Impianti fotovoltaici
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STORIA E TECNOLOGIA DEI PANNELLI FOTOVOLTAICI E PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO
Taurchini Gianluca
L’ENERGIA SOLARE
Il principio di generazione dell’energia
Oggi, grazie al fotovoltaico è davvero possibile un risparmio concreto in bolletta. Inoltre, il fotovoltaico permette di dare un contributo diretto alla salute del nostro pianeta.
Il fotovoltaico è in grado di produrre elettricità anche in aree o giornate non molto soleggiate con un rendimento energetico sempre utile. Nessun rumore, nessuna manutenzione, incentivi fiscali e produttivi sono solo alcuni dei vantaggi.
Un impianto fotovoltaico trasforma direttamente l’energia solare in energia elettrica senza necessità di meccanismi in movimento.
La tecnologia fa ricorso alle celle fotovoltaiche che, quando colpite dalla luce del sole, generano un movimento di elettroni all’interno del materiale. Gli elettroni sono raccolti da un reticolo metallico che "incanala" un flusso di elettroni ottenendo una corrente continua di energia elettrica.
STORIA DEL FOTOVOLTAICO
1839: Edmond Becquerel, a diciannove anni, scopre l’effetto fotovoltaico durante alcuni esperimenti con celle elettrolitiche, osservando il formarsi di una d.d.p. tra due elettrodi identici di platino, uno illuminato e l’altro al buio; la d.d.p. dipendeva dall’intensità e dal colore della luce. Willoughby Smith scopre la fotoconducibiltà del selenio. 1876: Due scienziati britannici, Adams e Day, osservano il selenio convertire la luce del sole direttamente in elettricità. 1914: Il rendimento delle celle al selenio si aggira intorno all’1%.
Negli anni 40 ci fù la scoperta del silicio. Le celle al silicio a altri materiali raggiungono quasi il 40%.
Ma è nella primavera del 1953 che, studiando il silicio e le sue possibili applicazioni nell’elettronica, Gerald Pearson, fisico presso i laboratori Bell, costruì involontariamente una cella solare al silicio molto più efficiente di quella a selenio. Altri due scienziati della Bell Darryl Chapin e Calvin Fuller perfezionarono la scoperta di Pearson e realizzarono la prima cella in grado di convertire in elettricità abbastanza energia solare per alimentare dispositivi elettrici di uso quotidiano: il primo giorno di sole del 1954 la cella al silicio funzionava con un rendimento del 6%.
Negli anni ’60 si cominciò a pensare di produrre “nastri e fogli” di silicio, per cercare di risolvere il problema degli ingenti sprechi di materiale dovuti al taglio dei lingotti. Ancora negli anni ’60 Shurland propose l’utilizzo del solfuro di Cadmio, e nel ’67 era pronta la prima cella a solfuro di cadmio depositato su plastica. Negli anni ’70 cominciarono ad essere sviluppate, nell’ambito delle applicazioni spaziali, celle all’arseniuro di Gallio, le quali presero definitivamente piede nell’ultimo decennio del secolo. Vennero sviluppati procedimenti per produrre silicio policristallino, meno costosi e meno dispendiosi di quelli per il monocristallino.
Dopo la crisi petrolifera del ’73 Carson ottiene per caso una pellicola sottile di silicio amorfo idrogenato, che nel ’76 raggiunge il rendimento del 5,5%. In quegli anni Development Programme sperimentava pellicole sottili al silicio cristallino, e tutta una gamma di nuovi materiali: CIS, CdTe, InP, Zn3P2, Cu2Se, WSe2, GaAs, ZnSiAs. È interessante notare che l’utilizzo di pellicole sottili era già stato proposto dallo stesso Chapin, all’epoca delle sue prime scoperte. Nei primi anni ’80 Barnett, per conto della SERI, si interessò al tellururo di cadmio e alle pellicole di silicio policristallino, fondando la società “AstroPower”, oggi ben nota. Sempre nei primi anni ’80, Martin Green, lavorando alla tecnologia del silicio, sostituì la serigrafia con solchi in rame realizzati con il laser. Nel 1988 i fogli si silicio venivano ricavati da poligoni ottagonali, migliorando il rendimento del processo e diminuendo la fragilità. Nel 1997 veniva “lanciata” la prima cella a giunzione tripla a silicio amorfo.
L’Aeronautica e l’Esercito statunitensi seguirono molto da vicino lo sviluppo della cella solare a silicio presso i laboratori Bell. Entrambi ritenevano che il fotovoltaico potesse costituire la fonte energetica ideale per un progetto top-secret: i satelliti artificiali orbitanti attorno alla Terra. Grazie a un’assidua crociata condotta da Hans Ziegler, del corpo del Genio Trasmissioni dell’esercito statunitense, la Marina Militare installò sui satelliti un sistema energetico a due sorgenti – batterie chimiche e celle solari al silicio – sul satellite Vanguard; mentre le batterie si esaurirono dopo una settimana circa, le celle solari funzionarono per anni. Già dalla fine degli anni ‘50 il fotovoltaico forniva elettricità ai satelliti americani e sovietici.
Gli ingegneri del solare progettarono moduli sempre più potenti, mentre il nucleare non realizzò mai le aspettative per i satelliti spaziali. Alla fine degli anni ’70 le celle solari erano ormai diventate fonte energetica abituale per i satelliti artificiali, e così è ancora oggi. La tecnologia era invece troppo costosa per gli usi terrestri, e lo rimase fino ai primi anni Settanta, quando Elliot Berman, sostenuto finanziariamente dalla Exxon, progettò un modulo solare notevolmente più economico. Il primo acquirente importante di celle solari per uso terrestre fu l’industria petrolifera, che se ne servì in luoghi non serviti dalle linee elettriche: pannelli fotovoltaici vennero usati al posto di batterie tossiche (ingombranti e dalla vita breve) per alimentare le luci di segnalazioni sulle piattaforme petrolifere del Golfo del Messico e nei campi di estrazione del petrolio e del metano, dove servono piccole quantità di elettricità per combattere la corrosione delle teste dei pozzi e dei condotti. Nel 1974 Johh Oades, ingegnere presso una controllata della GTE, progettò un ripetitore a bassissima potenza per il quale era sufficiente l’energia fotovoltaica. Così non ci fu più il problema di trasportare carburante o batterie nelle impervie zone montane dove venivano installati i ripetitori, e nelle piccole comunità del West degli Stati Uniti i residenti smisero di percorrere grandi distanze per poter effettuare una telefonata interurbana. L’Australia, con una popolazione relativamente piccola distribuita su un territorio molto ampio, cominciò a installare reti di comunicazione a energia fotovoltaica già nel 1978. Alla metà degli anni ’80 le celle solari erano diventate la fonte energetica di elezione per le reti remote di telecomunicazioni in tutto il mondo.
Verso la metà degli anni ’70 molte compagnie ferroviarie ricorsero al fotovoltaico per alimentare i dispositivi di segnalamento e di smistamento necessari per la sicurezza del traffico ferroviario.
Quando, sempre negli anni ’70, la grande siccità colpì la regione del Sahel in Africa, padre Bernard Verspieren avviò un programma di pompaggio fotovoltaico per attingere acqua dalle falde acquifere che fa ormai da modello per il mondo in via di sviluppo. A quei tempi, in tutto il mondo c’erano meno di dieci pompe fotovoltaiche. Oggi ce ne sono decine di migliaia.
Negli anni ’80 l’ingegnere svizzero Markus Real dimostrò la validità della generazione distribuita installando moduli solari da tre kilowatt su 333 tetti di Zurigo. Da allora, nessuno parla più di centrali elettriche fotovoltaiche, e i vari governi stanno sviluppando piani di incentivazione finanziaria per incoraggiare i cittadini a solarizzare i propri tetti. Poiché il costo dell’installazione delle linee di trasmissione elettrica è estremamente elevato, oltre due miliardi di persone nei paesi in via di sviluppo sono ancora prive di elettricità di rete. Intanto, però, in metà delle famiglie delle isole della Polinesia francese, nelle zone rurali del Kenya, nella 12 Repubblica Dominicana e nel Centroamerica, migliaia di persone alimentano lampadine, televisori e radio con l’elettricità solare.
Composizione celle
La cella fotovoltaica è la giunzione di due sottili materiali semiconduttori (silicio tipo “p” e silicio di tipo “n”). Quando un raggio di luce colpisce la cella le cariche positive si separano da quelle negative creando una differenza di potenziale. Tra i due semiconduttori si genera una piccola corrente elettrica. Una cella ha una superficie di 100 mmq, alle condizioni di normale insolazione (25 °C – 1 kW/mq) produce corrente elettrica di 3 Ampere di intensità, 0,5 Volt di tensione e 1,5 Watt di potenza. Il silicio è praticamente una “macchina” che produce energia ma, come tutte le macchine, ha delle perdite di efficienza. I moderni motori a scoppio arrivano al 27%, le centrali elettriche arrivano al 50%. Così il silicio policristallino ha rendimenti bassi pari al 12-14%, il monocristallino ha rendimento del 18% e il silicio amorfo ha efficienza di conversione (7%) ancora più bassa del policristallino, costa meno ma ha un tempo di vita di 10 anni mentre, un modulo policristallino, ha garanzia di vita per 25-30 anni.
Cella fotovoltaica
Circuito equivalente
Un pannello FV, come qualsiasi altro generatore di tensione, fornisce alle cariche elettriche l'energia per farle circolare nel circuito; ma la corrente che attraversa il circuito deve anche attraversare il generatore stesso, costituito a sua volta di materiali che oppongono una certa resistenza al passaggio della corrente.
Ogni circuito elettrico può infatti essere schematizzato come costituito da una resistenza esterna, che rappresenta la resistenza equivalente di tutti gli utilizzatori, e la resistenza interna che è la resistenza elettrica del generatore stesso. La resistenza complessiva del circuito è perciò R=Re+Ri (infatti le due resistenze, esterna ed interna, sono in serie).
La presenza della resistenza interna del generatore ha come conseguenza che una parte dell'energia che nel pannello FV viene trasformata da solare in elettrica viene spesa per far passare la corrente nel generatore stesso trasformandosi quindi in energia termica. La temperatura del generatore quindi aumenta, come avviene anche in altre situazioni, per esempio in una pila che eroga una forte corrente per alcuni minuti.Un'altra conseguenza è che all'interno del generatore si verifica una caduta di potenziale V=i*Ri e al circuito esterno rimane una d.d.p. tanto più bassa quanto maggiore è la caduta interna, cioè quanto maggiore è l'intensità della corrente che attraversa il circuito.
Impianto di accumulazione di corrente
Esso è detto anche impianto a isola e i principali componenti sono:
- - Campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;
- - Regolatore di carica, deputato a stabilizzare l'energia raccolta e a gestirla all'interno del sistema;
- - Batteria di accumulo, deputata a conservare l'energia raccolta in presenza di irraggiamento solare per permetterne un utilizzo differito da parte dei carichi elettrici.
- -inverter, deputato a convertire la tensione continua (DC) in uscita dal pannello (solitamente 12 o 24 volt) in una tensione alternata (AC) più alta (solitamente 110 o 220 volt)
Il campo fotovoltaico in genere impiegato per gli impianti ad isola è ottimizzato per una specifica tensione di sistema, decisa solitamente in fase di progettazione del sistema stesso. Le tensioni più utilizzate sono 12 o 24 V. Conseguentemente, essendo la maggior parte dei moduli fotovoltaici in commercio a 12 o 24 V, e avendo deciso la tensione da usare si deciderà la tensione degli accumulatori da caricare.
Le stringhe sono gruppi di moduli (pannelli) che possono essere collegati in serie o in parallelo secondo il tipo di impianto che si andrà a costruire.
Ad esempio nel caso degli impianti a isola, quindi con pannelli e accumulatori 12 volt, le stringhe devono avere pannelli collegati in parallelo in modo tale che, la tensione sia sempre 12 volt, ma la corrente aumenterà in base ai pannelli contenuti nella stringa.
Per un impianto civile sappiamo che si usa una tensione di 220 volt con corrente alternata in questo caso bisognerà vedere il consumo annuo dell’appartamento e dimensionare un impianto poco maggiore di quel consumo. Quindi si progetteranno le stringhe in parallelo con un certo numero di pannelli e ci si metterà un adeguato inverter sapendo che esistono inverter che anno un certo range di tensione e di corrente all’ingresso.
Modello di un pannello
Gli inverter:
Abbiamo detto che gli inverter trasformano la corrente di ingresso continua in corrente di uscita alternata, e hanno un certo range di funzionamento, esempio:
Inverter elevatori con un massimo ingresso di 600 volt (DC) per poi trasformarli in uscita in 220 volt (AC)
Tuttavia esistono anche gli inverter riduttori per gli impianti a isola che hanno un ingresso di 12,24,48 volt (DC), per poi trasformarli in 110,220 volt (AC).
Qui sotto riportati ci sono dei tipi di inverter di marca SMA:
Inverter SMA sunny boy 1100 inverter sunny boy SB3300TL
Tipo di inverter elevatore per impianti a isola: inverter 3000L-24
ingresso
ingresso
Potenza in cc max
1320 watt
Tensione in cc max
12 volt
Corrente in cc max
110 ampere
uscita
uscita
Potenza out ac
3000 watt
Tensione out ac
220-240 volt
Corrente out ac
14 ampere
Gli impianti stand alone fotovoltaici vengono utilizzati prevalentemente nelle zone isolate, nelle quali non è possibile allacciarsi alla rete elettrica. Con questi tipi di impianti l'immagazzinamento dell'energia viene garantito da batterie, con la possibilità di avere corrente in tensione continua di 12, 24, 48 V e, grazie agli inverter, in corrente alternata a 110, 220, 400 V (Fig. 1).
L'impianto deve essere sovradimensionato per poter fornire energia anche in caso di cattivo tempo o nei periodi invernali.
Solo alcuni impianti particolari possono fornire l'energia direttamente anche di notte.(Fig 1) (Fig 2)
Gli impianti fotovoltaici a rete separata detti grid connected (Fig. 2)
Gli impianti solari fotovoltaici di connessione a rete hanno la particolarità di lavorare in regime di interscambio con la rete elettrica locale. In pratica, nelle ore di luce l’utenza consuma l’energia elettrica prodotta dal proprio impianto, mentre quando la luce non c’è o non è sufficiente, oppure se l’utenza richiede più energia di quella che l’impianto è in grado di fornire, sarà la rete elettrica che garantirà l’approvvigionamento dell’energia elettrica necessaria, fungendo da batteria di capacità infinita. Tutto questo grazie ad un contatore digitale che comanda un contattore che scambierà i due tipi di alimentazioni.
1)I moduli fotovoltaici, esposti al sole, producono corrente elettrica in forma
continua.
222I
2)L’inverter trasforma la corrente “solare” da continua ad alternata.
3)Il contatore “conto energia” misura tutta l’energia prodotta dall’impianto
fotovoltaico, che verra’ poi remunerata.
4)La corrente entra nella rete elettrica dell’utente e viene assorbita prima di tutto dalle normali apparecchiature elettriche.
5) Nel caso in cui l’impianto solare produca piu’ corrente di quella che serve in quel momento, il surplus entra nella rete elettrica del distributore di energia elettrica locale e viene misurato da un secondo contatore dedicato proprio a conteggiare la
corrente prodotta dall’impianto solare e non utilizzata.
6) Quando l’impianto solare non produce(di notte) 0 produce poco (nuvoloso) o la corrente richiesta dall’utente e’ maggiore di quella che puo essere fornita in quel momento dal sistema solare, si utilizza la corrente del distributore.
Il Decreto Legge del 28 luglio 2005 (criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante "convenzione fotovoltaica") stabilisce che per piccoli impianti di potenza inferiore a 20 kWpicco l'energia elettrica che viene inviata in rete è pagata per 20 anni a 0.445 Euro/kWh (mentre quella prelevata dalla rete è pagata circa 0.15 Euro/kWh).
Di solito l’impianto solare produce più energia di quella richiesta dall’utenza, tale energia può essere immessa in rete. In questo caso si parla di "cessione delle eccedenze" all’azienda elettrica locale. Alla fine dell’anno, si procedera’ ad uno “scomputo” dalla bolletta dei kwh immessi nella rete elettrica.
Per impianti superiori ai 20 kWp si prevede che ci sarà un contatore fiscale in base al quale l’autoproduttore pagherà le imposte addizionali sull’energia prodotta e consumata e un contatore valido ai fini non fiscali ma "aziendali", in base al quale verranno remunerati i kWh ceduti all’azienda elettrica.
Caratteristiche di dimensionamento dell’impianto
La dimensione di un impianto fotovoltaico si calcola sulla base dell'energia consumata dall'utenza.
● Il valore dell'energia si calcola facendo la media dei consumi degli ultimi 3 anni
● Per nuove utenze si utilizza un consumo presunto
● Una famiglia media consuma 3.000-4.000 Kwh all'anno
L'energia meno cara è quella che non Consumiamo. E' possibile ridurre la richiesta di energia a parità di benefici:
- evitando gli sprechi
- sostituendo apparecchiature poco efficienti
Consigli per ridurre gli sprechi
● Non lasciare lampade accese dove non è necessaria l'illuminazione
● Non tenere tv ecc... in stand_by
● Frigorifero con possibilità di aerazione
● Lampadari con poche lampade (a parità di potenza)
● Controllo dei termostati....
Esempi di consumi elettrici
Parametri di progetto
Per determinare la superficie necessaria
occorre conoscere:
● La località in cui è installato l'impianto
(A Parma, su 1 metro quadrato di superficie esposta sul piano orizzontale, la radiazione solare annua è di circa 1300 Kwh/anno)
● Il consumo annuo di energia
● L'inclinazione dei pannelli, o tilt: (30°)
● L'orientamento:(Sud).
Gli impianti
Sono composti da:
● celle con rendimenti del 10-15 % mono o policristallino 4-7 % amorfi
● Inverter
● Connessioni, protezioni, collegamenti
● Rendimento di conversione complessivo dell'80% circa
CRITERI DI ALLACCIAMENTO DI TETTI FOTOVOLTAICI ALLA RETE BT DI DISTRIBUZIONE
DK 5950 Marzo 2002
CRITERI GENERALI
CRITERI GENERALI DI FUNZIONAMENTO
Il funzionamento in parallelo della rete pubblica di un generatore è subordinato a precise condizioni tra le
quali in particolare si richiamano le seguenti:
- il cliente produttore non deve causare perturbazioni al servizio di ENEL Distribuzione e in caso
contrario si dovrà interrompere il collegamento immediatamente ed automaticamente;
- in caso di mancanza di tensione sulla rete ENEL Distribuzione, gli impianti di produzione non devono
alimentare la rete stessa;
- qualunque evento anomalo che si verifica nella rete del cliente produttore deve provocare l'interruzione
automatica e tempestiva del parallelo.
Lo schema di base del collegamento alla rete pubblica di un cliente produttore è illustrato in Fig.1.
In tale figura è indicato un solo generatore ma ve ne possono essere diversi in parallelo (in tal caso ognuno
sarà dotato del proprio dispositivo di generatore).
La protezione di interfaccia, inserita tra il generatore e la rete ENEL Distribuzione a salvaguardia di
quest'ultima, consente ad ENEL Distribuzione l'esercizio della rete BT come se fosse passiva.
Quando è necessario, la protezione di interfaccia, agendo sul dispositivo di interfaccia, deve disconnettere i
gruppi di produzione dalla rete pubblica, in particolare, nei seguenti casi:
- per qualunque manovra automatica o manuale di interruttori di ENEL Distribuzione comprese le
richiusure automatiche;
- alimentazione della rete pubblica solo da parte del cliente produttore dopo l'apertura di interruttori di
ENEL Distribuzione (rischio di prolungare il tempo di eliminazione dei guasti e di avere valori di
tensione o frequenza non corretti sulla rete pubblica).
Fig.1 - Schema di base del collegamento di un impianto di produzione fotovoltaica alla rete
ENEL Distribuzione.
Il cliente produttore deve attendersi un certo numero di interruzioni del parallelo con la rete di ENEL Distribuzione; di conseguenza deve curare con particolare attenzione la suddivisione dei propri carichi tra quelli privilegiati e non privilegiati.
Inoltre per quanto riguarda i periodi di disattivazione dei gruppi di produzione e la conseguente unica possibilità di alimentazione delle utenze privilegiate attraverso la rete pubblica, al fine di usufruire dei vantaggi della richiusura automatica delle linee, il cliente produttore può escludere le protezioni di interfaccia.
Tale esclusione è realizzata mediante un contatto chiuso con l'interruttore di generatore aperto, posto in parallelo al contatto di scatto delle protezioni di interfaccia.
Se sono presenti più generatori, i contatti discordi di ogni interruttore di generatore devono essere tra loro in serie, in modo che l'esclusione della protezione di interfaccia avvenga solo con tutti i generatori fermi.
ALLACCIAMENTO ALLA RETE BT
DISPOSITIVO DELLA RETE PUBBLICA
Il dispositivo della rete pubblica, installato nella cabina MT/BT di ENEL Distribuzione (indicato in Fig.1), è
costituito da un interruttore automatico dotato di protezione magnetotermica oppure da un interruttore di
manovra dotato di una terna di fusibili.
DISPOSITIVO GENERALE
Il dispositivo generale deve essere costituito da un interruttore con protezione magnetotermica; in
alternativa può essere realizzato tramite un interruttore di manovra-sezionatore dotato di fusibili.
Nel caso di tetti fotovoltaici il dispositivo generale assolve anche le funzioni di dispositivo di sezionamento.
Le apparecchiature e le protezioni devono essere conformi alla Norma CEI 64-8. I fusibili o la protezione
magnetotermica devono essere coordinati con la protezione posta sulla linea BT della rete pubblica.
Nel caso di impianti nuovi il dispositivo generale sarà posto all’esterno della proprietà del cliente produttore
mentre nel caso di impianti esistenti può essere all’interno della stessa (sarà portato all’esterno solo nel
caso di rifacimenti dell’impianto di consegna).
DISPOSITIVO DI INTERFACCIA
Deve essere costituito da interruttore automatico con bobina di apertura a mancanza di tensione o da un contattore o da un commutatore combinato con fusibile o con interruttore automatico a cui siano asservite le protezioni di interfaccia.
L’organo di interruzione deve essere dimensionato sulla base della configurazione d’impianto e in particolare, qualora siano presenti carichi privilegiati fra il dispositivo d’interfaccia e il tetto fotovoltaico, deve essere in grado di aprire correnti induttive.
CARATTERISTICHE DELLE PROTEZIONI DI INTERFACCIA
Le protezioni di interfaccia sono costituite essenzialmente da relé di frequenza e di tensione.
Tenendo conto dei valori di taratura e dei tempi di intervento di seguito indicati, per tutti i tipi di guasto sulla rete ENEL Distribuzione si ha di regola l'intervento del relé di frequenza; i relé di tensione, invece, assolvono ad una funzione prevalentemente di rincalzo.
Al fine di dotare il sistema protezioni-dispositivo di interfaccia di una sicurezza intrinseca, il dispositivo di interfaccia deve essere dotato di bobina di apertura a mancanza di tensione e, quindi, per guasto interno o mancanza di alimentazione ausiliaria, si deve avere l'apertura dello stesso interruttore.
Il GSE (gestore dei servizi elettrici)
Le attività prevalenti del Gestore dei Servizi Elettrici consistono nel garantire agli operatori il sostegno economico che le normative nazionali assicurano per lo sfruttamento delle fonti energetiche rinnovabili. L'impiego di tali fonti, senza opportuni meccanismi di sostegno, risulta infatti - in genere - ancora troppo costoso per consentirne la diffusione.
In particolare il GSE:
- qualifica gli Impianti di generazione elettrica Alimentati da Fonti Rinnovabili (IAFR);
- effettua il riconoscimento del rispetto della condizione tecnica di cogenerazione;
- emette i certificati verdi (CV) e verifica i relativi obblighi da parte di produttori ed importatori;
- rilascia la Garanzia d'Origine (GO) per l''energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti energetiche rinnovabili o funzionanti in cogenerazione ad alto rendimento;
- gestisce, in qualità di Soggetto Attuatore, il sistema di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici e da impianti solari termodinamici;
- ritira dai produttori e colloca sul mercato l'energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti rinnovabili e fonti a queste assimilate, per i quali sono stati sottoscritti contratti di cessione pluriennali (c.d. energia CIP 6);
- ritira e colloca sul mercato l'energia ceduta da impianti che, in base alle disposizioni di legge tradotte nella delibera AEEG n. 280/07, cedono energia al GSE in alternativa all'accesso diretto al mercato (c.d. ritiro dedicato);
- ritira e colloca sul mercato l'energia prodotta da nuovi impianti a fonti rinnovabili fino a 1.000 kW (200 kW per impianti eolici), che, in base alla Legge Finanziaria 2008, scelgono il meccanismo di incentivazione della tariffa omnicomprensiova in alternativa al sistema dei certificati verdi;
- eroga il servizio di scambio sul posto dell'energia prodotta da impianti fino a 200 kW a fonti rinnovabili o funzionanti in cogenerazioe ad alto rendimento (dal 1° gennaio 2009).
L’impegno sempre più incisivo del GSE per la promozione delle fonti rinnovabili nel contesto nazionale ha determinato il suo riconoscimento quale attore di primo piano nell’attuazione delle scelte di politica energetica italiane anche a livello internazionale, sia attraverso la partecipazione a seminari e workshop che con l’adesione a organizzazioni internazionali. GSE, a oggi, ha un ruolo attivo in seno all’OME (Observatoire Méditerranéen de l'Énergie), alla IEA (International Energy Agency) e all’AIB (Association of Issuing Bodies). Nell’ambito di quest’ultima il GSE emette i certificati RECS (Renewable Energy Certificate System) validi a livello europeo.
Progetto di un impianto fotovoltaico
società Seven2007
REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 2,96 kw
INDICE GENERALE:
1.1 DATI GENERALI DELL’IMPIANTO
- SITO DI INSTALLAZIONE
1.2 DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
- DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
- IRRAGGIAMENTO
- IMPIANTO FOTOVOLTAICO
- STRUTTURE DI SOSTEGNO
- GRUPPO DI CONVERSIONE
- DIMENSIONAMENTO
- CAVI ELETTRICI E CABLAGGI
- CARATTERISTICHE DEI DISPOSITIVI E PROTEZIONI ASSOCIATE
- QUADRI ELETTRICI
- IMPIANTO DI MESSA A TERRA
- SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO (SCM)
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
La quantità di energia elettrica producibile sarà calcolata sulla base dei dati radiometrici di cui
alla norma UNI 10349 e utilizzando i metodi di calcolo illustrati nella norma UNI 8477-1.
Gli impianti di potenza compresa tra 1 kWp e 50 kWp verranno progettati per avere una potenza attiva, lato corrente alternata, superiore al 75% del valore della potenza nominale dell’impianto fotovoltaico, riferita alle condizioni STC.
Per gli impianti di potenza superiore a 50 kWp ed inferiore a 1.000 kWp verranno invece rispettate le seguenti condizioni:
Pcc > 0,85 * Pnom * I / ISTC
In cui:
Pcc è la potenza in corrente continua misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del ± 2%;
P nom. è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;
I è l‘irraggiamento espresso in W/m2 misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del ± 3;
ISTC pari a 1000 W/m2 è l’irraggiamento in condizioni di prova standard;
Tale condizione sarà verificata per I >. 600 W/m2.
Pca > 0.9 * Pcc
In cui:
Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all’uscita del gruppo di conversione con
precisione migliore del ± 2%;
Tale condizione sarà verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di conversione.
Non sarà ammesso il parallelo di stringhe non perfettamente identiche tra loro per esposizione, e/o marca, e/o modello, e/o numero dei moduli impiegati. Ciascun modulo, infine, sarà dotato
di diodo di by-pass.
Sarà, inoltre, sempre rilevabile l’energia prodotta (cumulata) e le relative ore di
funzionamento.
DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
L’impianto fotovoltaico è costituito da n° 1 generatori fotovoltaici composti da n° 16 moduli fotovoltaici e da n° 1 inverter con classificazione architettonica Integrato.
La potenza nominale complessiva è di 2,96 kWp per una produzione di 3.657,6 kWh annui
distribuiti su una superficie di 20,8 m².
Modalità di connessione alla rete Monofase in Bassa tensione con tensione di fornitura 230 V.
IRRAGGIAMENTO
La valutazione della risorsa solare disponibile è stata effettuata in base alla Norma UNI 10349,
prendendo come riferimento la località che dispone dei dati storici di radiazione solare nelle immediate vicinanze di Fossombrone.
TABELLA DI IRRAGGIAMENTO SOLARE SUL PIANO ORIZZONTALE
IMPIANTO TOTALMENTE INTEGRATO
L’impianto totalmente integrato sarà esposto con un orientamento di 0,00° (azimut)
rispetto al sud e avrà un’inclinazione rispetto all’orizzontale di 10,00° (tilt).
Il generatore è composto da n° 16 moduli del tipo Silicio monocristallino con una vita utile
stimata di oltre 20 anni senza degrado significativo delle prestazioni.
La produzione di energia del generatore IMPIANTO TOTALMENTE INTEGRATO è condizionata da alcuni fattori di ombreggiamento che determinano una riduzione dell’irraggiamento solare nella misura del 0,00 %.
STRUTTURE DI SOSTEGNO
I moduli verranno montati su dei supporti in acciaio zincato aderenti al piano di copertura, avranno tutti la medesima esposizione. Gli ancoraggi della struttura saranno praticati avendo cura di ripristinare la tenuta stagna dell'attuale copertura, e dovranno resistere a raffiche di vento fino alla velocità di 120 km/h.
GRUPPO DI CONVERSIONE
Il gruppo di conversione è composto dai convertitori statici (Inverter).
Il convertitore c.c./c.a. utilizzato è idoneo al trasferimento della potenza dal campo fotovoltaico alla rete del distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso di questa apparecchiatura sono compatibili con quelli del rispettivo campo fotovoltaico, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita sono compatibili con quelli della rete alla quale viene connesso l’impianto.
Le caratteristiche principali del gruppo di conversione sono:
- Inverter a commutazione forzata con tecnica PWM (pulse-width modulation), senza
clock e/o riferimenti interni di tensione o di corrente, assimilabile a "sistema non idoneo
a sostenere la tensione e frequenza nel campo normale", in conformità a quanto
prescritto per i sistemi di produzione dalla norma CEI 11-20 e dotato di funzione MPPT (inseguimento della massima potenza)
-Ingresso lato cc da generatore fotovoltaico gestibile con poli non connessi a terra, ovvero con sistema IT.
- Rispondenza alle norme generali su EMC e limitazione delle emissioni RF: conformità norme CEI 110-1, CEI 110-6, CEI 110-8.
- Protezioni per la sconnessione dalla rete per valori fuori soglia di tensione e frequenza
della rete e per sovracorrente di guasto in conformità alle prescrizioni delle norme CEI
11-20 ed a quelle specificate dal distributore elettrico locale. Reset automatico delle
protezioni per predisposizione ad avviamento automatico.
- Conformità marchio CE.
- Grado di protezione adeguato all'ubicazione in prossimità del campo fotovoltaico (IP65).
- Dichiarazione di conformità del prodotto alle normative tecniche applicabili, rilasciato dal costruttore, con riferimento a prove di tipo effettuate sul componente presso un organismo di certificazione abilitato e riconosciuto.
- Campo di tensione di ingresso adeguato alla tensione di uscita del generatore FV.
- Efficienza massima ³ 90 % al 70% della potenza nominale.
DIMENSIONAMENTO
La potenza nominale del generatore è data da:
- P = PMODULO * N°MODULI = 185 W * 16 = 2960 W
L’energia totale prodotta dall’impianto alle condizioni STC (irraggiamento dei moduli di 1000 W/m² a 25°C di temperatura) si calcola come:
1.2 E = P * IRR / 1000 * (1-DISP) = 3657,6 KWH
Dove:
Irr = Irraggiamento medio annuo: 1444,3 kWh/m²a
Disp = Perdite di potenza ottenuta da:
CAVI ELETTRICI E CABLAGGI
Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le seguenti prescrizioni:
_ Sezione delle anime in rame calcolate secondo norme CEI-UNEL/IEC
_ Tipo SC HF/XLPE se in esterno o FG7 se in cavidotti su percorsi interrati
_ Tipo N07V-K se all’interno di cavidotti di edifici
Inoltre i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q,colorazione delle anime secondo norme UNEL.
Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica o
l’adeguamento o la manutenzione, i conduttori avranno la seguente colorazione:
_ Conduttori di protezione: giallo-verde (obbligatorio)
_ Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio)
_ Conduttore di fase: grigio / marrone
_ Conduttore per circuiti in C.C.: chiaramente siglato con indicazione del positivo con “+” e del negativo con “–“
Come è possibile notare dalle prescrizioni sopra esposte, le sezioni dei conduttori degli impianti
fotovoltaici sono sicuramente sovradimensionate per le correnti e le limitate distanze in gioco.
Con tali sezioni la caduta di potenziale viene contenuta entro il 2% del valore misurato da qualsiasi modulo posato al gruppo di conversione.
CARATTERISTICHE DEI DISPOSITIVI E PROTEZIONI ASSOCIATE
DISPOSITIVO GENERALE
marca: BTICINO
tipo: magnetotermico-differenziale 2P da 16 A
DISPOSITIVO DI INTERFACCIA
Interno all’inverter
DISPOSITIVO DI GENERATORE
marca: BTICINO
tipo: magnetotermico 2P da 10 A
QUADRI ELETTRICI
- Quadro di campo lato corrente continua
Si prevede di installare un quadro a monte di ogni convertitore per il collegamento in
parallelo delle stringhe, il sezionamento, la misurazione e il controllo dei dati in uscita dalgeneratore.
- Quadro di parallelo lato corrente alternata.
Si prevede di installare un quadro di parallelo in alternata all’interno di in una cassetta posta a valle dei convertitori statici per la misurazione, il collegamento e il controllo delle grandezze in uscita dagli inverter. All’interno di tale quadro, sarà inserito il sistema di interfaccia alla rete e il contatore in uscita della Società distributrice dell’energia elettrica ENEL spa.
IMPIANTO DI MESSA A TERRA
Il campo fotovoltaico sarà gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso a terra.
Le stringhe saranno, costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici e singolarmente sezionabili, provviste di diodo di blocco e di protezioni contro le sovratensioni.
Deve essere prevista la separazione galvanica tra la parte in corrente continua dell’impianto e la rete; tale separazione può essere sostituita da una protezione sensibile alla corrente continua solo nel caso di impianti monofase.
Soluzioni tecniche diverse da quelle sopra suggerite, sono adottabili, purché nel rispetto delle norme vigenti e della buona regola dell’arte.
Ai fini della sicurezza, se la rete di utente o parte di essa è ritenuta non idonea a sopportare la maggiore intensità di corrente disponibile (dovuta al contributo dell’impianto fotovoltaico), la rete stessa o la parte interessata dovrà essere opportunamente protetta.
La struttura di sostegno verrà regolarmente collegata all’impianto di terra esistente.
SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO (SCM)
Il sistema di controllo e monitoraggio, permette per mezzo di un computer ed un software dedicato, di interrogare in ogni istante l’impianto al fine di verificare la funzionalità degli inverter installati con la possibilità di visionare le indicazioni tecniche (Tensione, corrente, potenza etc..) di ciascun inverter.
E’ possibile inoltre leggere nella memoria eventi del convertitore tutte le grandezze elettriche dei giorni passati.
RIFERIMENTI NORMATIVI
La normativa e le leggi di riferimento da rispettare per la progettazione e realizzazione degli
impianti fotovoltaici sono:
_ CEI 64-8: Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua;
_ CEI 11-20: Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria;
_ CEI EN 60904-1(CEI 82-1): Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente;
_ CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento;
_ CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): Dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento;
_ CEI EN 61727 (CEI 82-9): Sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete;
_ CEI EN 61215 (CEI 82-8): Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni
terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo;
_ CEI EN 61646 (82-12): Moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri – Qualifica del progetto e approvazione di tipo;
_ CEI EN 50380 (CEI 82-22): Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici;
_ CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione;
_ CEI EN 62093 (CEI 82-24): Componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) -
Qualifica di progetto in condizioni ambientali naturali;
_ CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): Compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti
-Sezione 2: Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso <= 16 A per fase);
_ CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni;
_ CEI EN 60439 (CEI 17-13): Apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT) serie composta da:
_ CEI EN 60439-1 (CEI 17-13/1): Apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e
apparecchiature parzialmente soggette a prove di tipo (ANS);
_ CEI EN 60439-2 (CEI 17-13/2): Prescrizioni particolari per i condotti sbarre;
_ CEI EN 60439-3 (CEI 17-13/3): Prescrizioni particolari per apparecchiature
assiemate di protezione e di manovra destinate ad essere installate in luoghi
dove personale non addestrato ha accesso al loro uso - Quadri di distribuzione
(ASD);
_ CEI EN 60445 (CEI 16-2): Principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina, marcatura e identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle
estremità dei conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico;
_ CEI EN 60529 (CEI 70-1): Gradi di protezione degli involucri (codice IP);
_ CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): Scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per sistemi a corrente alternata
_ CEI 20-19: Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V;
_ CEI 20-20: Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a
450/750 V;
_ CEI EN 62305 (CEI 81-10): Protezione contro i fulmini serie composta da:
_ CEI EN 62305-1 (CEI 81-10/1): Principi generali;
_ CEI EN 62305-2 (CEI 81-10/2): Valutazione del rischio;
_ CEI EN 62305-3 (CEI 81-10/3): Danno materiale alle strutture e pericolo per le
persone;
_ CEI EN 62305-4 (CEI 81-10/4): Impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture;
_ CEI 81-3: Valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato;
_ CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici;
_ CEI 0-3: Guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi allegati
per la legge n. 46/1990;
_ UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici;
_ CEI EN 61724 (CEI 82-15): Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati;
_ CEI 13-4: Sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica
_ CEI EN 62053-21 (CEI 13-43): Apparati per la misura dell’energia elettrica (c.a.) –
Prescrizioni particolari - Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2);
_ EN 50470-1 ed EN 50470-3 in corso di recepimento nazionale presso CEI;
_ CEI EN 62053-23 (CEI 13-45): Apparati per la misura dell’energia elettrica (c.a.) –
Prescrizioni particolari - Parte 23: Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3);
_ CEI 64-8, parte 7, sezione 712: Sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione.
Conto energia
Per promuovere l'utilizzo di fonti rinnovabili per la creazione di energia, il 19 Settembre 2005 e' entrata in vigore anche in Italia la possibilita' di usufruire di incentivi per la costruzione di impianti fotovoltaici (pannelli solari che producono elettricita'), che verranno erogati in "conto energia", ovvero rivendendo tutta l'energia elettrica prodotta direttamente al gestore GSE (Gestore dei servizi elettrici) ad una tariffa incentivante.
Di seguito viene rappresentato uno schema generale di massima di un impianto fotovoltaico per chiarire meglio il funzionamento del conto energia.
L'energia prodotta dall'impianto fotovoltaico viene convertita dall'inverter e immessa nella rete locale a bassa tensione.
Il primo contatore (contatore 1) posizionato dal gestore GSE a valle dell'inverter, conteggia tutta l'energia prodotta dall'impianto, e riconose al produttore, per venti anni, a seconda della classe di appartenenza definita in base alla potenza, delle tariffe incentivanti che variano al variare della tipologia di impianto e della potenza; in particolare vengono distinte le seguenti tipologie di impianto:
1. Impianto non integrato (es. impianto al suolo)
2. Impianto parzialmente integrato (es. impianti a tetto aderenti alla superficie della copertura)
3. Impianto integrato (es. pensiline con copertura costituita da moduli fotovoltaici)
La tabella di seguito sintetizza il valore dell’incentivazione del 1 gennaio 2009 riconosciuta al variare della potenza e della tipologia di impianto:
potenza p(kw)
Non integrato
Parzialmente integrato
integrato
1 ≤ P ≤ 3
0,392
0,4312
0,4802
3 < P ≤ 20
0’3724
0,4116
0,4508
P > 20
0,3528
0,392
0,4312
L’energia prodotta viene ceduta al gestore locale (solitamante ENEL) e conteggiata dal secondo contatore (contatore 2) che rileva i KWh immessi alla rete. Si puo’ immaginare la rete nazionale come una batteria di capacita’ infinita dove il produttore immette l’energia prodotta e quando necessita la preleva. Il vantaggio enorme di tale soluzione e’ che la rete nazionale non necessita di manutenzione e costi aggiuntivi dovuti alle perdite di carica e scarica della batteria e la sua sostituzione che avviene ogni circa 10 anni.
Il terzo contatore (contatore 3) cioe’ il normale contatore che si ha normalmente in casa conteggia, il consumo energetico per i propri fabbisogni quando non vi e’ produzione di energia elettrica dall’impianto.
In sisntesi il contatore 2 ha la caratteristica di misurare l’energia immessa nella rete Nazionale, mentre il contatore 3 quello di misurare il consumo. La soluzione tecnica che si sta adottando attualemente e' che il contatore 2 e 3 vengono condensati in uno unico bidirezionale.
Impianti fotovoltaici
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