INDICE Presentazione
III
Capitolo 1 - Mercato del solare fotovoltaico e opportunità di lavoro 1.1 - Storia del fotovoltaico 1.2 - Situazione generale del mercato fotovoltaico 1.3 - Fotovoltaico in Europa e in Italia 1.4 - Situazione occupazionale per il mercato fotovoltaico
1 4 7 9
Capitolo 2 - Tecnologia e applicazioni della conversione fotovoltaica 2.1 - Radiazione solare al suolo 2.1.1 - Energia emessa dal sole 2.1.2 - Effetto dell’atmosfera sulla radiazione solare 2.1.3 - Energia solare disponibile
2.2 - Cella fotovoltaica 2.2.1 - Semiconduttori ed effetto fotovoltaico 2.2.2 - Collegamento elettrico della cella fotovoltaica 2.2.3 - Celle solari di tipo diverso Silicio amorfo CIS, SIGS, CdTe Celle a eterogiunzione
10 10 11 12 20 20 22 26 26 27 28
Capitolo 3 - Componenti degli impianti fotovoltaici 3.1 - Dalla cella al modulo fotovoltaico 3.1.1 - Costruzione dei moduli fotovoltaici 3.1.2 - Caratteristiche dei moduli fotovoltaici
3.2 - Conversione della potenza 3.2.1 - Inverter per servizio in parallelo alla rete 3.2.2 - Inverter per servizio isolato
3.3 - Accumulatori 3.4 - Regolatori di carica
30 30 34 38 38 42 42 46
Capitolo 4 - Tecniche di dimensionamento dei sistemi fotovoltaici 4.1 - Collegamento dei moduli fotovoltaici 4.1.1 - Stringhe e array fotovoltaici 4.1.2 - Parallelo delle stringhe e scatole di parallelo
4.2 - Considerazioni sulla sicurezza elettrica 4.2.1 - Shock elettrici e sovratensioni
4.3 - Valutazione del sito scelto per l’impianto fotovoltaico
48 48 49 53 53 59 V
4.4 - Dimensionamento degli impianti in parallelo alla rete 4.4.1 - Principali criteri di scelta 4.4.2 - Energia producibile e verifiche tecniche 4.4.3 - Esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete 4.4.4 - Protezioni per il collegamento degli impianti in parallelo alla rete
4.5 - Impianti per servizio isolato 4.5.1 - Criteri di dimensionamento 4.5.2 - Esempio di impianto per servizio isolato
4.6 - Altri impianti 4.6.1 - Applicazioni di piccola taglia 4.6.2 - Illuminazione stradale 4.6.3 - Impianti in parallelo alla rete con funzione di soccorso 4.6.4 - Impianti di pompaggio dell’acqua 4.6.5 - Inseguitori solari
62 62 64 66 67 70 70 75 78 78 79 80 81 82
Capitolo 5 - Legislazione, autoproduzione e società elettriche, valutazioni economiche 5.1 - Principali riferimenti legislativi 5.2 - Regolamenti delle società elettriche 5.3 - Valutazioni economiche per gli impianti collegati alla rete elettrica 5.3.1 - Attualizzazione di costi e ricavi 5.3.2 - Metodi di valutazione degli investimenti 5.3.3 - Esempio di calcolo
Appendice sezione 5 Appendice 5.1 - Alcune definizioni
84 87 87 88 92 94 96
Capitolo 6 - Valutazioni di idoneità di un sito e incentivazione del fotovoltaico 6.1 - Valutazioni di idoneità di un sito: cosa fare nel sopralluogo 6.1.1 - Da non dimenticare durante il sopralluogo
6.2 - Sopralluogo per un impianto collegato alla rete elettrica Rilevazione dei dati di fornitura e sevizio elettrico Rilevazione dei dati di conformità alla normativa esistente Presenza di particolari vincoli paesaggistici/architettonici/ambientali Scelta della falda di installazione Scelta della posizione del generatore fotovoltaico sulla falda individuata Rilevanza del diagramma delle ombre Misura, marcatura e disegno della zona di installazione Fissaggio meccanico dei moduli alla copertura Posizione dei componenti di impianto Percorso dei cavi Ricovero materiali di cantiere
VI
98 99 100 100 100 100 101 102 102 105 106 106 107 107
Accesso all’area Considerazioni sulla sicurezza
6.3 - Sopralluogo per un impianto isolato dalla rete elettrica Rilevazione dei dati di potenza e valutazione dei consumi dei carichi elettrici Rilevazione dei dati di conformità alla normativa Scelta dell’area di installazione Misura, marcatura e disegno della zona di installazione Scelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare Posizione dei componenti di impianto Percorso dei cavi Ricovero del materiale di cantiere Accesso all’area
6.4 - Incentivazione per il fotovoltaico Appendice sezione 6 Appendice 6.1 - Scheda sopralluogo per impianti collegati alla rete Appendice 6.2 - Scheda sopralluogo per impianti isolati dalla rete Appendice 6.3 - Come costruire un diagramma delle ombre Metodo A - Modello di carta Metodo B - Foglio elettronico Metodo C - Programma di calcolo
Appendice 6.4 - Foglio di calcolo diagramma delle ombre Diagramma delle ombre
Appendice 6.5 - Format progetto preliminare dell’impianto fotov. 1 - Consistenza e tipologia dell’impianto 1.1 - Premessa 1.2 - Oggetto e valenza dell’iniziativa 1.3 - Requisiti di rispondenza a norme, leggi, regolamenti 1.4 - Glossario e definizioni usate nel testo 1.5 - Consistenza della documentazione di progetto 1.6 - Dati di progetto
2 - Descrizione sistema elettrico generale 3 - Specifiche tecniche dei componenti principali 3.1 - Moduli fotovoltaici 3.2 - Inverter
4 - Planimetria disposizione moduli 4 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni 5 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni 5.1 - Collaudo componenti e soggetti collaudatori 5.2 - Prove di accettazione e messa in servizio
6 - Produzione annua attesa di energia elettrica 7 - Computo metrico estimativo
107 107 108 108 109 109 110 111 111 113 113 113 113 114 116 118 119 120 122 123 123 124 124 124 125 125 126 127 127 133 135 135 137 138 139 139 139 139 140 141
Capitolo 7 - Tecniche di installazione 7.1 - Quali competenze sono necessarie? 7.2 - Sequenze di installazione 7.2.1 - Impianti collegati alla rete elettrica
144 145 145 VII
Trasporto in sito del materiale Procedure di messa in sicurezza delle aree di posta Preparazione della copertura Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta Montaggio strutture portamoduli Precollaudo moduli fotovoltaici Fissaggio moduli alle strutture Cablaggio del generatore fotovoltaico Collaudo elettrico stringa per stringa Lavorazione discesa cavi in interno Posa quadri e convertitori Posa canaline e tubazioni di cablaggio Cablaggio elettrico fra componenti Verifica ispettiva finale Primo parallelo alla rete e collaudo prestazione impianto 7.2.2 - Impianti isolati dalla rete elettrica Trasporto in sito del materiale Procedure di messa in sicurezza delle aree Preparazione dell’area di posa Fondazioni per struttura di sostegno Montaggio strutture portamoduli Precollaudo moduli fotovoltaici Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture Cablaggio generatore fotovoltaico Collaudo elettrico stringa per stringa Posa quadri e convertitore Posa sistema di accumulo e riempimento Posa canaline e tubazioni di cablaggio Cablaggio elettrico fra componenti Verifica ispettiva finale Collaudo impianto e prove funzionali
Appendice sezione 7 Appendice 7.1 - Check list collaudo Appendice 7.2 - Format verifiche tecnico-funzionali
146 148 150 155 157 157 160 161 162 163 164 164 164 167 167 169 170 171 171 171 173 173 173 173 173 173 173 178 178 178 178 179 180
Capitolo 8 - Esercizio e manutenzione degli impianti 8.1 - Quanto sono affidabili gli impianti fotovoltaici? 8.1.1 - Avvertenze generali di sicurezza
8.2 - Controlli di manutenzione ordinaria 8.2.1 - Generatore fotovoltaico Ispezione generale Controllo cassetta di terminazione Controllo cavi di cablaggio 8.2.2 - Stringhe fotovoltaiche Sfilabilità dei cavi di cablaggio Controllo delle grandezze elettriche d’esercizio
VIII
182 184 185 185 185 187 187 187 187 188
8.2.3 - Struttura di sostegno Saldezza delle connessioni meccaniche Stato superficiale dei materiali (solo per strutture in acciaio e legno) 8.2.4 - Quadri elettrici Ispezione visiva generale Controllo protezioni elettriche Controllo cablaggi elettrici Controllo componenti 8.2.5 - Sistema di accumulo (impianti isolati dalla rete) Ispezione visiva Controllo densità e tensioni Rabbocco acqua distillata 8.2.6 - Convertitore statico 8.2.7 - Collegamenti elettrici
8.3 - Check list di controllo periodico 8.4 - Parti a scorta per gli impianti 8.5 - Esercizio dell’impianto 8.5.1 - Funzionamento sistemi collegati alla rete Messa in servizio Messa fuori servizio del sistema 8.5.2 - Funzionamento sistemi isolati dalla rete Messa in servizio Messa fuori servizio del sistema
8.6 - Diagnostica guasti Appendice sezione 8 Appendice 8.1 - Check list per controllo periodico
188 188 188 188 188 189 189 189 189 189 189 189 190 190 190 191 192 192 192 192 193 193 193 194 195
Capitolo 9 - Normativa e sicurezza sul lavoro nella realizzazione degli impianti 9.1 - Normativa per la realizzazione degli impianti 9.1.1 - Normativa per la realizzazione di impianti fotovoltaici 9.1.2 - Norme tecniche che regolano il mercato fotovoltaico 9.1.3 - Certificazione dei moduli fotovoltaici
9.2 - Fotovoltaico: rischio meccanico (lavori in altezza) 9.2.1 - Sollevamento e spostamento pesi 9.2.2 - Azioni con utensili di montaggio 9.2.3 - Montaggi in altezza
9.3 - Fotovoltaico: rischio elettrico 9.3.1 - Cablaggi elettrici in corrente continua ed alternata in sistemi di categoria 1 (<1 kVca, 1,5 kVcc) 9.3.2 - Doppia alimentazione nei sistemi fotovoltaici
Indice analitico
196 196 197 202 202 203 204 204 204 204 205 206
IX
CAPITOLO 1
MERCATO DEL SOLARE FOTOVOLTAICO E OPPORTUNITÀ DI LAVORO
1.1 - Storia del fotovoltaico Nonostante sia piuttosto giovane, la storia della tecnologia fotovoltaica è ricca di passi importanti che sono stati raccolti in forma cronologica in modo da evidenziare la cadenza delle tappe percorse dagli albori fino ai giorni nostri. 1839 - La scoperta dell'effetto fotovoltaico va fatta risalire a Edmond Becquerel (1820 - 1891), il quale, nel 1839, quando aveva solo diciannove anni, presentò all'Accademia delle Scienze di Parigi la sua "Memoria sugli effetti elettrici prodotti sotto l'influenza dei raggi solari". Becquerel stava effettuando esperienze con una cella elettrolitica in cui erano immersi due elettrodi di platino, quando scoprì che l'intensità della corrente aumentava quando si esponeva la cella alla luce del sole. Becquerel fu anche il primo a rendersi conto che tale effetto dipende dal colore della luce incidente. 1876 - W. G. Adams e R. E. Day scoprono che Fig. 1 - Edmund Bequerel. il selenio produce corrente elettrica se esposto alla luce. Da qui, nel 1883 C. Fritts, un inventore americano, descrive la prima cella solare costituita da un wafer di selenio. 1905 - L’effetto fotoelettrico trova un robusto inquadramento teorico grazie agli studi di Einstein sull’argomento che gli valgono il premio Nobel nel 1921. L’effetto fotoelettrico trova conferma sperimentale nei risultati ottenuti dal fisico sperimentale R. Millikan nel 1916. Nel 1918, J. Czoch1
ralski sviluppa un metodo innovativo per la produzione di cristalli di silicio con elevata purezza; questa tecnica permetterà di lì a pochi decenni di produrre le moderne celle fotovoltaiche. 1932 - I ricercatori Audobert e Stora scoprono l’effetto fotovoltaico nel solfuro di cadmio (CdS). Spinte dalle scoperte di quel periodo nel campo della fisica dei semiconduttori, nel 1954 le celle fotovoltaiche in silicio fanno la loro prima comparsa nei Bell Laboratories ad opera di D. Chapin, C. Fuller e G. Pearson. Le prime celle prodotte presentavano un’efficienza del 4%, che di lì a poco sarebbe diventata dell’11%. 1955 - La Western Electric commercializza le tecnologie fotovoltaiche. 1957 - La Hoffman Electronics raggiunge l’efficienza dell’8% per le celle fotovoltaiche. L’anno successivo tale efficienza diventa del 9%, per poi raggiungere il 10% nel 1959 facendo uso del contatto frontale a griglia. Questi primi dispositivi fotovoltaici trovano applicazione inizialmente come generatori di corrente elettrica per impieghi spaziali. 1958 - Il satellite Vanguard monta un primo generatore fotovoltaico sperimentale per alimentare una radio. Fig. 2
Fig. 3 Fig. 4
Fig. 2 - Crescita di un cristallo di silicio con il metodo Czochralski. Fig. 3 - Pearson, Chapin e Fuller al lavoro nei Bell Laboratories. Fig. 4 - Il satellite Explorer VI.
2
Fig. 5 - Come si può vedere, le prime celle fotovoltaiche avevano una forma rotonda.
1959 - Il satellite Explorer VI è equipaggiato con un array di 9600 celle solari di 2 cm2 ciascuna. 1960 - La Hoffman Electronics raggiunge l’efficienza del 14% per le celle fotovoltaiche. 1963 - La Sharp Corporation comincia a produrre con successo i moduli fotovoltaici. Nello stesso anno, il Giappone installa moduli fotovoltaici per complessivi 242 W su un faro. 1964 - La NASA lancia nello spazio il satellite Nimbus, equipaggiato con un array fotovoltaico di 470 W. Due anni dopo, la prima stazione astronomica orbitante monta 1 kW di fotovoltaico. 1970 - Il ricercatore E. Berman, progetta (anche negli anni seguenti) una cella solare di costo nettamente inferiore alle precedenti, facendo scendere il prezzo da 100 $/W a 20 $/W. Il fotovoltaico comincia allora a trovare applicazione nelle strutture off-shore (fari e fanali, piattaforme ecc.). 1973 - L’Università di Delaware costruisce “Solar One”, la prima abitazione alimentata mediante il solare fotovoltaico. 1976 - D. Carlson e C. Wronski dei laboratori RCA fabbricano le prime celle fotovoltaiche in silicio amorfo. 1980 - La ARCO Solar diventa la prima società al mondo a superare la produzione di 1 MW/anno di moduli fotovoltaici. Nello stesso anno, i film sottili al solfuro di rame e solfuro di cadmio raggiungono l’efficienza del 10% per opera degli studi condotti dall’Università di Delaware. 1982 - In California vede la luce il primo impianto con capacità di 1 MW, con i moduli fotovoltaici posizionati su un totale di 108 inseguitori a doppio asse. Più in sintesi, fino alla crisi petrolifera del 1973 l’utilizzo del fotovoltaico era rimasto confinato ad un numero di applicazioni limitate anche se di alto pregio; tuttavia, la penuria di petrolio verificatasi in quegli anni diede il via alla 3
ricerca di nuove fonti energetiche, tra cui quella solare. Per il fotovoltaico si aprivano nuove prospettive che di lì a qualche anno lo avrebbero fatto diventare sempre più un prodotto di massa. Ecco allora negli anni ’70 l’arrivo dei primi pannelli solari fotovoltaici di costo accettabile, con celle rotonde a causa del limitato diametro dei lingotti di silicio per quei tempi. Più tardi cominciano a diffondersi le prime apparecchiature di largo consumo ad energia solare, oggi rappresentate per lo più dalle calcolatrici a cristalli liquidi. I pannelli fotovoltaici e le applicazioni di piccola scala rappresentavano due mercati tra loro molto differenti dal punto di vista tecnico ma destinati più tardi a trovare un punto di incontro col progredire delle tecnologie di conversione e con la riduzione dei costi delle celle fotovoltaiche. Da questo momento si è assistito alla diffusione degli impianti fotovoltaici in un numero sempre crescente di applicazioni, all’inizio rappresentate principalmente dalla segnalazione marittima e di emergenza, ma che col passare del tempo hanno cominciato ad includere realizzazioni di maggiore potenza come l’alimentazione di abitazioni, piccoli centri medici e scuole, così come l’estrazione dell’acqua di falda in zone non raggiungibili con la rete elettrica. Gli anni ’80 hanno visto la comparsa di impianti di taglia maggiore, primi prototipi della produzione fotovoltaica su larga scala e destinati ad alimentare la rete pubblica. Questi impianti hanno affiancato i loro consimili per applicazioni isolate formando insieme un comparto di dimensioni crescenti in termini di tecnologia, potenza installata, numero di applicazioni e Paesi coinvolti.
1.2 - Situazione generale del mercato fotovoltaico Da diversi anni l’interesse a livello mondiale per il fotovoltaico è in continua crescita. Alcuni motivi di questo atteggiamento sono comuni anche alle altre fonti rinnovabili, altri sono propri del solare fotovoltaico e possono essere così riassunti: - costo elevato dei combustibili tradizionali, (petrolio e gas naturale); - consapevolezza che le riserve energetiche del pianeta non sono illimitate; - crescente attenzione all’ambiente, in particolare per quanto riguarda l’inquinamento dell’aria e l’aumento dei gas-serra nell’atmosfera; - utilizzo di una risorsa, il sole, presente praticamente ovunque; - possibilità di realizzare impianti di scala qualsiasi e quindi adattabili, per potenza e dimensione, a gran parte dei siti disponibili; - impianti senza (o quasi) organi in movimento e quindi silenziosi, affidabili e che necessitano di pochissima manutenzione; 4
- impatto estetico generalmente gradevole, soprattutto se i moduli fotovoltaici sono integrati architettonicamente; - graduale diminuzione dei costi del fotovoltaico. Queste motivazioni hanno causato, negli ultimi tempi, il rapido incremento delle applicazioni per servizio in parallelo alla rete ( grid-connected ). Viceversa, la necessità degli impianti per servizio isolato ( off-grid ) è riconosciuta da molto più tempo ed inoltre le necessità maggiori si presentano nei Paesi che dispongono di limitate risorse da investire. Per questo motivo, l’incremento annuo delle realizzazioni per servizio isolato è decisamente inferiore a quello delle realizzazioni per servizio in parallelo alla rete ( fig. 6). I dati riportati nelle figure dalla 6 alla 9 si riferiscono alla situazione 2005. Nel 2006 la potenza complessivamente installata a livello mondiale era di 6627 MW (fonte EPIA) dei quali 2730 nei soli paesi dell’Unione Europea. Tuttavia la distribuzione della potenza fotovoltaica installata non è uniforme: il Giappone da solo ha installato più della metà del fotovoltaico mondiale; segue la Germania che è il Paese europeo con più fotovoltaico. I rimanenti Paesi, USA in testa, coprono un quarto della potenza complessiva. Anche la produzione di celle e di moduli fotovoltaici vede come protagonisti, in primo luogo, il Giappone e, a seguire, la Germania. 4000 3500
Grid-connected Off-grid
3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fig. 6 - Potenza fotovoltaica complessivamente installata a livello mondiale (Paesi aderenti all’IEA).
5
Germania (341,8) Usa (156,3) Spagna (70) Australia (35,6) Francia (33,5) Giappone (823,5)
Norvegia (20,0)
Inghilterra (1,8) Corea (5,3)
Shell Solar (Ger, Usa) 4%
Isofoton (Spa) 4%
BP Solar (Australia, Spa,Usa) 5%
Italia (11,6)
Photowatt International (Fra) 2%
RWE Schott (Ger, Usa) 6%
Kyocera (Giappone) 9%
Solarwatt (Ger) 3% BP Solar (Aus, Spa, Usa) 3%
Q-Cells (Ger) 11%
Isofoton (Spa) 3%
Sharp (Giappone, Gbr, Usa) 26%
Fig. 9 - Principali produttori mondiali di moduli fotovoltaici.
MSK (Giappone) 4%
6
Sharp (Giappone) 28%
Others (>50 compagnie) 28%
Shell Solar (Usa, Ger) 3%
Solon (Ger, Aut) 4%
Others (23 compagnie) 16%
Fig. 8 - Principali produttori mondiali di celle fotovoltaiche.
Mitsubishi Electric (Giappone) 7% Sanyo Electric (Giappone) 8%
Fig. 7 - Distribuzione delle installazioni fotovoltaiche nel mondo.
Mitsubishi Electric (Giappone) 7%
Sanyo Electric (Giappone, Messico) 8%
Kyocera (Giappone, Messico) 11%
1.3 - Fotovoltaico in Europa e in Italia L’Europa è caratterizzata dall’avere un mercato del fotovoltaico in vivace espansione, anche se la situazione è tutt’altro che omogenea. La Germania da sola, nel 2005, ha installato 603 MW su un totale di 645 MW, quindi in pratica più del 93% del totale. Questo dato straordinario è il risultato di una remunerazione in “conto energia” dell’energia prodotta particolarmente efficace. Inoltre, l’industria tedesca si è dedicata in questi anni alla produzione di moduli fotovoltaici, inverter e accessori con risultati particolarmente brillanti sia in termini di quantità che di qualità dei prodotti. È prevedibile che presto o tardi il mercato fotovoltaico tedesco tenderà a saturarsi, assestandosi su una domanda piuttosto alta ma comunque stabile. L’industria tedesca si prepara pertanto a espandersi su altri mercati, soprattutto europei, nei quali la domanda di fotovoltaico attende ancora di essere soddisfatta adeguatamente. Si può notare come le applicazioni fotovoltaiche per servizio isolato, nel 2005, siano poco più del 5% del totale, ma se consideriamo i nuovi impianti, la percentuale si riduce a poco più dell’1%. A livello europeo, diversi documenti definiscono la politica di settore dell’Unione Europea. Si ha in particolare: - il libro bianco del 1997, che pone l’obiettivo di installare 3000 MW di potenza fotovoltaica entro il 2010; - il libro verde del 2000 che si propone l’obiettivo i raddoppiare il contributo delle rinnovabili dal 6% al 12% entro il 2010; - la Direttiva sulla produzione di energia da fonti rinnovabili che ha l’obiettivo di portare il contributo delle rinnovabili per la produzione di energia elettrica dal 14% al 22% entro il 2010. Gli stati membri che attualmente contribuiscono maggiormente al programma Europeo di installazione sono la Germania e la Spagna. Nel 2005 l’Italia ha installato impianti per una potenza piuttosto modesta (5000 kW), soprattutto a causa di una politica di incentivazione altalenante e disomogenea. Eppure, negli anni ’80 e ’90 il fotovoltaico in Italia aveva avuto una forte crescita, almeno se paragonato allo sviluppo negli altri Paesi. Questo è avvenuto principalmente per opera dell’ENEL, attraverso una serie di programmi di elettrificazione di abitazioni isolate in zone montane e nelle piccole isole. Questa diffusione del fotovoltaico era culminata nella costruzione della centrale da 3,3 MW di Serre Persano ( fig.11), in provincia di Salerno, che per diversi anni è risultata essere la più grande esistente al mondo. Considerando i produttori italiani di celle fotovoltaiche, è possi7
Fig. 10 - Esempio di impianto fotovoltaico per un rifugio di montagna.
Fig. 11 - Vista dall’alto della centrale fotovoltaica di Serre Persano (SA).
Tabella 1 - Potenza complessivamente installata nel ‘04 e nel ‘05 nei Paesi dell’U.E
Paese Germania Spagna Olanda Italia Francia Lussemburgo Austria Inghilterra Grecia Svezia Finlandia Portogallo Danimarca Belgio Cipro R. Ceca Polonia Irlanda Slovenia Ungheria Slovakia Lituania Malta Latvia Estonia Totale U.E.
8
Potenza installata alla fine del 2004 alla fine del 2005 on grid off grid totale on grid off grid totale 908,000 23,800 44,300 18,500 8,000 23,200 16,493 7,386 1,257 0,194 0,193 0,500 2,035 1,210 0,255 0,269 0,069 0,000 0,006 0,055 0,000 0,000 0,006 0,000 0,000 1055,778
26,000 13,700 4,800 12,500 18,300 0,000 2,687 0,778 3,288 3,672 3,509 2,200 0,255 0,053 0,090 0,147 0,165 0,100 0,094 0,083 0,060 0,017 0,000 0,004 0,002 92,504
934,000 1508,00 29,000 1537,000 37,500 42,500 15,200 57,700 49,100 46,300 4,900 51,200 31,000 23,000 13,000 36,000 26,300 13,800 18,867 32,667 23,200 23,266 0,000 23,266 19,180 18,223 3,207 21,430 8,866 0,254 3,922 4,176 4,544 1,412 4,032 5,444 3,866 0,254 3,922 4,176 3,702 0,223 3,779 4,002 2,700 0,600 2,700 3,300 2,290 2,335 0,305 2,640 1,263 1,712 0,053 1,765 0,345 0,490 0,135 0,625 0,416 0,380 0,150 0,530 0,234 0,085 0,232 0,317 0,100 0,000 0,300 0,300 0,100 0,118 0,098 0,216 0,138 0,085 0,091 0,176 0,060 0,000 0,060 0,060 0,017 0,000 0,017 0,017 0,006 0,015 0,000 0,015 0,004 0,000 0,005 0,005 0,002 0,000 0,003 0,003 1148,231 1692,584 100,934 1793,518
bile individuare due aziende di taglia maggiore: Enitecnologie (che dal 1° gennaio 2004 ha incorporato Eurosolare) e Helios Technology. La produzione, che riguarda sia celle in silicio monocristallino che policristallino, ha raggiunto un valore di quasi 8 MW nel 2004. Il maggiore produttore di moduli fotovoltaici nel 2004 era Enitecnologie, con 12 MWp. Helios Technology aveva una capacità produttiva di 3 MWp e produceva celle fotovoltaiche esclusivamente di silicio monocristallino a partire da wafer acquistati sul mercato internazionale. Sono presenti in Italia numerose società, specializzate nella realizzazione di moduli ottenuti per incapsulamento di celle mediante appositi laminatoi. Si stima che la produzione di questi moduli, destinati prevalentemente all’esportazione, in particolare in Germania, fosse di circa 15 MW/anno (dato 2004).
1.4 - Situazione occupazionale per il mercato fotovoltaico Per valutare l’impatto sull’occupazione che il fotovoltaico può avere in Italia, conviene riferirsi alla situazione tedesca, caratterizzata da uno sviluppo più uniforme e da un quadro normativo di riferimento più stabile. La Germania aveva avviato programmi di ricerca sul fotovoltaico a partire dalla seconda metà degli anni ’70, creando laboratori pubblici su attività fortemente innovative. Il programma di incentivazione “100.000 tetti”, avviato nel 1999, mostrava un’industria nazionale allineata con quella italiana e circa 3000 occupati nel settore, caratterizzata da: - produzione di wafer di silicio pari a 10 MW/anno; - produzione di celle pari a 8 MW/anno; - produzione di moduli fotovoltaici di 10 MW/anno; - circa 100 imprese per l’installazione di impianti fotovoltaici. Nel 2005, a conclusione del programma “100.000 tetti” e all’avvio del nuovo programma di incentivazione in conto energia, gli occupati sono diventati 23.000, le imprese del settore circa 3500 e il fatturato complessivo pari a 1,8 miliardi di Euro all’anno. Il settore fotovoltaico si è evoluto nel modo seguente: - produzione di wafer di silicio pari a 360 MW/anno; - produzione di celle pari a 340 MW/anno; - produzione di moduli fotovoltaici di 360 MW/anno; - produzione di moduli a film sottile (a-Si, CdTe, CIS) pari a 11 MW/anno. Gli analisti del settore e lo stesso governo tedesco prevedono per i successivi 5 anni una crescita analoga, con ritmi sempre molto sostenuti (30 40%/anno). ÷
9
CAPITOLO 2
TECNOLOGIA E APPLICAZIONI DELLA CONVERSIONE FOTOVOLTAICA
2.1 - Radiazione solare al suolo 2.1.1 - Energia emessa dal Sole
L’energia irradiata dal Sole ( fig. 1) deriva dai processi di fusione dell’idrogeno contenuto al suo interno. Essa si propaga per irraggiamento nello spazio fino a raggiungere la fascia esterna dell’atmosfera terrestre. All’interno del Sole avviene un gran numero di reazioni nucleari di fusione, tra cui la più importante è quella che trasforma l’idrogeno in elio. L’energia così prodotta viene poi trasmessa dagli strati più interni a quelli più esterni per conduzione, convezione e irraggiamento. È opinione diffusa che il 90% dell’energia sia generata nella porzione più interna che ha un diametro del 23% rispetto al totale. Quest’ultimo, misurato in corrispondenza della fotosfera, risulta pari a 1,39 milioni di km. Nella porzione più interna, la densità è dell’ordine delle centinaia di kg/dm 3 e la temperatura raggiunge decine di milioni di gradi.
Fig. 1 - Immagine del Sole.
10
La fotosfera costituisce lo strato esterno della zona convettiva ed è la sorgente della maggior parte della radiazione solare. L’irraggiamento complessivo solare a livello della fotosfera è pari a circa 63.000 kW/m 2, con una temperatura equivalente di 5779 K. Questo valore di potenza specifica decresce geometricamente con la distanza e, in pratica, dopo avere percorso i 149,5 milioni di km (±1,7%) che separano la terra dal sole, assume un valore molto più ridotto. Infatti, all’esterno dell’atmosfera terrestre, alla radiazione solare è associata una potenza complessiva pari a 1367 W/m2, chiamata costante solare. Poiché la distanza tra il Sole e la Terra varia periodicamente nel corso dell’anno, la costante solare rappresenta in realtà il valore medio della potenza specifica, la quale oscilla entro un intervallo del ±3%, con valore massimo nel periodo invernale e quello minimo nella stagione estiva. 2.1.2 - Effetto dell’atmosfera sulla radiazione solare
A causa dei fenomeni di assorbimento e diffusione che hanno luogo nell’atmosfera (fig. 2), al livello del suolo l’energia specifica è minore di quella misurata al di fuori dell’atmosfera terrestre e con una composizione spettrale differente. Ovviamente, questo fenomeno dipende dalle condizioni meteorologiche locali (la nuvolosità in primo luogo), ma a livello internazionale è stato codificato con la sigla AM seguita da un numero. Con AM0 ci si riferisce alla radiazione extra atmosferica, mentre con AM1 all’effetto dell’attraversamento dello spessore unitario di atmosfera (sole perpendicolare) in una giornata limpida, misurato al livello del mare con 1,033 bar di pressione atmosferica. L’attraversamento di spessori maggiori dovuti a condizioni non perpendicolari dei raggi solari danno luogo a percorsi maggiori: AM1.5, AM2 ecc. Più precisamente, la norma CEI EN 60904-3 definisce la massa d’aria AM come la lunghezza del cammino percorso dal raggio solare diretto attraverso l’atmosfera terrestre, espressa come multiplo del cammino percorso fino ad un punto sul livello del mare con il sole perpendicolare. Se si osserva il grafico della densità di potenza in funzione della lunghezza d’onda della radiazione solare è possibile valutare meglio l’effetto dell’attraversamento dell’atmosfera terrestre, evidenziando le zone un cui l’assorbimento risulta maggiore. 11
Fig 2 - Effetto dell’atmosfera terrestre sulla radiazione solare.
La curva AM0, corrispondente alla radiazione solare misurata al di fuori dell’atmosfera terrestre, risulta invece essere molto simile allo spettro di emissione di un corpo nero portato alla temperatura di 5760 K. Al fine di stabilire delle condizioni di prova standard in laboratorio per i componenti fotovoltaici, la norma CEI EN 60904-3 considera la curva AM1.5 come radiazione solare spettrale spettrale di riferimento, riportando anche i valori di energia specifica in funzione della lunghezza d’onda. Nella pratica impiantistica di progettazione, il valore di radiazione massima al suolo viene assunto pari a 1000 W/m2 con radiazione spettrale di riferimento. Questo valore è poi codificato nella norma CEI EN 60904-3, che definisce le condizioni di prova normalizzate o STC (Standard Test Conditions) aggiungendo alla radiazione spettrale di riferimento la temperatura di cella pari a 25 °C ±2 °C. La misura della radiazione solare globale orizzontale si effettua mediante uno strumento detto piranometro o, più comune comunemen mente, te, solarimetro. 2.1.3 - Energia solare disponibile
Si è visto precedentemente che le condizioni di soleggiamento ( fig. 3) che si verificano al di fuori dell’atmosfera terrestre, caratterizzate da una potenza luminosa specifica di 1367 W/m 2 e da una distri distribuzi buzione one spettr spettrale ale 12
Fig. 3 - Soleggiamento medio annuo nelle varie parti del globo per superfici con un angolo di inclinazione ottimale rispetto all’orizzontale (i valori sono espressi in ore equivalenti/giorno di radiazione a 1000 W/m 2).
del tipo AM0, sono fortemente attenuate dall’atmosfera, tanto che c he al livello del suolo, anche in condizioni ottimali, non è possibile neppure avvicinarsi a tali valori. La presenza dell’atmosfera terrestre è invece tenuta in conto dalle condizioni condizion i AM1, AM1,5 e seguenti o, più succintamente, dalle Standard Test Test Condition o STC. Queste però pe rò rappresentano le condizioni di prova ottimali, mentre invece, come sappiamo, la presenza di nubi per periodi di tempo più o meno lunghi, così come le precipitazioni di vario tipo che si susseguono nel corso dell’anno abbassano notevolmente il valor medio della radiazione solare al suolo. Inoltre, l’essere vincolati a un punto della superficie terrestre (1) fa sì che la radiazione solare debba sottostare a delle variazioni periodiche con cadenza giornaliera e annuale. Le caratteristiche di queste periodicità variano moltissimo con la latitudine. Per finire, nelle vicinanze del sito prescelto possono essere presenti elementi di vario tipo, il più delle volte costituiti da rilievi, vegetazione o costruzioni, in grado di proiettare ombre per periodi più o meno lunghi. Tenuto conto di queste premesse, uno dei principali criteri che guidano le installazioni fotovoltaiche consiste nel rendere massima l’energia prodotta dal generatore fotovoltaico nel periodo più critico. Quest’ultimo però non è uguale per tutte le applicazioni, anzi varia da caso a caso. Il più semplice è (1) Il discorso non cambia per i sistemi fotovoltaici fotovoltaici installati installati su imbarcazioni e caravan.
13
Zenith Surface tilt
n
s
γ
θ
p
α
p
Sun height
γ
s α
s
North Surface azimuth
Sun azimuth
Fig. 4 - Inclinazione e azimut di un modulo fotovoltaico.
costituito dagli impianti collegati alla rete elettrica: in questo caso il periodo più critico corrisponde a tutto l’anno. Questi impianti devono produrre quanquan ta più energia possibile indipendentemente da quando la producono. Si prenda invece, come caso opposto, un lampione fotovoltaico: durante l’estate potrà produrre di giorno (e quindi immagazzinare per la notte) una gran quantità di energia; il consumo è però limitato dal numero piuttosto basso di ore notturne. Viceversa, in inverno il numero di ore di luce è molto inferio inferiore re a quello delle delle ore di buio. In questo secondo caso il periodo più critico è allora posizionato in inverno, quando maggiore è il divario tra la risorsa solare e il consumo. Tra queste due condizioni estreme vi sono un gran numero di casi intermedi nei quali frequentemente la fonte solare varia stagionalmente, ma i carichi elettrici si mantengono più o meno costanti. Nella posa del generatore fotovoltaico si tiene conto del periodo più critico inclinando in misura maggiore o minore i moduli fotovoltaici o, in qualche caso, ricorrendo a sistemi di inseguimento solare. Alle nostre latitud latitudini ini si è visto visto infatti che a basse inclinazi inclinazioni oni dei moduli fotovoltaici (nell’intorno dei 30° sull’orizzontale) corrisponde una maggiore produzione nel corso dell’anno, mentre inclinazioni maggiori (circa 60°) tendono a rendere massima la produzione nei mesi più sfavorevoli. Con riferimento alla figura 4, il posizionamento di un modulo fotovoltaico è carat caratteri terizzat zzato o da un angolo di inclinazion all’orizzontale e da inclinazione e β rispetto all’orizzontale un orientamento azimutale γ rispetto all’asse Nord- Sud. 14
In genere, gli scostamenti dell’orientamento azimutale γ rispetto alla condizione ideale corrispondente all’orientamento Sud, purché non eccessivi, influiscono meno sulla produzione rispetto alle variazioni dell’inclinazione β rispetto all’orizzontale. La norma UNI 10349 fornisce i dati mensili di radiazione solare diretta e diffusa al suolo sul piano orizzontale e su alcuni piani verticali per tutte le provincie italiane. I dati sono espressi in MJ/(m2 . giorno) e quindi devono essere divisi per 3,6 per passare alla più agevole espressione espres sione in kWh/(m2 giorno). La norma UNI 8477 fornisce il metodo di calcolo per le componenti diretta, diffusa e di albedo della radiazione solare a partire dai dati forniti per il piano orizzontale dalla UNI 10349 su una superficie piana comunque orientata. La componente diretta è costit costituita uita dalla radiazione radiazione proveniente proveniente dal disco solare; quella diffusa è costit costituita uita dalla radiazione radiazione solare emisferica emisferica (cioè del cielo visto dall’osservatore) meno quella diretta; l’ albedo è costi costituit tuito o dalla dalla radiazione solare riflessa dal suolo (UNI EN ISO 9488). Si può osservare oss ervare che all’aumentare dell’angolo di inclinazione β del modulo fotovoltaico diminuisce la componente diffusa e aumenta quella di albedo. La somma delle componenti diretta, diffusa e di albedo costituisce la radiazio dia zione ne globa globale le G. Il principale limite applicativo della norma UNI 8477 consiste nella difficoltà di tenere conto degli ombreggiamenti che possono manifestarsi sui moduli fotovoltaici, per cui spesso si ricorre a valutazioni di massima ricorrendo ai dati forniti dall’Atlante Europeo della Radiazione Solare, oppure ci si orienta verso programmi di simulazione. Nel seguito si riportano i dati di radiazione globale (diretta + diffusa), espressi in kWh/(m2 . giorno) per alcune stazioni di rilevamento italiane, relativi a due differenti inclinazioni rispetto all’orizzontale: 30° e 60°. La prima serie di valori risulta particolarmente utile per il dimensionamento degli impianti collegati alla rete, mentre la seconda è più usata negli impianti per applicazioni isolate. In via approssimativa, per località comprese tra 2 o 3 stazioni dell’elenco, è possibile ricorrere a una media dei valori pesata sulle distanze. Nel caso, piuttosto raro, di posizionamento orizzontale dei moduli fotovoltaici, così come nel caso di posizionamento verticale (facciate fotovoltaiche), si consiglia di ricorrere direttamente ai dati forniti dalla norma UNI 10349. Si segnalano inoltre due siti internet nei quali è possibile reperire gratuitamente dati di radiazione solare in forma tabulare e grafica: il primo appartiene all’ENEA (clisun.casaccia.enea.it) e il secondo al Joint Research Centre di Ispra (sunbird.jrc.it). Il sito del Joint Research Centre mette anche a disposizione alcuni tools per il dimensionamento degli impianti solari. 15
Il motivo per cui è preferibile misurare l’irraggiamento solare giornaliero sul piano dei moduli (fornito come media mensile) in kWh/(m 2 . giorno) deriva dal fatto che la potenza nominale dei moduli fotovoltaici si riferisce, secondo la definizione di STC, a 1 kW/m 2 di radiazione solare. Da ciò discende un’identità importantissima per chi opera nel fotovoltaico: kWh/(m2 . giorno) = Numero di ore equivalenti a 1000 W/m 2 Questo permette di calcolare immediatamente la potenza producibile da un impianto fotovoltaico a prescindere dall’area occupata dai moduli o dalle celle e dal loro rendimento di conversione. Se, ad esempio, un impianto fotovoltaico è costituito da 30 moduli di 75 Wp e la radiazione complessiva giornaliera(2) è 4,18 kWh/(m2 giorno), la somma complessiva della potenza prodotta dal totale dei moduli in quel giorno è pari a 30 x 75 x 4,18 = 9405 Wh. Si tiene conto dell’effetto degli ombreggiamenti su un impianto fotovoltaico campionando il profilo dell’orizzonte, mediante bussola e clinometro (fig. 5). In questo modo ogni punto del profilo, misurato a distanza di 10° o 15° da quello vicino è individuato dal suo azimut rispetto a sud e dalla sua altezza rispetto al piano orizzontale espressa in gradi sessagesimali. Il profilo delle ombre così determinato viene riportato sul diagramma dei percorsi solari al fine di trovare le intersezioni tra le curve e stabilire quando la radiazione diretta è intercettata dagli ostacoli. La figura 6 riporta un esempio di diagramma, nel quale sono evidenziati i percorsi solari in corrispondenza del solstizio estivo (curva più alta), degli equinozi (curva intermedia) e del solstizio invernale (curva più bassa). La linea tratto e punto si riferisce invece al profilo delle ombre. L’analisi del diagramma dei percorsi solari e delle ombre può essere effettuata da un programma di simulazione, oppure può consistere in una verifica visiva quando il profilo ottenuto non è rilevante (come nell’esempio). Quando i moduli fotovoltaici sono disposti su cavalletti distanziati tra loro in modo da formare file parallele, è necessario tenere conto anche del loro ombreggiamento reciproco. Talvolta i percorsi solari, così come le ombre, sono riportati su un diagramma circolare anziché cartesiano. Le informazioni sono comunque le stesse. Nel procedere in una verifica qualitativa, occorre sempre tenere presente: - le ombre influiscono poco sulla radiazione diffusa, quest’ultima ha peso maggiore nei mesi invernali, arriva a superare anche il 50% del totale; (2) Per semplicità non vengono considerati eventuali ombreggiamenti dei moduli fotovoltaici e l’effetto della temperatura.
16
Fig. 5 - Rilevazione del diagramma delle ombre.
Fig. 6 - Esempio di diagramma dei percorsi solari e delle ombre.
- la zona del diagramma caratterizzata da una maggiore produzione corrisponde ad elevazioni sull’orizzonte superiori a 20÷30° perché interessata da mesi con minore nuvolosità; nel caso in cui i moduli fotovoltaici abbiano basse inclinazioni sull’orizzontale, questo fenomeno è accentuato dalla maggiore perpendicolarità dei raggi solari sui moduli stessi; 17
e n a i l a t i à t i l a c o l e n u c l a r e p e l a b o l g e n o i z a i d a R 1 a l l e b a T
18
a i d e M
5 8 8 , 5 , 3 3
8 0 8 , 6 , 3 3
7 3 9 , 6 , 3 3
6 9 7 , 3 , 3 3
6 6 1 , 8 , 4 3
0 8 2 , 7 , 4 3
2 3 9 , 5 , 4 4
c i D
9 5 7 1 , , 1 2
9 8 9 3 , , 1 2
1 0 7 0 , , 1 2
2 4 2 3 , , 1 1
8 0 1 6 , , 2 2
5 3 6 8 , , 1 1
1 1 4 8 , , 2 2
v o N
6 6 1 4 , , 2 2
5 6 2 5 , , 2 2
6 6 9 1 , , 1 2
9 3 5 7 , , 1 1
0 2 5 8 , , 2 2
3 5 3 5 , , 2 2
8 9 0 4 , , 3 3
t t O
0 3 6 9 , , 3 3
4 6 6 8 , , 3 3
4 0 5 7 , , 3 3
3 4 2 3 , , 3 3
8 7 7 9 , , 3 3
8 8 5 6 , , 3 3
2 0 8 1 , , 4 5
t e S
5 1 6 4 , , 4 4
7 6 5 3 , , 4 4
1 5 8 5 , , 4 4
4 7 4 1 , , 4 4
9 3 7 5 , , 4 4
6 5 0 7 , , 5 4
0 9 7 3 , , 5 5
o g A
5 2 1 4 , , 5 4
3 1 5 8 , , 5 4
6 6 8 0 , , 5 5
9 2 5 8 , , 5 4
7 8 7 9 , , 5 4
7 9 1 2 , , 6 5
7 0 5 6 , , 6 5
g u L
3 0 4 4 , , 5 4
7 0 7 7 , , 5 4
7 0 1 0 , , 6 5
6 2 0 9 , , 6 4
8 9 1 9 , , 6 4
2 0 5 2 , , 6 5
9 3 9 5 , , 6 5
u i G
0 3 2 1 , , 5 4
1 4 3 2 , , 5 4
1 3 7 5 , , 5 4
7 0 6 5 , , 5 4
9 1 5 4 , , 5 4
0 9 0 6 , , 6 4
8 9 5 0 , , 6 5
g a . M
7 0 8 0 , , 4 4
3 5 1 2 , , 5 4
1 2 2 3 , , 5 4
7 5 1 2 , , 5 4
8 4 1 2 , , 5 4
1 4 8 7 , , 5 4
3 5 1 9 , , 6 4
. m m . . . . . . l l . . . m m m m . . s . . s l l l m . 8 3 . 6 4 l 1 4 7 1 9 2 4 7 4 0 . r . . 2 s 5 0 s 7 2 s 8 3 l 9 3 m 0 4 s 9 2 . p m 8 , , , , , , , , , , , , , , A 1 4 4 m 4 4 4 4 4 4 s 4 4 4 5 4 5 5 m m m 4 0 m 7 2 0 3 6 1 2 2 0 3 9 9 3 1 1 1 1 2 1 9 3 1 7 r E 8 0 8 E 5 4 E 9 8 6 5 0 9 E 9 8 E 7 5 a ' 8 , , , , ' , , , , E , , ' , , , , M 0 3 3 ' 3 3 0 3 3 E 3 3 ' 4 3 1 3 3 ' 4 4 6 2 5 ' 2 1 3 4 7 ° ° 5 ° ° 1 0 1 ° 2 ° 3 1 2 8 3 8 1 1 4 6 ° 2 0 8 8 4 1 5 3 1 0 9 b 6 7 1 3 5 3 4 9 2 3 7 9 5 6 4 5 e , , , , , , , , , , , , , , F N 2 2 2 2 N 2 2 2 2 N 2 2 N 2 2 N 3 3 ' ' N ' N ' ' 8 6 ' ' 0 5 7 2 3 9 6 3 2 3 3 ° 2 7 7 ° 5 7 ° 0 3 ° 8 4 n 6 7 4 ° 1 3 ° 4 0 1 7 9 5 5 7 ° 2 3 4 1 4 3 6 7 2 5 9 e 4 8 , , 5 , , , , 5 , , 4 , , 4 , , 4 , , G - 1 2 4 1 1 4 1 1 4 1 1 2 2 1 1 - 2 2 o a a a a i s e n o v n t z o a n o o s e z n a l n c e n ° i ° ° ° ° l ° ° ° ° ° ° a ° ° i e o ° n i 0 0 r 0 0 e 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B 3 6 T 3 6 V 3 6 M 3 6 G 3 6 A 3 6 P 3 6
a i d e M
6 5 7 , 3 , 4 4
1 8 7 , 2 , 4 4
1 4 9 , 4 , 4 4
6 1 0 , 6 , 5 4
4 4 9 , 4 , 4 4
8 6 3 , 8 , 5 4
1 5 1 , 5 , 5 4
c i D
2 3 4 8 , , 2 2
2 9 4 7 , , 2 2
4 4 6 0 , , 2 3
6 9 6 0 , , 2 3
3 7 7 0 , , 2 3
6 4 2 7 , , 3 3
4 7 8 1 , , 2 3
v o N
5 2 0 4 , , 3 3
9 5 1 5 , , 3 2
4 4 4 8 , , 3 3
3 3 3 7 , , 3 3
4 3 7 1 , , 3 4
8 0 0 5 , , 4 4
6 4 9 3 , , 3 4
t t O
3 1 4 6 , , 4 4
9 2 3 5 , , 4 4
2 2 3 4 , , 4 4
1 9 7 8 , , 4 4
2 1 6 7 , , 4 4
4 8 1 2 , , 5 5
0 4 8 8 , , 4 4
t e S
5 2 5 2 , , 5 5
9 1 4 1 , , 5 5
5 6 6 2 , , 5 5
6 8 1 7 , , 6 5
2 4 8 3 , , 5 5
1 0 2 7 , , 6 5
6 4 6 1 , , 5 5
o g A
5 8 5 5 , , 6 5
1 9 5 4 , , 6 5
4 2 9 8 , , 6 5
4 4 0 9 , , 7 5
2 8 6 4 , , 6 5
0 0 3 0 , , 7 6
7 0 9 7 , , 6 5
g u L
7 5 7 3 , , 6 5
2 8 6 1 , , 6 5
5 0 9 4 , , 6 5
8 4 2 6 , , 7 5
0 2 7 1 , , 6 5
0 2 1 4 , , 7 5
7 8 8 1 , , 6 5
u i G
1 6 3 8 , , 6 4
6 8 3 8 , , 6 4
7 7 6 0 , , 6 5
5 7 6 0 , , 6 5
0 4 3 7 , , 6 4
9 3 5 9 , , 6 4
3 7 4 7 , , 6 4
. 2 3 8 m , , . 2 l . 6 4 . . . . s . . m m . m . l m . m . . m l . . l . 1 7 l . 8 0 m 0 1 l s . 2 4 9 2 7 5 s r . 7 7 l . s 0 6 s 3 5 5 7 s 6 9 4 6 8 0 7 6 7 p s 3 , , , , , , , , , , , , , , m A m 5 4 5 4 m 5 4 5 4 5 4 m 5 5 1 5 4 m 0 m 0 4 5 1 0 1 8 1 E 3 4 7 ' 1 2 3 1 9 0 5 6 6 E 9 9 9 0 8 3 0 r E E 5 3 4 1 ' 4 1 E 5 3 ' 4 1 9 7 5 9 6 a , , E , , , , , , , , ' , , , , 3 4 M E 4 4 ' 4 4 7 4 4 ' 4 4 4 0 4 4 ° 4 4 3 ' 7 1 5 8 3 5 ° 1 1 1 ° ° 3 5 ° 7 ° 2 1 0 8 1 8 9 N 4 8 ° 8 4 0 9 1 0 9 8 1 7 b 2 2 5 1 2 2 3 3 4 5 7 7 9 0 ' 7 7 e 1 4 , , , , , , , , , , , , , , F 3 3 3 3 N 3 3 N 3 3 N 3 3 N 3 4 9 3 3 ' 4 ' ' ' N 2 N ° 8 9 ' 5 1 ' 6 3 3 1 5 8 ° 3 7 5 ° 5 ° 0 3 9 9 3 3 8 5 8 ° 5 4 n 4 9 3 0 9 ° 7 0 0 6 9 9 3 3 0 3 7 4 8 - 1 4 e ° 5 , , , , 4 , , 4 , , , , , , 0 a , , G 1 2 2 4 2 3 - 2 2 - 2 3 - 3 3 3 3 3 i 3 3 r 4 i a i e o l s i r n l n i l i a e e a d s o t h p n s ° ° a ° ° n ° ° m ° ° p ° ° i ° g ° ° e 0 0 r 0 0 a 0 0 o 0 0 a 0 0 r ° 0 0 l 0 0 R 3 6 N 3 6 B 3 6 A 3 6 M 3 6 T 3 6 P 3 6 g a M
0 2 0 8 , , 6 4
4 7 8 6 , , 5 4
3 6 4 0 , , 6 5
9 6 1 9 , , 6 4
7 0 9 7 , , 5 4
5 6 4 0 , , 6 5
19
- se si sta dimensionando un impianto per utenze isolate che deve funzionare tutto l’anno è bene che i percorsi solari invernali siano quanto più possibile sgombri da ostacoli. 2.2 - Cella fotovoltaica 2.2.1 - Semiconduttori ed effetto fotovoltaico
La cella fotovoltaica è l’elemento base di ogni sistema fotovoltaico, in essa avviene la conversione della radiazione solare in energia elettrica. La conversione fotovoltaica si ottiene sfruttando la giunzione a semiconduttore (fig. 7), la quale, nel caso del silicio (il quale è tetravalente, ossia dispone di 4 elettroni di valenza disponibili per i legami molecolari con altri atomi), è realizzata ponendo a contatto due cristalli, uno dei quali contiene atomi trivalenti (ad esempio di Boro), mentre l’altro contiene atomi pentavalenti (ad esempio Fosforo). Nel primo caso il cristallo è di tipo P (si dice anche che incorpora il drogante P), nel secondo di tipo N (drogante N). Il cristallo contenente gli atomi trivalenti presenta nel reticolo delle lacune, cioè degli elettroni mancanti, mentre quello contenente gli atomi pentavalenti presenta degli elettroni in più. Sia le lacune dovute al drogante P che gli elettroni del drogante N sono liberi di muoversi nel reticolo cristallino. Il contatto diretto dei due cristalli tende a far fluire gli elettroni in più del cristallo N verso il cristallo P, formando una regione, comunemente chiamata di carica spaziale, nella quale le lacune sono colmate dagli elettroni. Il processo però ad un certo punto si ferma perché il campo elettrico che si genera a causa dello spostamento di cariche da un cristallo all’altro controbilancia il moto di diffusione. Ci si trova quindi di fronte ad una nuova condizione di equilibrio nella quale la giunzione P-N risulta polarizzata. Immaginiamo a questo punto di esporre alla luce la giunzione P-N così ottenuta ( fig. 8): la radiazione luminosa, purché di energia sufficiente, sprigiona liberamente in tutto il cristallo delle coppie elettrone/lacuna, in sintesi distribuisce ad alcuni elettroni l’energia sufficiente per muoversi del tutto liberamente nel reticolo, creando, nel contempo altrettanti posti vuoti ( lacune). In assenza della giunzione, questi nuovi elettroni si sposterebbero casualmente per poi ricombinarsi dopo qualche tempo con altrettante lacune. Invece, in presenza del campo elettrico creato dalla giunzione, gli 20
Fig. 7 - Giunzione P-N, diffusione di elettroni e lacune e potenziale elettrico.
elettroni sono attirati verso la zona N (caricata positivamente) e le lacune verso la zona P (caricata negativamente). Questo moto di cariche è all’origine della generazione elettrica fotovoltaica. Non tutta la radiazione dello spettro solare è in grado di generare delle coppie elettrone/lacuna, in quanto solo i fotoni con energia sufficiente, cioè con lunghezza d’onda inferiore a 1,15 µm (nel caso del silicio), attivano questo fenomeno, quindi, quelli con lunghezza superiore non contribuiscono alla generazione fotovoltaica. Poiché l’energia della radiazione aumenta al diminuire della lunghezza d’onda, spesso i singoli fotoni (nel visibile e ancor più nell’ultravioletto) possiedono un surplus di energia che va perso nella creazione della coppia elettrone/lacuna. Questo fa sì che vi sia un limite teorico alla conversione fotovoltaica per ogni giunzione, che nel caso del silicio, è al di sotto del 50%.
Fig. 8 - Giunzione P-N investita da un flusso luminoso.
21
Luce solare
Strato antiriflettente Materiale semiconduttore
Contatto posteriore
Fig. 9 - Rappresentazione di una cella fotovoltaica.
A valle di questo limite teorico, all’interno della cella vi sono altre sorgenti di inefficienza che abbassano ulteriormente il rendimento. Le principali sono: - non tutti i fotoni incidenti sulla cella penetrano all’interno, alcuni vengono riflessi e altri vengono intercettati dall’elettrodo frontale; - alcune coppie elettrone/lacuna si ricombinano prima che queste possano essere separate dal campo elettrico interno della giunzione (queste perdite dipendono principalmente dal grado di purezza del silicio utilizzato); - l’elettrodo frontale della cella presenta una certa resistenza in serie per l’esigenza di mediare tra la realizzazione di un buon contatto e il voler oscurare quanto meno possibile la superficie della cella esposta alla luce. 2.2.2 - Collegamento elettrico della cella fotovoltaica
Osservando la curva tensione-corrente di una cella fotovoltaica irraggiata (nella figura 10 e 14 è visibile quella di una cella in silicio cristallino), si può notare che si ha a che fare con un dispositivo non lineare. Nella curva è possibile evidenziare tre parametri di particolare importanza: - corrente di corto circuito I SC, corrispondente a V = 0; - tensione a circuito aperto V OC, corrispondente a I = 0; - tensione e corrente nel punto di massima potenza V Pmax e I Pmax. Nella figura 10 è anche visibile l’andamento della potenza ottenibile dalla cella al variare del carico elettrico applicato e quindi della tensione e della corrente corrispondenti. L’andamento della potenza presenta un valore massimo P max. Per il silicio cristallino, sia la tensione a circuito aperto che quella nel pun22
to di massima potenza variano poco tra cella e cella, mantenendosi su valori di poco inferiori a 0,6 V il primo e 0,5 V il secondo. Viceversa, la corrente di corto circuito, così come quella nel punto di massima potenza, aumentano pressoché linearmente con la superficie della cella e col suo rendimento. Un altro parametro indicatore frequentemente usato riguardo all’efficienza di conversione è il fattore di riempimento o Fill factor (FF), definito come il rapporto fra la massima potenza e il prodotto della tensione a circuito aperto per la corrente di corto circuito. FF =
V Pmax I Pmax V oc I sc .
.
La cella fotovoltaica è tanto più efficiente quanto più il Fill factor è prossimo a 1 e di conseguenza la curva tensione-corrente assume un aspetto rettangolare. Nelle celle in silicio amorfo la curva tensione-corrente è più tondeggiante rispetto a quella che si riscontra nelle celle cristalline e pertanto il Fill factor è minore. La curva di efficienza della cella fotovoltaica è tracciata mantenendo costanti l’irraggiamento e la temperatura, tanto che nei dati di targa ci si riferisce normalmente a condizioni STC ( fig. 13). Al variare dell’irraggiamento la curva trasla verso l’alto o verso il basso variando, come già detto, in modo pressoché proporzionale I SC e I Pmax. I parametri V OC e V Pmax, viceversa subiscono delle variazioni molto più contenute, tanto che in molti casi sono considerate trascurabili. Sia V OC che V Pmax sono invece maggiormente influenzati dalla temperatura (un aumento della temperatura provoca la loro diminuzione e viceversa) in ragione di circa -2,3 mV/°C per le celle in silicio cristallino (3), mentre la corrente è meno interessata dalle variazioni termiche. Da un punto di vista costruttivo, le celle in silicio monocristallino sono ricavate da un unico cristallo a forma di lingotto cilindrico, mentre quelle in silicio policristallino ( figg. 11 e 12) provengono dalla solidificazione della massa fusa di silicio in un crogiolo a forma di parallelepipedo, nel quale si formano più centri di aggregazione degli atomi con orientamenti tra loro differenti e casuali. Questa differenza si traduce in una maggiore efficienza delle celle monocristalline, che commercialmente arrivano al 16÷18%, mentre quelle in silicio policristallino hanno un paio di punti percentuali in meno. (3) Per le celle in silicio amorfo la dipendenza dalla temperatura è, in genere, minore.
23
Fig. 10 - Esempio di curva caratteristica di una cella fotovoltaica in silicio cristallino.
Fig. 11 - Esempio di cella in silicio mono- Fig. 12 - Celle fotovoltaiche in silicio pocristallino e di cella in silicio policristallino. licristallino pronte per essere collegate.
24
Variazione della temperatura 1.00
Fig. 13 - Effetto della temperatura e della radiazione solare sulla curva caratteristica di una cella fotovoltaica.
-40°C -20°C 0°C
A 0.75 , e t n e r 0.40 r o C
20°C 40°C 60°C
0.25
0.53 0.57 0.60 0.64 0.68 0.72
tensione,V (a) Variazione della radiazione 1.50
1.25
1.50 kW/m2
1.00
1.25 kW/m2 1.00 kW/m2
A 0.75 , e t n e r 0.50 r o c
0.75 kW/m2 0.50 kW/m2
0.25
0.25 kW/m2 0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
tensione, V (b)
Le celle in silicio amorfo sono costruttivamente molto differenti da quelle in silicio cristallino e si ottengono per deposizione sotto vuoto o in atmosfera controllata di vapori di silicio su un opportuno substrato. Hanno il vantaggio di impiegare molto meno materiale, in quanto lo spessore della cella può essere ridotto al minimo indispensabile e in genere non supera i pochi micron. Per questo motivo è anche possibile impiegare materiali differenti, quali telloruro di cadmio o disselenuro di indio e rame a costi accettabili (4). (4) Per il ridotto spessore della parte attiva, celle e moduli vengono detti a film sottile.
25
Per contro, il rendimento di queste celle rimane generalmente al di sotto del 10% dopo il periodo iniziale di stabilizzazione anche facendo ricorso a tecnologie sofisticate tra cui, ad esempio, l’utilizzo di giunzioni sovrapposte. 2.2.3 - Celle solari di tipo diverso
Le celle solari in silicio cristallino, nelle varianti a monocristallo e policristallo sono oggigiorno quelle maggiormente diffuse a livello commerciale ed è ragionevole ritenere che lo saranno ancora per diversi anni. Questo non toglie che siano state sviluppate e rese disponibili celle realizzate con materiali differenti o in grado di sfruttare altre tecnologie. Silicio amorfo
Con la tecnologia del silicio amorfo, gli atomi silicei vengono deposti chimicamente in forma amorfa, ovvero strutturalmente disorganizzata, sulla superficie di sostegno. Questa tecnologia è del tipo a film sottile, impiega cioè quantità molto esigue di silicio (spessori di qualche micron). I moduli in silicio amorfo dimostrano in genere di una efficienza meno costante delle altre tecnologie rispetto ai valori nominali, pur avendo garanzie in linea con il mercato. Il dato più interessante dell'amorfo è che ha un indice di ritorno energetico molto alto (energia ricavata rispetto all’e-
Fig. 14 - Esempio di curva tensionecorrente misurata in un componente fotovoltaico in silicio amorfo.
26
Fig. 15 - Esempio di utilizzo di moduli fotovoltaici in silicio amorfo nella nautica.
nergia consumata per produrre il componente), il che attesta una maggior economicità di questa tecnologia. A parità di potenza prodotta, i componenti in silicio amorfo costano circa il 15% in meno del policristallino. Si ha però una maggiore superficie necessaria per i pannelli, dal 40 al 100% in più. Dopo tre-sei mesi il rendimento iniziale dell'a-Si cala e si stabilizza su un meno 20%. In genere, è questa la potenza dichiarata dai costruttori. Nei periodi successivi il calo è molto inferiore: all’incirca 1% ogni anno. La curva tensione-corrente di un componente fotovoltaico in silicio amorfo si presenta più piatta di quella tipica del silicio cristallino. Il fill-factor è minore e anche l’efficienza, come si è visto, è più bassa. Al fine di aumentare l’efficienza delle celle per unità di superficie esposta, si ricorre spesso alla tecnologia al silicio amorfo con giunzioni multiple sovrapposte. In questo modo è possibile raggiungere efficienze di conversione del 7-8 %. Un pregio notevole del silicio amorfo, comune anche agli altri film sottili, è la possibilità di essere utilizzato in componenti fotovoltaici flessibili. A differenza infatti del silicio cristallino, che si avvale di celle poco flessibili ed estremamente fragili, il silicio amorfo è flessibile e quindi rappresenta la tecnologia ideale ( fig. 15) per tutte le applicazioni mobili (nautica, campeggio ecc.). CIS, CIGS, CdTe
La tecnologia a film sottile per la realizzazione di componenti fotovoltaici è stata sperimentata con successo anche riguardo ad altri materiali: 27
- CIS (Copper-Indium diselenide, ossia disselenuro di indio e rame). I costi sono ancora più alti rispetto al silicio cristallino, però la tecnologia sembra promettente. Shell Solar ha uno stabilimento con una linea di produzione di 3 MW/anno per la produzione e commercializzazione di questo prodotto. Una variante di questa tecnologia e il CIGS (CopperIndium-Gallium diselenide, ossia disselenuro di indio, gallio e rame). - CdTe (Telloruro di cadmio). Si tratta di una tecnologia molto promettente: in Italia il gruppo Marcegaglia sta costruendo uno stabilimento per la produzione di componenti fotovoltaici al CdTe da alcune decine di MW/anno. Celle a eterogiunzione
Queste celle fotovoltaiche ( fig. 16) sono costituite da un certo numero di giunzioni sovrapposte di tipo diverso. In questo modo è possibile far si che ogni cella dello strato converta la frazione di luce solare per la quale il suo rendimento è massimo. Il caso più frequente è rappresentato dalla cella a tripla giunzione, nella quale la cella più esterna ( cella top) converte la frazione di luce a lun Antireflection coating Au grid n-Alln P2 n-Galn P2
Top cell
n-Galn P2 p+.GaAs n+.GaAs n. AlGaAs n. GaAs
Tunnel diode
Bottom cell
p. GaAs p+.GaAs Fig. 16 - Esempio di cella solare a doppia giunzione.
28
Substrate
ghezza d’onda minore, ad esempio violetto e UV; la cella intermedia (cella middle) converte le lunghezze d’onda intermedie (quasi tutta la luce visibile), mentre l’ultima cella ( cella bottom) converte la frazione di luce a lunghezza d’onda maggiore (infraosso). In altri casi invece, sono presenti solo le celle bottom e top. Con questi componenti è possibile raggiungere efficienze molto elevate: in laboratorio anche del 40%, mentre commercialmente si reperiscono celle con efficienza del 30-35 %. È importante che i materiali utilizzati siano tra loro compatibili, soprattutto in termini di reticolo cristallino, altrimenti non è possibile accoppiarli tra loro. Una classica configurazione è costituita da una cella bottom di germanio, alla quale è sovrapposta una cella middle di arsenuro di gallio e indio, sormontata a sua volta da una cella top di arsenuro di gallio, indio e fosforo. I collegamenti tra le singole celle sovrapposte sono una delle parti più critiche di tutto il processo. Per non realizzare delle giunzioni contropolarizzate, tra una cella e l’altra è interposto un diodo tunnel, nel quale cioè il passaggio di corrente è realizzato per effetto tunnel. Al fine di poter rendere più chiara la complessità del processo di fabbricazione di questi componenti, una cella a tripla giunzione è ottenuta sovrapponendo circa 30 strati differenti.
29
CAPITOLO 3
COMPONENTI DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
3.1 - Dalla cella al modulo fotovoltaico 3.1.1 - Costruzione dei moduli fotovoltaici
Anche se le celle fotovoltaiche rappresentano esse stesse dei generatori di energia elettrica, non è quasi mai possibile utilizzarle separatamente per via della loro ridotta potenza. Si tratta inoltre di elementi fragili che necessitano adeguata protezione dalle aggressioni degli agenti atmosferici e dagli sforzi meccanici. Collegando elettricamente le celle fotovoltaiche tra loro in serie (qualche volta anche in parallelo) è però possibile ottenere un assieme che, opportunamente incapsulato e irrigidito, può essere utilizzato più agevolmente; a questo dispositivo è stato dato il nome di modulo fotovoltaico (fig. 1). Le modalità di realizzazione e le caratteristiche dei moduli fotovoltaici possono variare moltissimo a seconda che siano formati con celle in silicio cristallino (mono o poli) o in film sottile. Nel primo caso si ha a che fare con celle rigide dello spessore di circa 0,3 mm e larghezza variabile solitamente tra 10 e 15 cm, nel secondo con film di silicio dello spessore di qualche micron depositati su un supporto isolante. Nel caso del silicio cristallino, la prima preoccupazione è allora quella di fornire un supporto sufficientemente rigido per evitare che sotto l’azione degli sforzi meccanici ai quali può essere sottoposto il modulo fotovoltaico le celle possano spezzarsi. La soluzione al problema è stata trovata nell’utilizzo di un vetro anteriore temperato dello spessore di 3÷4 mm, il quale oltretutto costituisce anche un’ottima protezione contro gli agen30
Fig. 1 - Moduli fotovoltaici di diversa potenza in silicio policristallino.
ti atmosferici, tra cui la grandine. La composizione del vetro deve essere a basso contenuto di ferro al fine di aumentarne la trasparenza. Le celle fotovoltaiche, che si presentano all’assemblaggio con i contatti elettrici anteriori e posteriori già predisposti, vengono appoggiate sul vetro a matrice (per esempio, in moduli da 36 celle si possono avere 4 file di 9 celle ciascuna) e collegate elettricamente tra loro in serie utilizzando sottili nastri metallici elettrosaldati. Le terminazioni di questi devono poi essere riportate all’esterno per realizzare il collegamento elettrico. Il numero di celle presenti per ogni singolo modulo fotovoltaico assume generalmente valori standard tra i quali, tradizionalmente, i più utilizzati sono 36 e 72. Tra il vetro e le celle fotovoltaiche, così come sul retro di queste, viene interposto un sottile foglio di vinil-acetato di etilene (EVA) contenente addittivi che ne ritardano l’ingiallimento causato dall’esposizione ai raggi ultravioletti durante la vita operativa del modulo ( fig. 2). Lo scopo dell’EVA è triplice: evitare un contatto diretto tra celle e vetro, eliminare gli interstizi che altrimenti si formerebbero a causa della superficie non perfettamente liscia delle celle ed isolare elettricamente la parte attiva dal resto del laminato. La protezione del retro del modulo è invece ottenuta per mezzo di un foglio di materiale plastico di particolare resistenza (molto usato il Tedlar) o facendo ricorso ad un vetro, quest’ultimo però generalmente di spessore inferiore rispetto a quello anteriore. L’assieme così ottenuto è infine sottoposto al processo di laminazione 31
Fig. 2 - Struttura di un modulo fotovoltaico in silicio cristallino con cornice.
Fig. 3 - Disposizione delle celle sul vetro anteriore durante la fabbricazione del modulo fotovoltaico.
32
Fig. 4 - Esempio di scatola di giunzione di un modulo fotovoltaico, all’interno trovano posto i morsetti per il collegamento e i diodi di by-pass. In questo caso però fuoriescono due spezzoni di cavo dotati di connettori ad innesto rapido.
(fig. 3) in condizioni di temperatura e pressione controllate, così da incollare stabilmente tra loro i vari strati. La maggior parte dei moduli fotovoltaici è poi provvista di cornice di alluminio sul bordo, fissata con sigillante siliconico, la quale irrobustisce l’assieme e ne facilita il montaggio meccanico. Le terminazioni dei collegamenti tra le celle fotovoltaiche, dopo essere state portate all’esterno sul retro del modulo o, in qualche caso, su un fianco, devono essere adeguatamente protette per mezzo di una scatola di giunzione ( fig. 5), la quale costituisce anche l’interfaccia elettrica con l’impianto. In essa trova posto la morsettiera di collegamento e, quando presenti, i diodi di by-pass. Al fine di evitare l’entrata di acqua ed assicurare un grado di protezione adeguato (IP55 o IP65, vedi tabella 1), sull’involucro sono presenti due pressacavi. Oggigiorno stanno avendo una sempre maggiore diffusione le scatole di giunzione stagne dalle quali fuoriescono due spezzoni di cavo, uno per polo, dotati di connettori ad innesto rapido. Questa scelta indubbiamente rende più veloci le operazioni di installazione. 33
Fig. 5 - Esempio di disegno costruttivo di modulo fotovoltaico con cornice, si noti la posizione dei fori di fissaggio. 3.1.2 - Caratteristiche dei moduli fotovoltaici
La potenza dei moduli fotovoltaici è espressa in watt di picco (CEI EN 61194), la quale corrisponde alla potenza misurata ai morsetti in condizioni STC e si indica con la notazione W o Wp. Nei moduli presenti sul mercato, la potenza dipende dal numero delle celle, dalle dimensioni di queste, dal tipo (silicio monocristallino, policristallino, amorfo o altro materiale) e dalla loro qualità. Per i moduli con celle in silicio cristallino, indicativamente ci si può aspettare che ad una configurazione di 36 celle corrisponda una potenza di picco di 60÷90 Wp (vi sono però moduli di dimensioni ridotte, ottenuti con frazioni di celle, che hanno potenze inferiori), mentre nel caso di 72 celle la potenza sale a 120÷190 Wp. Se il numero di celle è compreso tra 36 e 72, ad esempio per i moduli con 54 o 64 celle, la potenza si attesta su valori intermedi. Analogamente a quanto avviene per le celle, anche per i moduli fotovoltaici sono fornite le caratteristiche elettriche e le prestazioni, come riportato nella tabella 2. Le curve tensione-corrente dei moduli fotovoltaici sono simili a quelle già viste per le celle ma con valori (tipicamente di tensione) ben maggiori. Lo 34
Tabella 1 - Grado di protezione degli involucri (codice IP) Primo numero - Corpi solidi
Secondo numero - Acqua
Lettera aggiuntiva
0 = Non protetto 1 = Diametro ≤ 50 mm 2 = Diametro ≤ 12,5 mm
0 = Non protetto 1 = Caduta verticale 2 = Caduta con inclinazione ≤ 15° 3 = Diametro ≤ 2,5 mm 3 = Pioggia 4 = Diametro ≤ 1 mm 4 = Spruzzi d’acqua 5 = Protetto contro la polvere 5 = Getti d’acqua 6 = Totalmente protetto contro la polvere 6 = Getti d’acqua potenti 7 = Immersione temporanea 8 = Immersione continua
A = Dorso di una mano B = Dito di una mano C = Attrezzo D = Filo
Tabella 2 - Prestazioni dei moduli Descrizione
Acronimo Valori tipici e unità di misura
Potenza nominale o di picco Tolleranza sulla potenza nominale Tensione nel punto di massima potenza 34 36 V per 72 celle in serie Tensione a circuito aperto 40 44 V per 72 celle in serie Corrente nel punto di massima potenza Corrente di cortocircuito Variazione della tensione con la temperatura -160 -180 mV/°C per 72 celle in serie Temperatura nominale di lavoro di cella Tensione massima di sistema
Pmax (W) / (Wp) %
+3% / +5% / +10%
VPmax (V)
17 18 V per 36 celle in serie
VOC (V)
20 22 V per 72 celle in serie
IPmax (A) ISC (A) CT (mV/°C)
-80 -90 mV/°C per 36 celle in serie
NOCT (°C) Vmax (V)
40 50 °C 600 V, 800 V, 1000 V
÷
÷
÷
÷
÷
÷
÷
stesso dicasi per le famiglie di curve ottenute variando l’irraggiamento e la temperatura di cella. La temperatura nominale di lavoro di cella o NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) è la temperatura media di equilibrio di una cella solare all’interno di un modulo posto in condizioni ambientali normalizzate con irraggiamento di 800 W/m2, temperatura ambiente di 20 °C e velocità del vento di 1 m/s, elettricamente a circuito aperto ed installato su un 35
telaio in modo tale che al mezzogiorno solare i raggi incidano normalmente sulla sua superficie esposta (CEI EN 60904-3). La tensione massima di sistema è la tensione a circuito aperto del sistema a STC (CEI EN 61215). Il collegamento interno delle celle di un modulo fotovoltaico è di tipo serie, tuttavia nei moduli di dimensioni maggiori, ad esempio quelli da 72 celle, il costruttore spesso divide elettricamente il modulo in più sezioni (2 nel caso di 72 celle) e offre la possibilità di scegliere se collegare tali sezioni tra loro in serie oppure in parallelo. In figura 6 è possibile vedere un tipico schema di collegamento interno di un modulo da 36 celle. I diodi collegati in parallelo a ciascun gruppo da 18 celle sono detti diodi di by-pass e sono solitamente contenuti nella scatola di giunzione. La loro presenza è necessaria nel caso in cui più moduli fotovoltaici vengano collegati in serie, per evitare che l’oscuramento accidentale di una cella possa provocare la sua polarizzazione inversa da parte delle altre. Infatti, la tensione inversa che le celle fotovoltaiche riescono a sopportare non va generalmente oltre qualche decina di volt e pertanto si rende necessaria la presenza dei diodi di by-pass su ogni modulo. I moduli fotovoltaici sono componenti dai quali ci si aspetta una notevole robustezza e affidabilità: essendo collocati all’aperto, sono continuamente sottoposti all’azione di sole, vento, intemperie, sbalzi termici. Si tratta di un servizio gravoso che deve poter continuare per almeno 20 anni, periodo quest’ultimo che rappresenta la vita minima attesa per questi componenti. In tutto questo tempo le prestazioni non devono degradare oltre un certo livello.
Fig. 6 - Tipico schema di collegamento interno di un modulo da 36 celle.
36
Sono state quindi codificate una serie di prove di tipo, ossia effettuate su alcuni campioni, finalizzate a valutare l’effettiva rispondenza dei moduli ai requisiti di robustezza ritenuti necessari affinché da un modulo fotovoltaico ci si possa attendere una durata sufficiente. La norma CEI EN 61215 riporta le prove di tipo per i moduli in silicio cristallino, mentre la CEI EN 61626 fa riferimento ai moduli in silicio amorfo a film sottile. La norma CEI EN 61626 comprende tutte le prove della CEI EN 61215 e differisce da questa perché ne aggiunge alcune specifiche per i moduli a film sottile. Nel seguito sono elencate le prove previste dalle norme. CEI EN 61215 / CEI EN 61646
- Ispezione visiva - Prestazioni a STC - Prova di isolamento - Misura dei coefficienti di temperatura - Misura di NOCT - Prestazioni a NOCT - Prestazioni a basso irraggiamento - Prova di esposizione in esterno - Prova di tenuta al surriscaldamento localizzato - Prova all’UV - Prova di cicli termici - Prova di umidità e congelamento - Prova di caldo umido - Prova di robustezza dei terminali - Prova di svergolamento - Prova di caricamento meccanico - Prova di grandine CEI EN 61646
- Esposizione prolungata alla luce - Ricottura - Prova di corrente di dispersione in ambiente umido Anche se meno utilizzate, vi sono poi la prova di corrosione da nebbia salina (CEI EN 61701) e la prova alla radiazione ultravioletta (CEI EN 61345), quest’ultima utilizzata per saggiare la resistenza dei rivestimenti frontali di tipo polimerico per alcuni tipi di moduli fotovoltaici. Un’ulteriore caratteristica che possono avere i moduli fotovoltaici, molto importante nell’utilizzo in impianti allacciati alla rete, è l’isolamento di classe II (doppio isolamento o isolamento rinforzato) verso l’esterno. 37
3.2 - Conversione della potenza 3.2.1 - Inverter per servizio in parallelo alla rete
Il fulcro degli impianti per servizio in parallelo alla rete è costituito dall’inverter , o dagli inverter se ve n’è più di uno. Questi infatti devono accoppiarsi perfettamente al campo fotovoltaico, devono essere in grado di farlo lavorare nel miglior modo possibile e devono mettere in atto tutte quelle protezioni che possono garantire un funzionamento sicuro per tutto il sistema. Lo scopo di questi dispositivi, a differenza di quelli per applicazioni isolate, non è più quello di regolare la tensione e la frequenza di uscita per fornire un servizio elettrico idoneo, ma consiste nel trasferire in rete l’energia prodotta dal generatore fotovoltaico nel modo più efficiente possibile. Negli inverter per servizio in parallelo alla rete, i circuiti di ingresso non hanno come riferimento la tensione delle batterie, ora non più necessarie, ma quella del generatore fotovoltaico, il che comporta l’adattamento a variazioni molto più ampie ed inoltre richiede un circuito inseguitore del punto di massima potenza o Maximum Power Point Tracker (MPPT) sulla curva caratteristica I-V del generatore stesso ( fig. 7). Spesso questa ricerca viene effettuata per tentativi mediante piccoli spostamenti, ad intervalli ravvicinati, del punto di lavoro sulla curva caratteristica I-V. Più in dettaglio, la finestra di tensione di ingresso degli inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica deve tenere conto dei seguenti fattori: ) W ( Po o c i a t l o v o t o f e r o t a r e n e g l e d a z n e t o P
Tensione di ingresso (V)
Fig. 7 - Metodo di ricerca del punto di massima potenza dell’array fotovoltaico.
38
- tensione nel punto di massima potenza e tensione a vuoto del generatore fotovoltaico in condizioni STC; questi valori sono dipendenti dal tipo e dal numero dei moduli componenti le stringhe; - diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per condizioni di irraggiamento solare inferiori a STC; - diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici; - aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura dei moduli fotovoltaici (come al punto precedente). La combinazione di questi fattori fa sì che il rapporto tra la tensione minima e quella massima di ingresso per gli inverter commerciali sia dell’ordine di 1 : 2, per spingersi in qualche caso a 1 : 3 o verso rapporti ancora maggiori. Le tensioni corrispondenti possono essere estremamente variabili: si parte da valori non superiori 50 ÷ 100 V per gli inverter con sezione cc di tipo SELV, fino a spingersi in molti casi anche verso tensioni massime di 400 ÷ 600 V per i piccoli inverter e 800 ÷ 900 V per i grandi. Tanto maggiore è la tensione di ingresso, tanto minore è il numero di stringhe di moduli necessarie ad ottenere la stessa potenza permettendo, allo stesso tempo, di diminuire la sezione e il numero dei cablaggi. Tuttavia, tensioni troppo elevate possono comportare situazioni di pericolo da shock elettrico maggiori (di giorno il generatore fotovoltaico è sempre in tensione, anche se la rete è scollegata) ed inoltre è conveniente non avvicinarsi troppo alla tensione massima di isolamento dei moduli fotovoltaici indicata dal costruttore, la quale spesso è compresa tra 600 e 1000 V. Sempre sul lato ingresso, oltre alla tensione è importante che anche la corrente rispetti certe condizioni. Infatti, mentre negli inverter per servizio isolato sono tollerati andamenti anche fortemente discontinui della corrente perché comunque il sistema di accumulo è in grado di compensare ogni variazione del carico, gli inverter per il servizio in parallelo alla rete devono ridurre al minimo qualsiasi fluttuazione che li porti ad allontanarsi dal punto di massima potenza dell’array. Queste fluttuazioni prendono il nome di ripple e, normalmente, si mantengono al di sotto del 10% del valore medio della corrente di ingresso. Le differenze tra gli inverter stand-alone e quelli grid-connected non si esauriscono però nella differente configurazione lato generazione, in quanto per questi ultimi i circuiti di uscita devono assolvere un compito differente: tensione e frequenza sono imposti dalla rete, per cui l’inverter deve sincronizzarsi con quest’ultima e comportarsi come un generatore 39
FIg. 8 - Esempio di conversione cc/ca della potenza realizzata con più inverter monofase.
pressoché ideale di corrente alternata. Qualora la rete dovesse venire a mancare, anche solo per brevi periodi, l’inverter deve scollegarsi prontamente al fine di evitare di alimentare i carichi con valori di tensione e frequenza non idonei e generare situazioni di pericolo. Le potenze commercialmente disponibili per gli inverter per servizio in parallelo alla rete partono da taglie di circa 500 W. Troviamo poi la fascia di prodotti la cui potenza di uscita parte da poco meno di 1 kW e arriva a circa 8 kW. Si tratta di inverter monofase, in genere molto versatili, che possono essere usati singolarmente o in configurazioni costituite da più unità la cui uscita è collegata in parallelo in una rete monofase o trifase (nel secondo caso collegandoli a stella, cioè in parallelo alle singole fasi). Attualmente rappresentano la categoria di inverter che maggiormente incontra i favori del mercato, in quanto risultano particolarmente idonei ad essere utilizzati nel segmento di generazione fotovoltaica distribuita che più di altri oggi si sta diffondendo. Vi è poi la categoria di inverter con potenze maggiori, la quale presenta taglie che partono da circa 10 kW fino ad arrivare a centinaia di kW. Si tratta di macchine trifasi che spesso si presentano esternamente come armadi di tipo industriale. Se l’impianto fotovoltaico ha potenza superiore a qualche kW, è possibile scegliere se convertire la potenza con un singolo inverter o con più inverter. 40
La conversione con un singolo inverter sembrerebbe a prima vista la più ovvia e presenta alcuni vantaggi economici per le potenze maggiori; tuttavia in molti casi non regge il confronto con la soluzione multi-inverter per diversi motivi, tra i quali: - con più inverter aumenta la flessibilità del sistema e la possibilità di avere un maggior numero di configurazioni serie-parallelo dei moduli; - gli inverter di taglia ridotta sono in genere più facili da manutenere, trasportare e sostituire in caso di guasto; - quando il generatore fotovoltaico si compone di parti con caratteristiche non omogenee, ad esempio in termini di tipo di moduli, o di differente orientamento degli stessi, la soluzione multi-inverter si impone di fatto come scelta obbligata; - singoli guasti si ripercuotono in genere solo sulla sezione interessata; - l’installazione comporta generalmente meno problemi di spazio e spesso può essere fatta all’aperto. Per quanto riguarda il rendimento di conversione non si riscontrano sensibili differenze tra gli inverter di grossa taglia con quelli più piccoli. Anche gli inverter grid-connected utilizzano la tecnica PWM per la costruzione dell’onda sinusoidale di uscita. In questo modo, il contenuto di armoniche si mantiene al di sotto dei valori massimi ammessi dalle norme di compatibilità elettromagnetica, tra le quali in particolare la CEI EN 61000-3-2. Un’altra caratteristica di rilievo degli inverter grid-connected riguarda la presenza del trasformatore di isolamento. Quest’ultimo può essere posizionato all’uscita dell’ultimo stadio di conversione (trasformatore a 50 Hz) oppure tra due stadi di conversione interni (trasformatore a 10÷20 kHz). In alcuni inverter poi, il trasformatore non è neanche presente (inverter transformerless). La presenza del trasformatore a 50 Hz esclude la possibilità che una parte, anche minima, di componente continua possa finire in rete, per contro il peso di questi dispositivi è spesso considerevole. Il trasformatore a frequenza maggiore è più piccolo e leggero ma non impedisce che, in caso di guasto del ponte di conversione finale, vi possa essere l’immissione di corrente continua in rete. L’inverter senza trasformatore è in genere più efficiente, leggero ed economico degli altri due ma, oltre ad avere i possibili inconvenienti dell’inverter con trasformatore a frequenza maggiore, non realizza nessuna separazione tra la sezione in corrente continua e quella in corrente alternata, con possibili ripercussioni sulla sicurezza elettrica del sistema. In genere questi inverter sono dotati di una protezione differenziale lato cc che risponde alla normativa tedesca DIN/VDE 0124. 41
3.2.2 - Inverter per servizio isolato
Gli inverter per servizio isolato hanno la funzione di erogare ad un certo numero di carichi l’energia elettrica con caratteristiche quanto più possibili vicine a quelle della normale rete di distribuzione di bassa tensione. Per questo motivo, tali dispositivi, pur dovendo alimentare anche reti di estensione molto ridotta ma per altri aspetti simili a quelle gestite dalle società elettriche, devono possedere i requisiti sufficienti a garantire la necessaria continuità ed affidabilità nell’erogazione dell’energia con gli standard qualitativi richiesti. A questi inverter compete pertanto il mantenimento degli opportuni valori di tensione (230 V monofase o 400 V trifase) e di frequenza (50 Hz) sulle linee. Devono tollerare inoltre transitorie situazioni di sovraccarico dovute, tipicamente, all’avviamento di motori elettrici e fornire energia reattiva ad eventuali carichi non rifasati. Inoltre, il contenuto di armoniche deve essere sufficientemente basso per evitare interferenze con le apparecchiature elettroniche alimentate (radio, televisori, computer, automatismi ecc.). Tipicamente, gli inverter per applicazioni isolate non sono realizzati solamente per le applicazioni fotovoltaiche, ma possono essere impiegati in tutti i casi in cui è richiesta la conversione di energia proveniente da un accumulo elettrochimico verso delle utenze in corrente alternata. Per questo motivo le case costruttrici offrono a catalogo inverter alimentati tipicamente a 12, 24 o 48 V, con potenze che partono da poche centinaia di watt per arrivare a diversi kilowatt. È evidente che i valori di tensione nominali sono comunque da intendersi come valori di riferimento medi, in quanto la tensione di batteria, come già visto, è tutt’altro che costante. 3.3 - Accumulatori
Gli accumulatori per impieghi stazionari, in particolare per il fotovoltaico, sono spesso diversi da quelli per autotrazione, principalmente per due motivi: - nelle batterie per autotrazione il fenomeno della stratificazione dell’elettrolito, dovuto all’acido solforico che pesa più dell’acqua, è poco rilevante perché il movimento e le vibrazioni a cui sono sottoposte ne provocano il continuo rimescolamento. - nelle applicazioni fotovoltaiche la corrente di scarica non assume quasi mai valori elevati, a differenza degli impieghi in autotrazione caratterizzati da forti spunti. La trasformazione chimica che governa il comportamento degli accumulatori al piombo-acido è quello di carica-scarica, descritta dalla formula seguente: 42
Pb + PbO2 + 2 H2SO4
2 PbSO4 + 2 H2O
Leggendo la reazione da sinistra a destra si ottiene la reazione di scarica, mentre da destra a sinistra si ottiene la carica. Questa reazione è reversibile, ma fino a quando il solfato di piombo che si deposita sugli elettrodi nel processo di scarica non raggiunge un livello tale da non poter essere più riconvertito in acido solforico. Se ciò accade, ad esempio a causa di una scarica profonda, la batteria perde la propria capacità di accumulare energia e deve essere sostituita. Vi è poi un’altra trasformazione chimica che si verifica nella batteria, principalmente quando la carica raggiunge il valore massimo o all’approssimarsi di questo. Il fenomeno è detto gassificazione dell’elettrolito ed è descritto dalla formula: 2 H2O
2 H2 + O2
La gassificazione dell’elettrolito si verifica, in misura molto inferiore, anche durante la normale carica. Pur non compromettendo di per sé l’integrità e la durata della batteria, deve comunque essere tenuto sotto controllo in quanto tende ad autosostenersi con la temperatura e, negli accumulatori a vaso aperto, provoca la veloce diminuzione dell’acqua presente negli elementi, il cui livello richiede poi un successivo ripristino. Gli accumulatori ermetici, così come quelli con elettrolito in gel, sono invece capaci di ricombinare l’idrogeno e l’ossigeno prodotti ma solo entro certi limiti, al di la dei quali si deteriorano senza possibilità di recupero. Gli elettrodi non sono quasi mai realizzati in piombo puro. Al fine di incrementare particolari caratteristiche, il più delle volte vengono aggiunte piccole quantità di uno o più dei seguenti materiali: antimonio, calcio, stagno. Sul mercato si trovano batterie commercializzate con appellativi ormai entrati nell’uso comune: - batterie solar (fig. 9), di derivazione automobilistica hanno però in genere le piastre di minore superficie ma più spesse, caratteristica questa che ne aumenta la vita utile; - batterie low-maintenance, nelle quali alle piastre è stata aggiunta una certa quantità di calcio per aumentarne la tensione di inizio gassificazione e diminuire quindi, in una certa misura, le operazioni di manutenzione. Quando la capacità di accumulo diventa rilevante, ci si orienta generalmente su elementi singoli dotati di piastre tubolari, che nelle applicazioni statiche risultano più efficienti. Gli accumulatori VRLA (fig. 10) hanno il vantaggio, rispetto a quelli VLA, di non richiedere operazioni di manutenzione essendo in grado di ricombinare l’idrogeno e l’ossigeno che si formano durante la cari43
ca. Tuttavia, tollerano molto meno i periodi di sovraccarica, i quali provocano l’intervento della valvola di sicurezza con relative dispersioni non più ripristinabili. La capacità di una batteria è proporzionale all’energia che è in grado di immagazzinare, misurata in amperora (Ah) poiché gli elementi hanno tensione nominale di 2 V(1). La capacità dipende però da diversi parametri, e cioè: - il regime di scarica, ossia in quanto tempo avviene la scarica a corrente costante, misurata in ore; - la temperatura degli elementi in °C; - la tensione di fine scarica in volt. Ad esempio, un accumulatore composto da elementi di 2 V nominali della capacità di 250 Ah misurati con una scarica di 10 ore alla temperatura di 20 °C e una tensione di fine scarica di 1,85 V (2) si indica come(3): C10 (20 °C, 1,85 V/el) = 250 Ah
Fig. 9 - Esempio di batteria a 6 elementi (12 V) di tipo Solar. Fig. 10 - Elementi di accumulo a 2 V del tipo VRLA a piastre tubolari. (1)
Da questo discende che l’energia accumulabile per elemento, misurata in wattora (Wh) è pari a circa 2 volte la sua capacità in Ah. (2)
La tensione di massima carica è invece, a seconda dei casi, di 2,3 ÷ 2,4 V.
(3)
Rimane sottinteso che si è partiti da un accumulatore carico al 100%.
44
Il tempo di scarica influisce grandemente sulla capacità. Infatti, maggiore è questo tempo, tanto maggiore è l’energia che si riesce ad estrarre dall’accumulo a parità degli altri fattori. I costruttori forniscono normalmente le capacità a C10 e C100 (altri valori presenti di frequente nei cataloghi sono comunque C1, C5, C20 e C120), Il C10 è più adatto per uso automobilistico, mentre il C100 (o il C120) è normalmente preso come riferimento per le applicazioni fotovoltaiche, perché meglio si accorda con i tempi di autonomia degli impianti nei periodi in cui la radiazione solare scarseggia. Le precauzioni sulla tensione di fine scarica derivano dall’impossibilità di scaricare completamente un accumulo al piombo e prendono origine dalle stime della carica residua, necessaria come si è visto alla sopravvivenza del componente. Il rapporto tra l’energia effettivamente estraibile dall’accumulo e quella che sarebbe possibile ricavare scaricandolo al 100% è indicato con DOD ( Depth Of Discharge ). Valori tipici per il DOD sono compresi tra 50% e 80%, con la fascia più alta che rimane prerogativa degli accumulatori a piastre tubolari di taglia maggiore. Dopo il regime di scarica, la temperatura è il parametro che influisce di più sul comportamento dell’accumulo al piombo-acido, per almeno 3 motivi: - la capacità decresce al diminuire della temperatura. Questa variazione non è lineare, ma approssimativamente consiste nella diminuzione del 6% ogni 10 gradi in meno; - all’aumentare della temperatura diminuisce la tensione di inizio gassificazione, ossia durante la carica inizia prima il fenomeno della gassificazione dell’elettrolito; - l’aumento della temperatura media nel lungo periodo riduce la vita degli accumulatori. Solitamente, una batteria è considerata esausta e deve essere sostituita quando la sua carica massima scende al di sotto dell’80% di quella iniziale. Benché la durata di una batteria dipenda da molti fattori, tra cui in primo luogo la sua temperatura media, il numero di cicli completi di carica/scarica è normalmente compreso tra 200 e 600 prima dell’esaurimento. I valori più alti sono raggiunti facendo uso di accumulatori VRLA a piastre tubolari. Un’altra caratteristica da tenere in considerazione consiste nel rendimento di carica/scarica, normalmente compreso tra il 70% e il 95%, il quale tiene conto del fatto che non tutta l’energia fornita viene successivamente restituita. Il rendimento di carica/scarica non deve però essere confuso con il DOD, che invece tiene conto del rapporto tra l’energia 45
Fig. 11 - Schema interno e di collegamento per un regolatore di carica commerciale. Fig. 12 - Esempio di regolatore di carica.
estraibile e quella complessivamente immagazzinata. Infine, le batterie sono caratterizzate da una certa autoscarica, compresa tra il 2% e il 5% al mese, parametro questo di una certa rilevanza, soprattutto negli impianti utilizzati saltuariamente. 3.4 - Regolatori di carica
Il collegamento tra generatore fotovoltaico, batterie di accumulo e carichi elettrici non può essere effettuato con un unico parallelo dei componen46
ti, come talvolta capita di vedere, a meno che non si tratti di circuiti di emergenza o temporanei. Questo principalmente per i seguenti motivi: - durante la notte, soprattutto se la batteria è particolarmente carica, la corrente tende a fluire verso il generatore fotovoltaico, dissipando in tal modo l’energia accumulata durante il giorno; - se la batteria raggiunge la carica completa durante il giorno e il generatore fotovoltaico continua a fornirle energia senza alcun controllo, la batteria può danneggiarsi anche irreparabilmente; - se la batteria si scarica fino al valore massimo consentito tenendo conto del Depth Of Discharge (DOD) e i carichi continuano a richiedere energia, si verifica il processo di solfatazione irreversibile degli elettrodi. Viceversa, un buon regolatore di carica non soltanto è in grado di far fronte ai problemi ora elencati, ma può servire a gestire al meglio l’accoppiamento tra i vari componenti, contribuendo ad allungare la vita dell’accumulo e, talvolta, svolgendo la funzione di monitoraggio di tutto il sistema. Esternamente il regolatore di carica ( fig. 11) è un dispositivo che presenta 6 morsetti: 2 di ingresso per il generatore fotovoltaico, 2 per l’accumulo e 2 di uscita verso i carichi. Vi possono poi essere anche altri collegamenti, tipicamente di segnale, per sensori di temperatura, timer, monitoraggio remoto ecc. Oggigiorno il mercato offre una gamma piuttosto ampia di regolatori di carica (fig. 12) per tensioni nominali di sistema che vanno da 6 a 48 V e in grado di regolare correnti massime che possono variare da pochi ampere per i modelli più piccoli, fino a oltre 100 ampere per quelli di taglia maggiore.
47
CAPITOLO 4
TECNICHE DI DIMENSIONAMENTO DEI SISTEMI FOTOVOLTAICI
4.1 - Collegamento dei moduli fotovoltaici 4.1.1 - Stringhe e array fotovoltaici
Alcune applicazioni fanno uso di un solo modulo fotovoltaico, in genere però è necessario collegare tra loro in serie e parallelo (fig. 1) più moduli fotovoltaici per ottenere la potenza desiderata ( array fotovoltaico). Quando si collegano tra loro un certo numero di moduli fotovoltaici è indispensabile seguire alcune semplici regole: - i moduli devono essere uguali tra loro; - il loro numero deve essere tale da realizzare una matrice, ossia un parallelo di un certo numero di stringhe composte ciascuna da un numero identico di moduli. Come casi limite, ci può essere una sola stringa (tutti i moduli in serie tra loro), o, più raramente, si possono avere più stringhe di un modulo ciascuno; - l’orientamento dei moduli deve essere lo stesso. In un array fotovoltaico è importante che le caratteristiche e le condizioni operative di ogni singolo modulo siano quanto più uniformi possibili ( fig. 2), quindi non solo la marca e il modello ma anche l’orientamento, in termini di inclinazione e azimut, deve essere identico. Eventuali sbilanciamenti si traducono in perdite di efficienza, dette string-mismatch, che possono essere anche considerevoli. Queste ultime sono comunque, in una certa misura, sempre presenti per via delle tolleranze di fabbricazione dei componenti. Da un punto di vista qualitativo, il comportamento elettrico di un array fotovoltaico è simile a quello dei moduli che lo compongono, i quali a loro volta rispecchiano, amplificata, la curva tensione-corrente delle celle 48
Fig. 1 - Esempio di collegamento di 3 stringhe da 4 moduli fotovoltaici ciascuna.
contenute. Anche in questo caso si è in presenza della tensione a circuito aperto U OC, della corrente di cortocircuito I SC-array e della coppia di valori U M e I M in corrispondenza del punto di massima potenza. La potenza di picco dell’array, indicata con P 0, è data dalla potenza nominale a STC del singolo modulo moltiplicata per il numero di moduli presenti (CEI EN 61194). Risulta allora: U OC = V OC x Moduli per stringa U M = V Pmax x Moduli per stringa I SC-array = I SC x Numero di stringhe I M = I Pmax x Numero di stringhe P 0 = P max x Numero di stringhe x Moduli per stringa Il collegamento in serie dei moduli fotovoltaici di ciascuna stringa avviene molto semplicemente attraverso degli spezzoni di cavo unipolare con un percorso entra-esci da ciascun modulo. Nel caso in cui da ogni scatola di giunzione già fuoriescano i due spezzoni di cavo dotati di connettori ad innesto rapido maschio/femmina è sufficiente inserire i connettori uno nell’altro per realizzare la stringa. 4.1.2 - Parallelo delle stringhe e scatole di parallelo
Il collegamento in parallelo delle stringhe non è però sempre così semplice come il collegamento in serie dei moduli fotovoltaici. Nel caso degli impianti che devono funzionare in parallelo alla rete elettrica, oggigiorno molti costruttori di inverter permettono di realizzare il parallelo delle stringhe all’interno del convertitore. Tuttavia, quando ciò non avviene, così 49
Fig. 2 - È importante che i moduli fotovoltaici collegati tra loro siano dello stesso tipo e orientati nella medesima direzione anche se non sono complanari.
come in tutti gli altri casi (servizio isolato), è necessario provvedere al collegamento predisponendo un apposito quadro di parallelo stringhe. Nel caso più generale, quest’ultima contiene i dispositivi di protezione delle stringhe, un interruttore di manovra-sezionatore e gli scaricatori di sovratensioni. Il collegamento dei moduli può essere ottenuto con connettori ad innesto rapido (fig. 3). I dispositivi di protezione delle stringhe sono necessari quando c’è il fondato pericolo che, a causa di un ombreggiamento parziale dell’array, in contemporanea con qualche altro inconveniente, come ad esempio il fuori servizio dell’inverter, una delle stringhe possa avere ai suoi capi una tensione talmente bassa da ricevere la corrente prodotta dalle rimanenti stringhe. Se le stringhe sono tante, la corrente impressa potrebbe assumere valori intollerabili per i moduli fotovoltaici della stringa ombreggiata causando la rottura di alcuni di essi. La protezione delle stringhe può non esserci se queste sono in numero limitato. In caso contrario può essere realizzata con diodi di blocco o con fusibili. La tabella 1 riporta i tre casi possibili elencando vantaggi e svantaggi per ognuno di essi. 50
Nel caso si utilizzino i diodi di blocco, la norma IEC 60364-7-712 stabilisce che la loro tensione massima inversa sia almeno pari al doppio della tensione di stringa a circuito aperto in condizioni STC. La corrente diretta massima dei diodi deve essere superiore alla corrente di corto circuito dei singoli moduli e, per maggiore sicurezza, è bene che sia almeno pari a 1,25 x I sc. In molti casi, il quadro di parallelo deve contenere anche un interruttore di manovra-sezionatore per dar modo all’operatore di scollegare l’array fotovoltaico in caso di guasto o manutenzione e dovrebbe anche contenere una coppia di dispositivi di protezione contro le sovratensioni, possibilmente di classe II (codificati dalla norma CEI EN 61643-11). Gli array fotovoltaici, per via della loro estensione, possono infatti concatenarsi facilmente ai campi elettromagnetici indotti dalle scariche atmosferiche. Quando ciò accade, possono verificarsi delle sovratensioni che facilmente danneggiano i dispositivi elettronici (inverter, regolatori di carica ecc.) posti a valle. Gli scaricatori di sovratensione o SPD (Surge Protection Devices) devono essere del tipo a varistore all’ossido di zinco e dotati di fusibile con segnalazione ottica. Soprattutto negli impianti di una certa importanza, l’utilizzo di SPD di classe II, anziché di classe III spesso già presenti all’interno dei dispositivi da proteggere, conferisce al sistema maggiore robu-
Fig. 3 - Collegamento dei moduli fotovoltaici con i connettori ad innesto rapido.
51
Tabella 1 - Modalità di esecuzione del parallelo stringhe
Parallelo semplice
Con diodi di blocco
Con fusibili
Vantaggi
Vantaggi
Vantaggi
Estrema semplicità di realizzazione
Impediscono i ritorni di energia Proteggono adeguatamente le stringhe
Svantaggi
Non proteggono le stringhe dai ritorni di energia Nel caso di molte stringhe non impediscono i danneggiamenti dovuti a sovracorrenti
Proteggono adeguatamente le stringhe
Svantaggi
Svantaggi
Presentano una seppur minima caduta di tensione
Il loro intervento richiede la sostituzione del componente
Sono sensibili alle sovratensioni
Non impediscono i ritorni di energia
Fig. 4 - Esempio di scatola di parallelo per 8 stringhe con SPD (uno per polo) e interruttore di manovra-sezionatore.
52
Fig. 5 - Esempio di 2 inverter al cui in- Fig. 6 - Interno di una cassetta di paralgresso in corrente continua fanno capo lelo per 4 stringhe in un impianto fotoaltrettanti interruttori-sezionatori. voltaico. Ogni stringa è sezionabile tramite un portafusibile.
stezza, aumentando nel contempo la vita utile di questi componenti. Quando la tensione supera i 150÷200 V, il componente più critico nello schema ora visto è senz’altro l’interruttore di manovra-sezionatore ( fig. 4), in quanto in commercio non sempre si riesce a reperire componenti adatti di basso costo e dimensioni contenute. Si veda ad esempio la figura 5. Molto spesso il problema viene aggirato permettendo di scollegare le singole stringhe anziché l’intero array fotovoltaico. L’arco voltaico prodotto da una stringa sezionata sotto carico è sicuramente meno pericoloso di quello che si produrrebbe a valle del loro parallelo. Per fare questo si può ricorrere, ad esempio, a portafusibili estraibili da quadro o ai connettori ad innesto rapido (fig.6). Nel caso in cui un impianto fotovoltaico utilizzi più array tra loro elettricamente separati, ad esempio perché a valle la gestione del carico è suddivisa tra un certo numero di regolatori di carica o la conversione della potenza è demandata a differenti inverter, l’insieme degli array è chiamato campo fotovoltaico (CEI EN 61277) o, più frequentemente, generatore fotovoltaico. Questi ultimi modi di dire sono comunque frequentemente utilizzati anche nel caso di singolo array. 4.2 - Considerazioni sulla sicurezza elettrica 4.2.1 - Shock elettrici e sovratensioni
Se l’impianto fotovoltaico è isolato e funziona a 12 V non c’è presumibilmente da aspettarsi alcun pericolo di shock elettrico, ma quando si co53
mincia a salire con la potenza il sistema fotovoltaico assume sempre più facilmente le caratteristiche di un impianto di bassa tensione e quindi occorre prendere le necessarie precauzioni. In più, mentre un qualsiasi impianto domestico può essere sezionato completamente abbassando la leva dell’interruttore generale, i moduli fotovoltaici sono sempre da considerare in tensione perché, anche in presenza di poca luce, ai morsetti è già presente la tensione nominale. Il pericolo associato agli shock elettrici dipende principalmente dall’ampiezza, dalla durata e dalla natura (continua o alternata) della corrente che circola attraverso il corpo umano. La norma IEC 60479-1 individua quattro differenti soglie relative al passaggio di corrente: - soglia di percezione, oltre la quale la persona avverte il passaggio di corrente; - soglia di reazione, oltre la quale si verificano contrazioni muscolari involontarie; - soglia di rilascio, oltre la quale una persona che ha afferrato delle parti in tensione non è più in grado di abbandonarle; in mancanza di aiuto o del verificarsi di altri eventi, il perdurare di questa situazione può far oltrepassare la soglia successiva, detta di fibrillazione ventricolare; - soglia di fibrillazione ventricolare , quest’ultima differisce da quella atriale perché, permane anche dopo che è cessata la causa che l’ha prodotta e, in mancanza di cure adeguate, porta alla morte del soggetto. La corrente che passa attraverso il corpo umano è tanto maggiore quanto è maggiore la differenza di potenziale tra i due punti interessati e quanto maggiore è la superficie a contatto. È invece inversamente proporzionale alla resistenza elettrica complessiva, la quale comprende oltre alla resistenza della parte di corpo umano attraversata, anche quella di altri elementi quali indumenti, calzature, pavimento ecc. La pericolosità aumenta con la corrente passante, il suo percorso (è importante se il cuore è attraversato dal flusso principale o no) e la durata dell’evento. Gli effetti della corrente alternata sono inoltre maggiori di quelli della corrente continua. Va osservato che la soglia di reazione, non essendo di per sé pericolosa come la soglia di rilascio o di fibrillazione ventricolare, può però diventarlo se, come spesso avviene nel fotovoltaico, il soggetto sta lavorando in un luogo che presenta pericolo di caduta (spiovente di tetto, palo ecc.). Ai fini della sicurezza elettrica la norma CEI 64-8 considera pericolosi i contatti diretti (la persona tocca direttamente una parte in tensione) e quelli indiretti (la persona tocca una massa che si trova in tensione a causa di un guasto). 54
Normalmente, in un impianto fotovoltaico di piccola o media taglia per servizio in parallelo alla rete sia la sezione in corrente alternata che quella in corrente continua sono in bassa tensione e quindi rientrano nel campo di applicazione della norma CEI 64-8 (impianti elettrici utilizzatori fino a 1000 V in corrente alternata e 1500 V in corrente continua). L’accesso alle parti in tensione (parti attive) deve essere protetto per mezzo di isolanti o involucri con adeguato grado di protezione. L’utilizzo di interruttori differenziali rientra invece tra le misure addizionali di protezione; questi ultimi sono inoltre efficaci nei confronti dei contatti indiretti. Negli impianti fotovoltaici si utilizza spesso la protezione offerta dai rivestimenti isolanti, in particolare per ciò che riguarda i moduli fotovoltaici, i cavi e i connettori. Se si escludono alcuni circuiti particolari (SELV e PELV), l’isolamento offerto da questi componenti tra le parti attive e l’esterno deve essere di classe II, ossia di tipo doppio o rinforzato. La tensione di isolamento deve inoltre essere adeguata alla tensione massima che il sistema è in grado di raggiungere. A questo proposito si rammenta che la cornice metallica dei moduli fotovoltaici con isolamento di classe II non è una massa e quindi non deve essere collegata (almeno intenzionalmente) a terra. In molti casi è tuttavia consigliabile un collegamento equipotenziale tra i moduli. Talvolta, nei grossi impianti per raggiungere tensioni di uscita del generatore fotovoltaico maggiori della tensione massima ammissibile verso
Fig. 7 - Esempio di generatore fotovoltaico con punto centrale a terra.
55
terra dei componenti impiegati (in particolare dei moduli fotovoltaici) si ricorre allo schema con punto centrale a terra ( fig. 7). In questo modo la tensione verso terra a cui è sottoposto il sistema è pari a U oc/2. Si consiglia però di adottare lo schema con punto centrale a terra soltanto nei grossi impianti se le tensioni richieste sono tali da giustificare tale configurazione. Normalmente, la sezione in corrente continua non ha punti collegati a terra. Un generatore fotovoltaico non collegato a terra, utilizzato in un impianto per servizio in parallelo alla rete, dal punto di vista della sicurezza si comporta in modo diverso a seconda che l’inverter sia o meno dotato di trasformatore. Se infatti è presente il trasformatore, con riferimento alla figura 8, il contatto accidentale del corpo umano con una parte in tensione non innesca il passaggio di corrente nell’anello di guasto (a meno di una debole corrente di fuga). Se, viceversa, l’inverter è del tipo senza trasformatore ( fig. 9), in caso di contatto accidentale l’anello di guasto si può richiudere sulla rete di distribuzione, determinando una situazione di pericolo. Per ottenere un livello di sicurezza paragonabile a quello precedente è necessario l’impiego di una protezione differenziale, in grado cioè di intervenire a seguito di squilibri di corrente sull’ingresso.
Fig. 8 - In questo caso, il passaggio della corrente nel corpo umano, in caso di contatto accidentale, è trascurabile per via del trasformatore interposto tra il generatore fotovoltaico e la rete di distribuzione.
56
Fig. 9 - In questo caso il passaggio della corrente nel corpo umano in caso di contatto accidentale si verifica per la richiusura dell’anello di guasto sulla rete di distribuzione.
La soluzione migliore è forse quella riportata nella norma DIN 0126 (intervento per variazioni rapide superiori a 30 mA). La norma IEC 364-7-712, richiede l’inserimento di un interruttore differenziale di tipo B (o di altro tipo se l’inverter non è comunque in grado di immettere corrente continua in rete). L’inserimento di una protezione differenziale sulla sezione in corrente alternata costituisce comunque una prassi raccomandata, indipendentemente dal tipo di inverter utilizzato. Negli esempi riportati nelle figure, lo stato del neutro del circuito di distribuzione è del tipo TT, tipico della connessione in bassa tensione in Italia. Le considerazioni fatte non cambiano nel caso di sistema TN, ossia in impianti con punto di consegna in bassa tensione e quindi dotati di cabina propria. Negli impianti fotovoltaici per servizio in parallelo alla rete, la presenza di due sorgenti di alimentazione separate fa sì che nei quadri elettrici e nelle scatole di parallelo stringhe sia consigliabile applicare una targa del tipo mostrato nella figura 10. Per chi si occupa di fotovoltaico è utile sapere se vi sono dei circuiti che, per via del loro livello di tensione e di pochi accorgimenti aggiuntivi, possono essere considerati più sicuri di altri. La norma CEI 64-8 a questo proposito indica che la protezione combinata contro i contatti diretti e indiretti può essere assolta dai circuiti SELV (Safety Extra Low Voltage) o PELV (Protection 57
Fig.10 - Esempio di segnale monitore indicante la presenza di una doppia sorgente di alimentazione.
Extra Low Voltage) con alcune precauzioni aggiuntive specifiche. In tabella 2 sono riportate le principali caratteristiche di questi due tipi di circuito. Normalmente il circuito SELV è più utilizzato del PELV in quanto la mancanza di collegamento a terra lo preserva dal pericolo di raccogliere potenziali pericolosi dall’esterno. Sono generalmente di tipo SELV gli impianti fotovoltaici in corrente continua a 12, 24, 48 V, o anche a tensione superiore, purché la tensione a circuito aperto UOC del generatore fotovoltaico non superi i 120 V. In questi casi le precauzioni da adottare contro gli shock elettrici sono davvero minime e pertanto questi circuiti si prestano particolarmente bene al “fai da te” 1 e ad impieghi soprattutto mobili. Un ulteriore aspetto da considerare in merito alla la sicurezza, questa volta più per l’impianto che per le persone, deriva dalla possibilità che si verifichiTabella 2 - Caratteristiche dei circuiti SELV e PELV Tipo Tensione di circuito massima SELV
50 Vca
Sorgente di alimentazione
Collegamento a terra
Trasformazione di sicurezza (isolamento doppio o rinforzato tra gli avvolgimenti)
NO
o Batterie PELV
(1)
120 Vcc
Generatori indipendenti da sistemi FELV o a tensione superiore
SI
Barriere e involucri di protezione Se Vca > 25 V o Vcc > 60 V Isolamento semplice o batteria IP2X o IPXXB Isolamento semplice o barriera IP2X o IPXXB (con alcune eccezioni)
Va però ricordato che nei casi in cui si applica la Legge 46/90 con le successive disposizioni e il DPR 447/91, solo i soggetti abilitati possono progettare e installare gli impianti.
58
no sovratensioni nei circuiti, principalmente a causa delle scariche atmosferiche che si possono abbattere nelle vicinanze dell’impianto. Queste producono dei campi elettromagnetici impulsivi di forte intensità che, se si concatenano con i circuiti in corrente continua o in corrente alternata, possono dare luogo ad altrettanti picchi di tensione di svariate decine di kilovolt. I circuiti elettronici (regolatori di carica e inverter) sono i più esposti a questi fenomeni e devono essere adeguatamente protetti attraverso degli adeguati cablaggi e, soprattutto, degli SPD (Surge Protection Device) a varistore. In genere i costruttori inseriscono già questi dispositivi all’interno delle proprie apparecchiature elettroniche destinate al fotovoltaico. Se così non fosse, oppure l’impianto risultasse ubicato in una zona particolarmente colpita dai fulmini, è necessario installare degli SPD esterni in prossimità delle apparecchiature da proteggere. Lo schema tipico consiste in un SPD inserito in corrispondenza di ogni polo della linea e in prossimità dell’apparecchiatura da proteggere. Ogni SPD va collegato tra il polo e la terra con un collegamento più corto possibile e di sezione adeguata. Gli SPD di classe II dotati di fusibile sono particolarmente consigliati perché proteggono bene le linee di potenza e, quando si guastano, segnalano sull’involucro l’intervento del fusibile. 4.3 - Valutazione del sito scelto per l’impianto fotovoltaico
Spesso, quando si pensa ad un’area in grado di ospitare un impianto fotovoltaico, si immagina qualcosa di simile ad una superficie orizzontale e piana. Un appezzamento di terreno non contornato da ostacoli verso sud o la sommità di un edificio risponde in molti casi a questi semplici requisiti. Su tali superfici si possono quindi posizionare le strutture di sostegno che devono ospitare le schiere di moduli fotovoltaici lasciando tra queste lo spazio sufficiente per contenere gli ombreggiamenti reciproci. L’orientamento dei moduli fotovoltaici è ovviamente a sud, mentre la loro inclinazione deve essere ottimizzata in funzione del particolare utilizzo dell’impianto. Nel costo complessivo dell’opera deve ovviamente essere inclusa l’area occupata. Tuttavia, si può anche osservare che un gran numero di superfici facenti parte di costruzioni di vario tipo potrebbero essere ricoperte di moduli fotovoltaici (figg. 11 e 12): le falde dei tetti, le tettoie e le pensiline, i frangisole, e persino alcune facciate di edifici. Si tratta quasi sempre di aree non altrimenti utilizzabili e quindi in pratica di nessun costo. Si è visto inoltre che, in alcuni casi, i moduli fotovoltaici potrebbero anche sostituire i rivestimenti esterni, permettendo così di risparmiare sui materiali da costruzione. In definitiva, grazie anche allo sviluppo di nuovi componenti dedicati a 59
queste applicazioni e a nuovi criteri di progetto, oggi, in molti casi, l’impianto fotovoltaico può essere integrato in costruzioni di vario tipo. Ovviamente, non tutte le superfici si prestano a ospitare o integrare entro di esse un impianto fotovoltaico: superfici mal orientate o eccessivamente ombreggiate devono essere necessariamente scartate. Il fissaggio dei moduli fotovoltaici ad una struttura dipende dalla struttura stessa, dal tipo di applicazione e dalle caratteristiche dei moduli. Anche qui è difficile dare delle regole generali, soprattutto se si intende ottenere risultati di elevato pregio architettonico. Nei casi più frequenti si tratta di predisporre un telaio, normalmente composto da profili in alluminio o acciaio zincato, su cui avvitare i moduli fotovoltaici. Il fissaggio può avvenire per mezzo dei fori passanti sulla cornice o facendo uso di ganasce da imbullonare al telaio stesso. È importante che sia poi possibile smontare singolarmente i moduli, nel caso si dovesse procedere in seguito a qualche sostituzione. Anche per questo è bene che i componenti siano di ottima qualità (zincatura a caldo nel caso di profili in acciaio e bulloni in acciaio inox).
Fig. 11 - Il fissaggio di tegole fotovoltaiche in silicio a film sottile, con isolamento plastico è un’operazione semplice se la falda di tetto non presenta particolari asperità.
60
Fig. 12 - Le tegole fotovoltaiche sono il classico esempio di utilizzo di elementi fotovoltaici per la realizzazione del manto di copertura di un edificio.
Il fissaggio dei moduli fotovoltaici assiemati su un telaio alle strutture del tetto è differente a seconda che si abbia a che fare con un tetto a falda o con un tetto piano. Nel caso di tetto a falda occorre vincolare il generatore fotovoltaico agli elementi portanti (travi principali o soletta in calcestruzzo) in modo tale che tutto il peso, che include anche i sovraccarichi dovuti a neve e vento, vada a gravare solo su elementi in grado di sostenerlo. In seguito dovrà poi essere ripristinato il manto di copertura in modo tale che non vi possano essere infiltrazioni in corrispondenza degli elementi di sostegno. Nel caso di copertura piana, in genere ogni punto è in grado di sostenere la propria parte di peso dell’impianto, tuttavia bisogna fare attenzione a non pregiudicare l’impermeabilizzazione del manto di copertura e quindi si cerca di evitare l’uso di tasselli su superfici che non siano verticali. Si ricorre quindi spesso a strutture zavorrate, dimensionate in modo tale da contrastare l’azione del vento. Tuttavia, quando è possibile, si consiglia di vincolare i sostegni a qualche punto perimetrale per evitare che l’impianto possa spostarsi in occasione di condizioni meteo particolarmente avverse. Quando si vuole realizzare un impianto fotovoltaico non sempre è però necessario progettare una struttura dedicata, in quanto diverse case costruttrici forniscono dei kit per l’installazione dei moduli fotovoltaici su tetti di vario tipo e in grado di soddisfare un gran numero di esigenze. 61
4.4 - Dimensionamento degli impianti in parallelo alla rete 4.4.1 - Principali criteri di scelta
Gli impianti per servizio in rete sono, almeno entro certi limiti, svincolati dai carichi elettrici dell’utente (quando ce ne sono), in quanto la connessione alla rete assicura comunque la continuità del servizio elettrico. La rete è vista come un volano energetico in grado di ricevere l’energia prodotta e di fornire all’impianto l’energia necessaria quando occorre. Il grosso vantaggio degli impianti per servizio in rete rispetto a quelli per servizio isolato consiste nell’utilizzo di tutta la produzione fotovoltaica (a meno delle inevitabili perdite nei circuiti) in ogni periodo dell’anno. Il dimensionamento si concretizza allora nel rispetto di un mix di vincoli di natura tecnica, economica e legislativa, alcuni dei quali possono anche variare nel tempo al mutare della politica energetica adottata. I principali attualmente sono: - area disponibile per l’impianto fotovoltaico e sue caratteristiche; - massima potenza che la rete è in grado di ricevere; - capitale disponibile per l’investimento; - limiti di potenza per la vendita in conto energia; Inoltre, nel caso di scambio sul posto dell’energia (Delibere AEEG 28/06 e 40/06) interessa la potenza del contratto di fornitura dell’energia elettrica, l’energia consumata annualmente dalle utenze asservite al contratto di fornitura, i limiti di potenza per lo scambio sul posto e per l’esenzione fiscale e i limiti di potenza per eventuali incentivi in conto capitale. Nei piccoli impianti, la scelta della potenza è inoltre spesso condizionata dalle caratteristiche dei componenti disponibili in commercio. All’interno di questi vincoli, le scelte sono principalmente di natura economica e spesso legate al tipo e al valore del finanziamento che si è in grado di ottenere. Tuttavia, poiché gli impianti per servizio in parallelo alla rete hanno molte volte un significativo valore estetico e architettonico, anche la valorizzazione dell’area a disposizione può giocare un ruolo fondamentale. La massima potenza che la rete è in grado di ricevere costituisce normalmente un vincolo per gli impianti con potenza al di sopra di qualche decina di kW e allacciati in bassa tensione, benché si abbia notizia di casi sporadici in cui le fluttuazioni di tensione sono così ampie da rendere problematico l’allacciamento anche degli impianti più piccoli. Il capitale disponibile per l’investimento è un limite abbastanza ovvio e in qualche caso può dipendere da particolari forme di finanziamento che le banche sono in grado di mettere in atto a fronte della garanzia rappre62
sentata dall’ottenimento di contributi pubblici o incentivi che garantiscono flussi di cassa certi. I vincoli dipendono poi dalla particolare modalità di erogazione di energia in rete: scambio sul posto (net-metering ), autoconsumo o cessione totale. Le modalità di incentivazione del fotovoltaico per servizio in rete sono più di una. Nel seguito si considererà quella attualmente utilizzata in Italia: il conto energia. Lo schema di figura 13 evidenzia le potenze in transito e il conteggio dei flussi energetici per questo tipo di incentivazione. Si può osservare, innanzitutto, la presenza di due contatori (o di un contatore bidirezionale) in corrispondenza del punto di prelievo e consegna dell’energia elettrica alla rete. L’energia può fluire in un senso o nell’altro a seconda che P FV sia maggiore o minore di P CARICHI. Viceversa, queste
Fig.13 - Schema di principio di un impianto per servizio in parallelo alla rete elettrica che si avvale del conto energia.
63
ultime due possono andare solo in una direzione: P FV è sempre una potenza prodotta e P CARICHI è sempre una potenza assorbita. Pur rimanendo sempre valido il sistema di incentivazione in conto energia, in cui l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico viene pagata per intero con la tariffa incentivante, si possono però avere 3 casi diversi: - Regime di scambio sul posto (valido solo per impianti di potenza non superiore a 20 kW). P RETE può fluire in un senso o nell’altro e alla fine dell’anno si paga solo la differenza. È però importante che l’energia consumata in un anno dai carichi non sia inferiore a quella prodotta, altrimenti si avrebbe diritto ad un credito che però non viene pagato. Il vantaggio economico consiste in un risparmio sulla bolletta dell’energia, poiché però la produzione fotovoltaica viene in questo modo equiparata all’autoconsumo, anche se dilazionato nel tempo, è importante che nel periodo di conguaglio (1 anno) l’energia prodotta non sia superiore a quella consumata. Un eventuale riporto è possibile, ma solo per i 3 anni successivi. - Autoconsumo (valido sempre). P RETE fluisce sempre dalla rete verso i carichi perché l’impianto fotovoltaico non produce mai una potenza superiore a quella consumata. Anche in questo caso, il vantaggio economico consiste in un risparmio sulla bolletta dell’energia. - Cessione in rete (valido sempre). P RETE può fluire in un senso o nell’altro ma questa modalità si ha, tipicamente, per impianti di potenza superiore a 20 kW che quindi non possono avvalersi dello scambio sul posto. L’energia immessa in rete viene pagata ad un prezzo minimo garantito secondo la Delibera AEEG 34/05 fino a 2000 MWh/anno e poi a mezzi di mercato attraverso un contratto con l’Acquirente Unico. che però è economicamente meno vantaggioso dello scambio sul posto o dell’autoconsumo. 4.4.2 - Energia producibile e verifiche tecniche
Una volta scelta la potenza del generatore fotovoltaico è possibile stimare l’energia prodotta nel corso dell’anno attraverso un’espressione simile a quella utilizzata per gli impianti per servizio isolato. 365 . G . P . K . η [kWh] E FV = o BOS 1000 La formula si riferisce all’energia media giornaliera calcolata su base annua, mentre K , minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e dello sporcamento dei moduli. Il coefficiente η tiene conto invece dei fattori di perdita riportati nella tabella 3. Nella progettazione degli impianti per servizio in parallelo alla rete è necessario che siano rispettati alcuni vincoli sui possibili valori di tensione 64
del generatore fotovoltaico, in funzione dei valori limite tollerati dall’inverter e, più in generale, dal sistema. Osserviamo infatti che i costruttori di inverter garantiscono la funzione MPPT entro l’intervallo di tensione compreso tra due valori: uno minimo V MI N MPPT e uno massimo V M AX MPPT . La tensione di ingresso non deve inoltre superare un valore massimo V M AXINV accettabile per il dispositivo. I moduli fotovoltaici, a loro volta, non sono in grado di sopportare tensioni di sistema superiori alla propria tensione di isolamento V M AX . Queste condizioni si traducono nelle seguenti equazioni: U M . k R . C T . n . (T MAX - 25) > V MinMPPT
dove: k R è un coefficiente di valore minore di 1 che tiene conto della diminuzione del punto di massima potenza del generatore fotovoltaico al diminuire della radiazione solare: per il silicio cristallino è prossimo a 1, per altre tipologie conviene ricavarlo dalle curve caratteristiche dei moduli. C T è il coefficiente di temperatura del singolo modulo fotovoltaico. T MAX è la temperatura massima alla quale si prevede possa portarsi l’array di celle nelle condizioni più gravose (alto irraggiamento e alta temperatura esterna). Essa dipende dai parametri climatici del sito e dal tipo di montaggio dei moduli fotovoltaici. U M + C T . n . (T MIN - 25) < V MaxMPPT
dove T MIN è la temperatura minima alla quale si prevede possa portarsi l’array di celle in presenza di irraggiamento solare (al sorgere del sole). U OC + C T . n . (TMIN - 25) < V MaxINV U OC + C T . n . (T MIN - 25) < V Max
Talvolta i costruttori di inverter mettono a disposizione dei software gratuiti scaricabili da Internet in grado di eseguire queste verifiche in modo automatico. Tabella 3 - Fattori di perdita Tipo di perdita
Mismatch tra i moduli e tra le stringhe Circuiti in corrente continua Inverter Circuiti in corrente alternata η BOS per impianti in parallelo alla rete
Rendimento associato
0,90 ÷ 0,97 0,98 ÷ 0,99 0,88 ÷ 0,95 0,98 ÷ 0,99 0,68 ÷ 0,87
65
4.4.3 - Esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete
Come esempio di impianto per servizio in parallelo alla rete, si consideri un tetto fotovoltaico da 2,7 kWp per servizio in parallelo alla rete elettrica nei pressi di Napoli. I moduli fotovoltaici sono disposti orientati verso sud con un’inclinazione del 30%. Dal diagramma delle ombre è possibile stimare un coefficiente K = 0,97 dovuto ad alcuni lievi ombreggiamenti ed agli inevitabili fenomeni di riflessione e assorbimento del vetro anteriore per elevati angoli di incidenza della radiazione su di esso. Si intende utilizzare dei moduli fotovoltaici in silicio monocristallino da 150 Wp che presentano le seguenti principali caratteristiche: Tensione nel punto di massima potenza V Pmax: 34,5 V Corrente nel punto di massima potenza I Pmax: 4,35 A Tensione a circuito aperto V OC: 43,5 V Corrente di corto circuito I SC: 4,75 A Variazione della tensione con la temperatura C T = -160 mV/°C Tensione massima di sistema V max: 600 V La conversione della potenza potrebbe essere effettuata con un inverter avente le seguenti caratteristiche principali:
Potenza di picco del generatore fotovoltaico: 2500 ÷ 3500 Wp Tensione di ingresso MPPT: 150 ÷ 400 V Tensione massima di ingresso: 500 V Potenza massima di uscita: 2600 W Rendimento medio di conversione: 93% Per Napoli il valore della radiazione globale media annua su 30° di inclinazione è 4,71 kWh/m2g. La potenza di picco richiesta può essere raggiunta utilizzando 18 moduli fotovoltaici, ottenendo 18 x 150 = 2700 Wp. I moduli possono essere collegati tra loro in 2 stringhe da 9 o in 3 stringhe da 6. Considerando la temperatura delle celle compresa tra 0 e 70 °C e un K R = 0,95, la verifica delle condizioni di ingresso porta ai risultati riassunti nella tabella 4. Come si vede dalla tabella, entrambe le soluzioni sono accettabili. L’utilizzo di 2 stringhe da 9 moduli riduce però le cadute di tensione nella sezione in corrente continua ed è quindi preferibile. Si procede allora ad una stima del rendimento medio di tutto il sistema nbos con la tabella 5, nella quale per alcune voci si fa uso di valori medi. L’energia prodotta annualmente risulta allora pari a: EFV = 365 . 4,71 . 2700 . 0,97 . 0,78 = 3512 kWh/anno 1000 66
Tabella 4 - Verifiche dei risultati Verifica V MinMPPT V MaxMPPT V MaxINV
2 stringhe da 9 moduli 34,5x0,95 - 0,16x9x(70-25) > 150 SI 34,5x9 - 0,16x9x(0-25) < 400 SI 43,5x9 - 0,16x9x(0-25) < 500 SI
3 stringhe da 6 moduli 34,5x6x0,95 - 0,16x6x(70-25) > 150 SI 34,5x6 - 0,16x6x(0-25) < 400 SI 43,5x6 - 0,16x6x(0-25) < 500 SI
Tabella 5 - Rendimenti medi associati Tipo di perdita Rendimento associato Scostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC 0,93 Mismatch tra i moduli e tra le stringhe 0,94 Circuiti in corrente continua 0,98 Inverter 0,93 Circuiti in corrente alternata 0,98
Le protezioni di generatore e di interfaccia sono contenute all’interno dell’inverter, nel quale trovano posto anche i dispositivi SPD. Lo schema dell’impianto è mostrato in figura 14. Nello schema elettrico è evidenziato l’interruttore magnetotermico generale (normalmente già presente nell’impianto elettrico, così come il dispositivo differenziale), che svolge anche la funzione di dispositivo generale, e gli interruttori di protezione e sezionamento dell’impianto fotovoltaico e delle utenze locali. Per semplicità non sono stati invece disegnati i contatori di energia. 4.4.4 - Protezioni per il collegamento degli impianti in parallelo alla rete
I generatori fotovoltaici sono collegati alla rete elettrica mediante uno o più inverter, i quali sono dispositivi che convertono la potenza da corrente continua ad alternata e presentano comunemente un’uscita in bassa tensione a 230 V monofase o 400 V trifase. Quando la potenza prodotta diventa rilevante, la connessione con la rete pubblica può avvenire in media tensione per mezzo di una cabina di trasformazione e consegna. Si può anche notare che, come avviene frequentemente nella pratica, la potenza generata può essere suddivisa su più inverter trifasi o monofasi, in quest’ultimo caso essi sono distribuiti sulle 3 fasi. È possibile allacciare gli impianti fotovoltaici alla rete su linea monofase o trifase. L’allacciamento di impianti monofasi alla rete BT è possibile fino alla potenza massima lato rete di 6 kVA (CEI 11-20; V1), mentre per la rete MT la connessione monofase non è consentita in alcun caso. Per gli impianti trifasi nei casi pratici è specificato un valore limite per l’al67
Fig.14 - Schema elettrico dell’impianto per servizio in parallelo alla rete da 2,7 kWp.
lacciamento su rete BT pari a 50 KW ma la potenza deve essere compatibile con i criteri di esercizio della rete stessa (CEI 11-20). Per la connessione trifase può nascere qualche problema quando, anziché utilizzare un unico inverter trifase, si utilizzano più inverter monofase, collegati fase-neutro per comporre la terna trifase. Queste situazioni possono essere considerati allacciamenti trifase, purché lo squilibrio massimo tra le fasi non superi i 6 kVA. La norma CEI 11-20 prevede tre dispositivi di protezione per gli impianti allacciati alla rete pubblica, che in prima approssimazione possono essere così elencati: - dispositivo di generatore, per intervento su guasto del sistema di produzione; - dispositivo di interfaccia, per intervento su guasto della rete pubblica; - dispositivo generale, per intervento su guasto del sistema elettrico del produttore; Il dispositivo di generatore è un contattore che interviene in caso di guasto dell’inverter, mentre il dispositivo generale è spesso costituito dall’interruttore automatico posto immediatamente a valle del punto di consegna. 68
Tabella 6 - Funzioni delle protezioni di interfaccia e relative tarature Protezione Massima tensione Minima tensione Massima frequenza Minima frequenza Derivata di frequenza (3)
Esecuzione Unipolare/tripolare(1) Unipolare/tripolare(1) Unipolare Unipolare Unipolare
Valore di taratura 1,2 Vn 0,8 Vn 50,3 Hz o 51 Hz (2) 49 o 49,7 Hz (2) 0,5 Hz/s
Tempo di intervento 0,1 s 0,2 s Senza ritardo intenzionale Senza ritardo intenzionale Senza ritardo intenzionale
(1)
Unipolare per impianti monofase e tripolare per impianti trifase
(2)
Le tarature di default sono 49,7 e 50,3 Hz. Qualora le variazioni di frequenza di rete, in
normali condizioni di esercizio, siano tali da provocare interventi intempestivi della protezione di massima/minima frequenza dovranno essere adottate le tarature a 49 Hz e 51 Hz (3)
Solo in casi particolari
Il dispositivo di interfaccia ( tab. 6) è invece quello su cui maggiormente si concentra l’attenzione delle società di distribuzione dell’energia, perché considerato di maggiore importanza per il servizio elettrico. La sua mancata apertura a seguito di un guasto della rete pubblica potrebbe infatti, almeno in teoria, far sì che il generatore fotovoltaico continui ad alimentare il guasto, introducendo così situazioni di pericolo per le persone e le apparecchiature. La norma CEI 11-20 stabilisce quali protezioni devono intervenire sul dispositivo di interfaccia negli impianti connessi ai sistemi di I categoria (bassa tensione) e di II categoria (media tensione), fino ad una certa potenza 2: - minima frequenza; - massima frequenza; - minima tensione; - massima tensione; - eventuale altra protezione di perdita rete da concordare con il distributore. La norma non riporta le soglie di intervento per le protezioni, né i tempi di intervento, specificando solo che nell’intervento delle protezioni, ad esclusione di quella di minima tensione, non devono esserci ritardi intenzionali. Questi dati sono contenuti nelle disposizioni delle società elettriche di distribuzione. Tra queste, per la bassa tensione il riferimento più significativo è costituito dal documento DK5940 dell’Enel. Nella tabella 6 sono riportati i valori di taratura delle protezioni di interfaccia contenuti nel documento. (2)
Per potenze superiori a 200 kVA è richiesto anche l’intervento per massima tensione omopolare.
69
L’allacciamento alla rete di media tensione è invece regolato dal documento Enel DK5740. 4.5 - Impianti per servizio isolato 4.5.1 - Criteri di dimensionamento
Il dimensionamento degli impianti per il servizio isolato (stand-alone), ad esempio, per le segnalazioni marittime ( fig. 15), comporta la scelta dei componenti principali (moduli fotovoltaici, batteria, cavi, eventuale inverter) per assemblare un sistema in grado di alimentare le utenze in modo soddisfacente. Per far questo occorre partire da alcuni dati di progetto: - irraggiamento medio giornaliero sul sito nei 12 mesi dell’anno; - energia giornaliera consumata nei periodi più significativi; - potenza massima richiesta complessivamente dagli utilizzatori; - numero di giorni di autonomia anche in mancanza di sole. Per quanto riguarda il primo punto, è possibile applicare quanto riportato nel precedente paragrafo sull’energia solare. Non è necessario calcolare i valori per tutti i 12 mesi, ma solo per i periodi (il più delle volte è uno solo) in cui si ritiene che la differenza tra l’energia solare e quella consumata sia più sfavorevole. L’inclinazione dei moduli fotovoltaici deve essere scelta di conseguenza. Tipicamente, se l’impianto funziona tutto l’anno si adotta l’inclinazione di 60°, mentre se dovesse funzionare solo d’estate l’inclinazione dipende da quanto lungo si considera il periodo estivo. Riguardo ai consumi energetici, occorre conoscere o prevedere quali apparecchi saranno alimentati e per quanto tempo. Ad esempio, supponendo di alimentare 4 lampade fluorescenti da 12 W per una media di 5 ore al giorno e un televisore da 60 W per 4 ore al giorno, l’energia giornaliera consumata sarebbe: E c = 4 . 12 . 5 + 6 0 . 4 = 480 Wh/giorno. Se si prevede che vi siano delle differenze nel corso dell’anno il calcolo va ripetuto ma solo per i periodi da considerare come più sfavorevoli. Il terzo punto riguarda la potenza massima richiesta dagli utilizzatori. Se questi sono pochi, come nel semplice esempio appena visto, si può fare la somma delle potenze: P c = 4 . 12 + 60 = 108 W. Se invece le utenze sono tante, si può tenere conto del fatto che difficilmente saranno tutte attive nello stesso momento e alla massima potenza. Di questo si tiene conto moltiplicando la somma dei carichi per un fattore di contemporaneità minore di 1. Il quarto punto si riferisce invece all’autonomia che deve avere l’impian70
Fig.15 - La segnalazione marittima costituisce una delle applicazioni più sfruttate del fotovoltaico per servizio isolato.
to fotovoltaico in condizioni di tempo particolarmente sfavorevoli (ad esempio piogge prolungate). Normalmente si considerano periodi di autonomia che vanno da 3 a 5 giorni. A partire da questi dati di progetto è possibile procedere col dimensionamento dell’impianto a cominciare dal generatore fotovoltaico. La prima ipotesi su cui si basa la maggior parte dei criteri di progetto è la seguente: su base media giornaliera, l’energia che l’impianto è in grado di fornire deve essere almeno uguale a quella che consumano i carichi, cioè: E FV > E C
L’energia media giornaliera che l’impianto fotovoltaico è in grado di produrre è del resto proporzionale all’irraggiamento solare medio giornaliero sul sito e alla potenza di picco P o del generatore fotovoltaico a meno di alcune perdite: E FV = G . P O . K . η BOS (Wh)
Il coefficiente K , minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e assorbimento del vetro anteriore, oltre che dello sporcamento dei moduli. Per siti non particolarmente penalizzati, è maggiore di 0,9. 71
Fig. 16 - Esempio di impianto fotovoltaico per abitazione isolata in una piccola isola.
Il coefficiente η bos tiene conto invece di tutte le perdite che si verificano nel sistema, partendo dai moduli fotovoltaici per arrivare ai carichi, ed è costituito dal prodotto di tanti singoli rendimenti, come si può vedere nella tabella 7 nella quale per ciascuna voce sono riportati gli intervalli tipici di variazione dei rispettivi valori. Come si vede, il coefficiente η bos varia notevolmente tra la condizione peggiore e quella migliore. Nel calcolo dei totali, per i valori più bassi è però stato posto il mismatch dei moduli e delle stringhe uguale a 1, perché è negli impianti composti da 1 o 2 moduli fotovoltaici che, tipicamente, si potrebbero manifestare più pesantemente alcune altre inefficienze (accumulo e inverter). L’efficienza legata allo scostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC assume i valori più bassi per gli impianti realizzati nei climi caldi con moduli in silicio cristallino, mentre la situazione è differente se l’impianto serve un rifugio di montagna o fa uso di moduli fotovoltaici a film sottile. Il fenomeno del mismatch fra i moduli fotovoltaici e fra le stringhe è tanto maggiore (e quindi l’efficienza è tanto minore) quanti più moduli ci sono nel generatore fotovoltaico, quanti più moduli ci sono per ogni stringa e quanto maggiore è lo scostamento della potenza dei singoli moduli rispetto alla potenza nominale del modulo. Quest’ultimo dato è fornito dal costruttore come valore percentuale. L’efficienza legata all’accoppiamento tra il generatore fotovoltaico e l’accu72
Tabella 7 - Tipi di perdita e rendimenti associati Tipo di perdita Scostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC Mismatch fra i moduli e fra le stringhe (= 1 per un solo modulo) Accoppiamento tra generatore fotovoltaico e accumulo Circuiti in corrente continua Processo di carica/scarica dell’accumulo Inverter (= 1 per impianti in corrente continua) Circuiti in corrente alternata (= 1 per impianti in corrente continua) η bos per impianti in corrente continua η bos per impianti in corrente alternata
Rendimento associato 0,92 ÷ 1,00 0,90 ÷ 0,99 0,85 ÷ 0,95 0,98 ÷ 0,99 0,70 ÷ 0,95 0,88 ÷ 0,92 0,96 ÷ 0,98 0,54 ÷ 0,88 0,45 ÷ 0,80
mulatore è alta se si utilizza un circuito MPPT, è invece inferiore in tutti gli altri casi. In assenza del circuito MPPT, per evitare di avere drastiche diminuzioni di potenza in alcune condizioni operative, come regola generale è bene che vi siano 6 celle cristalline in serie per elemento di accumulo, il che significa 36 celle in serie per 12 V, 72 celle in serie per 24 V e così via. Se si utilizzano moduli fotovoltaici in silicio amorfo o con le celle di materiale diverso dal silicio, occorre comunque tenere in considerazione che il generatore fotovoltaico deve essere sempre in grado di trasferire la propria potenza all’accumulo con una resa accettabile. È importante quindi verificare che la curva caratteristica del generatore fotovoltaico, anche nei casi più sfavorevoli di irraggiamento solare e temperatura delle celle, lavori in una zona non eccessivamente penalizzata. Ciò deve avvenire in considerazione delle possibili variazioni di tensione ai morsetti dell’accumulatore, le quali dipendono dal suo stato di carica. Se il regolatore di carica è in grado di svolgere la funzione MPPT la situazione è differente, ma vi sono comunque dei vincoli da rispettare, come sarà spiegato nel paragrafo seguente. Fatte queste necessarie premesse, ponendo E C = E FV , si ottiene la potenza di picco del generatore fotovoltaico e quindi il suo dimensionamento: P o =
E C G . K . η bos
Passando all’accumulo, è necessario che l’energia E b che quest’ultimo deve essere in grado di fornire sia almeno uguale a quella che consumano i carichi giornalmente, moltiplicata per il numero di giorni di autonomia N ga: 73
E b > E C . N ga
L’energia che l’accumulo è in grado di fornire è del resto pari alla sua capacità in Ah Qb, moltiplicata per la tensione nominale V b e per il rendimento di carica/scarica η b. E b > E C . V b . η b
Se il costruttore dichiarasse la capacità a completo esaurimento dell’accumulo bisognerebbe moltiplicare il tutto per il Depth Of Discharge DOD. Nel caso invece, frequente, in cui il valore LVD impostato per il regolatore di carica è superiore a quello della tensione di fine scarica associato alla specifica capacità dell’accumulo, occorre maggiorare opportunamente la capacità rispetto a quanto calcolato. Dalle due equazioni precedenti ne deriva che la capacità dell’accumulo deve essere almeno pari a: E C . N ga Qb = V . η b b
Nel caso sia presente l’inverter, la sua potenza massima di uscita deve essere almeno uguale a E c. Restano infine da dimensionare i collegamenti. In genere questa operazione non viene fatta sulla portata dei cavi, quasi sempre sovrabbondante, ma sulla caduta di tensione ∆V%, per la quale si raccomandano i seguenti valori massimi: 3% tra il generatore fotovoltaico e il regolatore di carica, 1% tra il regolatore di carica e accumulo, 3% tra regolatore di carica e carichi (considerando il percorso massimo). Se è presente l’inverter, si può considerare trascurabile la caduta di tensione tra quest’ultimo e il regolatore di carica. Una volta stabilita la lunghezza l dei collegamenti (per ragioni di uniformità considerati sempre unipolari, cioè l è ottenuto sommando l’andata e il ritorno), la sezione S può essere calcolata con la formula: S > 2,24 .
l.Ι
V . ∆V %
Nella formula, I , V e ∆V e assumono i valori riportati nella tabella 8 a seconda del tipo di collegamento. Nel caso in cui il generatore fotovoltaico sia costituito da più stringhe, la lunghezza l si riferisce al percorso massimo e la sezione S può essere ripartita fra le stringhe nei tratti compresi tra i moduli fotovoltaici e la scatola di parallelo. 74
Tabella 8 - Valori di I e V per i vari tipi di collegamento Collegamento Generatore fotovoltaico - regolatore di carica Regolatore di carica - accumulo Regolatore di carica - carichi (corrente continua)
I
V
∆V%
I M = I Pmax .m
V b
I M = I Pmax .m
V b
V Cm/Vb
V b
<3 <1 <3
Infine, è necessario che il circuito dei carichi sia protetto contro il corto circuito e il sovraccarico da un fusibile o un dispositivo automatico. Si consiglia di mettere sempre un fusibile di protezione in serie al circuito batterie. 4.5.2 - Esempio di impianto per servizio isolato
Il caso portato ad esempio riguarda un’abitazione che si vuole alimentare in corrente alternata e che si prevede di utilizzare solo nel periodo compreso tra marzo a ottobre, ubicata in Alto Adige (vedi tab. 9), in una zona non servita dalla rete elettrica. Nei rimanenti periodi, non essendo previsto il normale utilizzo, è tollerata una diminuzione delle prestazioni. Il generatore fotovoltaico non subisce ombreggiamenti di rilievo (K = 0,93). Il sistema deve poter funzionare in assenza di sole con un’autonomia di almeno tre giorni. I carichi elettrici presentano le caratteristiche riportate nella tabella 10. I valori di radiazione solare sono riportati nella tabella seguente per i soli mesi utili. Come si vede, l’inclinazione di 60° del generatore fotovoltaico consente di aumentare, anche se di poco, l’energia prodotta nel mese più sfavorevole, rappresentato da marzo con 3,80 kWh/m2g. Nel progetto si considera una tensione di 24 V per la parte in corrente continua. L’inverter ha una potenza di 250 W di uscita con il 92% di rendimento. L’accumulo può essere costituito da 2 batterie monoblocco da 12 V in serie. Il rendimento di tutto il sistema η BOS è stimato con la tabella 11, nella quale per alcune voci si fa uso di valori presunti. La potenza di picco del generatore fotovoltaico risulta allora essere: 977 3,80 . 0,93 . 0,62 = 446 W La capacità dell’accumulo è data da: 977.3 Qb = 24 . 0,85 = 144 Ah P o =
75
Fig.17 - Generatore fotovoltaico. Tabella 9 - Dati relativi a Bolzano β
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Media
Località: Bolzano 30° 3,88 4,81 4,87 5,20 5,43 5,15 4,65 3,60 60° 3,80 4,24 4,00 4,13 4,40 4,42 4,41 3,93
Il generatore fotovoltaico potrebbe allora consistere in 4 moduli fotovoltaici da 110 Wp in silicio cristallino da 36 celle, collegati tra loro in modo da formare 2 stringhe da 2 moduli ciascuna. L’accumulo può consistere in due batterie monoblocco da 12 V e C100 (25°C, 1,85 V/el) = 150 Ah collegate in serie. Se il valore LVD (Low Voltage Disconnection) del regolatore di carica fosse maggiore di 1,85 x 12 = 22,2 V, sarebbe necessario incrementare opportunamente la capacità dell’accumulo per tenere conto del differente DOD di riferimento. Tabella 10 - Potenza ed energia per vari tipi di carichi Descrizione Lampada fluorescente compatta Televisore a colori 20” Frigorifero 200 litri classe A
N Potenza [W] Ore / giorno 4 12 x 4 4 1 55 3 1 (90) -
Altre utenze TOTALE
-
76
(60) 253
-
Energia consumata [Wh/g] 192 165 500 120 977
Tabella 11 - Rendimento del sistema Tipo di perdita Scostamento della temperatura dei moduli dalle condizioni STC Mismatch fra i moduli e fra le stringhe Accoppiamento tra generatore fotovoltaico e accumulo Circuiti in corrente continua Processo di carica/scarica dell’accumulo Inverter Circuiti in corrente alternata η bos
Rendimento associato 0,96 0,97 0,90 0,98 0,85 0,92 0,97 0,62
Il regolatore di carica, da 24 V, deve essere in grado di sopportare una corrente massima pari a 2 x I sc , la quale dipende dai dati di targa dei moduli, ma che potrebbe essere all’incirca di 13 A. L’interruttore-sezionatore posto tra l’array e il regolatore di carica deve essere da 16 A. Lo schema elettrico che ne deriva è mostrato nella figura 18. Per sicurezza, è bene inserire un fusibile in serie alle batterie. Esso deve essere dimensionato considerando anche i possibili spunti dell’inverter, il quale per brevi periodi è in grado di erogare una potenza superiore a quella nominale e che può arrivare a 400 W. Può essere utilizzato un fusibile da 20 A. All’uscita dell’inverter partono due conduttori indicati con notazione unifilare. A meno di indicazioni particolari del costruttore dell’inverter, l’interruttore magnetotermico può essere 1P+N o 2P, di tipo B o C, con valore nominale di 2 A. L’interruttore differenziale è da 30 mA. Anche se non è visibile nello schema, è importante che vi sia un conduttore di protezione (PE) di colore giallo-verde che collega a terra le masse e il polo centrale delle prese a spina. Per quanto riguarda le sezioni dei cavi vale quanto segue. Se, ad esempio, il parallelo delle stringhe è effettuato in prossimità dei moduli e la distanza tra il regolatore di carica e la scatola di parallelo è pari a 8 m (16 m equivalenti di cavo unifilare), il cavo deve avere sezione pari a 6 mm 2, mentre tra la scatola di parallelo e i singoli moduli è sufficiente una sezione di 2,5 mm 2. Per le batterie, se il collegamento, inteso come unifilare, tra il regolatore di carica e le batterie è lungo 5 m, occorre utilizzare un cavo di 6 mm 2. Tra l’inverter e le utenze è sufficiente utilizzare un cavo di 1,5 mm 2 a meno che le distanze non siano davvero considerevoli. Il conduttore di protezione (PE) deve avere lo stesso diametro. 77
Fig.18 - Schema elettrico dell’impianto fotovoltaico per servizio isolato con uscita in corrente alternata.
4.6 - Altri impianti 4.6.1 - Applicazioni di piccola taglia
Le applicazioni di piccola taglia riguardano tutti i casi in cui uno o due moduli fotovoltaici sono utilizzati per alimentare piccoli carichi. La potenza non supera normalmente i 100÷200 Wp e l’energia è accumulata in una batteria monoblocco, normalmente da 12 V, per mezzo di un piccolo regolatore di carica. Questi sistemi trovano applicazione nella nautica, nel caravan e nel campeggio. Inoltre, si trovano in commercio piccoli sistemi per l’alimentazione di abitazioni isolate. Solitamente, tali soluzioni sono commercializzate come kit contenenti tutto l’occorrente, carichi elettrici compresi. A seconda della taglia, si può partire da kit per l’alimentazione di 1 o 2 lampade fluorescenti compatte, fino ad arrivare a sistemi comprensivi di frigorifero e televisore di piccola potenza. Nel mondo questi sistemi sono molto diffusi per l’elettrificazione rurale, in quanto consentono fornire, con poca spesa, un minimo di energia elettrica ad abitazioni isolate che altrimenti ne sarebbero sprovviste. Si consideri che le ridotte disponibilità economiche di molte popolazioni che vivono in Paesi in via di sviluppo non consentono, in molti casi, di andare oltre l’installazione di sistemi composti da un unico modulo fotovoltaico, in grado di alimentare qualche sorgente luminosa. 78
4.6.2 - Illuminazione stradale
L’illuminazione stradale realizzata utilizzando l’energia solare consente di risparmiare i lunghi tratti di cavo interrato che normalmente vengono utilizzati per alimentare le file di lampioni (fig. 21). Per contro richiede alcune valutazioni preliminari aggiuntive, tra cui le principali sono dovute alla più limitata disponibilità della risorsa solare rispetto a quella offerta dalla rete e al particolare tipo di installazione dei moduli fotovoltaici (in cima ad un palo di alcuni metri): - quale è il livello di illuminazione minimo richiesto sul piano stradale? - il servizio è richiesto tutto l’anno o solo per un periodo più breve? - è necessario che il servizio si protragga per tutta la notte o l’illuminazione è richiesta solo fino ad una certa ora? - la luce prodotta deve avere delle caratteristiche particolari o è possibile utilizzare qualsiasi tipo di lampada? - qual è il carico dovuto al vento sulla struttura comprensiva dei moduli fotovoltaici? - il tipo di batteria utilizzata è compatibile con le condizioni climatiche locali o è necessario ricorrere a tipi di pose particolari (ad esempio posa al livello del suolo o interrata)? - le caratteristiche estetiche dei lampioni fotovoltaici si accordano con l’ambiente circostante? Come si vede, i quesiti sollevati dai lampioni fotovoltaici lasciano poco spazio all’improvvisazione, ma, fortunatamente, la tecnologia consente oggi di risolvere parecchi problemi. Ad esempio, nei mesi invernali il con-
Fig.19 - Disposizione dei moduli foto- Fig. 20 - Impianto fotovoltaico formato da voltaici sulla tuga di una barca a vela. un solo modulo per un’abitazione isolata.
79
trollo elettronico della lampada può parzializzarne la luminosità garantendo comunque una buona resa. Molto utili si stanno dimostrando anche i sensori di prossimità che aumentano la luminosità della lampada all’avvicinarsi di un veicolo o un pedone e mantengono invece una luminosità minima in tutti gli altri casi. Se poi la luce emessa non deve rispondere a particolari caratteristiche in termini di colore e resa cromatica, come avviene su gran arte delle strade, è possibile utilizzare lampade ad alta efficienza, ad esempio al sodio a bassa pressione, col risultato di diminuire la superficie fotovoltaica necessaria e alleggerire il sistema. Da segnalare la crescente diffusione delle lampade a matrici di LED, caratterizzate dall’avere buona efficienza e costi contenuti. 4.6.3 - Impianti in parallelo alla rete con funzione di soccorso
Talvolta, i possessori di impianti fotovoltaici per servizio in parallelo alla rete rimangono sconcertati a sentire che il proprio sistema, magari di dimensioni ragguardevoli e pagato fior di quattrini, non è in grado di tenere accesa neppure una lampadina in caso di black-out. Infatti, come si è visto, la protezione di interfaccia deve scollegare prontamente l’impianto fotovoltaico in caso di mancanza rete per evidenti ra-
Fig.21 - Esempio di lampione fotovoltaico.
80
gioni di sicurezza. Ma se anche così non fosse, in mancanza di un accumulo dell’energia sarebbe ben difficile bilanciare perfettamente i consumi con l’energia prodotta e pertanto un sistema siffatto si rivelerebbe comunque inidoneo al servizio isolato. Va aggiunto inoltre che, nel nostro Paese, la qualità del servizio elettrico si attesta (ancora) su livelli piuttosto alti, per cui nella maggior parte dei casi non conviene ricorrere a modifiche che fanno aumentare la complessità e il costo dell’impianto per far fronte a pochi eventi sfavorevoli di modesta durata. Qualora vi fossero dei carichi particolarmente critici (computer, apparecchi elettromedicali ecc.) conviene invece per questi utilizzare un gruppo di continuità (UPS) della potenza strettamente necessaria. Tuttavia, soprattutto nelle zone rurali, vi possono essere situazioni nelle quali l’affidabilità della rete si rivela piuttosto scarsa e occorre fare qualcosa per fronteggiare le frequenti interruzioni. Un impianto per il servizio in parallelo alla rete contiene sempre almeno un inverter di una certa potenza. Quest’ultimo però non è generalmente adatto all’utilizzo nel servizio isolato, principalmente perché è configurato per comportarsi da generatore di corrente anziché da generatore di tensione. Se fosse però possibile cambiarne la configurazione in modo automatico lo stesso dispositivo potrebbe assolvere entrambi i compiti. Questa soluzione è stata adottata per alcuni inverter che, in questo modo, riescono a svolgere le due funzioni. Naturalmente, questi sistemi necessitano di un accumulo elettrochimico in grado di far fronte alle condizioni di black-out per un certo periodo di tempo, tuttavia inferiore a quanto richiesto negli impianti per servizio isolato. Inoltre, non appena si verifica una interruzione nell’erogazione dell’energia devono svolgere le seguenti operazioni: - apertura del dispositivo di interfaccia; - riconfigurazione dei propri parametri interni per il funzionamento isolato; - riavvio con la sorgente di alimentazione costituita dall’accumulo in aggiunta al generatore fotovoltaico; - monitoraggio delle condizioni di rete per avviare la sequenza inversa non appena si verifica il ripristino dell’erogazione di energia. Le prestazioni ottenibili, in termini di tempi di commutazione, sono spesso inferiori a quelle offerte dai normali UPS, ma i costi sono più contenuti. 4.6.4 - Impianti di pompaggio dell’acqua
Gli impianti di pompaggio dell’acqua ( fig. 22) sono gli unici impianti per servizio isolato che di regola non necessitano di un accumulo dell’energia di tipo elettrochimico. In questi impianti l’accumulo è costituito dal ser81
Fig. 22 - Schema di principio di un impianto di pompaggio dell’acqua.
batoio dell’acqua, la quale è prelevata da un pozzo e portata in superficie per poi essere utilizzata quando occorre. In genere la pompa costituisce un corpo unico col motore elettrico che viene racchiuso in un contenitore stagno in quanto tale componente deve essere calato nel pozzo al di sotto del pelo libero dell’acqua. Negli impianti di taglia superiore a 100÷200 W si utilizzano quasi sempre motori in corrente alternata, quindi devono essere comandati da un inverter. In alcuni casi l’inverter fa parte del componente stagno da calare nel pozzo, in altri costituisce un’entità separata e può essere contenuto nella centralina di comando. In fase di dimensionamento è importante che la pompa sia in grado di superare la prevalenza necessaria (ossia la differenza di quota tra il serbatoio e il pelo libero dell’acqua del pozzo più le perdite di carico) anche con bassi livelli di radiazione solare. Livelli più alti di radiazione devono invece tradursi in proporzionali aumenti di portata. Se l’acqua deve alimentare dei rubinetti attraverso un acquedotto anche piccolo, il serbatoio di raccolta deve essere posizionato qualche metro più in alto rispetto ai punti di prelievo, mentre negli utilizzi agricoli o zootecnici si fa di solito uso di vasche aperte. Gli impianti di pompaggio fotovoltaici sono tipicamente diffusi nelle zone rurali dei Paesi in via di sviluppo. 4.6.5 - Inseguitori solari
Realizzati prendendo spunto dai girasoli, gli inseguitori solari (fig. 23) sono dei meccanismi che modificano l’inclinazione e l’orientamento dei moduli fotovoltaici nel tentativo di far arrivare su di essi la radiazione solare diretta nel modo migliore possibile, cioé perpendicolarmente. Questi dispositivi si distinguono in inseguitori su un solo asse (monoassiali) e inseguitori su due assi (biassiali). Solo gli inseguitori biassiali sono in grado, almeno in teoria, di orientarsi perfettamente rispetto al disco solare, mentre quelli monoassiali si limitano a seguire l’evoluzione del sole durante il giorno con un certo margine di errore. Nonostante i vantaggi in termini energetici, gli inseguitori solari non han82
Fig.23 - Esempio di inseguitore monoassiale: il puntamento migliore è ottenuto quando il segnale della cella di riferimento bifacciale, montata perpendicolarmente al piano dei moduli, risulta minimo
no una grande diffusione, almeno nei piccoli impianti, principalmente perché spesso la maggiore complessità non compensa l’incremento di resa in termini economici. Attualmente però, per alcuni grossi impianti sono previsti sistemi ad inseguimento monoassiale affidabili e di basso costo. Inoltre, la maggiore produzione ottenibile facendo uso degli inseguitori solari è concentrata soprattutto nel periodo estivo, quando il sole descrive i percorsi più lunghi, mentre nei mesi invernali i vantaggi sono minimi. Tipicamente quindi, gli inseguitori solari non migliorano granché la resa degli impianti per servizio isolato. L’utilizzo degli inseguitori solari biassiali si rivela però indispensabile negli impianti fotovoltaici a concentrazione, nei quali la radiazione solare è concentrata per mezzo di sistemi ottici di vario tipo e incide su celle solari ad alto rendimento. Si tratta comunque di sistemi non ancora pronti per la commercializzazione su vasta scala.
83
CAPITOLO 5
LEGISLAZIONE, AUTOPRODUZIONE E SOCIETÀ ELETTRICHE, VALUTAZIONI ECONOMICHE
5.1 - Principali riferimenti legislativi Vi sono numerosi riferimenti di legge per quanto riguarda il fotovoltaico e gli strumenti di incentivazione che si sono succeduti nel corso degli anni. Considerando quelli più attuali, è possibile redigere l’elenco seguente.
Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 - Attuazione della direttiva 96/92/CE recante le norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica Si tratta del cosiddetto “Decreto Bersani” sulla liberalizzazione del mercato elettrico. Costituisce il fondamento per tutti i provvedimenti che si sono susseguiti sulla regolamentazione del mercato, i rapporti tra produttori e le regole di dispacciamento. Dal punto di vista del fotovoltaico sono interessanti le definizioni, tra cui quella di piccola rete isolata, e la quota obbligatoria di energia da fonte rinnovabile per i produttori. Decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 - Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità Nel decreto si parla per la prima volta della tariffa incentivante per il solare, che sarebbe diventata in seguito il “conto energia”. Il decreto prevede la semplificazione delle procedure autorizzative per gli impianti a fonti rinnovabili e alcune facilitazioni per il loro collegamento alla rete elettrica. 84
Decreto Ministeriale 28 luglio 2005 È l’atteso decreto sul “Conto energia”. Sono per la prima volta definite le tariffe incentivanti per l’energia prodotta da fotovoltaico e le modalità per ottenerle. La potenza fotovoltaica finanziabile al 2015 è tuttavia piuttosto bassa e pari a 500 MW. Decreto Ministeriale 6 febbraio 2006 Introduce alcune correzioni e adattamenti al decreto 28 luglio 2005. In particolare, porta la potenza finanziabile al 2015 a 1000 MW e consente l‘utilizzo dei moduli fotovoltaici in film sottile (ma solo alle persone giuridiche). Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 28/06 Condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW, ai sensi dell’articolo 6 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 Si tratta della riformulazione dello scambio sul posto, già previsto dalla delibera 224/00, ed ora ampliato a tutte le energie rinnovabili purché prodotte da impianti di potenza non superiore a 20 kW. Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 188/05 Definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell’articolo 9 del decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio, 28 luglio 2005 Definizione del soggetto attuatore, introdotto dal decreto legislativo 28 luglio 2005, ed ora identificato con il GRTN (ora GSE). Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 40/06 Modificazione e integrazione alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05, in materia di modalità per l’erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici La delibera apporta alcune modifiche, soprattutto al conteggio degli incentivi in conto energia, nel caso di contratto di scambio sul posto per gli impianti fotovoltaici. 85
Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 34/05 - Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239 La delibera stabilisce i prezzi minimi garantiti per l’energia prodotta da fonti rinnovabili e ceduta alla rete elettrica. Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 Si tratta del nuovo decreto Conto Energia, grazie al quale è stata rivisitata l’intera materia delle incentivazioni ed è stato reso più agevole l’accesso alla tariffa incentivante. Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 281/05 Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi La delibera tratta delle modalità di accesso alla rete elettrica MT per i produttori di energia elettrica, prevedendo condizioni particolari per le fonti rinnovabili. Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 88/07 Disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da impianti di generazione Sono presi in considerazione gli impianti al di sotto e al di sopra di 20 kW. Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 89/07 Condizioni tecnico economiche per la connessione di impianti di produzione di energia elettrica alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale minore o uguale ad 1 kV In dettaglio gli obblighi del produttore e del gestore di rete per gli allacciamenti alla bassa tensione. Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 90/07 - Attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai fini dell’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici La delibera contiene la modulistica per la domanda per l’ottenimento della tariffa incentivante. 86
Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n. 280/07 Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell’energia elettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387/03, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239/04 Costituisce un aggiornamento della delibera 34/05, soprattutto per quanto riguarda le tariffe minime garantite per le fonti rinnovabili.
5.2 - Regolamenti delle società elettriche La liberalizzazione del mercato elettrico introdotta in Italia con il decreto 79/99 ha innescato una graduale espansione delle piccole società di distribuzione dell’energia elettrica, rappresentate soprattutto dalle aziende municipalizzate, a scapito dell’ENEL. L’ENEL rappresenta tuttavia un riferimento tecnico, anche per le società concorrenti, per via della sua lunga esperienza e della presenza in Comitati nazionali e internazionali di vario tipo. Benché quindi ogni società abbia emesso dei propri regolamenti per l’allacciamento degli autoproduttori alla rete, molto spesso tali documenti ricalcano in grande misura le disposizioni emesse dall’ENEL. Per le valutazioni di carattere generale conviene quindi rifarsi a queste ultime. Due principali documenti emessi dall’ENEL:
ENEL DK 5940 - Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete bt di ENEL Distribuzione ENEL DK 5740 - Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete MT di ENEL Distribuzione
5.3 - Valutazioni economiche per gli impianti collegati alla rete elettrica La scelta di realizzare un impianto fotovoltaico, al di là di altre considerazioni, deve sempre tenere conto della sua convenienza economica. Infatti, un impianto fotovoltaico costituisce pur sempre un investimento, ossia un impegno di capitale a fronte del quale ci si aspetta un adeguato ritorno, rappresentato dai benefici attesi. Non sempre tali benefici possono essere espressi in termini strettamente economici. Se prendiamo, ad esempio, gli impianti per servizio isolato, il valore del87
l’energia elettrica prodotta dal fotovoltaico dipende dalla sua utilità, ossia da quanto chi la utilizza è disposto a spendere per averla. Di fatto, non è sempre facile tradurre in termini economici la disponibilità di energia elettrica, anche facendo il confronto con altre soluzioni (ad esempio i gruppi elettrogeni), i quali comunque possono presentare delle controindicazioni, perché generano inquinamento, rumore, o si rivelano poco affidabili. È quindi importante essere in grado di caratterizzare un impianto fotovoltaico anche dal punto di vista economico oltre che tecnico, perché un investimento di questo tipo non dovrebbe essere guidato solo da considerazioni di tipo qualitativo. A questo scopo si cercherà di illustrare alcuni concetti economici di base, utili al fine di intraprendere qualche semplice calcolo.
5.3.1 - Attualizzazione di costi e ricavi È possibile esprimere su un grafico i flussi di cassa (cash-flow) con cadenza annuale (fig. 1), associati ad un impianto fotovoltaico. Si immagini che l’investimento iniziale avvenga al tempo t = 0, mentre dopo un anno sia possibile iniziare a calcolare ricavi e costi. Il numero di anni, indicato con n, dipende dall’orizzonte temporale che si intende considerare. Per gli impianti fotovoltaici la durata minima non è mai inferiore a 20 anni e ragionevolmente si ritiene che possa spingersi fino a 30÷40 anni. I ricavi sono associati alla valorizzazione dell’energia elettrica prodotta, ceduta o autoconsumata, mentre i costi sono, tipicamente, dovuti alle spese di esercizio e manutenzione. Nei casi reali, i flussi di cassa non sono costanti, in quanto i ricavi possono dipendere dalle condizioni di soleggiamento che si sono verificate nel corso dell’anno, mentre i costi includono i normali controlli e gli interventi di carattere straordinario. Nei calcoli economici che seguiranno non si tiene però conto delle variazioni che avvengono anno per anno, in larga parte non prevedibili, ma solo del loro valore medio. La produzione annua si considera quindi costante e di conseguenza anche i ricavi. I costi annui di esercizio e manutenzione sono anch’essi presi come valori medi e, generalmente, calcolati come percentuale dell’investimento (circa 1% per gli impianti allacciati alla rete e 3÷5% per gli impianti isolati). 88
Fig. 1 - Diagramma temporale con i flussi di cassa su base annua.
Tuttavia, la distribuzione nel tempo di costi e ricavi fa sì che non si possano sommare tra loro quantità percepite o sborsate in tempi diversi senza eseguire un’adeguata conversione. Infatti, per ognuno di noi, una stessa somma ha valore differente a seconda che sia resa disponibile subito o tra un certo tempo. Gli economisti tengono conto di questo atteggiamento per mezzo del tasso di attualizzazione. Esso corrisponde a quel valore che rende indifferente per chi investe disporre di una certa somma immediatamente o a distanza di un anno aumentata di una percentuale pari a i , cioè moltiplicata per 1 + i . Se, anziché dopo un anno, quella data somma fosse disponibile dopo k anni, l’equivalenza si manterrebbe moltiplicandola per (1 + i )k . Invertendo il ragionamento, se si dispone della somma S in anni diversi, il valore attribuito oggi a S sarebbe pari a S /(1 + i ) se S arriva dopo un anno e pari a S /(1 + i )k se S arriva dopo k anni. È possibile utilizzare come valore di i quello che si avrebbe impiegando la stessa somma in investimenti alternativi a quello considerato ma con lo stesso livello di rischio. In questi casi si usa di solito, come riferimento, il rendimento dei titoli di stato o delle obbligazioni a lungo termine. 89
Se invece la somma necessaria all’investimento è presa a prestito, si può utilizzare il tasso applicato al mutuo. Passando dalle mura domestiche alle decisioni aziendali, in questi casi si utilizza normalmente un valore di i dipendente da molti fattori, interni ed esterni, variabili da caso a caso. In generale quindi, il parametro assume il significato più ampio di tasso di interesse. In aggiunta al tasso di interesse, vi è un altro parametro che incide sul diverso valore nel tempo di una stessa somma. Infatti, un dato ammontare subisce quasi sempre nel tempo a un deprezzamento dovuto alla diminuzione del suo potere di acquisto. Di questo fenomeno si tiene conto con il tasso di inflazione ƒ. Il tasso di inflazione ƒ può anche essere definito come il tasso di aumento generalizzato dei prezzi. Questi ultimi non variano tutti nel tempo della stessa quantità e nella stessa direzione, tuttavia sono definiti degli indici aggregati, tra i quali il più importante è l’indice aggregato dei prezzi al consumo ISTAT. L’effetto dell’inflazione (considerata costante) sul valore della moneta si può esprimere, al pari del tasso di attualizzazione, dicendo che una data somma dopo un anno avrà un potere di acquisto pari a S/(1+ ƒ) e dopo k anni pari a S /(1+ ƒ)k . Nei calcoli si fa spesso uso del tasso reale di interesse i’ , il quale rappresenta il tasso che si avrebbe se il potere di acquisto della moneta rimanesse invariato nel tempo. Il tasso reale di interesse è quindi il tasso di interesse prima visto depurato dell’effetto dell’inflazione e risulta pari a: 1 + i i-ƒ _____ _____ i’ = e 1 + i’ = 1+ƒ 1+ƒ È molto importante comprendere che nei calcoli economici le serie temporali di dati, ossia i cash-flow, possono essere espressi in 3 modi(1): (1) Nel
caso più generale si dovrebbe tenere conto anche delle derive, ossia delle variazioni dei prezzi rispetto al tasso di inflazione. In questa breve trattazione, per semplicità, le derive si considerano nulle.
90
- a moneta costante, cioè senza tenere conto degli effetti dell’inflazione e del tasso di interesse; - a moneta corrente, tenendo conto dell’inflazione; - a valore attualizzato, tenendo conto del tasso di interesse e dell’inflazione. Per fare un esempio, si consideri di investire 3300 Euro nel 2006, a fronte del quale ci si attende un ritorno di 1200 Euro attualizzato per ognuno dei 3 anni successivi. Il tasso di interesse è del 5% e l’inflazione è pari al 2%. La tabella 1 mostra il cash-flow calcolato con le tre differenti modalità: Di solito, il cash-flow è calcolato a moneta costante quando si vuole avere una più chiara visione dei costi e dei ricavi depurati dall’effetto inflattivo. Le serie temporali a moneta costante permettono inoltre di effettuare sviluppi analitici indipendenti dal tasso di inflazione. Per contro, i valori a moneta corrente, che in questo caso rappresentano le somme effettivamente percepite, consentono di valutare meglio l’impatto nel futuro dei singoli esborsi e proventi. Per qu esto motivo le serie di dati a moneta corrente sono molto utilizzate. Tuttavia, è con i valori attualizzati che risulta possibile sommare e sottrarre tra loro costi e ricavi avvenuti in tempi differenti. Nel caso di impianti fotovoltaici realizzati da privati, frequentemente si utilizza un tasso di interesse pari all’inflazione. In questo caso i valori attualizzati risultano uguali a quelli calcolati a moneta costante. Per le imprese la scelta è invece generalmente più complessa in quanto è necessario tenere conto delle possibili fonti di finanziamento e degli effetti della tassazione sugli utili. Nei casi pratici, ci si trova spesso a dover valorizzare una serie di Tab. 1 - Esempio di cash-flow calcolato con diverse modalità Tipo di calcolo ‘06 (k = 0) A moneta costante -3300 A moneta corrente -3300 A valore attualizzato -3300
‘07 (k = 1) 1200 1224 1166
‘08 (k = 2) 1200 1248 1132
‘09 (k = 3) Formulazione utilizzata 1200 1273 (1+ ƒ)k 1100 1+ ƒ k 1+i
( )
91
Fig. 2 - Diagramma temporale per una ricavo pari a S ripetuto per n anni.
somme (costi o ricavi) uguali fra loro, con cadenza annuale, che interessano anni consecutivi a partire dal primo. Il valore risultante V s, attualizzato con un tasso di interesse i (nominale o reale) è pari a: n
n 1 (1+ ) -1 i V s = S . Σ _____ k o anche V s = S . ________ i . (1 + i )n ) k = 1 (1 + i
La seconda delle due formule risulta essere particolarmente utile perché permette il calcolo semplice e veloce dell’ammontare complessivo indipendentemente dall’estensione del periodo considerato.
5.3.2 - Metodi di valutazione degli investimenti Una decisione di investimento, come si è visto, comporta un certo nu mero di esborsi e di proventi in un dato periodo ma in momenti diver si. È stato anche visto come è possibile confrontare tra loro queste quantità attualizzandole rispetto a un dato istante È necessario avere dei criteri per valutare la bontà o meno dell’investimento. I metodi più comunemente adottati sono i seguenti: - Valore Attuale Netto (VAN); - Tasso Interno di Rendimento (TIR), - Periodo di Recupero Scontato (PRS). Il Valore Attuale Netto è semplicemente la somma algebrica dei costi e dei ricavi nel corso degli anni. Esso costituisce un metodo più sicuro ed affidabile, in quanto si adatta a qualsiasi tipo di cash-flow, anche a quelli in cui vi sono più investimenti differiti tra loro nel tempo. Nella sua formulazione più semplice(2), il Valore Attuale Netto è così definito: (2) Non
si tiene conto esplicitamente degli effetti della tassazione, né delle variazioni di capitale circolante.
92
n
R k - C k _____ V R _______ VAN = -I + + k (1 + ) (1 + i )n i k =1
Σ
dove: I è l’investimento iniziale; R k è la somma dei ricavi nell’anno; C k è la somma dei costi nell’anno; V r è il valore residuo alla fine del periodo considerato. Nel calcolo del VAN è necessario definire il periodo considerato. Per il fotovoltaico, almeno quello allacciato alla rete, come già visto un valore di 20÷30 anni rappresenta un periodo ragionevole. Un altro metodo comunemente utilizzato per il calcolo della convenienza di un investimento è quello basato sul Tasso Interno di Rendimento. Il Tasso Interno di Rendimento è definito come quel tasso che rende nullo il valore attualizzato della somma algebrica del flusso dei costi e dei ricavi dovuti al progetto di investimento. In questo caso si tratta di determinare il valore di i che soddisfa l’equazione: n
I =
Σ=1 k
R k - C k V R _______ _____ + (1 + i )k (1 + i )n
Il valore di i si determina per iterazioni successive, essendo presente nell’equazione in forma implicita. Come nel caso del VAN, nel calcolo del TIR occorre stabilire il periodo entro cui devono essere considerati i flussi di cassa. Spesso però si vuole conoscere in quanto tempo si recupererà il capitale investito e quindi si calcola il Periodo di Recupero Scontato. È questo il parametro più importante perché molti privati, così come molte aziende vogliono sapere in quanto tempo riusciranno ad avere indietro il capitale impiegato. La formulazione è del tutto analoga a quella relativa al TIR, con la differenza che l’incognita è ora il periodo anziché il tasso di interesse e, inoltre, il valore residuo non viene di solito considerato. n
I =
Σ=1 k
R k - C k _______ (1 + i )k
93
In pratica, procedendo per tentativi, il periodo x si determina per interpolazione lineare dei due k successivi per i quali la sommatoria assume, rispettivamente, un valore di poco inferiore e di poco superiore a I .
5.3.3 - Esempio di calcolo Per fare un esempio di calcolo economico è possibile riprendere l’impianto per servizio in parallelo alla rete dimensionato con una potenza di 3000 Wp e che produce 3700 kWh/anno. Nel seguito è mostrato un procedimento di calcolo con valori che sono in relazione al funzionamento in conto energia (DM 08/07/05) con l’impianto che si avvale dello scambio sul posto dell’energia. È possibile aggiornare i valori esposti ai provvedimenti e agli incentivi in vigore mantenendo il procedimento valido. Il tasso di interesse è stato fissato uguale all’inflazione, quest’ultima considerata pari al 2,5% annuo. Il contributo in conto energia (0,445 €/kWh per 20 anni) no n viene aggiornato nel corso degli anni, mentre per tutte le altre voci si considera un aggiornamento pari all’inflazione. Il costo dell’impianto, IVA compresa, si considera pari a 7500 €/kWp. I costi annui di esercizio e manutenzione sono stimati come 75 €/kWp. Il costo medio dell’energia acquistata, da utilizzare per il calcolo del costo evitato sulla base dello scambio sul posto dell’energia è di 0,18 €/kWh. La spesa per la lettura e gestione dei contatori è pari a 50 €/anno. Il proprietario dell’impianto decide di beneficiare della detrazione fiscale sull’imponibile del 41% distribuita su 10 anni. In questo caso il contributo in conto energia viene però decurtato del 30%. Investimento: I = 3 x 7500 = 22500 € Cash-flow annuo a rata costante (moneta corrente): (per 20 anni) R C1 = 0,445 x (1 – 0,3) . 3700 = 1153 €/a (per 10 anni) R C2 = 0,41 x 22500 / 10 = 923 €/a Cash-flow annuo soggetto a incremento (moneta costante): RV = 0,18 x 3700 – 75 x 3 – 50 = 391 €/a 94
Fig. 3 - Andamento del Valore Attuale Netto per l’impianto fotovoltaico preso come esempio.
Avendo scelto il tasso di interesse i uguale all’inflazione ƒ, i valori attualizzati di R V sono pari al valore calcolato, mentre quelli di R C1 e R C2 devono essere attualizzati dividendoli per (1 + ƒ)k . L’attualizzazione avviene, in pratica, utilizzando la formula vista precedentemente per il calcolo del valore attualizzato V s. Considerando nullo il valore residuo, il calcolo del VAN a 20 anni è pari a: VAN20 = -22500 + 1173 x 15,59 + 923 x 8,75 + 391 x 20 = 11371 € Passando al calcolo del PRS, sono stati trovati 2 valori per i quali la differenza tra l’investimento e il valore cumulato del cash-flow cambia segno: 10 anni: 11 anni:
-22500 + 22075 = -425 Euro -22500 + 23342 = 842 Euro
Il PRS è allora pari a 10 + 425 / (425+842) = 10,3 anni In figura 3 è riportato il grafico dei valori cumulati (VAN) in funzione del numero di anni considerati. Si noti il cambiamento di pendenza della curva dopo 10,3 anni, dovuto al parametro R C2, e alla fine dei 20 anni, in cui termina il contributo in conto energia. 95
Appendice 5.1 - Alcune definizioni Le Definizioni sono tratte dall’articolo 2 del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 "Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica". 1. Autoproduttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica di cui all'articolo 4, numero 8, della legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai consorzi o società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industriali anteriormente alla data di entrata in vigore del presente decreto. 2. Clienti sono le imprese o società di distribuzione, gli acquirenti grossisti e gli acquirenti finali di energia elettrica. 3. Cliente finale è la persona fisica o giuridica che acquista energia elettrica esclusivamente per uso proprio. 4. Cliente grossista è la persona fisica o giuridica che acquista e vende energia elettrica senza esercitare attività di produzione, trasmissione e distribuzione nei Paesi dell'Unione europea. 5. Cliente idoneo è la persona fisica o giuridica che ha la capacità, per effetto del presente decreto, di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero. 6. Cliente vincolato è il cliente finale che, non rientrando nella categoria dei clienti idonei, è legittimato a stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nell'area territoriale dove è localizzata l'utenza. 7. Cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. 8. Contratto bilaterale è il contratto di fornitura di servizi elettrici tra due operatori del mercato. 9. Dispacciamento è l'attività diretta ad impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari. 10. Dispacciamento di merito economico è l'attività di cui al comma 10, attuata secondo ordini di merito economico, salvo impedimenti o vincoli di rete. 96
11. Dispacciamento passante è l'attività di cui al comma 10, condizionata unicamente da eventuali impedimenti o vincoli di rete. 12. Dispositivo di interconnessione è l'apparecchiatura per collegare le reti elettriche. 13. Distribuzione è il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali. 14. Fonti energetiche rinnovabili sono il sole, il vento, le risorse idriche, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione in energia elettrica dei prodotti vegetali o dei rifiuti organici e inorganici. 15. Linea diretta è la linea elettrica di trasporto che collega un centro di produzione ad un centro di consumo, indipendentemente dal sistema di trasmissione e distribuzione. 16. Piccola rete isolata è ogni rete con un consumo inferiore a 2.500 GWh nel 1996, ove meno del 5 per cento è ottenuto dall'interconnessione con altre reti. 17. Produttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell'impianto. 18. Produzione è la generazione di energia elettrica, comunque prodotta. 19. Rete di trasmissione nazionale è il complesso delle stazioni di trasformazione e delle linee elettriche di trasmissione ad alta tensione sul territorio nazionale gestite unitariamente. 20. Rete interconnessa è un complesso di reti di trasmissione e distribuzione collegate mediante più dispositivi di interconnessione. 21. Servizi ausiliari sono i servizi necessari per la gestione di una rete di trasmissione o distribuzione quali, esemplificativamente, i servizi di regolazione di frequenza, riserva, potenza reattiva, regolazione della tensione e riavviamento della rete. 22. Sistema elettrico nazionale: il complesso degli impianti di produzione, delle reti di trasmissione e di distribuzione nonché dei servizi ausiliari e dei dispositivi di interconnessione e dispacciamento ubicati nel territorio nazionale. 23. Trasmissione è l'attività di trasporto e trasformazione dell'energia elettrica sulla rete interconnessa ad alta tensione ai fini della consegna ai clienti, ai distributori e ai destinatari dell'energia autoprodotta ai sensi del comma 2. 24. Utente della rete è la persona fisica o giuridica che rifornisce o è rifornita da una rete di trasmissione o distribuzione.
97
CAPITOLO 6
VALUTAZIONE DI IDONEITÀ DI UN SITO E INCENTIVAZIONE DEL FOTOVOLTAICO
6.1 - Valutazione di idoneità di un sito: cosa fare nel sopralluogo L’installazione di un impianto fotovoltaico non è sempre possibile. Occorre procedere a precise valutazioni prima di definire idoneo un sito; l’idoneità è legata non solo alla possibilità di trovare aree idonee a posizionare i moduli ma anche a come l’installazione deve essere fatto praticamente. L’esperienza insegna che ogni sito di installazione è diverso da un altro e presuppone scelte di montaggio differenti. Arrivare al giorno dell’installazione senza le idee chiare sui dettagli è un errore che costa tempo, fatica e, perché no, arrabbiature evitabili. La prima fase del percorso di valutazione consiste nella raccolta di una serie di informazioni relative alle condizioni ambientali, tecniche e logistiche del sito in cui andrà realizzata l’opera. Questa prima fase definisce anche la possibilità o meno di procedere nel progetto di realizzazione in quanto le informazioni acquisite durante il sopralluogo hanno impatto sostanziale sulle scelte tecniche e, di conseguenza, sulle implicazioni economiche: infatti, nella quasi totalità dei casi, si arriverà al sopralluogo senza che sia nota con esattezza la potenza fotovoltaica da installare. In base al tipo di impianto che si deve progettare (collegato alla rete o isolato), il sopralluogo necessita l’acquisizione di informazioni solo in parte comuni alle due applicazioni. Innanzitutto, la prima buona regola che consigliamo di seguire (spesso incredibilmente disattesa) è che al sopralluogo partecipi, oltre al tecnico incaricato del lavoro di progettazione, anche il cliente o l’utente finale. Se si tratta di una realizzazione in un edificio ancora da costruire è auspica98
bile anche la collaborazione del progettista dell’opera. Nel caso di sopralluogo per un impianto collegato alla rete, in genere la potenza da installare e, di conseguenza, l’area occupata dal generatore fotovoltaico è definibile grossolanamente a priori in base alla disponibilità finanziaria del cliente o dalle dimensioni dell’area disponibile. Il sopralluogo ha così lo scopo principale di valutare: - le modalità tecniche di installazione dei moduli fotovoltaici; - l’alloggiamento del convertitore e delle altre apparecchiature elettriche; - il percorso cavi di cablaggio; - le eventuali difficoltà logistiche in fase di costruzione; - i vincoli di tipo ambientale, paesaggistico ecc. relativi all’area considerata. In aggiunta a queste voci, per un impianto isolato, che deve soddisfare i bisogni energetici locali, devono essere valutati i tipi e periodi di utilizzazione dei carichi che si prevede di installare una volta realizzato l’impianto. Per il sopralluogo al sito sono necessari i seguenti strumenti: - bussola; - clinometro (piccolo strumento semplice e di costo contenuto); - bindella metrica; - macchina fotografica (meglio se digitale); - diagramma solare per il rilievo delle ombre; - nastro bianco/rosso per segnalazioni aree; - modulo di sopralluogo da compilare e controfirmare dal Cliente (vedi nel seguito).
6.1.1 - Da non dimenticare durante il sopralluogo Nel seguito riportiamo alcune avvertenze generali che consigliamo caldamente di seguire. Alcune apparentemente banali sono spesso disattese con implicazioni spesso fastidiose. - accertatevi che la persona che fra le persone che vi ricevono ci sia veramente il proprietario. Spesso può essere un parente delegato, un amico, un vicino che non hanno la delega a concordare con voi le soluzioni tecniche che proporrete durante il sopralluogo. Come vedremo i risultati di una mancanza di soluzioni concordate possono creare problemi; - fate sempre sottoscrivere al proprietario quanto concordate: non ha alcun valore legale ma serve come appoggio in caso di contestazioni o variazioni di prezzo totale; - chiedete sempre se sono previsti a breve lavori di ristrutturazione della copertura o installazioni aggiuntive: scoprire all’atto dell’installazione sul tetto che, nel frattempo, è stata installata una antenna satellitare proprio nell’area dedicata all’impianto fotovoltaico non è simpatico. 99
6.2 - Sopralluogo per un impianto collegato alla rete elettrica Scheda sopralluogo per impianti collegati alla rete Vedi Appendice 6.1 al termine di questo capitolo.
a) Rilevazione dei dati di fornitura e servizio elettrico - Fra i dati che devono essere indagati all’atto del sopralluogo, quelli di fornitura e servizio elettrico sono fondamentali per la fase di progettazione dell’impianto. Occorre richiedere al Cliente la visione delle ultime bollette elettriche in modo da acquisire: - potenza contrattuale del servizio elettrico attivato; - tensione di fornitura in valore (230 ÷ 380 V) e tipo (mono o trifase); - consumi elettrici annui (kWh medi degli ultimi 3 anni). b) Rilevazione dei dati di conformità alla normativa dell’installazione elettrica esistente - È questo un punto molto critico per l’installatore in quanto l’impianto fotovoltaico che si andrà ad installare avrà dei punti elettrici in comune con l’esistente. A fine lavori l’installatore dovrà garantire con atto scritto che l’impianto fotovoltaico realizzato è conforme alla legge (46/90 e seguenti) in materia di sicurezza elettrica e regola d’arte costruttiva. Ma il funzionamento dell’impianto è condizionato da quello esistente: tipicamente l’impianto di terra è comune. L’installatore dovrebbe quindi essere sicuro che il collegamento equipotenziale all’esistente sistema di terra sia efficiente. Per fare questo deve essere sicuro che il sistema di terra sia stato dichiarato conforme a quanto stabilito dalla normativa. Altrimenti occorre che proceda alla messa a norma del sistema di terra. Le verifiche suggerite all’atto del sopralluogo sono: - esistenza della conformità alla normativa esistente per l’impianto elettrico esistente; - presenza della rete di terra con relativo certificato (se non incluso nella precedente dichiarazione); - esistenza di un eventuale LPS (parafulmine) e sua eventuale certificazione. L’esistenza dell’LPS condiziona la posa dell’impianto. c) Presenza di particolari vincoli paesaggistici/architettonici/ambientali nell’area di installazione - Prima del sopralluogo è opportuno recarsi presso gli uffici comunali per accertarsi di quali vincoli insistano sulla zona di installazione. In genere, è un‘informazione che il cliente finale conosce ma è possibile che nel tempo qualcosa sia mutato. Il contatto con il tecnico comunale ha inoltre lo scopo di informarsi su quali tipi di autorizzazione siano necessari per la realizzazione dell’impianto. Si sottolinea che, in genere, la mancanza di conoscenza sugli impianti fo100
Tabella 1 - Perdite di energia rispetto all’esposizione a Sud
Sud-est / Sud-ovest (20°) Sud-est / Sud-ovest (40°) Riduzione energia captata rispetto al Sud
- 4%
-12%
tovoltaici da parte dei tecnici comunali li porta a richiedere la concessione edilizia anche se sarebbe sufficiente un semplice silenzio/assenso in quanto gli impianti fotovoltaici, se posizionati sulle coperture e complanari alla falda, non modificano la volumetria dell’edificio. Si noti che la scelta della concessione edilizia risulta comunque accettabile con tempi di 30÷60 giorni. Va considerato che l’accertarsi degli eventuali vincoli risulta di grande interesse anche per chi installa l’impianto in quanto l’esistenza di vincoli di tipo speciale (es. zona parco o beni ambientali) rallentano notevolmente (mesi) l’iter autorizzativo e quindi anche la possibilità di concludere il contratto oltre al dover impegnare un eventuale anticipo per l’acquisto del materiale di installazione.
d) Scelta della falda di installazione - Se l’installazione del fotovoltaico dovrà essere realizzata su di una falda dell’edificio, la prima regola da seguire è quella di cercare una falda del tetto esposta verso Sud. Visto che l’inclinazione non la potremo scegliere perché legata alla costruzione del tetto (in genere, tra i 10 ed i 20° e quindi ottime rispetto all’ideale 25-30°), sono accettabili ai fini dell’idoneità all’installazione falde esposte nell’area che va da sud-est a sud-ovest. Esposizioni maggiori verso est o verso ovest portano a riduzioni non accettabili dell’energia captata. Per dare un’indicazione delle perdite dovute ad un’esposizione della falda diversa rispetto all’ideale Sud, nella tabella 1 è raccolto un esempio con le perdite di energia captata rispetto all’ideale a Sud relative ad un caso reale. Come si può notare, le perdite di energia captata sono contenute in qualche percento per la maggior parte delle casistiche reali (percentualmente circa il 45%). e) Scelta della posizione del generatore fotovoltaico sulla falda individuata - Una volta individuata la falda idonea occorre valutare la posizione del generatore sulla falda. Se conosciamo la potenza dell’impianto fotovoltaico sappiamo anche la sua superficie occupata come se fosse un unico piano. Se non la conosciamo occorre valutare quanta area è disponibile realmente sulla falda individuata. In entrambi i casi, l’area di posa è limitata ( fig. 1), in genere, da: - volumi tecnici presenti (antenne, scambiatori di calore ecc.); 101
Falda di installazione
Area di rispetto per ispezioni Moduli fotovoltaici camino
Fig. 1 - Installazione del modulo.
o n i m a c h 5 , 1
Depressione della neve Azione della neve
Moduli fotovoltaici
MMMMMMMMMMMMMMM
Moduli fotovoltaici Fig. 2 - Azione della neve.
- elementi architettonici o di servizio (lucernari, camini, sfiati ecc.); - zone di rispetto (camminamenti per poter ispezionare l’impianto). È evidente che, qualora la superficie disponibile risulti interrotta da qualcuno degli elementi descritti, è possibile comunque dividere meccanicamente il piano del fotovoltaico in parti in modo che si adattino perfettamente alle reale superficie disponibile sulla falda. Sarà una complicazione di montaggio ma non un impedimento. Supposto che la falda sia libera come un rettangolo ideale rimane il problema di capire in che posizione del rettangolo ideale posizionare il piano dei moduli fotovoltaici: spostato verso il colmo? Spostato verso la gronda? Al centro? Occorre osservare che la posizione spostata in basso verso la gronda è poco adatta in zone nevose in cui la neve si accumula creando un’azione meccanica sulla struttura di sostegno che in genere, è poco adatta a reagire a questo tipo di sollecitazione ( fig. 2). La posizione spostata verso il colmo è invece pericolosa in quanto l’azione del vento quando spira dalla falda opposta crea una depressione sul piano dei moduli con conseguente trazione verso l’alto alla quale le strutture di sostegno usualmente in commercio si contrappongono in modo inadatto.
f) Rilevazione del diagramma delle ombre - In genere, per una data località è possibile disporre di dati di irraggiamento solare, misurati o sti102
mati, in maniera anche approssimata che si riferiscono solo ad alcune esposizioni della superficie captante (tipicamente orizzontale, 10°, 30°, verticale ma sempre verso il Sud). Nella pratica, quasi mai questi numeri possono essere usati così come si trovano per valutare l’effetto del differente orientamento dei moduli fotovoltaici rispetto ai valori tabulati, fatto questo che come abbiamo visto costituisce un importante parametro ai fini della progettazione e della valutazione del rendimento dell’impianto ma non esaurisce il processo di valutazione del sito. Inoltre, un altro passo da compiere è rappresentato dalla valutazione delle influenze dell’ambiente sulla posizione scelta per il generatore fotovoltaico nel sito: deve essere valutato l’eventuale grado di ombreggiamento del generatore dovuto ad edifici, vegetazione, rilievi di terreno, precipitazioni nevose, formazione di strati di ghiaccio o altro, che possono impedire, anche parzialmente, alla radiazione solare diretta di raggiungere i moduli fotovoltaici in determinate ore del giorno e/o per periodi più o meno lunghi dell’anno. Per tenere conto dell’effetto delle ombre occorre rilevare una mappatura degli ostacoli all’orizzonte visti da un osservatore che si trova esattamente nel punto scelto per l’installazione del generatore fotovoltaico riportandoli su di un diagramma che rappresenti la volta celeste: questo tipo di diagramma si chiama diagramma dei percorsi solari. Un esempio di questi semplici diagrammi è mostrato in figura 3. Sono riportati sull’ascissa (linea orizzontale) la sequenza degli angoli detti azimutali da Nord a Nord passando dal sud; 180° equivale a Sud. Nell’asse delle ordinate (linea verticale) sono riportati gli angoli partendo dall’orizzontale (0°) al verticale (90°). Si notano alcune curve a parabola che rappresentano le traiettorie del sole relative a giorni particolari: il 21 giugno (solstizio estivo), 21 marzo e 23 settembre (equinozi) e 21 dicembre (solstizio invernale) viste da un osservatore e valide, dal punto di vista qualitativo per le nostre latitudini. Resta inteso che per ogni latitudine e longitudine esiste uno ed un solo diagramma. Osserviamo innanzitutto che l’asse orizzontale in corrispondenza dell’elevazione 0° corrisponde con la linea dell’orizzonte, mentre il punto di intersezione con l’ordinata in corrispondenza dell’elevazione 90° è il punto chiamato di zenit rispetto all’osservatore. Quel che interessa i nostri scopi è rappresentato dalla linea spezzata disegnata sul diagramma: si tratta del profilo (chiamato clinometrico, in quanto disegnato per punti utilizzando bussola ed uno strumento chiamato clinometro) che si vede dalla posizione scelto per l’impianto fotovoltaico corrispondente agli ostacoli visti all’orizzonte. 103
Fig. 3 - Esempio di diagramma delle ombre per valutazioni di producibilità di un sito.
Nella figura 3 è possibile individuare aree non utili ai fini della captazione della radiazione solare diretta: - l’area posta al di sopra della curva 21 giugno, in quanto il sole non si troverà mai al di sopra di tale curva limite; - l’area posta al di sotto della curva 21 dicembre, in quanto il sole non potrà mai trovarsi al di sotto di tale curva limite; - l’area sottesa al profilo delle ombre disegnato; - l’area sottesa ai due segmenti che tengono conto dell’inclinazione del piano dei moduli rispetto all’orizzontale. In figura, è stata fatta l’ipotesi che l’inclinazione fosse di circa 30° con orientamento a Sud (= 180°): sono stati disegnati due segmenti che partono dagli angoli azimutali (90° e 270°) con una inclinazione di 30° e che, in prima approssimazione, permettono di visualizzare le zone d’ombra dovute alla presenza dei moduli. Infine, la quantità di energia solare persa per effetto degli ostacoli all’orizzonte e dell’inclinazione dei moduli può essere percentualmente stimata, per ogni mese, come proporzionale alla somma dei percorsi solari non visibili (quelle parti di percorso delle parabole che stanno sotto la linea degli ostacoli) rispetto ai percorsi solari complessivi corrispondenti (le parabole). A questa quantità di energia persa può essere sommata quella valutabile sulla scorta delle informazioni raccolte in sito in merito alle eventuali precipitazioni nevose: qualora il livello di innevamento fosse sufficiente a coprire il piano dei moduli, occorre valutare i giorni all’anno di copertura definendo così univocamente la frazione di energia persa. 104
L’esperienza insegna che le informazioni raccolte in sito risultano veramente preziose perché consentono di puntualizzare il microclima: casi di intense foschie prolungate nel corso delle prime ore della mattina o la presenza costante di formazioni nuvolose nel solo periodo pomeridiano suggeriscono la valutazione di un ulteriore aumento della frazione di energia persa. Come si procede alla redazione del diagramma delle ombre? Vedi Appendice 6.3
g) Misura, marcatura e disegno della zona di installazione - Una volta stabilito il punto di installazione e verificato che dal diagramma delle ombre o dalla semplice osservazione non emergano problemi insormontabili è opportuno procedere alla misurazione dell’area di posa recandosi direttamente in copertura. Nella maggior parte dei casi non sarà possibile accedere alla copertura con facilità. A questo proposito si consiglia di farsi preparare dal Cliente prima del sopralluogo una planimetria delle coperture cartacea in scala o elettronica. Come vedremo ai passi successivi, il problema dell’accesso alla copertura deve essere risolto comunque prima del sopralluogo. Sia che si utilizzi una scala che sia necessario un cestello, l’ispezione della copertura è assolutamente indispensabile, soprattutto in caso di scarsa esperienza di montaggio di impianti fotovoltaici. Si noti che il fatto di dover utilizzare un cestello per arrivare in copertura la dice lunga sulle difficoltà dell’installazione. Una volta arrivati in copertura occorre misurare gli spazi occupati dall’impianto usando una bindella metrica e disegnando lo spazio di posa sulla planimetria del Cliente (se c’è) o su un foglio nuovo. Poi marcare l’area di posa utilizzando nastro bianco/rosso. Infine, procedere a scattare una serie di fotografie del luogo di installazione con viste sia generali che di dettaglio. Si consiglia di usare una macchina digitale con attiva la funzione di data e ora: molte volte dopo del tempo dagli scatti, fa comodo associare le ombre immortalate con l’ora dello scatto. Per evitare di perdersi i riferimenti cardinali (da dove le foto sono scattate), si consiglia di usare metodo negli scatti. Una traccia suggerita potrebbe essere: - viste d’assieme (l’edificio, tutta la falda di installazione); - viste dell’area di posa (dai quattro punti cardinali); - vista dell’orizzonte (dalla posizione dei moduli una serie di scatti da est a ovest in sequenza); - dettagli dei volumi tecnici eventualmente presenti. Alla fine degli scatti e della misurazione la marcatura non ha altra utilità e può essere rimossa. 105
h) Fissaggio meccanico dei moduli alla copertura - Una volta stabilita la posizione del generatore fotovoltaico occorre procedere alla scelta del tipo di aggancio possibile dei moduli fotovoltaici alla copertura. Questa fase è sicuramente quelle più complessa di tutte quelle finora descritte. I dettagli saranno decritti nella sezione dedicata all’installazione degli impianti. Vogliamo qui sottolineare l’importanza dell’ispezione della copertura dalla quale discende un corretto approvvigionamento dei componenti meccanici che costituiscono le parti della struttura di sostegno del generatore fotovoltaico. Abbiamo o già visto come i i) Posizione dei componenti d’impianto - Abbiam componenti d’impianto siano spesso limitati (oltre al generatore fotovoltaico) al/ai convertitore/i, al quadro di parallelo (se presente) ed al quadro di interfaccia. Occorre seguire alcune regole per un corretto posizionamento dei componenti. I quadri elettrici (sia quello di parallelo che quello di interfaccia) devono essere posizionati seguendo i seguenti consigli: - scegl scegliere iere una zona vicina vicina al generatore generatore fotovolta fotovoltaico ico (per il quadro quadro di parallelo) in modo da ridurre il più possibile le perdite elettriche soprattutto in caso di molte stringhe; - scegliere una zona vicina al quadro elettrico generale di distribuzione (per il quadro di interfaccia) in modo da agevolare le operazioni di controllo dell’impianto; - scegliere sempre installazioni installazioni in locali non umidi umidi e facilmente facilmente raggiungibili (da evitare i sottotetti di difficile accesso); - installare con fissaggio fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. In molti casi i quadri contengono componenti che devono essere ispezionati per valutarne il funzionamento (per esempio, i dispositivi di protezione da sovratensione nei quadri di parallelo). Per i convertitori valgono i seguenti consigli: - scegliere una zona vicina al generatore e al quadro di parallelo in modo da ridurre il più possibile le perdite elettriche soprattutto in caso di molte stringhe; - evita evitare re zone umide umide e poco protett protette; e; - evitare aree di normale frequentazione (zona notte compresa) a meno che gli ingombri e l’estetica non siano più che accettabili e l’apparato non sia rumoroso; - tener tenere e lontano dalla dalla portata portata dei bambini; bambini; - preferi preferire re installazioni installazioni in interno interno con fissaggio fissaggio a parete e, comunque, comunque, ad altezza occhi. Come più volte ricordato il convertitore è l’elemento 106
meno affidabile degli impianti e deve trovarsi in posizione facilmente ispezionabile. j) Percorso cavi - L’ultimo passo consiste nella rilevazione del percorso e, con bindella bindella metrica, della lunghezza, del percorso cavi che consente il cablaggio elettrico fra i componenti da installare. È un passo del sopralluogo che si rivela spesso critico. cr itico. La criticità è legata alla necessità di stendere canaline portacavi con i relativi lavori di muratura ed imbiancatura o procedere alla posa in canaline a vista con gli immancabili problemi di estetica. Infatti, in genere, non è possibile provvedere al riempimento dei cavidotti sottotraccia esistenti che immancabilmente risultano stipati oltre a quanto le normativa prevede come regola d’arte. Nei casi in cui si debba provvedere a nuovi lavori di posa (quasi la totalità) consigliamo di far sottoscrivere ai proprietari quanto deciso durante il sopralluogo per evitare contestazioni all’atto della posa reale. Il percorso cavi deve essere il più lineare possibile; è fuor di dubbio che la parte più complessa rappresenta la discesa dalla copertura per il fascio di cavi unipolari delle stringhe che, se in gran numero in impianti di grande taglia, può essere problematica. Visto che, in genere, il quadro di parallelo è posizionato in interno, il fascio deve passare dalla copertura all’interno. L’ideale L’ideale è un foro passante nel sottotetto in facciata. Il risultato estetico non è mai clamoroso; inoltre, va ben sigillato con silicone.
k) Ricovero materiale di cantiere - La realizzazioni di un impianto fotovoltaico di taglia contenuta segue una tempistica tempistica in genere veloce: da 3-4 giorni per un impianto fino a 10 kW. kW. Comunque sia in quei giorni giorni è importante importante che il materiale consegnato possa trovare una collocazione riparata soprattutto per i componenti più sensibili (anche i moduli fotovoltaici fotovoltaici in quanto stoccati in scatole di cartone). Non va inoltre sottovalutato il pericolo di furti. l) Accesso all’area - Capita spesso di non aver accesso alla copertura tramite passaggi interni all’edificio. In questi casi solo un cestello o un ponteggio può risolvere i problemi di trasporto di materiale in copertura. Ma per usare il cestello occorre poter arrivare vicino alla base della copertura. Occorre quindi accertarsi che i mezzi pesanti siano in grado di arrivarvi (i cancelli possono essere troppo stretti). In alcuni casi è importante verificare che i mezzi pesanti riescano ad arrivare anche in sito: curve strette, strade dissestate ecc. possono creare crear e problemi. m) Considerazioni sulla sicurezza - Il montaggio degli impianti fotovoltaici può essere complicato dalla localizzazione dell’area di installazione. Una copertura non accessibile dall’interno ad altezza maggiore di 3 m (praticamente tutte!) impone di pensare alla sicurezza di montaggio. Le soluzioni soluzion i per 107
poter lavorare in sicurezza sono molteplici e devono essere scelte sulla base del grado di vera sicurezza e non sul risparmio di denaro. denar o. Ricordiamo inoltre, che la sicurezza del montaggio non è solo da applicare al personale che opera ma anche ai terzi che devono poter accedere al cantiere (esempio, i proprietari). Vediamone alcune limitandoci alla sicurezza del personale operante (per gli approfondimenti si veda la sezione sulla “Sicurezza”): - Cinturone di sicurezza: è la so solu luzi zion one e di di min minim ima a sic sicur urez ezza za ma ma mall si si adatta alle usuali coperture in relazione alla difficoltà di trovare dei punti di aggancio sicuri che permettano anche di spostarsi sulla copertura in maniera agevole; - Parapetti : soluz soluzione ione non sempre sempre praticabi praticabile le e in alcuni casi casi un po’ invas invasi-iva per le strutture dell’edificio. Consente piena libertà di movimento; - Ponteggio: soluzione ideale ma molto costosa. Consente di trasportare anche parte del materiale in quota senza ulteriori attrezzatura (per es. castello di tiro con argano elettrico);
6.3 - Sopralluogo per un impianto isolato dalla rete elettrica Scheda sopralluogo per impianti isolati dalla rete Vedi Appendice 6.2 al termine di questo capitolo
L’aspetto fondamentale durante un sopralluogo per un impianto di tipo isolato è la raccolta di precise informazioni sulle necessità energetiche dell’utenza sulle quali il dimensionamento dell’impianto deve essere fatto. È fondamentale individuare in modo puntuale i carichi utilizzati (o presunti in caso di nuova utenza) sia per quanto riguarda la loro potenza che per quanto riguarda il periodo di utilizzo giornaliero e annuale. Considerando che, nel caso di impianti isolati, in genere si dispone di aree di terreno libere che è possibile definire allo scopo, a differenza degli impianti collegati alla rete il posizionamento del generatore fotovoltaico è spesso a terra nelle vicinanze dell’utenza: si potrà cercare cer care di individuare più aree valutando il compromesso tra impatto visivo, captazione di energia e facilità di montaggio.
a) Rilevazione dei dati di potenza e valutazione dei consumi dei carichi elettrici: fra i dati che devono essere indagati all’atto del sopralluogo, quelli relativi ai dati di targa dei carichi elettrici presenti o presunti sono fondamentali per la fase di progettazione dell’impianto. Occorre richiedere al Cliente di poter ispezionare i carichi elettrici rilevando dalle targhette identificative le seguenti indicazioni: - poten potenza za instal installata lata (W); 108
Tabella 2 - Dati dei consumi dei vari carichi
Descrizione
n° Potenza ore/giorno Fattore Consumo (W) di ut utilizzazione di co contemporaneità (Wh/g) [ A] [ B] [C] [D=n°*A*B*C]
Frigorifero ............. ...................... ......... Congelatore ............. ................... ...... Illuminazione ............. ................. .... Televisore portatile......... Radio–stereo.................. Pompa sommersa ......... ......................... ............ .......................... ............... ......................... ............ .......................... ............... Carichi sporadici in corrente alternata Totale energia giornaliera assorbita (Wh/giorno)
- tensi tensione one di alimentazi alimentazione one (12 Vcc, 24 Vcc, 230 230 Vca). Inoltre, occorre riportare anche i dati di eventuali carichi che a breve saranno installati e che dovranno essere alimentati dall’impianto dall’impianto fotovoltaico. Insieme ai dati di targa dovranno essere anche stimati i tempi di utilizzo giornaliero o stagionale degli stessi carichi intervistando il Cliente. Il risultato dell’indagine può essere riportato in una tabella ( tab. 2).
b) Rilevazione dei dati di conformità alla normativa dell’installazione elettrica esistente: vedi punto b) per impianti collegati alla rete c) Presenza di particolari vincoli paesaggistici paesaggistici/architett /architettonici/ambien onici/ambientatali nell’area di installazione: vedi punto c) per impianti collegati alla rete d) Scelta dell’area di installazione: se l’installazione l’installazione del fotovoltaico seguire re le indicazi indicazioni oni di cui sarà realizzata su di una falda dell’edificio, segui punto d) per impianti collegati alla rete. Qualora invece (ed è la maggioranza dei casi) l’installazione sia effettuata a terra, occorre trovare una idonea area. La prima regola da seguire è quella di cercare un’area di superficie adeguata alla potenza del generatore fotovoltaico da installare. L’area deve avere le seguenti caratteristiche: - liber libera a da vegetazione vegetazione impegnat impegnativa; iva; - piane pianeggian ggiante te o event eventualme ualmente nte inclinata inclinata verso sud; - libera da ostacoli all’orizzonte da est est a ovest (vedi diagramma delle ombre - in appendice); 109
Tabella 3 - Inclinazione dei moduli rispetto il tipo di servizio Servizio elettrico Servizio elettrico Servizio elettrico per tutto l’anno il solo periodo estivo per il solo periodo invernale Inclinazione del piano dei moduli
25°-35°
15°-25° Falda di installazione
45°-60° Area di rispetto per ispezioni
Moduli fotovoltaici camino
o n i m a c h 5 , 1
Fig. 4 - Posizionamento dei moduli
- defilata rispetto all’edificio da servire per ridurre l’impatto visivo ma non troppo distante (<50 m); Si suggerisce anche di valutare il terreno di posa: terreni rocciosi non consentono fondazioni profonde e quindi costringono a realizzazioni fuori terra poco estetiche. A differenza degli impianti installati su falda, l’inclinazione e l’esposizione azimutale del piano dei moduli potrà essere scelta opportunamente. Ovviamente l’esposizione sarà verso Sud mentre l’inclinazione potrà essere scelta seguendo le indicazioni contenute nella tabella 3.
e) Misura, marcatura e disegno della zona di installazione: vedi punto e) per impianti collegati alla rete elettrica. Quando l’installazione sarà realizzata a terra, occorre misurare gli spazi occupati dall’impianto usando una bindella metrica e disegnando lo spazio di posa sulla planimetria del cliente (se c’è) o su un foglio nuovo. Poi marcare l’area di posa utilizzando nastro bianco/rosso aiutandosi con paline infisse nel terreno. Infine, procedere a scattare una serie di fotografie del luogo di installazione con viste sia generali che di dettaglio. Si consiglia di usare una macchina digitale con attiva la funzione di data e ora: molte volte dopo del tempo dagli scatti, fa comodo associare le ombre immortalate con l’ora dello scatto. Per evitare di perdersi i riferimenti cardinali (da dove le foto sono scattate), si consiglia di usare metodo negli scatti. Una traccia suggerita potrebbe essere: - viste d’assieme dell’area di posa (da lontano in modo da avere altri riferimenti che individuino precisamente il sito - un albero particolare, uno steccato, l’edificio ecc.); 110
- viste dell’area di posa (dai quattro punti cardinali); - vista dell’orizzonte (dalla posizione dei moduli una serie di scatti da est a ovest in sequenza); Alla fine degli scatti e della misurazione la marcatura non ha altra utilità e può essere rimossa.
f) Scelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare: una volta stabilita la posizione del generatore fotovoltaico occorre procedere alla scelta del tipo di struttura di sostegno da utilizzare per l’installazione. Il primo passo è quello di deciderne il materiale. In genere, il materiale utilizzato è acciaio o alluminio. Dato l’ambiente rurale, è possibile che la struttura possa essere realizzata anche in legno. Questa fase è sicuramente quelle più complessa di tutte quelle finora descritte. I dettagli saranno decritti nella sezione dedicata all’installazione degli impianti. Va valutata anche l’inclinazione dei moduli ( tab. 3 e fig. 4). g) Posizione dei componenti d’impianto: abbiamo già visto come i componenti d’impianto siano oltre al generatore fotovoltaico, al/i convertitore/i qualora l’impianto dia un servizio elettrico incorrente alternata, al quadro di parallelo con regolatore di carica ed al sistema di accumulo. Occorre seguire alcune regole per un corretto posizionamento dei componenti. Il quadro di parallelo deve essere posizionato seguendo i seguenti consigli: - scegliere una zona vicina al generatore fotovoltaico in modo da ridurre il più possibile le perdite elettriche soprattutto in caso di molte stringhe; - qualora in esterno, fissare alle strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici; - qualora in interno, scegliere sempre installazioni in locali non umidi e facilmente raggiungibili (da evitare sottotetti di difficile accesso); - installare con fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. In molti casi i quadri contengono componenti che devono essere ispezionati per valutarne il funzionamento (per esempio, i dispositivi di protezione da sovratensione). Per il convertitore valgono i seguenti consigli: - evitare zone umide e poco protette: quindi sempre in interno; - evitare aree generalmente frequentate (zona notte compresa); - tenere lontano dalla portata dei bambini; - fissaggio a parete e, comunque, ad altezza occhi. Come più volte ricordato il convertitore è l’elemento meno affidabile degli impianti e deve trovarsi in posizione facilmente ispezionabile. Per il sistema di accumulo valgono i seguenti consigli. Gli elementi di accumulo, per fornire le migliori prestazioni elettriche richiedono spazi o locali con caratteristiche ben precise. Qualora si abbia spazio 111
Tabella 4 - Caratteristiche del locale accumulatori per una corretta installazione • il locale deve essere esente da umidità, polvere sospesa e fumi nocivi • la temperatura ambiente deve essere compresa tra i +5 ed i +55 °C • le pareti, soffitto ( hmin> 2 m), pavimenti e parti metalliche devono essere rivestite con materiali antiacido • gli elementi devono essere alloggiati su scaffali realizzati in legno (pitch-pine, larice) trattato o metallici trattati con sostanze antiacide; gli scaffali devono essere dotati di isolatori a pavimento su piedini che è buona norma siano regolabili in caso di installazioni su superfici non piane • la disposizione degli elementi deve consentire un agevole accesso almeno da un lato a tutti gli elementi; qualora siano disposti su più file occorre prevedere un corridoio di almeno 70 cm su pedane isolanti qualora la tensione del pacco sia superiore ai 50 V. • devono essere presenti cartelli monitori • devono essere prese misure per il contenimento delle eventuali perdite di acido dagli elementi (vasca di raccolta in acciaio inox, scarico sul pavimento per gli impianti più impegnativi) • devono essere disponibili scorte di materiali neutralizzanti (soda solvay) e mezzi di protezione individuale per le operazioni di installazione e manutenzione periodica • non devono esserci circuiti elettrici diversi da quello di batteria o, se sono presenti, devono ottemperare alla normativa vigente (ATEX) per i locali a rischio di esplosione ed incendio (in genere, nei piccoli impianti si suggerisce di rinunciare anche all’illuminazione artificiale in modo da evitare complicazioni e costi aggiuntivi - attenzione! le lampade portatili devono essere senza interruttore e di tipo protetto) • il locale deve essere aerato in quanto il processo di carica e scarica sviluppa una miscela di ossigeno ed idrogeno che deve essere diluita mediante ventilazione naturale o artificiale al di sotto della soglia di esplosività (4,1%). Il minimo ricambio d’aria è espresso dalla seguente relazione (valida fino a T < 40°C): • P = 0,05 I n k (m3 / h) dove: • P = portata d’aria • I = corrente massima di carica (A) • n = numero di elementi in serie • k = 1 per griglie con antimonio > 3% • 0,5 per griglie con antimonio < 3% • è buona regola, inoltre, redigere cartelli che riportano le azioni da compiere per operare in assoluta sicurezza
disponibile, la soluzione di alloggiamento in interno è sempre da preferire a patto che le condizioni esposte nella tabella 4 vengano seguite. Quando ci trova nell’impossibilità di avere disponibile un locale idoneo, non rimane che cercare un posto all’esterno: in questo caso il problema è quello di creare un alloggiamento sufficientemente riparato che soddisfi il più possibile le caratteristiche che abbiamo prima elencato. Il lavoro di progettazione consisterà nel realizzare un contenitore di dimensione adeguate al volu112
Tabella 5 - Caratteristiche suggerite del contenitore portabatterie per posa in esterno • vasca di raccolta antiacido per evitare dispersioni nell’ambiente (si consiglia acciaio inox AISI 316) • struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido (vetroresina, forex) e resistente agli agenti atmosferici (per esempio, stabile ai raggi ultravioletti) • disegnato in modo da essere da un lato ben aerato dall’altro protetto dall’intrusione di insetti, acqua piovana, accumuli di neve ecc. • coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mantenere all’interno una temperatura non eccessivamente rigorosa (possibile l’uso di scaldiglie termostatate) • agevole trasporto (peso contenuto, sagoma non impegnativa) e facile assemblaggio in sito (bullonatura, aggancio rapido)
me dell’accumulo con le caratteristiche costruttive raccolte nella tabella 5. h) Percorso cavi: vedi punto h) per impianti collegati alla rete. i) Ricovero materiale di cantiere: vedi punto i) per impianti collegati alla rete. j) Accesso all’area: Considerando che in genere gli impianti isolati sono collocati in aree remote, il problema dell’accesso all’utenza e, ancor più, all’area di installazione è importante. In molti casi, il trasporto di materiale deve essere fatto in elicottero in quanto la viabilità non esiste o non è praticabile da mezzi pesanti: valutarne i contorni organizzativi (e le implicazioni sui costi di installazione).
6.4 - Incentivazione per il fotovoltaico Il procedimento, la modulistica e le avvertenze sono raccolte sul sito del GSE (Gestore del Servizio Elettrico) www.grtn.it.
113
Appendice 6.1 - Schema sopralluogo per impianti collegati alla rete elettrica Scheda sopralluogo per installazione sistemi fotovoltaici collegati alla rete Nome dell’impianto Indirizzo dell’immobile: Località: Comune: Proprietario dell’immobile: Indirizzo: Tel.: Proponente iniziativa (se diverso dal proprietario): Indirizzo: Tel.:
Provincia:
Fax:
e-mail:
Fax:
e-mail:
Sopralluogo in data: Persone presenti:
Caratteristiche generali del sito Altitudine [6]:
Latitudine [7]:
Longitudine [8]:
Uso dell’immobile [1] Abitazione I
Uffici I
Accessibilità [4] Vincoli autorizzativi: se sì, quali:
Industria I
Commercio I
Strade asfaltate I
Ristrutturazioni a breve: se sì, quali:
Turismo I
Strade sterrate I No I
Nota: Si I
No I
Si I
Altro I
Valutazione meteorologica locale: Grandine: Neve:
Vento: Nebbia:
Caratteristiche impianto elettrico esistente: Gestore rete locale [9]: Distribuzione [10]: Potenza contrattuale [11] Protezione scariche atmosferiche: Consumi elettrici annui ultimo anno:
V kW
fasi: Rete di terra:
Numero Cliente: Conf. legisl. vig. Si I No I SI I No I Conforme Si I No I SI I No I Conforme Si I No I
kWh
Caratteristiche dell’area utilizzabile per il generatore fotovoltaico: Esposizione (gradi N): Descrizione struttura portante [3]: Descrizione tipo di copertura [3] Descrizione aggancio previsto [3]
114
Inclinazione:
Superficie utilizzabile [2]:
Disegno planimetrico quotato della copertura con posizionamento del generatore fotovoltaico
Posizione delle apparecchiature elettriche: Posizione quadro di parallelo [13] : Posizione inverter [12]
Interno I
Posizione del quadro di interfaccia [14]: Distanze: FV = gen. fotovoltaico QP = quadro parallelo QI = quadro interfaccia QG = quadro generale
Si I No I, in esterno:
FV - QP
QP - inverter
se sì, dove:
Inverter - QI
QI - QG
Indicazioni per la realizzazione: Ricovero coperto materiali cantiere [4]: Note: Lavori di installazione in elevazione [5]: Note: Accesso all’area con mezzi pesanti [4]:
Disponibile I No I Ponteggio: h = Si I
Non disponibile I m
Cestello:
I
No I
Osservazioni: Accordi particolari con il cliente:
Allegati: • Proiezioni ostacoli all’orizzonte (diagramma delle ombre - stampa del grafico excel) • Documentazione fotografica • Planimetria delle soluzioni di posizionamento ipotizzabili (se in file FWG) Firma Installatore Firma Cliente
115
Appendice 6.2 - Schema sopralluogo per impianti isolati dalla rete elettrica Scheda sopralluogo per installazione sistemi fotovoltaici collegati alla rete Nome dell’impianto Indirizzo dell’immobile: Località: Comune: Proprietario dell’immobile: Indirizzo: Tel.: Proponente iniziativa (se diverso dal proprietario): Indirizzo: Tel.:
Provincia:
Fax:
e-mail:
Fax:
e-mail:
Sopralluogo in data: Persone presenti:
Caratteristiche generali del sito Altitudine:
Latitudine:
Longitudine:
Distanza dalla rete elettrica bt: Accessibilità [4] Vincoli autorizzativi: se sì, quali:
Strade asfaltate I
Ristrutturazioni a breve: se sì, quali:
Strade sterrate I No I
Nota: Si I
No I
Si I
Valutazione meteorologica locale: Grandine: Neve:
Vento: Nebbia:
Caratteristiche impianto elettrico esistente: Distribuzione [10]: Potenza contrattuale [11] Protezione scariche atmosferiche:
fasi: Rete di terra:
Conf. legisl. vig. Si I No I SI I No I Conforme Si I No I SI I No I Conforme Si I No I
Caratteristiche dell’area utilizzabile per il generatore fotovoltaico: Esposizione (gradi N): Descrizione struttura portante [3]: Descrizione tipo di copertura [3] Descrizione aggancio previsto [3]
116
Inclinazione:
Superficie utilizzabile [2]:
Disegno planimetrico quotato della copertura con posizionamento del generatore fotovoltaico
Posizione delle apparecchiature elettriche: Posizione quadro di parallelo: Posizione inverter
Interno I
Posizione del quadro di interfaccia [14]: Distanze: FV = gen. fotovoltaico QP = quadro parallelo Inv = inverter Acc = accumulatori
Si I No I, in esterno:
FV - QP
se sì, dove:
QP - inverter
QP - Acc
Eventuale elettrificazione presistente: Gruppo elettrogeno: Altra fonte di energia:
Potenza Potenza
trifase I monofase I
Tipo Tipo
Indicazioni per la realizzazione: Ricovero coperto materiali cantiere: Note: Lavori di installazione in elevazione: Note: Accesso all’area con mezzi pesanti:
Disponibile I No I Ponteggio: h = Si I
Non disponibile I m
Cestello:
I
No I
Carichi elettrici previsti (o già alimentati) Previsti carichi trifase: si no Previsti microcarichi sempre alimentati (es: radiosveglie; VCR; radiotrasmit.) tipo: ........................................................................................ Descrizione n° Potenza tot. ore/giorno di Fattore di Consumo (W) [A] utilizzazione [B] contemporaneità [C] (Wh/g) [D] Frigorifero ......................................... Congelatore ...................................... Illuminaz. lampade basso consumo ................................ Televisore portatile ............................ Radio-stereo ...................................... Pompa sommersa ............................. ............................................................. Carichi sporadici in corrente altern. ............................................................. Totale energia giornaliera assorbita (Wh/giorno)
117
Osservazioni:
Accordi particolari con il cliente:
Allegati: • Proiezioni ostacoli all’orizzonte (diagramma delle ombre - stampa del grafico excel) • Documentazione fotografica • Planimetria delle soluzioni di posizionamento ipotizzabili (se in file FWG) Firma Installatore Firma Cliente Nota: Potrebbero esserci in corso, da parte di altri utenti vicini, richieste di allacciamento alla rete o esserci un interesse a condividere le spese di elettrificazione fotovoltaica. Nota: Questo dato può suggerire al progettista il limite di convenienza dell’elettrificazione fotovoltaici rispetto ad un allacciamento tradizionale tramite l’estenzione della rete.
Appendice 6.3 - Come costruire un diagramma delle ombre Come si procede alla redazione del diagramma delle ombre? Proponiamo tre metodi corrispondenti a tre gradi di difficoltà crescenti nella redazione e con corrispondenti accuratezze nei risultati. - Metodo A: Modello di carta è semplicissimo e fornisce indicazioni qualitative di primo approccio. Usa come strumento di verifica un modello di carta da costruire ed usare. - Metodo B: Foglio elettronico che presuppone l’uso di un computer e di un foglio excel già predisposto (vedi allegato) con calcoli automatici: vanno sono inseriti dati acquisiti in sito. È piuttosto semplice e da risultati qualitativi più accurati rispetto al precedente. - Metodo C: Programma di calcolo tra i quali si segnala SunSim, che necessitano del programma e di un PC.
118
Metodo A - Modello di carta Il modello riportato nel seguito ( fig. 1) consente di avere indicazioni orientative sull’ombreggiamento del punto di installazione procedendo come segue. Incollare il modello su di un cartoncino di medio spessore. Ritagliare lungo le linee a tratto continuo e piegare lungo quelle a tratto tratteggiato. Incollare le superfici in modo da formare un modello tridimensionale. Ritagliare la linea dei percorsi solari in corrispondenza della latitudine del punto di installazione, secondo le seguenti indicazioni (fasce): 38 - Trapani 40 - Napoli 42 - Chieti 44 - Bologna 46 - Bolzano Una volta costruito: - posizionare la bussola all’interno del modello avendo l’accortezza di tenerla orizzontale; - avvicinare l’occhio al mirino e puntare il modello verso Sud; - seguendo il bordo del modello (linea del percorso solare corrispondente alla latitudine) si potrà controllare la posizione degli eventuali ostacoli (azimuth) che emergono dalla linea del percorso solare valutando nel complesso la perdita di energia conseguente.
Fig. 1 - Modello in carta da ritagliare ad uso denometro.
119
Metodo B - Foglio elettronico Strumentazione necessaria: - bussola; - clinometro (è uno strumento di semplice utilizzo e di basso costo); - carta e penna. Per una agevole redazione in allegato si trova un semplice foglio excel da utilizzare con le indicazioni di compilazione ed al quale sarà fatto riferimento nel seguito. Procedura: a) posizionarsi esattamente nel punto scelto per l’installazione del generatore fotovoltaico; b) consultando la bussola, osservare l’orizzonte da Est a Ovest individuando visivamente quegli ostacoli che potrebbero essere critici; c) se esistono apprezzabili ostacoli, cominciare partendo da Est verso Ovest (angoli da 90° a 270°) puntando gli ostacoli e registrandone azimuth e relativa elevazione letta nel clinometro in una tabellina come quella qui riportata come esempio in figura 2.
Azimuth 100° 110° 120° … …
120
Elevazione 20° 25° 15 … …
Fig 2 - Rilevazione ostacoli all’orizzonte e riporto sulla tabella azimutale.
È evidente che l’intervallo di acquisizione tra un azimuth e l’altro dipende dalla presenza o meno degli ostacoli. Suggeriamo di tenere la bussola in mano puntando corpo e sguardo nella direzione da acquisire e con l’altra mano procedere all’acquisizione del dato di elevazione dell’ostacolo attraverso la lettura della scala riportata nel mirino ottico del clinometro. a) Aprire il foglio Excel e compilare i dati base seguendo le indicazioni contenute nella parte destra del foglio; b) riportare i numeri acquisiti nelle caselle del foglio Excel che automaticamente genera i percorsi solari ed il diagramma delle ombre; c) Valutare in maniera approssimata la frazione di energia persa rispetto alla totale valutando le aree coperte rispetto a quelle scoperte ai percorsi solari. La valutazione può essere agevolata dai semplici esempi riportati nel seguito (figg. 3, 4 e 5). Nel primo, gli ostacoli sono concentrati tutti verso Sud: è la situazione migliore (perdita di energia del solo 5%) in quanto è proprio verso Sud che il sole raggiunge la maggior altezza sull’orizzontale (vedi le linee dei percorsi). Nel secondo, gli ostacoli sono concentrati verso sud-est e sud-ovest: la situazione è la peggiore (-30%) perché coprono il sole proprio dove è più basso. Nell’ultimo esempio, gli ombreggiamenti non costituiscono un problema (-2%): sono bassi anche se uniformi su tutto l’arco dell’orizzonte.
Fig 3 - Esempi di ombreggiamento.
121
Fig 4/5 - Esempi di ombreggiamento.
Metodo C - Programmi di calcolo In questi casi occorre fare riferimento alla guida d’uso del programma corrispondente. Il programma SunSim è di uso facile e intuitivo e non richiede particolari conoscenze.
122
Appendice 6.4 - Foglio di calcolo diagramma delle ombre Cliente ............................................... Impianto Roccaraso ............................................. Latitudine 45,0° Orientamento 180° Inclinazione 25° Istruzioni. Inserire la latitudine del sito, l’orientamento della falda di installazione e l’inclinazione. Rilevare con bussola e clinometro gli eventuali ostacoli all’orizzonte ogni 10° in modo da riempire la “tabella delle ombre”. Prima della stampa del grafico è necessario inserire il nome dell’impianto nel titolo del grafico.
Tabella delle ombre (azimuth-elevazione)
60° 70° 80° 90° 100° 110° 120° 130° 140° 150° 160° 170° 180°
3° 3° 5° 10° 12° 14° 15° 14° 16° 3° 2° 20° 22°
190° 200° 210° 220° 230° 240° 250° 260° 270° 280° 290° 300°
23° 24° 25° 18° 8° 14° 16° 12° 10° 20° 23° 23°
Diagramma delle ombre - La curva più alta rappresenta il percorso del disco solare in corrispondenza del solstizio estivo; - La curva intermedia rappresenta il percorso del disco solare in corrispondenza dell'equinozio di primavera e d’autunno; - La curva più in basso rappresenta il percorso del disco solare in corrispondenza del solstizio d'inverno; - L'area sottesa alla linea spezzata rappresenta la porzione di cielo non vista dal modulo così esposto; - I numeri sulle linee dei percorsi solari indicano le ore della giornata - La linea spezzata rappresenta il profilo degli ostacoli all'orizzonte visti dalla superficie captante.
Ogni volta che il percorso solare si trova al di sotto della linea spezzata delle ombre la superficie captante non vede il disco solare e quindi la produzione di energia elettrica è dovuta alla radiazione diffusa e non alla diretta.
Fig. 6 - Diagramma delle ombre.
123
Appendice 6.5 - Format progetto preliminare dell’impianto fotovoltaico “Logo Proponente” Nome dell’impianto con indirizzo GENERAZIONE LOCALE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTE SOLARE Impianto fotovoltaico da “potenza” kWp Progetto Preliminare redatto secondo guida CEI 0-2
Proponente
nome proponente
Oggetto
Impianto fotovoltaico collegato alla rete elettrica Progetto preliminare
Il progettista
1 - Consistenza e tipologia dell’impianto 1.1 - Premessa Il “soggetto proponente” si è fatto promotore di un’inziativa che ha come obiettivo l’innovazione tecnologica attraverso un’iniziativa nel settore del miglioramento dell’efficienza energetica e dell’uso delle rinnovabili in contesto urbano. I recenti dispositivi legislativi a carattere nazionale che premiano iniziative nel settore dell’energia solare e, in particolare, dell’energia solare fotovoltaica attraverso un supporto economico in forma di incentivi all’energia elettrica prodotta da fonte solare fotovoltaica, rendono le iniziative anche di interessante redditività economica. 124
In quest’ottica, il “soggetto proponente” riconoscendo il carattere strategico della fonte solare fotovoltaica, si è fatto promotore di un’iniziativa di realizzazione di un impianto fotovoltaico presso “indirizzo” del quale questo documento rappresenta la progettazione preliminare.
1.2 - Oggetto e valenza dell’iniziativa Il presente documento costituisce progetto preliminare di un impianto fotovoltaico da circa “potenza” kWp connesso alla rete elettrica di bassa tensione, da realizzare presso “indirizzo” in conformità a quanto indicato dall’art. 16 comma 4 della Legge 109/1994 e dall’art. 25 del DPR 554/1999. L’iniziativa consente di realizzare un impianto di produzione di energia elettrica da fonte solare che è possibile integrare architettonicamente nelle strutture che ospitano la mensa aziendale utilizzando i moduli fotovoltaici in modo adeguato. L’impianto fotovoltaico verrà collegato alla rete elettrica di distribuzione locale e l’energia prodotta sarà autoconsumata o, quando ciò non sia possibile, scambiata sul posto con la rete. Una volta realizzato l’impianto consentirà di conseguire i seguenti risultati: - risparmio energetico per la struttura che lo ospita riducendo l’energia assorbita dalla rete che viene viceversa prodotta localmente facendo ricorso alla fonte energetica solare fotovoltaica; - impatto ambientale locale nullo, in relazione alla totale assenza di emissioni inquinanti e di rumore contribuendo così alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti in accordo con quanto ratificato a livello nazionale all’interno del Protocollo di Kyoto. Sotto il profilo del risparmio di emissioni di gas-serra, l’impianto fotovoltaico consente di risparmiare 0,4 kg di CO2 per ogni kWh prodotto se confrontato con un moderno impianto a ciclo combinato funzionante a gas metano, per arrivare a 0,78 kg di CO2/kWh prodotto se il confronto viene fatto con un impianto termoelettrico tradizionale a olio combustibile e 0,95 kg di CO 2/kWh prodotto nel caso di impianti di produzione alimentati a carbone. 1.3 - Requisiti di rispondenza a norme, leggi, regolamenti Gli impianti elettrici e quindi anche quelli fotovoltaici devono essere realizzati a regola d’arte, come prescritto dalla Legge n. 186 del 1° marzo 1968 e ribadito dalla Legge n. 46 del 5 marzo 1990. Rimane tuttora valido, sotto il profilo generale, quanto prescritto dal DPR 547/55 “Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro” e le successive 626 e 494/96 con relativi aggiornamenti e circolari di riferimento. Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, de125
Fig 1 - Esempio di impianto solare fotovoltaico collegato alla rete elettrica.
vono essere in accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere conformi: - alle prescrizioni di autorità locali in materia di opere in edilizia; - alle prescrizioni e indicazioni del gestore della rete di energia elettrica locale; - alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).
1.4 - Glossario e definizioni usate nel testo - Cella fotovoltaica: dispositivo che provvede alla trasformazione dell'energia solare direttamente in energia elettrica; - Modulo fotovoltaico: insieme di celle fotovoltaiche assemblate in un idoneo supporto e opportunamente collegate elettricamente, per raggiungere la tensione, la corrente e la potenza desiderata; - Stringa fotovoltaica: insieme di moduli fotovoltaici collegati in serie per raggiungere la tensione e la potenza desiderata; - Generatore FV : insieme di stringhe fotovoltaiche collegate in parallelo per raggiungere la potenza desiderata; - Impianto fotovoltaico: impianto di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della luce, cioè della radiazione solare, in energia elettrica (effetto fotovoltaico); pertanto, esso rientra nella cate126
goria degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (cioè la cui produzione di energia elettrica risulta aleatoria in funzione del regime meteorologico istantaneo). L’impianto è essenzialmente costituito dal generatore fotovoltaico, dal gruppo di conversione e dal sistema di interfacciamento alla rete elettrica di distribuzione; - Inverter : dispositivo che provvede alla trasformazione dell'energia elettrica da corrente continua a corrente alternata; - Interfaccia rete: dispositivo che provvede all'interfacciamento dell'impianto fotovoltaico all'impianto elettrico dell'utilizzatore e, quindi, alla rete elettrica locale; - Potenza di picco Wp: potenza generata da un dispositivo fotovoltaico (modulo, stringa o generatore) in condizioni di prova definite “standard” (abbr. STC) che risultano le seguenti: Air Mass = 1.5, irraggiamento solare sul piano dei moduli pari a 1 kW/m2, temperatura di lavoro della cella fotovoltaica pari a 25 °C; - Gestore della rete: è il soggetto che presta il servizio di distribuzione e vendita dell’energia elettrica ai clienti utilizzatori (es. AEM, ENEL); - Cliente utilizzatore: è la persona fisica o giuridica titolare di un contratto di fornitura di energia elettrica.
1.5 - Consistenza della documentazione di progetto La redazione della documentazione di progetto è stata svolta nel rispetto delle indicazioni di compilazione della Guida CEI 0-2, 2a ediz., 2002. 1.6 - Dati di progetto I dati riportati nel seguito risultano strutturati e suddivisi secondo quanto riportato nella Guida CEI 0-2.
127
Modulo 1 - Dati di progetto di carattere generale Pos 1.1 1.2 1.3
Dati Committente Contatto Scopo del lavoro
1.4 Vincoli progettuali da rispettare
1.5 Informazioni di carattere generale
Valori stabiliti Note “soggetto proponente” “contatto” Realizzazione di un impianto fotovoltaico presso “indirizzo” • Ambiente non soggetto a vincolo architettonico • Interfacciamento alla rete consentito nel rispetto delle norme CEI • Attenzione architettonica ed impatto visivo contenuto • Visibilità dell’iniziativa • Sito raggiungibile con strada asfaltata • Presenza di ampio spazio disponibile non coperto per i materiali di cantiere • Presenza di rete telefonica (possibilità di collegamento via modem per il monitoraggio del funzionamento da remoto)
Modulo 2 - Dati di progetto relativi all’utilizzazione dell’energia Pos Dati Valori stabiliti Note 2.1 Destinazione d’uso • Inserire l’attività abituale svolta nell’edificio (abitazione, uffici, industria ecc.) 2.2 Barriere • Accesso all’area di installazione architettoniche anche con mezzi pesanti 2.3 Ambienti soggetti • Nessuna parte dell’impianto a normativa è ubicata in zone soggette specifica CEI a normativa specifica CEI
128
Modulo 3 - Dati di progetto relativi alle influenze esterne Pos Dati 3.1 Temperatura: • min/max all’aperto • media del giorno più caldo • media delle massime mensili • media annuale 3.2 Formazione di condensa 3.3 Altitudine (s.l.m.) 3.4 Latitudine 3.5 Longitudine 3.6 • Presenza di corpi solidi estranei • Presenza di polvere 3.7 Presenza di liquidi Tipo di liquido • Possibilità di stillicidio • Esposizione alla pioggia • Esposizione agli spruzzi • Possibilità di getti d’acqua 3.8 Condizioni del terreno: Carico specifico ammesso (N/m2) • Livello della falda freatica (m) • Profondità della linea di gelo • Resistività elettrica del terreno (Ω m) • Resistività termica del terreno 3.9 Ventilazione dei locali • Naturale • Artificiale • Naturale assistita da ventilazione artificiale • Numero di ricambi 3.10 Carico di neve
Valori stabiliti
Note
-15°C/+40°C +30°C +25°C +15°C possibile inserire Inserire inserire
Valori ricavati dalla letteratura tecnica riferiti ai luoghi di installazione
No Si
Usuale protezione quadri da insetti ed utensili Dati relativi al posizionamento delle apparecchiature elettriche
Acqua No No No No
Dati non applicabili
Si No No
Dati relativi al posizionamento delle apparecchiature elettriche
1,6 kPa (D.M. 16/1/96 per la zona I)
3.11 Effetti sismici 3.12 Livelli massimi di rumore 3.13 Condizioni ambientali speciali
----Livelli massimi di rumore: 60 dB diurno (classe IV)(1) No
(1)
Secondo il DPCM 14/11/97, l’edificio rientra nella Classe IV di destinazione d’uso del territorio e pertanto è soggetto ai seguenti valori assoluti massimi di emissione: 60 dB (ore 6÷22), 50 dB (ore 22÷6). Eventuali disposizioni di carattere locali possono ridurre ulteriormente tali limiti.
129
Modulo 4 - Dati di progetto relativi alla rete di collegamento Pos Dati 4.1 Tipo di intervento richiesto • Nuovo impianto • Trasformazione • Ampliamento 4.2 Dati del collegamento elettrico • Gestore rete • Numero Cliente • Descrizione della rete di collegamento • Tensione nominale (Un) 4.3 Misura dell’energia 4.4
Consumi elettrici (2006)
Valori stabiliti
Note
No No Si • inserire • inserire • inserire • inserire Contatori generali installati nel quadro di distribuzione Inserire kWh
Modulo 5 - Dati di progetto relativi all’impianto fotovoltaico Pos Dati 5.1 Caratteristiche area di installazione
5.2
130
Posizione convertitori statici
Valori stabiliti Note • Esempio di descrizione • Shed a pendenza (ca 30°) inclinati verso Sud • Superficie lorda totale disponibile: circa 375 m2 • Nessun cordolo o parapetto • Suggerito il posizionamento con strutture di sostegno complanare alla falda essendo ottimali per la captazione di energia • Aggancio alla copertura a shed da valutare in sede di progettazione definitiva • Possibile (ma non consigliata) la sistemazione anche in esterno in shelter con codice IP > 54
Modulo 6 - Normativa di riferimento (principali per progettazione e realizzazione DPR 547/55 Legge 46/90 DPR 447/91
Norme per la prevenzione degli infortuni sul lavoro Norme per la sicurezza degli impianti Regolamento di attuazione della Legge 5 marzo 1990, n. 46, in materia di sicurezza degli impianti Legge 109/94 Legge quadro in materia di lavori pubblici D.Lgs 626/94 Attuazione delle direttive CEE riguardanti il miglioramento della sicurezza e della salute dei lavoratori sul luogo i lavoro D.Lgs 494/96 Attuazione della direttiva 92/57/CEE concernente le prescrizioni minime di sicurezza e di salute da attuare nei cantieri temporanei o mobili DPR 554/99 in materia di lavori pubblici CEI 0-2 Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici CEI 11-20 Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi i continuità collegati a reti i I e II categoria 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 64-8 Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua CEI EN 62305-1 Protezione contro i fulmini. Principi generali CEI EN 62305-2 Protezione contro i fulmini. Valutazione del rischio CEI EN62305-3 Protezione contro i fulmini. Danno materiale alle strutture e pericolo per le persone CEI EN 62305-4 Protezione contro i fulmini. Impianti elettrici ed elettronici nelle strutture CEI EN 60099-1-2 Scaricatori CEI EN 60439-1-2-3 Apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione CEI EN 61215 Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo CEI UNEL 35024-1 Cavi elettrici isolati con materiale elastomerico o termoplastico per tensioni nominali non superiori a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua Portate di corrente in regime permanente per posa in aria CEI UNEL 35364 Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V UNI 10349 Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici
131
Modulo 7 - Caratteristiche climatiche
Il sito di installazione appartiene ad un’area che dispone di dati climatici storici riportati nella Norma UNI 10349 (Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici). Secondo tale Norma, la temperatura media mensile su base giornaliera dell’aria esterna varia nei mesi fra 1.7 del mese di gennaio ai 25,1 °C del mese di Luglio (vedi Tab. 1). - Radiazione solare media giornaliera: Secondo la Norma UNI 10349, la media annua della radiazione solare sul piano orizzontale risulta pari a 3,57 kWh/m 2/giorno. In Tab. 1 sono riportati i valori di radiazione solare globale sul piano inclinato ideale di massima captazione pari a 30°, H30, per la località di Milano e su quello di riferimento orizzontale. Tabella 1 - Radiazione solare globale sul piano inclinato 30° (ottimale) (H 30 ), e sul piano orizzontale come confronto (H orizz ) e temperatura dell’aria esterna giornaliera media mensile (T amb )
Mese Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Media annua Totale annuo
H30 [kWh/m2 /giorno] 1.48 2.42 3.82 4.85 5.44 5.86 6.55 5.75 4.67 3.16 1.78 1.37 3.93 1434 kWh/m2
Horizz [kWh/m2 /giorno] 1.06 1.86 3.22 4.58 5.56 6.17 6.67 5.39 3.89 2.33 1.22 0.92 3.57 1303 kWh/m2
Tamb [°C] 1.7 4.2 9.2 14.0 17.9 22.5 25.1 24.1 20.4 14.0 7.9 3.1 -----
- Dati relativi al vento Direzione prevalente: Sud-Ovest (UNI 10349) Media annuale: 1.1 m/s (UNI 10349) Massima velocità di progetto: 36 m/s (130 km/h) - zona 1 (UNI 10349) Pressione del vento: 0.44 kPa - zona 1 (D.M. 16/1/96) 132
Vista da nord a sud
Azimut Fig 2 - Diagramma dei percorsi solari e posizione di esposizione (pallino centrale grosso) per il generatore fotovoltaico dell’impianto fotovoltaico.
2 - Descrizione sistema elettrico generale L’impianto fotovoltaico oggetto del presente documento è destinato a produrre energia elettrica in collegamento alla rete elettrica di distribuzione di bassa tensione interna in corrente alternata. L’impianto viene connesso elettricamente alla parte della rete di proprietà dell’utente a valle del punto di consegna fiscale dell’energia in MT. Nel punto di connessione la tensione è di 400 V trifase e la frequenza è di 50 Hz. Sulla rete dell’utente esiste un sistema passivo di distribuzione di carichi elettrici, potenzialmente in grado di assorbire tutta l’energia generata da fonte fotovoltaica; pertanto, la quantità d’energia annua generata dall’impianto è mediamente inferiore a quella assorbita dalla rete. L’impianto fotovoltaico è costituito dai componenti elettrici collegati secondo lo schema a blocchi di Fig. 3 e con le caratteristiche sotto riportate. Il generatore fotovoltaico provvede alla trasformazione dell'energia solare direttamente in energia elettrica. L’inverter provvede alla trasformazione dell'energia elettrica da corrente continua a corrente alternata. Il quadro di interfaccia rete provvede all'interfacciamento dell'impianto fo133
Fig. 3 - Schema a blocchi dell’impianto fotovoltaico collegato in rete bt.
tovoltaico all'impianto elettrico dell'utilizzatore e, quindi, alla rete elettrica. Il generatore presenta una potenza nominale pari a “potenza” [......] kWp, intesa come somma delle potenze di targa o nominali di ciascun modulo misurata in condizioni standard (STC: Standard Test Condition), le quali prevedono un irraggiamento pari a 1000 W/m 2 con distribuzione dello spettro solare di riferimento di AM=1,5 e temperatura delle celle di 25 °C, secondo norme CEI EN 904/1-2-3. Il generatore fotovoltaico risulta composto da [......] moduli fotovoltaici in silicio cristallino. I moduli vengono collegati in serie a gruppi di [......] (stringhe) e quindi in parallelo in numero di [......] in modo da ottenere la tensione e la corrente ottimale all'ingresso di ciascuno dei numero inverter che costituiscono l'impianto. Si hanno quindi [......] stringhe in ingresso a ciascun inverter. I moduli fotovoltaici sono fissati [esempio] sulla copertura del tetto per mezzo di apposite strutture di sostegno in grado di consentire il montaggio e lo smontaggio per ciascun modulo, indipendentemente dalla presenza o meno di quelli contigui. Per la riduzione dell’impatto visivo, le strutture metalliche sono realizzate in modo che il piano dei moduli fotovoltaici risulti complanare alla falda di installazione. Le [......] stringhe che compongono il generatore fotovoltaico vengono collegate a ciascun inverter a gruppi di [......] con cavi di apposita sezione e tipologia. L'inverter ha una potenza nominale pari a circa [......] kW ed eroga corrente alla tensione nominale di 400 Vca, 50 Hz, trifase. Il convertitore è del tipo con trasformatore di isolamento ed è 134
in grado di inseguire il punto di massima potenza (funzione MPPT) delle stringhe collegate in ingresso. L'inverter prende come tensione di riferimento quella rete elettrica alla quale è collegato: pertanto non è in grado di erogare energia sulla rete qualora in questa non vi sia tensione. L'inverter dovrà essere predisposto al collegamento, via linea RS-485, ad un sistema di acquisizione dati (sia locale che remoto), mediante un'opportuna scheda elettronica. Qualora posizionato in esterno, l’involucro dell'inverter dovrà essere in grado di resistere alla penetrazione di solidi e liquidi con grado di protezione IP65 e così pure le connessioni esterne, realizzate con connettori unipolari per la sezione c.c. e multipolari per quella c.a., presentando il medesimo grado di protezione. L'uscita di ciascun inverter afferisce ad un quadro elettrico fotovoltaico che assolve la funzione di distribuire sulle tre fasi il contributo dei [......] inverter. Nel quadro elettrico sono contenute anche le protezioni di interfaccia alla rete, di sezionamento e di misura dell’energia prodotta. Per rendere visibile l’iniziativa è prevista l’installazione di un sistema di acquisizione ed archiviazione dei dati di esercizio dell’impianto che sia in grado di mostrare via rete locale RS485 con opportuno software di visualizzazione lo stato dell’impianto ed anche tramite un grande display posizionato in zona molto visibile nell’atrio di ingresso, le principali prestazioni del sistema: - potenza istantanea generata; - energia prodotta cumulata dall’entrata in servizio dell’impianto; - CO2 evitata in relazione all’energia prodotta.
3 - Specifiche tecniche dei componenti principali 3.1 - Moduli fotovoltaici Ogni modulo fotovoltaico è coperto da una garanzia di 20 anni che ne assicura una resa pressoché inalterata per un periodo lunghissimo. Le celle utilizzate sono quadrate con dimensioni 125 x 125 mm e sono realizzate con silicio monocristallino. La protezione frontale è costituita da un vetro a basso contenuto di sali ferrosi, temprato per resistere senza danno ad urti e grandine. Le celle sono inglobate fra due fogli di E.V.A. (Etilvinile acetato) laminati sotto vuoto e ad alta temperatura; la protezione posteriore del modulo è costituita da una lamina di TEDLAR, un polimero totalmente impermeabile e stabile quando esposto ad agenti atmosferici e a radiazioni ultraviolette. La cornice di supporto è realizzata con un profilo in alluminio estruso ed anodizzato. La scatola di giunzione si tro135
va sulla parte posteriore del pannello, è realizzata in resina termoplastica e contiene all’interno una morsettiera con 3 diodi di bypass e i collegamenti di uscita. Tutte le caratteristiche sono rilevate con radiazione solare di 1000 W/m2 e con temperatura di 25 °C: Potenza di picco nominale: 150 W ± 2% Tensione alla potenza massima: 32,6 V Corrente alla potenza massima: 4,6 A Tensione a circuito aperto: 40,2 V Corrente di corto circuito: 5,1 A Dimensioni (mm): 1466 x 801 Spessore (mm): 35 Peso: 14,5 kg Numero di celle: 66 Numero di diodi di bypass: 3 Normativa di riferimento: CEI EN 61215 Classe di isolamento: II Tensione massima di sistema: 840 V 136
3.2 - Inverter L’apparato di conversione dell’energia elettrica, da corrente continua a corrente alternata, è costituito in totale per tutto il sistema fotovoltaico da n. 3 inverter collegati in parallelo sulla linea elettrica trifase di distribuzione. Gli inverter presentano le caratteristiche di seguito riportate. L’inverter trifase a commutazione forzata e forma d’onda lato a.c. costruita con tecnica PWM (Pulse Width Modulation). La sezione di ingresso dell’inverter è in grado di inseguire il punto di massima potenza del generatore fotovoltaico (funzione MPPT). Per poter visualizzare i dati di funzionamento (ore di funzionamento, energia prodotta ecc.) ogni convertitore dovrà essere fornito del relativo display. Tipo di funzionamento: in parallelo alla rete elettrica Tensione d'ingresso: 210-550 V Corrente massima di ingresso: 164 A Potenza massima PAC: 32 kW Potenza nominale: 32 kW Tensione nominale lato c.a.: 400 Vca Frequenza lato c.a.: 49,8 ÷ 50,2 Hz Stringhe parallelabili: 25 Connessione lato c.c.: connettori tipo Multicontact Cosϕ: ≈ 1 Distorsione corrente di rete: < 5% Max ripple lato c.c.: ≤ 10% Consumo in funzionamento: 9 W; in stand-by: 0,25 W Massimo rendimento: 95% Rendimento 20% - 80% P AC: ≥ 90% Protezioni lato c.c.: inversione di polarità perdita d’isolamento sovratensioni atmosferiche Protezioni lato c.a.: corto circuito minima e massima frequenza minima e massima tensione Temperatura di lavoro: -25 ÷ +60 °C, 0 ÷ 100% UR Grado di protezione: IP21 (DIN EN 60529) Connessioni per acquisizione dati: Porta RS-485 Dimensioni: h = 2367 mm; l = 600 mm; p = 600 mm Peso: 245 kg Contenuto di armoniche: secondo EN 61000-3-2 EMC: EN 50081-1; EN 50082-1 Conformità protezioni: secondo CEI 11-20; DK 5950 137
4 - Planimetria disposizione moduli Nel seguito è riportata la planimetria preliminare di disposizione del generatore fotovoltaico sull’area di posa.
Disegno disposizione planimetrica moduli fotovoltaici
Disposizione planimetrica del generatore sulla copertura.
138
5 - Prove e controlli sui componenti e sulle lavorazioni 5.1 - Collaudo componenti e soggetti collaudatori I quadri elettrici dell’impianto saranno sottoposti a prove e collaudi in officina previsti dai piani di qualità dei Costruttori. La certificazione dei collaudi sarà consegnata prima dell'installazione alla Direzione Lavori o al Responsabile del Procedimento o suo delegato. 5.2 - Prove di accettazione e messa in servizio I componenti che costituiscono l'impianto sono progettati, costruiti e sottoposti alle prove previste nelle norme ed alle prescrizioni di riferimento. In particolare, prima dell'inizio dei lavori di montaggio in cantiere, il controllo dei componenti sarà del tipo visivo - meccanico, e riguarderà: - Accertamento della corrispondenza dei componenti con quanto riportato nel progetto; - Accertamento della presenza di eventuali rotture o danneggiamenti dovuti al trasporto. Prima dell'emissione del certificato di regolare esecuzione dell'impianto e, comunque, prima del ripiegamento del cantiere, il controllo riguarderà la verifica dell’integrità dei componenti e della realizzazione dell’impianto a "perfetta regola d'arte". La verifica consisterà nel controllare: - il corretto montaggio delle strutture dei moduli; - la continuità elettrica e le connessioni tra moduli; - la corretta esecuzione dei cablaggi in congruenza con quanto riportato nel progetto; - la messa a terra delle masse; - l’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse; - 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 ecc.); Secondo quanto è previsto nel decreto 19-2-07 denominato “Nuovo Conto Energia”, verrà effettuata la verifica tecnico-funzionale dell’impianto, mediante la seguente procedura: - verifica della condizione: P cc > 0,85 P nom * I / I STC, ove: P cc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del 2%, P nom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico; I è l’irraggiamento (in W/m 2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del 3%; 139
ISTC pari a 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard; - verifica della condizione: P ca > 0,9 P cc , ove: P ca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con precisione migliore del 2%; Se del caso, sarà adottata la correzione della potenza per P cc per temperatura delle celle > 40 °C.
6 - Produzione annua attesa di energia elettrica La valutazione energetica, relativa all'installazione dell'impianto fotovoltaico, effettuata sulla base dei dati climatici e dell’efficienza dei vari componenti è raccolta nel seguito. L’analisi è stata svolta utilizzando i dati basi contenuti nella norma UNI 10349. La valutazione energetica è stata effettuata considerando un rendimento d’impianto totale pari al 75% come da Specifica Tecnica ENEA. L’analisi relativa all'installazione dell'impianto fotovoltaico, effettuata sulla base dei dati climatici e dell’efficienza dei vari componenti, conduce alla stima di una produzione di energia elettrica pari a circa produzione annua kWh. Tenendo conto che la vita utile dell’impianto fotovoltaico è stimata pari a 25 anni, lo stesso produrrà nel corso della sua vita circa 3 GWh. L’installazione dell’impianto fotovoltaico permetterà di ridurre le emissioni di anidride carbonica per la produzione di elettricità; considerando un valore caratteristico della produzione termoelettrica italiana pari a circa 700 grammi di CO 2 emessa per ogni kWh prodotto, si può stimare il quantitativo di emissioni evitate: - Emissioni di CO 2 evitate in un anno: [calcolare t ] - Emissioni di CO 2 evitate nella vita utile: [calcolare t ].
140
7 - Computo metrico estimativo Opere impiantistiche Art.
Voce
u.m. Q.tà Prezzo unitario
1
Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per un totale di ___ kWp completi di cornice, diodi di by-pass, connettori Multicontact, certificazione IEC 61215 e classe II emessa da laboratorio accreditato EA
kWp
2
Convertitori statici di stringa per l’accoppiamento con il generatore fotovoltaico con potenza lato alternata pari al minimo a ___ kW, e caratteristiche tecniche come da progetto esecutivo, predisposti per l’acquisizione di dati di funzionamento con linea RS485
kW
3
Set di strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici per il fissaggio alla copertura composte da sottostruttura e struttura portamoduli in profili commerciali secondo le indicazioni riportate nel progetto esecutivo
n.
4
Quadro di terra per il sezionamento e protezione da sovratensioni delle stringhe fotovoltaiche
n.
5
Quadro di parallelo per il parallelo e suddivisione fra le 3 fasi del sistema elettrico locale in gruppi di potenza omogenea
6
Quadro di interfaccia alla rete elettrica di distribuzione completo di protezione di interfaccia tarata secondo le DK5950, certificata da laboratorio accreditato EA ed inserita nella lista delle protezioni ENEL. Distribuzione e dispositivo di interfaccia certificato secondo la DK 5950.
n.
7
Quadro misura completo di Data Logger per l’acquisizione dei dati di funzionamento attraverso connessione RS485, visualizzatore, sensori meteo (irraggiamento, temperatura) e porte COM2 e COM3 per la connessione tramite RS485 di un PC remoto ed il pilotaggio di un display esterno ed altre caratteristiche di dettaglio come da progetto esecutivo
n.
Importi parziali
Importi totali
141
Art.
Voce
u.m. Q.tà Prezzo unitario
8
Display di visualizzazione dell’energia elettrica prodotta cumulata, potenza istantanea, CO2 evitata da accoppiare al Data Logger del quadro misura completo di scheda RS485 ed altre caratteristiche di dettaglio come da progetto esecutivo
n.
9
Cavi, tubazioni, canaline ed accessori di montaggio secondo tipo e quantità indicate in Tabella Cavi riportata nel progetto esecutivo
...
10 Trasporti e movimentazione materiale
Importi parziali
Importi totali
... corpo Totale forniture
11 Posa in opera componenti elettrici e meccanici, collegamenti elettrici di potenza, di segnale ed equipotenziali
h h
- Operaio specializzato - Aiutante
Oneri diretti per la sicurezza 10%
12 Assistenza muraria agli impianti - Operaio specializzato - Aiutante
h h
Oneri diretti per la sicurezza 10% 13 Prove di collaudo e messa in servizio im- ... corpo pianto fotovoltaico secondo le indicazioni tecniche di collaudo riportate nel progetto esecutivo
Totale mano d’opera 14 Nolo di argano montato su castello di tiro 4 HP h Totale opere impiantistiche Attività accessorie 15 Redazione della documentazione tecnica
... corpo
comprendente: - Cronoprogramma attività di cantiere -Aggiornamento del progetto versione as built - Manuale d’uso e manutenzione -Dichiarazione di conformità ai sensi della vigente normativa - Certificazione dei moduli FV secondo IEC 61215 e classe II - Certificazione protezioni e dispositivo di interfaccia
Totale attività accessorie Riepilogo oneri diretti per la sicurezza
142
Oneri specifici o speciali per la sicurezza 1S Redazione Piano della Sicurezza cad 2S Presenza preposto impresa incontro per cad la sicurezza
3S Barriere laterali guardacorpo
m
4S Recinzione di sicurezza realizzata con rete
m
in poliestere altà densità peso 240g/mq, indeformabile, colore arancio, sostenuta da paletti fissati senza penetrazione al terreno, h 1,80 m per tutta la durata dei lavori
5S Cartelli monitori conformi D. Lgs. 493/96, in cad lamiera di alluminio 5/10, con pellicola rifrangente 500 x 600 mm
6S Cassette di pronto soccorso in ABS com- cad plete di presidi chirurgici e farmaceutici se- 30gg condo le disposizioni DM 28/7/58
Sommano Arrotondamento Tot. oneri specifici o speciali per la sicurezza
Riepilogo Opere impiantistiche Attività accessorie Totale importo a base d’asta Oneri diretti per la sicurezza Oneri specifici o speciali per la sicurezza Totale oneri per la sicurezza Totale oneri in appalto
143
CAPITOLO 7
TECNICHE DI INSTALLAZIONE
7.1 - Quali competenze sono necessarie?
La costruzione di un impianto fotovoltaico comporta l’assemblaggio di parti meccaniche (carpenteria metallica), il cablaggio elettrico di sezioni in corrente continua e corrente alternata e, in alcuni casi, anche la realizzazione di opere civili (per esempio, scavi di fondazione per impianti a terra) e murarie (per esempio, fori passacavo in parete). A seconda del tipo di realizzazione (a terra o a tetto) prevale un onere di lavoro maggiore per le opere civili piuttosto che quelle meccaniche mentre i cablaggi elettrici comportano oneri legati esclusivamente alla taglia di potenza del generatore fotovoltaico. Si osserva che, almeno per i piccoli impianti, le competenze di chi provvede al montaggio devono comunque essere multidisciplinari: non è pensabile avere più artigiani o più imprese che lavorino su un tetto fotovoltaico da qualche kilowatt di potenza. Storicamente, la realizzazione degli impianti è legata al settore elettrico più in relazione alla novità legata all’uso dei moduli fotovoltaici più che alla preponderanza dell’attività elettrica nella costruzione o alla sua complessità: anzi, si osserva che proprio i cablaggi elettrici sono diventati negli anni sempre più sicuri e facili da realizzare. Viceversa, la capacità di trovare ottime soluzioni di fissaggio dei moduli è tipica di esperti montatori meccanici più che di bravi elettricisti. Come sempre, solo l’esperienza di montaggio di qualche impianto garantisce un livello minimo di padronanza del cantiere e soprattutto un risultato finale esemplare. Si sottolinea che la realizzazione di un impianto fotovoltaico deve portare ad un risultato estetico di alto livello: la pre144
cisione di accostamento dei moduli, il loro allineamento a formare una scacchiera piana e uniforme sono risultati che si conquistano solo con l’esperienza. Nella realizzazione di grandi impianti, invece, un ruolo fondamentale è rappresentato dalla capacità di organizzazione del cantiere nelle varie fasi del montaggio. È una capacità legata solo parzialmente alla specificità costruttiva del fotovoltaico: vale tutte le volte che occorre lavorare in più aziende nello stesso sito, una varietà di materiali da assemblare e attività che prevedono attrezzature ed utensili completamente diversi nello steso momento. Le figure professionali e relative competenze che sono interessate alla realizzazione di un impianto fotovoltaico sono riassunte brevemente nella tabella 1. Si sottolinea che l’importanza delle competenze non è relativa alla quantità di lavoro che deve essere svolto per la realizzazione dell’impianto bensì legata al valore aggiunto fornito per ottenere la migliore installazione possibile. Tabella 1 - Figure professionali e relative competenze Competenze
Opere civili Opere murarie Montaggi meccanici Cablaggi elettrici Coordinamento
Impianti a tetto Livello Importanza ... basso 0-5% alto 30-50% medio 40-60% basso 0-5%
Impianti a terra Livello Importanza alto 10-20% ... alto 30-50% medio 40-60% alto 5-10%
7.2 - Sequenze di installazione 7.2.1 - Impianti collegati alla rete elettrica
La tabella 2 riporta la sequenza di installazione tipo per un impianto collegato alla rete da installare in copertura. Le ipotesi sono quelle di poter cominciare ad installare secondo il flusso di generazione di energia (dal generatore fotovoltaico al quadro di interfaccia). È evidente che questa ipotesi può essere rivista in relazione, per esempio, alle condizioni meteorologiche al momento dell’installazione. In caso di pioggia, si comincerà dall’interno (posa componenti cablaggi ecc.), per poi passare in un secondo tempo in copertura. I livelli di difficoltà che la tabella mostra sulla destra sono legati alle possibili problematiche che possono insorgere durante i lavori. L’esperienza 145
Tabella 2 - Sequenza di installazione
Fase Trasporto in sito del materiale Procedure di messa in sicurezza delle aree Preparazione della copertura Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta Montaggio strutture portamoduli Precollaudo moduli fotovoltaici Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture Cablaggio generatore fotovoltaico Collaudo elettrico stringa per stringa Lavorazione discesa cavi in interno Posa quadri e convertitore Posa canaline e tubazioni di cablaggio Cablaggio elettrico fra componenti Verifica ispettiva finale Primo parallelo alla rete e collaudo impianto
min ................ Difficoltà ................ max
ha dimostrato che la fase più delicata è sempre quella di interfaccia tra la struttura di sostegno del generatore fotovoltaico e la copertura mentre le attività prettamente elettriche sono spesso senza particolari problemi. Come abbiamo avuto occasione di ricordare alla Sezione dedicata al sopralluogo in sito, resta inteso che le difficoltà sono legate all’accuratezza del sopralluogo: più informazioni si traggono dalla visita iniziale al sito più facile sarà organizzare materiali e lavori con evidente riduzione dei tempi di installazione e dei relativi costi. Trasporto in sito del materiale
In genere, il materiale viene portato in sito con mezzi leggeri (auto, fuoristrada, furgoni) e le problematiche di trasporto sono ridotte al solo carico e scarico della merce. Quando l’accesso alla copertura avviene dall’esterno si usano mezzi con cestello che, con l’occasione consentono anche il tiro in altezza dei materiali. L’accesso con mezzi pesanti deve essere valutato in sede di sopralluogo per evidenziare eventuali impedimenti; tipicamente il mezzo non riesce ad arrivare in corrispondenza della falda di installazione o il suo parcheggio nell’area migliore crea problemi di accesso all’edificio. Va considerato anche che, come vedremo in seguito, è opportuno che i moduli fotovoltaici non vengano portati in copertura al momento dell’arri146
vo in cantiere per due motivi: il primo discende dalla necessità di procedere al precollaudo prima del montaggio impossibile sulla copertura, il secondo è legato al fatto che sulla falda inclinata i moduli non possono essere stoccati. Solo in caso di grandi impianti (qualche decina di kilowatt) il problema del trasporto deve essere pianificato con attenzione. Spesso la carpenteria di montaggio ha lunghezze impegnative ed i pesi impongono l’uso di un argano per il carico-scarico oltre che per il tiro in altezza. Una volta trasportato in sito il materiale deve trovare opportuna zona di ricovero. La soluzione ideale è quella di trovare uno spazio riparato; oltre, alla ovvia protezione, avere uno spazio riparato significa aver trovato anche un posto defilato. In genere, visti i volumi e pesi di quadri e convertitori almeno per questi componenti si trova riparo. Per i moduli fotovoltaici invece il problema è legato alla confezione. In impianti di qualche kW di potenza, i moduli sono confezionati in pallet, nastrati e avvolti in pellicola trasparente che in genere non garantisce l’impermeabilizzazione. Notare che, in questi casi, carico e scarico necessitano di mezzi di sollevamento idonei (fig. 1) che dal Cliente non si trovano e devono essere portati. È difficile trovare anche un ricovero riparato per l’ovvia difficoltà di trasporto al chiuso del pallet: non resta che lasciarlo/i in esterno coperto/i da un telo impermeabile.
Fig. 1 - Mezzi per la posa.
147
Procedure di messa in sicurezza delle aree di posa
Una volta scaricati i materiali, occorre procedere subito alla delimitazione delle aree di posa ai fini di un’agevole lavorazione e della sicurezza sia del personale che opera che dei terzi (tipicamente chi frequenta l’edificio). Il caso peggiore si realizza quando la falda di installazione è quella che dà direttamente sull’ingresso dell’edificio. La situazione è schematizzata in fig. 2. In questi casi occorre delimitare le aree, per evitare di esporre terzi al pericolo della caduta di materiale dalla copertura (tipicamente gli utensili di montaggio), ma occorre anche fare in modo che l’ingresso sia lasciato libero per il passaggio. Si propongono due soluzioni descritte nei disegni di fig. 2. La prima è quella di proteggere il passaggio con parapetto (eventualmente con rete aggiunta), mentre la seconda è creare un passaggio coperto utilizzando, per esempio, un trabattello.
Parapetto di protezione da caduta materiale Ponteggio per protezione passaggio
Prospetto ovest
Parapetto di protezione sul lato ovest e sul lato est Protezione con parapetto, rete anticaduta e trabattello coperto.
Fig. 2 - Protezioni con parapetto o rete anticaduta.
148
Fig. 3 - Esempio di cartelli monitori tipici per installazioni fotovoltaiche in copertura.
La delimitazione delle aree può essere fatta, nei casi più semplici, con del nastro bianco/rosso e paline che preferibilmente non devono essere del tipo ad infissione. Quando invece si opera in ambiti dove la presenza di persone è intensa (per esempio, una scuola), la sicurezza deve essere valutata attentamente: la delimitazione con nastro deve diventare una rete, gli accessi regolati da cancelli, i passaggi sempre coperti e i parapetti sempre presenti. Da non dimenticare tutte le indicazioni riguardanti i pericoli come in figura 3. Si ricorda che ogni volta che si installano impianti per l’Amministrazione Pubblica secondo la legge 109 e successive modificazioni, al bando di gara è sempre allegato il Piano della Sicurezza (o la scheda di valutazione dei rischi ) e il nome del Coordinatore. È importante sia leggere le note del Piano riguardanti il sito che procedere ad incontrare il Coordinatore ben prima dell’inizio dei lavori per concordare le azioni opportune o comunicare i commenti alle azioni contenute nel Piano. 149
Fig. 4 - Esempio di retrofit finito. Preparazione della copertura
La descrizione di questa fase è piuttosto complessa in quanto le coperture si presentano di vari tipi. Va subito evidenziato che il problema dell’aggancio delle strutture metalliche alla copertura può essere risolto solo personalizzando la soluzione volta per volta. Fra le possibili soluzioni di posizionamento dei moduli, questo paragrafo è dedicato alle strutture di sostegno sovrapposte alla copertura (retrofit) e che quindi non prevedono interventi di modifica dello stato di fatto del tetto prima dell’intervento ( fig. 4). Le integrazioni architettoniche del fotovoltaico su tetti o facciate sono applicazioni che al momento rappresentano una piccola parte dell’universo delle installazioni. Va sottolineato come gli interventi di retrofit non debbano essere considerati come ripieghi a basso costo di soluzioni architettoniche più sofisticate in quanto spesso il risultato estetico risulta ugualmente gradevole. Le realizzazioni retrofit su tetti a falda prevedono l’utilizzo di moduli fotovoltaici commerciali (generalmente con cornice) sorretti da una struttura ancorata alla copertura esistente. La struttura di sostegno è sempre suddivisa in due parti meccaniche: - struttura di ancoraggio o sottostruttura: formata da elementi meccanici (staffe, morsetti, profili) che fanno da interfaccia tra la copertura e la struttura portamoduli; 150
Fig. 5 - Staffa ad uncino tipica per coperture in laterizio.
- struttura portamoduli : profili metallici in acciaio o alluminio di tipo commerciale sui quali vengono fissati (in genere, imbullonati) i moduli fotovoltaici spesso a gruppi di tre o quattro qualora si proceda ad un loro preassemblaggio a terra prima della posa in opera sulla copertura. La struttura di ancoraggio può essere costituita da un telaio leggero a barre in alluminio preforato appoggiate alla copertura (sandwich di lamiera grecata coibentata) e fissate alla stesso attraverso gli stessi tasselli passanti di fissaggio della lamiera grecata alla soletta in modo da non procedere a nuove forature. La struttura portamoduli è formata da due correnti anch’essi in alluminio (barella) che sostengono gruppi di moduli; gli stessi sono fissati ai correnti attraverso morsetti con bulloni a testa di martello. La varietà dei manti di copertura che si registra sul territorio italiano crea una certa difficoltà nella standardizzazione degli elementi di aggancio alla soletta; inoltre, alla varietà di tecniche di realizzazione delle solette che hanno quindi impatto sulla conformazione delle staffe, si aggiunge una notevole varietà di tegole con sagome (altezze, profondità, agganci) ben diverse (romana, doppia romana, portoghese, marsigliese, coppo, canadese ecc.). Con un panorama così vasto, i costruttori di strutture di sostegno a catalogo offrono soluzioni base per le staffe: è compito del progettista (ma più spesso dell’installatore) valutare bene la tecnica di costruzione della copertura e stabilire se le staffe a catalogo possono essere utilizzate così 151
come acquistate, se devono essere modificate o se occorre disegnarne di adatte da far realizzare appositamente in carpenteria. Data la numerosità delle staffe in opera, una scarsa attenzione su questi particolari può portare a complicanze e perdite di tempo in fase di montaggio. Staffe ad uncino del tipo riportato in figura 5, sono facilmente adattabili a diverse solette di aggancio (usando spessori o prolunghe metalliche) ed anche a quelle tegole che non risultano agganciate le une alle altre nel senso della pendenza (praticamente solo i coppi). Infatti, con tegole tipo portoghese per far passare la staffa si è costretti a smussare tutti i bordini di aggancio tra tegola e tegola con perdita di tempo e rischio di rotture. Quando la copertura è in lamiera grecata (diffusa soprattutto nelle aree rurali o industriali) e non si voglia procedere a realizzare fori passanti per agganciarsi alla soletta (in modo da evitare eventuali problemi in fase di ripristino della impermeabilizzazione), è possibile utilizzare agganci a morsetto che mordono la dentatura della lamiera grecata. È evidente che, in questo caso, occorre valutare se strutturalmente l’aggiunta del fotovoltaico garantisca ancora la prestazione meccanica di tenuta della lamiera alla soletta. Quando poi il tetto si presenta senza falda e quindi piano (a terrazzo), le soluzioni tecniche riguardano più che altro il tipo di aggancio delle strutture al tetto. In genere, si tende ad evitare di agganciare le strutture per evitare di intaccare l’impermeabilità della copertura. Dovendo appoggiare le strutture diventa così obbligata la scelta di strutture basse (spesso un solo modulo in posizione coricata) che offrono una piccola vela al vento e di accorgimenti per rendere stabili l’insieme fotovoltaico-struttura. Le tipologie di tetto piano sono sostanzialmente tre: - copertura in piastrelle di cemento: in questo caso è consigliato l’uso di prefabbricati in cemento armato per evitare il momento di ribaltamento indotto dal seppur minimo affetto vela e da strisce di materiale plastico (per esempio, gomma) per contrastare l’azione di scivolamento indotta dalle medesime sollecitazioni; - copertura in guaina bituminosa: valgono i consigli del terrazzo a piastrelle ma occorre prestare molta attenzione al fatto che al di sotto della guaina non sia stato posato direttamente dell’isolante termico (lana di roccia); in questo caso un carico gravante potrebbe provocare una compressione dell’isolante che, cedendo, tenderebbe a strappare la guaina col risultato di perdere l’impermeabilità; - copertura in guaina con strato di ghiaia: in questo caso il problema è che le strutture appoggerebbero su di una superficie non piana. In genere, l’utilizzo di queste strutture è limitato all’applicazione su terrazzi piani dove l’altezza contenuta consente di non renderli visibili dal basso. 152
Falda in latero-cemento e coppi
1 - Soletta portante in latero - cemento, 2 - Pannelli isolanti, 3 - Caldana in cemento, 4 - Coppi Falda alla “piemontese”
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terzere, 4 - Listoni, 5 - Coppi Falda alla “veneta”
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Assito, 4 - Strato isolante, 7 - Coppi
Falda alla “lombarda”
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terzere, 4 - Travicelli, 5 - Listoni, 6 - Coppi Falda alla “romana”
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terzere, 4 - Travicelli, 5 - Tevelle, 6 - Strato isolante, 7 - Coppi Falda in fibrocemento
1 - Soletta in laterocemento, 2 - Strato impermeabile, 3 - Isolante, 4 - Listelli, 5 - Lastra fibrocemento, 6 - Chiodi
153
Falda a coppi su legno
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Terzere, 4 - Tavolato, 5 - Listelli, 6 - Strato isolante, 7 - Tavolato, 8 - Listelli, 9 - Coppi Falda portante in laterocemento
1 - Soletta portante in laterocemento, 2 - Tegole
Falda in lamiera grecata semplice
1 - Struttura portante, 2 - Isolante, 3 - Listello, 4 - Lamiera grecata Falda a tetto freddo
1 - Dormiente, 2 - Puntone, 3 - Tavolato, 4 - Listelli, 5 - Strato isolante, 6 - Arcarecci, 7 - Tegole
Fig. 6 - Diversi tipi di falde.
Molti sono anche i tipi di falde, alcune delle quali mostrate in Fig. 6. È già stato descritto come all’atto del sopralluogo risulti indispensabile procedere ad un’ispezione della copertura per capire nel dettaglio l’aggancio possibile con le strutture metalliche di sostegno del fotovoltaico. Per coperture in laterizio si consiglia di procedere nel seguente modo: - sollevare in 4-5 punti dell’area di installazione almeno due tegole nella direzione colmo-gronda: questo consentirà di ispezionare la soletta per capire come le tegole sono sostenute (in particolare, l’aggancio del listello alla copertura) ed anche capire l’uniformità dei listelli reggi tegola nell’area di posa; - qualora si decida di fissare le staffe direttamente alla soletta senza utilizzare i listelli (vedi punto seguente), occorre misurare la distanza tra 154
Fig. 7 - Posizionamento della copertura.
soletta e listelli nei vari punti ispezionati. Questo risulta fondamentale ai fini di una perfetta planarità della superficie dei moduli fotovoltaici ad impianto finito in quanto solo posizionando le staffe alla stessa altezza fra loro si può ottenere una superficie piana finale; - decidere in quanti punti e dove posizionare le staffe di aggancio disegnando uno schema su un foglio in relazione a quante righe e colonne di moduli sarà composta l’area di posa. Se questi passi sono stati eseguiti, al momento del montaggio la soluzione di aggancio sarà individuata, le staffe saranno di misura giusta (eventualmente saranno spessorate in opera) e si potrà procedere alla preparazione dell’area di posa semplicemente spostando il numero di tegole necessario a poter lavorare sulla soletta nei punti individuati (sopralluogo) di posizionamento delle staffe. Il posizionamento della copertura è mostrato in fig. 7. Fissaggio delle staffe di aggancio alla soletta
Il fissaggio delle staffe alla soletta può essere fatto secondo due tecniche: - fissaggio della staffa al listello reggi tegola: è possibile e consigliato tutte le volte che il listello è fissato attraverso fisher alla soletta e quest’ultima è di fattura abbastanza piana ed uniforme. Le staffe verranno fis155
Fig. 8 - Fissaggio della staffa alla soletta e, a destra, il fissaggio della staffa al listello reggi tegola.
sate con autofilettanti nei listelli e, in genere, sarà probabile che risulteranno abbastanza complanari ed allineate fra loro: eventuali spessori si aggiungeranno tra staffa e correnti reggi moduli; - fissaggio della staffa alla soletta: è una soluzione di ripiego ma spesso è l’unica possibile. È obbligata tutte le volte che i listelli reggi tegola sono fissati alla copertura in maniera differente da quella descritta precedentemente. Per esempio, i listelli possono essere cementati nella soletta o appoggiati su travetti colmo-gronda che li sollevano rispetto alla soletta stessa di 20÷30 cm. Nel primo caso, le staffe saranno fissate alla soletta con fisher adatti (la soletta può essere una gettata di cemento armato o anche con travi e pignatte) sempre ricordando che le solette non saranno mai piane e quindi le staffe non saranno complanari ed allineate. In questo caso ( fig. 8) è utile usare staffe del tipo estensibile che, senza spessoramenti aggiunti, sono regolabili in modo da adattarsi all’altezza delle altre. Nel secondo, il problema è che la distanza tra staffa e soletta è tale (20 ÷30 cm) che si dovrà provvedere a fissare la staffa la listello ma poi, per dare rigidità, sarà necessario sostenere il listello con puntoni fissati alla soletta. Una volta fissate le staffe occorre verificare ed eventualmente procedere alle azioni opportune affinché tutte le staffe risultino sullo stesso piano (operazione semplice se le staffe sono del tipo estensibile). È 156
un’operazione non banale in quanto pochi millimetri di differenza fra le staffe saranno visivamente accentuati dall’uniformità (non raggiunta) del piano dei moduli fotovoltaici. Montaggio strutture portamoduli
La struttura portamoduli nei moderni sistemi di fissaggio è composta da profili in alluminio estruso con sagome che variano da produttore a produttore ma sempre concepite con le seguenti modalità: - guida scanalata per fissaggio alle staffe con bulloni a testa di martello (la testa del bullone si infila e scorre nella scanalatura del profilo); - canalina laterale di contenimento cavi di cablaggio tra moduli; - guida scanalata per agevole fissaggio moduli fotovoltaici tramite morsetti a chiusura a brugola. I profili in alluminio sono disponibili in genere in un paio di pezzature: 3÷6 m. Il fatto che siano di alluminio consente di poterli tagliare a misura in opera (operazione non consigliata in caso di acciaio zincato). Un’alternativa ai profili scanalati in alluminio è rappresentata da profili in acciaio con predisposizione di forature asolate per l’aggancio dei moduli fotovoltaici. Sono profili di costo più contenuto rispetto a quelli in alluminio che devono però essere tagliati a misura in opera con conseguente ripresa della zincatura a freddo (di scarsa tenuta nel tempo, da qui la nota precedente). Questi profili sono gli unici possibili tutte le volte ci si trova ad installare strutture di sostegno su lamiere grecate. Nelle figura seguente è riportato il dettaglio di aggancio tipico e consigliato: si nota il profilo tipo Hilti (ad U) imbullonato nel bullone presistente di fissaggio della lamiera (in modo da non dover provvedere a forature aggiunte) in corrispondenza di una sua asola e il bullone di tenuta del corrente sagomato in alluminio sul quale sono montati i moduli fotovoltaici. Il risultato della composizione della struttura portamoduli saranno una serie di profili paralleli ( barelle) in numero di due per ogni riga del generatore fotovoltaico. Se le staffe sono state montate correttamente i profili risulteranno piani, allineati e complanari fra loro. Si noti che l’esperienza suggerisce che questa situazione raramente si verifica ai primi tentativi ma che solo capendo dove si è sbagliato si riesce a correggere l’errore nelle installazioni successive. Esempi del montaggio sono mostrati nelle figg. 9, 10 e 11. Precollaudo moduli fotovoltaici
Obbiettivo delle prove pre-installazione è quello di stabilire il corretto funzionamento dei moduli approvvigionati prima di installarli in opera. Le 157
Fig. 9 - Struttura portamoduli.
Fig. 10 - Fasi di montaggio del più comune sistema di fissaggio di struttura portamoduli.
Fig. 11 - Dettaglio di aggancio consigliato in caso di installazione su lamiera grecata.
158
prove descritte sono di semplice attuazione e non comportano misure dettagliate. Per questo, sono vivamente consigliate a risparmio del tempo totale di installazione soprattutto in impianti composti da un gran numero di moduli fotovoltaici. Le azioni sono le seguenti: a) ispezione visiva: consiste nel controllare tutti i moduli per accertarne l’integrità. L’operazione piuttosto semplice consente anche di togliere dall’imballo il modulo in modo da portarlo in copertura con facilità. Data la natura delicata degli oggetti è opportuno che si concentri l’attenzione curando: - integrità vetro anteriore; - chiusura delle cassette di terminazione posteriori; - cablaggio dei cavi e connettori ad innesto rapido (qualora di serie); - integrità del Tedlar posteriore; - planarità della superficie del modulo; - corretto montaggio della cornice d’alluminio; - presenza dello sticker posteriore; b) test in luce naturale su tutti (o un campione, dipende dalla taglia) i moduli. Per procedere al test, si posizionino i moduli ad uno ad uno esposti ai raggi solari. Non è importante l’inclinazione a patto che sia uguale per tutti durante i test. Si controlleranno: - tensione a vuoto, misurando con multimetro ai capi dei connettori MC - diodi di by-pass, aprendo la cassetta di terminazione e misurando con multimetro continuità o non continuità tra anodo e catodo; - resistenza di isolamento, collegando il megger tra polo positivo e cornice metallica ed applicando tensione (max 500 V); - corrente di corto circuito (facoltativa): si misura collegando in corto circuito i terminali dei moduli e leggendo il valore con una pinza amperometrica. Siccome la corrente di corto è proporzionale all’irraggiamento solare occorre misurare il valore di corrente e contemporaneamente quello di irraggiamento istantaneo. Alla fine si riporteranno tutti i valori a 1000 W/m2 semplicemente dividendo il valore di corrente misurato per l’irraggiamento all’istante della misura. Non hanno importanza i valori assoluti delle misure ma solo la loro uniformità fra i moduli testati. La strumentazione da utilizzare dovrà essere composta da: - multimetro (portate V fino 500 V, fino a 10 A in corrente continua); - megger (500 V); - solarimetro se si procede alla misura facoltativa di corrente di corto; - pinza amperometrica: idem. 159
Fig 12 - Disposizione di moduli fotovoltaici e dettagli di aggancio con morsetti. Fissaggio moduli alle strutture
È una fase che solo in apparenza sembra banale. L’aggancio in se stesso è estremamente agevole e facilitato se si provvede all’adozione di un sistema di fissaggio come quello mostrato in figura 10. Si tratta di morsetti ideati per correnti in alluminio come quelli prima descritti. Ce ne sono di due tipi: intermedi, per il fissaggio tra moduli e terminali, per chiudere la fila. La difficoltà di questa fase è legata alla squadratura delle righe tra loro. Il processo di montaggio prevede che il modulo fotovoltaico venga appoggiato sulla barella partendo da una delle due estremità e fissato con i morsetti intermedi affiancando il successivo e via così fino all’ultimo della fila. Il problema è che il primo modulo che si monta deve essere perfettamente in squadra in quanto un piccolo disallineamento (1 ÷2 millimetri) cresce di modulo in modulo fino ad arrivare a fine riga con scostamenti di qualche centimetro. E lo stesso deve accadere per tutte le righe che si potrebbero trovare in squadra singolarmente ma disallineate fra loro. In tutti i casi, il ri160
sultato è visivamente inaccettabile e deve essere corretto con notevole perdita di tempo. Diversi sono i sistemi adottati durante il montaggio per ridurre gli errori: si può usare un filo per tracciare una diagonale fissando i moduli estremi (4 vertici); poi, con l’ausilio di un distanziale rigido tra righe (per l’interspazio che deve assomigliare a quello tra modulo e modulo, circa 2 cm), si procede al montaggio degli altri moduli. La disposizione è mostrata in fig. 12. Cablaggio del generatore fotovoltaico
Il cablaggio elettrico interno del generatore fotovoltaico ( fig. 13) consiste nella formazione delle stringhe elettriche, cioè del collegamento tra moduli in serie secondo il progetto elettrico dell’impianto. Praticamente il compito è agevolato ogni qual volta i moduli fotovoltaici sono dotati di connettori e cavi precablati: in questo caso, il collegamento è molto semplice, veloce e soprattutto in totale sicurezza elettrica in quanto i connettori hanno un codice di protezione IP65 e, usando cavi unipolari, le due polarità si trovano sempre separate. Osserviamo che la formazione delle stringhe deve essere però razionale rispetto alla disposizione dei moduli sulla copertura: è opportuno studiare un percorso dei cavi che minimizzi le lunghezze dei cavi dalla stringa al punto di calata verso l’interno dell’edificio. Inoltre, qualora a questo non abbia già provveduto il progettista, ricordarsi di schematizzare il cablaggio evidenziando i moduli che fanno capo alle varie stringhe: un guasto in un modulo può essere più agevolmente rintracciato. Qualora invece i moduli non siano dotati di connettori e cavi precablati occorre procedere al precablaggio prima del montaggio che consigliamo di fare in officina prima del trasporto in sito dei moduli. La procedura è semplice: - sballare il modulo ed aprire (in genere, svitando) la scatola di terminazione posteriore; - preparare due spezzoni di cavo unipolare con sezione adeguata al passacavo presente sulla cassetta di terminazione e con con capocorda idoneo al cablaggio nella morsettiera della cassetta; - infilare nel passacavo i cavi e cablare alla morsettiera; - procedere al test dei diodi di by-pass verificando la continuità elettrica con un tester. Questa operazione risparmia l’equivalente consigliata prima durante i test di precollaudo. Quando i moduli non hanno i connettori precablati, il cavo da utilizzare deve però essere scelto dando preferenza ai seguenti criteri: - cavo con doppio isolamento per tensioni di esercizio almeno fino a 450/750 V; 161
Pianta copertura (Moduli con vista dal retro) scala 1:50 Alla cassetta di terra
Fig. 13 - Schematizzazione del cablaggio del generatore fotovoltaico da annotare dopo la posa.
- alta resistenza agli agenti atmosferici ed umidità; - resistenza ai raggi UV; - range di temperatura di esercizio elevato; - non propagante l’incendio. Inoltre, come ricordato, è pratica comune utilizzare cavi unipolari con sezione da minimo 4 mm2. In passato, per questo cablaggio si utilizzava quasi sempre un tipo di cavo armonizzato con la normativa europea, in doppio isolamento con gomma esterna, nero e flessibile tipo H07RN-F. Oggi sono disponibili in commercio dei cavi “Solar” a costo accettabile che, rispetto al tipo H07RN-F, presentano dei limiti di temperatura più ampi. In tutti i casi di cablaggio la posa dei cavi è libera (senza cavidotti o tubazioni), con i cavi tra moduli inseriti nella sagoma apposita dei profili metallici (se si usa il sistema alluminio sagomato) o fissati con fascette anti-UV ai profili metallici. Quindi sempre coperti dai moduli fotovoltaici. Solo quando il fascio di cavi unipolari si raggruppa per fare la discesa può essere inserito in una tubazione per poter anche procedere più facilmente alla discesa cavi in interno (vedi nel seguito). Collaudo elettrico stringa per stringa
Una volta cablate tutte le stringhe, prima di proseguire con i montaggi è opportuno verificare che non ci siano stati problemi di errata installazione o, nel passaggio da terra all’opera, qualche modulo possa essersi guastato. Per fare questo occorre procedere come segue. 162
Si effettua un test in luce naturale su tutte le stringhe. Si controlleranno: - tensione a vuoto, misurando con multimetro ai capi dei connettori MC terminali di stringa; - corrente di corto circuito, misurando con una pinza amperometrica la corrente dopo aver messo i terminali di stringa in corto circuito. Come già osservato per il precollaudo a terra dei moduli, non hanno importanza i valori assoluti delle misure ma solo la loro uniformità fra stringhe. La strumentazione da utilizzare dovrà essere composta da: - multimetro (portate fino 500 V e fino a 10 A in corrente continua); - solarimetro; - pinza amperometrica. Lavorazione discesa cavi in interno
A questo punto dell’installazione ci si troverà in copertura con un fascio di cavi unipolari in numero uguale al doppio delle stringhe. In caso di impianti di grande taglia (15÷20 kW), il fascio di 20 ÷25 cavi ha un diametro di circa 7÷8 cm che deve essere portato in interno. In genere, nelle coperture industriali, un passaggio idoneo è presto individuato e anche il risultato estetico dell’opera non è considerato una priorità. Viceversa, quando l’edificio è una abitazione, la situazione tende a complicarsi. Il punto migliore è sempre a lato della falda in corrispondenza del colmo che risulta la zona più defilata. Come è stato osservato precedentemente, il fascio può essere contenuto in una tubazione che agevoli la discesa: in questo caso occorre che la tubazione venga fissata saldamente nel percorso sulla copertura e nella discesa.
Fig. 14 - Esempio di posizionamento di convertitori e quadri in esterno (sinistra) ed interno. Si noti la scossalina di protezione sopra i convertitori.
163
Posa quadri e convertitori
Come già visto, durante il sopralluogo si è provveduto a definire la posizione dei vari componenti la cui installazione si limita alla semplice posa nel punto definito. È stato sottolineato che quadri e convertitori è preferibile siano montati a parete in modo che siano ad altezza occhi. Sia i quadri commerciali che i convertitori hanno agganci con tasselli in posizioni predefinite e quindi non c’è possibilità di sbagliare il posizionamento. È opportuno sottolineare il fatto che la posa ordinata dei componenti è un valore aggiunto notevole nella fattura dell’impianto. Nella fig. 14 si notano tubazioni con accessori dedicati (raccordi, curve), canaline e disposizioni geometriche dei componenti. Nell’installazione in interno è bene che i due convertitori siano sopra il livello degli occhi sia per dare spazio ai quadri (più importanti) sottostanti ma anche perché non hanno display da leggere ma solo led la cui accensione ha un significato ben noto al personale specializzato incaricato della manutenzione. Posa canaline e tubazioni di cablaggio
Canaline e tubazioni sono elementi di raccordo che hanno grande influenza sull’aspetto finale dell’impianto. Il progettista definisce le dimensioni delle canaline o delle tubazioni sulla base del coefficiente di stipamento dei cavi secondo la norma CEI 64-8: in genere, queste prescrizioni vengono poco rispettate all’atto dell’installazione spesso perché a magazzino l’installatore si trova canaline o tubazioni di dimensioni differenti. Va sottolineata l’importanza di usare le tubazioni prescritte in quanto l’impianto fotovoltaico, per la sua natura modulare, si presta ad ampliamenti nel tempo con conseguente stesura di cavi aggiuntivi che è bene trovino posto nelle tubazioni posate nel corso della prima installazione. Cablaggio elettrico fra componenti
In genere, il cablaggio fra componenti oltre il generatore fotovoltaico è realizzato in interno con posa in tubazione (o canalina) in PVC. I criteri di scelta dei cavi dovranno essere i seguenti: - cavo non propagante l’incendio; - bassa emissione di gas tossici. Quando il percorso in cavo è sotterraneo e quindi non ispezionablile (è il caso di posizionamenti separati tra quadri e fotovoltaico), i cavi dovranno essere del tipo per posa interrata e preferibilmente protetti con tubo di conduit. Le prestazioni del tubo di protezione da utilizzare dovranno essere adeguate al tipo posa ed è consigliabile utilizzare gli accessori della linea di tubo scelto per il raccordo al quadro. 164
In aggiunta alle indicazioni e prescrizioni fornite nel progetto esecutivo, si richiama l'attenzione sul fatto che i collegamenti elettrici devono essere realizzati con procedure esecutive e di controllo che ne assicurino la perfetta funzionalità nel tempo e devono essere eseguiti da personale qualificato. La vita e il regolare funzionamento dell'intero impianto dipendono largamente dalla corretta e scrupolosa esecuzione di tutte le operazioni di montaggio e collegamento elettrico dei moduli fotovoltaici. In relazione ai disegni elettrici del progetto esecutivo dell’impianto, devono essere rispettati i seguenti criteri generali: - tutte le estremità dei cavi (ad esclusione dei cavi già precablati) devono essere munite di segnafili con i contrassegni di riferimento; - sono sconsigliate giunzioni sui cavi; - le curvature dei tubi devono essere inferiori a quelle massime indicate dal Costruttore; - sono ammesse giunzioni sui tubi solo nel caso in cui le tratte senza interruzione superino in lunghezza le pezzature reperibili in commercio; le giunzioni devono comunque essere realizzate con raccordi in modo da garantire un livello di protezione adeguato alla posa; - lungo la calata dal tetto e nei tratti interni all’edificio, i tubi o le canaline devono essere fissati a parete tramite tasselli o altro fissaggio che garantisca durata; - deve essere verificato il serraggio di tutti i bulloni e viti facenti parte integrante dei collegamenti elettrici, al fine di evitare scintillii, resistenze di contatto addizionali, riscaldamenti localizzati e innesco di micropile; - qualora i moduli non siano dotati di cavi precablati occorre che, al fine di garantire la tenuta delle scatole di terminazione sui moduli, sia verificata la chiusura di ciascun pressacavo e il serraggio delle viti e la disposizione dei cavi di collegamento dei moduli deve essere tale da evitare (a mezzo collo d'oca) il convogliamento dell'acqua piovana verso i pressacavi. Cablaggio dai terminali di stringa al quadro di parallelo. È ancora
parte della sezione in corrente continua e quindi deve essere cablato con cavo dello stesso tipo di quello usato tra i moduli fotovoltaici (es. H07RN-F). Quando i moduli hanno connettori precablati anche i terminali di stringa (spezzoni che vanno dalle stringhe sul tetto a scendere fino al quadro) devono essere provvisti di connettori identici a quelli montati sui cavi precablati. Fortunatamente, i modelli di connettori usati dai costruttori per i moduli sono solo di due tipi (MultiContact e Tyco), almeno nella maggioranza dei casi, e quindi l’approvvigionamento risulta semplice. Come accennato precedentemente, la posa risulta in tubazione fino al quadro di parallelo. 165
Cablaggio quadro di parallelo-convertitore/i. Il cavo usato è ancora un
unipolare di sezione opportuna (raccoglie il parallelo delle stringhe e quindi porta una corrente somma dei contributi di tutte le stringhe) ma del tipo da posa intubata. Si consigliano i tipi FG(0)7 o N1VV-K con PVC esterno. È possibile che l’ingresso ai convertitori sia stato progettato con connettori: in questo caso anche sui cavi unipolari provenienti dal quadro dovranno essere montati i connettori. Cablaggio convertitori-quadro di interfaccia. In questa sezione già in
corrente alternata i cavi saranno del tipo tripolare (se i convertitori hanno un’uscita monofase, fase-neutro-terra altrimenti quadripolari), del tipo per posa intubata con isolamento in PVC simili a quelli di cablaggio tra quadro di parallelo e convertitori (tipo FG(0)7 o N1VV-K). Cablaggio collegamenti equipotenziali. I collegamenti equipotenziali sono
generalmente previsti dai progettisti per portare le masse metalliche dell’impianto ad un potenziale elettrico definito e, ovviamente, sicuro. Le masse metalliche sono principalmente gli armadi dei quadri (se in materiale conduttore) ed i collegamenti dei componenti interni ai quadri che necessitano di un potenziale di riferimento (es. scaricatori da sovratensione). Si accenna qui al fatto che il progetto elettrico potrebbe escludere da questa lista le strutture metalliche di sostegno in quanto la complessa normativa legata alle fulminazioni dirette potrebbe consigliare la mancanza di questo collegamento. Benché le cornici dei moduli fotovoltaici, e quindi le strutture metalliche di sostegno, non siamo di per sé delle masse, per via dell’isolamento in classe II dei moduli, è raccomandato il collegamento equipotenziale delle parti simultaneamente raggiungibili ma tra loro non connesse. I collegamenti prescritti dal progettista si effettuano con cavo giallo-verde di tipo FG(0)7 o equivalenti di sezione minima 16 mm2. Inoltre, è possibile che il progettista preveda la realizzazione di una sbarra di terra consistente in un collegamento non protetto per tutti i cavi equipotenziali che viene realizzata in esterno. Va sottolineato che questa sezione di collegamenti equipotenzali è importantissima per la sicurezza elettrica contro i contatti indiretti e per la protezione delle apparecchiature elettriche da sovratensioni indotte. Inoltre, è anche la parte che si interfaccia con l’impianto elettrico esistente e che quindi deve tener conto delle problematiche di sicurezza elettrica di entrambe le realizzazioni. Verifica ispettiva finale
A impianto installato completamente e prima del primo avviamento e del collaudo di prestazione è consigliabile procedere ad una ispezione finale con l’obbiettivo di accertarsi che tutto risulti come prescritto a progetto. 166
Occorre ripercorrere le fasi di installazione svolte con il progetto esecutivo dell’impianto in mano in modo da valutare ed annotare le inevitabili variazioni “as built” (come costruito) che, ricordiamo, non devono diminuire l’affidabilità, la durata e la sicurezza prevista dal progettista. Solo nella grandi realizzazioni questa fase di controllo e supervisione è responsabilità del direttore dei lavori che autorizzerà il rappresentante dell’impresa installatrice con ordine di cantiere, le variazioni in accordo con le disposizioni del progettista. Le operazioni da effettuare durante l’ispezione finale sono le seguenti: - disposizione dei componenti come da indicazioni riportate nel progetto esecutivo; - serraggio delle connessioni bullonate e integrità della geometria del generatore fotovoltaico; - integrità della superficie captante dei moduli; - integrità dei quadri e corretta indicazione degli strumenti eventualmente presenti; - prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscita; - verifica, attraverso battitura dei cavi, della correttezza delle polarità e marcatura secondo gli schemi elettrici di progetto di stringhe e collegamenti nei quadri; - verifica attraverso megger dell’isolamento rispetto a terra di entrambe le polarità (positiva e negativa) di ogni stringa. Primo parallelo alla rete e collaudo prestazione impianto
Se la sequenza di installazione è stata rispettata, il primo avviamento dell’impianto avverrà in una situazione di piena sicurezza impiantistica e solo un guasto di qualche componente potrebbe impedirla. Le manovre per procedere al parallelo dipendono dal tipo di impianto (tipo e numero di interruttori da chiudere, sezionatori da armare ecc.), e non possono essere generalizzate. Comunque, sempre occorrerà procedere al minimo ad azioni secondo la seguente sequenza ordinata: 1) Lato corrente continua: armare tutti gli organi di manovra (seziona-
tori e interruttori) nel quadro di parallelo in modo che sia presente tensione in ingresso ai convertitori; 2) Lato corrente alternata: armare tutti gli organi di manovra (seziona-
tori e interruttori) dal convertitore secondo l’ordine di flusso dell’energia prodotta (dall’uscita del convertitore all’uscita del quadro di interfaccia lasciando disarmato l’interruttore generale verso la rete; 3) Verifica: verificare la presenza di tensione lato rete con un multimetro;
167
4) Parallelo: armare l’interruttore di parallelo alla rete. Si noti che, qua-
lora presente la protezione di interfaccia alla rete, la stessa ha generalmente un ritardo nel comando del contattore di chiusura e quindi il parallelo potrebbe essere ritardato anche di qualche minuto; 5) Osservazione: subito dopo la chiusura del contattore della protezione di
interfaccia, se esiste sufficiente irraggiamento, il convertitore comincia al sua fase di soft start e comincia l’inseguimento del punto di massima potenza del generatore fotovoltaico che viene raggiunto nel giro di 1-2 minuti. Una volta in esercizio si procederà al collaudo di prestazione. La strumentazione necessaria al collaudo di prestazione è la seguente: - multimetro (portate V fino 500 V, fino a 10 A in corrente continua); - solarimetro; - pinza amperometrica (fino a 20÷30 A); - analizzatore di rete in corrente alternata o wattmetro (monofase), 2 wattmetri in inserzione Aron (trifase); - serie di connettori per poter fare le inserzione degli strumenti senza scablare il sistema; Il collaudo seguirà le seguenti fasi: verifica della condizione: P cc > 0,85 P nom * I / I STC , con I > 600 W/m2 dove: - P cc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltai co, con precisione migliore del 2%; - P nom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico; - I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con pre cisione migliore del 3%; - I STC pari a 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard; Se la temperatura misurata nella faccia posteriore dei moduli fotovoltaici è > 40 °C è possibile introdurre un fattore di conversione che tenga conto della minore efficienza di conversione. La formula diviene allora P CC > (1 - P TPV - 0,08) P nom . I /I STC dove P TPV = (I cel - 25) / γ/100 G
e γ è il coefficiente di temperatura del modulo fotovoltaico [%/°C]. Questa operazione può essere svolta come segue: - con un multimetro ed una pinza ampermetrica misurare la tensione e corrente di funzionamento in ingresso al convertitore; - leggere contemporaneamente il solarimetro posto complanare al piano dei moduli; 168
- calcolare la P cc moltiplicando tensione per corrente letta; - calcolare secondo la formula precedente e verificare. Si osserva che la verifica proposta è indicativa di una generale bontà dei moduli fotovoltaici installati ma è condizionata dalla temperatura a cui la misura viene fatta. Maggiore è la temperatura ambiente e più critica diventerà la verifica. verifica della condizione: P ca > 0,9 P cc , ove: P ca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con precisione migliore del 2%. Questa operazione può essere svolta come segue: - con un analizzatore di rete o con un wattmetro (se l’impianto è monofase o 2 wattmetri in inserzione Aron per sistema trifase) misurare la potenza generata; - contestualmente leggere tensione e corrente di funzionamento in ingresso al convertitore; - verificare la formula precedente. verifica della condizione: P ca > 0,75 P nom * I / I STC Sottolineamo che queste verifiche non sono definitive ma danno un’indicazione del fatto che l’impianto darà le prestazioni attese. G
G
7.2.2 - Impianti isolati dalla rete elettrica
Nel seguito verrà approfondita la descrizione delle sole parti aggiuntive o differenti rispetto a quelle già descritte per gli impianti collegati alla rete Tabella 3 - Le varie fasi dal trasporto al collaudo
Fase Trasporto in sito del materiale Procedure di messa in sicurezza delle aree Preparazione dell’area di posa Fondazioni per struttura di sostegno Montaggio strutture portamoduli Precollaudo moduli fotovoltaici Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture Cablaggio generatore fotovoltaico Collaudo elettrico stringa per stringa Posa quadri e convertitore Posa sistema di accumulo e riempimento Posa canaline e tubazioni di cablaggio Cablaggio elettrico fra componenti Verifica ispettiva finale Collaudo impianto e prove funzionali
min ................ Difficoltà ................ max
169
Fig. 15 - Trasporto materiale in quota.
ai quali si rimanda per i doverosi approfondimenti. Per non generalizzare e rendere poco concrete la descrizione delle fasi, nel seguito si farà riferimento a sequenze di installazione per un impianto isolato per l’alimentazione di utenze di tipo domestico (area remota non raggiunta dalla rete) con impianto fotovoltaico di almeno 1 kW di potenza installata a terra in area dedicata. Trasporto in sito del materiale
Come già sottolineato per gli impianti fotovoltaici collegati alla rete, anche anch e nel caso degli impianti isolati dalla rete e quindi in aree remote, spesso si riesce a portare il materiale in sito con mezzi leggeri (auto, fuoristrada, furgoni) e le problematiche di trasporto sono ridotte al solo carico e scarico della merce. Nel caso degli impianti isolati la situazione è notevolmente più complessa a causa della presenza del sistema di accumulo ingombrante e molto pesante (centinaia di kilogrammi) oltre ai fusti di acido di riempimento degli elementi di accumulo dal contenuto ovviamente pericoloso e da trattare con cura. Mentre per un normale trasporto su strada le precauzioni e l’imballaggio del sistema di accumulo non risulta170
no problematici ed è sufficiente aver cura del prodotto per trasportarlo integro al montaggio, nel caso non sia possibile arrivare in sito con mezzo idoneo non resta che la soluzione via elicottero. Il trasporto con elicottero del materiale di costruzione è un’operazione molto delicata sia per quanto riguarda la preparazione dell’imballaggio del materiale che per la pianificazione delle rotazioni (viaggi andata-ritorno) dell’elicottero. Consigliamo di pianificare con il pilota il tipo di imballaggio di ogni singolo collo, la pianificazione di ogni singola rete-rotazione e di provvedere ad assicurare la merce che, in genere, non è coperta dall’assicurazione della compagnia aerea. Va considerato anche il fatto che il materiale (compresi gli accumulatori) sarà scaricato spesso non esattamente nelle immediate vicinanze dell’area di posa e quindi rimarrà anche il problema di portare i singoli colli in opera. Per quanto riguarda la zona di ricovero valgono le osservazioni fatte per gli impianti collegati alla rete. Procedure di messa in sicurezza delle aree
Si osserva che, a differenza degli impianti collegati alla rete, spesso la realizzazione di impianti isolati crea pochi problemi in relazione alla sicurezza di terzi in cantiere. Rimane comunque evidente che le disposizioni ricordate per gli impianti collegati alla rete rimangono valide. Preparazione dell’area di posa
Quando l’installazione non è in copertura ma su di un’area di terreno limitrofa all’utenza da servire, la preparazione dell’area di posa dipende moltissimo dalle caratteristiche del terreno. Terreni in leggera pendenza impongono un livellamento livellamento o, se l’inclinazione l’inclinazione è verso Sud, almeno un’ omogeneizzazione dello strato superficiale. La preparazione deve consentire un facile scavo per le opere civili di formazione delle fondazioni che, in genere, sono la soluzione adottata da tutti i progettisti. Occorre pulire la superficie di posa dalla vegetazione, rimuovere sassi, radici o altri impedimenti. Inoltre, può essere necessario provvedere a sfrondare rami che costituiscono ombreggiamento sul generatore una volta installato. In genere, in questa fase si provvede anche allo scavo del cavidotto che collega il gege neratore fotovoltaico con l’edificio a servizio. Fondazioni per struttura di sostegno
Le fondazioni per reggere la struttura di sostegno del generatore fotovoltaico sono di forma e taglia differente a seconda della soluzione percorsa dal progettista. 171
Fig. 16 - Esempio di assieme costruttivo di un cavalletto per moduli fotovoltaici. Esempio di assieme costruttivo di un palo con fondazione. Strutture a cavalletto. Gli impianti fotovoltaici realizzati facendo uso di
cavalletti o strutture portanti analoghe rappresentano la soluzione più diffusa quando il generatore è posizionato a terra. L’utilizzo di questo tipo di sostegni consente conse nte al progettista di disporre al meglio i moduli fotovoltaici nei confronti dell’irraggiamento solare, scegliendo l’inclinazione e l’orientamento più opportuni per ogni specifica applicazione. Inoltre, per impianti con potenza installata ins tallata fino alla decina di kilowatt, i costi dei materiali e del montaggio sono piuttosto contenuti in quanto i profili commerciali risultano facilmente trasportabili e i montaggi non necessitano di mezzi di sollevamento o di lavori su strutture in elevazione. La figura 16 mostra l’assieme costruttivo del più semplice supporto a cavalletto dotato di cordoli di fondazione per l’ancoraggio al terreno. Per i cavalletti, in genere, sono previsti piedi di fondazione poco profondi e poco impegnativi d punto di vista della quantità di materiale utilizzato. Il piede piede di fondazione è profondo circa 50 cm imponendo uno scavo contenuto anche su terreno roccioso (anche se va ricordato che in aree remote non si possono utilizzare ragni o escavatori!). Strutture a palo. Un’alternativa alla disposizione dei moduli fotovoltaici sui cavalletti è costituita dall’utilizzo, come castello, di un palo costituito da uno (o più tubi, come nel caso di pali alti) a sezione circolare sul quale viene fissato il telaio portamoduli. 172
In genere il progettista ricorre alla soluzione a palo ( fig. 17) o quando ririsulta necessario aumentare l’altezza del piano dei moduli fotovoltaici per sfuggire a zone d’ombra o quando è vincolante un minor spazio occupato a terra (l’ingombro a terra è solo l’area della sezione del palo) rispetto alla soluzione a cavalletto in cui l’area occupata coincide con la proiezione a terra del campo fovoltaico. Il ricorso a questa soluzione soluzione di supporto comporta dei costi aggiuntivi sia per la parte metallica (a pari potenza fotovoltaica sorretta, il peso aumenta del 30 ÷40% in più rispetto alla soluzione a cavalletto) che per quella civile. Per i pali l’impegno di fondazione è più che proporzionale alla superficie della vela del generatore fotovoltaico; questo significa che spesso che sorreggere circa 8÷10 m2 di vela (1 kW) significa una fondazione di circa 2 m3 di calcestruzzo che va realizzato in area remota dove spesso, oltre all’escavatore, manca anche l’acqua sufficiente a preparare il calcestruzzo e a volte la temperatura non aiuta. In tutti i casi la realizzazione della fondazione rappresenta spesso la fase più complessa e lunga di tutta la sequenza di montaggi. Montaggio strutture portamoduli
Le strutture metalliche per posa a terra sono più impegnative nell’installazione rispetto a quelle per montaggi in copertura. La ragione discende dall’osservazione che le strutture a terra devono rispondere a sollecitazioni meccaniche dovute all’azione del vento che strutture complanari alla falda non sopportano. Il montaggio è invece molto semplice ed il progettista indica le procedure pr ocedure di assemblaggio in sito nella Relazione TecTecnica generale che accompagna il progetto esecutivo. Precollaudo moduli fotovoltaici
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Fissaggio moduli fotovoltaici alle strutture
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Cablaggio generatore fotovoltaico
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Collaudo elettrico stringa per stringa
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Posa quadri e convertitore
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. 173
Posa sistema di accumulo e riempimento
L’installazione degli accumulatori è una fra le operazioni più delicate di tutte la realizzazione di un’impianto fotovoltaico isolato dalla rete sia perché tratta un componente pregiato (la batteria rappresenta circa un terzo del costo totale) sia perché le prestazioni elettriche durante la vita dipendono in una certa misura anche dalla prima installazione. Immagazzinamento. In genere, gli installatori richiedono l’accumulo al fornitore in carica secca cioè con le piastre precaricate in fabbrica ma senza acido solforico aggiunto; in queste condizioni gli elementi hanno un tempo di immagazzinamento che risulta influenzato delle condizioni ambientali (per esempio, 3 anni a 25±10 °C ed umidità <40% contro 1 anno a >35 °C ed umidità >70%). Basta avere l’accortezza di tenerli immagazzinati verticali in locali freschi ed asciutti, con i tappi ben chiusi per evitare il deterioramento delle piastre a contatto con l’aria e lasciati nelle confezioni originali che contengono agenti disseccanti, per averli disponibili immediatamente all’uso. Quando, viceversa, le batterie escono dalla fabbrica già con l’elettrolita nei vasi, oltre a richiedere comunque l’immagazzinamento in locali freschi ed asciutti, devono essere ricaricate almeno 1-2 volte all’anno in funzione dei temperatura ed umidità di stoccaggio. Alloggiamento. Gli elementi di accumulo, per poter fornire le migliori
prestazioni elettriche richiedono sempre spazi o locali con caratteristiche ben precise. Qualora si abbia spazio disponibile, la soluzione di alloggiamento in interno è sempre preferita dai progettisti a patto che le condizioni esposte nella seguente tabella vengano rispettate. Caratteristiche del locale accumulatori per una corretta installazione
• il locale deve essere esente da umidità, polvere sospesa e fumi nocivi; • la temperatura ambiente deve essere compresa tra i +5 e i +55 °C; • le pareti, soffitto (hmin> 2 m), pavimenti e parti metalliche devono essere rivestite con materiali antiacido; • gli elementi devono essere alloggiati su scaffali realizzati in legno (pitch-pine, larice) trattato o metallici trattati con sostanze anitacide; gli scaffali devono essere dotati di isolatori a pavimento su piedini che è buona norma siano regolabili in caso di installazioni su superfici non piane; • la disposizione degli elementi deve consentire un agevole accesso almeno da un lato a tutti gli elementi; qualora siano disposti su più file occorre prevedere un corridoio di almeno 70 cm su pedane isolanti qualora la tensione del pacco sia superiore ai 50 V; • devono essere presenti cartelli monitori; • devono essere prese misure per il contenimento delle eventuali perdite di aci-
174
do dagli elementi (vasca di raccolta in acciaio inox, scarico sul pavimento per gli impianti più impegnativi); • devono essere disponibili scorte di materiali neutralizzanti (soda solvay) e mezzi di protezione individuale per le operazioni di installazione e manutenzione periodica; • non devono esserci circuiti elettrici diversi da quello di batteria o, se sono presenti, devono ottemperare alla normativa vigente (ATEX) per i locali a rischio di esplosione ed incendio (in genere, nei piccoli impianti si suggerisce di rinunciare anche all’illuminazione artificiale in modo da evitare complicazioni e costi aggiuntivi - attenzione! le lampade portatili devono essere senza interruttore e di tipo protetto); • il locale deve essere aerato in quanto il processo di carica e scarica sviluppa una miscela di ossigeno ed idrogeno che deve essere diluita mediante ventilazione naturale o artificiale al di sotto della soglia di esplosività (4,1%). Il minimo ricambio d’aria è espresso dalla seguente relazione (valida fino a T < 40 °C): • P = 0,05 I n k (m3 / h) dove: P = portata d’aria; I = corrente massima di carica (A); n = numero di elementi in serie; k = 1 per griglie con antimonio > 3%; 0,5 per griglie con antimonio < 3% • è buona regola, inoltre, redigere cartelli che riportano le azioni da compiere per operare in assoluta sicurezza.
Quando ci trova nell’impossibilità di avere disponibile un locale idoneo, al progettista non rimane che cercare un posto all’esterno: in questo caso il problema è quello di creare un alloggiamento sufficientemente riparato che soddisfi il più possibile le caratteristiche che abbiamo prima elencato. Il lavoro di progettazione consisterà così nel realizzare un contenitore di dimensione adeguate al volume dell’accumulo con le caratteristiche costruttive come descritto qui di seguito. Caratteristiche suggerite del contenitore portabatterie per posa in esterno
• vasca di raccolta antiacido per evitare dispersioni nell’ambiente (consigliamo acciaio inox AISI 316); • struttura, pareti e coperchio in materiale antiacido (vetroresina, forex) e resistente agli agenti atmosferici (per esempio, stabile ai raggi ultravioletti); • disegnato in modo da essere da un lato ben aerato dall’altro protetto dall’intrusione di insetti, acqua piovana, accumuli di neve ecc.; • coibentazione adeguata alle condizioni ambientali di installazione per mantenere all’interno una temperatura non eccessivamente rigorosa (possibile l’uso di scaldiglie termostatate); • agevole trasporto (peso contenuto, sagoma non impegnativa) e facile assemblaggio in sito (bullonatura, aggancio rapido). Installazione. Qualora si disponga di un idoneo locale occorre procede-
re secondo l’ordine riportato qui di seguito. 175
Fasi di installazione da seguire per alloggiamento in un locale riparato
• disporre gli scaffali portabatterie (su richiesta accompagnano la fornitura) in modo allineato ed in piano; • disporre gli elementi sugli scaffali rispettando le distanze fra elementi indicate dal costruttore, avendo cura di rispettare le polarità (affiancare positivo con negativo) e, soprattutto, evitando di sollevare i vasi tenendoli per i poli terminali; • procedere al cablaggio elettrico fra elementi (con le sbarre fornite dal costruttore o con cavi di adeguata sezione e capicorda) avendo l’accortezza di non esercitare alcuna coppia di serraggio che si scarichi sui poli; • applicare un leggero strato di grasso antiacido sui bulloni e sul punto di contatto dopo il collegamento; • applicare la protezione dei collegamenti (copripoli forniti come accessori dal costruttore); • collegare i terminali positivo e negativo.
Per la successiva fase di riempimento ricordiamo all’installatore che è opportuno munirsi delle seguenti attrezzature spesso già a corredo della fornitura: - densimetro; - termometro; - brocca; - chiave isolata per serraggio bulloneria; - istruzioni di messa in servizio e di manutenzione; - cartello monitore secondo normativa; - pedane isolanti in numero e dimensioni da indicare; - pistola con pompa a mano per il rabbocco. Riempimento. Nella normativa sugli accumulatori per impianti fissi,
sono fissate le caratteristiche di composizione chimica con i limiti di impurità ammessi dell’acido solforico e dell’acqua demineralizzata da usare per gli accumulatori al piombo. L’acqua per la diluizione dell’acido e per i rabbocchi periodici durante l’esercizio deve essere distillata. L’elettrolito da usare nelle batterie di accumulatori al piombo deve avere una ben precisa concentrazione ideale (1,25 kg/dm3 a 25 °C per climi temperati); se non si ha a disposizione acido nella giusta densità bisognerà miscelarlo con acqua (attenzione! aggiungere acido all’acqua e non viceversa, la reazione è fortemente esotermica). Si ricorda che la densità dell’acido dipende dalla temperatura e pertanto per avere un valore confrontabile con altre misure deve essere riportata sempre a 25 °C aggiungendo 0,0007 alla lettura per ogni °C oltre i 25 °C e viceversa qualora sotto i 25 °C. È bene che gli elementi siano riempiti fino al livello massimo segnato sul 176
vaso (che poi tende a scendere per assorbimento delle piastre fino a 10÷20 mm) eventualmente da rabboccare in un secondo tempo una volta fatta la prima carica. Messa in servizio. Nei casi riguardanti l’installazione di accumulatori in
impianti industriali, i costruttori sono prodighi di consigli su come effettuare la prima carica; i tre metodi in genere suggeriti sono: - tensione costante (caratteristica I/U ): con carica alla tensione di 2,35÷2,4 V/elemento per almeno 48 ore e corrente iniziale di due volte I 10 e poi tensione di conservazione di 2,23 V/el; - corrente costante (caratteristica I ): con carica 0,5 I10 per almeno 12 ore e comunque fino a che le tensioni finali di carica non aumentano più e sono maggiori di 2,5 V/el e la densità dell’acido arriva a 1,24 kg/dm 3; - corrente decrescente (caratteristica W): con carica 0,7 I 10 e poi via via decrescente fino a 0,35 I 10. La complessità delle operazioni di prima carica suggerisce quanto l’accumulo sia piuttosto delicato e non ami particolari strapazzi elettrici; purtroppo questi metodi di carica sono difficilmente attuabili in impianti fotovoltaici isolati che dispongono di una fonte solare del tutto aleatoria e nient’altro. Un’accortezza che il progettista potrebbe prevedere è quella di utilizzare regolatori di carica elettronici che abbiano implementato l’algoritmo di prima carica, che ha l’unico svantaggio di non consentire l’utilizzo dell’impianto per almeno 15 giorni. Si può organizzare la prima carica scollegando il carico, per poi valutare da un lato il tempo di ricarica (dividendo la capacità per una corrente media ipotizzata in funzione della taglia del campo e delle condizioni meteorologiche) e dall’altro contabilizzando con un’amperorametro gli ampere-ora forniti. Se poi durante i lavori di costruzione dell’impianto si è fatto uso di un gruppo elettrogeno è possibile con un caricabatteria portatile di adeguata potenza procedere ad una prima carica a corrente costante. Controllo finale. Nei casi in cui non si sia riusciti ad eseguire una carica
secondo le prescrizioni del costruttore, è buona regola controllare, dopo circa 10÷12 ore di carica solare tramite il generatore fotovoltaico, lo stato di carica ottenuto: il metodo migliore di controllo è quello della misura della tensione e della densità di ogni elemento. Più che il valore assoluto sarà utile annotare l’uniformità di tensione e densità nel parco batterie installato: differenze non trascurabili potrebbero, con il passare del tempo, portare significative disuniformità tale da richiedere una complessa operazione di equalizzazione. 177
Posa canaline e tubazioni di cablaggio
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Cablaggio elettrico fra componenti
Vedi analoga parte negli impianti collegati alla rete. Verifica ispettiva finale
Come per gli impianti collegati alla rete, ad impianto installato completamente e prima del primo avviamento e del collaudo di prestazione è consigliabile procedere ad una ispezione finale con l’obbiettivo di accertarsi che tutto risulti come prescritto a progetto. Occorre ripercorrere le fasi di installazione svolte con il progetto esecutivo dell’impianto in mano in modo da valutare ed annotare le inevitabili variazioni “as built” (come costruito) che, ricordiamo, non devono diminuire l’affidabilità, la durata e la sicurezza prevista dal progettista. Le operazioni da effettuare durante l’ispezione finale sono identiche a quelle per gli impianti collegati alla rete con le seguenti aggiunte: - controllo di eventuali perdite di elettrolita dalle batterie di accumulo; - ripresa con zincatura a freddo di eventuali rimozioni di zincatura dai profili metallici della struttura di sostegno (che almeno nelle componenti principali sono genralmente in acciaio zincato a differenza dell’alluminio usato per gli impianti in copertura). Collaudo impianto e prove funzionali
Il collaudo degli impianti isolati è complicato dal fatto che non si riesce a fare un collaudo di prestazione in quanto il funzionamento dell’impianto dipende dal carico elettrico alimentato. Per la parte del generatore fotovoltaico si possono seguire le indicazione date per gli impianti collegati alla rete (misura dell’uniformità di tensioni e correnti nelle stringhe). Il collaudo può così limitarsi ad eseguire prove funzionali. In genere, si procede a: - presa di carico, inserendo carichi elettrici dai più piccoli ai più impegnativi verificando che l’elettronica risponda proteggendo situazioni anomale (extracarico, sensibilità al bassissimo carico); - verifica sensore di carico: il sensore di carico è un dispositivo del quale sono equipaggiati molti convertitori commerciali per impianti isolati dalla rete e ha la funzione di escludere l’elettronica al di sotto di una soglia per la quale gli autoconsumi superano l’energia ceduta ai carichi. Occorre verificare che la taratura di questo importante dispositivo contro la scarica inutile delle batterie funzioni adeguatamente provando l’inserzione di piccoli carichi (radiosveglie, spazzolini elettrici ecc.); - verifica della tensione di carica degli accumulatori, misurando la tensione ai morsetti. 178
Appendice 7.1 - Check list collaudo Check list di controllo per collaudi Componente
Strutture di sostegno
Generatore fotovoltaico
Controllo I Disposizione componenti come da indicazioni riportate nel progetto esecutivo I Se difformi, indicare le varianti da riportare sul progetto in versione “come costruito” –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– I Serraggio delle connessioni bullonate e integrità della geometria I Stato della zincatura sui profili in acciaio (se eistenti) Note: ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– I Integrità della superficie captante dei moduli I Uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento delle stringhe fotovoltaiche Tensione a vuoto [V] / Corrente di corto [A] / Resistenza di isolamento [Ω]
Stringa 1 _____________________________________ Stringa 2 _____________________________________ Stringa 3 _____________________________________ Condizioni della misura: T amb = __°C Meteo: ____________ Note: ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– I Integrità degli armadi e corretta indicazione degli strumenti Quadro/i eventualmente presenti elettrici I Efficienza degli scaricatori di sovratensione I Prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscita Note: ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– I Integrità meccanica dei vasi di contenimento Batteria di e deterioramento delle piastre accumulatori I Livello dell’elettrolito I Uniformità delle misure di densità dell’elettrolito e delle tensioni su di un significativo campione di elementi Densità elettrolito [kg/dm3] / Tensione e vuoto [V] Elemento 1 _____________________________________ Elemento 2 _____________________________________ Elemento 3 _____________________________________ Condizioni della misura: T amb =__ °C Note: –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––
179
Continuità dell’impianto di terra, qualora già presente e conforme alle norme CEI I Verifica della rete di terra, qualora installata constestualmente al sistema fotovoltaico secondo la normativa CEI vigente
Rete di terra
I
Convertitore statico
riferirsi al “Manuale d’uso e manutenzione” della macchina
Collegamenti elettrici
I
Prove funzionali
Impianti isolati con distribuzione in alternata:
Verifica, attraverso battitura dei cavi, la correttezza delle polarità e marcatura secondo gli schemi elettrici di progetto
Presa di carico utilizzando carichi resistivi ed induttivi I Verifica della taratura del sensore di carico (se presente) I
Impianti collegati alla rete I
Congruenza della misura (o lettura sul display del convertitore) della corrente iniettata in rete rispetto a quella misurata in ingresso al convertitore in corrente continua
Appendice 7.2 - Format verifiche tecnico-funzionali Dichiarazione attestante l’esito della verifica tecnico-funzionale Riferimento: impianto fotovoltaico installato presso:
Scuola elementare..................................................... La sottoscritta Impresa.......... srl, via...................., .........................., in qualità di installatore dell'impianto in riferimento, dichiara che la potenza nominale dell’impianto in questione risulta pari a 9,03 kW, quale somma delle potenze nominali dei moduli costituenti il generatore fotovoltaico. Dichiara, inoltre, di aver effettuato le prove previste dalla specifica tecnica di fornitura in data, in condizioni di irraggiamento sul piano dei moduli superiore a 700 W/m2 e alla temperatura ambiente di 25 °C. A tal riguardo, dichiara di aver verificato, con esito positivo: - la continuità elettrica e le connessioni tra moduli; - la messa a terra di masse e scaricatori; - l’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse; - 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 ecc.); 180
- la condizione: P cc > 0,85 x P nom x I / I STC, ove: - P cc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del 2%, - P nom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico; - I è l’irraggiamento (in W/m 2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del 3%; - I STC, pari 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard; - la condizione: P ca > 0,9 x P cc, ove P ca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con precisione migliore del 2%; - la condizione: P ca > 0,75 x P nom x I / I STC. Inoltre dichiara che le suddette misure hanno fornito i seguenti valori: - P cc = 6,55 kW - P ca = 5,98 kW - I = 800 W/m2 e che è stata impiegata la seguente strumentazione di misura: 1. 2. 3. 4. 5. 6.
N° 1 Solarimetro marca....... matr. ES1586 N° 1 Sensore temperatura PT 100 N° 1 Megger isolamento BM10 N° 3 Multimetri marca....... N° 1 Analizzatore di rete marca....... N° 3 Pinze amperometriche marca.......
Dichiara infine che tutto quanto sopra riportato è corrispondente a verità. Data: 28/05/2008 Timbro e firma ____________________________
181
CAPITOLO 8
ESERCIZIO E MANUTENZIONE DEGLI IMPIANTI
8.1 - Quanto sono affidabili i sistemi fotovoltaici?
La realizzazione di un impianto fotovoltaico comporta la consapevolezza che i componenti che lo realizzano abbiano, come in ogni realizzazione tecnica, un ciclo di vita caratterizzato da probabilità di guasto o di semplice malfunzionamento. Per il fotovoltaico la scelta di componenti affidabili non è per nulla facile. E lo è ancor di più per gli impianti isolati dalla rete che vedono la presenza di due componenti che i collegati alla rete non hanno: il sistema di accumulo e quello di regolazione della carica. In genere, il generatore fotovoltaico è l’elemento più affidabile del sistema e gli eventuali malfunzionamenti o guasti si presentano già all’atto del collaudo prima della chiusura dei lavori. Non essendoci componenti in movimento e la prestazione elettrica facilmente investigabile, gli inconvenienti di funzionamento principali che l’esperienza riporta sono legati alle condizioni dei diodi di by-pass nella cassetta di terminazione. Capita sovente che vengano installati nella morsettiera in fabbrica al contrario o siano guasti in origine; nel primo caso cortocircuitano i modulo che quindi non presenta alcuna prestazione elettrica, nel secondo, a seconda di come sono guasti, possono cortocircuitare il modulo o essere completamente inutili. In precedenza si è avuto modo di sottolineare che in fase di precolluado dei moduli prima della installazione, l’apertura a campione delle cassette di terminazione per verificare i diodi è pratica consigliata. Nessun problema di affidabilità manifestano i componenti elettromeccanici nei quadri elettrici (parallelo e interfaccia) agevolati dal fatto di 182
essere componenti ben testati essendo prodotti di grande serie. Tutta l’affidabilità è invece affidata ai componenti elettronici e, in primis, ai convertitori, vero cuore dell’impianto fotovoltaico. La scelta di un componente affidabile è fondamentale. Si osserva, peraltro, che i costruttori di punta del mercato offrono contratti di manutenzione straordinaria (guasti) annuali a costi contenuti che garantiscono la sostituzione del componente in pochi giorni (si preferisce la sostituzione alla riparazione). Negli impianti dove non ne è prevista l’installazione (impianti fotovoltaici per utenze isolate con distribuzione in corrente continua) si raggiunge un’affidabilità di sistema elevatissima e, in genere, gli unici malfunzionamenti derivano dalle conseguenze di una sovratensione indotta di origine atmosferica particolarmente distruttiva o dal guasto di un diodo di blocco che fa perdere il contributo di una stringa. La batteria di accumulatori è un elemento particolarmente delicato del quale occorre prendersi cura sia a livello progettuale, facendo in modo di rispettarne nel limite del possibile la metodologia di carica, che a livello manutentivo seguendo i consigli che seguono. È il componente meno longevo tanto che nelle considerazioni economiche deve essere valutata almeno una sua sostituzione nel corso della vita utile del sistema. Con questo scenario di affidabilità, le attività manutentive consigliate sugli impianti fotovoltaici attengono più a: - prevenzione dei guasti; - diagnostica di malfunzionamenti. La cadenza delle ispezioni è legata alla tipologia di impianto ma un controllo annuale è comunque altamente consigliato sempre, in quanto i malfunzionamenti non sono facilmente individuabili dalla prestazioni attese. Si osserva anche che le attività di manutenzione preventiva nel caso di impianti per servizio isolato comprendono una serie di ispezioni e controlli piuttosto lunghe. La maggior parte delle verifiche possono essere effettuate anche da personale non esperto in tecnologia fotovoltaica purchè addestrato ad operare su circuiti elettrici applicando le norme di sicurezza e, comunque, non senza aver prima preso visione del “Manuale d’uso e manutenzione” redatto dal progettista che dovrebbe essere consegnato al Cliente insieme al progetto esecutivo. Nel seguito raccogliamo la descrizione delle azioni consigliate sui vari componenti all’atto del sopralluogo ispettivo cadenzato. 183
8.1.1 - Avvertenze generali di sicurezza
Nel testo sono riportate alcune avvertenze alle quali si ritiene fondamentale riferirsi per quanto riguarda gli aspetti legati alla sicurezza di esercizio degli impianti che per la loro manutenzione. Personale qualificato: ai fini del presente documento “personale quali-
ficato” indica tecnici che hanno acquisito una formazione ed operano nel settore elettrico svolgendo attività di installazione e manutenzione di apparecchiature elettriche senza necessariamente aver acquisito esperienza di base con le tecniche fotovoltaiche. Tecnico specializzato: nel presente documento “tecnico specializzato”
indica tecnici in grado di procedere ad interventi specialistici specifici essendo esperti del settore. Tipicamente si individua la figura del tecnico specializzato negli incaricati dell’assistenza direttamente o indirettamente alle dipendenze del Costruttore dell’apparecchiatura e di personale che lavora quotidianamente nel settore fotovoltaico. Nota: in questo documento viene usata la dizione “Nota” per indicare
un’informazione giudicata importante relativa alla parte che si sta descrivendo e alla quale occorre prestare particolare attenzione. Attenzione: in questo documento “Attenzione” indica che l’azione de-
scritta, qualora non svolta, può provocare lesioni personali o pregiudica il corretto funzionamento del sistema. Pericolo: in questo documento “Pericolo” indica che l’azione descritta,
qualora non svolta, può provocare gravi lesioni personali. Inoltre si ricorda che: - i sistemi fotovoltaici contengono dispositivi elettrici sottoposti a tensioni elettriche elevate; - la non ottemperanza alle misure di sicurezza personale può provocare gravi lesioni; - solo il personale qualificato con una specifica conoscenza della documentazione tecnica relativa al sistema fotovoltaico in manutenzione è in grado di operare sui sistemi elettrici in sicurezza; - tutti le protezioni meccaniche (porte, coperchi ecc.) delle apparecchiature che compongono i sistemi fotovoltaici (inverter e quadri elettrici) devono essere tenute chiuse e fissate con gli agganci di serie durante il funzionamento dell’impianto; - bisogna assicurarsi che l’alimentazione elettrica dell’impianto (sia lato 184
corrente continua che lato corrente alternata) sia disconnessa prima di cominciare qualsiasi operazione di manutenzione. Si ricorda che anche ad impianto sezionato lato corrente continua sono presenti, a causa c ausa del collegamento serie dei moduli fotovoltaici, tensioni elevate; - quando si rendano rendano necessarie necessarie misurazio misurazioni ni elettriche elettriche con impianto impianto in esercizio, bisogna prestare attenzione a non toccare connessioni elettriche ed utilizzare apparecchi di misura in buono stato di sicurezza. 8.2 - Controlli di manutenzione ordinaria 8.2.1 - Generatore fotovoltaico
La manutenzione preventiva sui singoli moduli non richiede la messa fuori servizio di parte o di tutto l’impianto e consigliamo contenga al minimo le seguenti operazioni: - Isp Ispezi ezione one genera generale le L’ispezione (figg. 1÷5) deve essere mirata all’identificazione all’identificazione di danneggia-
menti ai vetri anteriori dei moduli, deterioramento del materiale usato u sato per l’isolamento tra vetro e celle fotovoltaiche, la presenza di annerimenti superficiali interni sintomo di microscariche per perdita di isolamento ed eccessiva sporcizia del vetro (o supporto plastico). Tra i difetti rilevabili visivamente, il più tipico tipico è l’ingiallimento l’ingiallimento dell’EVA dell’EVA dopo anni di vita operativa che, pur non determinando di per sé scadimenti di prestazione molto sensibili, comporta esteticamente esteticamente un danno. L’EVA L’EVA si degrada otticamente in maniera precoce diminuendo il valore di trasmittanza e virando colore verso un giallo-bruno caratteristico che diventa il colore dominante. Più grave risulta l’associata produzione di acido acetico rilasciato dalla decomposizione dell’EVA dell’EVA all’interno del sandwich, che può causare la corrosione dei contatti metallici. La causa principale dell’ingiallimento è il basso grado di polimerizzazione (<70%) ed un cattivo stoccaggio stoccaggio dell’EVA dell’EVA prima della laminazione durante il processo di fabbricazione). L’esperienza suggerisce anche di controllare la planarità della superficie del modulo che può modificarsi nel tempo a causa della deformazione del vetro anteriore senza apparente causa di sollecitazione. In realtà, la sollecitazione che provoca le deformazioni è legata ad errati montaggi; un esempio è la mancanza di adeguati spazi per le inevitabili dilatazioni dila tazioni termiche a cui è sottoposto il modulo durante l’esercizio. Attenzio Atte nzione ne: il generatore fotovoltaico è un sistema elettrico a tensione
elevata non sezionabile. L’unico L’unico modo per togliere tensione è coprirlo completamente. 185
bolle
1
2
4
3
5
Fig. 1 - Formazione di bolle da umidità (in esercizio) o da disuniformità di laminazione (in processo), Fig. 2 - Effetto visivo di bruciatura dovuta a sovratensioni indotte da fulminazione, Fig. 3 - Effetto visivo di riscaldamento localizzato (hot spot), Fig. 4 - Effetto visivo causato da trattamento inadeguato dell’EVA dell’EVA trasparente durante la costruzione, Fig. 5 - Bruciatura della cassetta di terminazione a seguito di falsi contatti sulla morsettiera.
186
È importante sottolineare che non viene mai prevista la pulizia dei moduli fotovoltaici in quanto se gli stessi hanno un’inclinazione di almeno 10° rispetto all’orizzontale, il dilavamento naturale consente una pulizia della superficie adeguata senza perdite di energia captata apprezzabili rispetto all’onere connesso con la pulizia delle superfici vetrate. - Controllo cassetta di terminazione
L’ispezione alla scatola di terminazione si presenta poco agevole in quanto il modulo in opera è fissato alle strutture di sostegno. Osservando che, in genere, i danni alla cassetta di terminazione se ci sono sono generalizzati a molte cassette, consigliamo di smontare solo un paio di moduli campione. Come ispezione occorre identificare eventuali deformazioni della cassetta di terminazione (lunghi riscaldamenti a sese guito di calore sprigionato dall’interno), la formazione di umidità, lo stato dei contatti elettrici delle polarità positive e negative, lo stato dei diodi di by-pass, il corretto serraggio dei morsetti di intestazione dei cavi di collegamento (pressione dei contatti per le morsettiere con fissaggio cavi a pressione) e l’integrità della siliconatura dei passacavi qualora la cassetta sia stata cablata in opera. - Controllo cavi di cablaggio
Come per quella della cassetta di terminazione, l’ispezione dei cavi di cablaggio si presenta complicata quando il generatore fotovoltaico è in opera ma è caldamente consigliata soprattutto nei sistemi isolati dalla rete che, per la loro localizzazione in area remota e la diagnostica di guasto più complessa, risentono maggiormente di eventuali difetti. L’ispezioL’ispezione sui cavi di cablaggio del generatore è mirata a controllare che: - i cavi risultino ancora fissati come all’atto dell’installazione (un cavo non fissato prima o poi crea guai); - i connettori (se presenti) non presentino bruciature superficiali. 8.2.2 - Stringhe fotovoltaiche
I controlli ispettivi sulle stringhe, vengono effettuati dal quadro elettrico a cui le stringhe afferiscono o, qualora le stringhe fossero collegate direttamente al convertitore, dall’ingresso in continua dello stesso e non richiedono la messa fuori servizio di parte par te o tutto l’impianto. - Sfilabilità dei cavi di cablaggio
Occorre controllare che il contatto tra cavi e morsetti nei quadri o tra connettori maschio e femmina sia solidale strattonando il cavo e aprendo-chiudendo i connettori precablati. 187
- Controllo delle grandezze elettriche d’esercizio
Con l’ausilio di un normale multimetro ed una pinza amperometrica (fino a 10 A) controllare: - resistenza di isolamento con megger tra polarità e terra; - uniformità delle tensioni a vuoto; - uniformità delle correnti di funzionamento per ciascuna delle stringhe che fanno parte dell’impianto; se tutte le stringhe sono nelle stesse condizioni di esposizione, scostamenti fra le grandezze rilevate fino al 10% non sono da considerare malfunzionamenti. Nota: Valori di isolamento inferiori a 0,5 MΩ sono possibili con condizioni meteoro-
logiche che favoriscono il basso isolamento delle parti in tensione (elevata umidità, presenza di acqua sul piano dei moduli). Concentrare l’attenzione sull’uniformità sull’uni formità delle misure e, all’occorrenza, ripetere la prova in condizioni meteo più significative. 8.2.3 - Struttura di sostegno
La varietà delle possibili conformazioni delle strutture di sostegno degli impianti fotovoltaici non consente di generalizzare facilmente le operazione da effettuare. In genere, è sufficiente assicurarsi: - Saldezza delle connessioni meccaniche
Accertarsi che le connessioni bullonate più sollecitate risultino ben serser rate (strattonando i profili metallici senza però indurre sollecitazioni anomale sui moduli fissati!), e che l’azione del vento non abbia piegato o modificato anche leggermente la geometria dei profili (così da indurre sollecitazioni anomale sui moduli fotovoltaici). - Stato superficiale dei materiali (solo per strutture in acciaio o legno)
Occorre controllare che lo strato di zincatura dei profili utilizzati sia ancora uniforme e senza evidenti macchie di ruggine. Qualora si trovino sbavature di ruggine è consigliabile provvedere a rimuovere lo strato ossidato ripristinando la zincatura con un processo a freddo che, senza garantire un risultato nel lungo periodo, ha il vantaggio di indicare dove si è presentata la ruggine per le ispezioni future. 8.2.4 - Quadri elettrici
La manutenzione preventiva sui quadri elettrici non comporta operazioni di fuori servizio di parte o di tutto l’impianto. - Ispezione visiva generale
L’osservazione ha lo scopo di identificazione eventuali danneggiamenti dell’armadio contenitore e dei componenti contenuti (riscaldamenti localizzati, danni dovuti ai roditori ecc.) e alla corretta indicazione degli strumenti di misura eventualmente presenti sul fronte quadro. 188
- Controllo protezioni elettriche
È questo un controllo fondamentale negli impianti isolati dalla rete dove nei quadri di parallelo sono contenuti i diodi di blocco che impediscono ritorni di corrente dalla batteria al generatore. Occorre verificare l’efficienza ed integrità dei diodi di blocco con un semplice multimetro e l’efficienza degli scaricatori di sovratensione (se presente, la finestrella di controllo deve presentarsi verde). - Controllo cablaggi elettrici
Verificare, con prova di sfilamento, i cablaggi interni dell’armadio. - Controllo componenti
Negli impianti isolati dalla rete, all’interno del quadro di parallelo è, in genere, installato anche il regolatore di carica per il sistema di accumulo. È un dispositivo di dimensioni contenute che fornisce le indicazioni di funzionamento direttamente da un display. Con l’ausilio del manuale è sufficiente che non dia indicazioni di errore. 8.2.5 - Sistema di accumulo (impianti isolati dalla rete)
La manutenzione preventiva non richiede la messa fuori servizio. - Ispezione visiva
L’ispezione ha come scopo principale l’identificazione di eventuali danneggiamenti meccanici dei vasi di contenimento, deterioramento delle piastre, intorpidimento dell’acido, riscaldamenti localizzati per resistenze di contatto elevate sulle sbarre conduttrici tra elementi e controllo del livello dell’elettrolito. Sono operazioni agevoli che potrebbero essere complicate solo da un posizionamento critico degli elementi da ispezionare. - Controllo densità e tensioni
Utilizzando un apposito densimetro in genere fornito con la batteria si identificano un significativo campione di elementi verificando per ognuno, l’uniformità delle misure di densità dell’elettrolito e con multimetro l’uniformità delle tensioni. Alla successiva manutenzione, ricontrollare questi elementi già annotati aggiungendo un nuovo campione. - Rabbocco acqua distillata
Controllare i livelli di elettrolita in ogni elemento ed aggiungere, se necessario, acqua distillata o demineralizzata fino al raggiungimento del livello “max” riportato sul vaso degli elementi. PERICOLO:
- La caduta accidentale di utensili metallici sulle polarità di un elemento di accumulo può provocare cortocircuiti con correnti elevatissime. Operare con estrema cautela.
189
- Qualsiasi operazione in prossimità dell’elettrolita (acido solforico) delle batterie è molto pericolosa. Usare sempre occhiali per proteggersi da schizzi e vapori, protezioni ai vestiti, scarpe e guanti alle mani. 8.2.6 - Convertitore statico
Le diverse tipologie di convertitori utilizzabili nei sistemi fotovoltaici hanno diversi schemi elettrici e risulta indispensabile una personalizzazione per qualsiasi intervento anche solo ispettivo: per questo, consigliamo di attenersi alle indicazioni contenute nel “Manuale d’uso e manutenzione” che accompagna la macchina. Come accennato, in genere, le operazioni di manutenzione preventiva sono limitate ad una ispezione visiva mirata ad identificare danneggiamenti meccanici dell’armadio di contenimento, infiltrazioni di acqua, formazione di condensa, eventuale deterioramento dei componenti contenuti e controllo della corretta indicazione degli strumenti di misura eventualmente presenti. La consultazione dell’eventuale display a bordo macchina fornisce tutte le indicazioni possibili sul funzionamento senza ulteriori indagini strumentali. Qualsiasi guasto è riparabile solo dal personale specializzato del costruttore. Si consiglia quindi di far accendere ai Clienti un contratto di manutenzione a seguito di guasti direttamente con il costruttore. Tutte le operazioni è bene vengano eseguite con impianto fuori servizio. PERICOLO: L’inverter per impianti collegati alla rete è un sistema elettrico a ten-
sione elevata. NOTA: La carpenteria del convertitore è realizzata con materiali sottoposti a verniciatura poliuretanica per prevenire precoci invecchiamenti. Per proteggere adeguatamente gli organi interni serrare sempre bene le brugole di fissaggio dell’armadio. ATTENZIONE: A coperchio aperto le parti in vista sono potenzialmente elettricamente pericolose (condensatori carichi). Non toccare e prestare attenzione a catenine, braccialetti ecc. 8.2.7 - Collegamenti elettrici
La manutenzione preventiva sui cavi elettrici di cablaggio non necessita di fuori servizio e consiste, per i soli cavi a vista, in una ispezione visiva tesa all’identificazione di danneggiamenti, bruciature, abrasioni, deterioramento isolante, variazioni di colorazione del materiale usato per l’isolamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio (per esempio, la struttura di sostegno dei moduli). 8.3 - Check list di controllo periodico
Nella tabella 1 sono state riassunte le operazioni di verifica che consigliamo di effettuare sull’impianto in forma di check list da spuntare ad 190
ogni intervento con cadenza minima annuale e seguendo le indicazioni di ispezione prima descritte. 8.4 - Parti a scorta per gli impianti
Per quanto suggerito per la manutenzione degli impianti, si nota che per i piccoli impianti, in genere le parti a scorta sono relative ai soli componenti dei quadri elettrici che possono guastarsi a seguito di malfunzionamenti transitori come i fusibili, i diodi di blocco o gli scaricatori di sovratensione che possono essere sostituiti da personale specializzato (più per i rischi a lavorare nel quadro che per la complessità della sostituzione). Per quanto riguarda i convertitori, il diffondersi della conversione di stringa (macchine piccole e leggere) ha consentito ai costruttori di proporre formule di garanzia a canoni annui decisamente contenuti che sono caratterizzate da rapiTabella 1 - Controlli sullo stato generale del sistema Componente Generatore fotovoltaico
Controllo • Controllo visivo dello stato di pulizia dei moduli fotovoltaici Nota: sono necessari interventi con getto d’acqua senza stazionamento coi piedi sul piano dei moduli solo se la superficie si presenta estremamente sporca con detriti che non si ritiene possono essere lavati direttamente dall’azione dell’acqua piovana • Controllo della integrità della superficie captante dei moduli • Controllo di alcune cassette di terminazione a campione • Controllo cavi di cablaggio • Controllo della uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento delle stringhe fotovoltaiche
Cadenza All’occorrenza
Annuale Annuale Annuale Annuale
Strutture di sostegno
• Saldezza delle connessioni meccaniche • Stato superficiale dei materiali (solo strutture in acciaio)
2 anni 2 anni
Quadri elettrici
• Ispezione generale • Controllo della sfilabilità dei cavi sulla morsettiera • Controllo protezioni elettriche • Controllo efficienza regolatore di carica (impianti isolati) • Controllo di infiltrazioni di umidità
Sistema di accumulo
• Ispezione visiva • Controllo densità elettrolita e tensioni • Rabbocco acqua distillata
Annuale Annuale All’occorrenza
Convertitore statico
• Controllo che, durante l’esercizio, non compaiano indicazioni di allarme dal display • Controllo a vista che i componenti interni, pur funzionanti, non siano danneggiati • Controllo di infiltrazioni di umidità
All’occorrenza Annuale Annuale
191
de sostituzioni dell’intera macchina. Per macchine di grossa taglia, il costruttore, in genere, prevede un set di schede di ricambio di facile sostituzione che attraverso l’autodiagnostica stessa della macchina, completata dal manuale d’uso, consente di identificare abbastanza facilmente. Per il sistema di accumulo si consiglia di lasciare in sito una sufficiente scorta di acqua demineralizzata (in genere, il 10% del totale volume di elettrolito) per i necessari rabbocchi durante le operazioni manutentive. 8.5 - Esercizio dell’impianto
Per tutti gli impianti fotovoltaici l’esercizio è regolato dal convertitore statico mentre nei sistemi isolati dalla rete il funzionamento dipende anche dal regolatore di carica del sistema di aucumulo. 8.5.1 - Funzionamento sistemi collegati alla rete
Il sistema ha un funzionamento completamente automatico e non richiede ausilio per il regolare esercizio. Durante le prime ore del giorno, quando è raggiunta una soglia minima di irraggiamento sul piano dei moduli, il sistema inizia automaticamente ad inseguire il punto di massima potenza del campo fotovoltaico, modificando la tensione (corrente) lato continua per estrarre la massima potenza dal generatore fotovoltaico. Al calar della sera, sotto una soglia prefissata di irraggiamento, il sistema si esclude automaticamente dalla rete quando il suo autoconsumo è maggiore della produzione netta. Qualora occorresse una perturbazione sulla rete potenzialmente dannosa per il convertitore, lo stesso si esclude dal parallelo reinserendosi automaticamente una volta ritornati i parametri elettrici entro intervalli di lavoro prefissati. Messa in servizio
- armare tutti gli organi di manovra nel quadro di parallelo; - accertarsi che vi sia tensione in arrivo dal quadro di distribuzione generale (rete) ed armare l’interruttore generale d’uscita verso la rete; - armare nel quadro di interfaccia tutti gli interruttori in uscita ad ognuno dei convertitori. Qualora presente nel quadro di interfaccia la relativa protezione, per armarsi il contattore di comando necessita di qualche secondo di attesa; Qualora l’irraggiamento solare al generatore fotovoltaico sia sufficiente, l’impianto entra in pochi secondi, in regolare esercizio. Altrimenti l’impianto rimane in attesa di condizioni di irraggiamento più favorevoli. Messa fuori servizio del sistema
La messa fuori servizio del sistema può essere effettuata aprendo l’interruttore generale d’uscita verso la rete. 192
Fig. 6 - Regolatore di carica con display. 8.5.2 - Funzionamento sistemi isolati dalla rete
A sezionatori di campo chiusi e con irraggiamento ai moduli, l'energia elettrica prodotta dal campo fluisce sempre al carico e, se in esubero, alla batteria di accumulatori. Il regolatore di carica provvede a fornire alla batteria sempre una tensione-corrente ideale nel corso del processo. Quando l’irraggiamento è insufficiente, l'accumulo provvede ad alimentare autonomamente il carico per evitare indisponibilità di servizio. Al fine di evitare scariche troppo profonde dell'accumulo, che ne pregiudicherebbero durata e prestazioni, il regolatore elettronico stacca il carico quando la batteria scende al di sotto di una prefissata soglia: in questo caso il campo fotovoltaico provvederà alla carica dell'accumulo. Solo il raggiungimento di una soglia di reinserzione provoca la richiusura dell’impianto sui carichi e la ripresa del normale servizio. Messa in servizio
- armare tutti gli organi di manovra nel quadro di parallelo; - accertarsi dal display del regolatore di carica che le batterie siano ad un livello di carica sufficiente ad alimentare il carico; - collegare il carico. Il funzionamento non è dipendente dal livello di irraggiamento solare al momento dell’alimentazione del carico. Messa fuori servizio del sistema
La messa fuori servizio del sistema può essere effettuata aprendo l’interruttore generale d’uscita verso i carichi. 193
8.6 - Diagnostica guasti
La maggior parte delle condizioni di possibile guasto ( tab. 2) che possono verificarsi sui sistemi fotovoltaici sono costantemente monitorate dal sistema di controllo interno del convertitore per gli impianti collegati alla rete ed anche dal regolatore di carica nei sistemi isolati dalla rete. Se l’arresto automatico del sistema è dovuto a: - mancanza della rete pubblica; - condizioni di basso irraggiamento solare; - intervento occasionale dei dispositivi di protezione elettrica; questi vengono automaticamente resettati dal sistema che procede alle operazioni di riavvio automatico. Solo condizioni persistenti di anomalia o guasto portano il sistema in condizioni di arresto permanente: sui convertitori la condizione è segnalata dal display a seconda dell’anomalia (vedi manuale del convertitore). Nel seguito sono riportate alcune delle cause e rimedi più frequenti di arresto del sistema senza ripresa automatica del servizio durante l’esercizio che possono essere diagnosticate da personale qualificato. Cause e rimedi più frequenti di arresto del sistema
Senza ripresa automatica del servizio in sistemi collegati alla rete. Tabella 2 - Guasti, verifiche e soggetti Possibili Verifiche cause Intervento protezione - Controllo segnalazioni sul di interfaccia pannello di protezione - Controllo dello stato degli interruttori - Presenza tensione morsetti d’uscita
Azioni
Soggetto
- Chiudere interruttori aperti Personale - Attendere il riarmo della qualificato protezione di interfaccia
Basso isolamento - Controllo display sul convertitore Se la verifica dà esito del campo fotovoltaico - Misura della resistenza negativo è necessario un di isolamento intervento specialistico
Tecnico specializzato
Guasto del convert. - Controllo indicazione per cortocircuito inter. sul display convertitore
Tecnico specializzato
Apertura interruttore generale del quadro di interfaccia
194
Se la verifica dà esito negativo è necessario un intervento specialistico
- Verificare che non esistano Qualora il contattore sia indicazioni di guasti (protez. di efficiente e non esistano interfaccia, altri interrut. aperti) altre indicazioni richiudere - Verificare che il contattore l’interruttore generale della protezione sia efficiente
Appendice 8.1 - Check list per controllo periodico Componente Generatore fotovoltaico
Strutture di sostegno
Quadro/i elettrici
Batteria di accumulatori
Rete di terra Convertitore statico Collegamenti elettrici
Controllo I Stato di pulizia dei moduli fotovoltaici I Integrità della superficie captante dei moduli I Deterioramento visivo dell’incapsulante o microscariche per perdita isolamento I Controllo di un campione di cassette di terminazione (deformazioni umidità, contatti elettrici, diodi di bypass, serraggio, siliconatura passacavi, sfilabilità cavi) I Uniformità di tensioni, correnti e resistenza di isolamento delle stringhe fotovoltaiche Tensione a vuoto [V] / Corrente di corto [A] / Resistenza di isolamento [Ω] Stringa 1 ____________________________________ Stringa 2 ____________________________________ Stringa 3 ____________________________________ T amb =___°C Condizioni della misura: Meteo:_______ Note _______________________________________ I Serraggio delle connessioni bullonate e integrità della geometria I Stato della zincatura sui profili in acciaio Note _______________________________________ I Integrità dell’armadio e corretta indicazione degli strumenti eventualmente presenti I Efficacia diodi di blocco (impianti isolati) e dell’efficienza degli scaricatori di tensione I Efficienza degli organi di manovra (interruttori, sezionatori, morsetti sezionabili) I Prova a sfilamento dei cablaggi in ingresso ed uscita I Efficienza delle protezioni di interfaccia (impianti collegati alla rete) Note _______________________________________ I Integrità dei vasi di contenimento, deterioramento delle piastre, intorpidimento dell’acido, riscaldamenti localizzati per resistenze di contatto elevate sulle sbarre/conduttori tra elementi I Livello dell’elettrolito I Verifica uniformità delle misure di densità dell’elettrolito e delle tensioni su di un significativo campione di elementi Densità elettrolito [kg/dm3] / Tensione e vuoto [V] Elemento 1 ____________________________________ Elemento 2 ____________________________________ Elemento ... ____________________________________ Condizioni della misura: T amb =___ °C Note _______________________________________ I Verifica della continuità dell’impianto di terra Riferirsi al “Manuale d’uso e manutenzione” della macchina I
Sui cavi a vista, identificare danneggiamenti, bruciature, abrasioni deterioramento isolante, variazioni di colorazione del materiale usato per l’isolamento e fissaggio saldo nei punti di ancoraggio
195
CAPITOLO 9
NORMATIVA E SICUREZZA SUL LAVORO NELLA REALIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI
9.1 - Normativa per la realizzazione degli impianti 9.1.1 - Normativa per la realizzazione di impianti fotovoltaici
Le leggi che regolano le attività lavorative che inducono rischi per i lavoratori fanno riferimento ad alcuni provvedimenti cardine in termini di igiene del lavoro che fanno parte del processo di maturità legislativa che risulta sempre in progresso soprattutto quando nuovi campi di interesse e nuove lavorazioni impongono una regolamentazione delle attività. - DPR 457/55; oramai non attuale ha avuto il merito di inquadrare la sicurezza dei lavoratori nella globalità delle attività e rappresenta il provvedimento cardine sul quale è stata costruita tutta la moderna normativa di sicurezza; - Legge 626 e successive integrazioni e modificazioni prescrive misure per la tutela della salute e per la sicurezza dei lavoratori durante il lavoro, in tutti i settori di attività privati o pubblici; - Legge 494/96 e successive integrazioni e modificazioni; prescrive misure per la tutela della salute e per la sicurezza dei lavoratori nei cantieri temporanei o mobili. Senza entrare nel dettaglio dei provvedimenti normativi si vuole sottolineare che l’installazione di un sistema fotovoltaico si presenta come un’attività multidisciplinare (parte elettrica, meccanica, elettronica, civile, edile) che impone di seguire una serie di normative ad ampio spettro. È importante, inoltre, sottolineare in tema di responsabilità sulla sicurezza che la legislazione vigente impone due azioni preventive importanti per ri 196
durre il rischio ed aumentare la sicurezza e l’igiene sul lavoro: - azione di informazione e formazione; - concetto di responsabilità del datore di lavoro. Nel settore elettrico negli anni passati si è registrata una veloce evoluzione normativa che ha avuto come passaggi chiave: - la legge 186/68 che ha introdotto il concetto di rispetto di una normativa di prodotto e di lineeguida per la realizzazione di opere in ambito elettrico appoggiando la definizione dei “regola d’arte” alla normativa elettrica emanata dal CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano). In pratica, se la progettazione e realizzazione di opere elettriche segue la normativa CEI applicabile diventa giuridicamente inattaccabile. Resta inteso che il progettista ed anche l’installatore possono derogare dalla normativa CEI a patto che se ne assumano le responsabilità; - legge 46/90 con attuazione 447/91 che, fra le altre cose, fissa una procedure di conformità alle prescrizioni tecniche CEI in modo che ogni realizzazione abbia documentazione tecnica definita e, per quanto possibile, uniforme ma che soprattutto siano individuate con nomi, cognomi e timbri societari le eventuali responsabilità in caso di report mendaci. (Attualmente la 46/90 e le relative disposizioni sono state oggetto di revisione). 9.1.2 - Norme tecniche che regolano il mercato fotovoltaico
I prodotti di uso fotovoltaico (moduli, convertitori, batterie ecc.) hanno singolarmente una normativa di prodotto da rispettare per potersi fregiare di una certificazione o almeno di una conformità allo stato dell’arte. Inoltre, la stesura di progetti tecnici è caratterizzata da frequenti richiami alla normativa vigente ed alle disposizioni di legge adottate come linea guida. L’esperienza insegna che raramente la cultura maturata dal progettista è già “a regola d’arte” e che la fase progettuale viene condotta consultando le norme solo in quei casi in cui sorge il dubbio o l’incertezza. Nel campo della promozione e diffusione di pubblicazioni inerenti l’aspetto normativo del settore elettrotecnico ed elettronico, diversi organismi sono attivi a vari livelli: nazionali, europeo, internazionale. Senza entrare nel dettaglio dell’organizzazione dei vari organismi si sottolinea solo il fatto che ognuna concentra gruppi di esperti (Comitati Tecnici) su varie tematiche i quali prestano la loro opera gratutitamente rappresentando enti, imprese, società che possono avere un diretto interesse strategico nel partecipare ai lavori. I lavori consistono nel contribuire alla discussione delle tematiche e pro197
blematiche del settore di interesse nel tentativo di arrivare alla definizione di standard di qualità e sicurezza adeguati al progresso tecnologico e sempre più armonizzati fra i vari paesi membri. Inutile sottolineare la complessità dello sforzo che giustifica la relativa lentezza del processo di normazione e armonizzazione: a livello nazionale, per esempio, il CEI assomma quasi 100 Comitati Tecnici che si riuniscono mediamente un paio di volte all’anno. In più, ogni Comitato delega un rappresentante nazionale alle riunioni del rispettivo comitato internazionale. L’attività del CEI è quella di redigere «specifiche tecniche, la cui rilevanza giuridica è riconosciuta dalla legge n° 186 del 1/3/1968, e che hanno lo scopo di stabilire i requisiti che devono avere gli impianti, i materiali, gli apparecchi, i macchinari, i circuiti, i processi e i loro programmi, affinché possano considerarsi rispondenti alla “regola d’arte”». Si noti che la “regola d’arte” ha assunto negli ultimi anni una connotazione che va al di là della connotazione tecnica: regola d’arte è anche una progettazione ed installazione sicura nei confronti dell’ambiente e soprattutto dell’uomo. Il Comitato Tecnico che si occupa specificatamente di fotovoltaico è il numero 82 (CT 82). L’omologo a livello internazionale fa parte dell’International Electrotechnical Committee IEC. L’IEC è l’organismo normatore su scala mondiale nel campo elettrico ed elettronico; prepara norme tecniche in inglese/francese che vengono adottate dopo essere passate al vaglio del comitati nazionali. In Italia, le pubblicazioni IEC anticipano le norme CEI che, generalmente, ne sono la traduzione in italiano con alcune modifiche. Il Cenelec è l’organismo con sede a Bruxelles che ha lo scopo di creare un corpo unico di norme nel settore elettrico ed elettronico per l’Unione Europea ai fini della libera circolazione dei prodotti, nel rispetto della sicurezza delle persone, dei beni e dell’ambiente. È in grado di operare anche su incarico della Commissione Europea. Il Cenelec emette norme europee siglate EN, documenti di armonizzazione siglati HD e norme europee sperimentali siglate ENV, che, in genere, prendono come base le corrispondenti pubblicazioni IEC. Le norme EN devono essere obbligatoriamente adottate a livello di ogni singola nazione che deve provvedere a ritirare tutte le normative nazionali eventualmente in contrasto. Nel seguito (tab. 1) sono state raccolte le principali normative tecniche e le disposizioni legislative inerenti la realizzazione di un sistema fotovoltaico nelle fasi di progettazione, costruzione e collaudo CEI, EN e IEC quando non ancora recepite a livello nazionale. 198
Tabella 1 - Normativa tecnica pubblicata dal IEC TC 82, dal CENELEC TC 82 e dal CEI CT82 IEC
CENELEC
Titolo inglese
CEI
Titolo italiano
60891
60891
Procedures for temperature and irradiance corrections to measured I-V characteristics of crystalline silicon photovoltaic devices
82-5
Caratteristiche I-V di dispositivi fotovoltaici in silicio cristallino - Procedure di riporto dei valori misurati in funzione di temperatura e irraggiamento
60891 Amd.1
(*)
2
60904-1
60904-1
Photovoltaic devices - Part 1: Measurement of photovoltaic current-voltage characteristics
82-1
Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche corrente-tensione
3
60904-2
60904-2
Photovoltaic devices - Part 2: Requirements for reference solar cells
82-2
Dispositivi fotovoltaici Parte 2: Prescrizioni per le celle solari di riferimento
60904-2 Amd 1
60904-2 Amd 1
4
60904-3
60904-3
Photovoltaic devices - Part 3: Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) solar devices with reference spectral irradiance data
82-3
Dispositivi fotovoltaici Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici (PV) per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento
5
60904-5
60904-5
Photovoltaic devices - Part 5: Determination of the equivalent cell temperature (ECT) of photovoltaic (PV) devices by open-circuit voltage method
82-10
Disp. fot. - Parte 5: Determinazione della temperatura equivalente di cella (ECT) dei dispositivi solari fotovoltaici (PV) attraverso il metodo della tensione a circuito aperto (**)
6
60904-6
60904-6
Photovoltaic devices - Part 6: Requirements for reference solar modules
82-6
Dispositivi fotovoltaici Parte 6: Requisiti dei moduli solari di riferimento
7
60904-6 Amd 1 60904-7
60904-6 Amd 1 60904-7
Photovoltaic devices - Part 7: Computation of spectral mismatch error introduced in the testing of a photovoltaic device
82-13
Dispositivi fotovoltaici Parte 7: Calcolo dell'errore di disadattamento spettrale nelle prove dei dispositivi fotovoltaici
1
(*)
199
8
60904-8
9
60904-9
Photovoltaic devices - Part 9: Solar simulator performance requirements
10
60904-10
60904-10 Photovoltaic devices - Part 10: Methods of linearity measurement
11
61173
61173
12
61194
13
82/19
Dispositivi fotovoltaici Parte 8: Misura della risposta spettrale di un dispositivo fotovoltaico
Overvoltage protection for photovoltaic (PV) power generating systems - Guide
82-4
Protezione contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici (FV) per la produzione di energia - Guida
61194
Characteristic parameters of stand-alone photovoltaic (PV) systems
82-7
Parametri caratteristici dei sistemi fotovoltaici (FV) autonomi
61215:200 5-12 (2° ediz.)
61215
Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules Design qualification and type approval
82-8
Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo
14
61277
61277
Terrestrial photovoltaic (PV) power generating systems General and guide
82-17
Sistemi fotovoltaici (FV) di uso terrestre per la generazione di energia elettrica Generalità e guida
15
61345
61345
UV test for photovoltaic (PV) modules
82-14
Prova all'UV dei moduli fotovoltaici (FV)
16
61646
61646
Thin film terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval
82-12
Moduli fotovoltaici (FV) a film sottili per usi terrestri Qualificazione del progetto e approvazione di tipo
17
61683
61683
Photovoltaic systems - Power conditioners - Procedure for measuring efficiency
82-20
Sistemi fotovoltaici - Condizionatori di potenza Procedura per misurare l'efficienza
18
61701
61701
Salt mist corrosion testing of photovoltaic (PV) modules
82-18
Prova di corrosione da nebbia salina dei moduli fotovoltaici (FV)
19
61702
61702
Rating of direct coupled photovoltaic (PV) pumping systems
82-21
Valutazione dei sistemi di pompaggio fotovoltaici (FV) ad accoppiamento diretto
200
60904-8
Photovoltaic devices - Part 8: Measurement of spectral response of a photovoltaic (PV) device
20
61721
21
61724
61724
Photovoltaic system performance monitoring - Guidelines for measurement, data exchange and analysis
82-15
Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, lo scambio e l'analisi dei dati
22
61725
61725
Analytical expression for daily solar profiles
82-11
Espressione analitica dell'andamento giornaliero dell'irraggiamento solare
23
61727
61727
Photovoltaic (PV) systems Characteristics of the utility interface
82-9
Sistemi fotovoltaici (FV) Caratteristiche dell’interfaccia di raccordo alla rete
24
61829
61829
Crystalline silicon photovoltaic (PV) array - On site measurement of I-V characteristics
82-16
Schiere di moduli fotovoltaici (FV) in silicio cristallino Misura sul campo delle caratteristiche I-V
EN 50380 Data sheet and nameplate information for photovoltaic modules
82-22
Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici
25 62111 PAS
26
Susceptibility of a photovoltaic (PV) module to accidental impact damage (resistance to impact test)
Specifications for the use of renewable energies in rural decentralised electrification
27
62124 2005-07
EN 62124 PV stand alone systems Design verification
82-23
(Inglese) Sistemi fotovoltaici isolati dalla rete - Verifica di progetto
28
62093 2005-05 (1° ediz.)
EN 62093 Balance-of-system components for photovoltaic systems - Design qualification natural environments
82-24
(Inglese) Componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in condizioni ambientali naturali
29
82-25 2006 Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione
(*) Le Norme CENELEC e CEI includono l’Amendment 1. (**) Pubblicata dal CEI nella sola lingua inglese.
201
In aggiunta, è stato inserito anche qualche riferimento extraeuropeo quando ritenuto particolarmente interessante (ANSI, American National Standard) e una tabella finale che indica le normative tipicamente fotovoltaiche attualmente in fase di inchiesta pubblica e che sono state proposte a livelli CENELEC. 9.1.3 - Certificazione dei moduli fotovoltaici
La qualità dei moduli fotovoltaici è legata alle caratteristiche dei materiali che compongono il modulo, all’accuratezza del processo produttivo ed al rispetto della normativa esistente anche nella fase di rilevazione delle prestazioni che caratterizzeranno il modulo e che vengono riportate con uno sticker adesivo appiccicato sul retro del modulo. Da tempo si sta cercando di dare al prodotto fotovoltaico una valida normativa di riferimento che copra tutte le questioni tecnologiche: vari Comitati a livello IEC hanno contribuito alla emissione di norme tra le quali, la prima, in ordine di tempo, riguardava le prove a cui sottoporre un modulo fotovoltaico in silicio cristallino affinché, una volta superate, rispondesse a standard qualitativi idonei alla commercializzazione e, con un ulteriore passo, ottenerne una certificazione di qualità in laboratori accreditati all’emissione (per esempio il laboratorio ESTI del JRC - Joint Research Center - di Ispra - VA). Le caratteristiche elettriche e meccaniche alle quali devono rispondere i moduli fotovoltaici, da verificare attraverso una particolare sequenza di prove di tipo, sono riportate nelle norme CEI 82-8 (EN 61215) per i moduli in silicio cristallino e CEI 82-12 (EN 61646) per quelli in silicio amorfo a film sottile. Per comprendere lo standard qualitativo ricordiamo che fra le prove a cui vengono sottoposti i moduli per valutarne la tenuta nel tempo (vita utile prevista superiore ai 25 anni), le prove termiche prevedono anche una serie di cicli termici (200) con congelamenti (-40 °C) seguiti da surriscaldamenti (+80 °C). Fra le prove meccaniche invece quella di carico prevede che venga applicata sulla superficie del modulo un carico di circa 2400 Pa mentre in quella di resistenza alla grandine il modulo fotovoltaico viene bersagliato in punti specificati con sfere di ghiaccio di diametro compreso tra 45 mm e 75 mm e con velocità comprese tra 30,7 m/s e 39,5 m/s. 9.2 - Fotovoltaico: rischio meccanico (lavori in altezza)
Nella sezione dedicata all’installazione degli impianti abbiamo sottolineato come i montaggi siano caratterizzati spesso da un’installazione sulla copertura di un edificio che, ben che vada, è comunque sempre ad una altezza che impone misure di sicurezza per il personale che vi opera. 202
Solo gli impianti montati con il generatore a terra non comportano queste problematiche a meno di installazioni di grandi impianti in cui il piano dei moduli risulta su più grandi falde inclinate la cui altezza arriva fino ai 4 5 metri. I rischi connessi con i lavori in altezza nel fotovoltaico sono legati al: - sollevamento dei pesi; - uso di utensili di montaggio. ÷
9.2.1 - Sollevamento e spostamento pesi
Nel dettaglio possiamo riconoscere i seguenti rischi potenziali: - eccesso di peso: è legato ad una errata valutazione dei pesi che si tirano in copertura in associazione ad una difficile manovrabilità dello stesso una volta appeso; - accidentale spostamento: il peso, una volta appeso, può subire movimenti non previsti dovuti ad un fissaggio non idoneo che squilibra il carico o all’azione esterna e non controllabile del vento che può provocare danni all’edificio oltre che al materiale in movimento; - peso maneggiato senza idonea visibilità: il tiro in copertura può essere effettuato con minigru o cestello. In entrambi i casi occorre che si stabilisca il posto giusto di posizionamento e si faccia una ispezione per vedere gli spazi occupati. La figura 1 mostra una situazione di potenziale pericolo per gli operai che 1
2
Fig. 1 - Esempio di potenziale situazione di pericolo per gli operai montatori. Fig. 2 - Alcuni tipici dispositivi di protezione personale da usare per il riempimento di elettrolita nelle batterie.
203
Fig. 3 - Dispositivi di protezione individuale e mezzi di sollevamento in altezza.
non dispongono neppure di un casco che li protegga minimamente in caso di accidentale caduta della barella di moduli fotovoltaici trasportati. 9.2.2 Azioni con utensili di montaggio
Il rischio principale è quello delle lesioni personali o a terzi in caso di caduta dell’utensile. L’uso scrupoloso di dispositivi di protezione personale garantisce le lesioni personali. Scarponcini antinfortunistici, guanti, occhiali consentono di avere rispettivamente una presa sicura sull’insidioso piano di copertura, una presa salda dell’utensile ed un riparo quando per esempio, occorre procedere al primo riempimento delle batterie o al rabbocco di acqua distillata durante l’esercizio. 9.2.3 - Montaggi in altezza
Nel caso di montaggi in altezza ( fig. 3) il rischio di caduta personale o di caduta oggetti verso terzi è la principale causa di infortuni sul lavoro. Per il fotovoltaico, la pericolosità è accentuata dal fatto che spesso la posa del generatore è su falda inclinata e per giunta formata da tegole che non hanno superficie liscia e non sono fissate ma solo appoggiate. In questi casi, la sicurezza deve essere ridondante e non ci si può affidare ad un solo sistema. La soluzione ideale sarebbe sempre quella di avere un ponteggio fino alla falda di installazione e poi poter lavorare con parapetti sulle altre parti del perimetro. Oppure poter disporre di un adeguato punto di fissaggio per l’imbragatura. 9.3 - Fotovoltaico: rischio elettrico
La sezione elettrica degli impianti fotovoltaici è sempre stata la parte che storicamente ha caratterizzato la tipologia di impresa che provvede ai montaggi dei sistemi. In genere, quindi, gli operai elettrici ben conoscono le problematiche di sicurezza che coinvolge l’utilizzo della corrente continua o di tensioni che in genere hai valori pericolosi (centinaia di volt). 204
9.3.1 - Cablaggi elettrici in corrente continua e alternata in sistemi di categoria I (< 1 kVca, 1,5 kVcc)
In genere, i sistemi fotovoltaici appartengono alla categoria I che comporta una serie di problemi di sicurezza che vengono affrontati sempre già dalla fase progettuale. Il progettista accorto fa sempre in modo di scegliere soluzioni tecniche che consentano all’installatore facilità e rapidità di posa riflettendo così un contenimento dei costi totali. Per tutte le installazioni fotovoltaiche si osserva che: - i moduli fotovoltaici generano una tensione continua di circa 20 V al solo illuminamento. Non è necessario che ci sia luce piena; - i moduli fotovoltaici vengono collegati in serie (stringa) per raggiungere la tensione idonea alla conversione in alternata: maggiore sarà la tensione minori saranno le correnti circolanti e quindi minori saranno le perdite elettriche. In genere, gli impianti lavorano tra i 300 e i 400 V in corrente continua. Ai terminali elettrici della stringa è presente quindi una tensione continua pericolosa; - questa tensione non può essere sezionata se non coprendo completamente con un telo la superficie dei moduli. Per ridurre i rischi connessi, il progettista può imporre il cablaggio della sezione in corrente continua con spezzoni di cavo in doppio isolamento (con guaina) che hanno i connettori già preintestati in modo che l’installatore non abbia nessun rischio di accedere a parti esposte in tensione. Inoltre, si osserva che anche i moduli fotovoltaici sono elementi in doppio isolamento; così tutta la sezione in corrente continua risulta essere nelle migliori condizioni di sicurezza. 9.3.2 - Doppia alimentazione nei sistemi fotovoltaici
Si osserva inoltre che un’altra particolarità degli impianti fotovoltaici collegati alla rete risiede nel fatto che molti componenti sono dotati di doppia alimentazione. Il quadro di interfaccia alla rete, per esempio, ha presenza di tensione dal lato rete e dal lato convertitori (uscita-ingresso). Questa situazione deve essere sempre tenuta presente in quanto l’abitudine dei tecnici nel sezionare un quadro li porta ad ess ere inconsciamente convinti di non avere alimentazione che può essere veramente pericolosa.
205
