1

IMPIANTI FOTOVOLTAICI

1 Introduzione

La tecnologia fotovoltaica si basa sulla conversione diretta dell’energia irradiata dal Sole, generata

dalle reazioni di fusione nucleare che avvengono al suo interno, in energia elettrica.

Dell’energia irradiata dal Sole, verso lo spazio, giunge sugli strati più esterni dell’atmosfera

terrestre una potenza pari a circa 1367 W/m2. Di questa potenza solamente una parte, per via dei

fenomeni di assorbimento e diffusione, a cui la radiazione solare è soggetta nell’attraversamento

degli strati dell’atmosfera, giunge al suolo.

La potenza solare che effettivamente giunge al suolo è quindi funzione della latitudine e quindi

dello spessore di atmosfera che la radiazione solare si trova a dover attraversare.

Nelle norme, così come nella pratica impiantistica di progettazione, il valore di massima radiazione

al suolo viene assunto pari a 1000 W/m2.

1.1 Effetto fotovoltaico

Quando la radiazione solare investe un qualsivoglia materiale cede energia agli elettroni più esterni

degli atomi, che lo costituiscono, se tale energia è sufficiente, l'elettrone (portatore di carica

negativa) risulta libero di allontanarsi dall'atomo di origine, dando luogo alla formazione di una

lacuna (portatore di carica positiva).

Si rendono pertanto disponibili portatori di carica, che possono essere sfruttati per generare una

corrente. Al fine di generare tale corrente è necessario creare un campo elettrico interno al materiale

e ciò è ottenuto stabilendo un eccesso di atomi caricati negativamente (anioni) in una parte del

semiconduttore e un eccesso di atomi caricati positivamente (cationi) nell’altro.

Tali eccessi di cariche positive e negative all’interno del semiconduttore sono ottenuti attraverso un

processo detto di drogaggio. Il processo di drogaggio è ottenuto inserendo all’interno della struttura

cristallina del semiconduttore degli atomi del terzo gruppo, come ad esempio il boro (B), e del

quinto gruppo, quale ad esempio il fosforo (P), per ottenere rispettivamente una struttura di tipo

p (con un eccesso di lacune, aventi carica positiva, da cui la dizione “tipo p”) e una di tipo n (con

un eccesso di elettroni, aventi carica negativa, da cui la dizione “tipo n”).

Nel caso del Silicio, essendo questo un semiconduttore avente quattro elettroni di valenza, il

drogaggio con un elemento del terzo gruppo, quale il boro, che ha pertanto tre elettroni di valenza,

non permette la chiusura dell’ottetto, dando luogo quindi alla formazione di una lacuna, portatore

di carica positiva.

Mentre il drogaggio con un elemento del quinto gruppo, quale il fosforo, che ha cinque elettroni di

valenza, di cui quattro concorrono alla chiusura dell’ottetto, mentre il quinto resta libero di spostarsi

all’interno del reticolo cristallino del semiconduttore fungendo da portatore di carica negativa.

2

Figura 1: struttura cristallina del

Silicio. Figura 2: Silicio drogato con boro.

Figura 3: Silicio drogato con

fosforo.

Va sottolineato che il materiale risulta essere globalmente neutro, dato che il drogaggio viene

realizzato con atomi neutri (non ioni), quello che cambia è l'eccesso di elettroni nei legami

covalenti, da una parte, e il difetto degli stessi dall'altra.

Quindi sia la struttura di tipo p che quella di tipo n sono neutre.

Lo strato drogato tipo n, presenta una carica negativa debolmente legata, costituita da un elettrone

in eccesso per ogni atomo drogante. Nello stesso modo, nello strato drogato di tipo p, si ottiene un

eccesso di carica positiva, data dalle lacune degli atomi droganti. Se si congiungono due

semiconduttori, uno di tipo p e uno di tipo n, si ottiene, in corrispondenza della zona di contatto, una

zona di separazione detta giunzione p-n (Figura 4).

Mettendo a contatto i due materiali così ottenuti, si viene a verificare un flusso di diffusione di

elettroni dalla zona n alla zona p e di lacune in direzione opposta (gli elettroni e le lacune si

spostano fino al raggiungimento dell'equilibrio elettrostatico, che determina un eccesso di carica

positiva nella zona n, un eccesso di elettroni nella zona p e una regione intermedia detta regione di

svuotamento. Il risultato è un campo elettrico interno al dispositivo che si estende a cavallo della

regione di svuotamento, generalmente spessa pochi micrometri.

Figura 4: rappresentazione schematica della giunzione p-n.

Quando la giunzione p-n è investita dalla parte del silicio tipo n da un flusso luminoso questo cede

energia agli atomi di Silicio portando alcuni elettroni dalla banda di valenza a quella di conduzioni,

Si

Si

Si Si Si

Elettroni di valenza

ZONA P ZONA N

REGIONE DI SVUOTAMENTO

E0

Si

Si

B Si Si

lacuna

Elettroni di valenza

Elettrone di conduzione

Si

Si

P Si Si

Elettroni di valenza

3

liberando quindi, sia sul lato n che su quello p della coppie elettrone / lacuna, libere a questo punto

di muoversi all’interno del semiconduttore. Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati

dall’assorbimento della luce dalle rispettive lacune, spingendoli in direzioni opposte, gli elettroni

verso la zona n e le lacune verso la zona p. Una volta attraversato il campo, gli elettroni liberi non

tornano più indietro, perché il campo, agendo come un diodo, impedisce loro di invertire la marcia.

Quindi, se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di

elettroni che parte dallo strato n, a potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore. Fino

a quando la cella resta esposta alla luce, l'elettricità fluisce con regolarità sotto forma di corrente

continua.

1.1.1 Efficienza di conversione

L’energia trasportata dal flusso luminoso è pari a:

E = h*υ

dove h è la costante di Plank e υ è la frequenza, che è pari al reciproco della lunghezza d’onda della

radiazione luminosa.

υ = 1/λ

Nel caso del Silicio l’energia necessaria a liberare una coppia elettrone / lacuna è pari all’energia

associata ad un flusso luminoso avente una lunghezza d’onda al massima pari a

λ max = 1,15 mm

infatti al crescere di λ diminuisce l’energia trasportata.

4

Pertanto quella parte di radiazione luminosa, pari a circa il 25%, che ha una lunghezza d’onda

superiore a λ max non sarà in grado di liberare coppie elettrone / lacuna e quindi non potrà essere

convertita in energia elettrica, inoltre la restante parte, avente una lunghezza d’onda minore di λ max,

trasporta una quantità di energia superiore a quanto necessario alla liberazione della coppia

elettrone / lacuna, energia che pertanto non potrà essere convertita in energia elettrica ma verrà

persa sotto forma di calore.

Colore Lunghezza d’onda

Rosso 0,700 0,645 mm

Arancione 0,645 0,585 mm

Giallo 0,585 0,575 mm

Verde 0,575 0,490 mm

Azzurro 0,490 0,455 mm

Indaco 0,455 0,425 mm

Violetto 0,425 0,380 mm

In totale solamente il 44% dell’energia incidente sul pannello fotovoltaico ha la lunghezza d’onda

giusta per liberare l’elettrone di valenza, facendolo saltare a elettrone do conduzione. Quindi anche

realizzando un pannello ideale questo non potrà mai avere un rendimento superiore al 44%.

Fattori che contribuiscono a ridurre il rendimento di conversione al disotto del valore ideale del

44% sono:

la riflessione, non tutti i fotoni che incidono sulla cella penetrano al suo interno, dato che in

parte vengono riflessi dalla superficie della cella e in parte incidono sulla griglia metallica

dei contatti;

ricombinazione, non tutte le coppie elettrone-lacuna generate vengono raccolte dal campo

elettrico di giunzione e inviate al carico esterno, dato che nel percorso dal punto di

generazione verso la giunzione possono incontrare cariche di segno opposto e quindi

ricombinarsi;

resistenze parassite, le cariche generate e raccolte nella zona di svuotamento devono essere

inviate all'esterno tramite contatti metallici posti sul fronte e sul retro della cella. Anche se

durante la fabbricazione viene effettuato un processo di lega tra silicio e alluminio dei

contatti, resta una certa resistenza all'interfaccia, che provoca una dissipazione che riduce la

potenza trasferita al carico.

5

1.1.2 Corrente e tensione di cella

La cella è l’unità costitutiva il pannello fotovoltaico. Ogni cella colpita dalla radiazione solare

genera una densità di corrente dell’ordine delle decine di milliampere per cm2 determinando un

potenziale di 0,5 ÷ 1 V.

I moduli fotovoltaici in silicio cristallino sono realizzati collegando in serie, normalmente, 28, 36,

64 o 72 celle. Le celle sono collegate in serie tra loro al fine di ottenere la tensione di modulo

voluta, pari solitamente a 12 V in condizioni standard.

Tipo di cella Area [cm2] VOC ISC Efficienza di cella [%]

Silicio monocristallino 4,0 0,706 42,2 24,7

Silicio policristallino 1,1 0,654 38,1 19,8

Silicio amorfo 1,0 0,887 19,4 12,7

CuInGaSe2 (CIGS) 1,0 0,669 35,7 18,4

CdTe 1,1 0,848 25,9 16,4 Tabella 1: area, tensione a vuoto, corrente di corto circuito e efficienza di cella.

1.2 Struttura di un impianto fotovoltaico

Gli impianti fotovoltaici possono essere suddivisi in due macrofamiglie:

gli impianti in isola (stand-alone);

gli impianti in rete (grid-connected).

I principali elementi che costituiscono un impianto fotovoltaico sono:

i pannelli fotovoltaici;

le stringhe;

i quadri di capo;

gli inverter;

i trasformatori.

A seconda del tipo di impianto fotovoltaico, della sua taglio e dell’uso che si fa dell’energia

prodotta alcuni degli elementi sopra riportati potrà essere presente nella struttura dell’impianto o

meno e potranno esservi ulteriori componenti.

1.2.1 Impianti isolati

Gli impianti isolati (stand-alone) sono impiegati la dove l’utenza presenta carichi elettrici di piccola

potenza in servizio isolato dalla rete, quali ad esempio l’alimentazione di piccoli ripetitori telefonici

e radio, rifugi alpini, ecc..

Negli impianti stand-alone l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico deve essere

accumulata in batterie, per poter essere impiegata nelle ore a bassa o nulla produzione elettrica,

quali ad esempio la notte.

6

1.2.2 Impianti connessi in rete

Gli impianti connessi in rete (grid-connected) sono impianti in grado di cedere l’energia prodotta

alla rete elettrica. Pertanto non richiedono l’accumulo di energia

1.2.3 Pannelli fotovoltaici

La maggior parte delle celle fotovoltaiche attualmente in commercio sono realizzate tramite

semiconduttori in silicio.

Le principali tipologie di celle fotovoltaiche sono:

celle in silicio monocristallino;

celle in silicio policristallino;

celle a film sottile.

Celle in silicio monocristallino

Le celle in silicio monocristallino (Figura 5) sono realizzate a partire da cristalli di silicio ad elevato

grado di purezza, che vengo prima fusi e poi fatti solidificare in modo da ottenere un lingotto di

forma cilindrica costituito da un monocristallo, avente un diametro compreso tra i 13 e i 20 cm e

un’altezza di circa 200 cm. Il cristallo viene successivamente tagliato a fette sottili dello spessore di

250 ÷ 350 μm, dette celle, che andranno a costituire i moduli o pannelli fotovoltaici, ottenuti

collegando tra loro più celle.

I pannelli fotovoltaici monocristallini presentano rendimenti tipici minori o uguali al 16%.

Figura 5

Celle in silicio policristallino

Le celle in silicio policristallino (Figura 6) hanno costi minori delle monocristalline e sono

tipicamente ottenute per fusione degli scarti del processo industriale di produzione dei moduli

monocristallini.

I pannelli fotovoltaici policristallini presentano rendimenti tipici minori o uguali al 14%.

Figura 6

7

Celle a film sottile

Le celle a film sottile (Figura 7 e Figura 8) sono composte da strati di materiale semiconduttore

(non sempre è presente il silicio), quali silicio amorfo, telloruro di cadmio, solfuro di cadmio, ecc.,

depositati generalmente come miscela di gas su supporti a basso costo (vetro, polimeri, alluminio)

che danno consistenza fisica alla miscela.

I pannelli fotovoltaici a film sottile presentano rendimenti tipici dell’ordine del 5 ÷ 8%.

Figura 7

Figura 8

Calcolo del rendimento di pannello

Si definiscono condizioni standard (STC – standard test condition) per l’effettuazione dei test di

laboratorio sui pannelli al fine di definirne l’efficienza:

irraggiamento 1000 W/m2;

temperatura del modulo 25°C.

Tra i principali dati riportati nella scheda tecnica di un pannello fotovoltaico vi sono:

la potenza nominale del pannello;

le dimensioni del pannello.

Si definisce rendimento di pannello il rapporto tra la potenza in watt e la superficie del pannello in

m2.

Ad esempio un pannello da 220 W, avente le seguenti dimensioni:

altezza 1644 mm;

larghezza 992 mm;

profondità 46 mm;

avrà un rendimento di pannello pari a:

2 2 2

220134,89 0,13489

sup (1,644 0,992)

potenza W W kW

erficie m m m

si dice, anche se impropriamente essendo il risultato ottenuto non un vero rendimento, il quale

dovrebbe essere dimensionale, che il modulo ha un rendimento del 14,45%.

Ciò deriva dal fatto che se si divide il risultato ottenuto con un valore d’irraggiamento di

riferimento, quale ad 1000 W/m2 si ottiene la percentuale di conversione della potenza solare in

potenza elettrica, cioè un rendimento.

8

2

2

134,89

0,13489 13,49%

1.000

W

mW

m

Il pannello in condizioni standard genererà quindi una potenza di 220 W, pari a un rendimento di

conversione dell’energia solare in energia elettrica del 13,49%.

In presenza di un valore di irraggiamento superiore o inferiore ai 1.000 W/m2, e al variare della

percentuale di luce diretta e diffusa, di temperature di pannello superiori o inferiori a 25°C e di un

angolo di incidenza della radiazione solare superiore o inferiore ai 90° la potenza generata dal

pannello potrà essere maggiore o minore di 220 W.

Radiazione diretta e diffusa

La luce che investe il pannello fotovoltaico si divide in irraggiamento:

diretto;

diffuso;

albedo (emissioni elettromagnetiche dei corpi circostanti).

La componente di luce diffusa in presenza di celo nuvoloso o nebbia può essere anche

maggioritaria.

Figura 9: irraggiamento diretto, diffuso e albedo.

9

Figura 10: composizione dell'irraggiamento.

Le diverse tecnologie di pannelli fotovoltaico hanno una capacità più o meno spinta di percepire la

radiazione diffusa. I pannelli in silicio monocristallino sono quelli con minor capacità di

conversione della componente diffusa, i policristallino presentano prestazioni migliori in tal senso e

i film sottili sono quelli più idonei all’installazione in presenza di una rilevante componente di luce

diffusa.

Nel nord Italia, dove per la presenza di frequenti annuvolamenti o di nebbia i pannelli policristallini

risultano più adatti all’impiego dei monocristallini.

In generale, nel caso di installazione su superfici orientate a nord o a sud \ est o sud \ ovest con forte

scostamento da sud, e quindi scarso irraggiamento diretta e conseguente elevata rilevante

importanza della componente diffusa, l’uso di pannelli a film sottile permette di avere producibilità

pari a quelle di un pannello in silicio cristallino perfettamente orientato a sud.

Confronto tra pannelli monocristallini, policristallini e amorfi

Si monocrstallino Si policrstallino Si amorfo

η cella 14% – 20% 12% - 15% 5% – 10%

Vantaggi Rendimento

elevato e stabile.

Tecnologia

affidabile.

Minor costo.

Tecnologia

affidabile.

Minori costi.

Buon rendimento in presenza di basso

irraggiamento e alte temperature.

Possibilità d’impiego su supporti flessibili.

Svantaggi Elevato costo. Minor

rendimento.

Elevata necessità di spazi a causa del basso

rendimento. Tabella 2: confronto tra pannelli monocristallini, policristallini e amorfi.

1.2.4 Stringhe

Ogni pannello fotovoltaico è costituito da un certo numero di celle, solitamente 36 o 72, ogni cella

ha ai suoi capi una tensione dell’ordine dei 0,5 – 0,6 V.

Un modulo presenta quindi una tensione hai suoi capi dell’ordine, tipicamente, di 35 V e una

corrente massima di qualche amper (es.: 5 A).

Al fine di ottenere la potenza elettrica desiderata, che è data dal prodotto della tensione per la

corrente

IVWPel *][

10

Si collegano più pannelli tra loro in serie, a formare delle stringhe. La tensione ai capi di n pannelli

posti in serie è pari alla somma delle tensioni a capi di ogni pannello.

i

n

i

stringa VvoltV1

][

La scelta del valore della tensione generata si basa su considerazioni di ingegneria elettrica relative

ad aspetti di sicurezza ed efficienza del sistema, che vanno oltre gli obiettivi di questo corso.

In generale i sistemi fotovoltaici per l’alimentazione di utenze isolate hanno tensioni nominali in

corrente continua piuttosto standardizzate (12, 24, 48, 110 V), in quanto i carichi utilizzati sul

mercato (lampade, frigoriferi, televisori, pompe, ecc.) sono disponibili in queste tensioni.

Diverso è il discorso per gli impianti fotovoltaici collegati in rete. La rete di distribuzione in media

tensione è a 15.000 V. La tensione, per poter immettere l’energia prodotta, dall’impianto

fotovoltaico, in rete dovrà quindi essere innalzata dal valore a cui è generata al valore di 15.000 V

(paragrafo 1.2.7).

In generale tanto maggiore sarà la potenza installata, tanto maggiore dovrà essere la tensione

installata, così che a parità di potenza si avrà una minor corrente e quindi minori perdite di energia

per effetto joule lungo i cavi di distribuzione e minori perdite di conversione da continua ad

alternata.

Valori tipici di tensione per gli impianti connessi in rete sono:

dal centinaio di volt per gli impianti di piccola taglia;

300 – 400 volt per gli impianti di taglia maggiore.

La potenza ai capi di una singola stringa sarà pari alla corrente di stringa, pari alla corrente di

singolo modulo, per la tensione di stringa.

Figura 11: collegamento in serie.

Definita la potenza nominale desiderata, ne deriva il numero di moduli da installare.

Gli inverter hanno un range ottimale di tensioni in ingresso, per ottenere tale valore di tensione si

mettono più moduli in serie, a costituire una stringa, ottenendo così un certo numero di stringhe che

collegherò tra loro in parallelo a dare la potenza nominale d’impianto desiderata, tramite l’impiego

di quadri di campo.

Ad esempio si considerino 10 pannelli collegati in serie aventi una potenza nominale di 200 W

l’uno, collegandoli in serie si ottiene una potenza ai capi della stringa di 2.000 W.

1.2.5 Quadri di campo

Al fine di ottenere una potenza ancora maggiore la stringhe sono collegate tra loro in parallelo

tramite dei quadri di campo.

I quadri di campo sono provvisti di un sezionatore, solitamente manuale, per togliere tensione lungo

la linea che va dal quadro di campo all’inverter.

I cavi in corrente continua, posti a monte dei quadri di campo, e le stringhe, a cui sono collegati,

rimangono invece comunque in tensione.

11

Ponendo n stringhe in parallelo si ottiene una potenza pari alla somma delle potenze delle singole

stringhe.

i

n

i

PWP1

][

A B

I1

I2

I3

1 2 3 1 2 3 1 2 3[ ] ( )AB tot AB AB AB ABP W V I V I I I V I V I V I P P P

Al fine di ottenere un buon bilanciamento del sistema le stringhe sono progettate, in termini di

numero, tipologia e orientamento dei moduli, per avere tutte circa la stessa potenza.

Analogamente a quanto visto per le stringhe si supponga di collegare in parallelo 10 stringhe da

2.000 W l’una, quello che si ottiene è un sistema avente una potenza di 20 kW.

1.2.6 Inverter

I pannelli fotovoltaici generano corrente continua. La maggior parte

delle apparecchiature elettromeccaniche funziona con corrente

alternata, così come la rete di distribuzione in media e alta tensione

è in alternata. Vi sono delle reti di distribuzione in altissima

tensione in continua ma sono la minoranza.

L’inverter (Figura 12) è un dispositivo la cui funzione è convertire

la corrente da continua ad alternata.

Per piccoli impianti è possibile adottare inverter da esterni, ovvero

inverte provvisti di certificazione per l’installazione in ambiente

esterno, in grado pertanto di sopportare gli agenti atmosferici.

E’ in ogni caso opportuno proteggere tali dispositivi

dall’irraggiamento solare diretto, per evitare che d’estate si

surriscaldino, con conseguente perdita di efficienza di conversione.

Per fare ciò è sufficiente installarli a ridosso di un cornicione del

tetto o di una parete, che li protegga almeno in parte dalle

intemperie e realizzare sul posto una piccola tettoia

protettiva. Evitare in ogni caso di installarli in ambienti

Figura 12: inverter aurora da 330 kW

(non installabile in esterno).

12

dove d’estate si possono raggiungere temperature troppo elevate. Ad esempio quando il tetto su cui

si stanno installando i moduli è realizzato in lamiera, anche qualora al di sotto di questo vi fosse

disponibile uno spazio chiuso, quindi protetto dal sole e dalla pioggia, ricordarsi che in simili spazi

destate si raggiungono con facilità i 50°C, tali volumi non sono quindi inidonei a ospitare gli

inverter.

Gli inverter per applicazioni grid-connected hanno lo scopo primario di permettere una conversione

della corrente da cc \ ca la più efficiente possibile e sono pertanto provvisti di un dispositivo di

inseguimento del punto di massima potenza (MPPT- Maximum Power Point Tracker).

Il dispositivo MPPT ha lo scopo di individuare istante per istante il punto sulla curva caratteristica

(I;V) (Figura 13) dei moduli fotovoltaici che massimizza la potenza generata.

Al variare della radiazione solare varia la curva I-V del pannello, l’inverter regola la corrente delle

stringhe ad esso collegato così da modificarne i valori di I e V al fine di massimizzare la potenza

generata.

Figura 13: curva I-V per celle fotovoltaiche e sistema MPPT.

1.2.7 Trasformatore

Compito del trasformatore è innalzare la tensione dal valore di uscita dagli inverter al valore di rete.

Abbiamo visto che negli impianti grid-connected l’energia elettrica è generata con valori di tensione

nell’ordine dei 300 – 400 V.

Nel caso di allacciamento alla rete elettrica in media tensione (vedasi paragrafo 1.2.10) la tensione

dovrà essere innalzata a 15.000 V.

Esistono due macrofamiglie di trasformatori:

trasformatori in resina;

trasformatori ad olio.

Entrare nel merito delle differenze tra i due dispositivi e sull’opportunità di impiego dell’uno

piuttosto che dell’altro prescinde dagli obiettivi del presente corso.

I trasformatori standard sono progettati per innalzare la tensione dai 380 V ai 15.000 V. Se il

sistema fotovoltaico produce corrente a tensione inferiore ai 380 V, che indicheremo con V1, con

V1 < 380 V, è necessario o prevedere l’installazione di uno o più trasformatori che innalzino la

tensione da V1 fino a 380 V, prima del trasformatore 380 / 15.000 V, o adottare un trasformatore

speciale a / 15.000 V.

Esistono inverter provvisti di trasformatori integrati per l’innalzamento della tensione dai valori di

campo a 380 V.

13

Il vantaggio di adottare una soluzione con trasformatori associati agli inverter per l’innalzamento

della tensione a 380 V è di poter utilizzare un trasformatore finale 380 / 15.000 V che essendo

standard è di facile e rapide reperibilità sul mercato al contrario di un trasformatore speciale a /

15.000 V.

Svantaggio di una simile soluzione sono le maggiori perdite di conversione. I piccoli trasformatori,

per l’innalzamento della tensione a 380 V, hanno rendimenti di conversione minori dei

trasformatori per l’innalzamento a 15.000 V, con perdite aggiuntive dell’ordine dei 2 – 3 punti

percentuali della produzione.

Figura 14: trasformatore 400 \ 15.000 V.

1.2.8 Punto di consegna

Il punto di consegna è fisicamente una sala all’interno della quale si trova la quadristica elettrica

dove arrivano i cavi elettrici che portano l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico e

ripartono i cavi elettrici della rete pubblica.

1.2.9 Perdite del sistema

Il rendimento dei pannelli fotovoltaici, che nelle migliori delle ipotesi si aggira intorno al 16% non

è il rendimento dell’impianto fotovoltaico. Una volta prodotta la corrente in continuo, ai capi delle

stringhe, questa andrà ceduta in rete, per gli impianti grid-connected, la corrente dovrà quindi

percorrere un tragitto lungo il quale si avranno le seguenti perdite:

perdite distribuite lungo i cavi di continua dai moduli fino agli inverter (i cavi in continua

sono soggetti a perdite maggiori di trasporto dei cavi in alternata);

14

perdite concentrate di conversione da cc /ca;

perdite concentrate di trasformazione per l’innalzamento della tensione dalla tensione di

campo a 380 V;

perdite distribuite lungo i cavi di alternata che collegano gli inverter alla sala quadri di BT e

al trasformatore;

perdite concentrate di trasformazione per l’innalzamento della tensione da 380 / 15.000 V,

solo nel caso in cui l’allacciamento alla rete pubblica non possa avvenire in BT;

perdite distribuite sulla linea di MT che va dal trasformatore al punto di consegna alla rete

pubblica;

perdite per minori per minor rendimento di pannello dovuto all’innalzamento della

temperatura del modulo.

1.2.10 Allacciamento alla rete di distribuzione

L’allacciamento di impianti di generazione elettrica alla rete di distribuzione dell’energia è

regolamentata dalla norma CEI 11-20 IV, agosto 2000, e dalla CEI 11-32.

La prima fa riferimento all’allacciamento a reti di BT e MT e la seconda tratta il caso

dell’allacciamento alla rete di alta tensione (AT – 130.000 V). Recentemente è stata emessa una

variante della CEI 11-20 denominata V1 che tiene conto delle specificità degli impianti fotovoltaici.

Potenza impianto Allacciamento BT Allacciamento MT

< 100 kW X

> 100 kW e < 6.000 kW X Tabella 3: modalità di allacciamento alla rete di distribuzione.

Le norme CEI 11-20 e la variante V1 prescrivono alcuni dispositivi di protezione che devono

intervenire nel caso di guasto o mal funzionamento della rete di distribuzione alla quale l’impianto

fotovoltaico è collegato.

Tali dispositivi sono:

dispositivo generale;

dispositivo d’interfaccia;

dispositivo di generatore.

15

Figura 15: dispositivi richiesti per l'allacciamento di un impianto fotovoltaico alla rete di distribuzione.

Dispositivo generale e dispositivo di generatore

Si tratta di un dispositivo automatico posto tra il punto di consegna e il trasformatore, all’interno del

quadro di MT. Il suo scopo è, in caso di malfunzionamento della rete pubblica o dell’impianto,

inclusa la necessità di togliere corrente a questo per interventi di manutenzione, sganciare

l’impianto dalla rete pubblica, togliendo tensione al trasformatore sul lato di MT. Il trasformatore

sarà comunque ancora in tensione essendo collegato ai quadri di BT. In ragione di ciò insieme al

dispositivo generale dovrà azionarsi il dispositivo d’interfaccia (vedasi paragrafo seguente).

Nel caso d’impianti elettrici tradizionali, quali ad esempio una centrale a turbogas una volta spenta

la turbina l’impianto non produce più energia elettrica, ma è comunque in tensione essendo

collegato fisicamente alla rete pubblica che a sua volta è in tensione.

Attivando l’interruttore generale si sgancia l’impianto, interrompendo fisicamente il collegamento

dalla rete pubblica e questo non è più in tensione. Ciò rende possibile effettuare interventi

manutentivi in sicurezza, su quelle parti dell’impianto usualmente in tensione.

Nel caso d’impianti fotovoltaici, non essendo possibile spegnere il sole, sganciando l’interruttore

generale si evita che l’impianto sia posto in tensione dalla rete pubblica, ma questo, resta comunque

in tensione essendo i pannelli esposti al sole.

Alternativamente il dispositivo generale può anche essere installato sul quadro di BT, con il

compito di sezionare l’impianto tra il trasformatore e il quadro di BT.

16

Dispositivo e protezione d’interfaccia

Quasi tutti gli inverter sono provvisti di protezione e dispositivo d’interfaccia, le quali consentono il

sezionamento dell’impianto scollegando l’inverter dalla rete di BT, sezionando quindi la parte

d’impianto a monte dell’inverter (inverter e pannelli) da quanto vi è a valle (cavi in ca, quadristica

di BT, trasformatore e linea di MT). Il dispositivo d’interfaccia è un interruttore, che è comandato

dalla protezione d’interfaccia, il quale è un dispositivo costituito da relè di frequenza e di tensione:

minima frequenza;

massima frequenza;

minima tensione;

massima tensione.

La protezione d’interfaccia interviene in caso di sovraccarico o cortocircuito sulla rete Enel o del

distributore locale, o mancata alimentazione da parte della rete di distribuzione

Poiché spesso capita che siano collegati in parallelo più inverter al fine di raggiungere la potenza

voluta la normativa CEI 11-20 V1 prevede che per un numero di inverter massimo di tre e per

potenze minori di 20 kW siano sufficienti i dispositivi d’interfaccia presenti sui singoli inverter, in

caso contrario è necessario installare un dispositivo / protezione d’interfaccia esterno e comune a

tutti gli inverter posti a valle di questi, cioè tra questi e il dispositivo generale.

Il dispositivo di generatore, dove con generatore s’intende l’inverter stesso, interviene invece in

caso di guasti interni all’inverter, staccandolo dal resto dell’impianto.

Anche in caso di intervento del dispositivo d’interfaccia resta comunque in tensione la parte

d’impianto a valle dell’inverter, la quale rimarrà sempre almeno parzialmente in tensione. I quadri

di campo sono, a loro volta, provvisti di sezionatori manuali, che permettono di togliere tensione tra

i quadri di campo e l’inverter, ma anche così resta in tensione la parte dell’impianto che va dai

pannelli, via cavi in continua, ai quadri di campo, con i conseguenti rischi in caso di interventi

manutentivi o eccezionali, quale ad esempio un intervento dei vigili del fuoco in caso d’incendio.

17

Figura 16: schema di connessione alla rete in BT con dispositivo di interfaccia integrato nell'inverter.

Figura 17: schema di connessione alla rete di BT con dispositivo / protezione d'interfaccia unico per più inverter.

Dispositivo generale e dispositivo d’interfaccia integrati

Il dispositivo generale e quello d’interfaccia possono coincidere in un unico dispositivo, comandato

dalla protezione d’interfaccia.

18

In Figura 18 il dispositivo generale e quello d’interfaccia coincidono in un unico dispositivo posto

nel quadro di sinistra. Tra il quadro di sinistra e quello di destra si trova la barra di collegamento

alla linea di BT (Figura 19). Mentre nel quadro di destra si trova la protezione d’interfaccia con

sotto di essa le protezioni di linea, il cui compito e sezionare le linee elettriche di ca dei singoli

inverter così da permettere interventi manutentivi su di essi, presi singolarmente, senza dover

sezionare l’intero impianto.

Figura 18: quadro di BT.

BARRA DI BT

PROTEZIONI DI LINEA

DISPOSITIVO GENERALE E

DI INTERFACCIA CON DI

FRONTE IL MOTORE DI

TRASCINAMENTO

PROTEZIONE DI

INTERFACCIA

19

Figura 19: vista lato sinistro quadro BT.

BARRA DI BT

MOTORINO DI TRASCINAMENTO

DISPOSITIVO GENERALE E

D’INTERFACCIA

20

1.3 Dimensionamento di un impianto fotovoltaico

Nel dimensionamento di massima di un impianto fotovoltaico si deve tenere conto di due aspetti:

la superficie utile disponibile, dalla quale dipende la potenza massima installabile;

il fabbisogno elettrico dell’utente, almeno che l’obiettivo non sia di cedere tutta o buona

parte dell’energia prodotta in rete.

1.3.1 Potenza massima installabile

La potenza complessiva di picco dell’impianto, di prima approssimazione, è calcolata in base alle

superfici a disposizione, sulla base delle planimetrie dell’area interessata e di un sopralluogo

necessario ad individuare eventuali superfici non utilizzabili a causa di fenomeni di

ombreggiamento, ad esempio dovuti a palazzi vicini, alberi, impiantistica di servizio presente sui

tetti, ecc..

Superfici piane

Per superfici perfettamente piane la potenza massima installabile può essere calcolata, tenendo

conto degli ombreggiamenti tra file successive di pannelli, secondo la seguente legge

ingegneristica:

P (kWp) = AREA UTILE (m2) / (8*2.5) (m

2/kWp)

Superfici inclinate

Per superfici inclinate la potenza massima installabile può essere calcolata secondo la seguente

legge ingegneristica:

P (kWp) = AREA UTILE (m2) / 8 (m

2/kWp)

L’area utile è calcolata escludendo tutti quegli ostacoli che possono essere causa di

ombreggiamento o rendere difficoltoso l’accesso all’area in fase d’installazione, posa cavi e

manutenzione, quali:

cornici;

antenne;

impiantistica di servizio (tubazioni; lucernari, impianti di condizionamento, ecc..).

1.3.2 Producibilità

L’irraggiamento, quindi l’energia solare disponibile al suolo, è diverso a seconda della latitudine.

Tale valore non solo varia molto tra l’equatore e i poli ma varia in modo significativo anche tra il

Nord e il Sud Italia.

Le coordinate geografiche di riferimento utili per determinare l’irraggiamento medio annuo sono:

- latitudine;

- longitudine.

In Italia un impianto fotovoltaico con moduli orientati a sud con inclinazione (angolo di tilt, vedasi

paragrafo seguente) di 30° presenta valori di producibilità media annua netta molto diversi a

seconda della localizzazione.

21

Producibilità

Nord 1.000 – 1.200 kWh/kWp

Centro 1.100 – 1.300 kWh/kWp

Sud 1.300 – 1.500 kWh/kWp

I dati sull’irraggiamento sono reperibili sul sito:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=it&map=europe

dove è sufficiente inserire le coordinate (longitudine e latitudine) del sito dove si intende fare

l’impianto fotovoltaico per ottenere il valore dell’irraggiamento, nonché l’angolo di tilt ottimale.

Angolo di tilt e azimut

L’angolo di tilt è l’inclinazione del pannello rispetto all’asse orizzontale.

30°

Più l’angolo di incidenza della radiazione solare tende ad essere normale al pannello minore sarà la

componente riflessa e quindi maggiore la produzione del pannello.

Durante il giorno la posizione del sole varia in cielo, quindi a meno di non utilizzare pannelli ad

inseguimento, ovvero pannelli provvisti di un supporto mobile che li orienta costantemente nella

direzione del sole, è necessario installare i moduli con un inclinazione che ne massimizzi la

produzione.

Area geografica Angolo di tilt

Italia 30 – 35°

Bolzano 35°

Siracusa 30°

Polo Nord 90°

Equatore 0°

Si definisce angolo di azimut lo scostamento rispetto al sud. L’orientamento del pannello deve

essere il più possibile verso sud. Il sole sorge a est e tramonta a ovest, e per quasi tutto l’anno si

trova localizzato nell’emisfero sud, per paesi come il nostro che si trovano a nord dell’equatore.

Pertanto orientando i pannelli a sud si ha la loro massima esposizione al sole durante l’anno. Se i

pannelli dovessero essere installati con un orientamento non perfettamente sud – nord, tanto più

l’angolo di azimut dovesse essere grande e tanto minore sarà la producibilità del pannello.

22

ORIENTAMENTO INCLINAZIONE (orizzontale = 0° - verticale = 90°)

Sud = 0° e Est/Ovest = 90° 0° 15° 30° 45° 60° 75° 90°

0° 0,89 0,97 1 0,99 0,93 0,83 0,69

15° 0,89 0,96 1 0,98 0,93 0,83 0,69

30° 0,89 0,96 0,99 0,97 0,92 0,82 0,70

45° 0,89 0,94 0,97 0,95 0,90 0,81 0,70

60° 0,89 0,93 0,94 0,92 0,87 0,79 0,69

75° 0,89 0,91 0,91 0,88 0,83 0,76 0,66

90° 0,89 0,88 0,87 0,83 0,78 0,71 0,62 Tabella 4: energia solare al variare dell'orientamento e dell'inclinazione (dati orientativi) in Italia.

Dai dati in Tabella 4 si evince che installando i pannelli con un orientamento (angolo di azimut) di

90°, cioè in direzione est o ovest, complanari ad un tetto avente un inclinazione di 90° o su una

struttura di supporto a 90° (angolo di tilt) i kWh prodotti per kWp installato saranno il 62% di quelli

ottenibili installando il pannello in modo ottimale, si avrà quindi una perdita del 38% della

producibilità massima ottenibile installando i pannelli con orientameno a sud e inclinazione dei

moduli di 30°.

Ombreggiamento e diodi di by-pass

Se un pannello è parzialmente ombreggiato può essere soggetto o ha un calo di produzione o

all’annullamento completo della produzione, con conseguente riduzione o completa perdita di

produzione dell’intera stringa all’interno della quale il pannello è inserito.

Nella scelta e valutazione delle superfici su cui installare un impianto fotovoltaico si deve fare

quindi particolare attenzione alla presenza di elementi che possano proiettare un ombra sui moduli

durante le varie ore della giornata. Nel far ciò si deve considerare che:

di giorno il movimento del sole modifica la posizione delle ombre proiettate dagli oggetti

per terra facendo descrivere a queste un semicerchio;

al mattino e al tramonto le ombre sono più lunghe essendo il sole più basso in cielo.

In generale dato un oggetto avente un’altezza h eventuali pannelli che dovessero essere installati in

prossimità di questo andranno posti ad una distanza di almeno 3 volte h.

Gli stessi pannelli tendono a farsi ombra tra loro, se posti su strutture di supporto, non è quindi il

caso di pannelli posti complanari al tetto, in ragione di ciò ogni fila di pannelli dovrà essere

distanziata dalla fila precedente di una distanza pari a 3 volte l’altezza della fila precedente.

23

I diodi sono dei dispositivi che permettono alla corrente di attraversarli in una solo direzione. Ogni

modulo fotovoltaico in silicio cristallino è suddiviso in più zone ognuna provvista di un proprio

diodo di by-pass. Se una zona del modulo è soggetta a ombreggiamento le celle che la compongono

possono subire o una riduzione della producibilità o in caso di forte ombreggiamento possono

arrivare a bloccarsi, impedendo il passaggio della corrente. Un modulo è un sistema costituito da

più celle in serie, se una cella ha una riduzione della producibilità tutto il modulo è soggetto a una

proporzionale analoga riduzione, inoltre basta che una cella si blocchi per annullare la produzione

elettrica dell’intero modulo. Ogni diodo è posto in parallelo alla zona del pannello a cui è associato

e quindi tale zona del pannello e il diodo si comportano come se fossero due resistenze in parallelo.

Dall’elettrotecnica sappiamo che la corrente in presenza di due resistenze in parallelo tende a fluire

verso la resistenza minore il risultato è che la zona di pannello ombreggiata viene bypassata dalla

corrente e si dirige attraverso il diodo, evitando così il blocco del modulo.

A sua volta ogni modulo è collegato in serie con altri moduli, a costituire una stringa. Quindi

l’ombreggiamento di un modulo rischia di compromettere la produzione dell’intera stringa, in

ragione di ciò spesso i pannelli sono provvisti di un

ulteriore diodo di by-pass che in caso di necessità

interviene bypassando l’intero modulo.

Ad esempio i moduli in silicio monocristallino sono

suddivisi in quattro file, con tre diodi di by-pass. Se

l’ombra investe una fila di celle, interviene il diodo di

fila permettendo alla corrente di bypassare la fila

ombreggiata e dirigersi verso la successiva.

Nell’esempio in Figura 20 un modulo in silicio

monocristallino è parzialmente coperto da un’ombra,

la quale investe esclusivamente la quarta fila di celle.

Ciò causa l’intervento del terzo diodo che esclude la

quarta fila permettendo al modulo di continuare a

lavorare.

30°

30°

h

d = 3h

INSTALLAZIONE IN VERTICALE

4 file e 3 diodi

OMBRA

Figura 20: modulo in silicio monocristallino,

ombra sulla quarta fila.

24

Nell’esempio in Figura 21 un modulo in

silicio monocristallino è parzialmente

coperto dalla stessa ombra dell’esempio

precedente, la disposizione del modulo in

assetto orizzontale fa si che l’ombra investa

tutte e quattro le file di celle.

Ciò causa l’intervento di tutti i diodi e il

non funzionamento dell’intero modulo.

Con il rischio di perdere l’intera produzione

di stringa.

Calcolo della producibilità attesa

Il calcolo della producibilità di un impianto fotovoltaico si calcola a partire dall’irraggiamento al

metro quadro medio annuo, in presenza di un inclinazione ottimale della superficie incidente.

Figura 22: irraggiamento medio annuo per m

2, inclinazione ottimale della superficie incidente.

INSTALLAZIONE IN ORIZZONTALE

4 file e 3 diodi

OMBRA

Figura 21: modulo in silicio monocristallino, ombra su

tutte le quattro file.

25

A partire dall’irraggiamento, kWh / m2, si ricava, noto il rendimento atteso di pannello, e le perdite

del sistema attese, la producibilità annua per kWp installato, misurata in kWh / kWp.

La producibilità lorda attesa sarà pari a:

Producibilità lorda (kWh/kWp) = Irraggiamento (kWh/m^2) * rendimento pannello * superficie al

kWp (m^2/kWp)

Mentre la producibilità netta si calcola tenendo conto delle perdite del sistema:

Producibilità netta (kWh/kWp) = producibilità lorda (kWh/kWp) * (1 – perdite concentrate –

perdite distribuite – perdite per riflessione – perdite per temperatura)

Esempio di calcolo della producibilità attesa per un impianto sito in Brescia

Irraggiamento Brescia: 1.400 kWh/m^2.

Rendimento pannello policristallino: 0,14.

Superficie al kWp: ~ 8 m^2/kWp.

Perdite: temperatura (9,5%) + riflessione (2,5%) + concentrate, distribuite e inverter (14%) +

trasformatore (2%) = 28%.

Producibilità lorda (kWh/kWp) = 1.400 (kWh/m2) * 0,14 * 8 (m

2/kWp) = 1.586 (kWh/kWp)

Producibilità netta (kWh/kWp) = 1.586 (kWh/kWp) * (1 - 0,28) = 1.142 (kWh/kWp)

Esempio di calcolo della producibilità attesa per un impianto sito ad Augusta (Sicilia)

In meridione si hanno valori di producibilità significativamente maggiori grazie al maggior valore

di irraggiamento, controbilanciati, in piccola parte, da maggiori perdite per temperatura.

Irraggiamento Augusta: 2.000 kWh/m^2.

Rendimento pannello policristallino: 0,14.

Superficie al kWp: ~ 8 m^2/kWp.

Perdite: temperatura (11%) + riflessione (2,5%) + concentrate, distribuite e inverter (14%) +

trasformatore (2%) = 29,5%.

Producibilità lorda (kWh/kWp) = 2.000 (kWh/m2) * 0,14 * 8 (m

2/kWp) = 2.240 (kWh/kWp)

Producibilità netta (kWh/kWp) = 2.240 (kWh/kWp) * (1 - 0,295) = 1.579 (kWh/kWp)

26

Figura 23: irraggiamento e producibilità attesa in Italia.

I valori di producibilità attesa, in funzione della località considerata, possono essere presi dal sito:

http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php

27

Figura 24: pagina internet per il calcolo della producibilità attesa.

28

Figura 25: una volta indicata la località, schermata precedente, selezionare “Calculate”.

Il sito fornisce anche l’indicazione dell’azimut e dell’angolo di tilt ottimali e i valori ipotizzati di

rendimento di pannello e le perdite stimate. Tutti questi valori possono essere all’occorrenza settati

diversamente.

Figura 26: ipotesi del sistema.

29

Figura 27: producibilità attesa per Augusta.

Come si può vedere il valore di producibilità attesa calcolata dal sito, 1.470 kWh/kWp, non si

discosta di molto dal valore da noi stimato, sulla base di una valore di irraggiamento medio

annuo atteso preso dalla cartina di Figura 23, lato destro.

30

1.4 Bibliografia

Impianti solari fotovoltaici a norme CEI – Guida per progettisti e installatori –

Francesco Groppi e Carlo Zuccaio, Editoriale Delfino;

Il nuovo fotovoltaico – Dal fil sottile alle celle a colorante, Mario Pagliaro, Giovanni

Palmisano, Rosaria Criminna, Dario Flaccovio Editore;

Solar Energy Report 2009 – scaricabile dal sito http://www.energystrategy.it.