Connessione degli Impianti Fotovoltaici agli Impianti Elettrici in Bassa Tensione, Tesi

M

la potenza misurata all’ingresso all’inverter e con la potenza disponibile nel punto di

il calcolo dell’efficienza

massima potenza del simulatore fotovoltaico, assume la forma:

∫

∫

Come avviene per il rendimento di conversione dell’inverter, anche questa efficienza deve poter

essere misurata in corrispondenza di differenti valori della potenza e della tensione di ingresso.

È possibile distingue l’efficienza in:

 efficienza MPPT statica, che si misura mantenendo invariate le condizioni di ingresso

per tutto il periodo della prova. Ne consegue che l’inverter è tanto più

(statiche)

efficiente, quanto più riesce ad avvicinarsi al punto di massima potenza e quanto meno

ampie sono le variazioni attorno ad esso;

 efficienza MPPT dinamica, che si misura variando nel tempo le condizioni di ingresso

l’inverter risulta tanto più efficiente quanto

del simulatore fotovoltaico. In questo caso

più riesce ad adattarsi al cambiamento delle condizioni di ingresso.

di possibile inefficienza consiste nella valutazione dell’inverter in presenza di

Un altro aspetto

più massimi relativi nella curva di potenza. Questo fenomeno si presenta frequentemente

quando uno o più moduli della stringa sono in ombra: in questi moduli la corrente non circola,

ma il passaggio della corrente prodotta dai rimanenti moduli non ombreggiati è garantito dai

diodi di by-pass (paragrafo 2.8.3).

In questo caso l’inverter fa lavorare il generatore fotovoltaico alla tensione di stringa e ad una

corrente minore, oppure ad una tensione minore e con la corrente massima, ottenuta sfruttando

appieno la corrente derivante dai moduli non ombreggiati.

Di solito gli algoritmi di ricerca del punto di massima potenza non riescono a riconoscere il

punto più vantaggioso sulla curva (punto di massimo assoluto) e si limitano e trovare il primo

massimo relativo che incontrano. Algoritmi sofisticati, invece, permettono all’inverter di

periodica

eseguire un’analisi su tutta la curva per cercare il punto di massima potenza più

vantaggioso.

3.5 Scelta dei cavi

I cavi utilizzati in un impianto fotovoltaico devono essere in grado di sopportare e resistere per

l'intero ciclo di vita dell’impianto (da 20 a 25 anni circa) a sfavorevoli condizioni ambientali,

come temperature elevate, precipitazioni atmosferiche e alle radiazioni ultraviolette.

adeguata a quella dell’impianto.

Prima di tutto i cavi devono avere una tensione nominale Sia in

la tensione dell’impianto

condizioni di corrente diretta sia di corrente alternata non deve

superare la tensione nominale dei cavi. 53

3.5.1 Tipi di cavi

Le condutture, cioè l’insieme di cavi e del tubo o canale in cui sono inserite, sul lato corrente

dell’impianto

continua deve avere un doppio isolamento o un isolamento rinforzato (di classe II)

in modo da ridurre il rischio di guasti a terra e corto circuiti (CEI 64-8).

I cavi sul lato corrente continua si distinguono in:

 cavi solari (o di stringa) che collegano i moduli tra loro e la stringa al primo quadro

elettrico di sotto-campo o direttamente all'inverter;

 cavi non solari, che vengono utilizzati a valle del primo quadro elettrico.

I cavi di collegamento dei moduli sono installati nella parte posteriore dei moduli stessi, dove la

temperatura può raggiungere i 70 - 80 °C. Di conseguenza, questi cavi devono essere in grado di

5)

sopportare temperature elevate e di resistere ai raggi ultravioletti , se installati a vista. Quindi

vengono utilizzati dei particolari tipi di cavi, generalmente cavi unipolari con isolamento e

guaina di gomma, con tensione nominale 0.6 - 1kV, con temperatura massima non inferiore ai

90 °C e con elevata resistenza ai raggi ultravioletti.

I cavi non solari , a valle del primo quadro elettrico, si trovano alla temperatura ambiente che

solitamente non supera i 30 - 40 °C, poiché sono lontani dai moduli. Questi cavi non presentano

resistenza contro i raggi ultravioletti e quindi, se disposti all'esterno, devono essere protetti dalle

radiazioni solari, semplicemente usando dei tubi o canali, comunque un rivestimento per uso

esterno, di solito una guaina. Se invece sono disposti all'interno degli edifici, vengono applicate

solitamente le regole usate per gli impianti elettrici.

alternata a valle dell’inverter

Invece per i cavi in corrente risulta valido quanto detto per i cavi

non solari in corrente continua.

3.5.2 Sezione e portata dei cavi 2

La sezione di un cavo (indicata in mm ) si determina in base a due parametri fondamentali, la

portata e la caduta di tensione. La sezione deve essere tale per cui:

 non sia inferiore alla corrente d’impiego

la sua portata ;

 la caduta di tensione ai suoi capi sia entro i limiti imposti.

Nella condizioni di normale funzionamento ogni modulo eroga una corrente prossima a quella

, per cui la corrente d’impiego

di corto circuito per il circuito di stringa è assunta pari a

quella di corto circuito in condizioni di prova standard, con una maggiorazione del 25% che

2

tiene conto di valori di irraggiamento superiori a 1 kW/m . In formule risulta:

Quando l’impianto fotovoltaico è di grosse dimensioni e suddiviso in sotto-campi, i cavi che

all’inverter devono condurre una corrente d’impiego

collegano i quadri elettrici di sotto-campo

pari a:

dove y è il numero di stringhe del sotto-campo afferenti allo stesso quadro elettrico.

La portata dei cavi rappresenta il valore massimo di corrente che il cavo può trasportare e

solitamente è indicata dai costruttori dei cavi stessi, per temperatura di 30 °C.

A seconda della posa e della temperature del cavo, il valore di portata deve essere ridotto in base

al coefficiente k =0.52 per cavi solari o k =0.53 per cavi non solari.

1 2

)

5 In presenza di radiazioni ultraviolette è importante usare cavi con guaine che resistano ai danni da radiazione. Il

primo sintomo di un’eccessiva esposizione è la decolorazione, che anticipa la degradazione del materiale plastico

della guaina. Se la guaina non viene sostituita rapidamente, può arrivare a decomporsi, compromettendo le sue

proprietà meccaniche e la resistenza alla tensione. 54 –

3 Metodi di installazione e configurazione

dell’usuale 4%

Negli impianti fotovoltaici la caduta di tensione ammessa è del 1 - 2% (anziché

degli impianti utilizzatori) al fine di limitare il più possibile la perdita di energia prodotta per

effetto Joule sui cavi. all’aumentare

Sul lato corrente continua la caduta di tensione sui cavi è puramente resistiva:

della lunghezza del cavo, si ha un aumento della resistenza e della caduta di tensione. Invece

all’aumentare della sezione del cavo, si ottiene una riduzione della resistenza e quindi anche

della caduta di tensione. 55

56

ELETTRICA E MISURA DELL’ENERGIA

4 COLLEGAMENTO ALLA RETE

Vengono di seguito considerate le modalità di collegamento degli impianti fotovoltaici alla rete

elettrica di distribuzione, in base alla vigente normativa. Si considerano in particolare le

caratteristiche da rispettare per il collegamento degli utenti alla rete, le condizioni da soddisfare

Viene descritto l’impianto per la

e i valori di riferimento per la scelta del tipo di collegamento.

connessione nelle sue parti: l’impianto di rete e l’impianto di utenza. Si articola il metodo per

l’individuazione dell’impianto di rete, considerando gli schemi di inserimento tipici e le

soluzioni tipiche di connessione in funzione della tipologia di utenza e della potenza. Si

valutano inoltre gli schemi di collegamento dell’impianto di rete in funzione del tipo di utenza e

la composizione dell’impianto di utenza. Si forniscono le regole tecniche di connessione per

qualsiasi tipo di utente mediante lo schema di connessione in parallelo alla rete di distribuzione.

Tale schema si avvale dei tre dispositivi atti alla protezione, dei quali si descrive la costituzione

e lo scopo. Si valuta infine uno tipico schema di impianto fotovoltaico connesso alla rete di

bassa tensione in presenza di impianto utilizzatore e le modalità di inserimento dei sistemi di

misura dell’energia fotovoltaica prodotta, consumata dall’utenza e prelevata dalla rete.

4.1 Panorama normativo

Attualmente lo stato normativo sulla connessione degli impianti fotovoltaici alla rete elettrica si

differenzia notevolmente a seconda che la connessione avvenga in bassa tensione a 230/400 V,

in media tensione tipicamente a 15 kV o 20 kV , o in alta tensione, tipicamente a 132 kV.

Le connessioni alle reti di media e alta tensione si basano sulle regole tecniche di connessione

all’interno della delibera ARG/elt 119/08, stabilite allo scopo di uniformare l’accesso

presenti

alla rete per gli utenti attivi (produttori) e per gli Utenti Passivi (normali utilizzatori) in modo

indipendente dal Distributore locale di riferimento. In allegato ad esse di trova anche la norma

seconda edizione “Regola tecnica di riferimento

del Comitato Elettrotecnico Italiano CEI 0-16

per la connessione di Utenti Attivi e Passivi alle reti di alta e media tensione delle imprese

distributrici di energia elettrica”.

La situazione normativa inerente l’allacciamento alla rete di bassa tensione è al momento più

complessa: per molto tempo ci si è riferito alla norma CEI 11-20 (con le varianti V1 e V2)

assieme alle regole tecniche dei gestori di rete. Dal 23 dicembre 2011 , data di sua emissione ed

entrata in vigore, la normativa di connessione è basata sulla norma CEI 0-21. Tale norma ,

elaborata da un gruppo di lavoro specialistico del Comitato Elettrotecnico Italiano assieme

all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), esplica le regole tecniche di connessione

alle reti di distribuzione di energia elettrica in bassa tensione (con tensione nominale, in corrente

alternata, fino a 1 kV) su tutto il territorio nazionale.

4.2 Caratteristiche delle reti di distribuzione in bassa tensione

Le reti elettriche di distribuzione dell’energia in bassa tensione presentano delle precise

caratteristiche, secondo norma CEI 0-21 , da prendere in considerazione per il collegamento

degli utenti alle reti stesse. Devono essere rispettati infatti precisi valori di tensione e frequenza.

Nelle reti di bassa tensione, la tensione nominale vale:

 230 V per forniture monofasi;

 400 V per forniture trifasi.

Le attuali tensioni unificate (Legge 105/1949) sono invece di 220/380 V, come per le verifiche

di tensione richieste dall’utente, rispettivamente per forniture monofase e trifase.

La frequenza nominale è di 50 Hz.

Stato del neutro e collegamento a terra delle masse dell’impianto utente

4.2.1

Sul lato bassa tensione delle reti d