6. IMPIANTO FOTOVOLTAICO

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6. IMPIANTO FOTOVOLTAICO

6.1. L'effetto fotovoltaico: cenni

Il modello atomico preso in considerazione per eseguire l’analisi dell’effetto fotovoltaico è quello proposto da Niels Bohr nel 1913, che rappresenta la più famosa applicazione della quantizzazione dell'energia che, insieme all'equazione di Schrödinger e alle spiegazioni teoriche sulla radiazione di corpo nero, sull'effetto fotoelettrico e sullo scattering Compton, sono la base della meccanica quantistica.

In questo modello l'interazione tra elettrone e nucleo è vista come un equilibrio di forze elettrostatiche (coulombiane) di attrazione tra nucleo e elettrone e forze centrifughe dovute alla velocità di rotazione dell'elettrone.

Questo equilibrio di forze può avvenire, secondo Planck, ideatore della teoria dei quanti (alla base della fisica moderna), solo su alcune orbite ad ognuna delle quali corrisponde un livello di energia. Queste orbite con livelli fissi di energia valgono se l'atomo è isolato, mentre in un cristallo o in un materiale con molti atomi le orbite di atomi vicini si influenzano e creano, al crescere del numero di atomi, delle bande su cui gli elettroni possono stare.

La banda più esterna dell'atomo su cui risiedono gli elettroni si chiama banda di valenza. Questa banda contiene gli elettroni che facendo parte sia di un atomo che del suo vicino costituiscono il legame tra i due atomi.

All'esterno della banda di valenza c'è la banda di conduzione, su cui vanno gli elettroni che si muovono all'interno del materiale e che, viaggiando, costituiscono la conduzione elettrica. I livelli energetici delle bande di valenza e di conduzione possono essere parzialmente sovrapposti. In questo caso gli elettroni che normalmente fanno parte dell'orbita più esterna dell'atomo possono, senza incrementi di energia, passare alla banda di conduzione. Questo permette al materiale di muovere in continuità gli elettroni, e cioè il materiale è conduttore. Se invece la banda di valenza è separata da un forte gap energetico dalla banda di conduzione, allora questo fenomeno non accade e il materiale è isolante.

In generale, un conduttore (conduttore elettronico) è un cristallo caratterizzato da bande elettroniche di valenza solo parzialmente piene oppure sature a cui si sovrappongono bande vuote. Se si applica una differenza di potenziale tra due punti di un metallo, gli elettroni della

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banda di valenza possono quindi assumere valori energetici più elevati occupando così livelli vuoti della banda: ciò corrisponde al fatto che essi possono acquistare un'energia cinetica significativa e costituire, con il proprio movimento ordinato, una corrente elettrica.

Nel caso degli isolanti, la banda di valenza è satura ed è separata dalla banda di conduzione, vuota, da un dislivello (gap) energetico molto elevato. Il diamante è, ad esempio, un eccellente isolante elettrico con una differenza energetica tra le due bande di circa 6 eV: tale dislivello fa sì che pochi elettroni abbiano una sufficiente energia per essere promossi alla banda di conduzione vuota, con il risultato che la sua conducibilità elettrica è trascurabile. I semiconduttori hanno una struttura delle bande simile a quella degli isolanti, con la differenza però che il dislivello energetico tra la banda di valenza piena e quella di conduzione vuota è molto più piccolo, dell'ordine di 1 eV; semiconduttori tipici sono silicio e germanio aventi, rispettivamente, gap energetici di 1,1 e 0,7 eV.

Il meccanismo di conduzione elettrica nei semiconduttori puri (semiconduttori intrinsechi) è caratterizzato dal trasferimento di elettroni dalla banda di valenza a quella di conduzione mediante irraggiamento (fotoconduzione) con trasferimento della radiazione elettromagnetica di opportuna frequenza, cioè tale per cui hv > AE (dove AE rappresenta il gap energetico del semiconduttore e hv la frequenza della radiazione incidente), o per eccitazione termica (termoconduzione).

In presenza di un campo elettrico, gli elettroni nella banda di conduzione, essendo carichi negativamente, si muovono verso le zone a potenziale elettrico più alto; nella banda di valenza, in seguito al trasferimento di elettroni nella banda di conduzione rimangono delle lacune (o buchi) positive che si muovono, in presenza di campo elettrico, verso le zone a potenziale elettrico più basso.

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Per i semiconduttori la conducibilità elettrica, a differenza dei metalli, aumenta con la temperatura, dato che aumenta il numero di elettroni che, per eccitazione termica, vengono promossi dalla banda di valenza a quella di conduzione.

6.2. La conversione dell'energia solare in energia elettrica

La conversione della radiazione solare in energia elettrica avviene sfruttando l'effetto indotto da un flusso luminoso che investe un materiale semiconduttore (per esempio silicio) quando quest'ultimo incorpora su un lato atomi di drogante di tipo P (boro) e sull'altro atomi di tipo N (fosforo).

Consideriamo il reticolo cristallino del silicio, nel quale ciascun atomo è circondato da altri quattro e nel quale ognuno di essi mette in comune uno dei suoi quattro elettroni di valenza, appartenenti alle orbite più esterne.

Tuttavia, in un reticolo, l'effetto della vicinanza di un gran numero di atomi uguali fa sì che dalla struttura a livelli si passi alla struttura a bande di energia, per effetto delle quali ciascun elettrone può essere in grado di occupare un qualsiasi livello energetico all'interno di ciascuna banda. La banda di valenza e quella di conduzione sono tra loro separate da un gap di valore Eg che nel silicio vale circa 1,12 eV a temperatura ambiente e quindi, affinché un elettrone possa "saltare" dalla banda inferiore a quella superiore, deve essergli fornita almeno tale energia, ad esempio sotto forma di energia fotoelettrica o termica.

In conclusione, nel reticolo di un cristallo di materiale semiconduttore la conduzione elettrica può avvenire a seguito del movimento degli elettroni nella banda di conduzione e delle lacune nella banda di valenza. Se all'interno del reticolo cristallino viene inserito un atomo che, nell'orbita più esterna, possiede tre elettroni (ad esempio un atomo di boro) si ottiene la formazione di una lacuna nella banda di valenza, mentre se tale atomo possiede cinque elettroni esterni (ad esempio un atomo di fosforo) l'effetto risultante sarà di avere un elettrone in più. Nel primo caso l'atomo inserito è detto accettore e il semiconduttore diventa di tipo P, mentre nel secondo caso si è in presenza di un atomo donatore e il semiconduttore diventa di tipo N.

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Figura 6.2 - Rappresentazione del silicio drogato con fosforo e boro

L'operazione di inserimento di atomi differenti nel reticolo si chiama drogaggio del semiconduttore e non può essere effettuato oltre una certa misura, al fine di non interferire troppo con la geometria del cristallo.

Infatti, un drogaggio medio prevede che vengano inseriti circa 1015 atomi di drogante per cm2 nel reticolo del silicio, il quale contiene complessivamente 5·1023 atomi; il rapporto risultante è quindi in questo caso dell'ordine di 1 atomo di drogante ogni 50000000 atomi di silicio. La conduzione elettrica nei due tipi di cristallo è sostanzialmente differente: mentre nel silicio di tipo P la conduzione avviene per effetto dello spostamento delle lacune nella banda di valenza, nel silicio di tipo N il moto delle cariche è dovuto agli elettroni in eccesso, appartenenti gli atomi donatori che sono passati nella banda di conduzione.

Se poniamo a contatto i due cristalli di silicio di tipo P e di tipo N otteniamo una giunzione P-N. Per diffusione, le lacune presenti nel cristallo P tenderanno a spostarsi in quello N, mentre gli elettroni liberi presenti nel cristallo N tenderanno a spostarsi in quello P.

Tuttavia, questo fenomeno continua fintantoché il potenziale elettrico generato dallo spostamento di cariche non diventa tale da controbilanciare il moto di diffusione. Pertanto, in condizione di equilibrio la giunzione P-N è caratterizzata da una regione di confine, detta di carica spaziale o di svuotamento, in cui avviene lo scambio di cariche tra le porzioni di cristallo differentemente drogate e da un potenziale elettrico crescente da P verso N che si stabilizza al di fuori di tale regione.

La giunzione viene utilizzata in elettronica per realizzare il diodo a semiconduttore, ma nel contempo costituisce anche una cella fotovoltaica.

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Nel caso del diodo, applicando un potenziale tra P e N (il positivo sul lato P e il negativo sul lato N) si osserva il passaggio di corrente elettrica, purché il potenziale applicato sia in grado di annullare il potenziale elettrico interno. Normalmente un diodo al silicio inizia a condurre significativamente quando la tensione ai suoi capi supera 0,6 ± 0,7 V, anche se il fenomeno è abbastanza graduale.

Viceversa, invertendo le polarità del generatore (il negativo sul lato P e il positivo sul lato N), il potenziale elettrico interno si somma con quello esterno, non consentendo quindi il passaggio di cariche (a meno di una debole corrente di saturazione dovuta al formarsi di coppie elettrone/lacuna per effetto termico).

6.3. Tipologie di celle fotovoltaiche

A seconda dei loro processi di produzione, si distinguono i seguenti tipi di celle fotovoltaiche. Le celle monocristalline sono ottenute a partire da un unico grande cristallo di silicio. Il vantaggio principale é un alto rendimento (fino al 16%). Questo tipo di celle é però molto costoso a causa del complicato processo di produzione. Hanno colore uniforme e scuro tra il blu notte e il nero e sono generalmente di forma quadrata con spigoli smussati, particolare che permette di distinguerli dagli altri tipi.

Le celle poli(multi-)cristalline sono ottenute a partire da molti cristalli di silicio. Il rendimento é minore (10¸ 12%), ma anche il prezzo. Hanno forma quadrata e colore bluastro con riflessi determinati dal posizionamento casuale dei singoli cristalli. Le celle sono unite tra di loro senza spazi intermedi.

Le celle in silicio amorfo (anche dette "a film sottile") vengono prodotte mediante deposizione catodica di atomi di silicio su una piastra di vetro. Questo tipo di cella ha il rendimento minore (circa 4¸8%), ma si adatta anche al caso di irraggiamento diffuso (cielo coperto, ecc.). Le celle così prodotte sono riconoscibili da un caratteristico colore scuro, inoltre sono realizzabili in qualsiasi forma geometrica (forme circolari, ottagonali, irregolari, e persino convesse). Inoltre hanno un costo per Watt inferiore.

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6.4. Dalla cella fotovoltaica al sistema

La singola cella solare, di dimensioni intorno ai 10 x 10 cm, costituisce il dispositivo elementare alla base di ogni sistema fotovoltaico.

Un modulo fotovoltaico è costituito da un insieme di celle solari collegate tra loro in modo da fornire una potenza elettrica (per modulo) mediamente compresa tra i 50 e i 100 W.

Per aumentare la potenza elettrica è necessario collegare più moduli, i quali formano un pannello e, analogamente, più pannelli collegati in serie formano una stringa.

I moduli fotovoltaici convertono l’energia luminosa in energia elettrica a corrente continua in "tempo reale", cioè la produzione di energia elettrica è contemporanea alla captazione dell’energia solare.

Per questi ed altri motivi, in un impianto fotovoltaico, oltre al generatore fotovoltaico sono necessari anche altri componenti. Esso sarà quindi costituito da:

 un campo fotovoltaico;

 un sistema di conversione della potenza, l’inverter;

 un regolatore di carica per regolare la potenza del generatore. .

6.4.1. Il campo fotovoltaico

Un campo fotovoltaico è costituito da un insieme di stringhe di moduli fotovoltaici installati meccanicamente nella sede di funzionamento e connessi elettricamente tra loro.

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La potenza nominale (o massima, o di picco) del generatore fotovoltaico è la potenza determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massima, o di picco) di ciascun modulo costituente il generatore fotovoltaico, misurate alle condizioni standard (STC, Standard Test Conditions).

Le caratteristiche del generatore fotovoltaico vengono in genere definite mediante due parametri elettrici: la potenza nominale Pnom, cioè la potenza erogata dal generatore fotovoltaico in Condizioni Standard e la tensione nominale Vnom, ossia la tensione alla quale viene erogata la potenza nominale.

Nella fase di progettazione di un campo fotovoltaico riveste una particolare importanza la scelta della tensione nominale di esercizio. Infatti, le elevate correnti che si manifestano per piccole tensioni comportano la necessità di adottare cavi di maggiore sezione e dispositivi di manovra più complessi; di contro elevate tensioni di lavoro richiedono adeguate e costose protezioni. Pertanto, un’opportuna scelta della configurazione serie/parallelo del campo fotovoltaico consente di limitare le perdite e di incrementare l’affidabilità del sistema.

6.4.2. Il regolatore di carica

Un regolatore di carica è un importante componente del sistema che regola la tensione generata dal sistema di potenza rinnovabile per una corretta gestione delle batterie. Protegge le batterie in situazioni di carica eccessiva o insufficiente e ne garantisce la durata massima. Per scegliere il regolatore di carica è necessario controllare la corrente massima uscente dai pannelli: si deve utilizzare un regolatore di carica che supporti una corrente leggermente superiore.

6.4.3. L'inverter

La caratteristica di variabilità di tensione e corrente in uscita dal generatore fotovoltaico al variare dell’irraggiamento solare mal si adatta alle specifiche dell’utenza, che spesso richiede corrente in alternata per alimentare direttamente il carico o per il collegamento alla rete elettrica di distribuzione, nonché un valore costante per la tensione in uscita dal generatore. Il convertitore DC/AC (inverter) è un dispositivo che converte la corrente continua in corrente alternata. Questo dispositivo assume il ruolo di sistema di condizionamento e controllo della potenza erogata dal generatore.

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6.5. Le tipologie impiantistiche

L’impianto fotovoltaico è l’insieme di componenti meccanici, elettrici ed elettronici che captano l’energia solare, la trasformano in energia elettrica, sino a renderla disponibile all’utilizzazione da parte dell’utenza.

Le tipologie impiantistiche sono essenzialmente due:  impianti isolati (stand alone);

 impianti connessi ad una rete elettrica di distribuzione (grid – connected).

6.5.1. Impianti isolati (stand-alone)

In questi impianti l’energia generata alimenta direttamente il carico elettrico. Quella in eccesso viene accumulata nelle batterie che la rendono disponibile nei periodi in cui il generatore fotovoltaico non è nelle condizioni di fornirla. Questi impianti rappresentano la soluzione più idonea a soddisfare utenze isolate che possono essere convenientemente equipaggiate con apparecchi utilizzatori che funzionano in corrente continua.

Un semplice impianto fotovoltaico isolato è composto dai seguenti elementi:

1. Cella solare: per la trasformazione di energia solare in energia elettrica. Per ricavare più potenza vengono collegate tra loro diverse celle.

2. Regolatore di carica.

3. Accumulatori: sono i magazzini di energia di un impianto fotovoltaico. Essi forniscono

l'energia elettrica quando i moduli non sono in grado di produrne, per mancanza di irraggiamento solare.

4. Inverter (o convertitore).

5. Utenze: apparecchi alimentati dall’impianto fotovoltaico.

Spesso vengono impiegati anche degli impianti composti. Per esempio impianti fotovoltaici in combinazione con gruppi elettrogeni a motore Diesel. In questo caso l’impianto fotovoltaico fornisce la potenza base utilizzata di solito. Per consumi elevati di breve durata (o in caso si emergenza) viene inserito il gruppo elettrogeno.

6.5.2. Impianti connessi con una rete elettrica

In questi impianti l’energia viene convertita direttamente in corrente elettrica alternata che può alimentare le normali utenze oppure essere immessa nella rete, con la quale lavora in regime di interscambio. In quest’ultimo caso presso l’utente sono installati due contatori: uno

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che contabilizza l’energia elettrica fornita dall’impianto fotovoltaico alla rete ed uno che contabilizza l’energia elettrica che l’utente preleva dalla rete. Nell’ipotesi in cui le due tariffe coincidano, l’utente paga all’ente erogatore dell’energia elettrica solo la differenza tra l’energia consumata, prelevata dalla rete, e quella fornita alla rete.

Un impianto fotovoltaico a immissione in rete é principalmente composto dai seguenti componenti:

1. Cella solare: per la trasformazione di energia solare in energia elettrica. Per ricavare più

potenza vengono collegate tra loro diverse celle.

2. Inverter.

3. Quadro elettrico: in esso avviene la distribuzione dell'energia. In caso di consumi elevati o

in assenza di alimentazione da parte dei moduli fotovoltaici, la corrente viene prelevata dalla rete pubblica. In caso contrario l’energia fotovoltaica eccedente viene di nuovo immessa in rete. Inoltre esso misura la quantità di energia fornita dall'impianto fotovoltaico alla rete.

4. Rete: allacciamento alla rete pubblica dell'azienda elettrica.

5. Utenze: apparecchi alimentati dall'impianto fotovoltaico.

Gli impianti fotovoltaici connessi alla rete rappresentano dal punto di vista applicativo la soluzione ideale in quanto tutta l’energia generata dall’impianto viene comunque utilizzata: o direttamente dall’utente o immessa nella rete elettrica che costituisce quindi un sistema di accumulo infinito.

La mancanza di un sistema di accumulo locale consente inoltre di ridurre sia i costi iniziali sia quelli di esercizio (le batterie di accumulo dopo un certo numero di anni devono infatti essere sostituite).

6.6. Scelta dei moduli fotovoltaici

Per quanto riguarda la scelta della tecnologia costruttiva delle celle che compongono un modulo fotovoltaico, al fine di minimizzare i costi dell’impianto, occorre fare in modo di ottenere, compatibilmente con i costi, valori di efficienza pari a quelli dei migliori prodotti attualmente in commercio.

Nella scelta di un modulo fotovoltaico risulta indispensabile tenere in considerazione e monitorare molti aspetti legati alla responsabilità sociale ed ambientale. A questo proposito si possono elencare alcuni criteri che possono aiutare per una scelta consapevole:

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 l’affidabilità della ditta costruttrice: se si considera, infatti, che il pannello fotovoltaico ha una vita media di trent’anni, si deve avere una ragionevole certezza che in caso di problemi la ditta produttrice sia ancora sul mercato, capace di intervento immediato ed efficace;

 le garanzie offerte dal produttore: contro i difetti di produzione e contro il calo produttivo (è garantita una resa almeno dell'80% anche dopo 25 anni di funzionamento);

 il coefficiente di perdita di potenza con la temperatura;

 la resa annua, o produttività, attesa;

 la resistenza meccanica: tutti i pannelli sono collaudati contro eventi metereologici estremi come grandinate, nevicate eccezionali. Tuttavia sono da preferire i produttori che utilizzano vetri temprati da 4 mm anziché da 3.2 mm ed arrivano ad assicurare una resistenza meccanica fino a 5400 Pa;

 la provenienza geografica dei pannelli: la maggior parte dei pannelli fotovoltaici provengono dalla Cina, costano meno ed alcuni produttori hanno raggiunto buoni livelli di qualità, però i pannelli "made in EU" vengono premiati dal Conto Energia con un incentivo maggiorato del 10%, in modo da garantire il consolidamento di una filiera europea del settore;

 la sostenibilità ambientale, anche in fase produttiva, dei pannelli fotovoltaici.

Sulla base di queste considerazioni, si è scelto di installare i moduli fotovoltaici KD210GH-2P con tecnologia costruttiva al silicio policristallino ad alte prestazioni della ditta Kyocera, idonei per l’applicazione negli impianti industriali collegati alla rete su copertura piana e caratterizzati da un ottimo rapporto qualità-prezzo.

6.6.1. Modulo fotovoltaico KD210GH-2P dell'azienda Kyocera

I moduli fotovoltaici scelti sono composti da 54 celle solari policristalline incassate ad alto rendimento, di dimensioni 15,6 cm x 15,6 cm, che garantiscono una resa energetica annua elevata dell’impianto fotovoltaico.

Per la protezione contro le condizioni climatiche estreme, le celle sono incorporate tra una copertura in vetro temprato ed una pellicola EVA e sigillate posteriormente con una pellicola PET.

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Figura 6.4 - Modulo fotovoltaico KD210GH-2P dell’azienda Kyocera, quotato in mm

Riportiamo nella tabella di seguito i dati elettrici del modulo fotovoltaico in condizioni di prova standard (STC), ossia con un'irradiazione di 1000 W/m2, una massa d'aria AM 1,5 e la temperatura delle celle a 25°C.

PARAMETRO VALORE

Wp - Potenza nominale di picco 210 W

VM - Tensione alla Wp 26,6 V

VOC - Tensione a vuoto 33,2 V

IM - Corrente alla Wp 7,90 A

ICC - Corrente di cortocircuito 8,58 A

- Coefficiente di variazione di tensione con la

temperatura 0,12 V/°C

- Coefficiente di variazione di corrente con la

temperatura 0,00515 A/°C

Dimensioni in pianta 1500x990 mm

A - Area 1,485 m2

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Per calcolare l'efficienza del singolo modulo in condizioni di prova standard (STC), ossia in corrispondenza di un valore di irraggiamento di 1000 W/m2, si utilizza la seguente formula:

ε = = 0,1414

6.7. Disposizione dei moduli

Per un corretto dimensionamento di un impianto fotovoltaico occorre valutare la posizione migliore per il generatore, considerando l’orientamento e l’inclinazione il più possibile ottimali e individuando quegli ostacoli che potrebbero sfavorirne la produzione energetica. Nel caso della nostra scuola, l'orientamento è stato deciso in fase progettuale e dettato quasi obbligatoriamente dalla forma e dall'orientamento dell'area di intervento. Il generatore fotovoltaico è così orientato leggermente a Sud-Ovest.

Invece al fine di scegliere la disposizione ottimale dei moduli, occorre eseguire una prima stima dell’energia media annua prodotta dal nostro impianto fotovoltaico, confrontando le diverse possibili situazioni di disposizione.

A questo proposito si è scelto di utilizzare la calcolatrice fotovoltaica jrc PV estimation, messa a disposizione sul sito http://re.jrc.ec.europa.eu, del JRC.

Il Centro Comune di Ricerca (JRC) è una Direzione Generale (DG) della Commissione Europea interamente al servizio dell'Unione Europea. Il suo obiettivo generale è di contribuire a creare un'Europa più sicura, più pulita, più sana e più competitiva.

6.8. Calcolo dell'energia prodotta dall'impianto fotovoltaico

La calcolatrice di rendimento fotovoltaico jrc PV estimation fornisce, tra i vari output, il valore dell’energia media annua emessa dall’impianto fotovoltaico di cui si immettono le caratteristiche. I dati di input da inserire all’interno del software sono:

 localizzazione geografica;

 tecnologia dei moduli fotovoltaici;

 potenza di picco installata;

 stima delle perdite di sistema;

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 angolo di inclinazione (tra i moduli fotovoltaici e il paino orizzontale);

 angolo di orientamento (azimuth);

 opzioni di inseguimento;

 file di orizzonte;

 formati output.

Il primo dato di input da inserire all’interno della calcolatrice fotovoltaica jrc PV estimation, è identificato dalla località di installazione dell’impianto che nel nostro caso è Putignano, frazione del comune di Pisa. Il programma fornisce come output i valori di latitudine, longitudine e altitudine sul livello del mare della località inserita:

• latitudine = 43°41’37’’ N; • longitudine = 10°25’52’’ E; • altitudine = 3 m s.l.m.

Successivamente occorre immettere la tecnologia costruttiva dei moduli fotovoltaici che nel nostro caso è al silicio policristallino.

Occorre introdurre, nell’apposito spazio del software, il valore della potenza di picco totale installata calcolata come:

WP TOT = WP pk * n° moduli = 210 W * 36 = 7560 W = 7,56 kW

Avendo preso in considerazione una copertura non ombreggiata da ostruzioni e vegetazione circostante, non occorre caricare all’interno del programma alcun file orizzonte.

A questo punto è possibile evincere dagli output forniti dal programma il valore dell’energia media annuale prodotta dall’impianto fotovoltaico installato:

Em = 9460 kWh

Riportiamo nella tabella seguente i parametri di rendimento fotovoltaico dell'impianto:

Sistema fisso: inclinazione = 33° Orientamento = 23° Mese Ed Em Hd Hm Gen 14.90 463 2.56 79.3 Feb 20.50 574 3.59 101 Mar 26.10 810 4.71 146 Apr 30.30 909 5.61 168 Mag 33.80 1050 6.43 199 Giu 34.70 1040 6.74 202 Lug 36.50 1130 7.18 223

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224 Ago 33.80 1050 6.62 205 Set 29.60 889 5.64 169 Ott 21.50 668 3.95 123 Nov 15.70 472 2.76 82.7 Dic 13.10 405 2.24 69.5 Media annuale 25.9 788 4.84 147

Totale per l'anno 9460 1770

dove

Ed : Produzione elettrica media giornaliera dal sistema indicata (kWh)

Em : Produzione elettrica media mensile dal sistema indicata (kWh)

Hd : Media dell'irraggiamento giornaliero al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema (kWh/m2)

Hm : Media dell'irraggiamento al metro quadro ricevuto dai panelli del sistema (kWh/m2)

Riassumiamo in una tabella i dati del nostro campo fotovoltaico:

PARAMETRI DEL CAMPO FOTOVOLTAICO

Angolo di azimuth 23°C

Angolo di tilt 33°C

N° stringhe 3

N° moduli per stringa 12

N° totale di moduli 36

Potenza di picco installata 7560 W

Energia media annua prodotta dall'impianto 9460 kWh

6.9. Scelta dell'inverter

Per dimensionare correttamente l’inverter di un impianto fotovoltaico occorre considerare che i parametri elettrici di un qualsiasi modulo fotovoltaico, forniti dal produttore, si riferiscono alle condizioni di prova STC, le quali non si avvicinano mai alle reali condizioni di funzionamento.

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Occorre prendere in considerazione un ampio intervallo di temperatura per tenere in considerazione gli effetti che quest’ultima esercita sulla tensione e sulla corrente del modulo fotovoltaico preso in considerazione.

In particolare si considera, convenzionalmente, una temperatura minima di -10 °C ed una temperatura massima di +70 °C; una tale temperatura massima è garantita nel caso di moduli installati in modo tale che sia possibile la ventilazione. Nel caso, per esempio, di pannelli integrati nel tetto, quindi non ventilati, si può arrivare tranquillamente a +100 °C.

Sulla base di queste considerazioni si calcolano i parametri elettrici del modulo fotovoltaico scelto in corrispondenza delle nuove condizioni di temperatura:

 Tensione massima a vuoto

VOC (-10°C) = VOC [V] + = 33,2 + [35*0,12] = 37,4 V

 Tensione massima alla WP

VM (-10°C) = VM [V] + = 26,6 + [35*0,12] = 30,8 V

 Tensione minima alla WP

VM (70°C) = VM [V] - = 26,6 - [45*0,12] = 21,2 V

 Corrente massima di cortocircuito

ICC (70°C) = ICC [A] + = 8,58 + [45*0,00515] = 8,81 A

dove

VOC : tensione a vuoto del modulo fotovoltaico, fornita dal produttore e calcolata in STC. VM : tensione in caso di potenza nominale per il modulo fotovoltaico, fornita dal produttore e calcolata in STC.

: coefficiente di variazione della tensione con la temperatura del modulo fotovoltaico, fornito dal produttore.

ICC : corrente di cortocircuito del modulo fotovoltaico, fornita dal produttore e calcolata in STC.

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: coefficiente di variazione della corrente con la temperatura per il modulo fotovoltaico, fornito dal produttore.

Questi parametri appena illustrati valgono per il singolo modulo fotovoltaico; il campo fotovoltaico sarà quindi ottenuto collegando in parallelo le stringhe, che, a loro volta, sono ottenute collegando in serie i moduli.

Ricordiamo che quando si collega in parallelo si sommano le correnti, mentre quando si collega in serie si sommano le tensioni; per questo il numero di moduli che formano una stringa e il numero di stringhe collegate per formare il campo fotovoltaico devono essere studiati con intelligenza, pensando alla successiva scelta dell'inverter.

L'inverter deve essere scelto rispettando le seguenti condizioni:

1. WP TOT * 0,8 ≤ PMAX INV ≤ WP TOT * 1,05

Di solito la potenza dell'inverter è minore di quella del campo fotovoltaico. questo per tenere di conto della diminuzione della potenza dei moduli fotovoltaici dovuta a sporcizia, al degrado delle prestazioni che si verifica nel tempo, agli effetti delle alte temperature e alle perdite nei cavi. Qualora, in particolari situazioni eccezionali, la potenza prodotta fosse superiore a quella massima dell’inverter, quest’ultimo si autoproteggerà abbassando la potenza entrante al suo valore nominale.

2.

≥ n° moduli collegati in serie

Il numero di moduli collegati in serie in una stringa deve essere tale da non superare la tensione massima ammissibile a circuito aperto dell'inverter.

3. VOC (-10°C) * 1,2 * n° moduli collegati in serie ≤ VC MAX

La massima tensione di stringa a circuito aperto, prudenzialmente aumentata del 20%, deve essere inferiore alla tensione massima a circuito aperto ammissibile dell'inverter.

4. ICC * n° stringhe ≤ I MAX INVERTER

La corrente di cortocircuito che arriva all’inverter da tutte le stringhe collegate in parallelo deve essere inferiore alla corrente di ingresso massima dell’inverter stesso.

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Si deve anche fare in modo che la tensione massima (-10°C) e minima (+70°C) prodotta dal generatore fotovoltaico siano comprese nell’intervallo all’interno del quale è funzionante il sistema MPPT dell’inverter, attraverso due specifiche verifiche:

5. VM (70°C) * n°moduli collegati in serie ≥ valore minimo intervallo MPPT

6. VM (-10°C) * n°moduli collegati in serie ≤ valore massimo intervallo MPPT

6.9.1. Dimensionamento dell'inverter

L’inverter deve essere scelto in base alla sua potenza massima in corrente alternata, la quale deve rientrare nell’intervallo:

WP TOT * 0,8 ≤ PMAX INV ≤ WP TOT * 1,05 7560 [W] * 0,8 ≤ PMAX INV ≤ 7560 [W] * 1,05 6048 [W] ≤ PMAX INV ≤ 7938 [W]

Di conseguenza si sceglie l'inverter SUNNY TRIPOWER 7000TL dell'azienda SMA Italia adatto all'utilizzo in impianti con generatore fotovoltaico fino a 7175 W.

Riportiamo di seguito i dati dell'inverter SUNNY TRIPOWER 7000TL-20 necessari per il dimensionamento:

PARAMETRO VALORE

Potenza massima 7,175 W

Intervallo MPPT 290 V - 800 V / 580 V

Tensione a vuoto 1000 V

Corrente di ingresso massima 15 A

Controlliamo se il numero di moduli collegati in serie in una stringa è tale da non superare la tensione massima ammissibile a circuito aperto:

= 26,74 ≥ 12 Verificato

Si verifica ora se la minima e la massima tensione di stringa a circuito chiuso rientrano nell’intervallo MPPT dell’inverter scelto:

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21,2 V * 12 = 254,4 V < 330 V NON Verificato

Proviamo a cambiare inverter e scegliamo il SUNNY TRIPOWER 5000TL-20 dell'azienda SMA Italia.

Riportiamo di seguito i dati dell'inverter necessari per il dimensionamento:

PARAMETRO VALORE

VM (70°C) * n°moduli collegati in serie ≥ valore minimo intervallo MPPT 21,2 V * 12 = 254,4 V ≥ 245 V Verificato

La minima tensione di stringa a circuito chiuso rientra nell’intervallo MPPT dell’inverter scelto.

VM (-10°C) * n°moduli collegati in serie ≤ valore massimo intervallo MPPT

30,8 V * 8 ≤ 580 V Verificato

Anche la massima tensione di stringa a circuito chiuso rientra nell’intervallo MPPT dell’inverter scelto.

Si verifica ora se la massima tensione di stringa a circuito aperto, prudenzialmente aumentata del 20% è inferiore alla tensione massima a circuito aperto ammissibile dall’inverter scelto:

VOC (-10°C) * 1,2 * n° moduli collegati in serie ≤ VC MAX 37,4 V * 1,2 * 12 = 538, 56 V≤ 1000 V Verificato

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229

L’ultima verifica rimanente è quella sulla massima corrente che arriva all’inverter dalle stringhe collegate in parallelo:

ICC * n° stringhe ≤ I MAX INVERTER

8,81 A * 3 = 26,43 V > 11 A NON verificato

Ricordiamo quanto detto al capitolo 5.4.1., nella fase di progettazione di un campo fotovoltaico riveste una particolare importanza la scelta della tensione nominale di esercizio. Infatti, le elevate correnti che si manifestano per piccole tensioni comportano la necessità di adottare cavi di maggiore sezione e dispositivi di manovra più complessi; di contro elevate tensioni di lavoro richiedono adeguate e costose protezioni. Pertanto, un’opportuna scelta della configurazione serie/parallelo del campo fotovoltaico consente di limitare le perdite e di incrementare l’affidabilità del sistema.

Secondo queste considerazioni, proviamo a suddividere il nostro campo fotovoltaico in 3

sottocampi, ognuno composto da un'unica stringa.

N° SOTTOCAMPO N° STRINGHE N° MODULI PER STRINGA POTENZA DI SOTTOCAMPO 1 1 12 2520 W 2 1 12 2520 W 3 1 12 2520 W

Dimensioniamo adesso uno qualsiasi dei tre sottocampi, dato che hanno le stesse caratteristiche.

L’inverter deve essere scelto in base alla sua potenza massima in corrente alternata, la quale, secondo la nuova configurazione dei sottocampi, deve rientrare nell’intervallo:

WP TOT * 0,8 ≤ PMAX INV ≤ WP TOT * 1,05 2520 [W] * 0,8 ≤ PMAX INV ≤ 2520 [W] * 1,05 2016 [W] ≤ PMAX INV ≤ 2646 [W]

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Si sceglie l'inverter SUNNY BOY 2100TL dell'azienda SMA Italia, adatto all'utilizzo in impianti con generatore fotovoltaico fino a 7175 W, e ne riportiamo in tabella di seguito i dati tecnici.

PARAMETRO VALORE

VM (70°C) * n°moduli collegati in serie ≥ valore minimo intervallo MPPT 21,2 V * 12 = 254,4 V ≥ 200 V Verificato

La minima tensione di stringa a circuito chiuso rientra nell’intervallo MPPT dell’inverter scelto.

VM (-10°C) * n°moduli collegati in serie ≤ valore massimo intervallo MPPT

30,8 V * 8 ≤ 400 V Verificato

Anche la massima tensione di stringa a circuito chiuso rientra nell’intervallo MPPT dell’inverter scelto.

Si verifica ora se la massima tensione di stringa a circuito aperto, prudenzialmente aumentata del 20% è inferiore alla tensione massima a circuito aperto ammissibile dall’inverter scelto:

VOC (-10°C) * 1,2 * n° moduli collegati in serie ≤ VC MAX 37,4 V * 1,2 * 12 = 538, 56 V ≤ 600 V Verificato

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L’ultima verifica rimanente è quella sulla massima corrente che arriva all’inverter dalle stringhe collegate in parallelo:

ICC * n° stringhe ≤ I MAX INVERTER

8,81 A * 1 ≤ 11 A Verificato

6.10. Schema dell'impianto fotovoltaico

La configurazione del campo fotovoltaico risulta dunque quella con 3 sottocampi, ognuno composto da una stringa di 12 moduli ciascuno.

In questo modo produco però un eccesso di energia elettrica, rispetto alle esigenze della scuola.

Si ritiene quindi opportuno installare una sola stringa di 12 moduli ciascuno, con lo stesso inverter SUNNY BOY 2100TL dell'azienda SMA Italia.

Si pratica infine uno scambio sul posto con la rete dell'energia elettrica: è possibile immettere in rete l'energia superflua prodotta dal campo fotovoltaico e riutilizzarla nell'arco dei sei mesi successivi.

Riportiamo qui di seguito uno schema del campo fotovoltaico.

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