REGIONE SICILIA. Provincia di Trapani IMPIANTOFOTOVOLTAICO"FULGATOREFASTAIA"

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Provincia di Trapani

COMUNI DI TRAPANI E BUSETO PALIZZOLO

PROGETTO

IMP IANTO FOTOVOLTA ICO "FULGATORE FASTA IA"

PROGETTO PER LA REALIZZAZIONE DI UNIMPIANTO FOTOVOLTAICO DI POTENZA PARI A 42,5 MW E RELATIVE OPERE DI CONNESSIONE ALLA RTN RICADENTI NEI COMUNI DI TRAPANI E BUSETO PALIZZOLO

PROGETTO DEF IN IT IVO

COMMITTENTE

X-ELIOITALIA 2 S.r.l Corso Vittorio EmanueleII 349

00186 Roma P.I. 14929441005

PROGETTISTA:

OGGETTO DELL’ELABORATO:

CALCOLO DI PRODUCIBILITA ’ DELL ’IMPIANTO FOTOVOLTAICO

CODICE ELABORATO ^DATA SCALA FOGLIO FORMATO CODICE PROGETTISTA

R .10

11/04/2019 - 1 di 24 A4 R.10 - XELI542PDRrti016R0

NOME FILE: R.10 -XELI542PDRrti016R0.doc

X-ELIO ITALIA 2 S.r.l si riserva tuttii diritti su questo documento che non può essere riprodotto neppure parzialmente senzala sua autorizzazione scritta.

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COMMITTENTE PROGETTISTA

Storia delle revisioni del documento

REV. DATA DESCRIZIONE REVISIONE REDATTO VERIFICATO APPROVATO

00 11/04/2019 Prima emissione GG MG DG

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INDICE

1. PREMESSA ... 4

2. DATI GENERALI IMPIANTO ... 5

2.1. CONFIGURAZIONE IMPIANTO ...6

3. CALCOLO DI PRODUCIBILITA’ ... 8

3.1. SOFTWAREUTILIZZATO ...8

3.2. RADIAZIONESOLAREMEDIAANNUASUBASEGIORNALIERA ...8

3.3. PERDITE DEL SISTEMA... 10

3.3.1. Perdite per ombreggiamento ... 10

1.1.1. Perdite per basso irraggiamento ... 10

1.1.2. Perdite per temperatura ... 11

1.1.3. Perdite per qualità del modulo fotovoltaico ... 12

1.1.4. Perdite per mismatch del generatore fotovoltaico ... 12

1.1.5. Degrado delle prestazioni dei moduli fotovoltaici ... 12

1.1.6. Perdite ohmiche di cablaggio ... 13

1.1.7. Perdite sul sistema di conversione ... 13

1.1.8. Perdite sui circuiti in corrente alternata ... 13

1.1.9. Perdite sui trasformatori MT/BT ... 14

1.1.10. Perdite sezione AT ... 14

1.1.11. Disponibiltià di esercizio ... 15

1.1.12. Consumi ausiliari ... 15

3.4. PRODUCIBILITÀDELSISTEMA ... 15

4. ALLEGATO: REPORT PVSYST ... 16

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1. PREMESSA

La società Hydro Engineering s.s. è stata incaricata di redigere il progetto definitivo relativo alla realizzazione di un impianto fotovoltaico della potenza di circa 42,5 MW, ubicato nel Comune di Trapani, e delle relative opere di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale, presso l’esistente Cabina primaria sita nel Comune di Buseto Palizzolo, in Provincia di Trapani.

Il progetto definitivo consiste nella realizzazione di un impianto fotovoltaico a terra, su strutture ad inseguimento monoassiale (trackers), in due lotti di terreno limitrofi, siti in contrada Fastaia, nel Comune di Trapani. L’impianto sarà composto da n.7 sottocampi della potenza media di circa 6 MW cadauno, collegati fra loro attraverso una rete di distribuzione interna in media tensione.

Presso l’impianto verranno realizzate le cabine di sottocampo e la cabina principale di impianto, dalla quale si dipartono le linee di collegamento di media tensione interrate verso il punto di consegna, presso la nuova sottostazione elettrica di trasformazione di utente, che verrà realizzata nei pressi dell’esistente stazione elettrica di Buseto Palizzolo (TP).

Unitamente alle opere previste dal presente progetto da parte della società promotrice X- ELIO ITALIA 2 s.r.l., nell’ambito dell’unico procedimento autorizzativo sono inserite anche le opere di potenziamento della Rete di Trasmissione Nazionale a carico di Terna spa, ed in particolare l’adeguamento della SE esistente di Buseto Palizzolo e la nuova linea di collegamento in AT, in parte aerea e in parte interrata, fra la SE di Buseto e la CP Ospitaletto, sita nel Comune di Trapani.

Scopo della presente relazione è quello di illustrare il calcolo della producibilità dell’impianto, nella configurazione di impianto progettuale.

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2. DATI GENERALI IMPIANTO

L’impianto nel suo complesso è costituito delle seguenti componenti:

− Un collegamento elettrico dell’impianto fotovoltaico alla rete di trasmissione di alta tensione, che avverrà presso la Stazione Elettrica esistente di Buseto Palizzolo, attraverso la realizzazione di una nuova sottostazione di utente sita nelle vicinanze della stazione esistente. La connessione avverrà al livello di tensione AT 150 kV sul sistema di sbarre esistente presso la stazione del Gestore.

− una sottostazione di utente di trasformazione AT/MT 150/30 kV, con la realizzazione di uno stallo in AT con trasformatore AT/MT 40/50 MVA e i relativi dispoisitivi di protezione e sezionamento;

− Una linea interrata di collegamento fra la SSE di utente e l’impianto fotovoltaico, giacente lungo viabilità esistente;

− una cabina principale di impianto, per la connessione e la distribuzione (MTR), nella quale verranno convogliate tutte le linee MT relative ai rami A, B, C che collegano le Power Station alla MTR mediante una distribuzione di tipo radiale, come meglio dettagliato nei successivi capitoli.

− n. 7 Power Station (PS). Le Power Station o cabine di campo avranno la duplice funzione di convertire l’energia elettrica da corrente continua a corrente alternata ed elevare la tensione da bassa a media tensione; esse saranno collegate tra loro in entra- esce, su più rami in configurazione radiale dalla MTR (in antenna). Ciascun ramo trasporterà una potenza variabile da 12,8 a 16,5 MW e convergerà su un quadro MT a 30 kV verso la cabina di distribuzione MTR. Alle Power Station saranno convogliati i cavi provenienti dalle String Box che a loro volta raccoglieranno i cavi provenienti dai raggruppamenti delle stringhe dei moduli fotovoltaici collegati in serie.

− n. 108.864 moduli fotovoltaici, che saranno installati su apposite strutture metalliche di sostegno del tipo ad inseguimento monoassiale (trackers), fissate al terreno attraverso pali infissi e/o trivellati.

L’impianto è completato da:

− tutte le infrastrutture tecniche necessarie alla conversione DC/AC della potenza generata dall’impianto e dalla sua consegna alla rete di trasmissione nazionale;

− opere accessorie, quali: impianti di illuminazione, vidosorveglianza, antintrusione, monitoraggio, viabilità di servizio, cancelli e recinzioni.

Come anticipato in premessa, ai fini della connessione alla RTN dell’impianto fotovoltaico in progetto, il Gestore di Rete ha fornito in sede di STMG parere favorevole, condizionato all’autorizzazione, contestualmente alle opere di cui al presente progetto, di un nuovo

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elettrodotto del Gestore di Rete in AT per il potenziamento della SE esistente di Buseto Palizzolo, attraverso l’interconnessione con la Cabina Primaria “CP Ospedaletto” sita nel Comune di Trapani.

Tali opere, a carico del gestore di rete Terna, non fanno parte del presente progetto definitvo, ma ne costituiscono un unicum dal punto di vista funzionale, essendo condizionato il corretto esercizio dell’impianto fotovoltaico in progetto al potenziamento delle infrastrutture del Gestore di Rete.

Per ogni dettaglio, si rimanda al progetto di tali opere, commissionato da Terna, allegato all’istanza di Autorizzazione.

L’impianto nel suo complesso è in grado di alimentare dalla rete tutti i carichi rilevanti (ad es:

quadri di alimentazione, illuminazione). Inoltre, in mancanza di alimentazione dalla rete, tutti i carichi di emergenza potranno essere alimentati da un generatore temporaneo diesel di emergenza e da un sistema di accumulo ad esso connesso (sola predisposizione).

Di seguito si riporta la descrizione sintetica dei principali componenti d’impianto; per dati di tecnici maggior dettaglio si rimanda a tutti i relativi elaborati specialistici

2.1. CONFIGURAZIONE IMPIANTO

L’impianto fotovoltaico oggetto del presente progetto è destinato a produrre energia elettrica;

esso sarà collegato alla rete elettrica di trasmissione nazionale RTN. L’impianto in progetto produce energia elettrica in BT su più linee in uscita dagli inverter centralizzati, le quali vengono convogliate verso appositi quadri nei locali di cabina, dove avverrà la trasformazione BT/MT.

La linea in MT in uscita dai trasformatori BT/MT di ciascun sottocampo verrà, quindi, vettoriata verso la cabina generale di impianto, dove avverranno le misure e la partenza verso il punto di consegna nella rete di distribuzione in alta tensione, presso la nuova Sottostazione elettrica di utente presso la SE di Buseto Palizzolo.

Il generatore fotovoltaico è costituito da n.7 sottocampi, di potenza variabile come di seguito rappresentato:

Sottocampo Potenza (MW)

PS1 6,47

PS2 6,49

PS3 3,54

PS4 6,40

PS5 6,38

PS6 6,58

PS7 6,58

Totale 42,46 kW

Tabella 1 - Suddivisione in sottocampi

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I moduli verranno installati su apposite strutture in acciaio zincato, del tipo ad inseguimento monoassiale, fondate su pali infissi nel terreno-.

La scelta dei materiali utilizzati per le strutture conferisce alla struttura di sostegno robustezza e una vita utile di gran lunga superiore ai 20 anni, tempo di vita minimo stimato per l’impianto di produzione.

Il generatore fotovoltaico presenta una potenza nominale complessiva pari a 42.456,96 kWp, intesa come somma delle potenze di targa o nominali di ciascun modulo misurata in condizioni di prova standard (STC), ossia considerando un irraggiamento pari a 1000 W/m², con distribuzione dello spettro solare di riferimento (massa d’aria AM 1,5) e temperatura delle celle di 25°C, secondo norme CEI EN 904/1-2-3.

Il generatore è composto complessivamente da 108.864 moduli fotovoltaici in silicio monocristallino, collegati in serie da 28 moduli tra loro cosi da formare gruppi di moduli denominati stringhe, la cui correnti vengono raccolte da inverter modulari centralizzati, in numero di due o quattro per ciascuna Power Station.

L’impianto fotovoltaico nel suo complesso sarà quindi suddiviso in 7 campi di potenza variabile; le stringhe di ogni campo verranno attestate a gruppi di 17/18 presso degli appositi String Box (in numero complessivo di 222), dove avviene il parallelo delle stringhe e il monitoraggi dei dati elettrici.

Da tali string box si dipartono le linee di collegamento verso le Power station, giungendo cosi in ingresso agli inverter, i quali prevedono già a bordo macchina il sezionamento e la protezione dalle sovratensioni e dalle correnti di ricircolo.

La tabella che segue mostra la suddivisione dell’impianto di generazione in campi, con i dati relativi al numero di stringhe e alla potenza nominale in c.c..

CAMPO BANCO Sezione tipo N. stringbox per sezione inverter

n. stringhe per ciascun stringbox

Corrente stringbox

N. Stringhe per sezione inverter

N. Moduli per sezione inverter

Potenza ingresso sezione inverter

[kW]

Potenza sottocampo

[kW]

8 18 176,04 144 4032 1572,48

9 17 166,26 153 4284 1670,76

7 18 176,04 126 3528 1375,92

10 17 166,26 170 4760 1856,4

8 18 176,04 144 4032 1572,48

9 17 166,26 153 4284 1670,76

9 18 176,04 162 4536 1769,04

8 17 166,26 136 3808 1485,12

9 18 176,04 162 4536 1769,04

4 18 176,04 72 2016 786,24

13 17 166,26 221 6188 2413,32

4 18 176,04 72 2016 786,24

13 17 166,26 221 6188 2413,32

3 18 176,04 54 1512 589,68

14 17 166,26 238 6664 2598,96

3 18 176,04 54 1512 589,68

14 17 166,26 238 6664 2598,96

13 18 176,04 234 6552 2555,28

4 17 166,26 68 1904 742,56

12 18 176,04 216 6048 2358,72

5 17 166,26 85 2380 928,2

13 18 176,04 234 6552 2555,28

4 17 166,26 68 1904 742,56

12 18 176,04 216 6048 2358,72

5 17 166,26 85 2380 928,2

TOTAL 222 - 3888 108864 42456,96

PS2 6497,4

1 2

B PS1

A

6475,56

C A

E D

6399,12 D

G PS7

F

6584,76 1

2 PS6

F

6584,76 G

PS5

E

6377,28

PS3 H 3538,08

PS4

1 2 1 2 1 2 1 2 1

AREA OVESTAREA EST

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3. CALCOLO DI PRODUCIBILITA’

3.1. SOFTWARE UTILIZZATO

Il calcolo della producibilità è stato effettuato imputando il modello del sistema nel software di simulazione PVSyst vers. 6.78 del quale si riporta il report di calcolo in allegato alla presente relazione.

3.2. RADIAZIONE SOLARE MEDIA ANNUA SU BASE

GIORNALIERA

Il sito di installazione appartiene all’area sarda che dispone di dati climatici storici riportati in diversi database.

Il database internazionale MeteoNorm rende disponibili i dati meteorologici per la località di Fulgatore – Contrada Besi (TP): l’attendibilità dei dati contenuti nel database è internazionalmente riconosciuta, possono quindi essere usati per l’elaborazione statistica per la stima di radiazione solare per il sito.

In particolare sono stati utilizzati i dati del database MeteoNorm 7.2, aggiornati alla data di stesura del progetto definitivo.

Nelle immagini che seguono si riportano i dati meteorologici assunti per la presente simulazione.

Figura 1 - Dati metereologici (fonte Meteonorm 7.2 agg. Aprile 2019)

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Figura 2 - Radiazione globale e diffusa incidente sul piano orizzontale

Figura 3 - Radiazione globale incidente sul piano dei collettori

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Figura 4 - Radiazione globale e diffusa incidente sul piano dei collettori

3.3. Perdite del sistema

Di seguito si da dettaglio delle perdite del sistema, illustrando i criteri di calcolo di ciascuna componente.

3.3.1. Perdite per ombreggiamento

Le perdite per ombreggiamento reciproco fra le schiere sono funzione della geometria di disposizione del generatore fotovoltaico sul terreno e degli ostacoli all’orizzonte che possono ridurre anche sensibilmente le ore di sole nell’arco delle giornate soprattutto invernali.

Grazie all’utilizzo di strutture di sostegno ad inseguimento monoassiale, dotate di sistema di

“backtracking”, tenuto conto della distribuzione spaziale delle strutture, il valore individuato in sede di progettazione definitiva risulta pari a pari a -2,4%.

Le perdite per ombreggiamento lontano sono relative all’ombreggiamento derivante dal profilo dell’orizzonte nello specifico sito, e sono state calcolate pari a -0,6%.

1.1.1. Perdite per basso irraggiamento

L’efficienza nominale dei moduli fotovoltaici è misurata al livello di irraggiamento pari a 1000 W/m² ma risulta variabile con lo stesso. Per celle con tecnologia in silicio cristallino la deviazione dell’efficienza segue l’espressione seguente:

Δη = − 0,4⋅ In( I/1000 ) ⋅ ηn

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dove:

I = irraggiamento in W/m² e ηn l’efficienza all’irraggiamento nominale di 1000 W/m².

Sulla base dei dati climatici aggiornati del sito (database Meteonor), e della curva del comportamento dei moduli scelti in funzione del livello di irraggiamento, che di seguito si riporta, è stato effettuato il calcolo di tale parametro.

Figura 5 – Comportamento dei moduli in funzione del livello di irraggiamento

Sulla scorta di tali considerazioni, il valore delle perdite per basso irraggiamento attraverso le simulazioni nel software PVSyst risulta essere pari a +0.2% (guadagno).

1.1.2. Perdite per temperatura

Le perdite per temperatura sono legate alla diversa performance che hanno i moduli in relazione ai vari regime di temperatura di funzionamento. All’aumentare della temperatura, le celle fotovoltaiche diminuiscono le prestazioni elettriche di potenza.

In sede di progetto definitivo è stata effettuata una valutazione di tale parametro, sulla base dei dati climatici aggiornati del sito (database Meteonorm), e della curva del comportamento dei moduli scelti in funzione della temperatura), ottenendo un valore di calcolo pari a -5,7%.

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1.1.3. Perdite per qualità del modulo fotovoltaico

Tale valore tiene in considerazione della tolleranza sulla potenza nominale del modulo fotovoltaico. In particolare, il modulo proposto in progetto ha una tolleranza positiva, in termini percentuali, -0% + 3% sulla potenza nominale di 390W.

La corretta formulazione di tale parametro di perdita tiene conto di una media pesata delle tolleranze positive dei moduli fotovoltaici, secondo formule di pesatura assunte a standard in letteratura.

Secondo tale criterio di pesatura precedentemente richiamato, con la tolleranza positiva del modulo in progetto, il valore di tali perdite è stato calcolato pari a +0,7% (guadagno).

1.1.4. Perdite per mismatch del generatore fotovoltaico

Sono perdite relative alla naturale non uniformità di prestazioni elettriche fornite dai vari moduli che compongono ogni stringa fotovoltaica e quindi fra una stringa e l’altra.

La disposizoone delle delle strutture, la distribuzione spaziale dei quadri stringbox, l’ottimizzazione delle linee elettriche DC, fanno si che le differenze di prestazioni elettriche fra una stringa e l’altra risultino minimizzati, potendo cosi calcolare tale perdita ad un valore pari a -1,1%.

1.1.5. Degrado delle prestazioni dei moduli fotovoltaici

Il degrado dei moduli fotovoltaici è funzione della tecnologia, del sito di installazione (spettro solare e temperature) e della qualità del prodotto. Generalmente l’andamento del degrado non è lineare: nel primo anno di esposizione la perdita è maggiore fino a stabilizzarsi con un degrado costante negli anni seguenti.

La tipologia di moduli in progetto presenta una garanzia sulla produzione massima al primo anno d’esercizio del 97% e un decadimento annuo successivo massimo del 0,5% per i 30 anni successivi.

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Nel software di calcolo PVSyst è stato inserito il corretto modello del modulo, con la curva di decadimento appena descritta. Si considera quindi il valore medio di perdita pari a -0,5%.

1.1.6. Perdite ohmiche di cablaggio

Si tratta di una perdita legata alle sezioni e alla lunghezza dei cavi elettrici e al loro cablaggio.

Sulla base del progetto elettrico dell’impianto, con il dimensionamento e la verifica delle linee elettriche BT ed MT, grazie all’ottimizzazione dei percorsi dei cavi di corrente continua e all’utilizzo di sezioni di cavi per le stringhe di sezione idonea, il valore di tali perdite è stato calcolato pari a -1,4%.

1.1.7. Perdite sul sistema di conversione

Sono dovute alla curva di efficienza degli inverter in funzione della potenza in uscita e quindi, in prima analisi, dal progetto della macchina in funzione delle condizioni di irraggiamento del sito e di quelle del carico. La stima dipende dal tipo di convertitore utilizzato, marca e dallo schema di trasformazione.

Secondo i calcoli delle perdite di rete con il software PVSyst, imputando nel modello di calcolo i dati dell’inverter in progetto, le perdite sono state calcolate pari al -1,6%.

1.1.8. Perdite sui circuiti in corrente alternata

In questa voce vanno considerate due componenti:

Perdite circuiti in corrente alternata in BT

Data la prossimità tra inverter e trasformatore queste perdite sono considerate trascurabili.

Perdite circuiti in corrente alternata in MT interne all’impianto

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Secondo lo schema unifilare di progetto e la disposizione planimetrica delle cabine PS e MTR, sono state calcolate le perdite della rete MT.

Il parametro di perdite sui circuiti in corrente alternata è assunto pari a -0,13%.

Perdite circuiti in corrente alternata in MT di collegamento alla SSE

Secondo lo schema unifilare di progetto e il tracciato dell’elettrodotto di collegamento fra la MTR e la SSE, sono state calcolate le perdite della rete MT. Di seguito il calcolo dettagliato.

LINEA PARTENZA ARRIVO Sezione cavo [mm²]

Lunghezza cavo

[m]

Potenza attiva [MW]

Potenza persa [kW]

Δp % Δp kW

PS7 PS6 3x1x150 320 6,58 4,623 0,07% 4,623

PS6 MTR 3x1x300 390 13,17 11,018 0,08% 11,018

PS5 PS4 3x1x150 20 6,38 0,271 0,00% 0,271

PS4 MTR 3x1x300 70 12,78 1,861 0,01% 1,861

PS1 PS2 3x1x150 650 6,48 9,082 0,14% 9,082

PS2 PS3 3x1x300 490 12,97 13,433 0,10% 13,433

PS3 MTR 3x1x630 1060 16,51 26,354 0,16% 26,354

MTR SSE 3x1x630 17100 14,15 312,345 2,21% 312,345

42,457 1003,679

2,36%

PERDITE TOTALI RETE (kW) PERDITE TOTALI

RETE (%) POTENZA COMPLESSIVA

RAMO C

RAMO A RAMO B

LINEA SSE

Il parametro di perdite sui circuiti in corrente alternata è assunto pari a -2,3%.

1.1.9. Perdite sui trasformatori MT/BT

Sulla base delle considerazioni effettuate al paragrafo precedente, ai fini del calcolo, pertanto, il parametro di perdite sui trasformatori MT/BT è stato calcolato pari a -1,1%.

1.1.10. Perdite sezione AT

Ai fini della presente relazione non si terrà conto delle perdite sulla sezione AT di impianto, potendosi queste considerare di poca rilevanza rispetto alle altre perdite si qui calcolate. Ad ogni buon fine, tali perdite saranno calcolate con dettaglio in fase di progettazione esecutiva.

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1.1.11. Disponibiltià di esercizio

In sede di progetto è stata effettuata una stima dell’indice di disponibilità garantito, sulla base della propria esperienza di O&M derivante dalla gestione di impianti similari a quello in progetto. Sulla base di quanto sopra esposto, per l’indisponibilità di esercizio sono assunte pari a -1%

1.1.12. Consumi ausiliari

Si stima una perdita sul totale della produzione pari a circa il -1,0%.

3.4. PRODUCIBILITÀ DEL SISTEMA

Sulla scorta di tutte le considerazioni effettuate nei paragrafi precedenti, è stato effettuato il calcolo della producibilità del sistema, partendo dal modello dell’impianto imputato nel software di calcolo PVSyst.

Stabilita quindi la disponibilità della fonte solare, e determinate tutte le perdite illustrate, la produzione dell’impianto fotovoltaico in progetto risulta pari a 83.578 MWh/anno.

Considerata la potenza nominale dell’impianto, pari a 42,457 MWp, si ha una produzione specifica pari a 1.969 (kWh/KWp)/anno.

Sulla base di tutte le perdite precedentemente illustrate, l’impianto in progetto consente di ottenere un indice di rentimento (Performance Ratio PR) pari a 86,51%.

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4. ALLEGATO: REPORT PVSYST

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Sistema connesso in rete: Parametri di simulazione

PVsyst Licensed to Hydro Engineering ss (Italy) Traduzione senza garanzia, Solo il testo inglese fa fede.

Progetto : FV Fulgatore-0NS

Luogo geografico Fulgatore Paese Italia

Ubicazione Latitudine 37.94° N Longitudine 12.76° E

Ora definita come Ora legale Fuso orario TU+1 Altitudine 240 m Albedo 0.20

Dati meteo: Fulgatore MeteoNorm file - Sintetico

Variante di simulazione : Pendenza 0% NS- 0% EW - interasse 9 m Data di simulazione 09/04/19 18h56

Parametri di simulazione Tipo di sistema Tracking system with backtracking Piano a inseguimento, asse inclinato Inclinazione asse 0° Azimut asse 0°

Limitazioni di rotazione Phi minimo -60° Phi massimo 60°

Strategia Backtracking N. di eliostati 522 Identical arrays

Distanza eliostati 9.00 m Larghezza collettori 4.06 m Backtracking limit angle Phi limits +/- 63.0°Fattore di occupazione (GCR) 45.2 %

Modelli utilizzati Trasposizione Perez Diffuso Perez, Meteonorm

Orizzonte Altezza media 2.5°

Ombre vicine Secondo le stringhe effetto elettrico 100 %

Bifacial system Modello Unlimited trackers, 2D calculation

Distanza eliostati 9.00 m Tracker width 4.10 m

Backtracking limit angle 62.7° GCR 45.6 %

Ground albedo 20.0 % Axis height above ground 2.10 m Module bifaciality factor 70 % Rear shading factor 5.0 %

Module transparency 6.8 % Rear mismatch loss 10.0 % Bisogni dell'utente : Carico illimitato (rete)

Grid power limitation Active Power 40.0 MW Rapporto Pnom 1.061

Caratteristiche campi FV (7 tipi di campi definiti)

Modulo FV Si-mono Modello JKM 390M-72-BDVP

Costruttore Jinkosolar Custom parameters definition

Sottocampo "Sottocampo #1"

Numero di moduli FV In serie 28 moduli In parallelo 593 stringhe

Numero totale di moduli FV N. di moduli 16604 Potenza nom. unit. 390 Wp

Potenza globale campo Nominale (STC) 6476 kWp In cond. di funz. 5891 kWp (50°C) Caratt. di funzionamento campo FV (50°C) U mpp 1024 V I mpp 5754 A

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Sistema connesso in rete: Parametri di simulazione

Totale Potenza globale campi Nominale (STC) 42457 kWp Totale 108864 moduli

Superficie modulo 218382 m² Superficie cella 197523 m²

Inverter Modello IS 1640TL B630 IP56 Outdoor

Costruttore Ingeteam Custom parameters definition

Caratteristiche Tensione di funzionamento 910-1300 V Potenza nom. unit. 1637 kWac Sottocampo "Sottocampo #1" N. di inverter 4 unità Potenza totale 6548 kWac

Rapporto Pnom 0.99 Sottocampo "Sottocampo #2" N. di inverter 4 unità Potenza totale 6548 kWac

Rapporto Pnom 1.01

Totale N. di inverter 26 Potenza totale 42562 kWac

Fattori di perdita campo FV

Perdite per sporco campo Average loss Fraction 2.0 %

Gen.

2.0%

Feb.

2.0%

Mar.

2.0%

Apr.

2.0%

Mag.

2.0%

Giu 2.0%

Lug.

2.0%

Ago 2.0%

Sett.

2.0%

Ott.

2.0%

Nov.

2.0%

Dic.

2.0%

Fatt. di perdita termica Uc (cost) 29.0 W/m²K Uv (vento) 0.0 W/m²K / m/s

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Sistema connesso in rete: Parametri di simulazione

Perdita ohmica di cablaggio Campo#1 3.5 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#2 3.5 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#3 6.4 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#4 3.6 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#5 3.6 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#6 3.5 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC Campo#7 3.5 mOhm Fraz. perdite 1.8 % a STC

Globale Fraz. perdite 1.8 % a STC

Perdita di qualità moduli Fraz. perdite -0.8 %

Perdite per "mismatch" moduli Fraz. perdite 1.0 % a MPP

Strings Mismatch loss Fraz. perdite 0.10 %

Effetto d'incidenza, profilo definito utente (IAM): Fresnel AR coating, n(glass)=1.526, n(AR)=1.290 0°

1.000

30°

0.999

50°

0.987

60°

0.962

70°

0.892

75°

0.816

80°

0.681

85°

0.440

90°

0.000

Fattori di perdita sistema

Campo#1 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#2 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#3 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#4 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#5 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#6 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Campo#7 : Perdita conduttore AC Conduttori 15000 m 3x1500 mm²Fraz. perdite 0.9 % a STC Trasformatore esterno Perdita ferro (connesso 24h) 41875 W Fraz. perdite 0.1 % a STC Perdite resistive/induittive 214.9 mOhm Fraz. perdite 1.0 % a STC indisponibilità del sistema 3.6 giorni, 5 periodi frazione di tempo 1.0 % Auxiliaries loss Proportionnal to Power 10.0 W/kW ... from Power thresh. 0.0 kW

Night auxiliaries consumption 10.00 kW

(20)

Sistema connesso in rete: Definizione orizzonte

Variante di simulazione : Pendenza 0% NS- 0% EW - interasse 9 m

Parametri principali del sistema Tipo di sistema Tracking system with backtracking

Orientamento campo FVinseguitore, asse inclinato, Inclinazione asse 0° Azimut asse 0°

Moduli FV Modello JKM 390M-72-BDVP Pnom 390 Wp

Campo FV Numero di moduli 108864 Pnom totale 42457 kWp

Inverter Modello IS 1640TL B630 IP56 Outdoor 1637 kW ac

Gruppo di inverter Numero di unità 26.0 Pnom totale 42562 kW ac

Bisogni dell'utente Carico illimitato (rete)

Orizzonte Altezza media 2.5° Fattore su diffuso 0.99

Fattore su albedo 100 % Frazione albedo 0.94

Altezza [°]

Azimut [°]

Altezza [°]

Azimut [°]

Altezza [°]

Azimut [°]

4.0 -180

4.0 -173

3.0 -165

3.0 -158

4.0 -150

4.0 -135

3.0 -128

3.0 -113

2.0 -105

2.0 -98

3.0 -90 3.0

-75

2.0 -68

2.0 -45

3.0 -38

3.0 -23

4.0 -15

5.0 -8

5.0 0

4.0 8

4.0 15

1.0 23 0.0

30

0.0 60

1.0 68

1.0 90

0.0 98

0.0 105

1.0 113

3.0 120

3.0 165

4.0 173

4.0 180

-120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120

Azimut [[°]]

0 15 30 45 60 75 90

Altezza del sole [[°]]

Horizon from PVGIS website API, Lat=37°56"24', Long=12°45"36', Alt=240m

1: 22 giu 2: 22 mag - 23 lug 3: 20 apr - 23 ago 4: 20 mar - 23 set 5: 21 feb - 23 ott 6: 19 gen - 22 nov 7: 22 dic+E171+E205

6h 7h

8h 9h

10h

11h

12h

13h

14h

15h

16h

17h

18h 1

2 3

4

5 6 7

(21)

Sistema connesso in rete: Definizione ombre vicine

Prospettiva campo FV e area d'ombra circostante

Diagramma iso-ombre

-120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120

Azimut [[°]]

0 15 30 45 60 75 90

Altezza del sole [[°]]

FV Fulgatore-0NS

Fattore d'ombra sul diretto (secondo le stringhe) : Curve iso-ombre

1: 22 giu 2: 22 mag - 23 lug 3: 20 apr - 23 ago 4: 20 mar - 23 set 5: 21 feb - 23 ott 6: 19 gen - 22 nov 7: 22 dic+E171+E205

6h 7h

8h 9h

10h 11h

12h

13h

14h

15h

16h

17h

18h 1

2 3

4

5

6 7 Perdita d'ombra: 1 %

Perdita d'ombra: 5 % Perdita d'ombra: 10 % Perdita d'ombra: 20 % Perdita d'ombra: 40 %

Attenuazione del diffuso: 0.000 e dell'albedo: 0.000

(22)

Sistema connesso in rete: Risultati principali

Bisogni dell'utente Carico illimitato (rete) Risultati principali di simulazione

Produzione sistema Energia prodotta 83578 MWh/anno Prod. spec. 1969 kWh/kWp/anno Indice di rendimento PR 86.51 %

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

0 2 4 6 8 10 12 14

Energia normalizzata [kWh/kWp/g]

Produzione normalizzata (per kWp installato): Potenza nominale 42457 kWp

Yf : Energia utile prodotta (uscita inverter) 5.39 kWh/kWp/g Ls : Perdite sistema (inverter, ...) 0.26 kWh/kWp/g Lc : Perdita di raccolta (perdite impianto FV) 0.58 kWh/kWp/g

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Indice di rendimento PR

Indice di rendimento PR

PR : Indice di rendimento (Yf / Yr) : 0.865

Pendenza 0% NS- 0% EW - interasse 9 m Bilanci e risultati principali

GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid PR

kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² MWh MWh

Gennaio 67.6 26.46 11.77 89.5 82.7 3613 3460 0.911

Febbraio 79.1 41.07 11.58 96.7 89.3 3929 3680 0.896

Marzo 128.6 57.05 13.85 162.2 151.3 6475 6226 0.904

Aprile 166.9 74.96 15.98 209.9 196.1 8283 7974 0.895

Maggio 217.2 73.68 20.47 280.6 264.4 10749 10351 0.869

Giugno 233.3 71.18 23.94 303.5 286.5 11437 11019 0.855

Luglio 247.8 56.03 27.09 328.4 312.1 12160 11715 0.840

Agosto 211.4 64.59 27.21 278.2 262.7 10380 10003 0.847

Settembre 146.1 57.17 23.47 187.5 175.7 7171 6903 0.867

Ottobre 116.0 45.47 20.81 150.7 140.8 5857 5417 0.847

Novembre 79.8 30.55 16.69 105.1 97.6 4175 3724 0.834

Dicembre 63.1 27.63 13.29 83.1 76.2 3339 3107 0.880

Anno 1756.8 625.82 18.89 2275.4 2135.3 87571 83578 0.865

Legende: GlobHor Irraggiamento orizz. globale DiffHor Irraggiamento diffuso orizz.

T_Amb Temperatura ambiente GlobInc Globale incidente piano coll.

GlobEff Globale "effettivo", corr. per IAM e ombre EArray Energia effettiva in uscita campo E_Grid Energia iniettata nella rete PR Indice di rendimento

(23)

Sistema connesso in rete: Diagramma perdite

Diagramma perdite sull'anno intero

Irraggiamento orizz. globale 1757 kWh/m²

+29.5% Globale incidente piano coll.

-0.1% Global incident below threshold -0.6% Ombre lontane / Orizzonte

-2.4% Ombre vicine: perdita di irraggiamento -1.6% Fattore IAM su globale

-2.0% Perdite per sporco campo +0.3% Ground reflection on front side

Bi-facial

Global incident on ground 860 kWh/m² on 478907 m²

-80.0%

Ground reflection loss (albedo) -71.5% View Factor for rear side +29.7% Sky diffuse on the rear side 0.0% Beam effective on the rear side -5.0% Shadings loss on rear side

Global Irradiance on rear side (132 kWh/m2) 6.2%Irraggiamento effettivo su collettori

2135 kWh/m² * 218382 m² coll.

efficienza a STC = 19.50% Conversione FV, Bifaciality factor = 0.70 Energia nominale campo (effic. a STC) 94873 MWh

+0.2% Perdita FV causa livello d'irraggiamento -5.7% Perdita FV causa temperatura

0.0% ombreggiamento: perdita elettrica sec. le stringhe +0.7% Perdita per qualità modulo

-1.1% Mismatch loss, modules and strings -0.6% Mismatch for back irradiance -1.4% Perdite ohmiche di cablaggio

Energia virtuale impianto a MPPT 87575 MWh

-1.6% Perdita inverter in funzione (efficienza) 0.0% Perdita inverter per superamento Pmax 0.0% Inverter Loss due to max. input current 0.0% Perdita inverter per superamento Vmax 0.0% Perdita inverter per non raggiungimento Pmin 0.0% Perdita inverter per non raggiungimento Vmin 0.0% Consumi notturni

Energia in uscita inverter 86158 MWh

-1.0% Ausiliari (ventilatori, altro...) -0.8% indisponibilità del sistema -0.1% Perdite ohmiche AC -1.1% Perdita trasf. esterno

Energia iniettata nella rete 83578 MWh