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LA PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO LA PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO: FOTOVOLTAICO:

ASPETTI TEORICI E TECNICI ASPETTI TEORICI E TECNICI

Cesenatico, 25 Giugno 2009Cesenatico, 25 Giugno 2009Relatore:Relatore:

Dott.Dott. Ing. Daniele CenniIng. Daniele Cenni

Seminario Tecnico

GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Aggiornamenti legislativi,

Problematiche tecniche, Problematiche di installazione,

Rapporti con gli enti

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• La radiazione solare è l’energia elettromagnetica emessa dai processi di fusione nucleare che avvengono nel Sole

• La radiazione solare, misurata in Wh/m2, che raggiunge la superficie terrestre, si distingue in diretta, diffusa e riflessa

• La somma delle tre componenti costituisce la radiazione solare globale

La radiazione solare e la conversione fotovoltaica

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• L’angolo di inclinazione che massimizza l’energia solare annua incidente è pari alla latitudine del sito diminuita di circa 10°. Alle nostre latitudini risulta pertanto = 30°÷ 35°

• Una variazione di pochi gradi (+/-15°), rispetto alle condizioni ottimali di orientamento (azimut) ed inclinazione (angolo di Tilt) determina perdite dell’energia raccolta (e quindi prodotta dall’impianto fotovoltaico) di pochi percento

Energia solare incidente su una superficie

Tilt

• La posizione ottimale della superficie captante si ha quando la superficie è orientata a SUD.

Azimut

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La struttura dell’impianto fotovoltaico

Il collegamento elettrico fra le celle realizza il modulo fotovoltaico.

Un insieme di moduli assemblati in una struttura comune costituisce un pannello.

Il collegamento in serie di pannelli forma una stringa.

Il collegamento in parallelo di più stringhe realizza un campo.

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Vrs=402V Vst=401V

Vtr=402V

Ir=23A Is=23A

It=23A

Controllo

Interfaccia

utente

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5

78

6

4

9

1 Radiazione solare

2 Moduli fotovoltaici

3 Inverter

4 Rete

5 Controllo

6 Display

7 Interfaccia utente

8-9 Diagnostica locale e remota

Architettura di un impianto fotovoltaico

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• Legge n°186 del 1968 (norme CEI)

• DM n. 37 del 22 gennaio 2008

• Norme e disposizioni dell’AEEG

• Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria”

• Norma CEI 0-16 seconda edizione e foglio interpretativo F1 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”Nota: per gli aspetti in contrasto con la Norma CEI 11-20, prevale la Norma CEI 0-16, come indicato nella premessa alla Norma CEI 0-16 medesima.

• Norma CEI 64-8, edizione 2007 “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000V in c.a. e a 1500V in c.c.

• Guida CEI 82-25 seconda edizione “Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione”

Legislazione e normativa di riferimento

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• Si applica agli impianti fotovoltaici destinati ad operare in parallelo

alla rete del distributore di Media e Bassa tensione, in accordo

con la Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia

elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria”.

• Tale Guida regolamenta gli impianti fotovoltaici di produzione di

potenza complessiva superiore a 0,75 kW collegati alle reti dei

distributori.

Non si applica agli impianti isolati dalla rete elettrica del distributore

(vale per gli impianti grid connected e non per quelli stand-alone)

Guida CEI 82-25: campo di applicazione

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Il criterio di base normalmente utilizzato per la progettazione è quello di massimizzare la captazione

della radiazione solare annua disponibile

Il dimensionamento energetico viene sviluppato sulla base della:

Guida CEI 82-25: criteri di progettazione

• disponibilità di spazi sui quali installare il generatore fotovoltaico;

• disponibilità della fonte solare;

• guadagno energetico preventivato per impianti di produzione e/o riduzione della spesa energetica per impianti di autoproduzione

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• I soggetti abilitati all’installazione sono quelli specificati nella legislazione vigente (DM n. 37/08)

• I materiali devono essere realizzati e costruiti a regola d’arte,

ossia secondo le Norme CEI

• Il materiale elettrico deve essere dotato di marcatura CE

• Deve essere evidenziata la doppia alimentazione dell’impianto

elettrico dai pannelli fotovoltaici e dalla rete del distributore mediante idonei cartelli

Guida CEI 82-25: criteri di installazione

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Le procedure autorizzative riguardano:

• I permessi alla realizzazione dell’impianto (da richiedere alle autorità territoriali, es. Comune)

• Il collegamento alla rete del distributore (da richiedere al Distributore dell’energia locale)

Guida CEI 82-25: Procedure autorizzative

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Permessi alla realizzazione dell’impianto

Guida CEI 82-25: Procedure autorizzative

• Il permesso viene rilasciato dal Comune

• Per zone soggette a vincoli culturali o paesaggistici occorre l’autorizzazione della Sovrintendenza o del Comune competenti

• Tali impianti non sono soggetti al pagamento del contributo di costruzione dovuto al Comune (art.17, comma 3, lettera e del DPR 380/2001)

• In base all’art. 11 comma 3 del DLgs 30 maggio 2008, n. 115, gli impianti solari termici e fotovoltaici aderenti o integrati nei tetti degli edifici con la stessa inclinazione della falda e che non modificano la sagoma degli edifici stessi, sono considerati interventi di manutenzione ordinaria, e dunque non soggetti alladisciplina della DIA ma alla sola presentazione di una comunicazione preventiva al Comune (ad eccezione degli edifici tutelati ai sensi dell'art. 3, comma 3, lettera a, del DLgs 192/2005)

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Riferimenti per la redazione delle documentazioni

Guida CEI 82-25 Fornisce le indicazioni per preparare la documentazione dell’impianto

• DM 19/02/07 e delibera attuativa n. 90/07

• Sito del GSE

Forniscono le indicazioni per preparare la documentazione finale di entrata in esercizio (occorre utilizzare la modulistica scaricabile dal sito del GSE)

Forniscono le indicazioni per preparare la documentazione da allegare alla domanda di connessione e all’entrata in esercizio(ad es. “Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione”)

Prescrizioni del gestore di rete

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• Documentazione di progetto (insieme dei documenti che fanno parte del progetto organizzati in preliminare, definitivo, esecutivo);

• Documentazione finale di progetto (o as-built) (è l’insieme dei documenti di progetto aggiornati con le variazioni sopravvenute in corso d’opera);

• Documentazione finale dell’impianto (costituita dalla dichiarazione di conformità, allegati obbligatori in base al DM n. 37/08 e documentazione finale di progetto)

• Scheda tecnica (riassume le principali caratteristiche dell’impianto ed è riportata come documento previsto nel Decreto 19 febbraio 2007 per la documentazione finale di entrata in esercizio)

Guida CEI 82-25: Documentazione d’impianto

La documentazione si articola in:

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Esempio di scheda tecnica

Dati generali dell’impianto

Dati generatore FV

Dati moduli FV

Dati strutture di sostegno

Dati inverter

Prestazioni energetiche

Guida CEI 82-25: Documentazione d’impianto

Nel sito del GSE è disponibile un esempio di scheda tecnica in formato excelhttp://www.gse.it/attivita/ContoEnergiaF/Guida%20incentivazione%20per%20il%20fotovoltaico/9518_SCHEDA_TECNICA_FINALE.xls

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==≅≅≅≅≅≅≅≅

++--

Protezione dei moduli fotovoltaici

• Il diodo di protezione detto di “bypass” consente il passaggio di corrente in caso di oscuramento o malfunzionamento bypassandoil modulo interessato.

• Il diodo di protezione in serie alla stringa, detto di “blocco”, serve per impedire la circolazione di correnti in senso inverso che potrebbero verificarsi per dissimmetrie(mismatching) di potenziale fra le stringhe.

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- La tensione in uscita dai pannelli FV è funzione della temperatura: occorre verificare che nelle condizioni di esercizio prevedibili (da -10 °C a +70°C), l’inverter “lavori”nel range di tensione dichiarato dal costruttore.

- Si deve inoltre verificare che in corrispondenza della temperatura minima ipotizzabile (-10°C), la tensione a vuoto in uscita dalla stringa sia inferiore a quella massima sopportabile dall’inverter.

- I costruttori di inverter rendono disponibili sui siti dei programmi che guidano alla scelta ed al coordinamento dell’inverter.

Coordinamento stringhe - inverter

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Per permettere le operazioni di manutenzione devono essere previsti dispositivi di sezionamento lato rete (AC) e lato campo fotovoltaico (DC).

Il dispositivo di sezionamento lato DC deve essere in grado di operare con la tensione massima del generatore (ossia quel valore di tensione determinata dalla somma delle tensioni a vuoto di ogni singolo modulo FV).

I sezionatori utilizzati per la DC devono appartenere alla categoria di utilizzo DC-21A: “Manovra di carichi resistivi con sovraccarichi di modesta entità”.

Sezionamento negli impianti fotovoltaici

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• Nel caso di singola stringa in cui avviene un cortocircuito, lacorrente di cortocircuito è dell’ordine di 1,25 volte la corrente

nominale, quindi risulta un debole sovraccarico. Dimensionando

opportunamente i cavi non ci sono quindi particolari problemi. La

Norma CEI 64-8 art. 712.433.1 prescrive che la protezione contro i

sovraccarichi può essere omessa sui cavi delle stringhe PV e deipannelli PV quando la portata dei cavi sia uguale o superiore a 1,25

volte la corrente di cortocircuito in condizioni di prova normalizzate

in qualsiasi punto.

Sovracorrenti

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• Nel caso di più stringhe in parallelo (n), se avviene un cortocircuito

su una stringa, la corrente max che può circolare nella stinga

danneggiata è (n-1)In: occorre quindi utilizzare dispositivi di protezione idonei per interrompere la corrente che si viene a

verificare (es. fusibili)

Sovracorrenti

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- Il collegamento in BT può essere monofase fino a 6 kWpe trifase per potenze superiori.

- È possibile installare generatori squilibrati in BT, con la condizione che lo squilibrio di potenza non superi 6 kWp.

- La scelta del n° di moduli da collegare in serie è funzione della potenza di picco del generatore, della potenza del modulo e del coordinamento stringhe-inverter.

Collegamento dei moduli fotovoltaici

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Sezionamento del conduttore di NEUTRO

• Nei sistemi TN-C il neutro non deve essere mai sezionato

• Nei sistemi TN-S non è richiesto il sezionamento del neutro (deve essere realizzato solo nei circuiti F-N quando a monte c’è un dispositivo unipolare)

• Nei sistemi TT ed IT il neutro deve essere sempre sezionato (Guida CEI 82-25)

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• La modalità di intervento cambia secondo la metodologia di messa a terra, quindi occorre considerare:

Protezione contro i contatti indiretti

• Lo stato del sistema di distribuzione

• Il tipo di separazione fra il lato c.a. e quello c.c.

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Protezione contro i contatti indiretti

Lato AC• La messa a terra del neutro dell’impianto di produzione deve essere coordinata con lo stato del neutro della rete (TN, TT)

Lato DCa) Inverter senza separazione galvanica tra la sezione in dc e

la sezione ac:

• Sistema TN o TT come il lato a.c.: Apparecchi e componenti di classe I, con massa metallica a terra al fine di creare una corrente di guasto facilmente rilevabile dal dispositivo di protezione coordinato con l’impianto di terra (TT) o l’anello di guasto (TN);

b) inverter con separazione galvanica fra la sezione in dc e la sezione in ac:

• Sistema IT (floating, senza collegamenti a terra): elevata continuità di servizio, basse correnti di guasto, richiede dispositivi di controllo dell’isolamento con interruzione al 1°guasto ed equipotenzializzazione di tutte le masse (più usato)

• Sistema TT o TN (polo o punto a terra): maggiore sollecitazione dielettrica degli isolamenti ed il guasto a terra è un cortocircuito

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• per ridurre il rischio di guasto a terra si consiglia

l’impiego di cavi con guaina;

• sulla parte in corrente continua sono raccomandati

componenti di classe II o comunque senza masse;

• il dispositivo di interfaccia, come indica la Norma CEI

11-20, deve soddisfare i requisiti sul sezionamento prescritti dalla Norma CEI 64-8.

Prescrizioni generali per gli impianti

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Nell’impianto di produzione devono essere presenti i seguenti dispositivi (ognuno asservito a protezioni):

• un dispositivo generale DG per la separazione dalla rete di tutto l’impianto (ad esempio un interruttore automatico magnetotermico oppure un interruttore di manovra sezionatore equipaggiato con fusibili);

La Norma CEI 11-20

Criteri di allacciamento alla rete pubblica

• un dispositivo di interfaccia DDI per la separazione dalla rete dell’impianto di produzione

• un dispositivo di generatore DDG per la separazione del singolo generatore

Le due funzioni possono essere svolte da un unico dispositivo

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Norma CEI 11-20

Dispositivo di interfaccia

Sul dispositivo di interfaccia agiscono le protezioni di

interfaccia.

L’apertura del dispositivo di interfaccia assicura la separazione di tutti i gruppi di produzione dalla rete pubblica.

Il dispositivo di interfaccia deve essere “a sicurezza intrinseca” cioè deve essere dotato di bobina di apertura a

mancanza di tensione”.

Per impianti di produzione complessiva fino a 20 kW, il dispositivo di interfaccia può essere posizionato all’interno di apparecchiature (ad esempio nel convertitore).

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Check list raccolta dati:

Al fine di realizzare lo studio di fattibilità dell’impianto fotovoltaico si deve acquisire una serie di informazioni e dati, per questo è

necessario effettuare un sopralluogo nel sito dove si intende realizzare l’impianto.

Scheda raccolta informazioni

Il sopralluogo deve essere

effettuato necessariamente

nelle ore centrali della giornata e possibilmente

con buone condizioni di soleggiamento.

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• lo spazio e la superficie disponibile (sono necessari 6-8 mq/kWp se si installa a falda e 12-16mq/kWp se si installa a terrazzo);

• l’esposizione del tetto (SUD, SUD-EST, SUD-OVEST, EST, OVEST(disporre di una bussola o fare riferimento ad eventuali antenne paraboliche);

• il tipo di copertura dove sarà installato il campo fotovoltaico (se terrazzo calpestabile, tetto con tegole, tetto con coppi, tettoia leggera, a terra, …);

• la presenza di eventuali ostacoli (comignoli, antenne, lucernai,passaggi di tubazioni, tutto ciò che non rende libera la superficie del sito);

• la presenza di eventuali ombreggiamenti (muretti, alberi, palazzi o altro che può proiettare ombre);

• foto dell’area dove sarà posto l’impianto e/o planimetrie

dell’installazione.

Cosa verificare nel sopralluogo:

Scheda raccolta informazioni

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• la posizione migliore per l’installazione dei moduli in funzione della tipologia della

superficie disponibile (in funzione delle esigenze del committente);

• le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici (integrato, semintegrato, non

integrato, a tetto, a terrazzo, a facciata ecc., caratteristiche del supporto che deve

sostenere i moduli e relative strutture, in funzione delle esigenze del committente);

• valutazione degli oneri edili per eseguire l’intervento sul tetto/copertura;

• ottenere dal cliente una copia della mappa catastale, della pianta della copertura e dei

locali interni dell’edificio ed inoltre fotocopia delle bollette dell’Ente distributore;

• definire l’alloggiamento dell’inverter e delle altre apparecchiature elettriche (il più

possibile vicino al campo fotovoltaico: consigliabile nei sottoscala, locali tecnici,

sottotetti));

• individuare il possibile percorso dei cavi di cablaggio e di collegamento;

• verificare le eventuali difficoltà logistiche in fase di costruzione;

• informazioni dei vincoli di tipo ambientale, paesaggistico etc.

Informazioni e dati da acquisire:

Scheda raccolta informazioni

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Strumenti per il sopralluogo:

•Scheda tecnica di sopralluogo

•Metro (ed inclinometro per impianti più complessi)

•Bussola

•Macchina fotografica

•Quanto necessario per riportare il rilievo planimetrico e la

disposizione dei componenti

•Solarimetro (per valutare l’irraggiamento del sito)

Scheda raccolta informazioni

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Grazie per l’attenzione!Grazie per l’attenzione!