MANUALE DI PROGETTAZIONE DELL IMPIANTO

Serie NAFxxxGx SED0911001 Vers. 2.0 Prima di installare l impianto fotovoltaico a film sottile, leggere attentamente il presente manuale MANUALE DI PROGETTAZIONE DELL IMPIANTO ~ Impianto fotovoltaico a film sottile ~ NAFxxxGx

Serie NAFxxxGx Cronologia delle revisioni N. DATA MODIFICA PAGINA FIRMA Approvata da Controllata da Preparata da 1 03.06.2009 Prima edizione 2 04.11.2009 Revisione completa dei capitoli I VII. Revisione del numero di serie alla riga 15. Modifica della descrizione del tipo di modulo FV in appendice. Capitoli I~VII 21 Appendice

Serie NAFxxxGx Indice I. PRIMA DELL INSTALLAZIONE 1 II. AVVERTENZE GENERALI 2 Ⅲ. CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE 3 III.1 UBICAZIONE 3 III.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV 7 III.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP 9 III.3.1 CONTROMISURE 11 III.4 INVERTER 12 III.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV 14 IV. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE 17 IV.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE 17 IV.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D ONDA 18 IV.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE 19 IV.3.1 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE..19 IV.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE...19 Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA 20 V.1 INVERTER 20 V.1.1 POTENZIALE DEL MODULO 20 V.1.2 CAPACITÀ 20 V.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE 21 V.2.1 DIODO 21 V.2.2 FUSIBILE 21 V.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI...23 V.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE 23 V.3.2 TENSIONE DI TENUTA 23 V.3.3 PORTATA DI CORRENTE 23 Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL IMPIANTO 24 VI.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 1 MW 24 VI.1.1 CONFIGURAZIONE DELL IMPIANTO (10 kw) 24 VI.1.2 SCHEMA DELL IMPIANTO (10 kw) 25 VI.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kw) 25 VI.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL IMPIANTO FV 25 VII. STIMA DELLA POTENZA GENERATA 26 APPENDICE APPENDICE: EFFETTI DELL OMBRA

I. PRIMA DELL INSTALLAZIONE a) Prima di progettare un impianto fotovoltaico con moduli FV SHARP (di tipo NAFxxxGx), leggere attentamente il presente documento, per garantire una progettazione e un installazione corrette. b) Il presente documento fornisce informazioni supplementari sotto forma di linee guida sulla progettazione degli impianti FV per i progettisti, gli installatori, gli operatori e i manutentori degli impianti. Non garantiamo il contenuto di questo documento e decliniamo ogni responsabilità per qualsiasi danno provocato dal contenuto del documento o da eventuali informazioni non accurate. c) Verificare le ultime specifiche elettriche e meccaniche dei prodotti (modulo FV, inverter ecc.). d) Prima della progettazione e dell installazione dell impianto FV, controllare le leggi e i regolamenti nazionali e locali, i relativi standard, le autorizzazioni necessarie, ecc. Nella maggior parte dei casi, occorre contattare l amministrazione pubblica locale, il gestore della rete elettrica e/o gli altri enti interessati. e) L impianto FV deve essere installato, utilizzato e sottoposto a manutenzione esclusivamente da personale qualificato. PITTOGRAMMA Il significato dei vari pittogrammi contenuti nel presente manuale è il seguente: Leggere e rispettare le specifiche e le istruzioni del manuale di installazione. Da fare. Da non fare. SSccoorrrreet ttoo Sconsigliato. CCoorrrreet ttoo Consigliato. 1

II. AVVERTENZE GENERALI Leggere e seguire tutte le avvertenze riportate nelle schede tecniche degli impianti FV. L impianto FV va progettato in base alle specifiche di tutti i prodotti. Leggere attentamente il manuale di installazione e seguire le istruzioni relative a tutti i prodotti necessari per la messa a terra. Tenere le persone non qualificate lontano da qualsiasi componente dell impianto FV. 2

Ⅲ.CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE Ⅲ.1 Ubicazione a) Prima di procedere all installazione dell impianto FV, leggere attentamente le specifiche e il manuale ed eseguire correttamente le procedure di installazione. CCoorrrreet ttoo b) Si consiglia di non installare i moduli FV in luoghi in cui siano ombreggiati da alberi, fogliame, canne fumarie, edifici e altri ostacoli. In Europa, gli impianti FV vengono, in genere, progettati in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui a mezzogiorno durante il solstizio d'inverno. In Giappone, gli impianti FV vengono, in genere, progettati in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui dalle 9:00 alle 15:00 durante il solstizio d'inverno. L ombreggiamento comporta una riduzione della potenza d uscita dei moduli FV. Lo sporco sulla superficie di vetro e/o l ombreggiamento prolungato possono provocare lo scolorimento dei moduli FV (si veda l Appendice EFFETTI DELL OMBRA). SSccoorrrreet ttoo Diminuzione della produzione di energia elettrica SSccoorrrreet ttoo A mezzogiorno durante il solstizio d inverno in Europa. Dalle 9:00 alle 15:00 durante il solstizio d inverno in Giappone Scolorimento a causa dello sporco e/o dell ombreggiamento prolungato. OMBRA θ Figura1.1: Effetti dell ombra 3

CCoorrrreet ttoo c) Se si installa l impianto FV in zone soggette a forti nevicate, si consiglia di fissare un angolare d acciaio sul lato inferiore della struttura di supporto, per fare in modo che i moduli resistano al peso della neve. In caso contrario, sotto il peso della neve, il telaio dei moduli FV potrebbe piegarsi. SSccoorrrreet ttoo Modulo FV Neve Telaio piegato Modulo FV Angolare d acciaio Neve CCoorrrreet ttoo Figura1.2: Contromisure in zone soggette a forti nevicate 4

CCoorrrreet ttoo d) Se si installa l impianto FV in una zona soggetta a fulmini, si consiglia di utilizzare, con l impianto FV, dei limitatori di sovratensione (Surge Protection Devices SPD). Figura1.3: Contromisure in zone soggette a fulmini CCoorrrreet ttoo e) Esempio di impianto parafulmine con aste di captazione Si consiglia di verificare il rispetto dei seguenti requisiti. 1. La distanza di sicurezza S tra l asta di captazione e l array FV è conforme alla norma IEC610241. 2. Le aste di captazione non ombreggiano i moduli FV. Figura1.4: Impianto parafulmine con aste di captazione 5

CCoorrrreet ttoo f) Collegamento equipotenziale Si consiglia di collegare la griglia equipotenziale all impianto elettroconduttore entrante in una cabina elettrica contenente il controller, le apparecchiature di monitoraggio, l inverter, ecc. Tutte le parti metalliche e tutti i servizi elettrici sono collegati direttamente alla griglia equipotenziale. Inoltre le linee elettriche sono collegate indirettamente alla griglia equipotenziale attraverso i limitatori di sovratensione (SPD). Per proteggere l'edificio dalle sovratensioni da fulmine, si consiglia di effettuare il collegamento il più vicino possibile all ingresso dei servizi. Asta di captazione Modulo FV Cabina elettrica SPD CA CC Quadro di stringa Griglia equipotenziale Figura1.5: Collegamento equipotenziale 6

CCoorrrreet ttoo Ⅲ.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV a) Per garantire la massima produzione di energia elettrica durante tutto l anno, si consiglia di orientare il modulo FV verso sud. Si dice che in genere il migliore angolo d inclinazione del modulo FV sia pari alla latitudine del sito di installazione. Se, tuttavia, il sito di installazione è caratterizzato da una stagione a basso irraggiamento, come una stagione piovosa o nevosa, l angolo di inclinazione va riconsiderato al fine di assicurare la massima produzione di energia elettrica durante tutto l anno. Per un angolo di inclinazione ottimale nelle città europee, si faccia riferimento al capitolo VII b). Figura1.6: Angolo di inclinazione e orientamento CCoorrrreet ttoo b) Se l angolo di inclinazione del modulo FV è pari o superiore a 5 gradi, una certa quantità di sporco sulla superficie di vetro del modulo FV viene rimossa da una normale pioggia. A seconda delle condizioni ambientali, lo sporco potrebbe, tuttavia, accumularsi sulla superficie di vetro anche nel caso in cui l angolo di inclinazione sia pari o superiore a 5 gradi. L accumulo di sporco può provocare una diminuzione della potenza d'uscita. L accumulo di sporco sulla superficie di vetro e/o l ombreggiatura prolungata possono inoltre causare lo scolorimento del modulo FV. Per garantire la produzione necessaria, tenere pulita la superficie di vetro del modulo FV servendosi esclusivamente di un panno morbido imbevuto di acqua. SSccoor rreet ttoo Modulo FV Diminuzione della produzione di energia elettrica θ<5 Scolorimento da sporco e/o ombreggiatura prolungata CCoor rreet ttoo Modulo FV θ 5 7 Figura1.7: Angolo di inclinazione

c) I moduli FV vanno installati con le righe in posizione verticale. L installazione con le righe in posizione orizzontale è vietata, poiché potrebbe danneggiarsi in modo permanente un elemento di produzione dei moduli FV, potrebbe corrodersi lo strato di film sottile e potrebbero ricoprirsi di neve, polvere e sporco alcune celle FV allineate sul lato più lungo del telaio. Vietato Ombra o sporco Diminuzione della corrente proveniente dalla cella Dalla cella non proviene corrente Corrente Potenza di uscita Cell Cella Ombra e sporco Figura1.8: Orientamento di installazione 8

Ⅲ.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva (ad esempio, la struttura di supporto o il telaio). In caso contrario, il modulo FV potrebbe corrodersi o potrebbe verificarsi una diminuzione della potenza d uscita.! Na 54 60 Inverter Na 48 54 60 Na 6 Voltage Tensione to ground a terra [V] (V) 0 Na 6 Inverter Na 12 6 60 Na 60 54 Voltage Tensione to a ground terra (V) [V] 0 Figura1.9: Assenza di tensione negativa sul modulo a film sottile SHARP 9

(MOTIVO) Come si evince dalla seguente figura, il modulo a film sottile SHARP ha una struttura di tipo superstrato. Se non si adottano gli appositi accorgimenti descritti in precedenza, il potenziale elettrico del TCO (Transparent Conducting Oxide Ossido conduttivo trasparente), che si trova in prossimità del vetro protettivo, diventerebbe completamente negativo e provocherebbe una differenza di potenziale tra il telaio del modulo e il TCO. Nel caso in cui il modulo abbia una grande differenza di potenziale, lo ione di sodio (Na) del vetro potrebbe trasferirsi al TCO. In tal caso, il TCO vicino al telaio potrebbe corrodersi e le caratteristiche elettriche del modulo FV potrebbero cambiare. Na Vetro protettivo Corrosione TCO: Potenziale negative Cella di film sottile Conduttore Telaio del modulo Figura1.10: Struttura del modulo (superstrato) 10

CCoorrrreet ttoo Ⅲ.3.1 CONTROMISURE Per la messa a terra positiva del modulo FV, vi sono diverse soluzioni. a) Uso dell inverter per la messa a terra positiva del potenziale elettrico CC attraverso il sistema di controllo, il metodo di protezione, il cablaggio, la struttura, ecc. * Per i dettagli, si veda la documentazione dell inverter pubblicata dal produttore Inverter Na 54 Na 48 60 54 CC Inverter Utilizzare un inverter idoneo per la messa a 60 terra positiva del lato CC CA Na 6 Voltage Tensione to a ground terra (V) [V] 0 Figura1.11: Messa a terra del potenziale elettrico positivo CC mediante inverter. b) Messa a terra del polo negativo CC dell inverter. Contattare il produttore dell inverter per verificare il rispetto delle seguenti condizioni: 1. La messa a terra del polo negativo CC dell inverter è del tutto corretta. 2. Tale contromisura non ha alcun effetto sulle funzioni di protezione (es. funzione di rilevamento dei guasti di messa a terra CC) dell inverter. Na 60 54 DC Inverter Inverter AC Na 48 54 Funzioni 60 Na 6 Figura1.12: Messa a terra del polo negativo CC dell inverter 11

Ⅲ.4 INVERTER La messa a terra dell impianto CC (IEC 621092 (CD2) 7.102.3.3) richiede, per l inverter, il rispetto di due condizioni. 1. La tensione del collegamento dell array messo a terra deve essere inferiore a 1 V. 2. La corrente che attraversa il collegamento non deve essere superiore a 1 A. In caso di mancato rispetto di una delle due condizioni, occorre applicare il dispositivo di protezione, al fine di interrompere la corrente di messa a terra, e l'inverter deve disconnettere la griglia entro 0,3 secondi. Na 54 60 DC Inverter AC Na 48 54 60 Alla griglia Na 6 Disconnessione entro 0,3 secondi 1A <1V Interruzione collegamento Figura 1.13: Requisito IEC (IEC 621092 (CD2) 7.102.3.3) in caso di impianto CC messo a terra Gli inverter destinati ai moduli a film sottile da mettere a terra mediante polo negativo devono possedere le suddette funzioni. L uso di un inverter senza queste funzioni provoca il passaggio della corrente di messa a terra accidentale negli array FV. Nel caso in cui si verifichi un guasto di messa a terra o qualcuno tocchi contemporaneamente la terra e un conduttore non messo a terra, potrebbe insorgere un rischio elettrico o potrebbero verificarsi delle scosse elettriche. 12

Corrente di messa a terra accidentale Figura1.14: Corrente di messa a terra accidentale * Alcune alternanze determinano la forma della messa a terra del polo negativo (IEC 621092(CD2)7.102.3.3) 13

Ⅲ.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV Adottare misure appropriate (ad esempio, fusibile per la protezione del modulo FV e cavo da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle stringhe) per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa. Quando una parte del modulo FV è in ombra, la cella FV funge da resistenza. La corrente inversa passa quindi dalle altre stringhe alle stringhe che non funzionano nel modulo coperto dall ombra. Una corrente inversa che sia maggiore di quella del fusibile con amperaggio massimo della serie potrebbe distruggere il modulo FV. Assicurarsi, quindi, che il modulo FV non venga attraversato da tale corrente inversa, collegando il dispositivo di protezione secondo le seguenti procedure. Collegare i dispositivi di protezione Il collegamento in parallelo senza misure protettive è vietato Corrente Dispositivo di protezione I Cella I=I I > I I Fusibile con amperaggio massimo della serie Ombra Ombra Figura1.15: Collegamento del modulo FV 14

CCoorrrreet ttoo a) UTILIZZO DI DIODI L uso dei diodi è consigliato. Collegare uno o più diodi in serie ogni stringa od ogni due stringhe. È necessario che i diodi abbiano abbastanza I FAV* della corrente proveniente dalle stringhe FV e abbastanza V RRM** della tensione dell impianto. Stabilire le caratteristiche tecniche del diodo o dei diodi in base al clima, alla temperatura ambiente, alla durata, al tasso di guasto e così via. Il collegamento di più di due stringhe col punto di blocco è vietato, poiché la corrente inversa proveniente dalle altre stringhe potrebbe danneggiare il modulo. CCoor rreet ttoo CCoor rreet ttoo Vietato or Punto di blocco 1 stringa 2 stringhe 1 o più diodi Più di 2 stringhe Amperaggio massimo del fusibile: 5A OK I 5A Corrente I>5A I>5A I>5A I<5A I <5A I <5A I<5A I=I I <10A Ombra Ombra Ombra Figura1.16: Utilizzo di diodi 15

b) UTILIZZO DI UN FUSIBILE Collegare, ad ogni stringa, un fusibile con amperaggio nominale di 5 ampere e tensione nominale CC pari o superiore alla tensione dell impianto, in conformità alla norma IEC61730 (ad esempio, l Helio Fuse della Ferraz Shawmut, disponibile a partire da maggio 2009). È vietato utilizzare un fusibile con più di una stringa, perché l eventuale corrente inversa proveniente da un altra serie potrebbe danneggiare il modulo. Vietato Amperaggio nominale: 5 A Tensione nominale CC Tensione impianto 1 stringa Più di 1 stringa Amperaggio massimo del fusibile: 5A OK I 5A Corrente I 5A I>5A I 5A 5A I <5A I=I I <10A Ombra Figura1.17: Utilizzo di un fusibile 16

Serie NAFxxxGx Ⅳ. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE I due seguenti paragrafi riguardano due caratteristiche specifiche dei film sottili che occorre prendere in considerazione nella progettazione di un impianto. Ⅳ.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE A causa dell invecchiamento iniziale del modulo a film sottile, la potenza massima diminuisce del 10% o più del valore iniziale entro pochi giorni. Perché la potenza massima raggiunga il valore nominale, occorre del tempo. Per i dettagli, si veda la scheda tecnica. 17

Serie NAFxxxGx Ⅳ.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D ONDA La struttura a tandem è illustrata nella figura 4.1. TCO sta per Transparent Conductive Oxide (ossido conduttivo trasparente). La cella dello strato superiore è in silicio amorfo, mentre quella dello strato inferiore è in silicio microcristallino. Le caratteristiche di efficienza quantica (QE = Quantum Efficiency) tipiche sono illustrate nella Figura 4.2. La struttura a tandem ha un ampia gamma di lunghezze d onda della luce da trasformare in elettricità. Il silicio amorfo genera elettricità con lunghezze d'onda della luce più corte. Il silicio microcristallino genera elettricità con lunghezze d onda della luce più lunghe. 0,9 Glasses Vetro glasis TCO Cella dello strato superiore Top cell Bottom cell electrode Elettrodo Ligth Induce Luce incidente Cella dello strato inferiore Figura 4.1: Struttura a tandem 0,8 0,7 Cella in silicio amorfo (Cella superiore) QE [elettrone/fotone] 0,6 0,5 0,4 0,3 Cella Micro in crystal silicio microcristallino silicon cell (Cella inferiore) 0,2 0,1 0,0 350 450 550 650 750 850 950 1050 1150 Lunghezza d onda [nm] Figura 4.2: Efficienza quantica versus caratteristiche della lunghezza d onda 18

Serie NAFxxxGx Ⅳ.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE La presente guida riporta soltanto informazioni indicative, che non sono garantite. Le altre informazioni vanno considerate con una certa tolleranza rispetto ad altri dispositivi di impianto. Ⅳ.3.1 VARIAZIONE A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE I dati sono stati calcolati mediante un test accelerato. < Ambito > Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NAF115G5, NAF121G5, NAF128G5). < Descrizione > Come indicato nella SCHEDA TECNICA, i moduli FV presentano differenze tra le caratteristiche elettriche iniziali e le caratteristiche elettriche nominali. Dopo l installazione dei moduli all aperto, le caratteristiche elettriche cambiano rispetto alle caratteristiche iniziali. Per la potenza di picco (Pmax) e per un esempio della sua variazione a lungo termine, si veda la SCHEDA TECNICA. Segue un elenco dei valori annuali medi di ogni caratteristica dopo 25 anni. Tensione di circuito aperto (Voc): 99 ~ 100% (del valore nominale) Tensione al punto di massima potenza (Vpm): 97 ~ 99% (del valore nominale) Voc Vpm 99 100% Valore nominale 97 99% Valore nominalee 0 25 anni Ⅳ.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE I dati si basano su un test di esposizione effettuato in Giappone e in Germania. < Ambito > Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NAF115G5, NAF121G5, NAF128G5). < Descrizione > Le caratteristiche elettriche dei moduli a film sottile hanno un effetto stagionale. Per la potenza di picco (Pmax) e per un esempio del suo effetto stagionale, si veda la SCHEDA TECNICA. Per un valore di ampiezza dell'effetto stagionale previsto, si veda sotto. Tensione di circuito aperto (Voc): ±0~2% Tensione al punto di massima potenza (Vpm): ±1~3% Voc 0~2% Valore nominale 0 ~2% Vpm 1~3% 1~3% Valore nominale 0 19

Serie NAFxxxGx Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA Ⅴ.1 INVERTER Si consiglia di seguire la seguente procedura di scelta. INIZIO MODALITÀ ELETTRICA POTENZIALE DEL MODULO CAPACITÀ TENSIONE DI USCITA NOMINALE NUMERO DI SERIE COORDINAMENTO PROTEZIONE UBICAZIONE Linea trifase a quattro fili, linea monofase a due fili, linea monofase a tre fili ecc. Rispettare la modalità elettrica nel sito di installazione. Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva. Va utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del potenziale del modulo FV. Rispettare la potenza massima del generatore FV consigliata nella scheda tecnica dell inverter. La tensione in uscita nominale dell inverter deve essere uguale alla tensione nel PCC (Point of Common Coupling Punto di accoppiamento comune). Se ciò è impossibile, rispettare la tensione nel PCC mediante l uso di un trasformatore. Calcolare il numero di serie considerando la tensione d uscita FV alla temperatura del sito di installazione e la gamma di tensione in entrata dell inverter. Osservare la normativa locale del sito di installazione. Adottare le misure necessarie per non provocare problemi con l impianto FV nel caso in cui venga danneggiato dall acqua di mare e dal peso della neve. FINE Figura 5.1: Procedura di scelta dell inverter Ⅴ.1.1 POTENZIALE DEL MODULO Va utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del potenziale del modulo FV (es. la struttura di supporto e il telaio). Al riguardo, leggere attentamente i paragrafi III.3 e III.4. Ⅲ.3 and Ⅲ.4 Ⅴ.1.2 CAPACITÀ Leggere attentamente la scheda tecnica dell inverter e scegliere l inverter in base alla potenza massima del generatore FV consigliata nella scheda tecnica dell inverter. Nel caso in cui la potenza FV massima consigliata non sia indicata nella scheda tecnica, rispettare la seguente condizione, benché il seguente fattore dipenda dalle condizioni ambientali del sito di installazione. Potenza massima CC in ingresso 1.1~1.2 potenza generatore FV @STC 20

Serie NAFxxxGx Ⅴ.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE In caso di collegamento in parallelo, adottare misure appropriate (es. fusibile per la protezione del modulo FV e cavo da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle stringhe) per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa, visto che la corrente può scorrere in direzione inversa. CCoorrrreet ttoo Ⅴ.2.1 DIODO Si consiglia di utilizzare un diodo che abbia una tensione inversa di picco ripetitiva (VRRM) superiore a 2.400 V. Stabilire le caratteristiche del diodo considerando la seguente corrente e le seguenti condizioni ambientali del sito di installazione. La portata di corrente del diodo varia a seconda delle condizioni ambientali Corrente di cortocircuito in uscita (Isc) del modulo FV. Temperatura ambiente del luogo in cui è installato il diodo (es. quadro di stringa, scatola di raccolta). Durata. Tasso di guasto, ecc. In caso di inosservanza di quanto sopra indicato, la sovracorrente può facilmente rompere il diodo. Ⅴ.2.2 FUSIBILE Il fusibile ha una corrente nominale e una corrente di fusione. La corrente nominale è la corrente che il fusibile può condurre continuamente senza interrompere il circuito. In caso di passaggio della corrente di fusione, la temperatura del filo metallico presente all interno del fusibile aumenta e il filo si fonde direttamente o fonde un giunto brasato all interno del fusibile, aprendo il circuito. Di conseguenza, Corrente di fusione > Corrente nominale * Per informazioni sul fusibile utilizzato, contattare il produttore del fusibile. 10 4 Esempio 10 3 Tempo 溶 di 断 fusione 時 間 [sec] [sec] 10 2 10 1 10 0 10 1 10 2 10 3 1 10 15 Corrente 電 流 [I I / nominale I@ 定 格 I] Corrente nominale Corrente di fusione Figura 5.2: Caratteristiche tempocorrente del fusibile 21

Serie NAFxxxGx Il fusibile deve soddisfare le seguenti 3 condizioni. 1 La tensione nominale deve essere superiore alla tensione dell impianto (600 V o 1.000 V). 2 La corrente deve essere pari o superiore a 1,25 volte l Isc iniziale a condizioni di test standard (STC) IEC. Corrente nominale 1,25 volte l Isc iniziale a STC 3 Scegliere una corrente di fusione che impedisca ad una corrente superiore a quella del fusibile con amperaggio massimo della serie di scorrere in direzione inversa. 1 La tensione nominale è superiore a quella dell impianto. OOKK!! I 5A I>5A 3 2 1,25 Isc iniziale @STC Figura 5.3: Condizioni d uso del fusibile 22

Serie NAFxxxGx CCoorrrreet ttoo Ⅴ.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI Si consiglia di seguire tre criteri fondamentali: riduzione al minimo delle perdite di tensione, tensione di tenuta e portata di corrente del cavo. Ⅴ.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE Il dimensionamento delle sezioni trasversali dei cavi tiene conto del potenziale economico (perdita di potenza del cavo vs. costo del cavo ecc.) e della necessità di avere la minore perdita di tensione (e di potenza) possibile. Ⅴ.3.2 TENSIONE DI TENUTA La tensione di tenuta del cavo è pari o superiore alla tensione dell impianto (600 V o 1.000 V). Ⅴ.3.3 PORTATA DI CORRENTE La portata di corrente è pari o superiore a 1,25 volte l Isc iniziale a STC. 1,25 volte l Isc inziale a STC Portata di corrente Cavo CC 1 Tiene conto della perdita di tensione (e di potenza). 2 Tensione di tenuta tensione dell impianto 3 1,25 l Isc iniziale a STC Portata di corrente Fusibile Quadro di stringa Figura 5.4: Progettazione DC e dimensionamento dei cavi Leggere attentamente le specifiche del cavo e verificare la portata di corrente. La portata di corrente del cavo varia a seconda delle condizioni ambientali. 23

Serie NAFxxxGx Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL'IMPIANTO Per la progettazione dell impianto, osservare la seguente procedura. [ CONDIZIONI DELL ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL IMPIANTO ] Impianto collegato alla rete (gridconnected) e non autonomo (stand alone). Ⅵ.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 10 kw Ⅵ.1.1 CONFIGURAZIONE DELL IMPIANTO (10 kw) Capacità dell impianto : 10 kw Modulo FV : NAF121G5 (Modulo FV a film sottile Pm=121W, Vpm=45., Ipm=2.69A) Inverter : Inverter da 10kW con kit di messa a terra. (Potenza d uscita nominale 10 kw) Angolo di inclinazione : 35 Azimut : Sud Metodo di installazione: I moduli sono installati a terra, in posizione verticale, su 2 colonne. Collegamento dei moduli FV con 8 serie per stringa. L impianto da 10 kw è in una configurazione di 8 serie 11 stringhe. Tabella 6.1: Configurazione dell impianto da 10 kw Elemento Specifica Serie stringhe Quantità Capacità totale Modulo FV NAF121G5 10,65 kw 8 11 88 pezzi /121 W (121 W 88 pezzi) Inverter Inverter da 10 kw con kit di messa a terra. 1 unità 24

Serie NAFxxxGx Ⅵ.1.2 SCHEMA DELL IMPIANTO (10 kw) Array FV Quadro di stringa CC Inverter da 10 kw 8 serie Fusibile Kit di messa a terra 11 stringhe Figura 6.1: Schema dell impianto Ⅵ.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kw) Tabella 6.2: Elenco delle apparecchiature (10 kw) Specifica Quantità Unità Modulo FV Film sottile 121 W 88 Pezzi Inverter 10 kw 1 Unità Quadro di stringa CC 11 stringhe 1 Unità Struttura di supporto 1 Unità Ⅵ.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL IMPIANTO FV Tabella 6.3: Elenco delle apparecchiature per capacità dell impianto FV Modulo FV Capacità dell impianto FV Specifica Unità 10 kw 20 kw 30 kw 40 kw 50 kw 100 kw NAF121G5 88 176 264 352 440 880 /121W (8 11) (8 22) (8 33) (8 44) (8 55) (8 110) Inverter 10 kw Unità 1 2 3 4 5 10 Quadro di stringa CC 11 stringhe Unità 1 2 3 4 5 10 Struttura di supporto Unità 1 * Il numero tra parentesi è il numero di serie x stringhe. 25

Serie NAFxxxGx Ⅶ. STIMA DELLA POTENZA GENERATA a) Calcolo della produzione annuale di elettricità (impianto da 100 kw) Questo calcolo della potenza generata annualmente riguarda 28 città. I numeri riportati nella cartina rappresentano le città indicate nella tabella alla pagina seguente. (25: Guyana America del Sud) 22 21 20 18 19 16 12 17 13 14 28 9 10 11 5 7 6 3 2 4 1 27 8 26 24 23 15 * Stimato da SHARP. * I dati della simulazione non sono garanzia della potenza generata. La suddetta stima della produzione elettrica si basa sulle seguenti condizioni. 1. Orientamento : Sud 2. Inclinazione : Angolazione ottimale per ogni città 3. Capacità dell impianto : 100 kw 4. Si presume che la temperatura del modulo FV a film sottile sia la temperatura media di ogni città indicata nella seguente tabella più 40 C. Il coefficiente di temperatura è 0.24%/ C. 5. Efficienza del trasformatore: 100%. 6. La formula per il calcolo della produzione elettrica mensile è la seguente e la produzione elettrica annuale è la somma delle produzioni elettriche mensili. U P Epd = K' Kpt K'' Po P=100, Po=1000, K =0.84 Kpt=10.24*(T18.425)/100, K =1 Epd : Produzione elettrica (kwh/giorno) U : Irraggiamento della radiazione globale (kwh/m 2 /giorno) P : Potenza d uscita dell impianto (kw) Po : Irraggiamento di correzione (=kkw/m 2 ) K' : Coefficiente di correzione Kpt : Coefficiente di temperatura K" : Altre perdite 26

b) Dati relativi alla temperatura media mensile e all irraggiamento medio giornaliero Serie NAFxxxGx Paese N. Città (Angolazione ottimale) Temperatura media [ ] Irraggiamento annuale [MWh/m 2 ] Produzione elettrica annuale [MWh/anno] Mese Temperatura media [ ] Irraggiamento medio [kwh/m 2 /giorno] Spagna Portogallo Olanda Germania Italia Belgio Lussemburgo Regno Unito UK Francia 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 1.Valencia (35 ) 2.Alicante (35 ) 3.Murcia (35 ) 4.Almeria (34 ) 5.Siviglia (32 ) 6.Madrid (34 ) 7.Cordova (35 ) 8.Barcellona (36 ) 9.Lisbona (32 ) 10.Faro (near by Albuferia) (33 ) 11.Porto (34 ) 12.Utrecht (36 ) 13.Amburgo (37 ) 14.Monaco (39 ) 15.Palermo (32 ) 16.Bruxelles (34 ) 17.Lussemburgo City (33 ) 18.Southampton (40 ) 19.Oxford (35 ) 20.Birmingham (36 ) 21.Leeds (38 ) 22.Edinburgo (39 ) 23.Marsiglia (35 ) 24.Montpellier (35 ) 25.Cayenne (Guyana Sud America) (5 ) 26.Perpignan (35 ) 27.Tolosa (35 ) 28.Lione (34 ) Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 17.4 11 11.6 13.5 15.2 18.4 21.5 24.4 24.9 22.7 18.8 14.5 11.8 1.98 MWh/m 2 3.71 4.25 5.29 5.80 6.23 6.50 6.68 6.42 5.67 4.77 3.67 3.36 155 MWh/anno 17.9 11.6 12.4 13.7 15.7 18.6 22.1 25.1 25.5 23.3 19.2 14.9 12.1 2.04 MWh/m 2 4.45 5.07 5.97 6.10 6.32 6.47 6.81 6.45 6.07 5.23 4.00 4.03 166 MWh/anno 16.3 9 10.3 11.8 14.0 17.5 21.6 24.9 24.9 21.9 17.7 12.6 9.4 2.02 MWh/m 2 4.39 5.04 5.94 5.97 6.32 6.40 6.77 6.42 6.00 5.23 3.87 4.00 166 MWh/anno 18.5 12.5 13.0 14.6 16.1 18.8 22.3 25.4 26 24.1 19.9 16.2 13.3 2 MWh/m 2 3.27 3.78 4.99 5.30 5.69 6.07 6.26 6.02 5.47 4.45 3.33 3.06 163 MWh/anno 18.2 10.7 11.9 14.0 16.0 19.6 23.4 26.8 26.9 24.4 19.5 14.3 11.1 2.03 MWh/m 2 4.16 4.64 5.90 5.73 6.42 6.60 7.13 6.74 6.40 5.23 3.83 3.74 165 MWh/anno 13.9 5.5 7.0 9.3 11.6 15.5 20.4 24.3 23.8 20.3 14.5 8.9 5.9 1.93 MWh/m 2 3.74 3.96 5.90 5.50 6.48 6.93 7.13 6.87 6.06 4.74 3.37 2.58 159 MWh/anno 17.5 9.5 10.9 13.1 15.2 19.3 23.2 26.9 26.8 23.8 18.5 12.9 9.7 2.04 MWh/m 2 4.32 4.82 5.94 5.73 6.36 6.53 7.10 6.71 6.40 5.29 3.90 3.84 166 MWh/anno 16.3 9.7 10.4 12.1 14 17.3 21 24.1 23.7 21.5 17.7 13.3 10.6 1.68 MWh/m 2 3.00 3.61 4.77 5.10 5.23 5.77 6.19 5.90 5.30 4.26 3.10 2.77 137 MWh/anno 16.8 11.4 12.3 13.7 15.1 17.4 20.2 22.4 22.8 21.7 18.5 14.5 11.8 1.94 MWh/m 2 3.42 3.89 5.90 5.73 6.32 6.73 6.94 6.97 6.17 5.00 3.33 3.13 158 MWh/anno 17.2 11.9 12.6 13.7 15.1 17.5 20.6 23.3 23.4 21.8 18.7 15.1 12.7 2.22 MWh/m 2 4.61 4.89 6.61 6.27 7.00 7.23 7.52 7.39 7.03 6.07 4.07 3.97 182 MWh/anno 14.5 9.3 10.1 11.5 12.9 15.1 18.1 19.9 19.8 19 16.2 12.3 9.9 1.82 MWh/m 2 3.39 3.79 5.26 5.50 6.10 6.47 6.36 6.48 5.90 4.71 3.23 2.67 150 MWh/anno 9.7 3.6 3.5 5.1 7.6 11.7 14.5 16.4 16.7 14.7 11.4 6.9 4.6 1.15 MWh/m 2 1.03 2.35 2.74 4.27 4.87 4.57 4.84 4.55 3.47 2.48 1.60 1.03 96 MWh/anno 8.8 1.1 1.1 4.4 7.2 12.2 15 17.2 17.2 13.9 9.4 5 2.2 1.13 MWh/m 2 1.07 1.82 2.74 4.13 4.90 5.07 4.74 4.55 3.57 2.23 1.30 0.84 94 MWh/anno 7.8 2.2 0.4 3.4 7.6 12.2 15.4 17.3 16.6 13.4 8.2 2.8 0.9 1.37 MWh/m 2 2.03 2.93 3.87 4.57 5.07 5.13 5.36 5.07 4.43 3.13 1.90 1.45 114 MWh/anno 18.7 12.8 13 13.8 15.7 18.8 22.7 25.5 26.2 24 20.7 16.5 14.1 1.9 MWh/m 2 3.10 4.11 5.29 6.03 6.42 6.83 6.77 6.45 5.90 4.87 3.60 3.07 155 MWh/anno 9.7 2.5 3.4 5.8 8.7 12.6 15.4 17 16.8 14.4 10.5 6.2 3.5 1.1 MWh/m 2 1.16 2.00 2.84 3.80 4.61 4.67 4.65 4.36 3.43 2.36 1.40 0.84 91 MWh/anno 8.3 0 1.1 4 7.5 11.8 14.9 16.9 16.4 13.4 9.1 3.8 1 1.19 MWh/m 2 1.07 2.32 3.03 4.20 4.84 4.97 5.23 4.71 3.80 2.55 1.43 1.00 99 MWh/anno 10.7 4.9 5.1 6.8 9 12.2 15.3 17.4 17.1 14.8 11.8 7.8 5.7 1.32 MWh/m 2 1.68 2.68 3.36 4.90 5.16 5.13 5.16 4.94 4.07 2.84 2.03 1.29 109 MWh/anno 9.7 4 3.9 5.9 7.9 11.1 14.3 16.6 16.5 14 10.4 6.5 4.7 1.11 MWh/m 2 1.16 1.89 2.81 4.20 4.55 4.63 4.71 4.39 3.40 2.26 1.57 0.87 92 MWh/anno 9 3.1 3.1 5.2 7.6 10.6 14 15.8 15.4 13.2 10 6 4.2 1.05 MWh/m 2 1.07 1.75 2.52 3.97 4.39 4.40 4.39 4.29 3.30 2.13 1.47 0.84 87 MWh/anno 9.7 4.1 4.2 5.9 8.0 11.4 14.5 16.4 16.1 13.9 10.7 6.6 4.8 1.08 MWh/m 2 1.10 1.61 2.77 3.60 4.65 4.80 4.74 4.07 3.40 2.19 1.53 1.03 90 MWh/anno 8.5 3.2 3.3 5.1 7.1 9.9 13 14.5 14.3 12.3 9.5 5.4 3.9 1.08 MWh/m 2 1.10 1.96 2.74 3.97 4.74 4.70 4.68 4.07 3.30 2.07 1.30 0.81 90 MWh/anno 14.9 7 8.1 10.3 13.1 16.9 20.7 23.7 23.1 20.4 16.2 11 8.1 1.84 MWh/m 2 3.32 3.71 5.13 5.70 6.13 6.60 6.90 6.55 5.73 4.36 3.30 2.84 151 MWh/anno 13.8 5 6.5 10.0 13.1 16.5 20.4 22.8 22.2 19 14.4 9.7 5.9 1.71 MWh/m 2 3.16 3.57 4.77 5.20 5.77 6.17 6.55 6.19 5.33 3.84 2.90 2.68 141 MWh/anno 26.5 26.1 26.1 26.1 26.7 26.7 26.1 26.1 26.7 27.2 27.2 26.7 26.1 1.79 MWh/m 2 3.94 4.21 4.45 4.50 4.26 4.47 5.13 5.65 6.20 6.10 5.43 4.32 143 MWh/anno 15.2 8.1 9.1 10.7 13.3 16.7 20.7 23.6 23.1 20.4 16.4 11.6 8.8 1.71 MWh/m 2 3.07 3.71 4.90 5.17 5.26 5.83 6.23 6.00 5.47 4.26 3.40 3.00 141 MWh/anno 12.9 5.4 6.9 8.7 11.3 14.8 18.4 21.3 20.8 18.5 14.3 8.9 5.9 1.57 MWh/m 2 2.32 3.18 4.39 4.90 5.23 5.67 6.00 5.65 5.27 3.90 2.70 2.19 129 MWh/anno 10.6 1.8 3.7 6.2 9.6 13.4 16.7 19.7 18.9 16.2 11.8 6.1 2.7 1.39 MWh/m 2 1.74 2.43 3.68 4.60 4.94 5.57 6.10 5.48 4.70 2.97 1.93 1.42 115 MWh/anno * Fonte: METEONORM. 27

APPENDICE Serie NAFxxxGx

Serie NAFxxxGx Appendice: EFFETTI DELL OMBRA 1. Distanza tra gli array Nel caso in cui gli array solari siano ombreggiati da montagne, edifici, pali elettrici, alberi e così via, la potenza generata potrebbe essere inferiore a quella prevista. Di conseguenza, i moduli vanno installati, in sostanza, in modo tale da non essere ombreggiati e disposti in modo tale che qualsiasi array non sia ombreggiato dall array che si trova davanti. Per evitare una possibile diminuzione della produzione elettrica a causa della polvere e del deposito di sporco sulla superficie del modulo, si consiglia un angolo di inclinazione pari o superiore a 5 gradi. Per indicazioni sull inclinazione e sulla distanza tra gli array in ciascuna zona, si faccia riferimento alla seguente tabella. * [Condizioni per il calcolo della distanza tra gli array] Moduli FV: NAFxxxGx I moduli sono installati a terra in posizione verticale su 2 colonne. Distanza tra i moduli: 40 mm in lunghezza e 40 mm in larghezza. Gli array solari non sono ombreggiati alle ore 12.00 del 21 dicembre. Tabella A.1: Distanza tra gli array Zona Germania (Monaco) Italia (Roma) Spagna (Madrid) Latitudine Longitudine N48.08 E11.35 N41.53 E12.3 N40.25 W3.43 Inclinazione 10 15 20 25 30 35 40 45 10 15 20 25 30 35 40 45 10 15 20 25 30 35 40 45 Distanza tra gli array mm 1.490 2.221 2.935 3.627 4.291 4.922 5.516 6.068 1.066 1.588 2.099 2.594 3.069 3.520 3.945 4.340 1.006 1.500 1.982 2.449 2.898 3.324 3.725 4.098 * Valore di riferimento ⅰ

Serie NAFxxxGx Inclinazione Distanza tra gli array Figura A.1: Distanza tra gli array ⅰ