Gestione Intelligente Dei Flussi Di Energia E

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UNIVERSITÀ TELEMATICA INTERNAZIONALE
UNINETTUNO
FACOLTÀ DI INGEGNERIA
Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Gestionale
ELABORATO FINALE
in
Gestione intelligente dei flussi di energia e progettazione
di un impianto fotovoltaico con accumulo su un edificio
residenziale multi-familiare
RELATORE
CANDIDATO
Ch.mo Prof. Pietro Capaldi
ANNO ACCADEMICO 2015/16
Salvatore Fruttidoro
INDICE
RINGRAZIAMENTI………………………………………………………………
1
INTRODUZIONE…………………………………………………………………
2
CAPITOLO 1. IL FOTOVOLTAICO OGGI…………………………………... 6
1.1
GLI SVILUPPI NEGLI ULTIMI ANNI …………………………………………
6
1.2
IL FOTOVOLTAICO NEL MONDO……………………………………………
8
1.3
LA SITUAZIONE ATTUALE IN ITALIA………………………………………... 10
1. 4
CONSIDERAZIONI FUTURE
12
CAPITOLO 2. SISTEMI DI ACCUMULO E CONSUMO INTELLIGENTE
13
2.1
GENERALITA’ SUGLI ACCUMULATORI…….………………………………
13
2.2
I TIPI DI ACCUMULATORI CON RELATIVI VANTAGGI E SVANTAGGI… 16
2.3
L’ACCUMULO DI RETE: PROGETTI ITALIANI ……………………………..
18
2.4
AUTOCONSUMO INTELLIGENTE…………………………………………….
21
CAPITOLO 3. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO…………………………… 25
3.1
PLANIMETRIE DEL SITO………………………………………………………
25
3.2
CURVE DI CARICO …………………………………………………………….
27
3.2.1
CURVE DI CARICO DELLE UTENZE DOMESTICHE……………………..
28
3.2.2
CURVE DI CARICO DEI SERVIZI COMUNI………………………………….
32
3.3
GENERALITA’ DI PROGETTO DELL’ IMPIANTO PASSIVO………………
34
3.3.1
CONSEGNA E DISTRIBUZIONE………………………………………………
34
3.3.2
SCHEMA UNIFILARE QUADRO GENERALE……………………………….
36
3.4
3.4.1
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO …………………………………….. 37
FOTOVOLTAICOPRODUCIBILITÀ DELL’IMPIANTO E SCELTA DELLA
POTENZA NOMINALE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO……………….. 38
3.4.2
DESCRIZIONE DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO…………………………... 41
3.4.3
DIMENSIONAMENTO INVERTER…………………………………………….
3.4.4
DIMENSIONAMENTO SISTEMA DI ACCUMULO…………………………... 46
3.4.5
SCELTA DEI CONDUTTORI E TIPOLOGIA DI POSA……………………… 50
3.4.6
CONSIDERAZIONI PER IL DIMENSIONAMENTO DEI CONDUTTORI E
SCELTA DELLE PROTEZIONI…………………………………………………
41
51
3.4.7
INDICAZIONI SU CONNESSIONI, DERIVAZIONI E QUADRI ELETTRICI. 53
3.4.8
PARALLELO CON LA RETE…………………………………………………...
3.4.9
SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO……………………………. 56
3.4.10 SCHEMI ELETTRICI…………………………………………………………….
53
65
CAPITOLO 4. ANALISI TECNICA ED ECONOMICA………………………. 69
4.1
ANALISI ECONOMICA………………………………………………………….
71
4.2
ANALISI E VALUTAZIONE DEI FLUSSI DI ENERGIA……………………...
75
4.3
VANTAGGI RELATIVI ALLA GESTIONE DI UN UNICO IMPIANTO……… 86
4.3.1
PROCEDURA RELATIVA ALLA RICHIESTA DI CONNESSIONE DI UN
IMPIANTO DI PRODUZIONE ALLA RETE ELETTRICA NAZIONALE……. 86
4.3.2
RICHIESTA DEL SERVIZIO DI SCAMBIO SUL POSTO
88
4.3.3
SERVIZIO DI MISURA
89
CAPITOLO 5. ANALISI TECNICA ED ECONOMICA……………………….
91
CONCLUSIONE………………………………………………………………….
91
SITOGRAFIA E BIBLIOGRAFIA……………………………………………….
93
RINGRAZIAMENTI
Ringrazio prima di tutti Stefania, per la sua pazienza nei miei confronti e
soprattutto per l’energia che mi ha trasmesso per ultimare tutto il percorso di
studi. Questo percorso è stato condiviso pienamente con lei sia nei momenti
di gioia, sia nei parecchi momenti di scoraggiamento che ha dovuto sopportare
e sostenere.
Ringrazio anche i miei colleghi di università per le collaborazioni e le sinergie
che si sono create durante tutto il percorso, anche se, quasi tutte in veste
virtuale. Sarà un grande piacere conoscerli personalmente quando ci
incontreremo per ultimare questa gradevole avventura.
Un grazie anche al mio relatore Prof. Ing. Pietro Capaldi, per la sua guida e per
la sua disponibilità di concedermi grande spazio di scelta per la stesura di
questo lavoro.
Infine, ma non per ultimo, ringrazio il buon Dio che ha permesso e voluto che
raggiungessi questo nuovo traguardo.
Sposo in pieno il pensiero di Emil Cioran: “Vivere assolutamente senza scopo!
Questo stato lo l'ho intravisto e l'ho anche raggiunto, ma senza riuscire a
rimanervi: sono troppo debole per una felicità simile”.
1
Introduzione
Il presente lavoro, partendo dall’analisi degli scenari energetici attuali e futuri, intende
presentare un’idea di progetto riguardo lo sviluppo ormai prossimo delle nuove
tecnologie relative alle SMART GRID.
Attualmente i nuovi scenari energetici sono molto incerti e di difficile prevedibilità,
essendo cambiate sia la domanda che l’offerta della produzione di energia in modo
assolutamente inaspettato e con caratteristiche molto differenti a seconda delle aree
geografiche di riferimento.
Gli eventi accaduti negli ultimi anni (Fukushima, rispetto del Protocollo di Kyoto,
abbassamento del costo del petrolio e del metano, disponibilità shale gas, etc.)
stanno profondamente incidendo sulle scelte future riguardo alla tecnologia da
adottare per i nuovi impianti o alla semplice sostituzione di quelli esistenti ormai
ritenuti obsoleti.
Le caratteristiche di tali scenari risultano molto differenti a seconda delle aree
geografiche di riferimento. In particolare, alcuni parametri significativi che
influenzano gli sviluppi futuri sono:

la presenza significativa di attività industriali;

il grado di benessere richiesto in ambiente domestico e l’ efficienza energetica
media delle abitazioni;

le caratteristiche dei sistemi di produzione elettrica (metano, carbone,
nucleare, rinnovabile, etc.) esistenti in loco e le prospettive di utilizzo future
rispetto alla disponibilità di combustibile primario e al rispetto delle emissioni;

Possibile mix di tali condizioni.
2
Un altro aspetto, relativamente all’assetto energetico nei Paesi industrializzati, è
legato molto alla specifica condizione economica.
Fra i vari aspetti che influenzano l’assetto energetico di un Paese (indipendente dalla
crisi), emerge, in particolare, la climatizzazione degli ambienti domestici e lavorativi.
Un altro aspetto riguarda le condizioni climatiche ed il grado medio di efficienza delle
abitazioni e degli uffici (isolamento termico) che rappresentano delle variabili di
grande impatto sulla energia richiesta (per riscaldamento ed illuminazione).
Inoltre,
un’altra variabile significativa riguarda il grado di benessere richiesto
dall’utente e il consumo di acqua calda sanitaria, che
assumono valori molto
differenti ed a volte ingiustificati.
Anche la tecnologia utilizzata per la produzione elettrica
influenza l’assetto
energetico. Alcune tecnologie ritenute promettenti possono essere utilizzabili in
alcuni Paesi (nucleare e carbone), ma risultano essere assolutamente anacronistiche
per le aree più avanzate che vedranno ridotto il proprio fabbisogno energetico.
Per i prossimi anni è lecito prevedere che, almeno nei Paesi industrializzati, una
parte delle centrali a carbone/olio e nucleari obsolescenti venga sostituita con altre
forme di conversione energetica.
L’inevitabile presenza di fonti di tipo rinnovabile (solare, geotermico, eolico, etc.)
porterà, inevitabilmente, verso la definizione di reti localizzate dotate di sistemi di
storage elettrico e termico.
Il lavoro svolto in questa tesi si proietta verso tali soluzioni future.
In particolare, l’argomento considerato in questo lavoro è stato quello di
dimensionare, per un residenze con quattro unità domestiche, un unico impianto
fotovoltaico con accumulo e gestione intelligente dei flussi di energia da un'unica
centrale di controllo e monitoraggio .
3
L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico si sviluppa solo di giorno e si
concentra nelle ore di massima radiazione solare. Invece, i consumi domestici sono
distribuiti nell’intero arco della giornata, generalmente con due picchi: uno diurno e
uno serale. La notte, è presente un consumo quasi costante, chiamato basale,
dovuto sia allo stand-by, sia al consumo di qualche elettrodomestico (ad esempio il
frigorifero) e/o ad una illuminazione esterna (luci giardino). Inoltre, se si confronta la
curva di produzione giornaliera dell’impianto fotovoltaico con la curva dei consumi, si
nota una discreta quantità di energia prodotta dall’impianto e ceduta alla rete.
L’obbiettivo
principale
è
quello
di
gestire
complessivamente
l’impianto
massimizzando l’autoconsumo.
Sulla base del sistema dimensionato, sono state effettuate varie considerazioni
economiche e tecniche rispetto alla proposta che offre attualmente il mercato, ovvero
5 impianti distinti. Il dimensionamento dell’impianto e le valutazioni sono state
effettuate attraverso dei fogli di calcolo creati appositamente.
Alcuni dispositivi utilizzati per il dimensionamento dell’intero impianto, riguardano
una tecnologia utilizzata già da tempo in Germania e in altri paesi ma ancora in
attesa di certificazione dalla normativa italiana.
Questo elaborato si articola in 5 capitoli principali.
Il primo capitolo vuole essere un’analisi degli attuali e futuri sviluppi del fotovoltaico
nel mondo e in Italia.
Il secondo capitolo presenta le attuali tecnologie per l’ accumulo residenziale, i
principali parametri che le caratterizzano e la loro integrazione con i sistemi
intelligenti dei flussi di energia.
Nel terzo capitolo, considerando un edificio tipo e degli ipotetici profili di carico
derivati da studi specifici, sono stati dimensionati tutti i dispositivi ed elementi del
progetto complessivo.
4
Nel quarto capitolo trovano spazio le valutazioni finali sul lavoro svolto. Si pone
l’attenzione sugli aspetti economici e tecnici. In particolare, si è posta l’attenzione
sull’analisi dei consumi evidenziando gli effetti della presenza del sistema di
accumulo e di gestione intelligente dei flussi di energia.
Nel quinto capitolo sono state raccolte le conclusioni del lavoro con gli opportuni
raffronti rispetto alla tecnologia attualmente proposta.
5
CAPITOLO 1. IL FOTOVOLTAICO OGGI
1.1. GLI SVILUPPI NEGLI ULTIMI ANNI
Negli ultimi anni, in tutti i paesi sviluppati, si è assistito ad un aumento delle fonti
energetiche rinnovabili. La Cina risulta essere il Paese con più solare installato
nell’anno 2015. Con 50 GW installati a livello mondiale, il fotovoltaico, nel 2015, ha
segnato un altro record, portando la potenza totale ben oltre i 200 GW, fino a circa
227 GW.
Sempre più importante il ruolo dell’ Asia, con la Cina che continua a crescere; in
ascesa l’America, diversi i mercati nascenti diventati interessanti, mentre l’Europa,
pur avendo installazioni nuovamente in aumento, è sempre meno centrale.
Questo, quanto emerge dall’ultimo rapporto dell’International Energy Agency
Photovoltaic Power System Program.
Come si vede dal grafico di Fig. 1.1, la crescita della potenza da Fotovoltaico nel
mondo continua ad accelerare con 50 GW aggiunti nell’anno da poco concluso.
Figura 1.1 - Evoluzione del Fotovoltaico
6
La regione Asia-Pacifico ha raggiunto il 59% dell’installato nel 2015 (vedi Fig. 1.2).
Figura 1.2 - Evoluzione annuale delle Installazioni Fotovoltaiche
Con 227,1 GW di potenza cumulata, a livello mondiale il fotovoltaico ora
fornisce l’1,3% dell’elettricità del pianeta. In 23 paesi nel mondo ora ci sono più di 1
GW di impianti e in 22 Paesi il fotovoltaico ha superato la soglia dell’1% sulla
domanda elettrica.
L’Italia continua a mantenere il record, soddisfacendo con il solare l’8% del
fabbisogno elettrico.
7
1.2. IL FOTOVOLTAICO NEL MONDO
Asia
Figura 1.3 – Installazioni in Asia
La Cina ha battuto il record di potenza installata in un solo Paese in un anno,
con 15,1 GW connessi nel 2015, ed è ora la nazione con più fotovoltaico al mondo,
con oltre 43,5 GW.
Si assiste, inoltre, ad una crescita del mercato giapponese, nel quale si sono
installati nuovi impianti per ben 11 GW.
Si confermano mercati maturi Corea, Australia, Thailandia, Malesia, Filippine e
Taiwan, mentre l’India, con 2 GW installati nel 2015, è la grande promessa del
fotovoltaico per i prossimi anni.
8
Europa
In Europa, nel 2015, dopo anni di crisi, è tornata la crescita, ma il merito è soprattutto
del Regno Unito, dove si sono installati 3,5 GW di nuova potenza.
La Germania ha visto un abbassamento, con un installato annuale di 1,46 GW, la
Francia si è stabilizzata a 0,9 GW, l’Italia ha installato nel 2015 circa 300 MW di
nuova potenza, registrando, dunque, una situazione di fermo.
Tra i mercati europei con impianti installati di medie dimensioni, si segnalano in
ascesa i Paesi Bassi, mentre Svizzera, Austria, Danimarca e Spagna, nonostante
sostengano ancora un mercato importante, hanno visto una crescita minore.
Tra i Paesi Europei emergenti, si evidenzia la Polonia, la Svezia e l’Ungheria,
mentre diversi mercati, che negli anni passati registravano oltre un GW di nuova
potenza annuale, nel 2015 sono stati quasi azzerati, a causa di alcuni cambiamenti
normativi: Repubblica Ceca, Grecia, Romania e Bulgaria.
America
Continua il boom del solare in Nord America: il mercato USA ha segnato 7,5 GW di
nuova potenza nel 2015, il Canada 600 MW e il Messico 380.
Spostandosi in Sud America, il Cile ha connesso quasi 450 MW, l’Honduras 389
MW, mentre ci sono grandi aspettative per i prossimi anni per altri mercati come il
Brasile.
Africa e Medio Oriente
In Medio oriente, la Turchia ha installato 208 GW, mentre Israele che ha aggiunto
200 MW nel 2015, resta il Paese con più impianti della regione.
In Africa si segnala la frenata del mercato sudafricano, passato da quasi 1 GW nel
2014 a 200 MW nel 2015.
9
Tra i mercati citati l’Algeria, con 270 MW nel 2015, mentre per altri Paesi si
prevedono diversi progetti, l’Egitto mira ad una potenza di 5 GW.
1.3.
LA SITUAZIONE ATTUALE IN ITALIA
Secondo i dati Gaudì la nuova potenza installata nel primo trimestre del 2016 è stata
di 85 MW: un aumento del 33% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente e
un +0,3% rispetto all’ultimo trimestre 2015.
Se i volumi trimestrali tenessero i livelli di questi primi tre mesi, dunque, si avrebbe
una significativa ripresa rispetto ai 290 MW installati nel 2015.
Tra i segnali interessanti che arrivano dai dati gennaio-marzo 2016 va segnalato il
fatto che, se per gli impianti sotto ai 20 kW e superiori a 500 kW non si registrano
rilevanti variazioni di potenza installata, per le taglie tra 20 e 500 kW c’è stato un
aumento del 126% rispetto allo stesso periodo di un anno prima.
Se le piccole taglie (<20 kW) continuano a sostenere in gran parte il mercato, con
il 62% della nuova potenza e il 96% degli impianti connessi, sembra però che si stia
muovendo anche il mercato degli impianti di taglie medie, tipicamente realizzati per
attività commerciali o stabilimenti industriali.
Quel che succederà d’ora in poi – osservano gli analisti dell’Energy & Strategy Group
– dipenderà molto dall’evoluzione della tariffa elettrica, con particolare riferimento alla
modifica attesa della quota non variabile della tariffa, che per le utenze domestiche è
già stata definita, ma che resta sostanzialmente un’incognita per le utenze non
domestiche.
Con la conversione in legge del decreto Milleproroghe, si dispone che gli utenti non
domestici paghino gli oneri di sistema in bolletta nello stesso modo in cui ora pagano
i costi di rete, ossia in parte sulla parte fissa e in parte su quella variabile.
10
Per ora il processo per questa riforma è soltanto iniziato. Quando questa sarà
completata,
per le aziende ridurre i prelievi dalla rete con
efficienza e/o
autoproduzione in loco sarà certamente meno conveniente.
Altro fattore chiave per il futuro del fotovoltaico italiano è l’evoluzione della normativa
sui SEU (Sistemi Efficienti di Utenza) e gli SDC (Sistemi di Distribuzione Chiusi).
“Attualmente, le norme inerenti le sopracitate configurazioni non ricoprono il ruolo di
elementi abilitanti alla diffusione delle tecnologie atte all’autoproduzione dell’energia
elettrica da fonte rinnovabile a causa delle forti limitazioni ai contesti in cui possono
essere implementati”, spiegano gli analisti del Politecnico di Milano. Inoltre, “nel
medio termine non ci si aspetta che giungano novità sul fronte normativo, quindi è
plausibile aspettarsi un quadro stabile sulle attuali posizioni.”
Infine, come detto, c’è la variabile calo dei costi dello storage, sulla quale c’è invece
più ottimismo.
I due scenari previsionali
A seconda di come andranno le cose su questi due fronti gli analisti hanno costruito
due scenari previsionali: “best case” e “worst case” (vedi Fig. 1.4).
Figura 1.4 - Nuova potenza installata
Nel più pessimistico “worst case“ si ipotizza che all’impatto derivante dall’adozione
della nuova tariffa elettrica si accompagnino ulteriori ritardi nello sviluppo dei sistemi
11
SEU e SDC e una riduzione dei costi dello storage, comunque non in grado di
garantire un’adeguata redditività degli impianti: in questo caso, come anticipato, si
avrebbero solo 150-250 MW/anno di installazioni fotovoltaico, soprattutto per utenze
residenziali.
Nello scenario più ottimistico “best case“, invece, si ipotizza che all’impatto derivante
dall’adozione della nuova tariffa elettrica si contrapponga una semplificazione
normativa dei sistemi SEU e SDC e che ci sia la disponibilità di sistemi di storage
competitivi in termini di costo, per lo meno nella parte finale del periodo considerato
(dal 2016 al 2020): in questo caso si prevede un mercato anche da 700-800
MW/anno, con una ripresa delle installazioni commerciali e piccolo/medio industriali.
1.4. CONSIDERAZIONI FUTURE
Nonostante il fotovoltaico in Italia sia stato svezzato (forse troppo precocemente)
dagli incentivi, il suo stato di salute dipende ancora essenzialmente dalle misure di
policy.
Altro fattore chiave per il fotovoltaico è l’evoluzione dei costi delle batterie: se i prezzi
scendessero abbastanza in fretta, lo storage potrebbe innescare un nuovo boom del
fotovoltaico in Italia.
Tutte queste variabili rendono difficile fare previsioni attendibili anche sul breve
termine: in uno scenario ottimista – emerge dalle nuove previsioni per il periodo
2016-2020 pubblicate dall’Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano – si può
stimare che nei prossimi quattro anni si installino 7-800 MW all’anno, ma se le
circostanze sopracitate fossero negative potremmo avere anche un rallentamento
ulteriore rispetto ad adesso, con installazioni annuali che si potrebbero fermare
anche a 150-250 MW/anno.
12
CAPITOLO 2. SISTEMI DI ACCUMULO E CONSUMO
INTELLIGENTE
2.1. GENERALITA’ SUGLI ACCUMULATORI
Una cella elettrochimica è costituita da due elettrodi uno positivo ed uno negativo in
riferimento all’elettrodo di idrogeno standard. La differenza di potenziale tra
l’elettrodo positivo e negativo è detto potenziale di cella. L’elettrolita rappresenta il
mezzo per trasferire gli ioni + e - tra i due elettrodi. Il catodo è l’elettrodo positivo che
accetta elettroni dal circuito esterno, mentre l’anodo è l’elettrodo negativo che
produce elettroni utili per il circuito esterno (fornisce il “combustibile”).
Ogni coppia di elementi attivi per la carica scarica del sistema hanno un specifico
valore di potenziale elettrochimico. La tensione d’equilibrio di una cella è funzione
della concentrazione dell’elettrolita e della temperatura. La tensione va a coincidere
con il potenziale a vuoto, misurato con i morsetti della cella a circuito aperto.
Tale coincidenza di parametri viene raggiunta in condizioni operative in tempi di
secondi o ore in base al tipo di tecnologia adottata. La capacità di una cella è
tipicamente misurata in ampere ore Ah. La capacità è determinata da una corrente
costante di scarica fino ad un definito valore di tensione di scarica. La capacità
dipende notevolmente dalla corrente di scarica e dalla temperatura. I costruttori di
batterie possono definire la corrente di scarica in base alla tensione di fine scarica
(detta di cut off o interdizione o soglia), in genere si preferisce fissare un periodo di
scarica prefissato dipendente dal tipo di batteria. È comunque fondamentale
verificare le condizioni di riferimento fornite dai costruttori quando si effettuano
comparazioni tra diversi prodotti.
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Tipicamente la tensione di cella varia tra 1.2 V e 3.6 V. A causa di ciò svariate celle
sono collegate in serie per formare una stringa con tensione nominale più elevata. La
tensione nominale di una batteria è perciò definita dal numero di celle collegate in
serie per la tensione nominale di una singola cella. Le batterie sono sempre vendute
in blocchi o moduli. Per aumentare la capacità di una batteria più stringhe vengono
collegate in parallelo. L’energia nominale contenuta da una batteria Wh è definita
dalla tensione nominale di batteria per gli ampere ora nominali della batteria.
Lo stato di carica (SOC state of charge) definisce la capacità che può essere ancora
fornita dalla batteria in un istante definito. SOC pari a zero vuol dire che la batteria è
completamente scarica. Valore complementare allo stato di carica è la profondità di
scarica (DOD depth of disharge) infatti tale valore indica quanta energia è stata
erogata.
Un ciclo si riferisce ad un processo di scarica seguito da un processo di carica. Nei
data sheet delle batterie il ciclo fa riferimento ad uno stato iniziale di SOC=1 fino ad
un valore fissato di DOD. Un ciclo completo nominale si riferisce alla scarica
completa di una batteria da SOC=1 fino a DOD=1. I cicli di vita di una batteria
rappresenta i numeri di cicli oltre i quali, in funzione del DOD raggiunto nel processo
di scarica, la capacità della batteria risulta essere inferiore all’ottanta per cento della
capacità di inizio vita della batteria. L’efficienza in capacità ( o ampere-hour
efficiency) è definito dal rapporto degli ampere ore scaricati dalla batteria per gli
ampere ore di carica della batteria, sotto specifiche condizioni di temperatura e
velocità di carica e scarica. Nel caso di processi a corrente costante l’efficienza in
capacità è così esprimibile:
14
;
Spesso è utilizzato anche il fattore di carica definito come il reciproco dell’efficienza
di capacità . L’efficienza in energia è il rapporto tra l’energia scaricata per l’energia
caricata in precise condizioni. La taglia della batteria è data dall’energia nominale
contenuta nelle condizioni di carica piena. Per esprimere in altri termini la taglia di
una batteria in relazione con il carico al quale deve fornire l’energia, si usa spesso il
termine di giorni di autonomia. I giorni di autonomia sono definiti come il rapporto tra
l’energia contenuta in una batteria kWh per il consumo medio giornaliero kWh/giorno.
Tale termine esprime per quanto tempo il sistema a piena carica riesce ad alimentare
il carico ad esso collegato. La corrente di batteria in genere è data in relazione alla
taglia della batteria stessa. Questo in quanto la tensione e le proprietà elettriche che
sono corrente-dipendenti sono legate alla corrente specifica del carico agli elettrodi in
accordo con gli elementi attivi impiegati nella batteria. La corrente di batteria perciò
viene espressa come multiplo degli ampere ora nominali (capacità della batteria) o
come multiplo di una corrente di scarica definita. La capacità in genere viene indicata
con il termine Cx dove x indica il tempo che causa la scarica della batteria. La
tensione di fine carica di una batteria definisce il limite superiore di tensione. La
ricarica della batteria in genere non viene arrestata con il raggiungimento di tale
valore, ma si attua una riduzione della corrente impressa per mantenere il valore
della tensione di fine carica nel tempo. Il tempo di vita di una batteria dipende
fortemente dalle condizioni operative e dalla strategia di controllo. I produttori in
genere utilizzano due diversi tipi di lifetime: il float lifetime che fornisce il tempo di vita
sotto condizioni di carica costanti in assenza di cicli e per continui processi di carica
scarica (cycle lifetime). Talvolta è fornito anche lo shelf lifetime che definisce il tempo
15
per la quale la batteria mantiene la sua capacità al di sopra dell’ 80% rispetto al
valore nominale. Le batterie infatti sono soggette al degrado delle prestazioni nel
tempo anche se non utilizzate.
L’auto scarica descrive le (reversibili) perdite di capacità in condizioni di circuito
aperto. La sua entità dipende fortemente dalla temperatura. Lo stato di salute della
batteria è definito come il rapporto tra la capacità attuale e la capacità nominale. Lo
stato di salute indica per quanto a lungo il sistema di accumulo potrà sopperire alla
sua funzione. In genere per le batterie al piombo-acido lo stato di salute limite oltre il
quale si procede alla sostituzione delle batterie è dell’80%. Le batterie possono
operare con stati di salute anche molto inferiori però i giorni di autonomia calano
notevolmente.
2.2. I TIPI DI ACCUMULATORI CON RELATIVI VANTAGGI E SVANTAGGI
I principali tipi di batterie sono:
– Al Piombo – Acido (ermetici e con elettrolita in gel): hanno il vantaggio di
essere le più diffuse sul mercato, il che comporta un ottimo rapporto qualità
prezzo. Lo svantaggio più grande è sicuramente il fatto che siano molto
ingombranti ed abbiano un elevato peso specifico.
– Al Nichel Cadmio: possiedono il vantaggio di poter accumulare grosse
quantità di energia anche a basse temperature, però hanno una bassa
memoria energetica, che non gli permette di accumulare grossi quantitativi di
energia.
– Al Nichel (Metallo – idruro): la capacità di accumulo è di tre volte maggiore
rispetto alle batterie al Nichel Cadmio di pari dimensioni, però hanno una
densità volumetrica minore rispetto alle batterie agli ioni di Litio. Inoltre
16
presentano il vantaggio di avere una lunga durata, costi di manutenzione
molto bassi e permettono di essere scaricate quasi completamente, a
differenza delle precedenti che solitamente trattengono un 30% – 40% di
energia.
– Agli ioni di Litio (es. litio-ossido di nichel, litio- ferro-fosfato): sono molto diffuse
come quelle al Piombo – Acido, sono in continua evoluzione a livello
tecnologico e hanno una durata maggiore rispetto a quelle al Piombo, però
hanno un costo decisamente più elevato.
– Con tecnologia ad alta temperatura: non sono molto convenienti per il
rapporto qualità prezzo e, a volte, presentano alcuni impedimenti per il
mantenimento della temperatura (deve essere costantemente tenuta a 250
gradi).
Una batteria ad alto voltaggio offre notevoli vantaggi in termini di costi a livello di
tecnologia di sistema dell’inverter. Siccome la batteria dispone già di una tensione
sufficientemente elevata, l’inverter non deve più superare una notevole escursione di
tensione, cosa che invece accade nel caso delle batterie a basso voltaggio. In questo
modo l’inverter con batteria può fare a meno di un componente non secondario come
il trasformatore e risultare più conveniente.
17
2.3. L’ACCUMULO DI RETE: PROGETTI ITALIANI
Tre anni fa, McKinsey Global Institute aveva inserito l’accumulo elettrico tra le dodici
tecnologie in grado di trasformare l’economia globale. “Disruptive technologies”
erano state chiamate. La maggior parte dei progetti in ambito storage è allo stadio
sperimentale, ma il mercato mondiale delle batterie è in rapida evoluzione.
I prezzi stanno scendendo, grazie agli investimenti in nuova capacità produttiva.
L’esempio più recente è la Giga factory Tesla-Panasonic in costruzione negli Stati
Uniti. Diverse sono le applicazioni, dall’auto elettrica ai sistemi fotovoltaici
residenziali, passando per l’accumulo “off-grid” nelle zone remote. In Italia cresce
l’interesse verso l’accumulo di rete per le fonti rinnovabili.
Primi impianti di storage per Enel Green Power
In Sicilia è stato inaugurato il primo sistema di storage aggiunto a un
parco fotovoltaico. Enel Green Power ha realizzato questo “upgrade” in stile
rinnovabili 2.0 a Catania, su un impianto esistente da 10 MW. La società
specializzata nelle fonti pulite ha deciso di abbinare ai pannelli solari una batteria al
sodio-cloruro di nichel sviluppata da GE (1 MW di potenza/2 MWh di capacità di
accumulo).
L’investimento è ammontato a circa due milioni e mezzo di euro. Come evidenzia
Riccardo Amoroso, responsabile dell’Innovazione e della Sostenibilità di Enel Green
Power, ciò servirà a testare sul campo i costi/benefici dello storage. Così il primo
obiettivo è “spostare” una parte del consumo elettrico, accumulando energia quando
c’è un eccesso di output (sovrapproduzione) e rilasciandola quando la domanda
aumenta. La batteria potrà assorbire i picchi giornalieri di generazione, riducendo gli
sprechi; è bene notare, infatti, che la potenza totale disponibile dell’impianto
18
catanese è superiore alla capacità di connessione alla rete elettrica (che è di 8 MW).
Il secondo traguardo è fornire i “servizi ancillari”, come la regolazione di potenza e
frequenza.
Infine, lo storage garantirà il bilanciamento tra produzione prevista di energia e
consumi effettivi sulla rete.
Enel Green Power ha inaugurato il primo impianto italiano di accumulo associato a
un parco eolico da 18 MW, a Potenza Pietragalla. Gli scopi del progetto sono
analoghi a quelli del solare a Catania, cioè spostamento e bilanciamento dei
consumi, oltre ai sevizi di rete. Qui entrerà in gioco una batteria Samsung agli ioni di
litio (2 MW/2 MWh), più potente perché maggiore è la variabilità della fonte eolica,
tale da richiedere un apparecchio capace di assorbire fluttuazioni continue e molto
marcate della produzione elettrica. L’intenzione di Enel Green Power è quella di far
diventare lo storage la sesta tecnologia in portafoglio, dopo le cinque fonti rinnovabili:
eolico, solare, biomasse, idroelettrico e geotermia.
Le sperimentazioni di Terna
La preoccupazione numero uno, in questa fase pioneristica, è approfondire i punti di
forza e debolezza di tecnologie differenti, guardando soprattutto alla durata delle
batterie e alla resa dei cicli di carica/scarica. Terna si sta muovendo nella stessa
direzione, anche se la scala delle sue iniziative è ancora più grande e complessa.
Stiamo parlando dell’accumulo a supporto e protezione delle reti elettriche. È il
progetto Storage Lab con oltre una dozzina di dispositivi in sperimentazione. Esso
rappresenterà il più importante impianto di accumulo in Europa e il più grande polo
multi-tecnologico al mondo. Ideato in accordo con l’Autorità per l’Energia, vuole
testare l’efficienza e le prestazioni di molteplici batterie concorrenti e già
industrializzate.
19
Ci sono due aree. Quella chiamata “power intensive” riguarda 40 MW di storage
approvati dal Ministero dello Sviluppo Economico nell’ambito del Piano di
difesa 2012, con cui incrementare la sicurezza dei sistemi elettrici nelle isole
maggiori (Sicilia e Sardegna). Terna sta conducendo la prima fase da 16 MW: ha
terminato i lavori nei siti di Codrongianos e Ciminna, per complessivi 12 MW.
Altri 4 MW completeranno la panoramica delle più promettenti soluzioni presenti sul
mercato. In seguito, Terna avvierà la seconda fase a Codrongianos e Casuzze con
24 MW totali, scegliendo le batterie che avranno fornito i risultati migliori nella
sperimentazione iniziale.
Per quanto riguarda, invece, l’area cosiddetta “energy intensive”, ci sono 35 MW
autorizzati dal Piano di sviluppo 2011 con l’intento di minimizzare i colli di bottiglia e
le relative congestioni di rete nelle regioni del Sud, dove più elevata è la
penetrazione delle fonti rinnovabili (eolico e fotovoltaico), a fronte però di mancanze
infrastrutturali e linee di trasmissione sottodimensionate. Terna ha realizzato i sistemi
di accumulo a Ginestra e Flumeri, per complessivi 24 MW. A dicembre 2015 sono
entrati in servizio i rimanenti 11 MW a Scampitella.
L’impiego di batterie consente al gestore di accumulare l’elettricità durante le ore di
massima produzione eolica o solare, fenomeno che spesso causa congestioni sui
nodi critici della rete, per poi rilasciarla in momenti di bassa produttività. In tal modo
incrementa la stabilità e la sicurezza della rete stessa.
Certo è difficile prevedere l’impatto definitivo di queste tecnologie, il cui mix ottimale
è tutto da esplorare: ecco perché lo storage è sotto i riflettori di chi gestisce gli
impianti a fonti rinnovabili e le linee di trasmissione.
20
2.4. AUTOCONSUMO INTELLIGENTE
Il potenziale più elevato che ha il fotovoltaico è l’autoconsumo. Dal punto di vista
economico autoconsumare l’energia prodotta è la modalità che assicura il miglior
ritorno economico dell’investimento. Autoconsumo vuol dire produrre ed utilizzare ‘in
proprio’
l’energia
prodotta.
Autoconsumo
vuol
dire
diventare
parzialmente
indipendenti dalla rete elettrica di Enel e vuol dire, per questo, garantirsi interessanti
risparmi in bolletta. Un sistema di accumulo domestico di energia è un apparecchio,
in genere integrato con l’inverter fotovoltaico, che è in grado di funzionare al servizio
di un impianto fotovoltaico installato sul tetto di casa (o altro impianto di autoproduzione di energia).
Attraverso la gestione intelligente dei flussi di energia in entrata ed in uscita
dall’impianto un sistema di accumulo dà la possibilità di massimizzare l’utilizzo
dell’energia prodotta dal proprio impianto attraverso l’utilizzo di batterie. Le
batterie stoccano temporaneamente
l’energia
prodotta
per
restituirla
quando
l’impianto non produce.
Se parliamo di “gestione intelligente” dell’energia dell’impianto fotovoltaico, mettere
un sistema di accumulo non è sempre la soluzione più efficace ed economica. In
molti casi l’autoconsumo fotovoltaico può essere aumentato, ancora prima che con
l’utilizzo di batterie, con l’installazione di un sistema domotico. La Domotica, infatti,
permette di gestire parte dell’energia auto-prodotta in modo da utilizzarla sul
momento, sfruttando degli automatismi che attivino apparecchi elettrici quando la
potenza resa disponibile dall’impianto fotovoltaico è sufficiente a farli funzionare.
Con un sistema domotico, ad esempio, è possibile attivare in automatico
elettrodomestici pre-programmati tipo lavatrice, lavastoviglie o condizionatore.
21
In questo modo si massimizza l’autoconsumo ancor prima di stoccare l’energia in
costose batterie: Domotica e Batterie non sono tecnologie antitetiche, ma
assolutamente complementari.
L’impianto fotovoltaico rifornisce prima di tutto, l’utenza domestica nel momento in
cui c’è richiesta di elettricità. Questo è l’autoconsumo immediato.
L’efficacia di un sistema di accumulo
domestico è,
però,
nel
garantire
un autoconsumo differito, cioè l’utilizzo dell’energia prodotta anche nei momenti in
cui l’impianto non produce elettricità: mattino presto, sera, notte, pioggia, ecc…
Figura 2.1 - Schema di un sistema fotovoltaico con gestione intelligente
Quando l’impianto fotovoltaico produce più energia di quanta ne venga richiesta sul
momento dalle utenze di casa, tutta l’energia non immediatamente autoconsumata
22
viene convogliata verso il sistema di accumulo domestico che la raccoglie e
la stocca per renderla disponibile al bisogno.
Questo sistema funziona, in effetti, sia per la gestione “intelligente” dei flussi di
elettricità, sia per il suo stoccaggio temporaneo tramite batterie.
Nella gestione intelligente i flussi di energia vengono indirizzati in maniera ottimale
quando
l’energia
autoconsumata.
prodotta
Con
l’utilizzo
dal
fotovoltaico
della
Domotica,
non
viene
l’energia
in
immediatamente
eccesso
verrà
convogliata prima di tutto verso apparecchi domestici eventualmente programmabili
e, in seconda istanza, verso le batterie.
Dunque un qualsiasi sistema domotico per l’accumulo energetico prevede, in ordine
di priorità:
– l’ autoconsumo immediato
– la gestione di apparecchi elettrici programmabili (lavastoviglie, lavatrice, ecc..
da attivare solo nel momento in cui il fotovoltaico riesce ad alimentarle)
– la carica/scarica delle batterie (ottimizzando i cicli di carico-scarico)
– l’autoconsumo “differito” (cioè quando l’impianto fv non produce)
– l’eventuale immissione in rete del surplus energetico
– il prelievo dalla rete solo quando strettamente necessario
La peculiarità del sistema di accumulo è, come detto, la gestione ottimizzata
dell’impianto elettrico di casa, però anche la funzionalità delle batterie ha un ruolo
determinante per garantire l’autoconsumo ‘differito nel tempo’.
L’impianto viene monitorato costantemente e viene garantita quindi la massima
funzionalità e un rapido intervento in caso di eventuali anomalie. Tramite un
collegamento ad un portale, anche tramite smartphone, tablet o PC, è possibile
visualizzare i dati di produzione, consumo e autoconsumo dell’impianto ogni volta
che lo desidera.
23
Il sistema intelligente è in grado di elaborare questi dati e ottimizzare la gestione
energetica in base ad alcuni precisi elementi: il profilo dei consumi tipici
dell'abitazione e le previsioni meteorologiche relative al luogo di installazione
dell’impianto, con conseguenti stime sulla produzione di energia fotovoltaica.
Da questi dati, il sistema è in grado di estrapolare preziosi consigli su quale
elettrodomestico attivare e in quale ora del giorno, oppure comandarlo direttamente,
in modo da sfruttare in maniera ottimale l'energia fotovoltaica prodotta. Pertanto si
avrà un centro di controllo complessivo.
24
CAPITOLO 3. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO
Si vuole dotare un edificio residenziale, sito nella periferia del comune di
Caltanissetta, di un unico impianto elettrico con fotovoltaico e sistema di accumulo.
Inoltre gli appartamenti e le utenze comuni saranno gestite da un sistema di controllo
e monitoraggio intelligente.
Il residence sarà allacciato alle rete BT in un solo punto di connessione.
I terrazzi presenti ospiteranno i pannelli fotovoltaici.
Per dimensionare un impianto fotovoltaico con accumulo, è necessario mettere in
correlazione tra loro il profilo di carico del residence, l’impianto fotovoltaico e il
sistema di accumulo.
3.1. PLANIMETRIE DEL SITO
Per l’edificio Residenziale si evidenziano le seguenti unità immobiliari e parti
condominiali (vedi Fig. 3.1):

4 unità immobiliari adibite ad alloggi distribuiti su un vano scala dal piano terra
al piano primo;

1 parte condominiale comprendente i vani scala, le parti comuni al piano terra
e le parti comuni (disimpegni e vani scala);

1 parte condominiale (autorimessa) di pertinenza del piano seminterrato.
25
Figura 3.1 - Planimetrie Edificio Residenziale
26
3.2. CURVE DI CARICO
L’impianto è unico e suddiviso in:

LINEA APPARTAMENTO 1;




LINEA FOTOVOLTAICO;

LINEA IMPIANTI COMUNI;

ILLUMINAZIONE SCALA;

ILLUMINAZIONE ESTERNA;

ILLUMINAZIONE IMPIANTI AUSILIARI;

ILLUMINAZIONE SOTTOTETTO;

AUTORIMESSA;

ASCENSORE;

ALIMENTAZIONE CASSETTA IMPIANTI IDRICI;

ASCENSORE.
Ai fini di un corretto dimensionamento dell’impianto di accumulo, è necessario
conoscere la curva di carico presunta dell’intero stabile. Si definisce curva di carico
l’andamento temporale della potenza elettrica prelevata da una singola utenza in un
determinato periodo di tempo (per esempio un giorno o un mese). L’area sottesa
dalla curva stessa rappresenta l’energia consumata nel periodo di tempo preso in
considerazione e consente anche di effettuare previsioni sui prelievi futuri da parte
dell’utenza.
27
Ogni tipologia di utenza ha una propria curva di carico specifica e con le proprie
peculiarità.
Per valutare l’incidenza del carico sulla rete elettrica è indispensabile individuare le
curve di carico delle diverse tipologie di utenti e come esse contribuiscono a formare
la curva di carico complessiva del sistema elettrico.
3.2.1. CURVE DI CARICO DELLE UTENZE DOMESTICHE
In ambito domestico il consumo elettrico è caratterizzato da differenti impieghi
dell’energia elettrica, che sono variati negli anni, in virtù delle mutate abitudini delle
famiglie italiane e della diffusione di nuove tipologie di apparecchiature elettriche. Il
fatto che il carico sia riconducibile ad un insieme ben definibile, per quanto ampio, di
apparecchiature, ciascuna caratterizzata da una propria modalità di impiego,
permette di classificare i consumi dei clienti domestici e le relative curve di carico in
funzione delle caratteristiche del cliente e della sua tipologia di consumo.
Il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio ha promosso la realizzazione
un volume, nato da tre anni di campagne di misura dei consumi elettrici nel settore
domestico, realizzato dal Gruppo di Ricerca sull'Efficienza negli usi finali dell'Energia
del Politecnico di Milano.
Esso riporta, per ciascuna tipologia di uso finale, le caratteristiche del campione
monitorato e le curve di carico delle stesse.
Quasi tutte le abitazioni indicate, 106 su 110, hanno un contratto di fornitura con
potenza impegnata di 3 kW.
I nuclei familiari occupanti le abitazioni sono composti da 2 persone nel 9% dei casi,
da 3 persone nel 34%, da 4 persone nel 43% e infine da 5 persone nel 14%.
28
Il valore medio del consumo annuale delle abitazioni è pari a 3229 kWh. La figura 3.2
mostra che:
• la classe di consumo più numerosa è quella tra i 3001 e i 4000 kWh all’anno, in cui
ricade il 33% circa delle abitazioni;
• l’80% circa delle abitazioni ha un consumo compreso tra i 2000 e i 5000 kWh
all’anno.
Figura 3.2 - Caratteristiche delle Abitazioni Monitorate - Distribuzione percentuale del consumo annuale
In figura 3.3 notiamo che:
• il consumo del 70% delle abitazioni è superiore a 2500 kWh all'anno;
29
Figura 3.3 - Caratteristiche delle Abitazioni Monitorate- Distribuzione in classi di consumo annuale per
persona
Vengono, di seguito, presentate le curve aggregate di carico ottenute come media
delle singole curve del campione di famiglie (in accordo con gli studi condotti
dall’RSE nel progetto “ECORET - Effetti del controllo dei carichi sullo sviluppo delle
reti BT e MT” e con le valutazioni di SMA Solar Technology AG).
Per una abitazione privata, con 2 adulti entrambi occupati, con 2 figli, sono stati
considerati i seguenti profili di carico di Fig. 3.4.
30
Figura 3.4 Profili di carico domestici
Le curve rappresentate rappresentano un tipico giorno feriale e un tipico sabato,
per le quattro stagioni dell’anno.
Nella curva di carico del giorno feriale si distinguono tre picchi:
o Picco centrato intorno alle 8:00, mantiene la sua posizione nelle varie
stagioni dell’anno;
o Picco serale, spalmato su circa tre ore, centrato verso le 21:00.
o Una valle notturna, con prelievi maggiori in estate e in inverno a causa della
climatizzazione domestica.
31
3.2.2. CURVE DI CARICO DEI SERVIZI COMUNI
Per valutare le curve di carico del residenze sono state stimate le ore di utilizzo (in
accordo con lo studio “ANALISI DI SOSTENIBILITA’ DEI CONDOMINI DI VIA
GALILEI, 29 E VIA SANZIO, 20 COMUNE DI CORSICO - MI “
all’interno del
“Progetto condomini sostenibili” in collaborazione con il Comune di Corsico - MI e
con l’”AIAT – Associazione Ingegneri per l’ambiente e il territorio”).
Nella Fig. 3.5 sono riportati i valori medi riferiti a un giorno.
Figura 3.5 - Valori medi giornalieri servizi comuni
32
Gli istogrammi di seguito indicano l’influenza dei vari utilizzatori in termini di: ore di
utilizzo medie e consumo medio
Figura 3.6 - Istogramma – ore di utilizzo
consumo medio giornaliero
14
12
10
8
6
consume medio giornaliero
4
2
0
Figura 3.7 - Istogramma – Consumo medio giornaliero
33
Analizzando i profili di consumo e valutando i periodi di utilizzo durante la giornata
possiamo trarre le seguenti considerazioni per i carichi più influenti:

il consumo del carico ascensore verrà distribuito mediamente durante la fase
della giornata con picchi simili ai periodi delle curve di carico domestiche di
fig. 3.4;

l’illuminazione esterna innalzerà il profilo delle curve di carico domestiche
nelle ore notturne;

la centrale idrica avrà un andamento con due picchi distribuiti, uno la mattina
e uno la sera.
Pertanto, possiamo approssimare l’andamento del profilo di carico complessivo del
residence alle curve di carico domestiche di fig. 3.4.
Il consumo medio annuale del residenze è di 25000 kWh.
3.3. GENERALITA’ DI PROGETTO DELL’ IMPIANTO PASSIVO
3.3.1. CONSEGNA E DISTRIBUZIONE
L’impianto elettrico del Residence avrà origine dal punto di fornitura dell’energia
elettrica di ENEL, competente per il comune di Caltanissetta, a valle dei morsetti del
contatore BT di ENEL. Il relativo gruppo di misura sarà installato tramite armadiatura
protetta per l’esterno e posizionato nel confine della proprietà, in prossimità
dell’ingresso.
La distribuzione ha origine dal quadro elettrico, a valle del punto di connessione
verso il locale tecnico, presente nel seminterrato, sino al quadro generale. La linea si
riparte e termina presso i quadri elettrici secondari, ove presenti. Per la distribuzione
delle montanti degli alloggi e dei vani scala, le montanti saranno posizionate in
34
apposito cavedio verticale comunicante con tutti i piani, dedicato ai soli impianti
elettrici e speciali. Tutti i cavi saranno in canaline metalliche posate a parete: una
dedicata ai soli impianti elettrici (con setto separatore per tenere distinte le linee di
sicurezza da quelle ordinarie), una dedicata ai cavi telefonici e una dedicata agli
impianti TV, SAT e videocitofonici.
Il quadro generale relativo alle parti comuni sarà realizzato come indicato nello
schema elettrico (vedi Schema unifilare di Fig. 3.9).
I centralini di appartamento saranno ubicati all’interno dei singoli appartamenti. Ogni
quadro conterrà gli interruttori automatici, sia magnetotermici che magnetotermici
differenziali, atti a distribuire energia in tutto il Residence.
Ogni impianto elettrico sarà realizzato secondo uno schema radiale, con l’utilizzo di
protezioni in cascata. Di seguito si evidenzia lo schema a blocchi dell’impianto di Fig.
3.8.
I carichi sono stati ripartiti più equamente possibile per evitare squilibri nelle tre fasi.
Figura 3.8 - Schema a blocchi
35
3.3.2. SCHEMA UNIFILARE QUADRO GENERALE
Figura 3.9 – Schema Unifilare – quadro generale.
36
3.4.
DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
3.4.1. PRODUCIBILITÀ DELL’IMPIANTO E SCELTA DELLA POTENZA
NOMINALE DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Le prestazioni del sistema dipendono dall’irraggiamento solare sul piano dei moduli
fotovoltaici, quindi, per la stima della quantità di energia prodotta dall’impianto si è
fatto riferimento alla radiazione solare globale giornaliera registrata dall’ENEA,
secondo il modello di calcolo riportato sulla norma UNI 10349.
Località: CALTANISSETTA – Latitudine 38,12 Nord
Dati Irraggiamento utilizzati: UNI 10349
Metodologia scomposizione radiazione diretta/diffusa: UNI 10349
Fattore di albedo=0,26
Figura 3.10 – Altezza solare giornaliera
I pannelli saranno posizionati nella copertura con un struttura in alluminio e
fissati alla stessa copertura con tasselli chimici.
37
angolo di tilt
orientamento rispetto all'azimut
30,00
0,00
gradi
gradi
Valori di irraggiamento sul piano inclinato:
Mese
Energia Totale Energia Totale
(kWh/mq/giorno) (kWh/mq/mese)
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
3,93
4,56
5,31
6,03
6,70
7,06
7,20
7,10
6,20
5,08
4,27
3,63
121,7
128,7
164,5
181,0
207,7
211,7
223,4
220,2
186,1
157,5
128,0
112,4
Energia Diffusa
(kWh/mq/mese)
28,4
33,0
47,4
55,0
59,4
55,0
52,5
48,2
45,0
38,8
28,3
25,8
Incidenza
Energia
Diffusa
23,3%
25,6%
28,8%
30,4%
28,6%
26,0%
23,5%
21,9%
24,2%
24,6%
22,1%
23,0%
Di seguito vengono stimate le perdite d’impianto.
perdite per temperatura
perdite per riflessione
perdite per sporcamento
perdite per liv. di irraggiamento
perdite per mismatching
perdite nei cavi
perdite inverter
perdite per ombreggiamento
altre perdite di sistema
perdite per temperatura
perdite per riflessione
perdite per sporcamento
perdite per liv. di irraggiamento
perdite per mismatching
perdite nei cavi
perdite inverter
perdite per ombreggiamento
altre perdite di sistema
gennaio febbraio
-1,3%
-1,7%
-3,0%
-3,0%
-1,0%
-1,0%
-2,0%
-2,0%
-0,5%
-0,5%
-2,7%
-2,7%
-6,0%
-6,0%
0,0%
0,0%
-7,0%
-7,0%
luglio
-12,5%
-3,0%
-1,0%
-2,0%
-0,5%
-2,7%
-6,0%
0,0%
-7,0%
Mesi
marzo
aprile
-3,0%
-4,9%
-3,0%
-3,0%
-1,0%
-1,0%
-2,0%
-2,0%
-0,5%
-0,5%
-2,7%
-2,7%
-6,0%
-6,0%
0,0%
0,0%
-7,0%
-7,0%
maggio
-7,5%
-3,0%
-1,0%
-2,0%
-0,5%
-2,7%
-6,0%
0,0%
-7,0%
giugno
-10,6%
-3,0%
-1,0%
-2,0%
-0,5%
-2,7%
-6,0%
0,0%
-7,0%
Mesi
agosto settembre ottobre novembre dicembre
-12,2%
-10,4%
-7,5%
-4,7%
-2,4%
-3,0%
-3,0%
-3,0%
-3,0%
-3,0%
-1,0%
-1,0%
-1,0%
-1,0%
-1,0%
-2,0%
-2,0%
-2,0%
-2,0%
-2,0%
-0,5%
-0,5%
-0,5%
-0,5%
-0,5%
-2,7%
-2,7%
-2,7%
-2,7%
-2,7%
-6,0%
-6,0%
-6,0%
-6,0%
-6,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
-7,0%
-7,0%
-7,0%
-7,0%
-7,0%
In base alla stagioni si stima l’efficienza del sistema:
38
gennaio
78,7%
luglio
69,7%
febbraio
78,4%
agosto
70,0%
Mesi
marzo
aprile
maggio
giugno
77,4%
75,8%
73,8%
71,3%
settembre ottobre novembre dicembre
71,5%
73,8%
76,0%
77,9%
Considerati tali parametri si stima la producibilità complessiva:
energia irr. sui moduli (kWh/mq)
energia persa per ombr. (kWh/mq)
energia utile (kWh/mq)
efficienza di sistema
Producibilità (kWh/kWp)
energia irr. sui moduli (kWh/mq)
energia persa per ombr. (kWh/mq)
energia utile (kWh/mq)
efficienza di sistema
Producibilità (kWh/kWp)
gennaio febbraio
121,73
128,70
0,00
0,00
121,73
128,70
0,79
0,78
95,79
100,90
luglio
223,35
0,00
223,35
0,70
155,77
agosto
220,17
0,00
220,17
0,70
154,09
marzo
164,47
0,00
164,47
0,77
127,27
Mesi
aprile
180,96
0,00
180,96
0,76
137,23
maggio
207,70
0,00
207,70
0,74
153,29
giugno
211,74
0,00
211,74
0,71
150,95
Mesi
settembre ottobre novembre dicembre
186,15
157,54
128,00
112,39
0,00
0,00
0,00
0,00
186,15
157,54
128,00
112,39
0,71
0,74
0,76
0,78
133,06
116,27
97,25
87,51
La producibilità annua risulta 1509,4 kWh/kWp.
Considerando una prima approssimazione, per quanto riguarda un sistema con
impianto fotovoltaico senza accumulo e gestione intelligente, si può stimare che esso
debba avere una producibilità annua uguale al consumo annuo del residence.
Pertanto, considerando un consumo annuo di 25000 Kwh, indicando con kWpfot la
potenza nominale dell’impianto fotovoltaico, con kWhc l’energia media consumata
durante l’anno dal residence e con Kwhf la producibilità annua, risulta:
kWpfot= kWhc/kWhf=25000/1509,4=16,56 Kw 15kW
Pertanto, verrà progettato un impianto fotovoltaico di 15 kWp.
L’autoconsumo medio, in base alle statistiche rilevate in diversi impianti
personalmente progettati, è intorno al 33% con una variabilità che dipende dalla
stagionalità.
39
Le percentuali da applicare alla produzione media giornaliera dell’impianto
fotovoltaico, per determinare l’autoconsumo medio mensile nei vari mesi dell’anno,
sono riportate di seguito.
Da un semplice foglio di calcolo è possibile determinare il consumo medio giornaliero
e confrontarlo con la produzione media giornaliera nel seguente grafico (Fig. 3.11).
Figura 3.11 – Produttività e Autoconsumo.
40
3.4.2. DESCRIZIONE DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO
L’impianto sarà costituito da:

n.3 inverter SMA SB 6000TL – 21;

n. 45 moduli fotovoltaici SUN POWER X21-335-BLK.
I cavi di stringa, che collegano i moduli fotovoltaici all’inverter, saranno collegati
tramite opportuni connettori e fascettati lungo la struttura, ove necessario. Al fine di
ridurre le sovratensioni, si realizzeranno i collegamenti di stringa limitando al
massimo la presenza di spire di notevole area.
3.4.3. DIMENSIONAMENTO INVERTER
Il rendimento di un inverter non è costante, ma varia in funzione della potenza per la
quale lavora, che, a sua volta, dipende dalle condizioni ambientali, soprattutto
dall'irraggiamento solare.
Per la scelta degli inverter sono stati considerati i seguenti criteri:

la massima tensione a vuoto del generatore fotovoltaico,
corrispondente alla minima temperatura ipotizzabile, non supera la
massima tensione di ingresso tollerata dall'inverter;

la minima tensione Umpp del generatore fotovoltaico, valutata alla
massima temperatura di esercizio dei moduli con un irraggiamento
di 1000 W/m2, non è inferiore alla minima tensione di
funzionamento dell’MPPT dell’inverter;

la massima tensione Umpp del generatore fotovoltaico, valutata
alla minima temperatura di istallazione dei moduli (in genere -10°
C) con un irraggiamento di 1000 W/ m2, non supera la massima
41
tensione di funzionamento dell’MPPT dell’inverter;

la massima corrente del generatore fotovoltaico nel funzionamento
MPP non supera la massima corrente d'ingresso tollerata
dall’inverter.
Essi saranno conformi alla norma CEI 0-21 e, quindi, in grado di funzionare con
fattore di potenza compreso tra +0,90 e -0,90 secondo la curva di prestazione
stabilita dalla stessa norma.
L’Inverter sarà in grado di limitare automaticamente l'immissione in rete della potenza
attiva in due casi: quando la tensione ai propri morsetti sarà prossima a 1,1 oppure
quando riceverà il segnale inviato dal distributore in presenza di un'inversione
eccessiva del flusso di potenza.
La limitazione della potenza attiva immessa in rete contribuisce alla gestione del
sistema elettrico e viene indicata con il nome di servizi di rete.
42
CARATTERISTICHE MODULI FOTOLTAICI E INVERTER
CARATTERISTICHE MODULI FOTOVOLTAICI
DATI ELETTRICI
PANNELLO SUNPOWER X21-335-BLK
Potenza nominale (Pnom)
335 W
Tolleranza di potenza
+5/–0%
Efficienza media del
modulo13al punto di massima
Tensione
21,1%
57,3 V
potenza (Vmpp)
Corrente al punto di massima
potenza (Impp)
5,85 A
Tensione a circuito aperto (Voc)
67,9 V
Corrente di cortocircuito (Isc)
6,23 A
Tensione massima del sistema
1000 V IEC & 600 V UL
Corrente massima del fusibile
Coeff. temp. potenza
Coeff. temp. tensione
Coeff. temp. corrente
20 A
–0,30% / oC
–167,4 mV / oC
3,5 mA / oC
CONDIZIONI OPERATIVE E DATI MECCANICI
Temperatura
Carico massimo
Resistenza all'impatto
Aspetto
Celle solari
Vetro
Scatola di giunzione
Connettori
Telaio
Peso
– 40°C to +85°C
Vento: 2400 Pa, 245
kg/m² fronte e retro
Neve: 5400
Grandine
delPa,
diametro
550 di 25
kg/m²
mm
a una
fronte
velocità di 23 m/s
Classe A+
96 celle monocristalline
Maxeon di III
generazione
Vetro
temperato ad alta
trasmissione
IP-65
MC4
Nero anodizzato classe
1, massima
classificazione
AAMA
18,6
kg
43
CARATTERISTICHE INVERTER
Inverter
SB 6000TL-21
Tensione di avvio
150 V
IP65
Tensione MPP max
500 V
Larghezza
490 mm
Corrente d’ingresso
Altezza
519 mm
max
Profondità
185 mm
Stringhe per
Dati generali
Grado di protezione
Peso
15,0 A / 15,0 A
02-feb
ingresso MPP
26,0 kg
Valori d’uscita
Grado di rendimento
Potenza apparente
Grado di
6,00 kVA
97%
CA max
rendimento max
Potenza max
Grado di
rendimento
Fattore di
96,40%
0,8
europeo
sfasamento min.
Valori d’ingresso
Range di tensione
Potenza CC max
6,00 kW
180 - 280 V
nominale CA
6,28 kW
Frequenza di rete
Tensione
45 - 65 Hz
750 V
CA
d’ingresso max
Fasi di immissione
Tensione
380 V
d’ingresso max
Tensione
125 V
d’ingresso min.
44
1
LA CONFIGURAZIONE SCELTA SARA’
INVERTER
CONFUGURAZIONE
POTENZA
INSTALLATA
INVERTER (kW)
1
2 STRINGHE DA 7 MOLULI
4,69
2
4,69
3
5,70
1,005
PARAMETRI DI VERIFICA INVERTER 1 E 2
Numero delle stringhe:
2
Moduli FV per ogni stringa:
7
Picco di potenza (ingresso): 4,69 kWp
Tensione fotovoltaica tipica:
369 V
Tensione fotovoltaica min.:
350 V
Tensione CC min.
(Tensione di rete 230 V):
125 V
Tensione fotovoltaica
504 V
max: Tensione CC max:
600 V
Corrente max generatore:
11,7 A
Corrente CC max:
15 A
45
PARAMETRI DI VERIFICA INVERTER 3
Ingresso A:
Ingresso B:
Numero delle stringhe:
2
1
Moduli FV per ogni stringa:
7
3
Picco di potenza (ingresso):
4,69kWp
1,01 kWp
Tensione fotovoltaica tipica:
369 V
158 V
Tensione fotovoltaica min.:
350 V
150 V
Tensione CC min. (Tensione di rete 230 V):
125 V
125 V
Tensione fotovoltaica max:
504 V
216 V
Tensione CC max:
600 V
600 V
Corrente max generatore:
11,7 A
5,9 A
15 A
15 A
Corrente CC max:
3.4.4. DIMENSIONAMENTO SISTEMA DI ACCUMULO
Per il dimensionamento dell’impianto di accumulo è opportuno considerare che:
durante il periodo invernale il sistema di accumulo avrà un influenza minore, essendo
bassa la produzione dell’impianto fotovoltaico ed elevati i consumi.
Il surplus
energetico da accumulare durante le ore centrali è basso e buona parte della
produzione viene istantaneamente autoconsumata. Durante i mesi più soleggiati,
poiché la produzione è al massimo delle potenzialità dell’impianto fotovoltaico, la
possibilità di accumulare energia è elevata. Dimensionare le batterie per un
eccessivo
stoccaggio
non
sarebbe
conveniente,
né
tecnicamente
né
economicamente, essendo il costo degli accumulatori ancora molto elevato.
La capacità installata per l’accumulo, quindi, dovrà essere un compromesso tra le
due opposte situazioni.
46
Considerando un consumo medio annuale KWhc del residenze di 25000 kWh, una
produzione media annuale di 22650 kWh e un autoconsumo del 33%, avremo:
Autoconsumo medio annuale AUT: Produzione 22650*0.33= 7474 Kwh
Autarchia media annuale AUC:
(AUT /KWhc)*100= (7474/25000)*100= 29% di KWhc
Eventuale prelievo dalla Rete EPRa: KWhc- AUT= 25000-7474= 17526 KWh
Fabbisogno medio giornaliero risultante EPRg= EPRa/365= 17526/356
48 kWh
Il sistema di accumulo sarà dimensionato in base a quest’ultimo dato.
Le batterie saranno scelte e dimensionate in base alla compatibilità con l’inverter
Sunny Island che riporta i seguenti dati di targa:
47
La tipologia di batteria scelta è della BMZ GmbH e il modello è ENERGY STORAGE
SYSTEM ESS 3.0.
La scheda tecnica è riportata nella seguente figura (Fig. 3.12)
48
Figura 3.12 – Scheda tecnica batteria
Scegliendo N°6 ENERGY STORAGE SYSTEM ESS 3.0. IN PARALLELO e n°3
Sunny Island 6.0 H, avremo:

capacita’ nominale AN= 37,8 Kwh;

dod dell’80%;

rendimento inverter del 95%.
L’ accumulo effettivo AE sarà:
AE= AN*0,8= 37,8*0,8°0,9 29 kWh.
In queste condizioni, indicando con * l’impianto fotovoltaico con il sistema di
accumulo, avremo:
Autoconsumo medio annuale AUT*= AUT+(AE*365)= 7474+(29*365)= 18060 Kwh
Autarchia media annuale AUC*= (AUT* /KWhc)*100= (18060/25000)*100
KWhc.
49
72% di
3.4.5. SCELTA DEI CONDUTTORI E TIPOLOGIA DI POSA
I cavi saranno unipolari flessibili del tipo FG7(O)R o NO7VK a seconda della
modalità di posa, senza giunzioni o saldature. Quando necessario le giunzioni
saranno eseguite con morsetti a mantello o muffole, contenuti in apposite scatole
isolanti.
Le cadute di tensione massime ammesse, misurate tra le terminazioni di stringa e
l’inverter, sono il 2% della tensione nominale.
I cavi saranno posati entro tubazione di protezione o incassati e non sarà ammessa
nella stessa canalizzazione la coesione di cavi di alimentazione di utenze
appartenenti a sistemi di tensione diversi.
I cavidotti avranno andamento verticale o orizzontale con una piccola pendenza per
consentire lo scarico di eventuale condensa.
I conduttori impiegati nell’esecuzione degli impianti devono essere contraddistinti
dalle colorazioni previste dalle vigenti tabelle di unificazione CEI-UNEL.
In particolare, i conduttori di neutro e di protezione dovranno essere contraddistinti
rispettivamente ed esclusivamente con colore blu chiaro e con il colore giallo-verde.
Per i circuiti C.C. sarà chiaramente siglato, con indicazione, sia il positivo con “+” che
il negativo con il “-“.
Tutti i conduttori attivi saranno unipolari flessibili del tipo FG7R senza giunzioni o
saldature; i conduttori di protezione saranno del tipo NO7V-K GIALLO/VERDE.
Quando necessario le giunzioni saranno eseguite con morsetti a mantello o muffole,
contenuti in apposite scatole isolanti.
I cavi in CC e i cavi in AC saranno posati, per alcuni tratti, entro guaine spiralate in
PVC, ancorati alla struttura di sostegno o fissati a parete ed in altri tratti, entro tubo
corrugato ed interrato.
50
3.4.6. CONSIDERAZIONI PER IL DIMENSIONAMENTO DEI CONDUTTORI
E SCELTA DELLE PROTEZIONI
I risultati sono stati ottenuti dal Calcolo Elettrico e derivano da calcoli analitici la cui
affidabilità è stata verificata. I Risultati dei calcoli sono validi solo per carichi lineari.
Il calcolo è stato effettuato ai fini del coordinamento e calcolo delle sovracorrenti
dovute a corto-circuito lato rete, considerando il sistema fotovoltaico come se fosse
un carico generico con caratteristiche Pn= 15 kWp e cosphi unitario. Nel calcolo
effettuato non sono state considerate le correnti di sovraccarico, assenti in un
impianto fotovoltaico, per le considerazioni sopra riportate.
Per il dimensionamento della sezione del cavo, in relazione al cortocircuito, il valore
dell' integrale di Joule (I²t) è stato calcolato assumendo con “I” il valore efficace della
corrente di cortocircuito e con “t” la durata del cortocircuito stesso.
Quest' approssimazione è valida per cortocircuiti di durata superiore ad alcuni
periodi. Nel caso di durate brevi (<0,1 s) e di impiego di dispositivi di protezione del
tipo limitatore, il valore dell'integrale di Joule(I²t) deve essere fornito dal costruttore
del dispositivo di protezione.
Le formule impiegate per il calcolo delle cadute di tensione sono valide nell'ipotesi di
carichi induttivi, caratterizzati da un fattore di potenza compreso tra 0,9 e 0,5. I valori
di resistenza impiegati per il calcolo delle cadute di tensione sono riferiti alla massima
temperatura di funzionamento del cavo scelto.
La portata risulta di gran lunga
superiore alla corrente di corto circuito (valutata nelle condizioni più gravose). In
questo modo, il cavo è protetto dal corto circuito, lato fotovoltaico. Il cavo è stato
dimensionato considerando
le possibili sovracorrenti provenienti dalla rete
(cortocircuiti). La caduta di tensione max complessiva, lato CC, risulta stimata in
51
condizioni standard, minore del 2 %. La caduta di tensione complessiva, stimata a
condizioni standard fino al contatore di scambio, risulta inferiore a 3 %.
Tutti i tempi di intervento dei dispositivi di protezione sono stati scelti in modo da
essere inferiori al tempo che porta i conduttori alla temperatura limite ammissibile,
cioè:
I2t K2S;
dove:
I2t = integrale di Joule per la durata del cortocircuito A2s
K = coefficiente dipendente dal tipo di isolamento del cavo;
S = sezione del conduttore.
Per i cavi in PVC si è assunta come temperatura di riferimento 70°C e 160°C,
rispettivamente in servizio ordinario e in cortocircuito.
Le sezioni dei conduttori in cavo sono state calcolate secondo la Norma CEI 64-8/4
III° ed. sez. 433.2, effettuando il coordinamento tra le caratteristiche del circuito da
proteggere e quelle del dispositivo di protezione; si è così operato in modo da avere
la seguente relazione:
Ib  In  Iz
If 1,45 Iz
e
dove:
Ib = Corrente di impiego (del circuito);
In = Corrente nominale (del dispositivo di protezione);
Iz = Portata in regime permanente (del circuito e/o del cavo);
If = Corrente convenzionale di funzionamento (del dispositivo di protezione).
Quando il sovraccarico è compreso tra Iz ed If , esso può durare a lungo senza che il
dispositivo di protezione intervenga; per questo motivo i calcoli sono stati effettuati in
modo che tale situazione possa essere statisticamente esclusa.
52
Per i dispositivi di protezione sono state seguite le Norme CEI 17-5 per gli interruttori
automatici, CEI 17-3 e 17-38 per i contattori, 23-18 per gli interruttori differenziali di
piccola taglia.
Quando lo stesso dispositivo è stato posto a protezione di conduttori in parallelo, si è
assunta per If la somma delle portate dei singoli conduttori.
3.4.7. INDICAZIONI SU CONNESSIONI, DERIVAZIONI E QUADRI
ELETTRICI
Tutte le derivazioni e giunzioni dei cavi saranno effettuate, ove necessario, dentro
apposite cassette di derivazione di caratteristiche congruenti al tipo di canalizzazione
impiegata.
Nell’ impianto saranno utilizzate cassette da esterno a doppio isolamento, in
materiale isolante autoestinguente, con marchio di qualità, in esecuzione IP65,
posate a vista a parete/pavimento.
I quadri realizzati in PVC saranno con grado di protezione pari almeno a IP65, ove
necessario, e chiusi posteriormente; la parte anteriore dei quadri elettrici sarà
accessibile a mezzo sportello, con gli interruttori ben visibili in caso di emergenza. Gli
interruttori a protezione del corto-circuito hanno tutti potere di interruzione superiore
alla corrente di corto-circuito in ogni punto di installazione. Per il dimensionamento e
il tipo di distribuzione dell’impianto fotovoltaico (il sistema è di tipo TT) si è fatto
riferimento alla Normativa CEI 64-8 e 17-13 sui Quadri elettrici.
3.4.8. PARALLELO CON LA RETE
Collegare un generatore fotovoltaico in parallelo alla rete di distribuzione di energia
elettrica, comporta osservare alcune regole e, in particolare:
53

non introdurre disturbi in rete e non ridurre la qualità del servizio elettrico;

non alimentare la rete se questa è fuori tensione.
La figura 3.15 mostra i tre elementi basilari dello schema di connessione in parallelo
con la rete BT di un impianto fotovoltaico:

dispositivo generale (DG), separa l'intero impianto elettrico dalla rete; esso è
un interruttore automatico (eventualmente differenziale) idoneo al
sezionamento;

dispositivo di interfaccia (DDI): separa l'impianto fotovoltaico dalla rete su
comando del sistema di protezione di interfaccia (SPI);

Dispositivo di generatore (DDG) (uno per inverter): separa il generatore
dall'impianto.
Il dispositivo di interfaccia (DDI), in questo caso, è costituito da un contattore
onnipolare, di categoria AC-1. Esso deve essere asservito in apertura al sistema
di protezione di interfaccia (SPI).
Il sistema di protezione di interfaccia deve inviare il comando di apertura al DDI:

se il valore di tensione e frequenza escono dai limiti;

in caso di guasto al sistema di protezione di interfaccia.
Inoltre:

la protezione di tensione deve avere in ingresso segnali proporzionali alle
tre tensioni concatenate;

la protezione di frequenza deve avere in ingresso un segnale
proporzionale ad almeno una tensione concatenata.
54
Il sistema di protezione d’ interfaccia (SPI) è costituito da un relè di protezione
esterno agli inverter.
Il sistema di protezione di interfaccia deve essere verificabile durante l'esercizio
dell'impianto, mediante cassetta prova relè.
Frequenza
La protezione di interfaccia sarà dotata di doppie soglie di frequenza:
permissive(47,5 Hz-51,5Hz) e restrittive (49,5 Hz-50,5Hz). Le soglie permissive di
frequenza (81>S2 e 81<S2), sono a favore della stabilità della rete di trasmissione
nazionale. Infatti, se viene a mancare potenza in rete, ad esempio per il fuori servizio
di più centrali elettriche, si abbassa la frequenza e non si deve staccare la
generazione diffusa (impianti di produzione presenti sul territorio: fotovoltaici, eolici, o
cogenerazione, ecc), altrimenti la potenza immessa in rete si riduce ulteriormente e il
fenomeno si potrebbe aggravare fino al blackout.
Le soglie restrittive di frequenza (81>S1 e 81<S1) servono, invece, ad evitare la
formazione di un'isola, cioè di una zona isolata dalla rete, per apertura della
protezione di linea, che si autoalimenta tramite generatori locali (piccole variazioni di
frequenza conseguenti al transitorio di rete provocherebbero il distacco degli
inverter).
La tensione
Per un abbassamento di tensione la protezione opererà come di seguito indicato:
 se la tensione scende tra Un e 0,85 Un la protezione (27.S1) non interverrà;
 se la tensione scende tra 0,85 Un e 0,4 Un la protezione (27.S1) interverrà a
0,4 s;
 se la tensione scende al di sotto di 0,4 Un la protezione (27.S2) interverrà a
0,2 s;
55
Per un aumento eccessivo di tensione la protezione di tensione interverrà nei
seguenti tempi:

entro 0,2s se la tensione supera 1,15 Un (59. S2);

entro 3s se la tensione supera 1,10 Un (59. S1).
3.4.9. SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
Nella prima fase sono stati ipotizzati i consumi medi giornalieri, ma con la gestione
energetica intelligente avremo il rilevamento e la valutazione dei flussi energetici in
tutto il residence. Avremo una registrazione del consumo complessivo, anche
relativamente ad alcune unità o elettrodomestici.
Sulla base delle informazioni così ottenute, il sistema genererà una panoramica sotto
forma di grafici e diagrammi, che saranno inviati ad un portale. Ciò consentirà agli
utenti di comprendere i flussi energetici presso la propria abitazione e sull’intero
complesso residenziale.
Questa panoramica permetterà di stabilire in quali punti una gestione energetica
intelligente potrà risultare particolarmente conveniente.
Il sistema fornirà, inoltre, raccomandazioni sugli orari in cui l’utente potrà attivare
determinati dispositivi per aumentare, in questo modo, la percentuale di
autoconsumo.
Il livello successivo è la gestione energetica attiva, attraverso il controllo automatico
degli utilizzatori, presso l’abitazione e sul residence.
Mediante le diverse impostazioni sarà possibile controllare, sotto il profilo temporale,
gli utilizzatori, selezionati in maniera automatica, per fare in modo di consumare, in
via prioritaria, l’energia fotovoltaica oppure di ottimizzare i costi. Sulla base della
56
previsione di produzione fotovoltaica disponibile e del comportamento di consumo
appreso, sarà, pertanto, possibile raggiungere un livello ottimale di autoconsumo.
Comprensione dei flussi energetici
Per un’organizzazione intelligente della gestione energetica è, pertanto, necessario
comprendere nel dettaglio i flussi energetici del residence.
Installando contatori Energy Meter della SMA in ciascun quadro elettrico di
appartamento, avremo una panoramica completa dei consumi di ciascun
appartamento. Tale soluzione ci permetterà anche di ripartire i costi equamente e
proporzionalmente ai consumi.
Mediante le prese radio disponibili, il sistema sarà in grado di misurare e monitorare
il consumo energetico dei singoli utilizzatori. La presa radio è in grado di attivare o
interrompere l’alimentazione di corrente. A fornire il comando di commutazione alla
presa radio sarà il sistema di monitoraggio tramite collegamento BLUETOOTH.
Con questo sistema avremo una panoramica chiara su:

consumi energetici di ciascuna abitazione e di tutto il residence;

quantità di energia prodotta dall’impianto fotovoltaico;

quantità di energia necessaria ad alcuni utilizzatori;

con quale frequenza e per quale durata saranno in funzione tali utilizzatori.
Con queste informazioni si potrà programmare un utilizzo più efficiente, conveniente
e valutare inoltre l’eventuale sostituzione di una o più unità di utilizzatori.
Impostando la longitudine, la latitudine e la potenza dell’impianto il sistema registrerà
continuamente l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico. Inoltre, riceverà, via
Internet, previsioni del tempo riferite alla propria ubicazione e su questa base
genererà una previsione di produzione per l’impianto fotovoltaico.
57
Le previsioni di produzione per ogni ora dell’intervallo in questione verranno
raffigurate sotto forma di istogramma. Quando il livello di disponibilità sarà alto si
potrà attivare un utilizzatore anche da remoto.
Il sistema registrerà la produzione fotovoltaica, l’immissione in rete e il prelievo dalla
rete. Sulla base di questi dati, si determinerà quanta energia viene utilizzata e in
quali orari si concentrano i consumi, generando così un profilo di carico
dell’abitazione abbastanza realistico. Quest’ultimo potrà essere diverso per ogni
giorno della settimana.
Il sistema riceverà i dati relativi a produzione fotovoltaica, immissione e prelievo
mediante i contatori di energia installati e tramite le prese radio.
Il sistema stabilirà un collegamento con il portale via Internet, mediante un router, e
l’utente potrà così regolare tutte le necessarie impostazioni per l’impianto sul portale
stesso. I dati relativi a consumi e produzione di energia, così come le previsioni e le
raccomandazioni sull’uso dell’energia potranno essere visualizzati grazie a diversi
diagrammi e tabelle.
Con il profilo di produzione e consumo il sistema sarà in grado di attivare e
disattivare gli utilizzatori collegati alle prese radio. Sulla scorta delle previsioni di
produzione fotovoltaica e del profilo di carico, determinerà quali sono le fasce orarie
favorevoli per l’ottimizzazione dell’autoalimentazione e dell’autoconsumo. A questo
punto il sistema determinerà l’attivazione e la disattivazione degli utilizzatori in base
alle disposizioni del gestore dell’impianto e delle fasce orarie individuate.
L’obiettivo di un impianto per autoconsumo è consumare sul posto la maggior
quantità possibile dell’energia fotovoltaica prodotta. Ciò avviene, in maniera ottimale,
quando gli utilizzatori domestici vengono attivati mentre il sole splende e l’impianto
fotovoltaico produce di più.
58
Tramite un contatore dedicato il sistema monitorerà la potenza attiva immessa nella
rete pubblica. Nei sistemi dotati di banco batteria, il sistema può, inoltre, avviare la
carica della batteria per prevenire perdite da derating.
Per questo sistema di gestione energetica è possibile collegare massimo 24
apparecchi. Di tali 24 apparecchi, al massimo 12 possono essere attivamente
controllati. Le eventuali altre prese radio presenti nel sistema, potranno essere
utilizzate al fine di misurare e visualizzare il consumo degli utilizzatori. Per
apparecchi si intendono tutti i componenti che scambiano direttamente dati con
Sunny Home Manager, ovvero gli inverter SMA, prese radio, contatori ed eventuali
utilizzatori controllabili direttamente.
Esempi di utilizzatori adatti e non alla gestione intelligente.
Fra gli utilizzatori particolarmente adatti e con un certo grado di flessibilità sotto il
profilo orario vi sono:
Utilizzatore
caratteristiche
Lavatrice
richiede da 1 a 1,25 kWh di energia e viene messa
in funzione più volte la settimana.
Lavastoviglie
richiede 1,5 kWh di energia per ciclo di lavaggio e
viene normalmente messa in funzione ogni giorno.
Asciugatrice
richiede da 1,5 a 2,5 kWh di energia e viene messa
in funzione più volte la settimana.
Fra gli utilizzatori non adatti avremo:
Utilizzatore
caratteristiche
vengono accesi solamente quando servono.
tostiera o un
Toast e acqua calda devono inoltre essere
bollitore
pronti tempestivamente.
forno
elettrico
viene attivato solamente quando si cucina. Il
cibo deve essere pronto tempestivamente
59
tagliaerba
funziona normalmente solo una o due volte
al mese e deve essere guidato a mano
SPECIFICHE SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO DEL RESIDENCE
Considerando le specifiche del sistema di controllo si sceglie, in questa tesi, di
controllare o monitorare alcuni carichi di interesse che possono determinare
variazioni apprezzabili del profilo di carico complessivo. Nello specifico, sono stati
scelti dei carichi per ogni appartamento e dei carichi per i servizi comuni. In
particolare,
(vedi
“PARTICOLARE
SCHEMA
ELETTRICO
SISTEMA
DI
CONTROLLO E MONITORAGGIO” ) verranno utilizzati N°16 prese radio, di cui 11
con controllo diretto del carico. Nello specifico avremo:
TIPO DI UTENZA
APPARTAMENTO 1
APPARTAMENTO 2
CARICHI MONITORATI E
CONTROLLATI
LAVATRICE /
ASCIUGATRICE /
LAVASTOVIGLIE
LAVATRICE /
ASCIUGATRICE /
LAVASTOVIGLIE
APPARTAMENTO 3
LAVATRICE /
CLIMATIZZATORE
APPARTAMENTO 4
LAVATRICE /
ASCIUGATRICE
SERVIZI COMUNI
CARICHI MONITORATI
CLIMATIZZATORE
CLIMATIZZATORE
CLIMATIZZATORE
LUCI ESTERNE / IDRICO
Al fine di monitorare i consumi di ciascun appartamento saranno installati n°4
contatori energy meter che invieranno i dati al sistema centrale e nel portale.
60
CARATTERISTICHE E SPECIFICHE DEI DISPOSITIVI

SISTEMA DI CONTROLLO E MONITORAGGIO
SUNNY HOME MANAGER
Figura 3.13 – Sunny Home Manager
61

ROUTER
Un interruttore router / rete collega il sistema di Manager tramite Internet al portale.
Quando si utilizza il Sunny Home Manager, SMA Solar Technology AG raccomanda
una connessione permanente a Internet e l'uso di un router che supporta
l'assegnazione dinamica degli indirizzi IP (DHCP - Dynamic Host Configuration
Protocol).

CONTATORE DI ENERGIA
ENERGY METER SMA
Figura 3.14 – Energy Meter Sma
62
Il misuratore di energia SMA deve trovarsi nella stessa rete locale del Sunny Home
Manager.
Il misuratore di energia SMA deve essere collegato tramite un cavo di rete o allo
switch di rete o al router con switch di rete integrato.
I cavi di rete devono soddisfare i seguenti requisiti del cavo:
• tipo di cavo: 100BaseTx;
• la schermatura: S-FTP o S-STP;
• tipo di spina: RJ45 per Cat5, Cat5e, Cat6, Cat6a;
• numero di coppie di conduttori isolati e conduttore isolato di sezione: almeno 2 x 2 x
0,22 mm²;
• la lunghezza massima del cavo tra due nodi quando si usano cavi patch: 50 m;
• la lunghezza massima del cavo tra due nodi quando si utilizzano cavi di
installazione: 100 m;
• Resistente ai raggi UV per uso esterno.

PRESE RADIO
63

SCATOLE DEI FUSIBILI BATTERIE
Distributore CC esterno che garantisce una protezione della batteria onnipolare.
Entrambi i tipi sono adatti per correnti da 63 a 250 A e sono dotati di un sezionatore
di carico NH per una semplice disinserzione dei Sunny Island. Il BatFuse B.01 offre
un collegamento per Sunny Island e tre collegamenti CC sul lato batteria. Il BatFuse
B.03 è dotato di tre collegamenti per Sunny Island e sei collegamenti CC sul lato
batteria. Entrambi i tipi sono, inoltre, dotati di un'uscita di tensione ausiliaria della
batteria da 8 A.
64
3.4.10.
SCHEMI ELETTRICI
SCHEMA ELETTRICO GENERALE CON SISTEMA DI CONTROLLO
Figura 3.15 – Schema Elettrico
65
PARTICOLARE SCHEMA ELETTRICO FOTOVOLTAICO
Figura 3.16 - Particolare Schema Elettrico Fotovoltaico
66
PARTICOLARE SCHEMA ELETTRICO SISTEMA DI CONTROLLO E
MONITORAGGIO
Figura 3.17 – Particolare - Schema sistema di controllo e monitoraggio
67
LEGENDA
68
CAPITOLO 4. ANALISI TECNICA ED ECONOMICA
Nei seguenti paragrafi verranno analizzati tutti i vantaggi derivanti dall’utilizzo di
questo tipo di configurazione di progetto. I vantaggi sono legati sia al tipo di
tecnologia utilizzata sia alla scelta di una gestione centralizzata per tutte le unità
abitative. Quest’ultima permette una naturale ottimizzazione dei costi complessivi
legati a diversi aspetti progettuali e gestionali.
Questa tipologia di Smart Grid è in grado di gestire i flussi di energia autonomamente
con un solo punto di connessione alla rete di distribuzione, per il prelievo dovuti ai
consumi non compensati dall’impianto fotovoltaico e dal sistema di accumulo.
Le singole utenze, munite di credenziali di accesso al portale del sistema, avranno la
possibilità di:

Monitorare i propri consumi complessivi;

Individuare i carichi elettrici critici che registrano un consumo eccessivo;

Ottimizzare i costi dell’energia elettrica;

Controllare, anche da remoto, alcuni carichi muniti di prese radio.
Per la gestione generale dell’intero impianto si dovrà prevedere la figura di un
responsabile, nominato dal proprietario del residence o dai singoli proprietari degli
appartamenti costituiti in cooperativa. Il responsabile avrà il compito si verificare
l’efficienza del sistema tramite l’accesso al portale relativo al sistema di controllo o
attraverso verifiche periodiche all’impianto stesso. Si preoccuperà di registrare i dati
relativi ai consumi dei singoli appartamenti, che saranno visualizzati periodicamente
(a cadenza mensile, per esempio) sul portale. Provvederà a ripartire i costi di
ammortamento dell’intero impianto in proporzione ai consumi effettuati (ad eccezione
69
dei consumi comuni). Infine sarà il responsabile del contratto di fornitura dell’unico
punto di connessione con la rete di distribuzione.
In definitiva il RESPONSABILE avrà i seguenti compiti:

controllare
periodicamente
l’efficienza
del
sistema
tramite
accessi
programmati al portale e con verifiche sul posto;

predisporre piani di manutenzione;

registrare e archiviare i consumi di ciascun appartamento e in base a tali valori
ripartire i costi di ammortamento;

gestire i rapporti con il gestore della rete di distribuzione.
Nei seguenti paragrafi verrà analizzato l’aspetto economico, l’aspetto legato
all’aumento dell’autoconsumo relativo ad una giornata tipo e, infine, alcuni vantaggi
derivanti dalla gestione di un unico impianto collegato alla rete di distribuzione.
70
4.1
ANALISI ECONOMICA
Questa prima fase di analisi indaga ’aspetto economico legato al ritorno
dell’investimento di un impianto fotovoltaico con accumulo e in regime di scambio sul
posto.
L’ipotesi non contempla la gestione intelligente dei flussi di energia. Pertanto, i
rendimenti ottenuti subiranno un ulteriore incremento dovuto all’utilizzo della stessa
tecnologia intelligente.
Secondo quando riportato nel Cap 2.4.4 la percentuale di autoconsumo media varia
dal 33% (con il solo impianto fotovoltaico) a circa il 75% con il sistema di accumulo.
In base ai prezzi attuali, per un impianto fotovoltaico in regime di scambio sul posto,
si stima un costo di investimento di circa 1700 euro/kW.
Il costo del sistema di accumulo si riferisce alle ultime indicazioni della società
TESLA ENERGY e SMA che nei prossimi mesi proporranno un sistema di accumulo
con batteria a celle agli ioni di Litio abbinato all’inverter SUNNY BOY STORAGE ad
un prezzo di circa 500 euro/ kwh nominale.
Si suppone, inoltre, un costo unitario dell’energia di 0.079 euro/kWh, costi per oneri
di rete di 0.17 euro/kwh e costi fissi e imposte di 0.046 euro/kWh.
Nella seguente valutazione si considera la detrazione fiscale del 50% secondo
quanto stabilito dalla Legge di Stabilità del 2016.
Di seguito il riepilogo delle considerazioni:
71
DATI SISTEMA DEL SISTEMA
prezzo al kWh sistema di accumulo
€
taglia del sistema di accumulo
prezzo sistema accumulo (al netto
Iva)
€
prezzo al kW dell'impianto
fotovoltaico
€
taglia dell'impianto fotovoltaico
prezzo dell'impianto fotovoltaico
€
aliquota IVA
TOTALE investimento
€
€
TOTALE investimento [Iva incl.]
BENEFICIO FISCALE
aliquota
valore detraibile
€
€
DETRAZIONE FISCALE [€/anno]
500,00
38
19.000,00
1.700,00
15
25.500,00
10,00%
44.500,00
48.950,00
50,00%
24.475,00
2.447,50
Determinazione dell’importo annuale dell’importo della fattura relativa alla fornitura
dell’energia elettrica:
DETERMINAZIONE IMPORTO ANNUALE CON SISTEMA
ACCUMULO
energia prodotta annuale
consumi annuali
costo unit. energia
oneri rete
costi fissi e imposte
Costo energia (Iva escl.)
€
22.500
25.000
0,079
0,170
0,046
0,29
Costo energia (Iva incl.)
€
0,34
% autoconsumo
energia risparmiata
Risparmio per autoconsumo
€
[kWh]
[kWh/anno]
[€/kWh]
[€/kWh]
[€/kWh]
[€/kWh]
[€/kWh]
75,00% [%]
16.875
[kWh/anno]
5.665,44
[€/anno]
energia accreditata in SSP
prezzo energia in SSP
Risparmi Scambio Sul Posto
€
5.625
0,120
675,00
[kWh/anno]
[€/kWh]
[€/anno]
TOTALE RISPARMI
€
6.340,44
[€/anno]
FATTURA FUTURA
€
2.052,81
[€/anno]
Di seguito i flussi di cassa considerando un’inflazione dell’1%.
72
73
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
inflazione:
5.665,44
5.722,10
5.779,32
5.837,11
5.895,48
5.954,44
6.013,98
6.074,12
6.134,86
6.196,21
6.258,17
6.320,76
6.383,96
6.447,80
6.512,28
6.577,40
6.643,18
6.709,61
6.776,71
6.844,47
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
1,00%
675,00
681,75
688,57
695,45
702,41
709,43
716,53
723,69
730,93
738,24
745,62
753,08
760,61
768,21
775,90
783,65
791,49
799,41
807,40
815,47
risparmio da
SSP
ANNI risparmio per autoconsumo
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
-
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
2.447,50
-
beneficio
fiscale
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
FLUSSI DI CASSA
ricavi da
cessione
8.787,94
8.851,35
8.915,39
8.980,07
9.045,39
9.111,37
9.178,01
9.245,31
9.313,29
9.381,95
7.003,79
7.073,83
7.144,57
7.216,02
7.288,18
7.361,06
7.434,67
7.509,02
7.584,11
7.659,95
164.085,26
RISPARMI TOTALI
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
€
48.950,00
-
TOTALE COSTI
-€ 48.950,00
-€ 40.162,06
-€ 31.310,71
-€ 22.395,32
-€ 13.415,26
4.369,86
-€
4.741,51
€
€ 13.919,51
€ 23.164,83
€ 32.478,12
€ 41.860,07
€ 48.863,86
€ 55.937,70
€ 63.082,27
€ 70.298,28
€ 77.586,46
€ 84.947,52
€ 92.382,19
€ 99.891,20
€ 107.475,31
€ 115.135,26
FLUSSI
CUMULATI
Dalla tabella possiamo notare un tempo di ritorno di investimento uguale a 5 anni e
un flusso di cassa di circa 115.000,00 euro.
La figura seguente mostra l’andamento dei flussi di cassa, dei risparmi totali e il
totale dei costi.
Figura 4.1 – Grafico valutazione economica
74
Notiamo un punto di discontinuità al decimo anno dovuto alla sospensione del
beneficio fiscale.
4.2
ANALISI E VALUTAZIONE DEI FLUSSI DI ENERGIA
Nella seguente valutazione è possibile apprezzare i vantaggi relativi all’istallazione di
un sistema di accumulo e di un sistema di gestione intelligente dei flussi di energia
in un giorno tipo.
In accordo con quanto riportato al Cap 2.2.1 sono stati stimati quattro profili di
consumo, relativi ai 4 appartamenti, in un giorno feriale tipo. Si suppone inoltre una
variante più significativa per il quarto profilo considerando la presenza di più inquilini
con stili di vita differenti dai primi tre.
Si stima un andamento medio di produzione dell’impianto fotovoltaico, nel periodo
primaverile, supponendo una giornata di cielo sereno.
In accordo con quanto riportato al Cap. 2.2.2 sono stati stimati i consumi dei servizi
comuni supponendo due picchi significativi dovuti all’attivazione della pompa di
irrigazione e un andamento costante nelle ore notturne dovuto all’illuminazione
esterna.
Si riportano di seguito la tabella dei valori della produzione e i diagrammi di carico,
per ciascun appartamento, per i servizi comuni e i consumi complessivi considerando
un passo di registrazione di 30 minuti.
75
ORA
PRODUZIONE
(kW)
APPART.
1
APPART.
2
APPART.
3
APPART.
4
SERVIZI
COMUNI
CONSUMI
COMPL.
0:00
0:30
1:00
1:30
2:00
2:30
3:00
3:30
4:00
4:30
5:00
5:30
6:00
6:30
7:00
7:30
8:00
8:30
9:00
9:30
10:00
10:30
11:00
11:30
12:00
12:30
13:00
13:30
14:00
14:30
15:00
15:30
16:00
16:30
17:00
17:30
18:00
18:30
19:00
19:30
20:00
20:30
21:00
21:30
22:00
22:30
23:00
23:30
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
2,50
5,16
6,64
8,00
9,24
10,36
11,36
12,24
13,00
13,64
14,16
14,56
14,84
15,00
14,84
14,56
14,16
13,64
13,00
12,24
11,36
10,36
9,24
8,00
6,64
3,00
1,50
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,80
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,42
0,48
0,40
0,42
0,40
0,40
0,40
0,83
1,50
1,40
1,60
1,50
0,40
0,40
0,42
0,95
1,10
1,50
2,00
2,20
1,90
1,50
0,60
0,60
0,60
0,60
0,60
0,80
1,00
1,10
1,20
1,50
1,90
2,20
2,50
2,60
2,60
1,80
1,40
1,00
0,50
0,68
0,36
0,34
0,34
0,40
0,44
0,34
0,38
0,46
0,38
0,36
0,36
0,34
0,34
0,83
1,65
1,19
1,44
1,43
0,38
0,34
0,38
0,81
0,94
1,50
2,20
1,87
1,71
1,43
0,57
0,51
0,54
0,51
0,51
0,80
1,10
0,94
1,08
1,43
1,81
1,87
2,25
2,21
2,21
1,80
1,54
0,85
0,45
0,72
0,38
0,38
0,34
0,36
0,34
0,34
0,38
0,41
0,34
0,42
0,44
0,34
0,36
0,79
1,43
1,19
1,44
1,28
0,36
0,34
0,36
0,95
1,21
1,28
1,80
2,09
1,81
1,28
0,54
0,51
0,54
0,51
0,51
0,80
1,10
0,94
1,08
1,43
1,81
1,87
2,25
2,21
2,34
1,53
1,19
1,00
0,55
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
1,20
1,20
1,20
1,50
1,50
1,60
1,80
2,10
2,20
2,10
1,80
2,00
2,00
2,50
2,00
2,00
1,50
1,50
1,50
1,10
1,10
0,80
0,80
1,10
2,20
2,20
2,20
1,50
1,50
1,50
1,80
1,50
1,00
0,40
0,40
0,40
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
0,80
0,80
2,50
1,50
1,50
1,50
1,50
0,80
0,80
0,80
0,80
1,10
1,30
1,70
1,70
1,70
1,70
1,50
1,50
1,50
1,50
1,70
1,70
1,70
2,00
2,00
3,00
3,00
4,50
3,00
2,00
1,50
1,30
1,20
1,20
3,80
2,74
2,72
2,68
2,76
2,78
2,68
2,78
2,94
2,72
2,80
2,80
3,48
3,10
4,45
8,58
6,78
7,58
7,50
4,74
4,08
4,06
5,31
6,05
7,38
9,80
9,86
9,12
7,40
4,91
4,62
4,28
4,22
3,92
4,90
6,00
6,87
7,56
8,55
10,01
10,44
13,00
11,82
10,65
7,63
5,83
4,45
3,10
76
Figura 4.2 – Profilo di carico appartamento 1
77
Figura 4.6 – Profilo di carico servizi comuni
Figura 4.7 – Profilo di produzione
Nel diagramma seguente si evidenziano tutti gli andamenti e l’istogramma
rappresenta l’energia complessivamente consumata.
78
Figura 4.8 – Profilo di produttività e consumo proprio
79
La produzione del fotovoltaico riesce a ben coprire i consumi nell’arco delle ore di
maggior luminosità. Rimangono dei consumi significativi durante la notte (dovuti ai
servizi comuni), nelle prime ore del mattino e soprattutto nelle ore serali. Le parti di
istogramma fuori dalla campana di produzione sono direttamente riconducibili ai
prelievi di energia elettrica dalla rete.
Nel seguito con l’intervento del sistema intelligente dei gestione dei flussi di energia il
sistema rileverà:

Il profilo di carico di ogni appartamento;

Il profilo dei singoli utilizzatori dotati di prese radio;

il profilo complessivo.
Sulla base di questi dati, si determina quanta energia viene utilizzata e in quali orari
si concentrano i consumi. Il sistema programmerà il consumo intelligente a partire dai
carichi collegati alle prese radio e controllerà gli stessi spostando la loro attivazione
dalle ore serali (19:30 – 21:30) alle ore di maggior produzione (12:00 – 14:00).
In particolare:

Appartamento 1: Spostamento del consumo di 2,25 kWh



Nel diagramma si riportano i nuovi profili di carico con un sostanziale incremento del
consumo generale all’interno della campana di produzione.
Ciò comporta un minor prelievo di energia elettrica dalla rete.
80
ORA
0:00
0:30
1:00
1:30
2:00
2:30
3:00
3:30
4:00
4:30
5:00
5:30
6:00
6:30
7:00
7:30
8:00
8:30
9:00
9:30
10:00
10:30
11:00
11:30
12:00
12:30
13:00
13:30
14:00
14:30
15:00
15:30
16:00
16:30
17:00
17:30
18:00
18:30
19:00
19:30
20:00
20:30
21:00
21:30
22:00
22:30
23:00
23:30
PRODUZIONE
(kWh)
APPART. APPART. APPART. APPART.
1
2
3
4
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,80
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
0,42
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,00
2,50
5,16
6,64
8,00
9,24
10,36
11,36
12,24
13,00
13,64
14,16
14,56
14,84
15,00
14,84
14,56
14,16
13,64
13,00
12,24
11,36
10,36
9,24
8,00
6,64
3,00
1,50
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,48
0,40
0,42
0,40
0,40
0,40
0,83
1,50
1,40
1,60
1,50
0,40
0,40
0,42
0,95
1,10
2,40
2,90
3,10
2,80
2,40
0,60
0,60
0,60
0,60
0,60
0,80
1,00
1,10
1,20
1,50
1,00
1,30
1,60
1,70
1,70
1,80
1,40
1,00
0,50
SERVIZI
COMUNI
CONSUMI
COMPLESSIVI
0,68
0,72
0,40
1,20
3,80
0,36
0,38
0,40
1,20
2,74
0,34
0,38
0,40
1,20
2,72
0,34
0,34
0,40
1,20
2,68
0,40
0,36
0,40
1,20
2,76
0,44
0,34
0,40
1,20
2,78
0,34
0,34
0,40
1,20
2,68
0,38
0,46
0,38
0,36
0,36
0,34
0,34
0,83
1,65
1,19
1,44
1,43
0,38
0,34
0,38
0,81
0,94
2,40
3,10
2,77
2,61
2,33
0,57
0,51
0,54
0,51
0,51
0,80
1,10
0,94
1,08
1,43
0,91
0,97
1,35
1,31
1,31
1,80
1,54
0,85
0,45
0,38
0,41
0,34
0,42
0,44
0,34
0,36
0,79
1,43
1,19
1,44
1,28
0,36
0,34
0,36
0,95
1,21
2,08
2,60
2,89
2,61
2,08
0,54
0,51
0,54
0,51
0,51
0,80
1,10
0,94
1,08
1,43
1,01
1,07
1,45
1,41
1,54
1,53
1,19
1,00
0,55
0,40
0,40
0,40
0,40
0,40
1,20
1,20
1,20
1,50
1,50
1,60
1,80
2,10
2,20
2,10
1,80
2,00
2,80
3,30
2,80
2,80
2,30
1,50
1,50
1,10
1,10
0,80
0,80
1,10
2,20
2,20
2,20
0,70
0,70
0,70
1,00
0,70
1,00
0,40
0,40
0,40
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
1,20
0,80
0,80
2,50
1,50
1,50
1,50
1,50
0,80
0,80
0,80
0,80
1,10
1,30
1,70
1,70
1,70
1,70
1,50
1,50
1,50
1,50
1,70
1,70
1,70
2,00
2,00
3,00
3,00
4,50
3,00
2,00
1,50
1,30
1,20
1,20
2,78
2,94
2,72
2,80
2,80
3,48
3,10
4,45
8,58
6,78
7,58
7,50
4,74
4,08
4,06
5,31
6,05
10,78
13,20
13,26
12,52
10,80
4,91
4,62
4,28
4,22
3,92
4,90
6,00
6,87
7,56
8,55
6,61
7,04
9,60
8,42
7,25
7,63
5,83
4,45
3,10
81
Figura 4.9 – Profilo di produttività, autoconsumo e accumulo
82
L’ultima analisi riguarda il sistema di accumulo. Il sistema intelligente caricherà le
batterie nei periodi di minor utilizzo della produzione, e quindi minor autocunsumo, e
nei periodi di maggior produzione. Il diagramma seguente evidenzia la carica,
stimata di circa 37 kWh, della batteria.
83
Figura 4.10 - Profilo di produttività, ottimizzazione dell’autoconsumo e accumulo
Il sistema di accumulo permetterà un incremento dell’autoconsumo fino all’80%. Nel
seguente diagramma si evidenzia la ripartizione della carica nelle ore serali e anche
durante la notte per compensare i consumi dei servizi comuni.
84
Figura 4.11 - Profilo di produttività, ottimizzazione dell’autoconsumo da accumulo
85
4.3
VANTAGGI RELATIVI ALLA GESTIONE DI UN UNICO IMPIANTO
Nel seguito analizzeremo le fasi per connettere un impianto fotovoltaico alla rete e,
infine, si valuteranno alcune caratteristiche del servizio di misura offerto dal gestore
di rete
4.3.1 PROCEDURA RELATIVA ALLA RICHIESTA DI CONNESSIONE DI UN
IMPIANTO DI PRODUZIONE ALLA RETE ELETTRICA NAZIONALE.
Attualmente secondo quando indicato dall’AEEGSI - ARG/elt 99/08 l’utente deve
presentare al distributore una richiesta con i documenti stabiliti dalla stessa.
Tra i documenti necessari da allegare alla domanda di connessione si dovranno
produrre alcuni documenti progettuali firmati da un tecnico abilitato.
I contenuti della domanda di connessione riguardano:

generalità impianto (un impianto/lotto di impianti, ubicazione)

dati del richiedente e dati specifici impianto (potenza nominale, potenza in
immissione, contributo alla Icc, fonte primaria utilizzata)

dati sul nuovo punto di prelievo (potenza richiesta in prelievo o per SA) e dati
sul punto di prelievo esistente (potenza già disponibile in immissione e in
prelievo)

Planimetrie
Il costo per la richiesta di preventivo risulta di 100 euro+ iva.
Il tempo di messa a disposizione del preventivo è di 20 giorni.
Le fasi successive riguardano:

la verifica tecnica effettuata dal gestore di rete per definire la miglior soluzione
tecnica per la connessione dell’impianto;
86

Stesura del preventivo: il preventivo è predisposto a conclusione delle
verifiche tecniche effettuate dal gestore ed è definito nel TICA modificato, art.
12;

Accettazione del preventivo. E’ possibile richiedere una modifica prima
dell’accettazione. L'accettazione del preventivo deve essere formalizzata con
la restituzione di un modulo, allegato al preventivo, con attestazione del
versamento della quota del corrispettivo per la connessione previsto in
preventivo.

Realizzazione della connessione a cura del gestore di rete. 30 giorni lavorativi
in caso di lavoro semplice o 90 giorni lavorativi in caso di lavoro complesso.

Predisposizione e firma del regolamento d’esercizio.

Invio di ulteriore documentazione necessaria all’attivazione tra cui la
dichiarazione di conformità dell’impianto ai sensi della norma CEI 0-21 e la
comunicazione da parte di Terna relativamente all’Abilitazione ai fini
dell’Attivazione e dell’Esercizio delle Unità di Produzione su GAUDÌ.
Inoltre deve essere gestita la QUALIFICAZIONE DELLE UNITÀ DI PRODUZIONE
IN GAUDÌ la quale richiede le seguenti fasi:

registrazione Impianto da parte del produttore;

validazione Impianto da parte del Gestore di Rete;

registrazione UP da parte del produttore;

validazione e Abilitazione Commerciale delle UP da parte di Terna;

comunicazione di fine lavori dell'impianto da parte del produttore;

comunicazione della sottoscrizione del regolamento di esercizio da parte del
Gestore di Rete;
87

comunicazione del completamento della connessione da parte del Gestore di
Rete:

attivazione della Connessione da parte del Gestore di Rete;

modifica post esercizio dei dati
4.3.2 RICHIESTA DEL SERVIZIO DI SCAMBIO SUL POSTO
Gli utenti che intendono avvalersi di questo servizio devono stipulare una
convenzione con il Gestore dei Servizi Energetici.
La stipula della convenzione si effettua attraverso il servizio telematico predisposto
dal GSE, a cui si accede collegandosi al suo sito internet.
L'operazione si articola in tre fasi distinte:
1.Registrazione al portale informatico del GSE.
Per accedere al servizio occorre registrarsi al portale del Gestore inserendo i propri
dati anagrafici e i dati specifici del titolare dell'impianto, se questi è diverso dal
soggetto che fa richiesta del servizio.
2. Sottoscrizione dell'applicazione web Scambio sul posto (SSP).
Effettuata la registrazione, si accede di nuovo al sistema telematico sottoscrivendo
l'applicazione web "Scambio sul posto". Tale applicazione consente di gestire le fasi
commerciali e amministrative del rapporto di Scambio sul posto.
3. Presentazione dell'istanza di compensazione.
Utilizzando l'applicazione web SPP, l'utente presenta al Gestore istanza di
compensazione tra i valori delle partite di energia prelevata dalla rete e quella
immessa (cioè Contributo in conto scambio).
88
4.3.3 SERVIZIO DI MISURA
Il servizio di misura è composto dai seguenti due gruppi di attività:

Installazione e manutenzione dei gruppi di misura;

rilevazione, validazione e registrazione dei dati di misura e loro messa a
disposizione ai soggetti interessati.
Il servizio di misura riguarda due grandezze: l'energia scambiata con la rete
(immessa e prelevata) e l'energia prodotta.
La componente tariffaria di misura, denominata MIS, è destinata a coprire i costi di
installazione e manutenzione del misuratore (contatore), nonché i costi di rilevazione
e registrazione delle misure.
È determinata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas (AEEG) (con
aggiornamento annuale) ed è calcolata in centesimi di euro per punto di prelievo per
anno.
Nelle bollette la voce “oneri per Trasporto e gestione del contatore” sono gli
importi da pagare alle società che gestiscono la rete elettrica nazionale per coprire i
costi di trasporto, distribuzione e misura dell’energia elettrica.
Secondo l’ articolo “Enel, nuovo contatore: stangata in arrivo? Come funziona e
quanto costa” di Forexinfo.it del 03/05/2016 con la nuova sostituzione dei contatori si
avrà un aumento di 110€ a famiglia solo nel 2017, destinato ad aumentare nei
prossimi anni.
Valutazioni generali
Da quanto descritto la procedura di connessione di un impianto fotovoltaico risulta
estremamente elaborata e richiede una gestione continua e scrupolosa soprattutto
riguardo i rapporti con il gestore di rete.
89
Le configurazioni di progetto proposte attualmente, in un edificio residenziale simile a
quello analizzato, riguardano la realizzazione di 5 impianti distinti.
Tale soluzione comporta una gestione complessa, simile a quella descritta, per
ciascun impianto. Attualmente le società che offrono un prodotto completo in tutti gli
aspetti progettuali e gestionali riservano una quota significativa ai costi di gestione di
connessione e alla richiesta del servizio di scambio sul posto.
Infine la possibilità di gestire le misure autonomamente annulla i costi del servizio di
misura e riduce i disagi legati alla gestione dei pagamenti delle bollette.
90
CAP 5. CONCLUSIONI
L’obiettivo principale della tesi, ossia dimensionare un sistema fotovoltaico con accumulo
e gestione intelligente dei flussi di energia per analizzarne i vantaggi, ha messo in luce
esattamente quello che ci si aspettava alla vigilia del lavoro.
In particolare, a fronte di una minima gestione dell’intero impianto avremo:

un ritorno dell’investimento in 5 anni con un interessante flusso di cassa a beneficio
di tutti gli utenti;

Un autoconsumo che supera l’80% e che costituisce un’ottima base verso la
totale indipendenza dalla rete di distribuzione.
Per quanto riguarda i vantaggi connessi alla progettazione di un unico impianto rispetto
alla attuale proposta del mercato relativa a 5 impianti distinti, questi sono:

un’ unica richiesta di connessione e di servizio di scambio sul posto che riduce
notevolmente gli oneri gestionali iniziali e futuri;

Infine, la gestione interna dei misuratori che annulla i rapporti con il gestore di rete e
i costi sui servizi del servizio di misura.
Nello scenario futuro di sviluppo di Micro Grid e Smart Grid i sistemi di accumulo e la
domotica rappresenteranno una tecnologia di frequente utilizzo.
Esse sono, di fatto, una modalità integrata di produzione, storage e distribuzione per
ottimizzare i flussi energetici tra generazione e utenze.
Tale soluzione è l’unica attualmente in grado di assicurare il servizio di base e generare
elevate aliquote di energia senza alcuna perdita di trasferimento elettrico, senza
inquinamento elettromagnetico, e con la possibilità di recuperare, con costi impiantistici
ragionevoli, il calore derivante dalla trasformazione termodinamica.
Se, come d’auspicio, l’evoluzione degli accumulatori e delle smart grid seguirà lo stesso
percorso fatto dai sistemi fotovoltaici, in pochi anni si avranno sistemi economicamente
applicabili e integrabili negli edifici residenziali multifamiliari.
Quindi, in un futuro non troppo lontano, si apriranno scenari inesplorati, non solo per
quanto riguarda le nuove forme di Business trattate in questo lavoro di tesi, ma anche per
l’integrazione di questa tecnologia in sistemi più complessi relativi ad intere zone
residenziali.
Questo lavoro mira ad essere un valido contributo in tal senso.
BIBLIOGRAFIA E SITOGRAFIA
INTRODUZIONE
LA MICROGENERAZIONE AD ELEVATA EFFICIENZA, 09/06/2016, - Seminario sui
sistemi di conversione energetica ad elevata efficienza e di basso impatto ambientaleProf.Ing. Pietro Capaldi.
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PREVISIONE IN ITALIA http://www.qualenergia.it/articoli/20160509-fotovoltaico-Italia-previsione-2016-2020
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TIPI DI ACCUMULATORI http://www.accumulo-fotovoltaico.it/impianti/prezzi-degli-accumulatori-fotovoltaico/
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93
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DI VIA GALILEI, 29 E VIA SANZIO, 20 COMUNE DI CORSICO (MI);
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Parte 1: Interruttori automatici per funzionamento in
corrente alternata
PANNELLO FOTOVOLTAICO X21-335-BLK - http://www.sunpowercorp.it
BATTERIA ENERGY STORAGE SYSTEM ESS 3.0 - https://it.krannich-solar.com
Legge di Stabilità del 2016 - http://www.gazzettaufficiale.it/eli/id/2015/12/30/15G00222/sg
TUTTO NORMEL, 09/2015, FOTOVOLTAICO, EDIZIONI TNE
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SERVIZIO DI SCAMBIO SUL POSTO - http://www.gse.it/
94
ENEL DISTRIBUZIONE, 12/2016,
GUIDA PER LE CONNESSIONI ALLA RETE
ELETTRICA DI ENEL DISTRIBUZIONE
SERVIZIO DI MISURA ENEL https://eneldistribuzione.enel.it/it-IT/Pagine/servizio_misura.aspx
CAPITOLO 5
LA MICROGENERAZIONE AD ELEVATA EFFICIENZA, 09/06/2016, - Seminario sui
sistemi di conversione energetica ad elevata efficienza e di basso impatto ambientaleProf.Ing. Pietro Capaldi.
95

Gestione Intelligente Dei Flussi Di Energia E

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