RELAZIONE DI CALCOLO DELLA PRODUZIONE ELETTRICA ATTESA

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1 Ottobre 2019 1° Edizione Ing. D. Casarotti Ing. I. Giuffrida Ing. L. Giuffrida

N. DATA AGGIORNAMENTO EMESSO CONTROLLATO APPROVATO

CODICE DOCUMENTO CEE1143_03 DATA: Ottobre 2019

PROGETTO DEFINITIVO IMPIANTO ELETTRICO IMPIANTO FOTOVOLTAICO VIZZINI 250 MW

RELAZIONE DI CALCOLO

DELLA PRODUZIONE ELETTRICA ATTESA

Il committente

GreenCor S.r.l.

I Progettisti

Ing. Luciano Giuffrida

Ing. Igor Giuffrida

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File: CEE1143_03.DOC pag.1

GreenCor S.r.l.

PROGETTO DEFINITIVO IMPIANTO ELETTRICO IMPIANTO FOTOVOLTAICO VIZZINI 250 MW

RELAZIONE DI CALCOLO

DELLA PRODUZIONE ELETTRICA ATTESA

INDICE

Rif. Argomento Pag.

1.  RELAZIONE DI CALCOLO DELLA PRODUZIONE ELETTRICA ATTESA ... 2 

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File: CEE1143_03.DOC pag.2

1. RELAZIONE DI CALCOLO DELLA PRODUZIONE ELETTRICA ATTESA

Secondo le Norme CEI vigenti, il parametro più utilizzato per indicare la producibilità di un impianto fotovoltaico in un certo sito è il valore della radiazione solare specifica (Er) incidente sulla superficie del generatore fotovoltaico in un dato periodo Δt (giorno, mese o anno), espressa in modo pratico in “ore equivalenti solari” hs. Questo parametro indica quanti kWh sono pervenuti sulla superficie di 1 m2 nell’intervallo di tempo Δt considerato:

   

1

2

m kW

t t E

h

s

 

r

Ciò premesso, il valore della produzione elettrica attesa dall’impianto durante il periodo considerato, espressa in ore equivalenti di picco heq (cioè in ore di funzionamento dell’impianto alla sua potenza di picco) è dato dalla formula:

 

s

 

PV INV

eq

t h t K

h        

dove:

K è un coefficiente, minore di 1, che tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione sulla superficie frontale dei moduli e della polluzione della superficie di captazione; valori tipici per K sono compresi tra 0,90 e 0,98, nel caso di impianti non soggetti a rilevanti ombreggiamenti sistematici;

ηPV è il rendimento del generatore fotovoltaico a valle del processo di conversione dei singoli moduli per effetto delle perdite termiche, ottiche, resistive, caduta sui diodi, dispersione delle caratteristiche dei moduli (mismatch); valori tipici di ηpv sono compresi tra 0,85 e 0,90;

ηINV è il rendimento dell’inverter per effetti resistivi, di commutazione, magnetici, di alimentazione circuiti di controllo; un valore tipico di ηINV è 0,90.

La produzione di energia elettrica attesa dell’impianto in un dato periodo Δt (giorno, mese o anno), espressa in kWh, è quindi:

  t P h   t E

p

 

nom

eq

dove Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico [kW].

La radiazione solare che investe una superficie comunque inclinata può essere scissa in tre componenti:

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File: CEE1143_03.DOC pag.3

componente diretta, cioè la radiazione proveniente dal sole che investe direttamente la superficie;

componente diffusa, cioè la frazione della radiazione proveniente dal sole che viene diffusa nella volta celeste e che investe la superficie piana;

componente di albedo, cioè la frazione della radiazione solare che investe la superficie piana perché riflessa dal suolo e da oggetti prospicienti alla superficie stessa.

Nel caso dell’impianto oggetto della presente relazione la radiazione solare globale annua sulla superficie piana inclinata (anno convenzionale di 365,25 giorni) è stata calcolata in base alle indicazioni riportate nella Norma UNI 10349. In tale norma sono riportati i dati standardizzati di radiazione solare per i 101 capoluoghi di provincia. In particolare, vi si trovano le medie giornaliere mensili di radiazione solare diretta e di radiazione solare diffusa rapportate al piano orizzontale. La componente di albedo può essere ragionevolmente stimata sulla base dei valori assunti dalle altre due componenti.

Naturalmente i dati così ottenuti vanno opportunamente corretti tenendo conto dell’effettiva inclinazione della superficie piana.

Il metodo di calcolo sopradescritto è stato implementato dal software SOLERGO, versione 7.2.4.0 e di seguito sono riportate le conclusioni del calcolo.

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File: CEE1143_03.DOC pag.4

Radiazione globale annua sulla superficie inclinata a 30°

Calcolo della radiazione globale annua su superficie inclinata secondo la Norma UNI 10349

Calcolo della radiazione solare globale giornaliera media annua su superficie inclinata

Dati di input:

Coordinate della località:

- latitudine: 37°9’40”N - longitudine: 14°44’55”E - inclinazione superficie: 30°

Metodo per il calcolo della radiazione globale: Norma UNI 10349 implementato con il software SOLERGO versione 7.2.4.0

Valore medio di albedo stimato in relazione al luogo: 20%

Radiazione media giornaliera [kWh/g]

Mese Radiazione diretta Radiazione diffusa Albedo TOTALE

Gennaio 2,778 0,877 0,033 3,689

Febbraio 3,157 1,14 0,044 4,341

Marzo 4,112 1,422 0,064 5,598

Aprile 4,415 1,682 0,08 6,177

Maggio 4,714 1,817 0,095 6,626

Giugno 4,587 1,924 0,099 6,609

Luglio 4,894 1,789 0,099 6,783

Agosto 5,213 1,55 0,092 6,854

Settembre 4,873 1,353 0,075 6,3

Ottobre 4,407 1,066 0,057 5,53

Novembre 3,613 0,854 0,041 4,508

Dicembre 2,292 0,825 0,028 3,146

MEDIA 5,51

Radiazione media giornaliera in “ore equivalenti solari” (h) 5,51

Anno convenzionale (giorni) 365,25

Radiazione globale annua sulla superficie inclinata (anno convenzionale di 365,25 giorni):

hs(Δt) = 2.012,53 h Pertanto:

h

s

(Δt) = 2.012,53 h

Per la stima dell’energia elettrica attesa dall’impianto occorre considerare le perdite legate ai vari componenti dell’impianto fotovoltaico. Tali perdite vengono riassunte nei seguenti tre fattori:

K: è un coefficiente, minore di 1, che tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione sulla superficie frontale dei moduli e della polluzione della superficie di captazione; valori tipici per K sono compresi tra 0,90 e 0,98, nel caso di impianti non soggetti a rilevanti ombreggiamenti sistematici;

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File: CEE1143_03.DOC pag.5

 ηPV: è il rendimento del generatore fotovoltaico a valle del processo di conversione dei singoli moduli per effetto delle perdite termiche, ottiche, resistite, caduta sui diodi, dispersione delle caratteristiche dei moduli (mismatch); valori tipici di ηPV sono compresi tra 0,85 e 0,90;

 ηINV: è il rendimento dell’inverter per effetti resistivi, di commutazione, magnetici, di alimentazione dei circuiti di controllo; un valore tipico di ηINV è 0,90.

 Per l’impianto in oggetto sono stati assunti i seguenti valori per i fattori sopramenzionati:

 K = 0,98 (non è previsto alcun ombreggiamento);

 ηPV = 0,90;

 ηINV = 0,90;

La produzione elettrica attesa, espressa in ore equivalenti di picco heq(Δt), è data dall’espressione

  t h   t K h

h

eq

 

s

   

PV

 

INV

 2 . 012 , 53  0 , 98  0 , 90  0 , 90  1 . 597 , 55

La produzione elettrica attesa Ep(Δt) da un impianto con potenza nominale di 250 MW alla connessione è la seguente

  t P h   t kWh

E

p

 

nom

eq

  250 . 000  1 . 597 , 55  399 . 387 . 50

Ottobre 2019

I progettisti

IngG. Luciano e Igor Giuffrida

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