impianti fotovoltaici per la produzione di energia ... · energia elettrica dalla fonte solare 4....

Impianti fotovoltaici per la produzione di

energia elettrica dalla fonte solare

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Relatore: Gamba Massimo, membro CEI CT 82



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Il relatore: Per. Ind. Gamba Massimo

Libero professionista progettista di impianti elettrici e fotovoltaici dal 1994

Membro del CEI Comitato Elettrotecnico Italiano nel CT 82 Sistemi Fotovoltaici e nel CT 88 Turbine eoliche

Docente ai corsi di formazione del CEI dedicati ai progettisti ed installatori di impianti fotovoltaici ed eolici

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installatori di impianti fotovoltaici ed eolici

Iscritto nell’Albo del GSE come esperto per verifiche ed ispezioni del GSE

Coordinatore del Gruppo “Risorse energetiche ed ambiente” del Collegio dei Periti Industriali di Milano.

Lo sviluppo sostenibile

Lo sviluppo sostenibile è quello sviluppo che consente alla generazione presente di soddisfare i propri bisogni senza

compromettere la capacità delle future generazioni di soddisfare i

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loro propri bisogni (Rapporto BRUNDTLAND 1987)

Il problema dei cambiamenti climatici

Il clima del pianeta Terra sta cambiando troppo rapidamente rispetto al passato.

Secondo molti scienziati la causa è il cosiddetto “effetto serra” originato da alcuni gas, in particolare dall’anidride carbonica CO2 emessa in atmosfera durante la combustione di carbone, petrolio,

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emessa in atmosfera durante la combustione di carbone, petrolio, GPL, metano, ecc.

Il Protocollo di Kyoto prevede la riduzione delle emissioni di anidride carbonica CO2, a livelli inferiori a quelli del 1990.

L’Italia ha sottoscritto il protocollo di Kyoto e quindi dobbiamo ridurre le emissioni di CO2 del 6,5 % rispetto al livello del 1990,

altrimenti dovremo pagare delle sanzioni.

Andamento

delle emissioni

di CO2

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Disponibilità di fonti di energia non rinnovabili

40Petrolio

Disponibilità in anni, rispetto ai consumi attuali, delle riserve note

10

50

200

70

0 50 100 150 200

Uranio 235

Carbone

Gas Naturale

Il tempo degli sprechi di energia è al tramonto

Le fonti di energia fossili e l’ambiente sono beni preziosi che tutti noi dobbiamo cercare di preservare per le

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preservare per le generazioni future.

L’Unione Europea prevede tre obbiettivi entro il 2020:

20% risparmio energetico,

20% efficienza energetica,

20% fonti rinnovabili.

Risparmio energetico

Primo obbiettivo consumare meno

Possiamo risparmiare energia elettrica utilizzando sistemi solari termici invece degli scalda-acqua elettrici.

Possiamo utilizzare meglio la luce naturale oppure evitare di tenere

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Possiamo utilizzare meglio la luce naturale oppure evitare di tenere le luci accese inutilmente, per esempio all’interno degli ascensori.

La “domotica” ci può aiutare mediante dispositivi di comando e regolazione automatici “intelligenti”.

Possiamo evitare il funzionamento in stand by degli apparecchi elettronici come i televisori, decoder, lettori dvd, computer,

mediante semplici dispositivi di spegnimento manuali.

Efficienza energetica

Secondo obbiettivo consumare meglio

Scegliendo apparecchi ad alta efficienza (Classe A) otteniamo un minore consumo a parità di prestazioni: elettrodomestici,

trasformatori, motori, sorgenti luminose, climatizzatori con inverter per la regolazione della velocità deimotori.

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Possiamo migliorare l’efficienza di tutto il sistema elettrico italiano se spostiamo una parte dei consumi elettrici nelle fasce orarie

cosiddette “vuote”, cioè la sera e durante il fine settimana.Per questo motivo dal 1° luglio 2010 è in vigore la Tariffa Bioraria per tutti gli utenti domestici (si nota che rispetto ad altre nazioni, i

prezzi non sono così convenienti per i cittadini che scelgono di consumare l’energia elettrica nelle ore “vuote”).

Efficienza energetica delle sorgenti luminose

Tipo di lampada Potenza

[W]

Flusso

[lm]

ηηηη

[lm/W]

ηηηη rispetto a

incand. a 60 W

Incandescente 40 580 14,5 0,9

Incandescente 60 980 16,3 1

Alogena 50 1000 20 1,23

Alogena 100 2300 23 1,41

14

Alogena 100 2300 23 1,41

Fluorescente tubolare 8 430 54 3,31

Fluorescente tubolare 13 950 73 4,48

Fluorescente compatta 9 600 67 4,11

Fluorescente compatta 11 900 82 5,03

Sodio 18 1800 100 6,14

Led 1 - 3 - - -

Lampade fluorescenti tubolari

• Consumano fino a 5 volte meno delle lampade ad incandescenza di pari flusso luminoso (convenienza economica).

• Lunga durata di vita (minore manutenzione).

• Se l’alimentazione è fornita da un convertitore elettronico adalta frequenza, la lampada si accende meglio e consuma meno

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• Se l’alimentazione è fornita da un convertitore elettronico adalta frequenza, la lampada si accende meglio e consuma menorispetto al tradizionale reattore ferromagnetico.

• Questo tipo di lampade è molto utilizzato negli uffici e in tutti ilocali di lavoro in genere, con altezza fino a 4 - 5 metri.

• Possibilità di scegliere la tonalità di colore della luce: fredda(bianca) oppure calda (gialla).

Lampade fluorescenti compatte

• Efficienza → fino a 5 volte migliore delle lampade adincandescenza

• Durata di vita → fino a 8 volte quella delle lampade adincandescenza

• Dimensioni minori rispetto alle lampade fluorescentitubolari

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• Dimensioni minori rispetto alle lampade fluorescentitubolari

• Formato adatto per apparecchi di illuminazionetradizionali

• Idonee per applicazioni a temperature sotto lo zero

• Sopportano notevoli variazioni di temperatura

Frigoriferi, congelatori, lavatrici, lavastoviglie

• Gli elettrodomestici ad alta efficienza (Classe A) costano unpo’ di più, ma consumano molta meno energia.

• Per frigoriferi e congelatori è importante che il compressoresia azionato da un motore elettrico ad alta efficienza. e che lospessore del rivestimento termoisolante sia adeguato.

• I frigoriferi dovrebbero essere installati preferibilmente in

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• I frigoriferi dovrebbero essere installati preferibilmente inlocali freschi.

• Attenzione nell’uso: ridurre il numero di aperture, mantenereil frigorifero il più possibile pieno.

• Privilegiare i congelatori con l’apertura in alto rispetto aquelli con la porta ad armadio.

• Si nota che in Italia si costruiscono lavatrici a doppio attaccoidonee per ricevere l’acqua calda prodotta da impianti solaritermici.

Fonti di energia rinnovabili

Terzo obbiettivo consumare altro

Possiamo utilizzare fonti di energia rinnovabile, per esempio

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Possiamo utilizzare fonti di energia rinnovabile, per esempio solare termico, solare fotovoltaico, eolico, biomasse, biogas,

biocombustibili, idroelettrico, geotermico

I risvolti occupazionali

• Germania → circa 100.000 lavoratori occupati

• Italia → circa 10.000 lavoratori occupati

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Si nota che a livello mondiale i lavoratori del settore delle energie rinnovabili quali fotovoltaico, eolico, biomasse, biocombustibili, geotermia, solare termico, ecc. continuano ad aumentare rispetto ad altri settori colpiti dalla crisi.

In Italia si prospetta un interessante sviluppo del settore della diagnosi energetica al fine del miglioramento dell’efficienza energetica.

Risorse energetiche primarie mondiali

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L’energia solare

Riceviamo dal Sole ogni

anno una quantità di

energia molto maggiore di

quella che consumiamo,

ma non è semplice

sfruttarla perché

L’energia solare

• distribuita (grandi

superfici di captazione)

• discontinua (stagioni,

giorno/notte,

meteorologia)

sfruttarla perché

l’energia solare è:

Impianti solari termici

(produzione di acqua

Impianti Termodinamici

(produzione indiretta di

Tipologia di Impianti Solari

Impianti ad energia solare

Impianti fotovoltaici(produzione diretta di

energia elettrica)

Con concentrazione solare

(Apparati di concentrazione ottica)

(produzione di acqua calda)

(produzione indiretta di energia elettrica)

energia elettrica)

Impianti fissi(Moduli in silicio o in

film sottile)

Impianti ad inseguimento solare

Senza concentrazione solare

(Moduli in silicio o in film sottile)

Cosa offrono gli impianti fotovoltaici ?

Gli impianti fotovoltaici permettono di utilizzare direttamente la radiazione del Sole al fine di:

• produrre energia elettrica in corrente continua, che può essere

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• produrre energia elettrica in corrente continua, che può essere utilizzata per alimentare utenze isolate (impianti con batterie di accumulatori) oppure può essere immessa nella rete pubblica nazionale.

Cosa offrono gli impianti termodinamici ?

Gli impianti termodinamici permettono di utilizzare in modo indiretto la radiazione del Sole al fine di:

• produrre energia elettrica in corrente alternata, che può essere

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• produrre energia elettrica in corrente alternata, che può essere immessa nella rete pubblica nazionale.Si nota che l’energia termica viene trasformata in energia elettrica mediante generatori rotanti (alternatori) azionati da turbine a vapore.

Cosa offrono gli impianti solari termici ?

Gli impianti solari termici permettono di utilizzare direttamente la radiazione del Sole al fine di:

• produrre acqua calda per uso sanitario (doccia, ecc) o per l’utilizzo con lavatrici speciali “a doppio attacco”

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l’utilizzo con lavatrici speciali “a doppio attacco”

•integrare l’impianto di riscaldamento della piscina e/o dell’edificio

•integrare l’impianto di condizionamento realizzato con speciali gruppi frigoriferi “ad assorbimento”

Vantaggi dei sistemi fotovoltaici

1. Produzione di energia pulita → emissioni inquinanti evitate

2. Crescente indipendenza dai combustibili fossili → riduzione dello sfruttamento dei Paesi in Via di Sviluppo (PVS)

3. Produzione di energia elettrica nel posto in cui serve → si riducono le perdite di trasmissione e trasporto

4. Produzione di energia nelle ore di massima richiesta dalla rete

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4. Produzione di energia nelle ore di massima richiesta dalla rete

5. Manutenzione trascurabile

6. Lunga durata dell’impianto → costo dell’energia costante

7. Promozione verso gli utenti per un corretto uso dell’energia

8. Crescita del mercato → investimenti in nuove linee di produzione → riduzione dei costi, aumento dell’occupazione

9. Tempo di ritorno energetico limitato (da 1 a 4 anni)

Punti critici dei sistemi fotovoltaici

• La creazione e il mantenimento di un know-how di base

• I costi iniziali→ occorrono adeguati strumenti finanziari di supporto (incentivi), perché in pratica si paga in anticipo

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supporto (incentivi), perché in pratica si paga in anticipo l’energia elettrica che sarà prodotta nei successivi 30 anni

• Occorrono superfici idonee per dimensioni ed esposizione

Edifici di nuova costruzione

• Il Decreto Legislativo n. 28 del 3 marzo 2011 prescrive l’obbligo di produrre parte dell’energia elettrica mediante impianti fotovoltaici

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Edifici esistenti

• Gli impianti fotovoltaici beneficiano dell’aliquota IVA del 10 %

• Gli impianti fotovoltaici sono “premiati” mediante incentivi ventennali in conto energia

30

• Si ricorda che gli impianti fotovoltaici non possono beneficiare della detrazione fiscale del 55 % prevista per gli interventi di miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici

Andamento del prezzo dei moduli fotovoltaici

20

25

30P

ric

e (

$/W

p) 200

250

300

Sh

ipm

en

ts (

MW

p/y

ea

r)

PV module

price

Shipments

31

0

5

10

15

1980 1985 1990 1995 2000

Pri

ce

($

/Wp

)

0

50

100

150

Sh

ipm

en

ts (

MW

p/y

ea

r)

Il mercato fotovoltaico mondiale [MWp/anno]

1194

1600

1000

1200

1400

1600

32

69,44

77,688,6 125,8

154,9201,3

287,65

390,54

559,6

762

0

200

400

600

800

199419951996199719981999200020012002200320042005

L’irraggiamento e la radiazione solare

- L’irraggiamento solare e la radiazione solare

- L’irraggiamento solare extraterrestre

- La radiazione solare al suolo sul piano orizzontale

- La radiazione solare su una superficie inclinata ed orientata

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L’irraggiamento solare extraterrestre

• Irraggiamento extraterrestre: medio 1.367 W/m2 ± 3 % per la diversa distanza Terra – Sole. L’orbita della Terra è elittica.

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Definizioni

Irraggiamento solare (W/m2)Intensità della radiazione elettromagnetica solare incidente su

una superficie di area unitaria. Tale intensità è pari all’integrale

della potenza associata a ciascun valore di frequenza dello

spettro solare

L’irraggiamento solare e la radiazione solare

Radiazione o irradiazione solare (kWh/m2)Integrale dell’irraggiamento solare, su un periodo di tempo

specificato

Radiazione solare globale Somma delle varie componenti:

Globale = diretta + diffusa + riflessa

La radiazione solare al suolo

A causa dell’atmosfera

terrestre:

• parte dell’energia

solare arriva

direttamente aldirettamente al

suolo,

• parte viene diffusa,

• la restante viene

perduta per

riflessione e

assorbimento

La radiazione solare al suolo

La radiazione solare globale = Diretta + Diffusa + Riflessa

• D’inverno la componente diffusa è molto maggiore rispetto alla diretta.

• Radiazione solare diffusa = circa 50 – 55 % della radiazione solare diretta (su base annua).

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diretta (su base annua).

• La radiazione riflessa dipende dal coefficiente di albedo, che dipende dal tipo di suolo: erba: 0,15 – 0,25 ; neve fresca: 0,82 ;

asfalto asciutto: 0,09 – 0,15

Intensità della radiazione solare al suolo → dipende dall’angolo di

inclinazione della radiazione stessa: più questo è basso e maggiore sarà lo spessore di atmosfera da attraversare, con una conseguente minore radiazione che raggiunge la superficie.

Coefficiente di massa d’aria

• Condizioni di riferimento per le misurazioni

�AM (Air Mass), che può essere:

�AM0 → fuori dall’atmosfera

�AM1 → spessore di atmosfera standard attraversato in

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�AM1 → spessore di atmosfera standard attraversato in direzione perpendicolare alla superficie terrestre e misurato al livello del mare (1.000 W/m2)

�AM1,5 → tipico delle nostre latitudini, adottato nei test di laboratorio per la definizione delle potenze nominali

Coefficiente di massa d’aria

39

m= 1/senh

(m= 1)

Definizione del coefficiente di massa d'aria.

Spettro d’onda

40

Nello spettro in condizione AM1 si notano molte buche, non presenti nello spettro AM0, dovute:

1) all’assorbimento causato dalle molecole di vapor d’acqua e d’aria e dal pulviscolo atmosferico

2) alla riflessione nello spazio

Strumenti di misura

Piranometri:

classe di precisione inferiore al 3 %

idonei per “collaudo” secondo la Guida CEI 82-25

richiedono di essere calibrati frequentemente

costo circa 800 Euro

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Solarimetri:

classe di precisione circa 5%

non idonei per “collaudo” secondo Guida CEI 82-25


La radiazione solare nel mondo

kWh/m2/giorno

Valori della radiazione solare in Italia

Norma UNI 10349 Riscaldamento e raffrescamento degli edifici –Dati climatici (Aprile 1994)

Fornisce i dati climatici

giornalieri medi mensiligiornalieri medi mensili

(temperatura ambiente,

ventosità e irraggiamento

solare) dei capoluoghi di

provincia italiani

Regioni di vento

Radiazione solare sul piano orizzontale

[kWh/m2]


Valori tipici sul piano orizzontale:

• Nord Italia

900 - 1300 kWh/mq·anno

• Centro Italia

1300 - 1500 kWh/mq·anno

• Sud Italia

1500 - 1800 kWh/mq·anno

La radiazione solare globale al suolo in Italia (media 1994-1999). Valori stimati sulle immagini del satellite Meteosat ENEA, Dicembre 2000Fornisce i dati giornalieri medi mensili dei capoluoghi di provincia


Radiazione su un piano inclinato e orientato

ββββ

γγγγ

SUD

Nel calcolo della radiazione

solare sul piano inclinato e

orientato vengono

considerate le componenti

della radiazione solare sul

piano orizzontale: diretta e

diffusa.

Norma UNI 8477Energia solare - Calcolo degli apporti per applicazioni in edilizia - Valutazione dell’energia raggiante ricevuta (Maggio 1983)

Indica un metodo per il calcolo della

Radiazione su un piano inclinato e orientato

Indica un metodo per il calcolo della

radiazione solare su un piano

comunque inclinato (ββββ) e orientato

(γγγγ) rispetto al SUD.

Il calcolo si basa sui dati giornalieri

medi mensili della radiazione solare

sul piano orizzontale (componente

diretta e diffusa), relativi ai

capoluoghi di provincia italiani

(UNI 10349)γγγγ

ββββ

SUD

•I parametri che influenzano la produzione di energia da parte di un pannello fotovoltaico sono:

–Posizione

Calcolo della radiazione solare annuale

Grafico gentilmente concesso da

geografica

–Inclinazione rispetto al Sud (Azimut)

–Inclinazione rispetto al piano orizzontale

–Eventuali ostacoli (ombre).

I valori percentuali di resa dell’impianto sono riferiti all’inclinazione ed all’angolo di azimut ottimali indicati dal pallino nero.

Inclinazione ottimale in Italia

• Inclinazione ottimale del piano dei moduli

Per massimizzare l’energia captata nell’arco dell’anno alle

49

Per massimizzare l’energia captata nell’arco dell’anno alle nostre Latitudini, l’inclinazione ottimale è di circa 30°

Andamento annuale della radiazione su superfici inclinate in funzione dell’angolo di installazione.

Condizioni ideali: raggi perpendicolari al modulo FV.


Grafico gentilmente concesso da

• I parametri che influenzano la produzione di energia da parte di un modulo fotovoltaico sono dunque:

– Posizione geografica (i dati di irraggiamento medio mensile previsto sono riportati sulla norma UNI 10349).


– Inclinazione rispetto al Sud (Azimut)

– Inclinazione rispetto al piano orizzontale

– Eventuali ostacoli (ombre).

• I programmi di calcolo aiutano a valutare, da un punto di vista analitico, l’irraggiamento medio atteso in funzione dei parametri sopra menzionati

Metodi di calcolo della radiazione solare sul piano inclinato e orientato sono disponibili sui siti:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/


http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/

www.solaritaly.enea.it/

Distanza tra le file per limitare le ombre

d/h=sin (d/h=sin (ββ) * tan (23,5) * tan (23,5°° + latitudine) + cos (+ latitudine) + cos (ββ))

In caso di montaggio a terra su più file, si deve limitare l’ombreggiatura reciproca tra i moduli FV a partire dalla seconda fila.Secondo la guida CEI 82-25, si ritiene un compromesso accettabile assicurare che non ci sia ombreggiamento sulla fila posteriore alle ore 12.00 del 21 Dicembre.

Distanza tra le file per limitare le ombre

posteriore alle ore 12.00 del 21 Dicembre.La distanza orizzontale (d) tra una fila e l’altra risulta dalla formula:

d/h=sin (β) * tan (23,5° + latitudine) + cos (β)

dove h è la lunghezza del modulo e β è l’angolo di inclinazione

Superficie occupata dai moduli fotovoltaici

Dimensioni:

Un impianto fotovoltaico di potenza 1 kWp occupa una superficie lorda che varia a seconda del tipo di moduli fotovoltaici e del tipo di posa, per esempio:

• 7 – 8 metri quadrati se si installano moduli in silicio monocristallino o policristallino, su una superficie inclinata;

55

monocristallino o policristallino, su una superficie inclinata;

• Fino a 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio monocristallino o policristallino, su una superficie piana;

• 18 - 20 metri quadrati, se si installano moduli in silicio amorfo, su una superficie inclinata.

La potenza di picco dichiarata in targhetta

Watt di picco [Wp]

Potenza dei moduli fotovoltaici erogata in condizioni di prova standard convenzionali STC:

irraggiamento di 1.000 W/mq

temperatura delle celle di 25°C

56

AM 1,5

(condizioni simili al sole di mezzogiorno di una bella giornata relativamente fresca)

Si nota che il generatore fotovoltaico non può fornire quasi mai la potenza di picco indicata in targa, perché la potenza disponibile è direttamente proporzionale all’irraggiamento ma si riduce all’aumentare della temperatura.

Calcolo dell’energia producibile

La produzione di energia elettrica è prevedibile solo sul lungo termine basandosi sui dati statistici disponibili (per esempio la norma UNI 10349).

La Guida CEI 82-25 terza edizione settembre 2010 fornisce i criteri La Guida CEI 82-25 terza edizione settembre 2010 fornisce i criteri di calcolo dell’energia producibile.

In genere il progettista esegue le stime di calcolo su base annuale.

La tabella seguente è riportata nella suddetta Guida CEI 82-25

Produzione elettrica attesa

con un rendimento medio di

impianto pari a 75%

[kWh/kWp]

Energia solare annua su

superficie rivolta a Sud e

inclinata di 30°

[kWh/m2]

Energia solare annua

su superficie

orizzontale

[kWh/m2]

Località

Energia producibile in diverse località

1.4001.8801.730Messina

1.3001.7501.600Roma

1.0501.4001.300Milano

La tecnologia fotovoltaica

- Il principio di funzionamento del fotovoltaico

- La cella fotovoltaica

- Il modulo fotovoltaico

- Il generatore fotovoltaico

59

Il principio fotovoltaico

• Materiale di base: il silicio.

• Drogaggi → campo elettrico incorporato

• Esposizione della cella alla luce → i fotoni presenti nella

60

• Esposizione della cella alla luce → i fotoni presenti nella radiazione luminosa “staccano” gli elettroni dagli atomi di silicio. Il campo elettrico spinge gli elettroni in una direzione, lasciando dall’altra parte un eccesso di cariche positive: è la differenza di potenziale che ci serve

• Chiusura del circuito → passaggio di corrente

Spettro solare convertibile

• Solo una parte dello spettro solare a livello del suolo risulta utile per la conversione fotovoltaica:

2000

Energia utileSpettro AM 1

Energia dissipata

W/m2

61

• Si ricorda che l’energia solare convertibile teoricamente in energia elettrica (efficienza) è pari al 44%.

Lo spettro solare AM1

fotoni sotto soglia

Energia utile

1000

0 0,5 1,0 1,5 2 2,5

LUNGHEZZA D’ONDA λ (µm)

Efficienza della conversione fotovoltaica

In realtà l’efficienza della conversione fotovoltaica è inferiore a quella teorica del 44 % per i seguenti motivi:

1) non tutti i fotoni incidenti sulla cella penetrano al suo interno (alcuni sono riflessi dalla superficie della cella, altri incidono sulla griglia metallica dei contatti)

2) una parte degli elettroni “liberati” dai fotoni non arrivano

62

2) una parte degli elettroni “liberati” dai fotoni non arrivano al carico esterno in quanto trovano lungo il percorso delle cariche di segno opposto con cui ricombinarsi (effetto di “ricombinazione”)

3) esistono le cosiddette “resistenze parassite”: i contatti metallici posti sul fronte e sul retro della cella presentano una resistenza che provoca dissipazioni di potenza

La realizzazione dei wafer

• Wafer di silicio monocristallino

• Dal metodo Czochralsky → si immerge nel silicio liquido un “seme” di materiale molto puro, che viene poi estratto e raffreddato lentamente per ottenere un “lingotto” cilindrico di

63

raffreddato lentamente per ottenere un “lingotto” cilindrico di monocristallo.

• Primo drogaggio → aggiunta di boro.

• Taglio orizzontale → wafer (spessore: 250 – 350 µm)

La realizzazione dei wafer

• Dalla fusione e successiva ricristallizzazione del silicio di scarto dell’industria elettronica (“scraps” di silicio).

• Da questa fusione si ottiene un “pane” che viene tagliato verticalmente in lingotti con forma di parallelepipedo.

64

• Un successivo taglio orizzontale porta alle fette di spessore simile ai wafer del monocristallo.

La realizzazione delle celle

• Si “pulisce” il wafer attraverso un attacco in soda

• Si introducono nel wafer gli atomi di fosforo per realizzare la giunzione P-N

65

• Si applica un sottile strato di “antiriflesso” (biossido di Titanio TiO2)

• Si realizzano, per serigrafia o elettrodeposizione, i contatti elettrici anteriori (griglia metallica) e posteriori (superficie continua metallica)

Il test delle celle

Test celle → Standard Test Conditions (riferimento per la definizione di watt di picco [Wp]):

• irraggiamento di 1.000 W/m2,

• temperatura della cella di 25°C,

• spettro AM 1,5

66

• spettro AM 1,5

Si avranno quindi celle di “classe” diversa: gruppi di celle

con analoghe caratteristiche elettriche. Questo passaggio è

importante per evitare che in un modulo si abbiano celle con

prestazioni diverse, che diminuirebbero la resa totale.

Tolleranza sulla potenza dichiarata

La potenza di picco dichiarata dai costruttori presenta in genere una tolleranza ± 5 % (vedere dati tecnici sui cataloghi)

Alcuni costruttori dichiarano una tolleranza - 0 % e + 5%.

Significa che le prestazioni dei loro moduli possono solo essere

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Significa che le prestazioni dei loro moduli possono solo essere solo superiori alla potenza di picco dichiarata (dalla quale dipende il prezzo del modulo).

N.B. I prezzi dei moduli si basano spesso sul valore €/Wp.

Celle di silicio monocristallino e policristallino

Caratteristiche delle celle: � Silicio monocristallino (colore più

omogeneo) o policristallino (sidistinguono i singoli cristalli

all’interno della cella)

� rivestimento antiriflettente (ossidodi titano) che genera il colore blu

68

di titano) che genera il colore bluscuro, atto a favorire la captazionesolare

� colorazioni differenti si ottengonofacilmente con diversi spessoridel rivestimento

Misure più comuni delle celle:10 x 10 cm; 12,5 x 12,5 cm; 15 x 15 cm; oppure anche:5 x 15 cm, 10 x 15 cm

Produzione dei moduli fotovoltaici

Cenni sulla produzione

• Le celle vengono collegate e saldate tra loro mediante

terminali (bandelle metalliche elettrosaldate) sui contatti

69

terminali (bandelle metalliche elettrosaldate) sui contatti

anteriori e posteriori in modo da formare le stringhe.

• Andamento caratteristica elettrica di un modulo fotovoltaico

→ analogo a quello delle singole celle che lo compongono, (valori di tensione proporzionali al numero delle celle in serie).

Produzione dei moduli fotovoltaici

• Si realizza quindi il “sandwich” formato da (dall’esterno verso l’interno):

– una lastra di vetro con ottima trasmittanza e resistenza meccanica

– un foglio sigillante di EVA (acetato vinil-etilenico), che permette l’isolamento dielettrico dell’adiacente piano delle celle

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delle celle– il piano con le celle– posteriormente, un secondo foglio di EVA– un rivestimento isolante in tedlar o una lastra di vetro

• Si scalda il sandwich a 100°C: i componenti si sigillano tra loro.

• Si fissa infine il sandwich così trattato in una cornice d’alluminio estruso anodizzato (per resistere alla corrosione) e si monta la cassetta di giunzione (“junction box”).

monocristallino policristallino

Moduli di silicio monocristallino e policristallino

Moduli a film sottile

La caratteristica elettrica

La cella fotovoltaica è un diodo di grande superficie.

73

Caratteristica tensione-corrente di una cella solare

Corrente in funzione dell’irraggiamento solare

• All’aumentare dell’irraggiamento solare la corrente aumenta (la tensione a vuoto non è particolarmente influenzata).

1.50 kW/m2

1.25 kW/m2

1.50

1.25

CORRENTE, A

74

1.00 kW/m2

0.75 kW/m2

0.50 kW/m2

0.25 kW/m2

1.00

0.75

0.50

0.25

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

TENSIONE, V

Tensione in funzione della temperatura

• All’aumentare della temperatura la tensione diminuisce (la corrente di corto circuito non è particolarmente influenzata).

1.00

0.75

CORRENTE, A

75

TENSIONE, V

0.50

0.25

0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72

-40°C

-20°C

20°C

0°C

40°C

60°C

Andamento corrispondente della potenza

• La caratteristica elettrica di una cella solare e l’andamento corrispondente della potenza

CORRENTE, A POTENZA, W

0.50

0.40

0.300.75

Isc 0.00Im 0.90

76

• L’area della cella non ha effetti sulla tensione, mentre è direttamente proporzionale alla corrente disponibile.

TENSIONE, V

0.20

0.100.25

0.50

Caratteristica elettrica di una cella solare e andamento della potenza.

Moduli fotovoltaici - Silicio

Silicio

monocristallino

Silicio

policristallino

Film sottile

(silicio amorfo)

ηηηη cella 14% - 19% 12% – 14% 4-6% singolo

7-10% tandem

Vantaggi Alto η

η stabile

Costo inferiore

Fabbricazione più

Costo minore

Ridotta influenza

77

η stabile

Tecnologia affidabile

Fabbricazione più semplice

Ingombro ottimale

Ridotta influenza della temperatura

Resa energetica superiore con radiazione diffusa

Svantaggi Maggiore quantità di energia necessaria per la fabbricazione

Sensibilità alle impurità nella fabbricazione

Maggiori dimensioni

Costo struttura e tempo montaggio

Moduli fotovoltaici – Altri materiali

GaAs

Arseniuro di Gallio

CdTe

Tellururo di

Cadmio

CIS

Diseleniuro di

Indio e Rame

ηηηη cella 33% 11% 12%

Vantaggi Alta resistenza alle Basso costo Molto stabile

78

Vantaggi Alta resistenza alle alte temperature (ok per i concentratori)

Basso costo Molto stabile

Svantaggi Tossicità

Disponibilità dei materiali

Tossicità

Disponibilità dei materiali

Tossicità

• Cella

Definizioni secondo la Guida CEI 82-25

Il generatore fotovoltaico

• Cella

• Modulo

• Pannello

• Stringa

• Campo

• Generatore

Il generatore fotovoltaico

• Collegando in serie i moduli → (si forma la “stringa”)

– I tot = I del modulo meno performante

– V tot = somma delle tensioni dei singoli moduli

80

• Collegando in parallelo più stringhe di moduli →

– I tot = somma delle correnti delle singole stringhe

– V tot = V di una singola serie

Effetti delle ombre: nessuna ombra

• Nel modulo le celle sono collegate in serie →

l’ombreggiamento di una singola cella diminuirebbe il flusso della corrente in tutte le altre celle.

• Nessuna ombra:

81

• Nessuna ombra:

Isc tot. ≅ Isc celle

Vtot. ≅ Vcella • n

⇒ Ptot. = Pnom.

Effetti delle ombre: ’“hot spot”

• Ombreggiamento di una o più celle → tensione e corrente assumono lo stesso segno → la cella ombreggiata diventa un utilizzatore e consuma energia, dissipando la potenza generata dalle altre celle non ombreggiate → “hot spot” surriscaldamento con relativo rischio di danneggiamento irreversibile delle celle in ombra

82

• Soluzione ⇒ i costruttori dei moduli fotovoltaici inseriscono i diodi di by-pass nella scatola di collegamento, allo scopo di “cortocircuitare” ogni singolo gruppo di celle in caso di ombreggiamento.

Protezione e sezionamento delle stringhe

1 = sezionatori sottocarico o interruttori automatici idonei per corrente continua (utili per misure e per ricerca guasti)

2 = diodi di blocco in serie alle stringhe per la protezione

83

stringhe per la protezione contro le correnti inverse. Sono necessari solo per i moduli in film sottile. I diodi di blocco causano una perdita di potenza. In alternativa si possono usare opportuni fusibili curva gR.

3 = diodi di by-pass, all’interno delle scatole dei moduli FV

Protezione contro le sovracorrenti

• Secondo la norma CEI 64-8 art. 712.433.1, “La protezione contro i sovraccarichi può essere omessa sui cavi delle stringhe PV e dei pannelli PV quando la portata dei cavi sia eguale o superiore a 1,25 volte Isc (STC) in qualsiasi punto”Isc (STC) in qualsiasi punto”

• Si ricorda che definendo Isc la corrente di cortocircuito della singola stringa, ed n il numero di stringhe in parallelo sul lato corrente continua, la massima corrente di cortocircuito ipotizzabile, sarà:

(n-1) x Isc

Dispositivo di protezione contro le sovracorrenti

Interruttore automatico o fusibile o diodo di blocco Sezionatore sottocarico

(IMS)


Sezionatore sottocarico (IMS)

Eventuale dispositivo di protezione contro le sovracorrenti, se il cavo ha una portata inferiore a 1,25 Isc

Tipologie di sistemi fotovoltaici

Sistemi fotovoltaici in isola (“stand alone”)

Sono necessarie le batterie di accumulatori

Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica

87

Sistemi fotovoltaici connessi alla rete pubblica (“grid connected”)

Possono funzionare senza batterie di accumulatori.

Sistemi fotovoltaici per utenze in isola

Sistemi fotovoltaici per utenze in isola

• Fornitura di energia per utenze in isola distanti dalla rete → in genere utenze non particolarmente “energivore”

• Enorme valenza per lo sviluppo dei paesi in via di sviluppo PVS dove 2 miliardi di persone non dispongono di elettricità e 1,5 miliardi non hanno accesso all’acqua potabile

• Applicazioni importanti nei PVS: sollevamento acqua dai

89

• Applicazioni importanti nei PVS: sollevamento acqua dai pozzi, alimentazione stazioni radio, frigoriferi per vaccini

• Manutenzione semplice e poco frequente

• Costi competitivi con le fonti fossili (gruppi elettrogeni diesel)

• Indipendenza dall’approvvigionamento dei combustibili fossili (costosi e di difficile reperibilità nei PVS)

• Impatto ambientale trascurabile

Impianto sull’ isola di Stromboli (Ginostra)

Applicazioni di sistemi fotovoltaici in isola

• Residenziale

Case e rifugi montani

• Tempo libero

Camper e imbarcazioni

95


Segnaletica stradale

Segnaletica stradale. Valutare attentamente l’impiego perilluminazione di incroci stradali e piste ciclabili.

96


Agricoltura

Impianti di pompaggio dell’acqua nei PVS paesi in via disviluppo

97

Industria

Protezione catodica di gasdotti, oleodotti e altri tipi ditubazioni; fornitura di potenza in generale, in particolare percarichi elettrici limitati (dell’ordine di qualche kW) sempre inzone lontane dalla rete o dove questa non risulta affidabile(discontinuità nell’erogazione).


Telecomunicazioni

Ripetitori radiotelevisivi; apparecchi telefonici; stazioni dirilevamento e trasmissione dati (meteorologici, sismici, suilivelli dei corsi d’acqua, sulla presenza di incendi), spessomolto utili nei servizi di protezione civile.

98

Sanità

Soprattutto refrigeratori, molto utili in particolare nei paesi invia di sviluppo per la conservazione di vaccini e sangue.

Componenti dei sistemi fotovoltaici in isola

Moduli fotovoltaici

Fusibili o diodi di blocco

Interruttori-sezionatori per corrente continua

Batterie di accumulatori

99

Regolatori di carica

Inverter

Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter

Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter

Si ricorda che all’esterno è necessario utilizzare cavi con

adeguata resistenza agli agenti atmosferici (pioggia e sole).

Schema di un sistema fotovoltaico in isola

Utenze in corrente continua

100

Schema di un sistema fotovoltaico in isola

Utenze in corrente continua ed alternata

101

Le batterie: caratteristiche principali

• L’energia prodotta dai moduli fotovoltaici vieneimmagazzinata nelle batterie, per renderla disponibile quandonon c’è sufficiente illuminazione.

• E’ l’elemento più critico di tutto il sistema, l’unico che esigemanutenzione.

102

manutenzione.

Requisiti principali:

• lunga durata di vita (numero di cicli di carica/scarica)

• scarsa manutenzione

• ridotta autoscarica

Le batterie al piombo

• Tra le batterie disponibili sul mercato, la più idonea risultasempre la batteria al piombo, grazie soprattutto al rendimentodi carica e scarica e al rapporto tra prezzo e prestazioni.

• Le batterie adottate negli impianti fotovoltaici (“stazionarie”)

103

• Le batterie adottate negli impianti fotovoltaici (“stazionarie”) sono ideali per funzionare con correnti limitate per tempi prolungati sia per la carica che per la scarica, diversamente dalle tradizionali batterie per autotrazione.

Sovraccarico ed eccesso di scarica

• Batteria sovraccaricata → in prossimità degli elettrodi siformano ossigeno ed idrogeno. La miscela dei due gas è detta gas

tonante ed è esplosiva (pericolo !! → sistemare le batterie inluoghi ben arieggiati). Il regolatore di carica (centralina) previenela sovraccarica della batteria, bloccando il processo di caricaquando si raggiunge una tensione finale di carica di 2,35 V percella.

104

cella.

• Per evitare invece l’eccesso di scarica, con relativo rischio disolfatazione delle piastre (nel caso in cui non si verifichi unasuccessiva ricarica), il regolatore interromperà il prelievo dicorrente nel caso in cui la tensione dell’elemento scende sotto uncerto livello (1,75 V). Aumentando la corrente di scarica, inoltre,aumentano le perdite dovute alla resistenza (P = R * I2) riducendoin tal modo la capacità della batteria.

Capacità di una batteria

• La capacità di una batteria (Cn = In * tn [Ah], In=correntedi scarica nominale; tn=tempo di scarica nominale) vienesempre definita in funzione del tempo di scarica e dellatemperatura di funzionamento.

105

• Ad esempio, C20 indica la capacità di una batteria che èscaricata in 20 ore alla temperatura di 25°C.

• Temperatura di esercizio ideale per gli accumulatori alpiombo:

15 – 25°C.

Effetti causati dalla variazione di temperatura

– Minore temperatura → minore capacità

– Maggiore temperatura → maggiore autoscarica →

3–5% / mese a 20°C, perché si velocizzano le reazionichimiche

106

chimiche

– Al variare della temperatura cambia la tensione(∆V max (T) = - 6 mV/°C) → è importante che il regolatoresia in grado di considerare la temperatura.

Piastre positive corazzate tubolari

• Le piastre positive tubolari e le piastre negative agriglia sono isolate le une dalle altre medianteseparatori microporosi. Un ulteriore involucro in fibredi vetro racchiude l’elettrodo positivo e previenecortocircuiti interni.

107

• Buona resistenza ai cicli (circa 1200 cicli con unaprofondità di scarica dell’80%), bassa autoscarica, pocamanutenzione, impiego possibile fino a –5°C al massimo,ottimo rapporto prezzo-qualità, lunga durata di vita.

Batterie con elettroliti solidi

• Utili per temperature sotto lo zero.

• Sono robuste e non hanno problemi per il trasporto inaereo.

108

• Durata cicli: elevata.

• Costo: elevato.

Batterie al nichel-cadmio

• Per temperature estreme (da –50°C ad oltre +55°C).

• Alto rendimento.

• Le batterie al Ni-Cd possono essere scaricatecompletamente.

• Essendo la scarica totale possibile, il regolatore di carica è

109

• Essendo la scarica totale possibile, il regolatore di carica èsuperfluo.

• In buone condizioni di funzionamento la durata di vita èlunghissima.

• Svantaggio: alta autoscarica (5 – 10 volte superiore diquella delle batterie al piombo).

• Alto costo.

Rendimento batterie

• Rendimento batterie = Eout / Ein [%]

Il rendimento sale quanto più è basso il rapporto tra Isc e Icar.

Un buon rendimento è 0,83.

• Durata di vita: se la batteria è “ben regolata” può arrivareanche a 8 – 10 anni di vita.

110

anche a 8 – 10 anni di vita.

Se la profondità di scarica è eccessiva, la durata di vita della

batteria si riduce:

Profondità di scarica N° cicli

80% 1200

30% 3000

Collegamento in serie e in parallelo

• Collegamento in serie: + di una batteria con – di un’altra →

si sommano le tensioni e le capacità in Wh (con batterie diuguale capacità); le capacità in Ah non cambiano. E’ beneche le batterie in serie abbiano le stesse caratteristiche e lastessa età (in termini di cicli di carica e scarica).

111

stessa età (in termini di cicli di carica e scarica).

• Collegamento in parallelo: tra poli uguali → si sommano lecapacità in Ah e in Wh, mentre la tensione rimane costante.

Manutenzione ed altri accorgimenti

• Manutenzione

Controllo periodico dell’elettrolita.Gli intervalli di manutenzione possono essere prolungatifacendo ricorso a dispositivi di ricombinazione dell’idrogeno(capsule al carbone attivo da avvitare al posto dei tappi):l’ossigeno e l’idrogeno che si producono durante la carica sicongiungono di nuovo per formare acqua, che ritorna alla

112

congiungono di nuovo per formare acqua, che ritorna allabatteria riducendo sensibilmente le perdite idriche.

• Altri accorgimenti

Per ridurre al minimo l’escursione termica, isolare lebatterie.

I collegamenti tra diverse batterie devono essere fattipreferibilmente tra elementi assolutamente identici(soprattutto se si tratta di collegamenti serie).

Attenzione!

• Alla sovraccarica perenne → l’acqua si scompone in miscelatonante e corrode le piastre.

• Alla scarica profonda → le griglie delle piastre sitrasformano in solfato di piombo, con conseguenti perdite dicapacità.

113

• Allo stoccaggio in stato di scarica → le masse attive deglielettrodi formano cristalli di solfato di piombo grossi e duriche riducono la capacità.

• Alle basse temperature → allo stato scarico l’elettrolita puòcongelare e distruggere il contenitore dell’accumulatore.

Regolatori elettronici di carica

• Coordinano in modo ottimale il generatore solare el’accumulatore e ottimizzano il flusso di energia.

• Servono per il monitoraggio dell’impianto.

114

• Gli strumenti indicatori sono importanti perché l’utenzaimpara ad adattare il prelievo di corrente all’offertadisponibile, in modo da prolungare sensibilmentel’autonomia del sistema.

Regolatori di tipo “serie” e “parallelo”

• Se la temperatura del locale batterie non è tra i 15 e i 25°C, ènecessaria una compensazione della tensione finale di carica(corretta con un valore compreso tra –3 e –6 mV per ogni °Cdi aumento della temperatura).

115

• Si trovano in commercio regolatori di tipo “serie” (tiristoredi stacco in serie tra moduli e batteria) e i regolatori di tipo

“parallelo” (tiristore di stacco in parallelo tra moduli ebatteria, seguito da una resistenza per la dissipazione dellacorrente)

Regolatori elettronici di carica

Dimensionamento sistemi fotovoltaici in isola

– Calcolo dell’energia giornaliera assorbita dalle utenze [Wh/giorno]

– Calcolo della potenza del generatore fotovoltaico [Wp]

117

[Wp]

– Calcolo della batteria di accumulatori [V e Ah]

– Scelta del regolatore di carica [V e A]

– Scelta del tipo di inverter [V e W]


Vantaggi principali:

Non occorrono le batterie, perché questi impianti funzionano in “regime di interscambio” con la rete elettrica pubblica

Fonte “integrativa” → forniscono un contributo, di entità diversa a seconda della dimensione dell’impianto, al bilancio elettrico globale dell’utenza e/o della rete pubblica

119

della rete pubblica

Generazione “distribuita”, anziché centralizzata → L’energia prodotta nei pressi dell’utilizzazione ha un valore maggiore di quello dell’energia fornita dalle centrali tradizionali, perché si limitano le perdite di trasmissione

La produzione di energia nelle ore di sole permette di ridurre la domanda alla rete elettrica pubblica durante le ore della giornata in cui si verifica la punta di consumo (nei giorni lavorativi )


120


Cosa significa funzionamento in “regime di interscambio” con la rete elettrica pubblica ?

☼ Ore di luce → l’utente consuma l’energia prodotta dal proprio impianto fotovoltaico; se questa non è sufficiente preleva contemporaneamente energia anche dalla

121

sufficiente preleva contemporaneamente energia anche dalla rete elettrica pubblica

◘ Di notte o in condizioni di luce insufficiente → l’utente preleva energia dalla rete elettrica pubblica

☼ Se l’impianto fotovoltaico produce più di quanto assorbono i carichi, l’energia “in eccedenza” viene immessa nella rete elettrica pubblica (“batteria di capacità infinita”) e misurata mediante contatori supplementari

Valorizzazione in Italia dell’energia solare

122

Il vantaggio economico è dato dalla somma di 2 valorizzazioni:

• tariffa incentivante ventennale erogata dal GSE

Valorizzazione economica

123

• costi evitati per l’acquisto dell’energia oppure ricavi per lo scambio sul posto o la vendita dell’energia alla rete pubblica

Per impianti fotovoltaici fino a 200 kWp si può scegliere lo “Scambio sul posto”

Per impianti fino a 20 kW non è necessario possedere la Partita Iva


124

Vantaggi:

• tariffa incentivante ventennale +

• costi evitati per l’acquisto dell’energia autoconsumata, oppure “rimborso” da parte del GSE al costo medio regionale dell’energia elettrica

Impianti fotovoltaici oltre 20 kWp che consumano parte dell’energia

Occorre la licenza di “Officina elettrica” soggetta all’Agenzia delle Dogane (UTF) nel caso in cui avviene autoconsumo, cioè se sono presenti utenze


125

Vantaggi:


• costi evitati per l’acquisto dell’energia (autoconsumo) e/o ricavi per lo scambio sul posto o la vendita dell’energia alla rete in caso di eccedenze.

Possibile caso limite: tutta l’energia viene autoconsumata.

Impianti fotovoltaici oltre 20 kWp che cedono in rete tutta l’energia

Se tutta l’energia prodotta dal fotovoltaico viene ceduta (venduta) alla rete non occorre la licenza di “Officina elettrica”, ma è sufficiente una comunicazione all’Agenzia delle Dogane (UTF)


126

Vantaggi:


• ricavi per la vendita dell’energia alla rete

Ritiro dedicato da parte del GSE

Per impianti a fonti con rinnovabili con potenza nominale elettrica ≤ 1 MW con produzione annua ≤ 2 milioni di kWh, è possibile cedere l’energia a prezzi fissati di anno in anno dall’AEEG.Le tariffe previste per l’anno 2010 sono le Le tariffe previste per l’anno 2010 sono le seguenti, suddivise per i diversi scaglioni :

-Per i primi 500.000 kWh � 10,18 c€/kWh

-da 500.000 a 1.000.000 kWh � 8,58 c€/MWh

-da 1.000.000 a 2.000.000 kWh � 7,5 c€/kWh

La delibera dell’AEEG n. 89/07

• La delibera dell’AEEG n. 89/07 individua il Distributore quale

responsabile dell’installazione e manutenzione dei complessi di

misura dell’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici incentivati

in “conto energia” per potenza fino a 20 kW

128

• Per impianti oltre i 20 kW, il soggetto responsabile può scegliere

se richiedere al Distributore il servizio di misura, oppure se

eseguirlo autonomamente

Il Conto Energia

Il 28 luglio 2005 è entrato in vigore il primo conto energia (regolamento di attuazione dell’articolo 7 del Decreto Legislativo n° 387). Successivamente il 6 febbraio 2006 sono state introdotte alcune variazioni.

Il 19 febbraio 2007 il secondo conto energia ha semplificato le procedure e aumentato a 3000 MWp l’obbiettivo di impianti

129

procedure e aumentato a 3000 MWp l’obbiettivo di impianti fotovoltaici da installare

Il 6 agosto 2010 il terzo conto energia ha diminuito le tariffe incentivanti ventennali e modificato le tipologie di installazione.

Il 5 maggio 2011 il quarto conto energia ha diminuito le tariffe incentivanti ventennali e introdotto un nuovo sistema di incentivi dal 2013 al 2016.

Convenienza economica e tempo di ritorno

Al Nord Italia, considerando gli incentivi ventennali:

• Per le utenze residenziali

Sono considerati interessanti perché il proprietario “accetta” un tempo di ritorno di 10 –12 anni a fronte di una vita utile dell’impianto che può superare i 30 anni

130

dell’impianto che può superare i 30 anni

• Per le utenze industriali

Sono considerati interessanti anche per motivi di “immagine” di azienda che rispetta l’ambiente

Certificati di prova dei moduli fotovoltaici

• I moduli fotovoltaici devono provati e certificati in conformità alle norme tecniche IEC 61215 oppure IEC 61646da laboratori accreditati EA (European Accreditation Agreement).

131

• I laboratori devono essere accreditati secondo la norma UNI CEI EN ISO/IEC 17025 Requisiti generali per la competenza dei laboratori di prova e taratura.

Decreto Legislativo 387/2003

Articolo 12 - Comma 1

Le opere per la realizzazione degli impianti

I permessi alla realizzazione dell’impianto

Le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, ……, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti.

Decreto Legislativo 115 del 30 maggio 2008

Articolo 11 - Comma 3

Le opere per la realizzazione degli impianti fotovoltaici installati sui tetti (di edifici “normali”)

I permessi alla realizzazione dell’impianto

fotovoltaici installati sui tetti (di edifici “normali”) nel rispetto di determinate condizioni (in modo complanare oppure integrato, entro i limiti della superficie del tetto stesso, ecc) sono assimilate a interventi di manutenzione ordinaria e non occorre presentare la DIA (denuncia inizio attività). Si nota che alcune Regioni e Comuni richiedono comunque la DIA.

I livelli di progettazione secondo la Guida CEI 0-2 sono:

- Progetto preliminare

Progettazione secondo la Guida CEI 0-2

- Progetto preliminare

- Progetto definitivo

- Progetto esecutivo (as-built: progetto definitivo completo delle varianti in corso d’opera)

Documentazione di progetto in caso di Lavori Pubblici:

- relazione generale illustrativa - relazione tecnica specialistica- schemi elettrici- elaborati grafici- calcoli esecutivi, tabelle di coordinamento delle protezioni

Progettazione in caso di Lavori Pubblici

- calcoli esecutivi, tabelle di coordinamento delle protezioni- computo metrico- computo metrico estimativo- quadro economico- cronoprogramma-capitolato speciale d’appalto- schema di contratto

- Dichiarazione di conformità ai sensi del Decreto 37/08, art. 1,

lettera a (se applicabile) oppure dichiarazione di conformità

alle Norme tecniche CEI, con esito delle verifiche eseguite

- Eventuale certificato di collaudo

- Certificati di conformità dei moduli fotovoltaici alle norme

Documentazione finale di impianto

- Certificati di conformità dei moduli fotovoltaici alle norme

CEI EN 61215 oppure CEI EN 61646

- Manuale uso e manutenzione degli inverter e dei moduli FV

- Numeri di matricola degli inverter e dei moduli FV

- Fotografie

- Garanzie relative alle apparecchiature installate

- Eventuali garanzie sulle prestazioni di funzionamento

Impianti FV fino a 20 kWp installati sugli edifici o nelle pertinenze degli edifici:

ricadono nell’ambito di applicazione della Legge n. 37/08 articolo 1, lettera a, “impianti di produzione, di trasporto, di distribuzione e di utilizzazione dell’energia elettrica all’interno degli edifici a partire dal punto di consegna

L’installazione degli impianti fotovoltaici

all’interno degli edifici a partire dal punto di consegna dell’energia fornita dalla società distributrice”.

Impianti FV maggiori di 20 kWp o installati all’aperto (per esempio su pensiline):

non ricadono nell’ambito di applicazione del Decreto n. 37/08 se non sono collocati all’interno di pertinenze di edifici.

La ditta installatrice deve redigere il POS

I materiali e le apparecchiature utilizzati devono essere realizzati

e costruiti a regola d’arte, cioè secondo le Norme tecniche CEI oppure EN, ai sensi della Legge 1 marzo 1968, n. 186.

L’installazione degli impianti fotovoltaici

oppure EN, ai sensi della Legge 1 marzo 1968, n. 186.

Il materiale elettrico specificato nella Direttiva del Consiglio

73/23/CEE del 19 febbraio 1973 deve essere costruito

conformemente ai criteri di sicurezza contenuti nel testo di legge

e recare le marcature corrispondenti, tra cui la marcatura CE di

conformità.

Norme tecniche per gli impianti fotovoltaici

• CEI 64 -8 sezione 712

• Guida CEI 82- 25 terza edizione

139

• CEI 0-16 seconda edizione

• CEI 11-20 e variante V1 (superata dalla CEI 0-16

per quanto riguarda la parte Media Tensione)

• Guida CEI 02

Componenti

Moduli fotovoltaici

Interruttori-sezionatori per corrente continua

Fusibili o interruttori automatici per corrente continua

Eventuali diodi di blocco (solo in caso di moduli a film sottile)

140

Inverter di connessione alla rete

Protezione di interfaccia

Scaricatori di sovratensioni SPD a monte e a valle dell’inverter

Interruttori magnetotermici differenziali a valle dell’inverter

Sistemi di monitoraggio delle prestazioni e antifurto

Cavi FG21M21 idonei a resistere anche ai raggi UV del sole

Gli inverter di connessione a rete

• In genere l’inverter è “pilotato” dalla tensione e frequenza direte. Nel caso di un’anomalia sulla rete che provocaun’interruzione dell’alimentazione, l’inverter si spegne.

• Nel caso di più inverter in parallelo si teme che si

141

• Nel caso di più inverter in parallelo si teme che siautoalimentino l’uno con l’altro.

• Pertanto in caso di mancanza di tensione sulla rete elettricapubblica gli inverter devono cessare il parallelo per evitarepericolosi ritorni di tensione sulla rete


142

• Se l’impianto è di potenza superiore a 20 kWp è obbligatorio chesia presente un trasformatore a 50 Hz “di isolamento”.


• Sul lato corrente alternata sono presenti le protezioni contro lesovracorrenti e i filtri per limitare le armoniche

•Sul lato corrente alternata è presente in genere la protezione di

143

•Sul lato corrente alternata è presente in genere la protezione diinterfaccia per il rispetto delle caratteristiche richieste dalgestore della rete.

• Un filtro lato corrente continua evita che la conversioneeffettuata nel primo stadio provochi dei disturbi verso il campofotovoltaico che potrebbero causare problemi per ilmantenimento del punto di massima potenza.


• Tutti gli inverter di connessione a rete hanno l’MPPT(Maximum Power Point Tracker), che individua istante peristante il punto sulla caratteristica tensione-corrente delgeneratore fotovoltaico e permette il massimo trasferimento dipotenza verso l’utenza.

144

potenza verso l’utenza.

• L’unità di controllo varia l’impedenza di ingresso perconsentire il massimo trasferimento di potenza.


• A volte prima del ponte di conversione principale cc/ca èpresente anche un ponte cc/cc.

• La seconda conversione è sincronizzata con la frequenza direte e permette che la potenza in uscita abbia i valori di tensionee frequenza richiesti dalla rete.

145

e frequenza richiesti dalla rete.

• Se il trasformatore è di tipo ad alta frequenza si ottiene unamaggiore efficienza ed ed una minore dimensione di ingombro,però non viene considerato valido ai fini della sicurezza secondola Norma CEI 64-8 sezione 712

Numero degli inverter di connessione a rete

Impianto multinverter con diversi inverter monofase:

Efficienza più elevata e costo inferiore fino a 20 kW

complessivi. Soluzione vantaggiosa se i campi

fotovoltaici sono posizionati

146

fotovoltaici sono posizionati diversamente rispetto al sole.

Impianto con inverter centralizzato trifase:

Installazione semplificata, efficienza più elevata e costo

inferiore oltre 20 kW

Norma CEI 11-20 per la connessione bt

La norma CEI 11-20 di fatto si applica solo agli utenti connessiin bassa tensione, perché in media tensione vale la nuova normaCEI 0-16 seconda edizione

La norma CEI 11-20 prescrive di realizzare impianti fotovoltaici

147

La norma CEI 11-20 prescrive di realizzare impianti fotovoltaiciconnessi in modo trifase quando la potenza è superiore a 6 kW

La orma CEI 11-20 ammette che ci sia uno squilibrio massimo6 kW tra le 3 fasi

Utente

230/400 V

148

Norma CEI 0-16 per la connessione MT e AT

La nuova Norma CEI 0-16 seconda edizione si applica per leconnessioni in MT e AT.

I documenti ENEL DK 5740 e DK 5600 per gli utenti connessi inMedia Tensione sono stati abrogati ai sensi delle Deliberedell’AEEG.

La protezione di interfaccia deve essere conforme alla norma CEI

149

La protezione di interfaccia deve essere conforme alla norma CEI0-16 Allegato E.

La protezione di interfaccia può essere collegata anche sul latocorrente alternata in bassa tensione, se gli inverter non risultanogeneratori di tensione (articolo 8.7.5.1).

La protezione di interfaccia e la protezione generale devonoessere provate con idonea strumentazione prima dell’entrata inesercizio dell’impianto fotovoltaico.

Utente

MT

150

Utente

MT

151

Norma CEI 11-20 per la connessione alla rete

La norma CEI 11-20 prescrive i seguenti dispositivi di

protezione:

� “dispositivo generale” → è un semplice interruttoremagnetotermico di capacità adeguata, a protezione dellalinea inverter-contatore (compresi eventuali carichi

152

linea inverter-contatore (compresi eventuali carichicollegati) oppure interruttore di manovra sezionatorecombinato con fusibili o con interruttore automatico

� “dispositivo di generatore” → è la protezione contro ilsovraccarico (lato fotovoltaico)

Dispositivo di interfaccia in bassa tensione

� “Protezione di interfaccia” → verifica le cosiddette “finestre”di tensione e frequenza da rispettare (lato rete):

Protezione Valore di taratura Tempo di intervento

153

Massima tensione 1,2 Vn 0,1 s

Minima tensione 0,8 Vn 0,15 s

Massima frequenza 50,3 Hz 0,1 s

Minima frequenza 49,7 Hz 0,1 s

Protezione contro il funzionamento in isola

• Quando un operatore esegue un intervento sulla rete, deve scollegare la generazione a monte, per evitare di lavorare su apparecchiature in tensione.

154

• La presenza di generatori fotovoltaici a valle comporta quindi un rischio che va eliminato.

Modalità di controllo

• Prima modalità (sempre presente) → controllando le finestre di tensione e frequenza. Appena si rilevano valori fuori range l’inverter si spegne.

• Seconda modalità (in aggiunta alla prima) →

155

• Seconda modalità (in aggiunta alla prima) →attraverso la misura dell’impedenza di rete: l’apertura degli interruttori di rete provoca una brusca variazione dell’impedenza che viene rilevata dal dispositivo interno all’inverter, che si distacca dalla rete prima che intervengano le protezioni di tensione e frequenza.

Dispositivo di sezionamento dalla rete

• Dispositivo di interfaccia: dispositivo di sezionamento –comando interruzione, costituito da interruttore con sganciatore di apertura a mancanza di tensione oppure da un contattore combinato: con fusibili o con interruttore automatico (norme CEI 11-20, art. 2.2.3).

156

• E’ asservito ai relè di protezione che devono garantire le funzioni d) - e) (norme CEI 11-20 art. 2.1.2.1) ed ha la funzione di interrompere il parallelo con la rete pubblica del sistema di produzione se si manifestano guasti o malfunzionamenti sullo stesso sistema di produzione o sulla rete pubblica.

Taratura della protezione di interfaccia

Protezione, funzioni d) - e): sono le funzioni essenziali dicontrollo del regime di parallelo e devono essere garantite in ognicaso. Tali funzioni possono essere assicurate da relè di Massimatensione, Minima tensione, Minima-massima frequenza, taratiper garantire l’intervento quando la tensione o la frequenzaraggiungono i limiti stabiliti del campo normale, coordinati conl'intervento delle protezioni della rete Enel e dei dispositivi di

157

l'intervento delle protezioni della rete Enel e dei dispositivi dirichiusura. La taratura dei relè è la seguente (vedi DK 5940):

• Massima tensione intervento a 1,2 Vn ritardo 0,1 s

• Minima tensione intervento a 0,8 Vn ritardo 0,15 s

• Massima frequenza intervento a 51 Hz ritardo 0 s (1)

• Minima frequenza intervento a 49 Hz ritardo 0 s (1)

Messa a terra degli impianti fotovoltaiciDomanda: le cornici in alluminio dei moduli fotovoltaici e le strutture metalliche di supporto devono essere collegate a terra ?

� Si ricorda che la norma CEI 64 - 8 prescrive la messa a terra delle masse dei componenti elettrici di Classe I, mentre la messa a terra delle parti metalliche dei componenti elettrici di Classe II (doppio isolamento) diminuisce la sicurezza

Risposta: Le cornici di alluminio non devono essere collegate a

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Risposta: Le cornici di alluminio non devono essere collegate a terra, se i moduli fotovoltaici sono dichiarati dal costruttore come componenti di Classe II (doppio isolamento) e se si utilizzano cavi considerati di tipo in doppio isolamento

Le strutture di supporto non sono masse e non devono essere collegate a terra. Devono essere collegate a terra solo se risultano essere delle masse estranee.

Alcuni costruttori di inverter richiedono di collegare a terra le strutture per assicurare il funzionamento del sistema di controllo dell’isolamento incorporato nell’inverter

Messa a terra degli impianti fotovoltaici

Sul lato corrente alternata sono possibili 3 modi di collegamento a terra (sistemi TN, TT e IT) secondo la Norma CEI 64 – 8:

�sistema TT (se c’è la rete ENEL di bassa tensione)

�sistema TN se l’utente ha una propria cabina MT/bt e

159

�sistema TN se l’utente ha una propria cabina MT/bt e collega a terra il centro stella del trasformatore (neutro)

�Sistema IT se l’utente ha una propria cabina MT/bt e non collega a terra il centro stella del trasformatore

� Sul lato corrente continua a monte dell’inverter si

raccomanda di mantenere il sistema isolato da terra e di

utilizzare componenti a doppio isolamento o rinforzato

Inverter senza trasformatore: esempio di anello di guasto

Protezione contro i contatti indiretti

Inverter con trasformatore: il sistema è isolato, l’anello di guasto

non può chiudersi


Inverter senza trasformatore di isolamento e senza alcun

dispositivo di protezione incorporato (sistemi TT e TN)

Diff.

CEI 64-8 art. 712.413.1.1.1.2

Quando un impianto elettrico

comprende un sistema di

alimentazione PV senza

almeno una semplice

separazione tra il lato c.a. ed il

lato c.c. il dispositivo

differenziale installato per

fornire protezione contro i Diff.tipo B

fornire protezione contro i

contatti indiretti mediante

interruzione automatica della

alimentazione deve essere di

tipo B.

Quando l’inverter non sia per

costruzione tale da iniettare

correnti continue di guasto a

terra nell’impianto elettrico (sul

lato alternata),non è richiesto

un differenziale di tipo B.

• Alcuni costruttori di inverter senza trasformatore dichiarano la rispondenza alla norma tedesca DIN/VDE 0126 per quanto riguarda la protezione incorporata nell’inverter

• Si richiama l’attenzione sul fatto che i costruttori


• Si richiama l’attenzione sul fatto che i costruttori di inverter senza trasformatore devono dichiarare la rispondenza alla norma CEI 64-8 articolo 712.413.1.1.1.2. In mancanza di tale dichiarazione, si deve installare un interruttore differenziale di tipo B che risulta più costoso del tipo tradizionale

Attualmente sono disponibili cavi per impianti fotovoltaici denominati FG21M21 secondo la nuova Norma CEI 20-91 febbraio 2010, con le seguenti caratteristiche:

• Temperatura di funzionamento: - 40 ÷ + 90 °C

• Tensione nominale: 900 / 1500 V DC

• Conduttori in rame stagnato

Cavi FG21M21 perapplicazioni fotovoltaiche

• Conduttori in rame stagnato

• Adatti alla posa esterna o interrata

• Resistenti all’acqua, agli UV, all’ozono

• Colore guaina nero, rosso e blu

Criteri per il dimensionamento della

sezione dei cavi degli impianti FV:

• Caduta di tensione alla corrente nominale entro 1÷2 %

Cavi per impianti FV in corrente continua

nominale entro 1÷2 %

• Si nota che in genere dimensionando il cavo in base alla caduta di tensione, la portata risulta quasi sempre sovrabbondante (valutare attentamente i casi di cavi interrati posati insieme ad altri cavi nella stesa tubazione )

• I cavi devono avere una tensione nominale adeguata a quella del sistema elettrico

Cavi per impianti FV in corrente continua

classe I classe II

Sistemi isolati da terra o con

un polo a terra (U0=U)Tensione nominale del cavo

U/U0

• In corrente continua la tensione massima del sistema elettrico non deve superare 1,5 volte la tensione nominale dei cavi.

• La tensione nominale dei cavi è indicata con 2 valori di cui il primo è la tensione nominale verso terra (U0) e il secondo è la tensione nominale tra 2 conduttori attivi (U)

450 - 750 V (FROR) 675 V 450 V

0,6 - 1 kV (FG7OR) 900 V 675 V

Protezione contro i fulmini

• Per quanto riguarda la protezione dalle scariche atmosferiche, in generale gli impianti fotovoltaici non aumentano la probabilità che gli edifici su cui sono installati siano colpiti da scariche atmosferiche.

• Pertanto, se l’edificio non è dotato di impianto LPS esterno, non bisogna prevederne obbligatoriamente l’installazione, ma si deve eseguire la valutazione del rischio da fulmine secondo le norme

167

eseguire la valutazione del rischio da fulmine secondo le norme CEI.

• Se invece l’edificio è già dotato di impianto LPS esterno è preferibile installare il sistema fotovoltaico in un’area protetta, oppure integrare l’impianto LPS esistente in modo che assicuri anche la protezione del sistema fotovoltaico.

• Gli eventuali scaricatori di sovratensioni SPD dovranno essere dimensionati secondo le norme CEI.

Protezione contro i fulmini

Schema per limitare l’area dei circuiti

169

Limitare l’area dei circuiti per ridurre il valore delle sovratensioni da fulmine

L’inverter è vicino ai moduli fotovoltaici ?

I montanti delle diverse stringhe possono essere prolungati finoal quadro di sezionamento corrente continua vicino all’inverter

170

L’inverter è lontano dai moduli fotovoltaici ?

• I montanti delle diverse stringhe vengono collegati ad un quadrodi campo installato in prossimità del campo fotovoltaico.

• Il quadro di campo è collegato all’inverter mediante un unicomontante (ottimizzazione uso materiali e tempo d’installazione)

171

Il quadro di interfaccia lato corrente alternata

Inv. 1

Inv. 2

Protezione e

dispositivo di

interfaccia Contatore e analizzatore

di rete

Inv. 3

Inv. 4

Uscita lato rete

pubblica

I sistemi di monitoraggio consentono l’acquisizione dei dati diproduzione energetica, ambientali e la segnalazione dei guastimediante l’impiego di sensori. Questi dati possono poi essereresi disponibili a distanza tramite modem GSM o internet.

I sistemi di monitoraggio delle prestazioni

Il montaggio dei sistemi fotovoltaici

Il montaggio dei moduli fotovoltaici si può realizzare

� Su tetto a falda: retrofit o integrazione architettonica

� A terra o su tetti piani: supporti metallici

174

� A terra o su tetti piani: supporti metallici

� Ad inseguimento solare

� A parete: frangisole, in verticale

Strutture di sostegno

• Le strutture hanno il compito di sostenere il peso dei moduli e le sollecitazioni meccaniche costituite dal carico vento e dal carico neve.

• Il GSE non richiede copia del progetto meccanico delle

175

• Il GSE non richiede copia del progetto meccanico delle strutture di sostegno e delle verifiche delle portate dei tetti.

• In ogni caso devono essere rispettate le leggi e le norme tecniche indicate nella Guida CEI 82-25 (seconda edizione) Allegato B

Installazioni sopra il tetto a falda

Sistemi parzialmente integrati

Moduli fotovoltaici sovrapposti alle tegole, fissati su strutture in alluminio o in acciaio.

176

Installazioni sopra il tetto a falda

Cm ?

177

(1) Liberare due file di tegole

(3) Inserire le viti a martello (4) Montare il profilo di base

Strutture di sostegno

178

Staffe di ancoraggio

179

Staffe di ancoraggio „Tegole 3“ Staffe di ancoraggio „Tegole 5“

Staffe di ancoraggio „Tegole 4“ Staffe di ancoraggio „Tegole 4“ Al

Esempio di montaggio

180

Sistemi di montaggio sul tetto a falda

181

Sistemi di montaggio sul tetto a falda

182

Vantaggi e svantaggi

Vantaggi:

� Costo ridotto

� Rapidità e facilità di installazione

� Rischi limitati per la tenuta del tetto

183

� Rischi limitati per la tenuta del tetto

Svantaggi:

� non si integrano nell’architettura

Sistemi non aderenti al tetto a falda

184

Sistemi inseriti nel tetto a falda

• Elevato valore architettonico

• Possibiltà di sostituire parte delle tegole con

185

moduli fotovoltaici

• Installazione solo su tetti di tipo ventilato

• Sistema studiato per non fare filtrare l‘acqua nella falda


186


Sistemi integrati architettonicamente

Moduli fotovoltaici in sostituzione delle tegole, montati dentro dei profili in alluminio (tipo lucernario) o sopra delle piastre in plastica riciclata fissate sui travetti.

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Vantaggi:

� Esteticamente più gradevoli

Svantaggi:

188

Svantaggi:

� Costo più elevato

� Installazione lunga e complicata

� Rischi di tenuta per il tetto


Vantaggi:


� Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto

� Nessun rischio di tenuta per il tetto

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Svantaggi:

� A parità di potenza sono necessarie superfici più grandi rispetto ai moduli tradizionali in silicio policristallino e monocristallino

� L’installazione elettrica può risultare più complessa

Installazioni su tetti piani

190

Supporti metallici

Supporti metallici

Possono essere in:

• acciaio verniciato (economici ma poco diffusi per la minor resistenza alla corrosione → richiedono

191

alla corrosione → richiedono trattamenti periodici),

• in acciaio zincato a caldo (miglior qualità, maggior costo, necessitano comunque di trattamenti, seppure in misura minore),

• in acciaio inox (più costosi, manutenzione trascurabile).


Supporti metallici

Vantaggi:

Si può scegliere l’inclinazione ottimale.

192

ottimale.

Svantaggi:

Maggior impatto visivo.

Sistemi a vasche

Sistemi a vasche

In genere realizzati in plastica riciclata.

193


Sistemi a vasche

Vantaggi:

• Facile e rapida installazione

• Leggerezza e facilità nel trasporto

194

• Leggerezza e facilità nel trasporto

• Possibilità di realizzare impianti

su terreni inclinati (discariche)

Svantaggi:

• Peso elevato sulla copertura una volta riempiti

Installazioni a parete verticale

Strutture in verticale

Quando i moduli sono installati adiacenti alle pareti, con un angolo di 90° rispetto all’orizzontale.

195


Vantaggi:

• Minor costo della struttura

• Copertura di facciate altrimenti insignificanti

Svantaggi:

196

Svantaggi:

• Ridotta resa energetica (inferiore del 30%)

• Installazione non agevole se in quota → maggior costo

Installazione come schermi frangisole

197

Applicazioni particolari: pensiline

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Installazione orizzontale? Non consigliata

• Per le installazioni su tetti piani può sembrare conveniente installare i moduli in orizzontale per il minore costo della struttura e per l’eliminazione dei rischi dovuti al vento.

• In pratica i moduli fotovoltaici si sporcano molto di più e la pioggia ristagna sui vetri a causa del gradino della cornice di alluminio. Si consiglia di non realizzare il montaggio orizzontale.

199

alluminio. Si consiglia di non realizzare il montaggio orizzontale.

Installazioni a terra ad inseguimento solare

200

Sistema ad inseguimento solare

• Sistema ad inseguimento solare basato sul sistema Sol-Conecter: piramide con 3 celle fotovoltaiche di riferimento. A seconda dei valori di tensione e corrente in uscita, un circuito elettronico comanda il movimento

201

circuito elettronico comanda il movimento della struttura attraverso dei motori a pistoni idraulici.

Vantaggi

Vantaggi:

• Alta resa energetica, fino al 30 – 40% in più per sistemi che si muovono sui due assi

202

Svantaggi

Svantaggi:

• Costo maggiore (compensato dal minore numero di moduli fotovoltaici necessari a parità di prestazioni)

• Complessità meccanica e manutenzione

• Fortemente esposto alle sollecitazioni del vento: attenzione al fissaggio a terra

203

fissaggio a terra

Integrazione architettonica dei sistemi fotovoltaici

204

I sistemi fotovoltaici integrati

• costituiscono una nuova risposta al problema ambientale

• sono il frutto di tecnologie avanzate

• riqualificano l’estetica di edifici esistenti o nuovi

• trasformano le facciate in fonti di energia pulita

Tipologie di moduli: “non termico”

• Il modulo fotovoltaico si adatta di volta in volta all’edificio: per forma, misura, colore e caratteristiche strutturali. Tutti i moduli sono testati elettricamente e meccanicamente così da garantire lo standard IP65 contro il rischio da infiltrazioni di umidità.

205

Tipologie di moduli semitrasparenti:

1) “non termico” = le celle sono fissatecon una resina tra due lastre di vetrodistanziate di circa 2 mm; i cavielettrici corrono nella cornice o nelletradizionali junction box.

Tipologie di moduli: “termico”

206

2) “termico” = nelle facciate isolanti il modulo fotovoltaicoè integrato in un doppio vetro, ottenendo un valore didispersione termica di 1,1 W/m2 K.

Il vetro

• Il vetro può anche avere forme particolari (triangolari, trapezoidali, circolari), permettendo una vasta libertà progettuale; lo spessore, invece, dipende dalla forma adottata, dal peso della costruzione, dalle sollecitazioni (occorre effettuare simulazioni con carichi statici).

207

effettuare simulazioni con carichi statici).

• Vetro frontale: extra-bianco e con spessore ridotto per ottimizzare la captazione energetica.

• Vetro posteriore: diverse colorazioni e tipi di laminazioni e isolamenti.

Tetti fotovoltaici strutturali

• I vetri sono semitrasparenti e la distanza tra le celle permette di controllare la quantità di luce in ingresso.

208

Facciate fotovoltaiche di tipo ventilato

209

• Facciate fotovoltaiche integrate in palazzi adibiti ad uffici.

• I moduli fotovoltaici sono inseriti in vetri oscurati (sul fronte rivolto a sud) e riducono la trasmissione dei raggi solari.

Sistemi integrati nei tetti a falda oppure curvi


Moduli fotovoltaici montati direttamente sopra le lamiere del tetto

210


Vantaggi:


� Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulle lamiere del tetto


211

Svantaggi:



Sistemi integrati sui tetti piani


Moduli fotovoltaici sopra le guaine di impermeabilizzazione

212




213




214


Vantaggi:


� Montaggio in fabbrica dei moduli FV sulla guaina superiore


215

Svantaggi:



Scopo del sopralluogo

Il sopralluogo ha lo scopo di valutare:

1) le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici

2) la disposizione dell’inverter e delle altre apparecchiature elettriche

216

elettriche

3) il percorso dei cavi e le relative lunghezze per un corretto dimensionamento

4) le eventuali difficoltà logistiche in fase di realizzazione

5) i vincoli di tipo ambientale-paesaggistico relativi all’area considerata

Strumenti necessari per il sopralluogo

Per il sopralluogo sono necessari i seguenti strumenti:

� bussola con clinometro

� bindella metrica

217

� bindella metrica

� macchina fotografica

� modulo di raccolta dati da compilare con il cliente

Individuare la migliore posizione

Individuare la posizione migliore per realizzare l’installazione tenendo presente:

• presenza di vincoli paesaggistici/architettonici

• orientamento della superficie di installazione

• tipo di struttura per il sostegno dei moduli fv

• modalità di fissaggio della struttura alla copertura

218

• modalità di fissaggio della struttura alla copertura dell’edificio

Una volta stabilita l’area di installazione è necessario rilevare eventuali zone d’ombra

Valutazioni importanti

• Misurare lo spazio disponibile sulla copertura dell’edificio

• Individuare un locale per l’installazione dell’inverter

219

• Individuare un locale per l’installazione dell’inverter

• Valutare il percorso cavi ottimale

Sicurezza sul lavoro: caduta dall’alto

• La posa delle strutture, il montaggio e il cablaggio dei moduli FV esigono che gli installatori lavorino sul tetto.

• Di conseguenza diventa fondamentale prevedere delle protezioni contro l’accidentale

caduta dall’alto

• E’ dunque importante che si prevedano e verifichino la messa

220

• E’ dunque importante che si prevedano e verifichino la messa in atto di misure preventive.

• Le misure più comuni sono:

– Parapetti di trattenuta– Impalcature– Ripiani– Passerelle– Piattaforme

Misure collettive o personali

Qualora risulti impossibile l’applicazione di tali protezioni, devono essere adottate misure collettive o personali atte ad arrestare con il minor danno possibile le cadute. Queste possono essere:

221

• cinture di sicurezza

• imbracature con fune di trattenuta

Altri rischi potenziali

Gli altri principali rischi e di conseguenza le protezioni da prevedere durante il montaggio degli impianti FV sono:

• Protezioni delle aperture nei solai

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• Protezioni delle aperture verso il vuoto

• Caduta del materiale dall’alto

• Movimentazione manuale dei carichi

• Rischi di natura elettrica

Rischi di natura elettrica

• I moduli fotovoltaici sono generatori di tensione sempre“accesi” in presenza di luce.

• Si ricorda che la luce diurna, anche durante una giornatanuvolosa, può essere sufficiente per generare nell’impianto

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nuvolosa, può essere sufficiente per generare nell’impiantofotovoltaico la piena tensione di esercizio (fino a 600 V cc).

• Pertanto durante il montaggio si consiglia di “oscurare” imoduli fotovoltaici per evitare di lavorare sottotensione.

Verifica tecnico-funzionale

La verifica tecnico-funzionale dell’impianto consiste nel verificare:

� l’isolamento dei circuiti elettrici verso terra;

� la continuità elettrica delle connessioni tra moduli;

224

� la continuità elettrica delle connessioni tra moduli;

� la continuità della messa a terra di masse e scaricatori;

� il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di conversione (accensione, spegnimento, mancanza rete).


Strutture di sostegno:

� serraggio delle connessioni bullonate e integrità della geometria

� stato di zincatura sui profili di acciaio

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Generatore fotovoltaico:

� integrità della superficie dei moduli

� controllo delle cassette di giunzione (diodi di bypass, serraggio, pressacavi, connessioni ecc.)

� uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento delle varie stringhe fotovoltaiche


Quadri elettrici:

� integrità degli involucri e schemi elettrici

� controllo dei diodi di blocco e degli scaricatori di tensione

� esame a vista dei cablaggi

� verifica funzionamento degli interruttori differenziali

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PERICOLO DOPPIA ALIMENTAZIONE

Prima di operare sui circuiti elettrici,

interrompere l’alimentazione principale e i generatori locali.

Interruttore alimentazione principale presso: ___________________________

Interruttore generatori locali presso: __________________________________

Misura prestazioni energetiche

• Verificare la condizione Pcc > 0,85 * Pnom * I / Istc, con irraggiamento I di almeno 600 W/m2

• Pcc e’ la potenza (in kW) in corrente continua misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del 2%

227

del 2%

• Pnom e’ la potenza nominale del generatore fotovoltaico

• I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del 3%

• Istc, pari a 1000 Wm2, e’ l’irraggiamento in condizioni di prova standard.


• Verificare la condizione: Pca > 0,9 * Pcc, dove:

• Pca e’ la potenza attiva (in kW) in corrente alternata misurata ai morsetti di uscita dell’inverter,

228

• Pcc e’ la potenza (in kW) in corrente continua misurata ai morsetti di uscita del generatore fotovoltaico

• Qualora nel corso della misura venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli, misurata sulla faccia posteriore dei medesimi, superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in temperatura della potenza stessa. In questo caso la condizione precedente diventa:

Pcc > (1 - Ptpv - 0,08) * Pnom * I / Istc


Pcc > (1 - Ptpv - 0,08) * Pnom * I / Istc

• Dove Ptpv indica le perdite elettriche (termiche) del generatore fotovoltaico (desunte dai fogli dei dati dei moduli), mentre tutte le altre perdite del generatore stesso (ottiche, resistive, caduta sui diodi, difetti di accoppiamento) sono tipicamente assunte pari all’ 8%.

Si ringrazia per l’attenzione

Relatore: Perito Industriale GAMBA MASSIMO

Libero Professionista

Membro CEI CT 82 Sistemi fotovoltaici

Studio Gamba

Piazza Santa Croce 3

230

Piazza Santa Croce 3

20053 Muggiò (MB)

Tel. 039-2789027

e-mail: [email protected]

www.gambaprogetti.it

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