In commercio possiamo trovare due tipologie principali di impianti fotovoltaici:
Gli impianti fotovoltaici Grid/connected connessi alla rete elettrica nazionale.



Stand-alone (oppure ad isola) = vuol dire che funziona da solo è escluso dalla rete Enel.



1) Conoscere esattamente la zona in cui va installato l’impianto e trovare l’inclinazione dei pannelli si possono consultare le tabelle dell’atlante solare geografico oppure la tabella Enea.
- Conoscere l’asse X e Y di dove viene posizionato l’impianto FV.
- Inclinazione ottimale = Iopt (Tilt e/o angolo Beta) l’inclinazioni dei moduli solari.
- Irraggiamento su piano orizzontale (Wh/m2/Giorno) = Hh.
- Irraggiamento su piano ad inclinazione ottimale (Wh/m2/Giorno) = Hopt

2) I pannelli vanno installati sempre verso il sud.
3) Bisogna fare attenzione alle zone di ombra che possano causare meno produttività, esempio alberi , camini, pali, se una parte sola del pannello va in ombra può causare un sovraccarico e compromettere l’intero pannello.
I Pannelli fotovoltaici possono essere :
a) Monocristallini, si riconoscono perché il colore del pannello è uniforme. Efficienza 14%-17%.
b) Policristallino, si riconosco perché il pannello ha un colore non uniforme. Efficienza 12%-16%.
c) Amorfi, difficile da trovare. Quando il tempo non ottimale hanno un rendimento maggiore rispetto agli altri. Efficienza 06%-09%.
d) Bifacciale
e) PERC
f) Film sottile

4) La distanza dei moduli deve essere 3 volte la perpendicolare della sua altezza.
5) Le stringhe che si creano dei pannelli per raggiungere i volt di ingresso di un inverter devono essere tutte omogenee per avere il Max del rendimento se si utilizza un inverter con un solo ingresso MPP, se non sono omogenee bisogna trovare un inverter con 2 o 3 ingressi MPP indipendenti a secondo del bisogno.
6) E’ importante dal lato CC (prima dell’inverter) inserire dei fusibili su ogni linea ed un interruttore di salvataggio delle sovratensioni ed un interruttore bipolare in cc. Di esclusione di tutto l’impianto in CC.
Leggere la scheda tecnica dell’Inverter per verificare se già sono comprensivi di queste protezioni.
7) Inserire dopo l’inverter e prima del contatore Enel un Salvavita in continua da 0,3 Amper dopo il contatore Enel e prima dell’inverter un salvavita in CC da 0,03 A ed un interruttore bipolare di protezione.

Nota Differenziali :
- La siglia AC su un differenziale sta per solo correnti sinusoidali (funzionamento solo in alternata).
- La siglia A su un differenziale per onda pulsante unidirezionale (funzionamento in alternata e in contnua).
- La siglia B su un differenziale sente solo la corrente continua (funzionamento solo in continua).

MC = sigla connettore solare
FG21M21 = codice cavo solare
Se sui pannelli c’è un simbolo con 2 quadrati uno dentro l’altro sono di classe 2 e non c’è bisogno della messa a terra.

La certificazione del pannello solare deve essere IP67.
IP68 = Grado di protezione degli involucri, fa parte delle definizioni della Norma CEI EN 60529.

Grado di protezione : IP40 , IP55 , IP65 , IP66 , IP67 . Guida Elettrotecnica Norme CEI Lettera G.
Il codice IP ( International Protection ) è una convenzione definita nella norma EN 60529 ( recepita dal CEI come norma CEI 70-1 ) per individuare il grado di protezione degli involucri dei dispositivi elettrici ed elettronici ( tensione nominale fino a 72.5 kV ) contro la penetrazione di agenti esterni di natura solida o liquida.
Al prefisso IP vengono fatte seguire due cifre :
- la prima cifra individua la protezione contro il contatto di corpi solidi esterni e contro l'accesso a parti pericolose :
Published in Normative
Grado di protezione : IP40 , IP55 , IP65 , IP66 , IP67 . Guida Elettrotecnica Norme CEI Lettera G.

Grado di protezione IP
IP0X = nessuna protezione contro i corpi solidi esterni ;
IP1X = involucro protetto contro corpi solidi di dimensioni superiori a 50mm e contro l'accesso con il dorso della mano;
IP2X = involucro protetto contro corpi solidi di dimensioni superiori a 12mm e contro l'accesso con un dito;
IP3X = involucro protetto contro corpi solidi di dimensioni superiori a 2.5mm e contro l'accesso con un attrezzo;
IP4X = involucro protetto contro corpi solidi di dimensioni superiori a 1mm e contro l'accesso con un filo;
IP5X = involucro protetto contro la polvere ( e contro l'accesso con un filo );
IP6X = involucro totalmente protetto contro la polvere ( e contro l'accesso con un filo ).

- la seconda cifra individua la protezione contro la penetrazione dei liquidi :
IPX0 = nessuna protezione;
IPX1 = involucro protetto contro la caduta verticale di gocce d'acqua;
IPX2 = involucro protetto contro la caduta di gocce con inclinazione inferiore a 15°;
IPX3 = involucro protetto contro la pioggia;
IPX4 = involucro protetto contro gli spruzzi d'acqua;
IPX5 = involucro protetto contro i getti d'acqua;
IPX6 = involucro protetto contro le ondate;
IPX7 = involucro protetto contro gli effetti dell'immersione;
IPX8 = involucro protetto contro gli effetti della sommersione.

Disponibilità della Fonte Solare
Per il calcolo della radiazione solare si è utilizzata l’applicazione web dell’Unione Europea PVGIS che ci ha permesso di ottenere l’irraggiamento della superficie esposta inserendo alcuni dati indicativi. Per il calcolo analitico i dati di input necessari sono:
•Valori medi mensili dell’irraggiamento su superficie orizzontale
•Frazione di componente diffusa oppure componente diretta e diffusa su superficie orizzontale (UNI 10349)
•Latitudine del sito
•Angolo di esposizione (Tilt)
•Riflettanza del terreno (fattore di albedo)

- La costante irraggiamento solare è 1367 W/Mq

FATTORI MORFOLOGICI E AMBIENTALI Ombreggiamento Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell’ investimento. Il coefficiente di ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 0,1 % per Prato, mentre per via Reggiana è pari a 0,0 % e dal sopralluogo effettuato sul sito si evince che non ci sono volumi che possono ombreggiare l’impianto. Albedo Per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l’impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori nella Norma UNI 8477.

L’albedo mensile annuo è pari a 0,2 (valore considerato nel calcolo della radiazione solare sul piano dei moduli).
La capacità di una superficie di riflettere la radiazione solare viene misurata tramite il coefficiente di albedo calcolato per ciascun materiale.
Tipo di superficie Albedo
Neve 0,75
Superfici acquose 0,07
Suolo (Creta,marne) 0,14
Strade sterrate 0,04
Bosco di conifere d’inverno 0,07
Bosco in autunno/campi 0,26
Asfalto invecchiato 0,10
Calcestruzzo invecchiato 0,22
Foglie morte 0,30
Erba secca 0,20
Erba verde 0,26
Tetti o terrazzi in bitume 0,13
Pietrisco 0,20
Superfici scure di edifici 0,27
Superfici chiare di edifici 0,60

Dimensionamento dell’impianto
La taglia del generatore viene stabilita in funzione della superficie disponibile.
Procedura di calcolo
Il principio progettuale, normalmente, utilizzato per un impianto FV è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile.
Scelte Progettuali (scelta finale dopo diverse considerazioni)
•Inclinazione dei moduli: ß= 33° (Tilt) rispetto al piano orizzontale
•Azimut del piano fotovoltaico: ɣ= +18° (Sud-Ovest)


Irraggiamento medio giornaliero espresso in ore di picco equivalenti (kWh/m2 giorno)
E = Pp . heq . η impianto . n. giorni

E → Energia annua producibile
Pp → Potenza di picco del generatore fotovoltaico
heq → Ore picco equivalenti
η imp. → efficienza globale del sistema
n. giorni → numero giorni di produzione

Per calcolare il Tilt angolo di inclinazione dei pannelli esiste una formula semplice :
Più si scende, invece, più i pannelli saranno orizzontali. In Italia l’inclinazione ottimale è di 30-35 gradi, ma questa è la formula per individuare l’inclinazione migliore ad ogni latitudine:

Inclinazione ottimale = 3,7 + (0,69 x Latitudine)
Inclinazione ottimale a Roma = 3,7 + (0,69 x 41,89) = 32,6°
Inclinazione ottimale a Milano = 3,7 + (0,69 x 45,46) = 35°
Inclinazione ottimale a Siracusa = 3,7 + (0,69 x 37,08) = 29,28°

Criterio di Stima dell’Energia Prodotta
L’energia generata dipende:
•Dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, ecc…)
•Dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (TILT), e l’angolo di orientazione (Azimut)
•Da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore
•Dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch
•Dalle caratteristiche del BOS (Balance of system)*

* Il valore del BOS ʿ¹ʾ può essere stimato direttamente (in un impianto correttamente progettato e installato, può essere compreso tra 0,75 e 0,85), oppure come complemento all’unità del totale delle perdite.

ʿ¹ʾ il BOS indica il rendimento complessivo dei componenti di impianto.

Totale Perdite [%] = [1 - (1-a-b) * (1-c-d) * (1-e) * (1-f)] + g
•a ---> perdite per riflessione 2 %
•b ---> perdite per ombreggiamento e/o sporcamento 2%
•c ---> perdite per mismatching 2 - 3%
•d ---> perdite per effetto della temperatura 7 - 8%
•e ---> perdite nei circuiti in c.c. 1%
•f ---> perdite negli inverter 6%
•g ---> perdite nei circuiti in c.a. 3%

Il totale delle perdite varia dal 15 al 25%, in generale, per un impianto eseguito a regola d’arte, si può affermare che si sbaglia di poco se si assumono uguali al 20%.
Il valore del BOS utilizzato nel progetto è posto pari a 0.8 considerando, quindi un 20% di perdite totali.

STIMA DELL’ENERGIA PRODUCIBILE
Efv = H x Agen x Kombre x ηmod x ηbos [kwh] *
H → valore della radiazione globale media annua.
Agen → superficie generatore fotovoltaico
Kombre → minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e dello sporcamento dei moduli.
ηmod → efficienza modulo
ηbos → tiene conto dei fattori di perdita nel sistema.
Da un’ analisi dei consumi elettrici storici della scuola si è calcolato il consumo medio annuo di energia elettrica della struttura pari a circa 350 MWh/anno. Considerando i consumi elettrici, ma in primo luogo, la superficie a disposizione, pari a circa 1054 mq (sui due blocchi) si è stimata la taglia dell’ impianto dell’ ordine dei 35-54 KWp in funzione delle diverse scelte progettuali. *la formula si riferisce all’energia media giornaliera calcolata su base annua.

CALCOLO DELL’ ENERGIA PRODOTTA
Sono state considerate più ipotesi sia nella scelta dei moduli (policristallino e monocristallino), sia nella loro disposizione, scegliendo poi due possibili soluzioni.
Ipotesi 1
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati considerate 10 stringhe per tetto costituite ciascuna da 7 moduli, con orientamento a Sud. I dati sono raccolti nella tabella seguente:
- MODULO monocristallino Wp = 250 W
- Dimensioni (1661 x 997) mmq (tolleranza +/- 3 mm)
- Numero stringhe = 10 per blocco
- Numero moduli per stringa = 7
- Numero moduli totale = 7x10x2 = 140
- Disposti con angolo di Tilt = 33° (β) e
- Azimut = 0° (ɣ) orientati a Sud

CALCOLO DISTANZA FRA I MODULI
D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα)
[D = ( 1,661 sen 33° cos 0° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)]
•β = 33° (Tilt)
•ɣ = 0° (Azimut)
•α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 dicembre)
•D ≈ 3,75 m
•D’ = 5,14 m



CALCOLO ENERGIA PRODOTTA
Efv = 1525.7 x 231.84 x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 41722.866 KWh/anno ˜ 42000 KWh/anno
Agen = 1.661 x 0.997 x 140 = 231.84 m2
K = 0.98 ( si considera il 2%)
ηmod = 15.1% Nmod = (potenza picco/superficie/1000)x100
ηbos = 0.8
H = 4,18 (KWh /m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a

TARGA IMPIANTO
Pfv = 250 Wp x 140 (moduli) = 35 KWp

SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,661 X 0,997) x 140 ˜ 232 mq

Ipotesi 2
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati considerate 6 stringhe per tetto costituite ciascuna da 18 moduli, con orientamento a Sud. I dati sono raccolti nella tabella seguente:
- MODULO monocristallino Wp = 250 W
- Dimensioni (1661 x 997) mmq (tolleranza +/- 3 mm)
- Numero stringhe = 6 per blocco
- Numero moduli per stringa = 18
- Numero moduli totale = 18x6x2 = 216
- Disposti con angolo di Tilt = 33° (β) e
- Azimut =+18° (ɣ) orientati a Sud

CALCOLO DISTANZA FRA I MODULI
D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα)
•β = 33° (Tilt)
•ɣ = 18° (Azimut)
•α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 dicembre)
•D ≈ 3,63 m
•[D = ( 1,661 sen 33° cos 18° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)]
•D’ = 5,02 m

CALCOLO ENERGIA PRODOTTA
Efv = 1525.7 x 357.669 x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 64601.627 KWh/anno ˜ 64600 KWh/anno
Agen = 1.661 x 0.997 x 216 = 357.699 m2
K = 0.98 ( si considera il 2%)
ηmod = 15.1% Nmod = (potenza picco/superficie/1000)x100
ηbos = 0.8
H = 4,18 (KWh /m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a (Prato, Via Reggiana)
Si considera una riduzione del 4% per esposizione dei moduli a sud-ovest con azimut di 18°
Efv = 64600 KWh/anno x 0,96 ˜ 62000 KWh/anno

TARGA IMPIANTO
Pfv = 250 Wp x 216 (moduli) = 54 KWp

SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,661 X 0,997) x 216 ˜= 358 mq

Collegamenti in serie e in parallelo
Il pannello fotovoltaico è come una pila!
Ha un polo positivo ed uno negativo, è in grado di produrre corrente da una determinata tensione.
Può essere necessario collegarlo con altri pannelli per ottenere determinati valori di corrente o di tensione.
Collegare pannelli in parallelo significa ottenere (a parità di tensione ) una corrente erogata superiore.
Collegare panelli in serie significa ottenere ( a parità di corrente) una tensione superiore.


Il diodo Schottky è un tipo di diodo caratterizzato da una bassa tensione di soglia: 0,35V rispetto ai 0,6V dei normali diodi. Questo comporta  una bassissima dissipazione di potenza e quindi un incremento nell’efficienza dell’impianto.
Il collegamento in parallelo è efficiente se:
- i pannelli sono vicini e con la stessa angolazione
- i pannelli non si fanno ombra l'un l'altro e sono lontani da cause d'ombreggiamento
- opportuna sezione dei cavi elettrici
- utilizzo scatole di derivazione per collegare ordinatamente i cavi

Modalità di esecuzione del parallelo delle stringhe
Parallelo con diodi di blocco su ogni stringa e diodi di by-pass su ogni modulo

*I diodi di by-pass garantiscono la continuità elettrica della stringa anche con danneggiamento o ombreggiamento di una o più celle. I diodi di blocco garantiscono la continuità elettrica del campo o sottocampo bloccando il passaggio della corrente in un pannello che non sta producendo













Scelta dell’INVERTER
Ha la funzione di trasformare la corrente continua fornita dal generatore in corrente alternata.
Il fulcro degli impianti per servizio in parallelo alla rete è costituito dall’inverter, o dagli inverter ( come nel nostro caso) se ve n’è più di uno. Questi infatti devono accoppiarsi perfettamente al campo fotovoltaico e devono essere in grado di farlo lavorare nel miglior modo possibile.
Lo scopo di questi dispositivi è quello di trasferire in rete l’energia prodotta dal generatore nel modo più efficiente possibile.
Negli inverter per servizio in parallelo alla rete, i circuiti d’ingresso hanno come riferimento la tensione del generatore fotovoltaico, il che comporta l’adattamento di tale dispositivo a variazioni, a volte ampie, ed inoltre richiede un circuito inseguitore del PUNTO DI MASSIMA
POTENZA* (MPPT o Maximum Power Point Tracker).

Configurazione del campo solare
Il collegamento delle stringhe costituenti il campo solare dell’impianto fotovoltaico può avvenire principalmente prevedendo:
• un unico inverter per tutto l’impianto (impianto mono-inverter)
• un inverter per ogni stringa;
• un inverter per più stringhe (impianto multi-inverter);







La finestra di tensione d’ingresso degli inverter deve tener conto dei seguenti fattori:
• Tensione nel punto di massima potenza (Umpp) e tensione a vuoto (Uoc) del generatore fotovoltaico in condizioni STC; valori che dipendono dal tipo e dal numero dei moduli che compongono le stringhe.
(Valori calcolati precedentemente nelle due ipotesi di campo FV);
• Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per condizioni di irraggiamento solare inferiori a STC;
• Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici;
• Aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura dei moduli.

DIMENSIONAMENTO DELL’INVERTER
Si riportano i dati necessari per la scelta dell’inverter, viene presa in considerazione solo l’ipotesi 2 ( 6 stringhe di 18 moduli su i due tetti). Si utilizzano due inverter, con le stesse caratteristiche, per ciascun sottocampo. Facendo riferimento alla figura sottostante la conversione adottata è del tipo centralizzata (prima immagine).


Dati costruttivi dei moduli (pannello fotovoltaico)
Modello BRM6360064 – xxx (BRANDONI)
Potenza Nominale 250 W
Tolleranza (sulla potenza nominale) +/- 3%
Voc Tensione a circuito aperto 39.3 V
Vm Tensione alla massima potenza 31.6 V
Isc Corrente di corto circuito 9 A
Im Corrente alla massima potenza 7.9 A
Superficie 1.656 m2
Efficienza 15.1%
NOCT 46°C
Coeff. Termico tensione - 0.35%/°C
Coeff. Termico corrente + 0.08%/°C
Coeff. Termico potenza - 0.48%/°C
Massima tensione di sistema 1000 Vdc

Caratteristiche elettriche di ogni stringa
Numero moduli in serie 18
Potenza nominale 4.5 KW
Voc Tensione a circuito aperto 707.4 V
Isc Corrente di corto circuito 9.0 A
Im Corrente alla massima potenza 7.9 A

Caratteristiche del generatore
Numero stringhe 12
Potenza nominale 54 Kwp
Numero moduli 216
Superficie captante 357,7 16 mq
Tilt, Azimut 33°, +18°

Caratteristiche del sottocampo
Uoc tensione massima 707,4 V
Um tensione alla massima Potenza 568,8 V
Isc corrente di corto circuito 54 A
Im corrente alla massima potenza 47,4 A

Dati costruttivi dell’inverter
Produttore ENERPOINT
Modello SolarMax 25C
Massima potenza in ingresso 33 Kw
Potenza nominale 25 Kw
Efficienza massima 96%
Efficienza europea 94.8%
Tensione massima da FV 900 V
Minima tensione Mppt 430 V
Massima tensione Mppt 800 V
Massima corrente in ingresso 63 A
Numero di Mppt 1
Tensione nom. di rete 3 x 400 V
Corrente AC massima 38 A
Frequenza 50 Hz/ 45…55Hz

Per la scelta dell’inverter sono state fatte opportune verifiche:
• verifica sulla tensione DC
• verifica sulla corrente DC
• verifica sulla potenza

• La prima verifica consiste nel controllare che l’insieme delle tensioni fornite dal campo fotovoltaico sia compatibile con il campo di variazione delle tensioni di ingresso dell’inverter. E’ necessario calcolare la tensione minima e massima del campo Fv e verificare che la prima (tensione minima) sia superiore alla tensione minima di ingresso ammessa dall’inverter, e la seconda sia inferiore alla tensione massima ammessa dall’inverter.
• La verifica sulla corrente consiste nel controllare che la corrente di cortocircuito STC del campo FV sia inferiore alla massima corrente di ingresso ammessa dall’inverter.
• L’ultima verifica, quella sulla potenza, consiste nel controllare che la potenza nominale dell’impianto FV sia superiore al 95% e inferiore al 115% della potenza nominale dell’inverter (nel nostro caso si fa riferimento al sottocampo, avendo scelto di posizionare due inverter per ciascun sottocampo).

TABELLA VERIFICHE
Range di tensioni MPP 430-800 V, tensione max in ingresso 900V

Limiti sulle tensioni
Si considerano come temperature massime e minime di lavoro dei moduli, rispettivamente 70°C e -10°C ( quest’ultima è la temp. a cui si prevede possa portarsi l’array al sorgere del sole), la temperatura di lavoro dei moduli è 46°C (NOCT).

1. Tensione minima nel punto di massima potenza (alla temperatura dei moduli di 70°) > tensione minima di Mppt dell’inverter
Um x Kr + [CT x n x Tmax – 25)] = VMinMPPT
Um = 31.6 x 18 = 568.8 V
Kr = 0.98 (coeff. di ombreggiamento)
n numero dei moduli
CT coeff. di temperatura per la tensione 568.8 x 0.98 – [0.0035 x 18 x (70° - 25°)] = 554.59 V = 430 VERIFICATO

2. Tensione massima nel punto di massima potenza (alla temperatura dei moduli di -10°) minore della tensione massima di Mppt dell’inverter
Um + [CT x n x (Tmin – 25)] = VmaxMPPT
568.8 – [0.0035 x 18 x (- 10° - 25°) ] = 571 V = 800 V VERIFICATO

3. Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) minore della tensione massima dell’inverter
Uoc + [ CT x n x ( (Tmin - 25) ] = VmaxInv
39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V = 900 V VERIFICATO

4. Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) minore della tensione massima di sistema
Uoc + [CT x n x (Tmin - 25) ] = Vmax
39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V = 1000 V VERIFICATO

Limiti sulle correnti
Corrente di corto circuito minore della massima corrente dell’inverter
Isc minore Imax inv.
9 ( corr. stringa) x 6 (n. stringhe) =54A minore di 63A (inverter) VERIFICATO

Limiti sulla potenza
Pnom inv (95%) minore di Pnom FV minore di Pnom inv (115%)
25KW x 0.95 minore di 27 Kw minore di 25 Kw x 1.15 VERIFICATO

Con le verifiche sull’inverter si conclude il nostro dimensionamento di massima dell’impianto.

1) Il collegamento delle stringhe costituenti il campo solare dell’impianto fotovoltaico può avvenire principalmente prevedendo:
• un unico inverter per tutto l’impianto (impianto mono-inverter)
• un inverter per ogni stringa;
• un inverter per più stringhe (impianto multi-inverter);

Esempio : 20 Kw
Efv = H * Agen * Kombre * Nmod * Nbos = Kwh
H = valore della radiazione media annuale.
Agen = Superfice generatore fotovoltaico.
Kombe = minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore.
ηmod = efficienza modulo.
ηbos = tiene conto dei fattori di perdita del sistema.

Pannello Utilizzato per il calcolo :
- Dati del pannello SG300M monocristallino
- Pp = potenza di picco 300 w
- Tolleranza di potenza 0/+5 W
- Vmp = 32,4 tensione sotto carico
- Voc = tensione a vuoto = 39,75 volt
- Imp = 9,32 A corrente a potenza Max
- Isc = 9,84 A corrente di corto circuito
- Coefficiente temperatura della tensione di circuito aperto = - 0,30 %\°C
- Coefficiente temperatura della corrente di corto circuito = 0,049 %/i
- Dimensioni 1640 * 992*40 mm
- Numero stringhe = 3
- Numero moduli per stringa = 22
- Numero moduli totale = 22 * 3 = 66
H = 4,18 (Kwh/Mqg) * 365 (g) = 1525,7 Kwh/mq/a
Pfv = 300 Wp * 66 moduli = 19.800 W = 19,8 Kw Targa Impianto
A = (1,640 * 0,992) * 66 = 107,37 Mq
Kombe = 0,98 (si considera il 2 %)
ηmod = (Potenza di picco / Superfice/100)*100. = (19,8 / 66 / 100) * 100 = 0,3
ηbos = 0,8
Efv = 1.525,7 * 107,37 * 0,98 * 0,3 * 0,8 = 38.529,148 Kwh/anno = 39 Kwh/anno

SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,640 X 0,992) x 66 ≈ 107,37 mq

Si ricorda che 1 megajoule = 0,28 kWh e che 1 kWh = 3,6 megajoule

Altre formule che possono occorrere :
Ipotesi abbiamo 6 stringhe di 18 moduli orientati a sud-ovest sui due blocchi.
Pannello Utilizzato per il calcolo :
- Dati del pannello SG300M monocristallino
Calcolo grandezze caratteristiche del sotto campo valori di tensione, corrente e potenza.
Ns = Numero stringhe = 6
Ms = Moduli per stringa = 18

Isc =Isc * Ns = 9,84 * 6 = 59,04 A
Voc = Voc * Ns = 39,75 x 18 = 715,5 V
Pmax = Voc * Isc = Valore Max di potenza F.V. = 715,5 * 59,04 = 42.243,13 = 43 Kw
Vmpp = Vmp * Ms = 32,4 * 18 = 583,2 V Tensione alla max potenza
Impp = Imp * Ns = 9,32 * 6 = 55,92 A Corrente alla Max Potenza
Po = Pp * Ms (N° moduli per stringa) * Ns (N° delle stringhe) = 300 * 18 * 6 = 32.400 W = 32,4 Kw Potenza di picco.

CALCOLO DISTANZA FRA I MODULI
D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα)
[D = ( 1,661 sen 33° cos 0° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)]
•β = 33° (Tilt)
•ɣ = 0° (Azimut)
•α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 dicembre)
•D ≈ 3,75 m
•D’ = 5,14 m



2) Oppure per semplificare : La distanza dei moduli deve essere 3 volte la perpendicolare della sua altezza.

Calcolo della caduta di tensione su un cavo :
L = 30 metri; I = 16A ; r= Resistenza filo (Vedi tabella dei cavi)
^V = 2 * L * I * r = 2*0,03*16*4,95 = 4,75 Volt
^V% = ^V / V * 100 = 4,75 /230 * 100 = 2 %

- Le norme che regolano la bassa tensione si trovano : CEI 0-21
- Nell’installazione della parte fotovoltaica CC bisogna sempre garantire la tensione di uscita.
- Inseguitore di Max potenza (MPP Tracker).

- Come calcolare l’impianto fotovoltaico in Base alla potenza che si vuole ottenere (come accoppiare il campo fotovoltaico con l’inverter)

1) Esempio impianto da 3kw
2) Dobbiamo trovare un Inverter adatto a produrre 3 kw di potenza
3) Dati Tecnici dell’inverter Fromus Primo 3.0-1 :
- MPP = ingressi esempio 2
- Imax = 12 A per MPP corrente di entrata max
- V ingresso = da 80-1000 volt
- V di start = 80 volt
- V nominale = 710 Volt
- V mppt = 200 – 800 volt (per ottenere un miglior rendimento la tensione di ingresso deve rientrare nel range di 200 minimo e max 800 volt.
- Dati di Uscita Inverter
- Potenza Max uscita 3.000 W
- Corrente Max di Uscita 13 A
- Frequenza 50 Hz

4) Dati del pannello SG300M monocristallino
- Pp = potenza di picco 300 w
- Tolleranza di potenza 0/+5 W
- Vmp = 32,4 tensione sotto carico
- Voc = tensione a vuoto = 39,75 volt
- Imp = 9,32 A corrente a potenza Max
- Isc= 9,84 A corrente di corto circuito
- Coefficiente temperatura della tensione di circuito aperto = - 0,30 %\°C
- Coefficiente temperatura della corrente di corto circuito = 0,049 %/i
Nota :
Voc = tensione a vuoto = nella cella fotovoltaica è la massima tensione che può presentarsi ai suoi morsetti
quando questa non è collegato a nulla, quando cioè non viene prelavata nessuna corrente.
(≈ 0,5 – 0,6V).
Isc = corrente di corto circuito = Sovracorrente risultante da un cortocircuito dovuto ad un guasto o ad un
allacciamento scorretto di un circuito elettrico ( 30 -35 mA/cmq).

I conteggi vanno fatti ad una temperatura minima di -10° e una temperatura Max di 70°
Tutti i dati elettrici dei pannelli si riferiscono ad una temperatura di lavoro di 25°C.

Da rispettare nel calcolo :
La tensione di max potenza del fotovoltaico sia minore della tensione maggiore dell’inverter e la tensione minima del fotovoltaico sia maggiore della tensione minima dell’inverter.
Bisogna verificare se :
Vpp da 70 gradi sia minore di Vmppt max dell’inverter
Vpp a 10 Gradi sia maggiore di Vmppt min dell’inverter

Delta T = -10 °c + –(25°c) = -35 °C
Coefficiente di variazione tensione = Coefficiente temperatura della tensione di circuito aperto /100*DeltaT.
Coefficiente di variazione tensione = -0,30 / 100 * -35= 0,105 °C
Tensione Voc = 39,75 volt
Delta V = 39,75 * 0,105 = 4,17 Volt

Calcolo della tensione a vuoto a – 10 °C
Voc a -10°C = Voc a 25 °C + delta V = 39,75 + 4,17 = 43,92 volt

Calcolo del numero Max dei pannelli fotovoltaici per stringa :
Vdc max/ Voc a 10°c = 800 / 43,92 = 18,21 numero max per stringa = 18 il numero dei moduli supera abbondantemente la Potenza dell’Inverter il Max dei moduli da utilizzare sono 10 su un'unica stringa.
Se nò bisogna selezionare pannelli con meno potenza e scegliere un inverter con un solo MPP .
Tensione Max = 43,92 * 10 = 439,2 Volt

Calcolo del numero minimo di pannelli fotovoltaici per stringa :
Delta T = 70 °c – (25°c) = 45 °C
Coefficiente di variazione tensione = -0,30/100 *45 = 0,135
Tensione Vmp = 32,4 v
Delta V = 32,4 * 0,135 = 4,37 V

Calcolo della tensione a vuoto a 70 °C
Vmin a 70°C = 32,4 + (-4,37) = 32,4 -4,37 = 28,03 V
Tensione Minima = 28,03 * 10 = 280,3 V tensione MP a /70 °c a stringa
Potenza = 10 * 300 w = 3.000 W Max potenza dello stringa
Costruisco 1 stringhe da 10 moduli
Pfv = 3.000 Potenza Inverter = 3000 W

Essendo la Tensione Max del FV = 439,2 Volt minore della tensione Max dell’Inverter 800 Volt
Essendo la Tensione minima del FV = 280,3 Volt superiore alla tensione minima dell’inverter 200 volt

Essendo la potenza Pfv =3.000 W e la potenza inverter erogabile = 3.000 W la realizzazione è fattibile.

Realizzazione di un impianto da 20 KW
1 ) selezionare un Inverter
Dati tecnici dell’ inverter : Trio-20.0/27.6TL-OUTD
- Vdc max = 1000 Volt
- MPP = ingressi esempio 2
- Potenza di ingresso 20,75 kw
- Potenza per ogni MPP 12 Kw
- Imax = 25 A per MPP x 2 = 50 A totali ingresso
- Vdc minima di 200 volt
- Vdc max = di 950 volt
- V ingresso = da 80-1000 volt
- V di start = da 250 a 500 volt
- V mppt = 200 – 800 volt (per ottenere un miglior rendimento la tensione di ingresso deve rientrare nel range di 200 minimo e max 800 volt.
- Dati di Uscita
- Uscita della tensione è 400 volt sistema trifase
- Potenza di uscita 22Kw
- Frequenza 50 Hz

5) Dati del pannello SG300M monocristallino
- Pp = potenza di picco 300 w
- Tolleranza di potenza 0/+5 W
- Vmp = 32,4 tensione sotto carico
- Voc = tensione a vuoto = 39,75 volt
- Imp = 9,32 A corrente a potenza Max
- Isc= 9,84 A corrente di corto circuito
- Coefficiente temperatura della tensione di circuito aperto = - 0,30 %\°C
- Coefficiente temperatura della corrente di corto circuito = 0,049 %/i
I conteggi vanno fatti ad una temperatura minima di -10° e una temperatura Max di 70°
Delta T = -10 °c + –(25°c) = -35 °C
Coefficiente di variazione tensione = -0,30 %/°C = -0,30 / 100 * -35= 0,105
Tensione Voc = 39,75 volt
Delta V = 39,75 * 0,105 = 4,17 Volt

Calcolo della tensione a vuoto a – 10 °C
Voc a -10°C = Voc a 25 °C + delta V = 39,75 + 4,17 = 43,92 volt

Calcolo del numero Max dei pannelli fotovoltaici per stringa :
Vdc max/ Voc a 10°c = 1000 / 43,92 = 22,76 numero max per stringa = 22

Calcolo del numero minimo di pannelli fotovoltaici per stringa :
Delta T = 70 °c – (25°c) = 45 °C
Coefficiente di variazione tensione = -0,30/100 *45 = 0,135
Tensione Vmp = 32,4 v
Delta V = 32,4 * 0,135 = -4,37 V

Calcolo della tensione a vuoto a 70 °C
Vmin a 70°C = 32,4 + (-4,37) = 32,4 -4,37 = 28,03 V
28,03 * 22 = 616,66 V tensione MP a /70 °c a stringa
Potenza = 22 * 300 w = 6.600 W Max potenza dello stringa
Costruisco 3 stringhe da 22 moduli
Pfv = 6.600 x 3 = 19.800 W potenza max generata dal fotovoltaico

Essendo Pfv = 3.000 W e Pinv = 3.000 W uguale la realizzazione è fattibile.

Purtroppo è l'unica cosa che mi manca, nel corso non siamo riusciti ad affrontare l'argomento per mancanza di tempo, e la documentazione che mi è stata rilasciata c'è poco o niente a riguardo.
Se qualcuno di voi vuol contribuire alla carenza di questa informazione siamo ben lieti di accettare ringrazio anticipatamente a nome di tutti.

Pregi :
1) Inesauribile;
2) Uniformemente distribuito sul territorio;
3) Gratuito;
Difetti :
1) Variabile durante la giornata e durante il corso del l’ anno;
2) Intensità energetica in funzione del luogo;

1) Cella = componente base che realizza la conversione fotovoltaica;
2) Modulo = è l’ insieme di più celle collegate tra loro all’ interno di un involucro da un costruttore;
3) Pannello = è l’ insieme dei moduli montati su una struttura di sostegno;
4) Stringa = è l’ insieme dei moduli collegati in serie tra loro in modo da definire la tensione nominale del generatore in C.C.;
5) Campo fotovoltaico : è l’ insieme di tutti i pannelli e di tutte le stringhe atte a formare il generatore C.C.;

Vantaggi :
- Elevata affidabilità;
- Costi di gestione e manutenzione molto contenuti;
- Estrema modularità;
Svantaggi :
- Elevata superficie occupata rispetto alla potenza installata;

- Principali Norme tecniche di riferimento sul prodotto :
- CEI EN 60904-1(CEI 82-1) : Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente;
- CEI EN 60904-2 (CEI 82-2) : Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento;
- CEI EN 60904-3 (CEI 82-3) : Dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento;
- CEI EN 61215 (CEI 82-8) : Moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo;
- CEI EN 61646 (82-12) : Moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e approvazione di tipo;

Condizioni standard di riferimento delle celle fotovoltaiche e dei moduli si riferiscono a condizioni di prova note come condizioni standard (STC).
- Intensità dell’ irraggiamento : 1000 w/Mq
- Temperatura della cella : 25° C
- Distribuzione spettrale irraggiamento : AM 1,5
Nota : anche la potenza generata dalle celle è riferita alle condizioni standard ed è espressa in Watt di picco (Wp) che di fatto è la potenza nominale.

Efficienza Modulo :
L’efficienza è data dal rapporto tra la potenza di picco e la potenza irradiata dal sole sulla Superficie del modulo = Efficienza modulo= Pp / (E x A).


Non tutta la radiazione luminosa è in grado di liberare elettroni di conduzione, ma solo quella che corrisponde ad una lunghezza d'onda massima di 1,15 mm → solo il 75% della radiazione luminosa è in grado di produrre energia elettrica dalla cella fotovoltaica!
Poi ci sono altri aspetti che fanno diminuire l'efficienza di conversione:
- 3% perdite per riflessione
- 23% fotoni troppo o poco energetici (lunghezze d'onda)
- 8,5% ricombinazione dei portatori di carica
- 20% resistenze parassite, cariche che non raggiungono i contatti metallici

→ solo circa il 13% dell'energia elettrica è utilizzabile!


Inverter :
Un'altra caratteristica importante di un inverter fotovoltaico, è l'interfaccia di rete. Questa funzione, generalmente integrata nella macchina, deve rispondere ai requisiti imposti dalle normative dei diversi enti di erogazione di energia elettrica.
In Italia, il CEI ha rilasciato le Norma CEI 0-21 e CEI -16 attualmente giunta all'edizione 2.
Questa normativa prevede una serie di misure di sicurezza tali da evitare l'immissione di energia nella rete elettrica qualora i parametri di questa siano fuori dai limiti di accettabilità.
Il collegamento delle stringhe costituenti il campo solare dell’impianto fotovoltaico può avvenire principalmente prevedendo:
• un unico inverter per tutto l’impianto (impianto mono-inverter)
• un inverter per ogni stringa;
• un inverter per più stringhe (impianto multi-inverter);

Norme che regolano i cavi :
È di recente pubblicazione la NORMA CEI 20-91 dal titolo "Cavi elettrici con isolamento e guaina elastomerici senza alogeni non propaganti la fiamma con tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e 1500 V in corrente continua per applicazioni in impianti fotovoltaici".
Attualmente i produttori presenti nel mercato italiano hanno anche un valido riferimento nel capitolato tecnico IMQ-CPT-065 II ED. 07/2009 che stabilisce le caratteristiche applicabili ai cavi utilizzabili negli impianti FV.
Indipendentemente dalle sigle commerciali (es. ECOsun™ di “PRYSMIAN”, NPE ™ SUN di “LA TRIVENETA CAVI” ecc…), la sigla identificata da IMQ è : FG21M21
• Isolante: Mescola elastomerica reticolata ad alto modulo a base digomma sintetica del tipo HEPR - tipo G21
• Guaina: Mescola elastomerica reticolata senza alogeni a base EVA tipo M21

Tipo conduttori: trefoli di filo sottile di rame stagnato
- Elevata flessibilità
- Elevata resistenza ai raggi UV ed ozono
- Resistenza a basse ed alte temperature (es. -40°C - +120°C)
- Tensione nom. Uo/U=600/1000V c.a. 1035/1800V c.c.
- Non propaganti la fiamma

Dati Tecnici dell’ inverter :
Dati Ingresso DC
- Altezza-Lunghezza-spessore
- MPP = ingressi esempio - 2
- Imax = 12 A per MPP corrente di entrata max 3.2
- V ingresso = da 80-1000 volt N 4
- V di start = 80 volt N4,2
- V nominale = 710 Volt N4,2
- V mppt = 200 – 800 volt (per ottenere un miglior rendimento la tensione di ingresso deve rientrare nel range di 200 minimo e max 800 volt. N4,2
Dati di Uscita Inverter
- Tensione uscita
- Tipo Monofase/Trifase
- Potenza Max uscita 3.000 W N6,2
- Corrente Max di Uscita 13 A N5,2
- Frequenza 50 Hz N2

Dati Batterie :
- Lunghezza - Altezza - Spessore
- Tensione nominale N3.2
- Floating Charge Voltage 3,2
- Potenza 5,2 capacità utilizzabile
- I corrente batteria
- I corrente di ricarica
- Maximum PV Array Open Circuit Voltage 145VDC
- PV Array MPPT Voltage Range 30~130VDC 64~130VDC 30~130VDC 64~130VDC
- Standby Power Consumption 2W
- PV Input Power 1000W / 1500W / 2000W 3000W 4000W
- Maximum Solar Charge Current 40A / 60A / 80A 60A 80A
- Maximum Efficiency 98%
- Maximum AC Charge Current 20A or 30A 60A
- Maximum ChargeCurrent

- Ottimizzare i consumi degli elettrodomestici esistenti, Luci.
1) Utilizzare tutte lampade a Led sia in esterno che in Interno
2) Sostituire gli elettrodomestici vecchi che abbiamo almeno una Classe A+,A++,A+++ .
3) Evitare di accendere inutilmente apparecchiature che non si utilizzano per giorni Esempio : Televisori, Personal Computer ecc.

Nota: quando parliamo di realizzare un impianto fotovoltaico non ci riferiamo ad installzione in appartamenti in città perchè sarebbero pochi quelli che ne potrebbero usufruirne per una questione di spazzi posa dei panneli, ma ci riferiamo a case ville la maggior parte delle quali sono situate fuori la città. Oggi il costo di un'impianto fotovoltaico è accessibile a tutti il vantaggio maggiore nella realizzazione dell'impianto fotovoltaico si ha quando si produce in autonomia tutta l'energia e rende autonoma l'abitazione senza più pagare utenze come i fornitori di energia elettrica e gas, legna, pellet.
Se pensate che una casa con due appartamenti o una villa parliamo all'incirca di 260 mq mediamnete spende :
- Energia elettrica sui 1600 euro l'anno.
- Gas o gasolio o pellet per riscaldamento 2500 euro l'anno.
- Chi ha anche camino deve aggiungere altre 900 eruo l'anno si spesa per la legna.
Penso di non avere esagerato con i prezzi, il totale di spesa si aggira sui 5000 euro l'anno, in 10 anni spende 50.00 euro, un impianto fotovoltaico di 10kw effettivi con accumolo costa all'incirca 25.000 euro, questo vuol dire che in 5 anni si ammortizza la spesa da sostenere.
Tenendo conto che i pannelli fotovoltaici hanno una garanzia di 25 o 30 anni dipende dal produttore (un consiglio se li comprate prendete sempre 2 pannelli in più perchè accidentalmente possono rompersi ed averne qualcuno di riserva fa sempre comodo soprattutto se è lo stesso articolo), poi c'è l'inverter che ha una garanzia inferiore può accadere che ogni 5 o sei anni è da cambiarlo ma la spesa sarà pressapoco di 500 o 600 euro e poi ci sono le batterie che solo le più costose però su internet veramente c'è l'imbarazzo della scelta, tenete conto che la tecnologia sulle batteria sta facendo passi da giganti ed a breve assisteremo sia ad un abbattimento dei costi delle batterie ed a prestazione nettamente superiori di quelle attuali. Un'altro costo da aggiungere all'installazione sono i condizionatori o le pompe di calore in modo che il riscaldamento sia tutto elettrico ed anche i fornelli della cucina. E come ultima cosa un acquisto di un generatore di 6 kw per l'emergenza in caso di fermo dell' impianto fotovoltaico per un qualsiasi motivo oppure in caso che non ci sia il sole per una settimana quindi l'impianto produce poco, bisogna dire che in Italia è difficile che non ci sia il sole per più di due giorni parlo di buio completo. Il consumo di un condizionatore di classe A, considerando un utilizzo medio di 8 ore al giorno un condizionatore da 9.000 BTU adatto per locali da 20 a 25 mq, consuma circa 750 wattora secondo i dati forniti da ENEA, pari a 0,75 kWh moltiplicato per 8 ore = 6 Kw al giorno moltiplicato per 365 giorni = 2190 kw annui di consumo. Abbiamo considerato che è acceso tutti i giorni dell'anno per 8 ore al giorno (considerate che i consumi sono inferiori) moltiplichiamo per il numero di condizionatore di cui abbiamo bisogno, il risultato è il calcolo totale dei kw annuali che consumano i condizionatori se aggiungiamo i Kw che consumiamo normalmente annualmente dalla bolletta dell'energia abbiamo il totale dei kw ora annui di cui abbiamo bisogno, dividendo per 365 giorni abbiamo il fabbisogno giornaliero dei kw/ora. Cosi potete avere un'idea della grandezza dell'impianto fotovoltaico di cui avete bisogno.

1) Se non vi è la possibilità di poter direzionare i moduli FV nella giusta direzione (Normale Sud/Ovest) Questo comprometterebbe il rendimento dell’impianto soprattutto quando non si può installare a terra ma bisogna utilizzare i tetti esistenti. Controllare anche se la struttura possa sopportare il nuovo peso aggiuntivo.
2) Verificare se esiste lo spazio sufficiente per l’installazione dei moduli in base alla potenza da installare al cliente.
3) Verificare la presenza di ombre e/o altri ostacoli che possono compromettere il rendimento dell’impianto e anche di tutto il funzionamento.

Il programma è utilizzabile solo per il calcolo del FV per i comuni Italiani, perchè sono state caricate i dati dell'irraggiamento che si trova sul sito dell'Enea solo dei comuni Italiani.
Qualora non fosse presente qualche comune basta inerire nel calcolo un comune adiacente dovrebbero avere la stessa irradiazione solare o cambia di poco quindi non influenza il calcolo.

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