quasi tutti gli inverter medio-piccoli hanno protezioni proprie si è fatta la variante alla norma CEI che consente un max di 3 dispositivi purché la loro potenza complessiva non superi i 20 kw. Compatibilità elettromagnetica: La Direttiva Europea 89/336 contiene le prescrizioni di carattere generale riguardanti la compatibilità elettromagnetica, sotto i due aspetti: - le perturbazioni elettromagnetiche generate, siano limitate ad un livello che permetta agli apparecchi radio e di telecomunicazioni ed agli altri apparecchi di funzionare in modo conforme alla loro destinazione; - gli apparecchi abbiano un adeguato livello di immunità intrinseca contro le perturbazioni elettromagnetiche che consenta loro di funzionare in modo conforme alla loro destinazione. 2.4 STRUTTURE DI SOSTEGNO Le innumerevoli applicazioni del fotovoltaico fanno si che le strutture di supporto e sostegno per i moduli siano spesso personalizzate per ogni progetto. Qualunque sia la tipologia della struttura di sostegno prescelta, questa deve ovviamente essere in grado di reggere il peso proprio più il peso dei moduli e di resistere alle due principali sollecitazioni di norma considerate in questi progetti, costituite dal carico di neve (escluse le strutture con moduli verticali) e dall'azione del vento agente sul piano dei moduli che, nei confronti di quest'ultima sollecitazione, si comporta come una vera e propria vela. Le norme che stabiliscono i criteri per carichi permanenti, carichi d'esercizio, sovraccarico neve e azioni termiche sono contenute nel DM 16 gennaio 1996 Norme tecniche relative ai criteri generali per la verifica di sicurezza delle costruzioni e dei carichi e sovraccarichi nella circolare 4 luglio 1996 Istruzioni per l'applicazione delle norme tecniche relative ai criteri generali per la verifica di sicurezza delle costruzioni e dei carichi e sovraccarichi. 14

15 I carichi permanenti sono costituiti dal peso dei moduli e dagli elementi di connessione costituiti generalmente da bulloneria in acciaio inox Effetti del carico di neve La circolare del 4 luglio 1996 tratta le modalità di calcolo per il carico neve sulle coperture, basandosi sui seguenti fattori e parametri di installazione: - valore di riferimento del carico neve al suolo: il territorio nazionale è stato suddiviso in tre zone. Ogni zona ha un proprio valore che dipende dall'altitudine della zona; - coefficiente di forma della copertura: vengono considerate il numero di falde, l' inclinazione, la forma vera e propria; - discontinuità di quota delle coperture: si tiene conto della possibilità che, in corrispondenza di bruschi cambiamenti di quota delle coperture, possano verificarsi degli accumuli di neve per scivolamento della stessa o per il vento; - possibilità di accumulo contro pareti verticali: c'è la possibilità di accumulo a causa della ridotta velocità dell'aria nella parte sottovento; - possibile accumulo di neve dall'estremità sporgente di una copertura: questo calcolo riguarda soprattutto gli agenti obliqui realizzati con i moduli fotovoltaici, per i quali deve essere calcolato il carico di punta agente sugli stessi; - carico neve su protezioni paraneve ed altri ostacoli sulla copertura: questo parametro diventa importante quando il modulo è posto su una copertura a falda, quindi impedisce lo scivolamento della neve Effetti dell'azione del vento La circolare del 4 luglio 1996 considera l'azione del vento, salvo casi particolari, come statica e orizzontale. Essa viene considerata come una pressione normale alla superficie dei moduli. La pressione dipende dai seguenti parametri o fattori: - pressione cinetica di riferimento: il territorio nazionale è stato diviso in otto zone per tener conto degli effetti del vento sulle strutture. Ad ogni zona, in dipendenza anche dall'altitudine, corrisponde la propria velocità del vento di riferimento, quindi corrisponde una pressione cinetica di di riferimento; - coefficiente di esposizione e di topografia: ognuna delle otto zone è stata riclassificata a seconda se è vicino o meno alla costa e se vi sono aree urbane al suo interno. Questo coefficiente è calcolato in modo diverso se l'impianto è su un ciglio, pendio o sommità di un rilievo naturale; - coefficiente di forma: questo parametro tiene conto se l'impianto è costruito su coperture piane, falde inclinate o curve, su coperture multiple, su tettoie o su pensiline isolate. 15

16 2.4.3 Materiali per le strutture di sostegno I materiali più utilizzati sono l'acciaio zincato, l'acciaio inox e il legno. Un dettaglio non trascurabile in sede progettuale è la possibilità al manifestarsi di azioni corrosive di tipo galvanico sulle parti metalliche in grado di deteriorare la struttura, soprattutto in corrispondenza dei punti di giunzione tra metalli differenti. Ad esempio in prossimità delle coste questo fenomeno è favorito per la presenza di sale. Un altro esempio è quello degli impianti costruiti in località montane in cui è abitudine realizzare le coperture con lamiere grecate in rame che diventano esteticamente molto simili all'acciaio zincato grazie ad un opportuno trattamento protettivo. In questo caso non si devono utilizzare i profili commerciali in acciaio zincato per i seguenti motivi: - con il tempo e l'azione di pioggia e neve lo zinco tende a depositarsi sulla lamiera di rame; - le aree dei due metalli accoppiati sono molto diverse. Si verifica quando l'area anodica è piccola rispetto quella catodica perché in questo caso l'attacco corrosivo è libero di concentrarsi su una superficie limitata. Un esempio per quest'ultimo motivo è l'accoppiamento bullone d'acciaio con lastra di rame. In questi casi si preferisce l'utilizzo di strutture in acciaio inox che sono più affidabili, più durature nel tempo ma anche più costose. Altro tipo di materiale utilizzabile per le strutture di sostegno è il legno che anche se è più costoso dell'acciaio ha peculiarità uniche: - è accettato nei luoghi con vincoli paesaggistici /ambientali; - è facilmente lavorabile qualora siano necessari aggiustamenti in sito: smussi forature, asole, ecc. Ricordando che se si tratta di un impianto isolato non si ha la disponibilità della corrente elettrica per collegare attrezzi. Purtroppo il legno ha prestazioni meccaniche inferiori all'acciaio quindi deve avere delle sezioni più importanti che danno alla struttura un aspetto goffo. Più recentemente si è utilizzato l'alluminio che ha, come il legno, prestazioni meccaniche decisamente inferiori all'acciaio e il suo costo è notevole. Per questi motivi lo si è utilizzato per piccole strutture mobili o per impianti montati sulle falde dei tetti in cui sono contenute sia le sollecitazioni, perché la pressione va direttamente sulle staffe di aggancio al tetto, sia la quantità di materiale per m2 di modulo Tipologie tradizionali per posa a terra Le principali strutture sono: 16

17 Strutture a cavalletto. Gli impianti fotovoltaici realizzati facendo uso di cavalletti rappresentano le prime applicazioni civili del fotovoltaico. L'utilizzo di questo tipo di sostegni consente al progettista di disporre al meglio i moduli fotovoltaici nei confronti dell'irraggiamento solare, scegliendo l'inclinazione e l'orientamento più opportuni per ogni specifica applicazione. Va tenuto presente che, a fronte della semplicità di installazione e del costo relativamente contenuto, gli impianti a cavalletto non consentono di raggiungere risultati estetici gradevoli. Strutture a palo. In alternativa alla struttura a telaio abbiamo quella a palo. Si ricorre a questa soluzione quando è necessario aumentare l'altezza del piano dei moduli per sfuggire a zone d'ombra o quando si deve occupare meno spazio a terra. Molto spesso si utilizza questa struttura utilizzando pali bassi su coperture piane che non consentono la disposizione dei cavalletti perché percorse da travi o tubazioni o perché sul solaio sono presenti apparecchiature tecniche di servizio. Strutture di sostegno ad inseguimento. Per ottenere una miglior captazione dei raggi solari il piano dei moduli dovrebbe inseguire i movimenti del disco solare nel percorso lungo la volta celeste. Questo percorso lo si può trovare attraverso due moti caratteristici: - moto giornaliero: è una rotazione azimutale del piano dei moduli sul suo asse baricentrico, seguendo il percorso da est ad ovest ogni giorno; - moto stagionale: è una rotazione rispetto il piano orizzontale che segue le elevazioni variabili del disco solare da quella minima a quella massima dovute al cambio di stagione. La soluzione ideale sarebbe un inseguimento del sole su entrambi gli assi. La struttura più idonea è la struttura a palo con fulcro dei moduli alla testa del palo (un girasole). Questa struttura non può sorreggere grandi superfici di moduli richiedendo così più pali ognuno con un costo aggiunto alle apparecchiature di movimentazione. Poi i pali devono essere ben spaziati fra loro per evitare ombreggiamenti reciproci delle strutture. Tutto questo fa diminuire drasticamente la densità di energia prodotta per unità di kwh terreno occupato ( ). m2 La soluzione che offre il miglior compromesso tra captazione d'energia, risparmio di carpenteria, costo di movimentazione e Ground Ratio (rapporto tra superficie attiva e superficie di terreno occupata) è l'inseguimento Est-Ovest di una struttura orizzontale 17

18 rispetto al terreno, chiamata inseguitore monoassiale. In questo caso il piano dei moduli è orizzontale ed una apparecchiatura di movimentazione lo fa ruotare sul suo asse orizzontale, da est a ovest, come uno spiedino. Così facendo si possono realizzare piani di moduli nella direzione dell'asse di rotazione molto lunghi (grosse potenze) utilizzando una sola apparecchiatura di movimentazione. Con questi tipi di strutture il progettista deve stabilire diverse variabili tra cui il massimo angolo di rotazione durante l'inseguimento, la spaziatura da tenere tra i filari, la strategia di inseguimento, il passo in gradi di ogni movimento dell'inseguitore ed il grado di automazione del controllo meccanico dell'impianto. Lo studio di queste variabili viene fatto al calcolatore, simulando il movimento di due filari e la valutazione dell'energia captata modificando i vari parametri. Per ottimizzare l'inseguimento del sole si deve minimizzare l'angolo di incidenza con la superficie orizzontale che varia da giorno a giorno dell'anno. Esistono due strategie diverse di inseguimento del disco solare: - Tracking : è quella di aspettare la mattina il disco solare con la massima angolazione ed inseguire con la la funzione che massimizza l'energia captata. Lo svantaggio è che il filare esposto al sole nelle prime e ultime ore del giorno ombreggia tutti gli latri; - Backtracking : è quella di partire la mattina con i moduli orizzontali e controinseguire il sole senza ombreggiare gli altri filari. Le strutture ad inseguimento sono dotate di un microprocessore che calcola l'angolo di inseguimento istante per istante in modo da far captare la maggior energia possibile. 18

19 CAPITOLO 3 Analisi di producibilità di un impianto fotovoltaico 3.1 Calcolo della radiazione solare teorica sul piano dei moduli La terra ruota sul proprio asse quindi l'inclinazione dei raggi solari incidenti su un piano posto sulla superficie e parallelo ad essa varia con l'ora del giorno. L'asse di rotazione è inclinato di 23,5 rispetto al piano in cui giace l'orbita di rivoluzione della terra attorno al sole così l'inclinazione dei raggi solari dipende anche dalla posizione del globo terrestre su tale orbita e quindi dal giorno dell'anno. Questi concetti sono espressi matematicamente con 2 angoli: ω = angolo orario δ = declinazione Angolo orario ω Tiene conto della rotazione della terra attorno al proprio asse variando da 0 a 360. ω= 15 (t s 12) (3) in cui t s è l'ora solare compresa tra 0 e 24 ore Declinazione δ Tiene conto dell'effetto dell'inclinazione dell'asse terrestre. δ=23,5 sin ( 360 (284+n) ) 365 (4) In cui n è il numero del giorno dell'anno Angolo d'incidenza θ Supponiamo un sito con Φ latitudine (positiva per l'emisfero nord, negativa per quello sud) e un proprio valore di longitudine con cui viene calcolato l'angolo orario ω. I moduli vengono posizionati rispetto l'orizzontale con un angolo β che è positivo se rivolto verso l'equatore. Se poi l'impianto è rivolto verso ovest o verso est si deve tener conto di questo fenomeno attraverso l'angolo di azimuth α. Ora abbiamo tutti i dati per trovare l'angolo d'incidenza θ tra i raggi solari e la normale ai moduli: 19

20 cos θ =senδsenφcosβ senδcosφsenβcosα+cosδcosφcosβcosω +cosδsenφsenβcosα cosω+cosδsenβsenαsenω (5) Radiazione diretta I La radiazione diretta raccolta da un modulo orientato: I= Ior cosθ cosθ h (6) Ior = radiazione misurata al suolo sul piano orizzontale θ h = angolo di incidenza tra la traiettoria dei raggi solari e la normale al piano orizzontale cosθ h=senδsenφ+cosδcosφcosω (7) Radiazione diffusa D Se indichiamo con Dor la densità di potenza della radiazione diffusa raccolta su un modulo orizzontale non contornato da ostacoli, la frazione D raccolta da un modulo con inclinazione pari a β rispetto l'orizzontale è: D= Dor (1+cosβ ) 2 (8) Albedo R I moduli fotovoltaici raccolgono le radiazioni solari, oltre che in modo diretto e diffuso, anche in modo costituito dalla riflessione sul suolo o da ostacoli. Questa dipende dall'inclinazione dei moduli, dall'ambiente e dal periodo dell'anno, basti pensare ai luoghi che d'inverno si ricoprono di neve e ghiaccio. Se indichiamo con Gor la radiazione totale sul piano orizzontale e p g il fattore di albedo, la radiazione R per effetto d'albedo è: R=Gor p g (1 cosβ) 2 (9) 20

21 3.2 Soleggiamento di un sito La radiazione solare complessivamente raccolta da un modulo fotovoltaico è la somma delle tre componenti: G=I + D+R (10) Si deve tener conto anche della presenza di catene montuose, di laghi, di deserti ecc Metodo di Liu-Jordan Se il generatore fotovoltaico non ha un'inclinazione fissa possiamo fare in modo di far raccogliere da esso, nell'arco dell'anno, la massima energia solare utile al carico previsto. Il metodo di calcolo più noto è quello di Liu-Jordan. Si basa sull'ipotesi che il tasso di Gor nuvolosità giornaliera si calcola come, cioè il rapporto tra la radiazione globale Go giornaliera raccolta da una superficie orizzontale al suolo e quella che verrebbe raccolta dalla stessa superficie se fosse fuori dall'atmosfera. La radiazione diffusa captata da una superficie orizzontale al suolo (Dor) è anch'essa correlata con il grado di nuvolosità e quindi legata a Gor. Liu-Jordan per via sperimentale ha dedotto la relazione: Dor 2 3 =1,39 4,027 K t+5,331 K t 3,108 K t Gor dove: K t= Gor Go Go =I o r [cos( δ) cos (Φ) sen(ωs)+( 360 n ) 365 giorno n tra Terra e Sole. r =1+0,033 cos ( (11) π 24 )ω sen (Φ) sen (δ )] 180 s π = quadrato del rapporto fra distanza media e distanza al I o = costante solare pari a 1367 [ W ] m2 Φ = latitudine δ = declinazione ω s=arcos ( tg( δ ) tg (Φ)) = angolo orario al tramonto su superficie orizzontale n n=giorno progressivo dell'anno (17 luglio = 198) 21

22 Nota la radiazione diffusa, quella diretta si calcola: Ior=Gor Dor (12) Ora possiamo calcolare la radiazione globale su piano inclinato: G=I +D+R=Rb Ior+ Dor (1+cosβ ) Gor ρ g (1 cosβ ) (13) dove: β = angolo di captazione della superficie captante ρg = riflettività del terreno (valore medio indicativo 0,2) A π R b= A= ω ' sen( δ) sen(φ β )+sen(ω s ' ) cos ( δ) cos(φ β ) con : B 180 s π B= ω sen (δ) sen (Φ)+sen(ωs ) cos (δ ) cos (Φ ) 180 s ω s '=min (ω s e ω s β ) ω s β=arcos [ tgδ tg (Φ β)] = angolo orario al tramonto su superficie inclinata Tabelle di dati caratteristici ed oservazioni empiriche Spesso l'applicazione del metodo di Liu-Jordan è superflua in quanto i dati su piani variamente inclinati si trovano già in forma tabellare. La prima ad iniziare la raccolta di dati della radiazione solare era stata l'areonautica Militare Italiana per la sicurezza del volo, poi il Ministero delle politiche Agricole per il sostegno delle attività agronomiche e altre organizzazioni come università, l'enea, il Gruppo ENEL e molte altre aziende private. Sulla base di queste acquisizioni ed elaborazioni nascono le normative (la prima nel 1983) che contengono le medie giornaliere mensili di radiazione solare diretta e diffusa rapportate al piano orizzontale. Un'altra fonte di dati di radiazione solare sono le pubblicazioni dell'istat pubblicate dal Dagli anni '70, basandosi sempre sulle fonti di dati accennate prima, l'istituto di Fisica dell'atmosfera del CNR-IFA iniziò a realizzare l'atlante Solare Europeo che è uno dei riferimenti di base per conoscere la distribuzione della radiazione solare in Italia. L'Atlante Solare Europeo riporta le mappe della distribuzione della radiazione solare ricalcolata per diversi piani variamente inclinati ed orientati. Si deve tener conto che queste norme e pubblicazioni non tengono conto di microclimi naturali (complessi del Gran Sasso o del Sile) o di ostacoli naturali. Infine, dalla metà degli anni '90 si sono diffuse le tecniche che utilizzano le immagini da 22

23 satellite per il calcolo della radiazione solare a terra che possono avere una risoluzione di km Località senza archivio di dati storici di radiazione Se non abbiamo a disposizione dati storici per il luogo in considerazione, se è nelle vicinanze (<50 km) di una località di cui si conoscono i dati si possono adottare quelli di quest'ultima se non vi sono notevoli differenze sul profilo climatico come località su un rilievo montuoso o a ridosso della costa. Se la distanza è maggiore, ma si trova in prossimità di una linea isoradiattiva passante per una località nota, possiamo usare i dati di quest'ultima se la latitudine è < 1 1,5 gradi e la loro distanza è < 250 km Moduli posizionati diversamente da quelli dei valori tabulati Se i moduli sono orientati a sud con inclinazione diversa da una di quelle tabulate si fa la media ponderale dei due valori più prossimi. Se l'inclinazione è < 5 di una tabulata, si usa quest'ultima. Se i moduli sono posizionati verticalmente e con orientamento diverso da uno di quelli tabulati si fa la media ponderata con i due valori più vicini. Se il valore è < 10 rispetto a uno di quelli in tabella si utilizza quest'ultimo. Se i moduli hanno un'inclinazione diversa da una di quelle tabulate e con orientamento non a sud la soluzione è più complicata. Un metodo per 0 β 90 e 90 α 270 è il seguente: - Passo 1 si ricava una serie di valori facendo la media ponderale tra i valori più prossimi a quello dato, come se fossero rivolti a sud. Se l'inclinazione è <5 da una tabulata si prende quest'ultima. - Passo 2 ora facciamo β + α' se: 90 teniamo i dati del passo 1 (dove α'= α-180 ) > 90 andiamo al passo 3 - Passo 3 si ricava una seconda serie di valori facendo la media tra i valori più prossimi, come se i moduli fossero verticali. Se l'orientamento dei moduli è 10 a uno tabulato si utilizza quest'ultimo. -Passo 4 ora si devono mediare le due serie di valori ottenute. Tanto più i moduli sono orizzontali, tanto meno la media deve essere influenzata dalla serie di dati relativa al posizionamento verticale e viceversa tanto più i moduli sono verticali, tanto meno la media deve essere influenzata dalla serie di valori con esposizione a sud. d si = irraggiamento del mese i-esimo calcolato per σ e d si σ = inclinazione dei moduli rivolti verso sud d vi = dato di irraggiamento per α α = orientamento dei moduli considerati verticali 23

24 d i =(1 (α ' ) β (α' ) β ) d +( + )d si vi (14) 3.3 Influenza dell'ambiente sull'energia captata Un altro passo da compiere è rappresentato dalla valutazione delle influenze dell'ambiente sulla posizione scelta per il generatore fotovoltaico nel sito: deve essere valutato il grado di ombreggiamento del generatore dovuti agli edifici, vegetazione, rilievi di terreno, precipitazioni nevose, formazione di strati di ghiaccio o altro, che possono impedire alla radiazione solare diretta di raggiungere i moduli fotovoltaici in determinate ore del giorno o periodi dell'anno. Per tenere conto dell'effetto delle ombre occorre rilevare una mappatura degli ostacoli all'orizzonte, visti da un osservatore nel punto scelto per l'installazione del generatore. Poi si riportano gli ostacoli visti in un diagramma che rappresenta la proiezione della semisfera celeste con in ascissa riportato l'orientamento Est-Ovest (azimut) e in ordinata l'angolo di elevazione rispetto l'orizzonte. Figura 3: Esempio di diagramma delle ombre [3] L'asse orizzontale in corrispondenza dell'angolo di elevazione pari a 0 C corrisponde alla linea dell'orizzonte, mentre il punto d'intersezione con l'ordinata in corrispondenza del valore di elevazione pari a 90 C è il punto di zenit rispetto all'osservatore. 24

25 Gli strumenti da utilizzare sono bussola e clinometro. Il primo identifica l'azimut relativo ai punti del contorno dell'ostacolo in oggetto, mentre il secondo ne individua l'angolo di elevazione. Si sottolinea, ancora, che i valori di azimut ed altezza del sole dipendono dall'ora del giorno, dalle stagioni e dalla latitudine del luogo di osservazione. Dall'analisi del diagramma emerge quanto segue: - l'area al di sopra della curva del 21 giugno non contribuisce alla captazione diretta in quanto il sole non si troverà mai al di sopra di tale limite; - l'area al di sotto della curva del 22 dicembre non contribuisce alla captazione diretta in quanto il sole non si troverà mai al di sotto di tale limite; - tutte le aree sottese dal profilo delle ombre non contribuiscono alla captazione. A questa quantità di energia persa può essere sommata quella valutabile sulla scorta delle informazioni raccolte in sito in merito alle eventuali precipitazioni nevose. 3.4 Parametri tecnici che influenzano la producibilità di un impianto I principali parametri sono: Perdita per scostamento delle condizioni di funzionamento dei moduli rispetto a quelle di targa Ogni modulo viene fornito dal costruttore con le relative prestazioni elettriche in termini di potenza, tensione e corrente a condizioni standard, dette STC, cioè a 25 C e 1000 W 2, in modo da poterli confrontare tra di loro. Le condizioni reali di funzionamento m sono differenti da quelle STC e quindi ci sono dei cali di prestazioni causati dall'aumento di temperatura che nel sud d'italia sono tra il 5 e 8 % Perdite per riflessione Le perdite per riflessione sono collegate con la costruzione dell'impianto fotovoltaico. Solo particolari ambienti aiutano a ridurre la perdita come grandi superfici bianche. Una stima ragionevole della perdita di energia è circa del 3% Perdita di mismatch tra le stringhe Queste perdite sono dovute alla non uniformità di prestazioni elettriche fornite dai moduli che compongono ogni stringa fotovoltaica con il risultato di non riuscir a sfruttare la totale potenza di targa. Queste perdite risultano funzione dell'architettura elettrica del generatore con un valore indicativo per le medie potenze (kwp) di 3 4%. 25

26 3.4.4 Perdite sui circuiti in corrente continua Alcune delle microperdite di questa voce sono la resistenza dei cavi elettrici, la resistenza di contatto sugli interruttori e le perdite per caduta di tensione sui diodi di blocco di protezione delle stringhe. Questa perdita la si riesce a ridurre scegliendo componenti appropriati come i diodi di tipo Schottky. Un buon progetto ha una perdita di questo tipo di 1 2% Perdite sul sistema di accumulo Sono le perdite delle batterie presenti negli impianti isolati. Hanno un rendimento legato al processo di carica-scarica dell'energia. Per batterie al piombo-acido a vaso aperto la perdita si aggira 10 12% Perdite sul sistema di conversione Dipendono dal tipo di convertitore. Indicativamente: - per impianti isolati la perdita è 4 10% - per impianti collegati alla rete la perdita è 8 15% Perdite per basso soleggiamento e per ombreggiamento reciproco Le prime si hanno quando il sistema di conversione ha un autoconsumo superiore all'energia che si potrebbe produrre (all'alba e al tramonto). In questi casi l'impianto fotovoltaico viene scollegato. Le seconde perdite invece sono funzione della geometria di disposizione del campo fotovoltaico sul terreno. In genere la somma di queste perdite equivale al 2 5%. 26

27 CAPITOLO 4 Procedimento di dimensionamento degli impianti 4.1 Sopralluogo La prima fase della progettazione consiste nella raccolta di una serie di informazioni riguardanti le condizioni ambientali, tecniche e logistiche del sito in cui andrà realizzata l'opera. Il sopralluogo ha lo scopo principale di valutare: - le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici; - l'alloggiamento del convertitore e delle apparecchiature elettriche; - il percorso dei cavi di cablaggio; - le eventuali difficoltà logistiche in fase di costruzione; - i vincoli di tipo ambientale, paesaggistico ecc. 4.2 Dimensionamento di un sistema per utenze isolate Questo paragrafo ha lo scopo di illustrare un metodo semplificato di dimensionamento di un impianto dedicato all'alimentazione di utenze isolate senza l'uso di strumenti informatici. L'obbiettivo sarà quello di stabilire: - la taglia del generatore fotovoltaico in termini di potenza installata; - la taglia dell'accumulo in termini di energia accumulabile; - la taglia del convertitore statico cc/ca in termini di potenza. Questo metodo segue l'approccio del bilancio energetico tra fonte solare e carico elettrico lavorando su dati giornalieri medi e mensili non tenendo conto di altre problematiche tra le quali la limitazione della massima corrente di carica per la miglior gestione dell'accumulo o l'effettivo punto di lavoro ora per ora sulla caratteristica I-V del generatore fotovoltaico. I sistemi fotovoltaici rappresentano dei serbatoi di energia e non di potenza. La rete garantisce la disponibilità di tutta la potenza contrattuale durante le 24 ore della giornata cioè garantisce la continuità di alimentazione dell'utenza. Al contrario, la taglia del sistema fotovoltaico viene scelta in base alle ipotizzate esigenze energetiche. La durata degli assorbimenti viene pertanto stabilita in sede progettuale. L'energia generata dal sistema fotovoltaico dipende dalla taglia e dall'irraggiamento giornaliero. 4.3 Metodo di analisi Lo possiamo schematizzare in tre blocchi: 27

28 Dati d'ingresso Sono tutti i dati d'ingresso da raccogliere: - dati meteorologici di radiazione globale media giornaliera su base mensile per un anno tipo sul piano inclinato dei moduli (l'inclinazione deve essere ottimale) - dati di carico elettrico previsto Metodo di calcolo: comprende le formule di calcolo e le scelte dei valori dei vari parametri che costituiscono la personalizzazione di dimensionamento. Dati di uscita (è il risultato del dimensionamento): - la taglia del generatore fotovoltaico in termini di potenza installata - la taglia dell'accumulo in termini di energia accumulabile - la taglia del convertitore statico cc/ca in termini di potenza Figura 4: Schema metodo d'analisi [1] Dati d'ingresso I dati d'ingresso sono: - Radiazione globale media giornaliera e scelta dell'inclinazione del piano dei moduli. Se il piano dei moduli è in una posizione che non ne vincoli l'inclinazione sul piano orizzontale, l'azimuth rispetto a sud e la superficie di captazione sia ben esposta allora si può procedere come precedentemente descritto. Il risultato sarà una serie di 12 valori rappresentanti le medie di irraggiamento per ogni mese dell'anno espresse Wh /m 2 / giorno. Una volta costruita la tabella dei dati di radiazione globale su vari piani inclinati, non sempre si sceglie quell'angolo che massimizza la raccolta di energia annua. Questo perché si deve considerare se il servizio elettrico è richiesto solo nel periodo estivo o solo nel periodo invernale. Nel primo caso se l'impianto è su seconde case, rifugi alpini 28

29 ecc e l'angolo di inclinazione dei moduli deve essere basso invece nel caso invernale come ad esempio segnalazione da siti remoti gli angoli di inclinazione devono essere alti. Poi tutti i dati devono essere corretti, considerando che se l'angolo di azimuth non è zero i dati avranno un decremento. - Valutazione del carico elettrico previsto Tra le informazioni indispensabili nel sopralluogo c'è quella di formare una tabella con i fabbisogni energetici giornalieri reali e previsti. Nel caso di un'accentuata stagionalità dei carichi elettrici, il progettista dovrà redigere più di una tabella a seconda del periodo di riferimento. Si deve tener conto anche del fatto che se l'impianto è su una seconda casa, si dovranno fare delle tabelle settimanali per considerare la differenza di consumo nel periodo invernale solo nei weekend ed in quello estivo per tutta la stagione. Se il sistema è progettato per fornire corrente alternata si deve procedere alla costruzione di diagrammi di carico cioè dell'andamento stimato della potenza assorbita dai carichi su base oraria nel corso delle giornate tipo in modo da valutare la potenza del convertitore cc/ca. Sulla base dei tipi di carico devono essere riportate ora per ora le potenze richieste e una volta sommate si otterrà automaticamente il picco di carico Metodo di calcolo Il dimensionamento viene effettuato considerando di dover determinare la potenza fotovoltaica da installare e la capacità della batteria di accumulatori in modo da alimentare il carico con disponibilità energetica nulla. Questa condizione non risulta garanzia di completa affidabilità di fornitura in quanto la fonte solare è una variabile aleatoria. Il primo passo è quello di ipotizzare che, in ogni mese dell'anno, l'energia giornaliera media mensile prodotta dal generatore E g ( Wh /giorno ) risulti sempre maggiore o uguale alla corrispondente energia richiesta dal carico elettrico E c ( Wh /giorno ): Eg Ec E g=η g Ag G m K [ Wh /giorno ] A g = superficie del piano dei moduli G m = radiazione globale media giornaliera su base mensile incidente sul piano dei moduli. K = coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti che tiene conto della perdita dovuta ad ostacoli naturali che si sovrappongono tra sole e moduli. Questo valore viene trovato dal rilievo clinometrico durante il sopralluogo. Un sito è valutato idoneo se ha un K tra 0,97 a 0,95. 29

30 η g = rendimento complessivo di conversione del sistema fotovoltaico, definito come il rapporto tra l'energia fornita al carico e l'energia incidente sulla superficie inclinata del piano dei moduli. Questo valore è dato dal prodotto tra il rendimento dei moduli fotovoltaici (energia solare/energia ai morsetti del modulo) ed il rendimento del resto del sistema (dai moduli all'uscita del convertitore statico): η g =η mod ηbos Assumendo la condizione più restrittiva del generatore: A gmin= (15) E g = E c si determina la minima superficie Ec (η g Gm K ) 18 (16) La potenza di picco del generatore sarà quindi: P g= Dmod A gmin [Wp] (16) dove D mod è la densità del modulo scelto per l'installazione. La capacità della batteria di accumulatori viene calcolata in modo da garantire un certo numero di giorni N ga (periodo in cui la batteria fornisce energia al carico senza alcun apporto energetico dal generatore fotovoltaico, a causa di basso irraggiamento, manutenzione o guasto): Q b= E cmax N ga DOD [Wh] ηb (17) ηb =rendimento del processo di carica-scarica della batteria utilizzata E cmax =valore massimo dell'energia giornaliera media mensile richiesta dal carico DOD= (dept of discharge) valore comprensivo tra 0 e 1 corrispondente alla massima profondità di scarica che si può raggiungere con la batteria utilizzata in modo che non subisca danneggiamenti. Solitamente DOD=0, Dati di uscita Le taglie di generatore fotovoltaico e accumulo corrispondenti alla coppia di valori P g e Qb così ottenuta consentono di alimentare con continuità il carico elettrico. 30

31 Tuttavia, a pari energia elettrica da fornire al carico, un aumento della taglia del generatore fotovoltaico oltre a quella calcolata consentirebbe, entro certi limiti, una diminuzione della capacità dell'accumulo rispetto alla calcolata e viceversa. Esistono così altre coppie P g e Qb che soddisfano il carico elettrico: il luogo dei punti è descritto dalla figura, simile ad un'iperbole. Figura 5: Luogo delle coppie P g e Qb [1] Per scegliere la coppia ottimale dobbiamo valutare criteri tecnici ed economici secondo le seguenti considerazioni preliminari: - all'aumentare della potenza del generatore fotovoltaico aumenta anche il suo costo in modo proporzionale (il prezzo dei moduli è proporzionale ai watt installati, le strutture di sostegno ai kg di carpenteria installata che è proporzionale ai watt e così pure i cavi di cablaggio) ma cala il costo dell'accumulo (il kwh accumulato non è proporzionale al costo). Quindi esisterà una coppia che costerà meno, ma dando la stessa continuità di servizio elettrico delle altre; - le taglie del generatore fotovoltaico e della batteria non variano in modo continuo ma in modo discreto. I generatori sono costituiti da serie o paralleli di moduli (se ogni stringa è costituita da 2 moduli in serie si potrà cambiar la taglia solo di due moduli in due moduli). Gli accumulatori sono disponibili in taglie a gradini: 100,125,150 Ah ecc. - per tener conto delle semplificazioni introdotte l'autonomia della batteria deve essere di almeno tre giorni. 31

32 Figura 6: Costi delle coppie P g e Qb che soddisfano il bisogno energetico di un carico elettrico [1] Altre osservazioni: - la potenza del generatore è in Wp e quindi compatibile con i parametri per l'acquisto nel mercato; - la capacità della batteria è in kwh e nel mercato sono acquistate in Ah con scarica in 10 ore (C10). Per passare da kwh ad Ah è necessario calcolare la tensione nominale. Se dividiamo i kwh per la tensione nominale otteniamo gli Ah che saranno relativi alla scarica in Nag giorni di autonomia. 4.4 Dimensionamento di un sistema collegato alla rete Un sistema fotovoltaico collegato alla rete ha il solo compito di convertire l'energia solare in elettrica con la miglior efficienza possibile iniettandola nella rete senza curarsi dei carichi locali. Potendo sempre usufruire della rete elettrica non c'è bisogno di un accumulatore così il costo dell'intero impianto cala dal 25% al 35 %. Il dimensionamento dell'impianto collegato alla rete sarà mirato a stabilire la taglia del generatore fotovoltaico e poi del convertitore statico sulla base di: - budget per l'investimento Binv (euro) - costo al Wp di un sistema fotovoltaico collegato alla rete C w (euro/wp) 32

33 - densità di potenza dei moduli da installare D mod (Wp/ m 2 ) - superficie di installazione disponibile Adisp ( m2 ) Passi per il dimensionamento: 1) facendo il rapporto tra il budget per l'investimento con il prezzo di mercato a Wp fotovoltaico installato, ottengo la massima potenza fotovoltaica installabile: B P max = inv [Wp] (18) Cw 2) dai dati caratteristici del modulo fotovoltaico usato si ricava la densità di potenza in Wp/ m2. 3) dividendo la massima potenza fotovoltaica installabile con la densità di potenza si ottiene la massima area necessaria all'installazione: Amax = P max Dmod [ m2 ] (19) 4) si valuta l'area disponibile in sito: se Amax Adisp : la potenza del sistema fotovoltaico sarà: P fv = P max [Wp] il costo del sistema fotovoltaico sarà: C fv = Binv [euro] se Amax Adisp : la potenza del sistema sarà: P fv =Adisp Dmod [Wp] il costo del sistema sarà: C fv =C w P fv [euro] Ora calcoliamo l'energia producibile dall'intero sistema sulla base dei dati di radiazione giornaliera media mensile disponibile sul piano dei moduli. Si costruirà una tabella con i valori medi giornalieri mensili che, moltiplicati per i giorni dei mesi e sommati fra loro consentono di trovare il valore di annua producibile: E g=η g Σ A n m Gm K (20) dove: E g =energia totale producibile nell'anno [Wh/anno] A =superficie del piano dei moduli [ m 2 ] n m =numero di giorni del mese 33

34 G m =radiazione solare media giornaliera mensile incidente sul piano dei moduli[ Wh /m 2 /anno ] K =coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti η g = rendimento complessivo del sistema. Esistono due modalità di erogazione dell'energia alla rete: scambio sul posto o cessione alla rete. Nel caso di scambio sul posto il maggior vincolo è la potenza del contratto di fornitura dell'energia elettrica. Questo valore non deve essere superato dall'impianto fotovoltaico per evitare che l'energia in transito superi quella contrattuale. Tutto questo è regolamentato dalla delibera AEEG 224/00, che prevede importanti esenzioni amministrative e fiscali ma solo fino a 20kW. La cessione di energia alla rete invece è prerogativa di impianti con potenze superiori ai 20 kw. 34

35 CAPITOLO 5 Architettura del sistema elettrico e sicurezza Gli impianti fotovoltaici devono essere progettati e realizzati secondo criteri in grado di assicurare sicurezza e incolumità delle persone anche se queste ultime non sono a conoscenza, non solo delle finalità dell'impianto, ma anche della sola esistenza. Ad esempio, su un tetto a falda che ospita il generatore, può trovarsi a lavorare una squadra di carpentieri chiamata a sostituire le tegole o un antennista per l'installazione di una parabolica televisiva. In tutti questi casi si tratta di persone che non sono tenute a conoscere il funzionamento di un impianto fotovoltaico o, addirittura, possono ignorarne l'esistenza. Oltre alle persone, i criteri di sicurezza adottati devono anche garantire che l'impianto non possa arrecare danno alle cose che lo circondano (per esempio, innesco di incendi). Così occorre vagliare anche gli effetti di possibili sovratensioni o scariche atmosferiche. 5.1 Conversione centralizzata e conversione di stringa Le nuove realizzazioni di potenza superiore a 2 kw (al di sotto non ha senso parlare di differenze tra conversione centralizzata e distribuita perché il numero di inverter è sempre pari a uno), invece di utilizzare un solo convertitore al quale fanno capo tutte le stringhe in parallelo (conversione centralizzata), fanno uso di molti convertitori spesso in numero uguale a quello delle stringhe del campo fotovoltaico (conversione di stringa o distribuita). Dal punto di vista impiantistico, la possibilità di frazionare la potenza totale su più macchine consente anche di rendere le sezioni del generatore fotovoltaico indipendenti, cosa utile nei casi di diverso orientamento delle stringhe. In caso di guasto, si vede fuori servizio solo parte di tutto l'impianto. Con la conversione distribuita si rendono disponibili informazioni elettriche sul funzionamento di ogni stringa dell'impianto, mentre per la conversione centralizzata si hanno informazioni solo per il generatore fotovoltaico nella sua totalità. 35

36 Figura 7: Schemi di principio per differenti possibilità di raggruppamento delle stringhe [1] 5.2 Scatole di parallelo stringhe e quadri elettrici E' opportuno proteggere le stringhe da possibili ricircoli di corrente che potrebbero verificarsi a causa di temporanei sbilanciamenti del sistema dovuti, ad esempio, a parziali ombreggiamenti o coperture (foglie, neve ecc) del campo fotovoltaico. Se il generatore fotovoltaico è chiuso su un carico (inverter o batteria), gli sbilanciamenti, anche di una certa quantità, non riescono a provocare ricircoli significativi tra le stringhe. Se le stringhe sono numerose iniziano i problemi. Si pensi ad esempio a 10 stringhe in parallelo di moduli fotovoltaici con Im = 4A : la copertura di una o più stringhe fa in modo di abbassarne la tensione agli estremi e fa si che le rimanenti 9 stringhe possano riversare la loro corrente su di essa che, in condizioni ideali, sarà pari a 36 A. Poiché i moduli fotovoltaici della stringa svantaggiata non riescono a sopportare tale corrente, in assenza di dispositivi di protezione, tali componenti saranno destinati a guastarsi. Se le stringhe in parallelo sono poche (< 3 o 4) allora si può utilizzare il parallelo semplice altrimenti bisogna inserire dei diodi di blocco o dei fusibili in serie a ciascuna stringa. 36

37 Figura 8: Modalità di collegamento in parallelo delle stringhe di moduli fotovoltaici [1] La scatola di parallelo deve contenere anche un interruttore di manovra-sezionatore per permettere di scollegare l'array fotovoltaico in caso di guasto o manutenzione. 5.3 Cablaggio elettrico Nella distribuzione centralizzata lo sviluppo dei cavi e relative tubazioni di protezione utilizzate in corrente continua è maggiore di quello utilizzato nella soluzione distribuita. I cavi utilizzati per la soluzione distribuita sono più costosi per via dei connettori agli ingressi dei convertitori di stringa, mentre in quella centralizzata si usano economici capicorda e morsetti standard. Da un lato la soluzione di cablaggio a connettori è più costosa in fase d'acquisto, la stessa è più economica in fase di posa in opera. 5.4 Tensione nominale La tensione nominale del generatore fotovoltaico risulta essere un parametro di notevole importanza. Essa è un compromesso tra esigenze tecniche e criteri di sicurezza elettrica. Le esigenze tecniche sono rappresentate dalla ricerca del miglior accoppiamento tra le tensioni del generatore fotovoltaico con quelle del convertitore CC/CA, il quale aumenta l'efficienza al diminuire del rapporto tra tensione ingresso e di uscita. 37

38 Nel caso si stia progettando un impianto isolato, i valori di tensione ottimali vanno ricercati tra generatore fotovoltaico e batteria di accumulatori. Si osserva che quanto più alta è la tensione di lavoro, tanto minori risultano essere le correnti del circuito, il che comporta un risparmio sul dimensionamento della sezione delle condutture. 38

39 CAPITOLO 6 Criteri protezione contro le scariche atmosferiche Gli impianti fotovoltaici, essendo in tutto o in gran parte dislocati all'esterno di costruzioni o su terreno, risultano essere sensibili alle scariche atmosferiche sia di tipo diretto (struttura colpita da un fulmine) che di tipo indiretto (caduta di un fulmine in prossimità della struttura, in grado di generare campi elettromagnetici e tensioni indotte pericolose). Se un impianto fotovoltaico viene colpito in modo diretto da una scarica atmosferica, e quindi quest'ultimo risulta attraversato dalla corrente del fulmine, gli effetti possono essere devastanti. Ad esempio, i moduli fotovoltaici e i dispositivi elettronici possono andare fuori uso, i cavi da sostituire, componenti e collegamenti da verificare. Inoltre, i cavi di energia, come i conduttori a terra di una certa sezione, potrebbero essere attraversati dalla corrente del fulmine, portando questa all'interno degli edifici e provocando così una situazione di pericolo per cose e persone. Nel caso di scarica indiretta, l'impianto non è interessato dalla corrente del fulmine ma dal campo elettromagnetico originato dal fenomeno. Quest'ultimo, concatenandosi con i collegamenti, soprattutto quelli esterni, può generare sovratensioni di notevole intensità. La normativa CEI /4 impone di considerare il rischio dovuto alle scariche atmosferiche nei suoi vari aspetti, considerando anche la destinazione d'uso della struttura interessata. 6.1 Dati sperimentali L'evoluzione nel tempo di una scarica atmosferica risulta essere sempre molto complessa e variabile da caso a caso. Per questo motivo sono molto importanti le rilevazioni effettuate sperimentalmente tramite le stazioni di misura. Queste ultime servono a localizzare il punto d'impatto al suolo delle scariche e a registrare diversi parametri tra cui l'ampiezza, la polarità e il numero di colpi. Poi i dati vengono elaborati e immagazzinati. La norma CEI 81-3 riporta i valori medi del numero di fulmini al Km 2 per i comuni italiani. Solitamente d'inverno, essendoci nuvole molto alte, sono frequenti scariche ascendenti perché richiedono minor campo elettrico rispetto le scariche discendenti. Nei periodi estivi, con nuvole più basse, le scariche più frequenti sono quelle discendenti. Nelle strutture poste su terreno pianeggiante la probabilità di fulminazione è bassa e prevalentemente di tipo discendente invece, le strutture alte poste in località montagnose la probabilità di fulminazione è alta e può essere sia discendente che ascendente. 6.2 Parametri dei fulmini La corrente dei fulmini può presentare, a seconda dei casi, andamenti che possono 39

40 differire tra di loro anche notevolmente a seconda che siano positivi o negativi oppure ascendenti o discendenti. Allora, per rappresentare questo fenomeno si fa riferimento al modello di figura 9 in cui sono visibili i principali parametri che sono considerati al fine di caratterizzare l'andamento della corrente di scarica. Figura 9: Andamento ideale della corrente di scarica [1] Parametri: - valore di picco della corrente I; - tempo T c di raggiungimento della corrente di picco I; - tempo T e occorrente al dimezzamento della corrente di picco. Nella parte iniziale del fulmine si registra un forte gradiente di potenziale, che può causare la perforazione di materiali non conduttori che fanno parte della struttura interessata a causa della grande differenza di potenziale indotte nelle parti metalliche. La coda, caratterizzata da maggior durata, è associata la maggior parte dell'energia liberata dalla scarica. Essa è responsabile degli effetti dinamici e termici che si verificano in seguito. 6.3 Protezioni contro i fulmini secondo norme CEI EN 62310/1-4 In queste, gli effetti della fulminazione diretta ed indiretta sono valutati congiuntamente al fine di pervenire ad un valore di rischio per la struttura che tenga conto di tutte le componenti. I calcoli per arrivare a tale valori sono laboriosi prendono in 40

41 considerazione la struttura dell'edificio e i servizi entranti (linee elettriche e telefoniche, tubazioni). Quindi, si ricorre a programmi di calcolo che presuppongono la conoscenza degli aspetti fondamentali dei documenti normativi. Nelle norma si distinguono quattro tipi di sorgenti di danno: S1: Fulminazione diretta della strutturale S2: Fulminazione diretta di un servizio entrante S3: Fulminazione indiretta della strutturale S4: Fulminazione indiretta di un servizio entrante S1 da origine alle componenti di rischio che interessano le persone (RA), i materiali (RB) e gli apparati (RC). Anche la fulminazione diretta di un servizio entrante da luogo alle stesse componenti di rischio, che però sono chiamate rispettivamente RU, RV e RW. La fulminazione indiretta della struttura da invece origine alla componente di rischio che interessa gli apparati (RM), così come la fulminazione indiretta su un servizio entrante (RZ). Sono poi considerati i tipi di danno dovuti all'abbattersi della scarica atmosferica: D1: danni ad esseri viventi D2: danni fisici D3: avarie di apparecchiature elettriche ed elettroniche A seconda del tipo di struttura o edificio e della destinazione d'uso dei locali, ogni tipo di danno può concorrere a produrre uno o più tipi di perdite, quantificabile con uno specifico livello di rischio: L1: perdita di vite umane L2: perdita di servizio pubblico L3: perdita di patrimonio culturale L4: perdita economica I rischi: R1= RA+RB+RU+RV+RC+RW+RM+RZ R2= RB+RV+RC+RW+RM+RZ R3= RB+RV R4= RB+RV+RC+RW+RM+RZ Ogni componente è calcolata sulla base del numero di eventi pericolosi NX, della specifica probabilità del danno PX e della perdita conseguente: 41

42 RX =NX PX LX 24 (21) La norma CEI EN stabilisce la necessità di adottare misure di protezione se R1> 10 5, R2> 10 3 o R3> L'opportunità o meno di proteggersi da una perdita economica è considerata una libera scelta. Per impianti posti su strutture dedicate, può essere utile calcolare la probabilità che un fulmine colpisca direttamente l'impianto. Secondo la norma il numero di fulmini annuo per Km 2 in grado di colpire la struttura è: N d =N g Ad C d (22) dove: N g : è la densità di fulmini al suolo per Km 2 e anno secondo la norma CEI 81-3 Ad : è l'area di raccolta della struttura isolata in m 2 C d : è il coefficiente di posizione della struttura (da tabella) Una volta calcolato N d è possibile prevedere come tale coefficiente si modifica usando un impianto LPS esterno. 6.4 LPS esterno L'impianto di protezione esterno ha lo scopo di intercettare il fulmine diretto, di condurre la corrente di fulmine dal punto di impatto al suolo e di disperderla senza che si verifichino danni di tipo termico o meccanico alla struttura protetta, nè tensioni pericolose per le persone. L'LPS è costituito da tre parti interconnesse tra loro : captatori, calate e dispersore. I componenti possono essere anche naturali, cioè facenti parte della struttura e quindi non modificabili. In ogni caso ogni componente, che sia naturale o meno, deve soddisfare i requisiti elencati nella norma CEI EN Quest'ultima considera tre possibilità riguardanti la valutazione della protezione offerta dai captatori Metodo dell'angolo di protezione Il posizionamento è considerato corretto se la struttura da proteggere è interamente contenuta all'interno del volume protetto dal captatore. Nel caso di un'asta verticale, il volume protetto ha forma di cono con vertice all'apice dell'asta. Nel caso di captatore a fune si veda la figura 10. Nel caso di captatore a maglia, il volume protetto è la composizione dei volumi protetti dai singoli conduttori della maglia. 42

43 Figura 10: Volume protetto da un captatore a fune [1] Metodi della sfera rotante Il posizionamento del captatore è corretto se nessun punto della struttura da proteggere viene in contatto con la sfera, il cui raggio dipende dal livello di protezione. La sfera rotola intorno alla struttura e in tutte le direzioni e i captatori sono installati in tutti i punti che sono venuti a contatto con la sfera rotante Metodo della maglia Una maglia è in grado di proteggere una superficie piana se soddisfa le seguenti considerazioni: - i captatori sono posizionati sulle linee di gronda del tetto e sulle sporgenze - le superficie laterali alla struttura che sono più alte del raggio della sfera sono dotate di captatore - la rete di captazione è sistemata in modo tale da far percorrere la corrente di fulmine in almeno due percorsi diversi fino al dispersore - nelle strutture a rischio di esplosione nessun corpo metallico contenuto nella struttura da proteggere deve sporgere al di fuori del volume protetto dai captatori - i captatori devono seguire, per quanto possibile, percorsi brevi e rettilinei 6.5 LPS interno L'impianto di protezione interno ha lo scopo di evitare il verificarsi di scariche pericolose all'interno della struttura da proteggere durante il passaggio della corrente di 43

44 fulmine sull'lps esterno o in caso di fulminazione indiretta. Secondo la norma CEI 81-1 si devono ritenere pericolose le scariche che si verificano tra, da una parte l'lps esterno e dall'altra i corpi metallici, gli impianti interni ed esterni. Queste scariche possono venire evitate in due modi: Collegamenti equipotenziali: l'equipotenzialità si ottiene collegando l'lps esterno i corpi metallici interni, gli impianti interni e gli impianti esterni alla struttura da proteggere. Le norme prevedono i seguenti mezzi di collegamento e sezioni: - conduttori equipotenziali; - limitatori di sovratensioni (SPD), dove non sono ammessi collegamenti metallici diretti; - sezione minima dei conduttori di rame tra i conduttori di equipotenzialità e dispersore è di 16 mm 2 ; - sezione minima per i conduttori di rame tra corpi metallici interni e il conduttore di equipotenzialità è 6 mm 2. Distanza di sicurezza : Quando un fulmine si scarica su un LPS, gli elementi di captazione si portano ad una tensione molto elevata. E' necessario che l'impianto fotovoltaico sia posizionato ad una dovuta distanza per evitare scariche laterali. La distanza minima s è: s=k i ( Kc ) l Km (23) dove: K i varia a seconda della classe dell'lps K c varia da 1 a 1/n in cui n è il numero delle calate K m dipende dal materiale isolante, è 1 per l'aria 0,5 per calcestruzzo e laterizi l è la distanza in metri lungo la calata tra il punto in cui si intende verificare la distanza di sicurezza e la più vicina equipotenzializzazione tra le parti interessate. Quindi, oltre ad utilizzare LPS interni ed esterni, verificare il volume protetto, utilizzare SPD, si deve scegliere la geometria di cablaggio delle stringhe. La caduta di un fulmine nelle vicinanze di un impianto fotovoltaico genera un campo magnetico variabile che si concatena con le spire formate dai circuiti elettrici che connettono in serie i moduli fotovoltaici, cioè le stringhe. L'adozione di differenti geometrie di collegamento delle stringhe influisce notevolmente sul valore delle 44

45 sovratensioni indotte ai capi dei circuiti elettrici. Il progettista dovrà prestare attenzione al layout dei cablaggi del campo fotovoltaico. Alcuni esempi tipo sono: cablaggio stretto, cablaggio normale, cablaggio trasposto e cablaggio con punto a terra. 45

46 CAPITOLO 7 Progetto elettrico dell'impianto fotovoltaico Il tipico percorso progettuale prevede dapprima il layout d'impianto, la scelta dei componenti principali (moduli e convertitori), per poi caratterizzare i quadri elettrici con la componentistica di protezione, i cablaggi idonei fra componenti e per finire le verifiche del sistema elettrico secondo normativa. 7.1 Layout d'impianto In generale, l'alloggiamento dell'accumulo e delle apparecchiature elettriche in un locale disponibile è comunque la soluzione tecnica da privilegiare rispetto ad un riparo esterno. Una volta fatte le scelte di layout si devono verificare i seguenti aspetti: a) Accertarsi che le condizioni ambientali controllabili non abbiano un'influenza negativa sulle prestazioni o durata dei componenti del sistema. Per esempio: - che la temperatura del locale e dello schelter delle batterie non abbia dannose escursioni; - che la temperatura e l'umidità critica nel punto di alloggiamento del convertitore non risulti critica in tutto l'arco dell'anno. b) Accertarsi che le condizioni di sicurezza elettrica e di operatività durante le manutenzioni siano scrupolosamente eseguite. Per esempio: - spazi idonei per per il ricambio d'aria per l'accumulo; - spazi idonei per il rabbocco dell'elettrolita degli elementi; - eventuale segregazione con barriere delle parti di tensione pericolosa. c) Considerare se il layout scelto consentirà al sistema di essere armonizzato con l'ambiente in cui si inserisce con il minor impatto visivo d) Considerare se l'area a disposizione del generatore fotovoltaico (il componente più ingombrante dell'impianto) scarseggia, restano due alternative: - aumentare la dimensione in altezza del piano lasciando inalterata quella massima disponibile orizzontale; - disporre il generatore fotovoltaico su più file. Adottando la prima soluzione, si aumenta la superficie esposta al vento e l'aumento d'altezza rende in genere più visibile il generatore fotovoltaico. 46

47 Con la seconda soluzione si introducono invece ombreggiamenti reciproci che penalizzano la produzione di energia elettrica ma si ottiene una schermatura dell'azione del vento. Nella pratica l'architettura del sistema dipende dal tipo d'impianto: - se si sta progettando un impianto stand-alone che deve essere in grado di garantire un servizio elettrico in tutti i periodi dell'anno, si dovrà tendere a ridurre il più possibile gli ombreggiamenti, al fine di non penalizzare la già ridotta produzione nei mesi invernali; - se l'impianto fotovoltaico non rappresenta l'unica fonte di energia elettrica disponibile, come nel caso dei tetti fotovoltaici, è possibile orientarsi verso soluzioni più compatte pur scendendo a qualche compromesso in termini energetici. 7.2 Scelta dei componenti Moduli fotovoltaici Per quanto riguarda la scelta della tecnologia costruttiva dei moduli fotovoltaici, si deve rispondere alle seguenti domande per trovare quella più idonea: - il progetto prevede criteri di integrazione architettonica del generatore fotovoltaico? - esistono vincoli di superficie nella posa dei moduli in relazione della potenza da installare? Qualora il sistema da progettare preveda l'obbligo di seguire criteri di integrazione architettonica dei moduli e non esistano vincoli sull'occupazione della superficie di posa, la soluzione di utilizzo di moduli in silicio amorfo può essere tenuta in considerazione. In impianti fotovoltaici di grande potenza, posati a terra, la soluzione amorfa non risulta conveniente perché utilizza maggiori quantità di profili metallici per via della superficie più estesa del generatore fotovoltaico e quindi ha una minor efficienza rispetto al silicio cristallino Sistema di accumulo Gli elementi più utilizzati sono quelli al piombo-acido a vaso aperto che sono quelli più affidabili nel tempo ed i più interessanti come rapporto prestazioni/prezzo. Invece, per impianti a ridottissima manutenzione si utilizzano elementi al piombo-acido a vaso chiuso con elettrolita in gel. Dati necessari in fase progettuale: - Tipo accumulatore: piombo-acido a vaso aperto nella maggior parte dei casi. - Tensione nominale elemento: per impianti > W si utilizzano elementi da 2V. 47

48 Per impianti con potenza bassa di W si utilizzano elementi di 6-12V. - Capacità C10 (25 ): ricavata dal dimensionamento e va sposata con le taglie disponibili. Definisce l'ingombro del parco batterie. - Tensione finale di carica 10 h: il dato è utile per garantire al regolatore di carica lo stacco tempestivo del carico per evitare scariche troppo profonde. - Peso specifico dell'elettrolito: per climi temperati si richiede 1,25 kg /dm 3 a Caratteristiche vaso: si preferiscono vasi trasparenti con indicazione del livello min e max, in modo da controllare lo stato delle piastre e per agevolare il rabbocco. - Collegamenti tra elementi: è utile per stabilire la geometria della disposizione del parco batteria Regolatore di carica Per impianti di piccola taglia possono venire usati sia regolatori di carica di tipo ONOFF che più moderni come PWM. A causa di stress termici ed elettrici questi elementi sono soggetti a frequenti malfunzionamenti ed essendo costituiti da componenti praticamente tutti elettronici e spesso realizzati con sofisticate tecniche di assemblaggio la riparazione diventa impossibile. Caratteristiche da considerare nella scelta: - Condizioni ambientali di funzionamento: qualora le condizioni di installazione del regolatore di carica fossero gravose, è bene considerare il range di temperature di esercizio dichiarare e l'umidità. Per esempio, se il regolatore fosse posto all'interno di quadri esposti ai raggi solari; - Prestazioni elettriche: è bene confrontare la finestra di tensioni del regolatore con quella dell'accoppiamento tra generatore fotovoltaico-accumulo in modo che siano combacianti. Verificare che la massima corrente in entrata al generatore e quella massima in uscita dal carico non eccedano la portata del dispositivo; - Sicurezza e protezione: il regolatore dovrebbe interrompere l'alimentazione al carico in caso di corto circuito, interrompere il funzionamento per elevata temperatura, essere dotato di soppressori di sovratensioni; - Controllo dei parametri e regolazioni: la compensazione delle soglie di gestione della carica con la temperatura Convertitore statico Indipendentemente dal tipo di convertitore, in fase di progetto occorre stabilire i valori minimi e massimi della tensione di uscita del generatore fotovoltaico nelle condizione operative limite previste e valutare se questi possono essere considerati compatibili con le caratteristiche di ingresso dell'inverter. Inoltre serviranno anche i valori limite della temperatura di lavoro del generatore fotovoltaico. 48

49 Con i valori trovati dobbiamo verificare che la tensione massima di stringa non deve mai superare la tensione massima ammissibile dell'inverter e che la tensione di stringa nel punto di lavoro di massima potenza non esca al di fuori dei limiti operativi richiesti dall'inseguitore Considerazioni progettuali per convertitori per impianti collegati alla rete Accoppiamento con il generatore: la tensione d'ingresso del convertitore è costituita da una finestra con valore di tensione minima e massima all'interno della quale è generalmente garantito anche l'inseguimento del punto di massima potenza del valore fotovoltaico. Occorre accoppiare questa finestra con la finestra del generatore fotovoltaico alle condizioni di esercizio. Potenza nominale: - potenza massima consigliata: la potenza massima del generatore che è possibile accoppiare; - potenza massima in continua: massima potenza in ingresso (20% in meno di quella consigliata) Considerazioni progettuali nella scelta del convertitore per impianti isolati dalla rete Accoppiamento con il generatore: si deve controllare che le soglie di regolazione della carica (tensioni di batteria) siano compatibili con quelle d'ingresso al convertitore. Potenza nominale: è un punto molto importante perché la macchina deve essere dimensionata per il carico previsto. Autoconsumo: è uno tra i parametri di merito dei convertitori per servizio isolato. Oggi i convertitori fermano la generazione dell'onda di tensione in assenza di un carico elettrico per un minor autoconsumo a fronte di un lieve ritardo nella fornitura dell'energia al ritorno del carico. Dimensionamento meccanico: i convertitori per il servizio isolato devono venire trasportati e quindi soggetti a sollecitazioni meccaniche che lo shelter dovrà essere in grado di assorbire senza danni. 7.3 Protezione elettriche del generatore fotovoltaico Diodi Nel caso in cui una cella del generatore fotovoltaico venga parzialmente o totalmente ombreggiata, il dispositivo si trova a funzionare non più come un generatore, ma come un carico trovandosi a dover dissipare potenze che originano riscaldamenti localizzati. Se la tensione fornita dalle altre celle fosse elevata, il dispositivo può trovarsi sottoposto ad un valore di tensione inversa in grado di provocare la rottura del dispositivo. 49

50 Per proteggere le stringhe degli impianti si è ricorsi all'uso di diodi di by-pass posti in antiparallelo in modo da escludere il modulo con la cella contropolarizzata. Nel caso di impianti isolati i diodi servono ad evitare la scarica della batteria sul campo fotovoltaico e prendono il nome di diodi di blocco. In alternativa ai diodi ci sarebbero i fusibili ma presentano i seguenti svantaggi: - impossibilità di autoripristino - scelta di un particolare calibro in un largo intervallo di temperature - non fanno da diodi di blocco Scaricatori di sovratensioni Gli impianti sono molto soggetti a fulminazioni indirette che provocano sovratensioni. Per evitare che quest'ultime provochino danni è bene adottare scaricatori di sovratensioni nel punto più vicino alle stringhe. In pratica si inseriscono gli scaricatori subito in ingresso al quadro elettrico dove si effettua il parallelo tra le stringhe garantendo il loro collegamento a terra con un morsetto giallo/verde. 7.4 Quadri elettrici Quadri in continua La sezione in corrente continua di un impianto isolato è costituita dal generatore fotovoltaico e dal sistema di accumulo invece quella di un impianto collegato alla rete è composta solo dal generatore fotovoltaico. Per i sistemi con conversione di stringa i cavi entrano direttamente nel convertitore senza nessun quadro in continua. Le funzioni e componenti principali sono: - connessione e parallelo delle stringhe in ingresso realizzata con l'uso di morsetti selezionabili - protezione delle stringhe con diodi di blocco - protezioni delle stringhe da sovratensioni indotte attraverso scaricatori a terra - controllo dell'isolamento (generatore flottante) Per impianti isolati di piccola taglia possiamo aggiungere alle precedenti: - regolazione della carica delle batterie dell'impianto - collegamento con la batteria utilizzando un interruttore portafusibili per evitare un cortocircuito ai morsetti che sarebbe accompagnato da correnti elevatissime e distruttive. Per entrambe le tipologie si dovrebbe fare: - la misura della tensione e della corrente predisponendo un partitore di tensione ed uno di shunt - la misura dell'energia in corrente continua in uscita dal generatore fotovoltaico con un 50

51 wattometro Spesso la realizzazione di sistemi fotovoltaici fruisce di supporti finanziari da parte di programmi di sviluppo delle fonti rinnovabili a livello regionale, statale o comunitario, che richiedono il monitoraggio delle prestazioni del sistema durante l'esercizio. Le linee guida per la misura e l'elaborazione dei dati viene stabilita dalla norma IEC Il quadro deve essere corredato di una o più targhe, marcate in maniera indelebile e poste all'esterno in modo da essere visibili e leggibili anche dopo l'installazione. Per gli impianti isolati, è buona regola corredare il quadro di una cartella protetta applicata all'interno della controporta contenente: - schema planimetrico di disposizione dei componenti - schema multifilare elettrico - schema funzionale e di morsetteria Quadri in corrente alternata Per gli impianti isolati, la realizzazione di un quadro in alternata ha significato solo se si vuol misurare l'energia prodotta. Per gli impianti collegati alla rete di bassa tensione che sono progettati con la soluzione della conversione centralizzata, il sistema in uscita dal convertiore fa capo ad un quadro che assolve la funzione di: - misura dell'energia prodotta - protezione di interfaccia di rete Verifiche e prove Per entrambe le tipologie di quadro le caratteristiche da controllare sono le seguenti: - sovratemperatura: devono venir verificati tali limiti - isolamento: si deve verificare l'isolamento tra circuiti attivi e massa con una tensione di minimo 500V. Deve essere riscontrata una resistenza non inferiore ad 1 KΩ/V di tensione verso massa. - connessione masse-protezione: verificare tramite ispezione o misura l'effettiva connessione tra masse ed il circuito di protezione - cablaggio e funzionamento: ispezionare il quadro rilevando che la disposizione, protezione, marcatura dei cavi corrisponda ai criteri normativi 7.5 Cavi elettrici, collegamenti di montaggio Cablaggio del generatore fotovoltaico 51

52 Il cablaggio del generatore viene eseguita con due possibili tecniche: è possibile utilizzare una posa dei cavi libera senza tubi oppure una posa intubata. La prima è la più utilizzata perché richiede minor manodopera, ma il cavo deve soddisfare le seguenti caratteristiche: - cavo con isolamento per tensioni di esercizio almeno a 450/750 V - alta resistenza agli agenti atmosferici ed umidità - resistenza ai raggi UV - range di temperature di esercizio elevato - non propagante l'incendio Nel caso di posa interna il cavo dovrà soddisfare: - non propagante l'incendio - bassa emissione di gas tossici - il diametro interno del tubo deve essere a 1,3 volte il diametro del cerchio circoscritto al fascio di cavi Collegamenti elettrici fra componenti Per il cablaggio interno al generatore si usano cavi da 2,5 4 mm 2 Per collegare le stringhe del generatore al quadro di parallelo si usa attaccare i cavi alla struttura di sostegno con collari di colore nero e anti-uv. Per il collegamento batteria-quadro, negli impianti isolati, si utilizzano cavi da mm Verifiche di progetto Coordinamento tra conduttori e dispositivi di protezione Secondo la normativa CEI 84-8/4, le caratteristiche di funzionamento del dispositivo di protezione delle condutture contro i sovraccarichi devono rispondere alle seguenti due condizioni: Ib In Iz I f 1,45 I z I b = corrente d'impiego del cortocircuito I z = portata in regime permanente della conduttura I n = corrente nominale del dispositivo di protezione I f = corrente che assicura l'effettivo funzionamento del dispositivo di protezione Per la parte in corrente continua la massima corrente erogabile dal campo fotovoltaico nel punto di massima potenza è approssimativamente alla massima corrente che il campo è in grado di erogare(corrente di CC). Ib Iz 52

53 7.6.2 Collaudo L' installatore prevede al collaudo dei vari componenti via via che gli stessi sono stai installati. Poi si deve fare una check list o verbale di collaudo con indicate dettagliatamente le attività svolte. Questa farà parte della documentazione tecnica di progetto e sarà utilissima come riferimento per le manutenzioni. 53

54 CAPITOLO 8 Manutenzione 8.1 Manutenzione ordinaria e preventiva Le attività di manutenzione preventiva sono consigliate con cadenza almeno annuale soprattutto nel caso di impianti per servizio isolato e comprendono una serie di ispezioni e controlli. Le verifiche possono venir fatte da personale non esperto in tecnologia fotovoltaica purché addestrato ad operare su circuiti elettrici, applicando le norme di legge e potendo visionare il manuale d'uso e manutenzione Moduli fotovoltaici La manutenzione preventiva sui singoli moduli non richiede la messa fuori servizio di tutto l'impianto e consiste in: - Ispezione visiva: serve per identificare danneggiamenti ai vetri anteriori, deterioramento del materiale usato per l'isolamento interno dei moduli, microscariche per perdita di isolamento ed eccessiva sporcizia; - Controllo cassetta di terminazione: mirata per identificare deformazioni alla cassetta di terminazione, formazione di umidità all'interno, lo stato dei contatti elettrici, lo stato dei diodi di by-pass, il corretto serraggio dei morsetti di intestazione dei cavi di collegamento delle stringhe e l'integrità della siliconatura dei passacavi Stringhe fotovoltaiche La manutenzione delle stringhe viene fatta dal quadro elettrico in continua, non richiede la messa fuori servizio dell'impianto e consiste: Controllo delle grandezze elettriche: con un multimetro controllare l'uniformità delle tensioni a vuoto e delle correnti di funzionamento per ciascuna delle stringhe che fanno parte dell'impianto. Sono accettabili scostamenti fino al 10% Struttura di sostegno E' sufficiente assicurarsi che le connessioni meccaniche bullonate più sollecitate risultino ben serrate, che l'azione del vento non abbia piegato o modificato la geometria dei profili e che lo strato di zincatura (se in acciaio) sia ancora uniforme senza ruggine Quadri elettrici Consiste in: Ispezione visiva: serve per controllare se l'armadio e i componenti contenuti in esso hanno danneggiamenti (riscaldamenti localizzati, danni dovuti ai roditori ecc). 54

55 Controllo protezioni elettriche: verifica integrità dei diodi di blocco e degli scaricatori di sovratensioni Controllo organi di manovra: controlla integrità di interruttori, sezionatori, morsetti sezionabili ecc Controllo cablaggi elettrici: controlla i cablaggi interni all'armadio (momentaneo fuori servizio) e il serraggio de morsetti Batteria di accumulatori Consiste in: Ispezione visiva: per identificare danni meccanici dei vasi di contenimento, deterioramento delle piastre, intorpidimento dell'acido, riscaldamenti localizzati per resistenze di contatto elevate sulle sbarre conduttrici tra elementi e controllo del livello dell'elettrolita. Controllo densità e tensioni: fatto con densimetro e multimetro. Rabbocco acqua distillata: aggiunta di acqua distillata o demineralizzata fino al raggiungere il livello max riportato sul vaso degli elementi Convertitore statico E' diversa per ogni tipo di convertitore ma normalmente la manutenzione consiste nell'identificare danneggiamenti meccanici all'armadio di contenimento, infiltrazioni d'acqua, formazione di condensa, deterioramento dei componenti e controllo della corretta indicazione degli strumenti di misura se presenti. Tutte fatte ad impianto fuori servizio Collegamenti elettrici Consiste in un'ispezione visiva per l'identificazione di danneggiamenti, bruciature, abrasioni, deterioramento isolante, variazioni di colorazione del materiale usato per l'isolamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio come la struttura di sostegno dei moduli. 8.2 Affidabilità e parti di scorta L'elemento meno affidabile dell'impianto è il convertitore statico che si guasta dopo una sovratensione indotta di origine atmosferica particolarmente distruttiva o dopo la rottura di un diodo di blocco che fa perdere il contributo di una stringa. Un altro elemento dedicato è l'accumulatore che deve essere sostituito almeno una volta nel corso della vita utile dell'impianto. Il generatore fotovoltaico è il componente più affidabile e se ha qualche malfunzionamento, come diodi di by-pass guasti o montati con polarità inversa, lo si scopre all'atto della prima messa in servizio. L' ingiallimento dell'incapsulante o dello 55

56 strato antiriflettente, spruzzato sulle celle, che si nota dopo 15 anni di esposizione è solo un fatto estetico con un degrado delle prestazioni minore dell' 1%. 8.3 Check list di controllo periodico Figura 11: Esempio di check list di controllo periodico [1] 56

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