1 Generalità
1.6 Sistemi di generazione fotovoltaica
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Figura 1.14 – Diodi di bypass e protezione per collegamento parallelo (Dp) e serie (Ds) dei moduli [23]
L'impianto nel suo complesso è formato da altri dispositivi utili:
alla protezione, connessione e distribuzione dei componenti dell'impianto;
all'interfaccia dell'impianto verso il sistema in corrente alternata;
al raggiungimento dei requisiti di qualità ed efficienza.
Ai fini di alimentare carichi in corrente alternata è necessario un convertitore DC/AC (inverter) che interconnetta l'impianto fotovoltaico in corrente continua con il sistema AC. Gli inverter più utilizzati sono con tecnologia VSI a transistor e tiristori (MOSFET o IGBT, tiristori), monofasi o trifase, ad onda quadra o sinusoidale. Le caratteristiche degli inverter cambiano a seconda di come si interfaccia l'impianto al sistema in alternata.
Ai fini di rendere efficiente la conversione fotovoltaica, oltre all'inverter, viene utilizzato un convertitore DC/DC (inseguitore del punto di massima potenza, MPPT) che regola tensione e corrente massimizzando la potenza generata dall'impianto.
La maggior parte dei sistemi attualmente installati sia in Italia che nel resto del mondo, sono:
senza inseguimento e senza concentratori: ovvero impianti statici installati su tetti e pareti esterne di edifici o in grandi terreni;
silicio policristallino o monocristallino: sono molto diffusi a causa del buon compromesso tra costo tecnologico ed efficienza di conversione fotovoltaica.
Altri approfondimenti sono consultabili ai riferimenti bibliografici [23] [24].
Il sistema fotovoltaico può essere indipendente dalla rete (autonomo) o interconnesso alla rete.
29 Sistemi autonomi
Gli impianti autonomi, o stand-alone, non sono connessi alla rete elettrica prevalente e funzionanti in isola. Possono essere usati per due fini:
pompaggio dell'acqua: in tal caso si ha un sistema accoppiato con generatore fotovoltaico, motore elettrico (DC o AC, con o senza inverter), pompa centrifuga e serbatoio. La configurazione del sistema dipende da che tipo di continuità di servizio si vuole ottenere.
Sono impianti con potenza nominale fino a decine di kilowatt, utilizzati soprattutto in Paesi in via di sviluppo;
alimentazione di carichi, soprattutto residenziali e rurali: si necessita di accumulatori elettrochimici (batterie). La continuità e qualità del servizio è garantita così come l'efficienza. Il caso sfavorevole in termini di stabilità può aversi nel caso di profili di carico piuttosto irregolari e con forti picchi di carico che potrebbero non essere adeguatamente soddisfatti. Tuttavia la progettazione prevede l'analisi dei carichi e dunque è una condizione rara.
Si fa riferimento solo al secondo punto. La configurazione del sistema è quella riportata in Figura 1.15.
Figura 1.15 – Configurazione di un sistema autonomo [24]
I componenti principali dell'impianto sono:
il generatore fotovoltaico: è un generatore di corrente direttamente proporzionale alla radiazione solare incidente, per una data temperatura delle celle;
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la batteria: è un generatore di tensione continua costante che eroga potenza in fase di scarica (per consumo dei carichi) e ne assorbe in fase di carica (per eccesso di generazione rispetto ai consumi).
L'interconnessione dei due avviene attraverso un regolatore di carica che serve per preservare la vita dell'accumulatore, evitando scariche e cariche eccessive. In particolare, il regolatore disattiva il carico quando lo stato di carica della batteria è troppo basso e disattiva il generatore FV quando lo stato di carica è troppo alto.
Importante è anche l'inverter, che può presentare anche dei filtri ai fini di evitare ripple di corrente sulla batteria, introdotto dalla fluttuazione a doppia frequenza della potenza attiva del carico.
Il sistema complessivo è schematizzato in Figura 1.16.
Figura 1.16 – Sistema stand-alone: configurazione di sistema [23]
La tensione del sistema è imposta dalla batteria, in quanto connessa in parallelo al generatore fotovoltaico. Un esempio di utilizzo dell'energia elettrica giornaliera per una utenza residenziale è mostrato in Figura 1.17.
Figura 1.17 – Sistema stand-alone residenziale: bilancio energetico giornaliero [23]
Si nota che il diagramma di carico dell’utente residenziale (PCAR) presenta dei picchi in corrispondenza dei tre pasti principali, quando almeno una persona della famiglia è presente in casa. Il picco di potenza FV è superiore al consumo dell’utente e, fino a quando PFV > PCAR, lo
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stato di carica della batteria State of charge (SOC) cresce. Alla fine della giornata il SOC è leggermente più basso che all’inizio e quindi l’energia prodotta dal FV è minore dell’energia consumata dall’utente con il deficit a carico della batteria.
È un sistema abbastanza oneroso in termini economici a causa della presenza degli accumulatori.
Tuttavia il bilancio economico dell'investimento è positivo, ma con un tempo di ritorno dell'investimento superiore ai sistemi connessi in rete senza accumulatori.
Avere sistemi di accumulo permette alla rete di essere quasi indipendente dall'effetto fotovoltaico sul carico netto. La diffusione dell'accumulo, dei "generatori sincroni virtuali" (inverter opportunamente controllati ai fini di riprodurre la risposta in frequenza di un sincrono) e sistemi di gestione dei carichi, possono completamente rivoluzionare il sistema elettrico e il mercato.
Sistemi connessi alla rete
Sono impianti connessi alla rete elettrica prevalente, o grid-connected, tramite il sistema di distribuzione in bassa tensione (BT, Norma CEI 0-16), media tensione e raramente in alta tensione (MT e AT, Norma CEI 0-21).
Possono essere di due tipologie:
centralizzati: di proprietà di enti distributori o produttori di energia elettrica (producers), con potenze fino a qualche megawatt;
decentralizzati: di proprietà di privati (prosumers), volti ad ottenere un apprezzabile risparmio energetico. Le potenze possono andare da pochi a decine di kilowatt.
Nel primo caso, come visto in Figura 1.11, nei momenti di maggior carico per la rete tali impianti svolgono un importante ruolo in quanto soddisfano immediatamente il carico per via dell'elevata produzione nelle ore centrali della giornata.
Nel secondo caso, come riportato in Figura 1.18, l'utilizzo di energia dipende dal profilo di carico del prosumer.
Figura 1.18 – Sistema grid-connected: bilancio energetico giornaliero [23]
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I componenti principali di un sistema decentralizzato sono interconnessi secondo la configurazione riportata in Figura 1.19.
Figura 1.19 – Sistema grid-connected decentralizzato: configurazione di sistema [23]
Qualunque sia il sistema di connessione in rete, centralizzato o decentralizzato, ed il livello di tensione, le normative Norma CEI 0-16 e Norma CEI 0-21 indicano lo schema di connessione alla rete riportato in Figura 1.20.
Figura 1.20 – Sistemi grid-connected: connessione alla rete [25]
Il carico locale può essere o meno abilitato al funzionamento in isola, a seconda di come è costruita la rete.
Per una corretta interfaccia, entrambe le normative, e le Regole tecniche per l’attuazione delle disposizioni sull’integrazione dei sistemi di accumulo di energia elettrica del GSE, definiscono le possibili configurazioni di installazione nel caso di utenti aventi anche sistemi di accumulo. In particolare, vengono definite le posizioni dei sistemi di accumulo rispetto alla posizione dei contatori di energia. Questi ultimi sono fondamentali per poter valutare l’energia immessa in rete da ciascun impianto.
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L'interconnessione con la rete è fondamentale per garantire stabilità e continuità del servizio, se non ci sono sistemi di accumulo. I prezzi di vendita e acquisto di energia possono essere diversi, in particolare il risparmio che si ha nelle ore centrali della giornata ha un valore molto più elevato.
Le normative indicano anche i vincoli da rispettare nel punto di consegna dell'energia:
ampiezza e frequenza della tensione, entro un intervallo definito dall’Ente distributore;
distorsione armonica totale, THD<5%;
cosφ in relazione alla curva di capability, per connessioni tramite inverter;
protezione dal funzionamento in isola, a causa di un disservizio di rete.
Tali funzioni di interfaccia vengono svolte dall'unità di condizionamento della potenza generata Power conditioning unit (PCU). In particolare, nel caso di connessione in BT, l'inverter deve rispettare i limiti di potenza attiva e reattiva definiti dalla curva di capability (P,Q), riportata in Figura 1.21.
Figura 1.21 – Sistemi grid-connected BT: curva capability [25]
Se gli impianti superano 11.08 kW la caratteristica è quella rettangolare. Lo scambio di potenza reattiva determina il supporto alla rete ai fini della regolazione di tensione. Nei momenti di un carico netto in rete elevato la rete necessita di reattivo capacitivo per elevare la tensione e riportare i nodi del sistema ai vincoli prefissati. Un impianto grande è capace di supportare meglio la rete in termini di potenza reattiva, mentre quelli piccoli sono significativi in termini di aggregato. Avere potenza reattiva è in generale controproducente ai fini dell'efficienza di un generatore, in quanto a parità di potenza apparente avere più potenza reattiva significa penalizzare la vendita di energia attiva ed aumentare le perdite interne del sistema causate dalla corrente.
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Strumenti di remunerazione per i produttori fotovoltaici
In generale i produttori fotovoltaici, possono trarre vantaggi economici attraverso due strumenti messi a disposizione del GSE:
ritiro dedicato, per cui un produttore immette direttamente in rete e viene remunerato per ogni kilowattora immesso potendo accedere al mercato libero. L’incentivo viene sommato al prezzo di vendita (prezzo zonale) oppure è già compreso se la tariffa è omnicomprensiva. Ci sono dei vincoli sulla taglia dell’impianto e sulla tipologia per utilizzare questo strumento di remunerazione;
scambio sul posto, detto anche ad autoconsumo, dove la remunerazione è un bilancio tra energia immessa in rete ed energia consumata. Quando c’è surplus di energia l’impianto immette in rete, quando non c’è produzione sufficiente si assorbe dalla rete, l’immissione e l'assorbimento hanno tariffe diverse. Il vincolo necessario è che l’impianto sia connesso alla rete pubblica, ci sono dunque dei costi fissi e variabili associati che dipendono dalla potenza ed energia dell’impianto, remunerazioni e costi vengono saldati semestralmente o tramite conguaglio annuale.
In base al tipo di strumento sono a carico del produttore dei costi di gestione sia del GSE che del TSO.
Per entrambi gli strumenti si fa riferimento a impianti grid-connected, mentre altre forme di incentivi sul fotovoltaico sono consultabili direttamente dal sito del GSE [26].
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