Dopo questa breve pausa estiva, riprendiamo la trattazione relativa agli impianti fotovoltaici, introducendo gli ultimi dettagli preliminari e presentando un “caso reale”.
Per procedere al progetto di un qualsiasi impianto solare (non solamente fotovoltaico) è necessario valutare le potenzialità del sito in esame, analizzando irraggiamento e posizione delle superfici disponibili per l’impianto, al fine di individuare eventuali elementi ombreggianti che ridurrebbero la resa produttiva dell’impianto.
E’ poi ovvio che è necessario analizzare le esigenze dell’utenza, in funzione delle quali verrà dimensionato poi l’impianto.
Infine non bisogna dimenticare che qualunque impianto deve rispettare le normative vigenti, non solo di natura tecnica ma anche di compatibilità ambientale, pertanto il progetto in se avrà luogo solo se il sito in esame non ricade sotto vincoli di tutela paesaggistica che ne impediscano una sua installazione.
Limitandoci ai soli impianti fotovoltaici, il primo passo è valutare come già detto la produttività del sito e la convenienza economica di un eventuale impianto rapportata ai consumi elettrici sostenuti tradizionalmente dall’utenza (ovviamente tutto ciò vale per impianti che non siano strettamente necessari, laddove fossero assolutamente necessari, come nel caso di impianti non interconnessi in rete per alimentazioni di utenze non alimentabili altrimenti, l’aspetto economico cade in secondo piano rispetto all’esigenza energetica), sottoposta tale valutazione al committente ed ottenuto il via libera, si procede con la progettazione stessa.
DIAGRAMMI SOLARI
Una fase importantissima per la progettazione dell’impianto è l’analisi del percorso solare, ed a questo scopo possono venire in aiuto i diagrammi solari.
I diagrammi solari rappresentano l’altezza solare α in funzione dell’azimut γ (per maggiori spiegazioni sul significato di questi parametri si veda il seguente post) al variare dell’ora del giorno, del mese e della latitudine del luogo considerato:
In tali diagrammi si riporta (in opportuna scala ed unità di misura) l’altezza dei vari elementi ombreggianti presenti, ed immediatamente è possibile valutare se durante la giornata ed al variare delle stagioni il sito dove si vuole installare l’impianto risulta ombreggiato ed in quale misura.
OMBEGGIAMENTO TRA FILE PARALLELE
Un altro parametro da tenere in considerazione è l’ombreggiamento tra file parallele di pannelli, infatti nel caso sia necessario disporre i pannelli su superfici piane su più file, bisogna tenere in considerazione che la fila che precede può ombreggiare la fila che segue, pertanto bisognerà tenere conto di una certa distanza tra le file nel posizionamento dei pannelli, distanza che riduce la superficie utile a disposizione per i pannelli stessi:
E’ immediato valutare, a partire dall’immagine precedente, la distanza minima DT per il posizionamento delle file parallele (β maggiore di 0).
I parametri δm (pari a 23.5°) e φ rappresentano rispettivamente la declinazione al solstizio invernale (periodo di minima elevazione) e la latitudine del sito.
Per individuare la distanza minima tra le file si può fissare una condizione che rappresenta un buon equilibrio tra sfruttamento della superficie a terra ed ombreggiamento reciproco, tale condizione è quella di valutare il non ombreggiamento reciproco alle ore 12 del solstizio d’inverno.
PROGETTO DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Consideriamo un centro sportivo sito ad Olbia (SS), nel quale è richiesta l’installazione di un impianto fotovoltaico in grado di produrre su base annuale la stessa quantità di energia consumata, superficie a disposizione per l’impianto permettendo.
Tale progetto è stato oggetto di una esercitazione durante un corso Universitario di qualche anno fa, pertanto alcuni dati potrebbero non apparire aggiornatissimi, ma risultano comunque indicativi.
Per valutare la produttività del sito venivano forniti i dati di irraggiamento totale sul piano orizzontale e si calcolano le componenti diretta, diffusa e riflessa (ovviamente questa procedura è limitata all’essere una esercitazione, come già detto in un post precedente le norme UNI10349 forniscono le componenti diretta e diffusa separatamente).
Procedendo allo svolgimento dei calcoli presentati in due post precedenti (1 e 2) si può valutare l’angolo ottimale β del pannello (considerando un valore di albedo ρ pari a 0.3) in modo da massimizzare la radiazione raccolta per unità di superficie dal pannello (tale angolo è fortemente influenzato dalla latitudine del sito, nel caso in esame si aveva φ = 40.54°).
Nel caso in esame si otteneva un angolo ottimale pari a 30.54°.
Considerando il numero medio di ore di insolazione per i vari mesi dell’anno e valutando l’energia totale unitaria incidente sul pannello inclinato dell’angolo βott (e considerato perfettamente orientato a Sud), si ottiene la seguente tabella dove sono rappresentate l’energia totale incidente sul pannello E, il coefficiente di serenità media mensile K e la temperatura esterna media mensile TEXT m.m.:
Per la realizzazione dell’impianto si vogliono utilizzare pannelli in silicio monocristallino aventi rendimento ηM pari al 13%.
Il rendimento di un pannello fotovoltaico è valutato dal produttore nel rispetto di alcune condizioni di prova, condizioni che prevedono una temperatura di riferimento di funzionamento del modulo che normalmente non corrisponde alla temperatura effettiva.
E’ quindi necessario correggere il rendimento del modulo in funzione di questo parametro mediante la seguente relazione:
ηM,EFF = ηM(1-B(TC – Trif))
dove ηM,EFF indica il rendimento effettivo del modulo fotovoltaico, ηM il rendimento fornito dal costruttore, B indica il coefficiente di scambio termico del pannello, Tc indica la temperatura operativa della cella e Trif la temperatura di riferimento (25°C) alla quale è stato valutato il rendimento dal produttore.
Tc si valuta mediante la seguente relazione, che tiene conto anche della temperatura nominale operativa della cella (NOCT) e della temperatura dell’aria (TARIA):
Tc = (219 + 832K)(NOCT – 20)/800 + TARIA
Rimane ora da tenere in considerazione un ultimo parametro definito Balance of System (BOS), il quale corregge il rendimento in modo da includere in esso perdite legate agli inverter ed all’eventuale ciclo di scarica dell’accumulatore (assente in questo caso), oltre allo sporcamento delle superfici captanti, stress termici, ecc., pertanto si ha (ipotizzando un valore piuttosto cautelativo BOS = 75%):
ηG = ηM,EFF ∙ BOS
Per l’impianto in esame vengono riportate tutte queste grandezze nella seguente tabella:
E’ ora immediato, una volta fissate le richieste dell’utenza, valutare la superficie richiesta (ricordo che è stato stabilito di dimensionare l’impianto per una produzione media annua pari al consumo medio annuo dell’utenza):
AF = ER / (ηG ∙ E)
Dove AF rappresenta la superficie calcolata dell’impianto ed ER l’energia elettrica richiesta dall’utenza.
La seguente tabella mostra l’insieme di questi dati:
Eseguendo la sommatoria per i vari mesi dell’energia richiesta dall’utenza e dell’energia prodotta a metro quadro dall’impianto (rispettivamente ER,M e ES,M), si può immediatamente individuare il valore della superficie richiesta:
AF = somma(ER,M)/ somma(ES,M)= 171 m2
Ovviamente per potere installare tale impianto è necessario che sul sito in questione vi sia una sufficiente superficie orientata a Sud per potere installare i vari pannelli, superficie che, come già detto in precedenza, in caso di superficie di appoggio non opportunamente inclinata, deve essere maggiorata per evitare ombreggiamenti reciproci tra le file dei pannelli.
L’analisi economica della redditività dell’impianto tiene in considerazione i costi dei pannelli e di tutti i materiali (inverter, cavi, supporti), gli eventuali incentivi economici (statali e locali) ed il costo dell’energia da acquistare dalla rete quando l’impianto produce meno delle richieste dell’utenza, oltre che il prezzo di vendita dell’energia in surplus quando l’impianto produce più della richiesta.
Il costo “chiavi in mano” di un impianto di queste dimensioni è dell’ordine dei 100.000 €.
