principi di funzionamento di un sistema di produzione

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Smart Grid:i sistemi fotovoltaici
ver. 1.1
31/08/2011 Enrico De Santis
Quaderno di Ricerca
Ver . 1.4
08/09/2011
PRINCIPI DI FUNZIONAMENTO DI UN SISTEMA
PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
DA FONTI RINNOVABILI : IL FOTOVOLTAICO
Smart Grid: I sistemi fotovoltaici || Enrico De Santis (2011)
1
Pagina lasciata bianca
SOMMARIO
SOMMARIO ........................................................................................................................... 1
Introduzione ......................................................................................................................... 3
1.
La radiazione solare: principi e caratteristiche basilari ................................................ 6
1.1.
2.
Strumenti di misura della radiazione solare .....................................................................8
I sistemi fotovoltaici ..................................................................................................... 9
2.1.
Struttura di un impianto fotovoltaico ............................................................................. 10
2.1.1.
2.2.
3.
Principi di funzionamento di una cella fotovoltaica ....................................................... 11
2.2.1.
Effetto fotovoltaico ................................................................................................ 12
2.2.2.
Caratteristiche elettriche e circuito equivalente di una cella .................................. 13
2.2.3.
La Curva V-I ......................................................................................................... 14
2.3.
Struttura modulare di un pannello solare ....................................................................... 15
2.4.
Elementi costituenti un sistema fotovoltaico ................................................................. 16
2.4.1.
Batterie di accumulo .............................................................................................. 17
2.4.2.
Inverter .................................................................................................................. 17
2.4.3.
Controllori di carica ............................................................................................... 18
2.4.4.
Peak-Power Trackers ............................................................................................. 18
Impianti fotovoltaici grid-connected .......................................................................... 19
3.1.
Tipologie di connessione del generatore fotovoltaico .................................................... 19
3.1.1.
Central inverter ...................................................................................................... 20
3.1.2.
String inverter ........................................................................................................ 21
3.1.3.
Module Integrated inverter .................................................................................... 21
3.2.
Il converter .................................................................................................................... 21
3.2.1.
Convertitore DC-DC con isolamento galvanico .................................................... 22
3.2.2.
Convertitore DC-DC senza isolamento galvanico ................................................. 23
3.2.3.
Inverter senza convertitore DC-DC con isolamento .............................................. 24
3.2.4.
Inverter senza convertitore DC-DC e senza isolamento ......................................... 24
3.3.
4.
Componenti principali di un impianto fotovoltaico ............................................... 11
Criteri di dimensionamento di un Impianto Fotovoltaico .............................................. 25
Sulle quantità in gioco e le unità di misura utilizzate in un impianto fotovoltaico .... 26
4.1.
La Potenza ..................................................................................................................... 27
4.1.1.
Potenza Attiva ....................................................................................................... 27
4.1.2.
Potenza Reattiva .................................................................................................... 28
Enrico. De Santis - Smart Grid:I sistemi fotovoltaici
1
4.1.3.
4.2.
5.
Potenza complessa e Potenza Apparente ............................................................... 29
Massimo trasferimento di potenza ................................................................................. 30
Normative e criteri di allaccio .................................................................................... 32
5.1.
Schema di allaccio di un sistema in BT ......................................................................... 33
5.2.
Fattore di Potenza ed Energia Reattiva .......................................................................... 34
5.3.
La Qualità dell’energia .................................................................................................. 34
5.4.
La rete pubblica e dispositivi di interfaccia ................................................................... 35
5.5.
Sistemi di misura ed architettura della rete di gestione .................................................. 37
5.5.1.
Home Management System ................................................................................... 40
Conclusione ....................................................................................................................... 41
INDICE DELLE FIGURE ......................................................................................................... 42
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................... 43
2
EQUATION CHAPTER 1 SECTION 1
Introduzione
In questo elaborato si riassumono le principali caratteristiche di un sistema di produzione
dell’energia elettrica soffermandosi sul fotovoltaico. Nella prima parte si affrontano le
problematiche introducendo i fenomeni fisici in gioco, relativi all’emissione di energia
elettromagnetica da parte del sole e catturata dai collettori solari. Nella seconda parte si illustrano
i principi basilari secondo i quali la radiazione luminosa è convertita in energia elettrica. Si
introduce il concetto di cella fotovoltaica con relativo schema circuitale equivalente e
caratteristica tensione-corrente. Una volta a disposizione l’elemento fondamentale: la cella
fotovoltaica attuando la cosiddetta tecnica di assemblaggio modulare si illustrano le modalità di
interconnessione per implementare stringhe, moduli, pannelli fino all’intero campo fotovoltaico
considerabile come un unico generatore di energia elettrica. Nella terza parte si approfondiscono
le problematiche relative alle interconnessioni e i dispositivi atti a guidare e modificare il flusso
della potenza (power conditioning) come, ad esempio, l’inverter. Nella quarta parte si pone rilievo
sulle quantità elettriche in gioco analizzando, al livello teorico, in particolare il concetto di
potenza, le relative unità di misura e le condizioni di massimo trasferimento di potenza. Nella
quinta parte si affronta il tema dell’interconnessione di un sistema di produzione statico qual è il
fotovoltaico alla rete in bassa tensione di Enel distribuzione seguendo le linee guida fornite dalle
normative internazionali e recepite dalla stessa Enel Distribuzione con la normativa tecnica DK
5940 (2007). Si illustrano i dispositivi di manovra di rete pubblica, della rete di utente e i
dispositivi di segmentazione per garantire la sicurezza in entrambe le reti. Inoltre si introducono i
concetti di qualità dell’energia e i limiti relativi al fattore di potenza entro cui il produttore deve
porsi per garantire il flusso di energia in sicurezza evitando more. In ultimo si analizzano gli
strumenti di misura innovativi già istallati nelle utenze che permettono il controllo da remoto
tramite la cosiddetta tecnologia di smart metering.
Tale lavoro è svolto nell’ottica dello studio di un nuovo sistema rivoluzionario per
iniettare “intelligenza” nella rete di distribuzione dell’energia elettrica, tale sistema è conosciuto
in letteratura come Smart Grid e riuscirà a limitare con le sue funzioni ottimizzatrici, le emissioni
inquinanti e a contenere parte dei costi dell’energia. In linea di principio la Smart Grid consiste
nell’integrare la rete di telecomunicazioni, ed in generale le tecnologie ICT, con la rete di
distribuzione elettrica. L’integrazione è a tutti i livelli, fino a giungere all’utenza finale cercando,
tramite opportuni metodi di modificarne il comportamento per renderlo virtuoso rispetto ai
consumi ed agli sprechi. Questo epocale cambiamento di paradigma deriva non solo dalla volontà
di ottimizzare la rete esistente, ma da stringenti considerazioni ambientali, inquinamento e
conseguente riscaldamento del pianeta, che sono andate delineandosi nell’ultimo ventennio dopo
3
gli accordi di Kyoto. Il tutto deve essere fatto rispettando normative quadro vigenti emanate dalla
Comunità Europea e recepite dagli stati attraverso regolamentazioni adatte al sistema nazionale di
produzione, stoccaggio, trasporto e distribuzione dell’energia. L’innovazione apportata dalle reti
elettriche di nuova generazione deve essere consona alle regole di mercato totalmente libero qual
è quello degli stati avanzati ad economia di mercato. La Smat Grid è una rete di nuova
generazione indispensabile per le nuove forme di produzione dell’energia provenienti dalle
energie rinnovabili, come ad esempio eolico o solare, quest’ultime considerate energie ad
intermittenza essendo la loro disponibilità altamente dipendente dalle condizioni ambientali.
Inoltre, se prendiamo nuovamente come esempio l’energia solare, si sa che la maggiore
disponibilità è nelle ore di punta, ovvero nelle ore e nei mesi di massima insolazione; rispetto
all’utenza casalinga vi è un disallineamento tra i picchi di consumo, spesso nelle ore serali e i
picchi di produzione. Tale energia può essere immagazzinata in opportuni accumulatori, ma
attraverso la Smart Grid può essere immessa in rete con possibili vantaggi economici dell’utente
sulla bolletta. Bisogna quindi prevedere una infrastruttura che contenga gli sbalzi e assicuri
potenza in range di sicurezza, essendo alcune utenze di fascia protetta(es. gli ospedali). La
sicurezza deve essere presente, quindi, a tutti i livelli, si pensi all’importanza dei segmenti ad alta
tensione (AT) che devono essere particolarmente preservati in quanto sorgenti per numerosi
sottosegmenti elettrici che alimentano interi distretti, alcuni anche di grandi dimensioni.
L’infrastruttura integrata ha bisogno innanzitutto di un sistema di comunicazione di tipo
protocollare in quanto, i vari elementi del sistema devono essere messi in grado di dialogare
rispettando parametri di sicurezza, (latency, probabilità di perdita, etc.) di consegna dei dati. Gli
elementi del sistema devono essere “intelligenti”, secondo una nuova concezione, che nella teoria
delle reti si è andata profilando, che è l’intelligenza distribuita, proveniente da una infrastruttura a
gestione non centralizzata. Questo è importante poiché le nuove tecnologie in materia di
sensoristica di rilevamento dati e di elaborazione ad alta velocità consentono l’immissione in rete
di una grossa mole di informazione, parte della quale potrebbe interessare una data zona e non
un'altra. I problemi di una gestione centralizzata sono ben noti, possiamo annoverare ad esempio,
la debolezza rispetto ai guasti o ai malfunzionamenti. Una rete ad intelligenza distribuita potrebbe
permettere di isolare la zona colpita e continuare il proprio servizio senza subire particolari danni
o malfunzionamenti conseguenti. Il meccanismo di raccolta, dislocazione ed elaborazione
dell’informazione riguardante la rete elettrica può essere utile non solo per scopi direttamente
legati al funzionamento ottimale della rete dal punto di vista infrastrutturale, ma anche per
consentire alle società di gestione della distribuzione nuove modalità di rendicontazione e quindi
applicare tariffe differenziate (come le tariffe biorarie introdotte da Enel). Ciò, assieme ad altri
elementi, dovrebbe consentire di dirigere le scelte dell’utente verso comportamenti virtuosi.
Questo è possibile anche perché l’infrastruttura di telecomunicazioni e la tecnologia ICT non
interessano solo produzione stoccaggio e distribuzione, quindi gli elementi strutturali della rete
4
elettrica, ma anche dispositivi di utente capaci di scambiarsi informazioni utili all’ottimizzazione
della fruizione dell’energia. Importante è la scelta del modello di comunicazione e dei protocolli
da utilizzare, gli studi e le considerazioni recenti vedono i protocolli proprietari abbastanza sicuri
ma limitativi, mentre nuove proposte e standard possono permettere un più veloce adeguamento
di tutta la filiera energetica [1]. Si è quindi del parere di indirizzarsi verso scelte ibride, scelte
effettuabili solo dopo un attento e puntuale studio prima teorico e poi pratico. In definitiva il
terreno è ancora fresco e permette di seminare idee per alimentare la ricerca in tal senso e la
realizzazione dell’infrastruttura accennata.
5
1. La radiazione solare: principi e caratteristiche basilari
Il sole rappresenta la maggiore fonte di energia sulla terra. L’intero ecosistema biologico
dipende dall’energia solare che è il punto di partenza per i processi chimici e biologici sul nostro
pianeta. L’energia irradiata dal sole può essere altresì utilizzata per soddisfare parte del
fabbisogno energetico dei sistemi sociali.
L’energia solare è trasferita sul pianeta Terra mediante irraggiamento elettromagnetico
generato dai processi di fusione nucleare all’interno del Sole dove due nuclei di idrogeno sono
fusi per formare un nucleo di elio. L’energia prodotta dai processi termonucleari è estremamente
elevata, ma a causa dell’ingente distanza che intercorre tra i due corpi celesti (148 milioni di
chilometri in media), parte è dissipata lungo il tragitto, giungendo in modeste quantità sulla
superficie terrestre. Tale quota parte è comunque elevata rispetto all’energia prodotta dall’uomo
con altre fonti.
Le principali caratteristiche[2],[3] energetiche legate alla radiazione solare sono:
1. La radianza che è definita come l’ammontare dell’energia elettromagnetica incidente su
una superficie per unità di tempo;
2. La Total Solar Irradiance (TSI) che è definita come l’ammontare di energia emessa dal
sole su tutte le lunghezze d’onda che incide ogni secondo su una superficie di un metro
quadro appena al di fuori dell’atmosfera.
La TSI è ottenuta integrando la radianza, funzione della lunghezza d’onda, su tutto lo
spettro delle lunghezze d’onda dall’infrarosso fino all’ultravioletto.
La media a lungo termine della TSI è nota come costante solare (Isc). Tale valore in realtà
è soggetto a fluttuazioni dovute a fattori geometrici o legati alla variabilità dell’attività solare. La
maggiore variazione si ha nel range dell’ultravioletto (5%). Il valore medio riconosciuto per la
costante solare è Isc =1.367 W/m2.
L’ammontare di radiazione solare misurabile al di fuori dell’atmosfera terreste può essere
considerata approssimativamente costante.
L’energia disponibile sulla superficie terrestre al contrario è molto variabile e dipende non
solo dalla latitudine geografica ma anche dall’ora del giorno, data una opportuna posizione sul
globo. La causa principale della variabilità è l’inclinazione dell’asse terrestre, da cui dipendono le
stagioni. In estate il Sole raggiunge un altitudine più elevata rispetto all’inverno con relativa
differenza di durata del dì rispetto alla notte.
La grande potenza solare disponibile è frenata dall’atmosfera, e la variabilità suddetta può
dipendere dalle condizioni meteorologiche in un dato luogo. L’atmosfera di per sé a causa del
6
fenomeno della riflessione, dovuto alla differenza di indice di riflessione tra lo spazio vuoto e
l’atmosfera stessa, che rispedisce parte della radiazione verso lo spazio profondo. Inoltre, a causa
di fenomeni dissipativi dovuti alla trasformazione dell’energia elettromagnetica in energia
cinetica causata dall’iterazione (scattering) dell’onda elettromagnetica con le molecole di gas
atmosferico (O3, H2O, O2, CO2), parte dell’energia solare si trasforma, per i suddetti effetti
termodinamici, in calore e non raggiunge la superficie terrestre. In ultimo il semplice passaggio di
un corpo nuvoloso, costituito in gran parte da vapor d’acqua può causare forti fenomeni riflessivi
diminuendo ancor più la potenza che giunge in superficie.
Posto un osservatore in un opportuno punto sulla superficie terrestre, si riscontra che
l’energia che lo investe non è dovuta solo alla cosiddetta radiazione diretta (G dir), ma anche a
fenomeni diffusivi dovuti allo scattering delle molecole d’aria e altre particelle in sospensione e
riflessivi della stessa superficie terrestre. Tale quantità è nota come Radiazione diffusa (Gdif).
La somma di radiazione diretta e diffusa è nota come Global Solar Irradiance GG :
GG  Gdir  Gdif
(1.1)
Riferita all’irradiazione su una superficie orizzontale.
L’angolo di incidenza della radiazione solare dipende dalla latitudine e da quest’ultima
dipende anche la lunghezza del cammino impiegato dalla radiazione. Più è grande il cammino in
atmosfera più la presenza dei fenomeni dissipativi suddetti è forte.
Questo fenomeno è misurato, dato l’angolo di elevazione  s mediante:
l’air mass factor : AM 
1
sin( s )
(1.2)
che misura la lunghezza del cammino della luce solare in atmosfera in termini di unità
spessore: se il sole è in posizione verticale (angolo di elevazione di 90°) AM=1
Riassumendo la diminuzione in termini di radiazione è dovuta ai seguenti fattori
congiunti:

Riflessione atmosferica;

Assorbimento da parte delle molecole dell’atmosfera;

Scattering (Scattering di Rayleigh) causato dalle molecole e dalle particelle contaminanti
l’atmosfera.
7
Figura 1. Movimento apparente del sole intorno al pianeta Terra e principali caratteristiche celesti
Una quantità importante nella progettazione di impianti solari è la media annua e mensile
della radiazione globale che è molto alta in regioni a bassa latitudine. Inoltre sono importanti
anche il numero di ore che il sole è presente nel cielo visibile noto come sunshine duration.
Esistono ormai dati abbondanti supportati da una folta cartografia e software di simulazione, per
operare un primo studio sull’efficienza in termini di radiazione solare di una data regione del
globo.
1.1.
Strumenti di misura della radiazione solare
I dati di base per quanto riguarda la radiazione solare sono relativi alle componenti di
radiazione di fascio note come dirette ed indirette.
Esistono database che contengono dati relativi a numerose regioni, ma una copertura fitta
risulta molto costosa. Essi sono utili soprattutto per le simulazioni durante la fase di progettazione
degli impianti. Se si ha bisogno di dati accurati bisogna misurali con opportuni strumenti. I più
comuni sono basati sull’effetto termoelettrico e fotoelettrico.
Gli strumenti per la misura della radiazione al’interno dell’atmosfera si distinguono in:

strumenti che misurano la radiazione proveniente da tutto lo spazio circostante
(radiometri);

strumenti che misurano la radiazione diretta.
Tali strumenti possono essere ancora suddivisi in: strumenti che misurano la radiazione
per una data lunghezza d’onda o per un range di lunghezze d’onda.
Importante è la misura della radiazione solare su superfici inclinate (tilted collectors) e le
misure possono essere suddivise in locali, orizzontali globali o di fascio. La più importante è la
8
misura di insolazione globale che dipende dal particolare modello matematico impiegato per la
stima oraria o giornaliera della radiazione su superfici inclinate, modelli che includono
informazioni quali: inquinamento atmosferico, nuvolosità, umidità etc. Non esistono metodi
generali che funzionano per tutte le regioni.
Per quanto riguarda la radiazione di fascio su una superficie inclinata, rispetto ad una
superficie orizzontale è possibile utilizzare una relazione geometrica nota come fattore
geometrico Rb:
Rb 
Ib,n cos( )
Ib
cos( )
cos( )



H b H b,n cos( z ) cos( z ) sin( z )
(1.3)
Dove  z è l’angolo di zenit,  z è l’altitudine del sole e  è l’angolo di incidenza solare e il
pedice b indica la radiazione di fascio (beam) non modificata dall’atmosfera (diretta), mentre H
sta per orizzontale. Il fattore Rb solitamente è espresso in funzione del tempo e rappresentato su
particolari mappe.
2. I sistemi fotovoltaici
I moduli fotovoltaici (PV) sono dispositivi allo stato solido che convertono la radiazione
solare direttamente in elettricità senza passaggi intermedi, come trasformazioni termiche o
meccaniche. Durante l’esercizio non emettono inquinanti e sono virtualmente silenziosi. Un
sistema fotovoltaico può essere progettato per la produzione di un ampio range di potenze, dal
milliwatt al megawatt, essendo, i sistemi, di tipo modulare. Essi richiedono bassi costi di
manutenzione ed hanno un ciclo di vita dell’ordine di circa 20-25 anni.
Solo durante gli ultimi 10 anni l’energia prodotta dai sistemi ha superato quella utilizzata
per la manifattura ed i costi per watt di picco sono scesi (intorno ai $2.5) con l’obiettivo di
arrivare nel 2020 ad $1. I costi del fotovoltaico rimangono comunque abbastanza alti rispetto ai
metodi tradizionali di produzione dell’energia elettrica, ma molte strade possono essere perseguite
per abbatterli.
A parte i costi, i sistemi fotovoltaici si sono resi utili nelle zone dove risulta difficile
portare l’energia elettrica o perché la loro resa massima, in termini di erogazione di potenza
coincide spesso con i periodi di massima utilizzazione da parte dell’utenza.
I materiali per la produzione dei sistemi fotovoltaici sono molto raffinati poiché il sistema
deve mantenere un alta efficienza sia in termini di durata che di resa immediata.
9
I moduli fotovoltaici sono costituiti da materiali semiconduttori organizzati in 2 o più
strati. Il più comune è il silicio, elemento abbondante in natura. Il principio di funzionamento è
basato sull’effetto fotovoltaico che consiste, in termini generali, nella produzione di cariche
elettriche, se
sottoposto a radiazione luminosa. Tali cariche possono essere convogliate in
prossimità di giunzioni metalliche, in un circuito, producendo corrente elettrica.
2.1.
Struttura di un impianto fotovoltaico
Gli impianti fotovoltaici possono essere suddivisi in due macro-categorie:
1. impianti ad isola (stand-alone);
2. impianti grid-connect, connessi ad una rete di distribuzione gestita da terzi.
Si possono avere anche dei sistemi misti dove l’utente utilizza l’energia prodotta
dal’impianto e immette in rete (regime di interscambio) l’eventuale surplus di produzione con
risparmio sulla bolletta.
Figura 2. Schema generale di un impianto fotovoltaico
In linea di principio, nel caso misto vi sono istallati due contatori, uno che misura
l’energia elettrica che l’utente produce con l’impianto fotovoltaico, il contatore A nell’immagine,
ed uno che misura l’energia che l’utente scambia con la rete, cedendola o prelevandola.
Come già visto, l’energia elettrica fornita dall’impianto fotovoltaico è proporzionale alla
radiazione solare incidente sul pannello ed è più elevata nelle ore centrali della giornata e nei mesi
con maggiore insolazione.
In una normale utenza domestica i picchi di consumo si hanno nelle ore serali e nelle
prime ore del mattino, periodo di bassa resa dei pannelli.
10
Lo sfasamento temporale tra consumo e produzione fa si che vi sia la possibilità di avere
un interscambio bidirezionale tra rete e utente.
2.1.1.
Componenti principali di un impianto fotovoltaico
I componenti principali di un impianto fotovoltaico sono:

campo fotovoltaico: zona deputata ad ospitare i moduli fotovoltaici disposti in maniera
da massimizzare la cattura della radiazione solare. Le principali caratteristiche sono:
o
dissociazione dei moduli automatica dagli accumulatori in caso di:

tensione erogata inferiore a quella minima di ricarica altrimenti i moduli
si comporterebbero da carico esaurendo le batterie;

scarica completata dagli accumulatori e bypass in modo da inviare la
corrente direttamente all’inverter (nel caso che vi siano apparecchi
utilizzatori connessi);


scarica totale per esaurimento o eventuali danni agli accumulatori;
regolatore di carica: dispositivo che permette la stabilizzazione dell’energia raccolta e la
gestione all’interno del sistema;

Batteria di accumulo: accumulatori disposti in serie o parallelo utilizzati per accumulare
l’energia proveniente dai moduli per un eventuale utilizzo differito;

Inverter: dispositivo deputato alla conversione la tensione continua (DC) (12-24 Volt)in
output al pannello in tensione alternata (AC) (110-230-400 Volt);
Tali dispositivi saranno analizzati nel dettaglio in seguito.
2.2. Principi di funzionamento di una cella fotovoltaica
L’effetto fotovoltaico è un fenomeno derivante dalle particolari caratteristiche fisiche dei
materiali utilizzati per implementare la cella fotovoltaica, noti come materiali semiconduttori.
I principali materiali utilizzati sono:

in forma cristallina:
o
silicio monocristallino: in questa forma i cristalli hanno una struttura regolare, alti
costi di produzione;
o

silicio policristallino: in questa forma la struttura dei cristalli non è ordinata;
in forma microfilm:
11
o
silicio amorfo: gli atomi di silicio sono depositati chimicamente ed i cristalli
formano strutture irregolari;
o
tellururo di cadmio (CdTe);
o
solfuro di cadmio (CdS): ha costi di produzione bassi ;
o
arseniuro di gallio(GaAS): ha un elevata efficienza a causa della particolare
struttura cristallina;
o
diseleniuro di indio di rame(CIS);
o
diseleniuro di indio di rame gallio(CIGS).
Le leggi fisiche alla base di tale effetto appartengono al campo della fisica dei
semiconduttori e sono di natura quantistica. In linea generale la produzione di corrente da parte
della cella si basa sullo stesso modello utilizzato per implementare diodi o transistori: le giunzioni
p-n. Quindi sono utilizzati (drogaggio) atomi pentavalenti per aumentare il numero di elettroni
(giunzioni n) e atomi trivalenti per aumentare il numero di lacune (giunzioni p) nel
semiconduttore. Connettendo assieme la parte p e la parte n si ha uno scambio di cariche con
generazione di un campo elettrico e relativa differenza di potenziale nei pressi della giunzione.
Tale potenziale limita il passaggio di cariche proveniente dallo strato di tipo n, mentre il
movimento di elettroni dallo strato p è facilitato dal formarsi della zona carica positivamente dal
lato n. In tali condizioni la giunzione p-n ha il comportamento di un comune diodo.
2.2.1.
Effetto fotovoltaico
La radiazione luminosa può essere vista, nell’ambito del dualismo onda-particella, come
una serie di porzioni discrete, o quanti, note come fotoni. Un fotone che giunge sulla cella può
essere assorbito, riflesso o trasmesso. Quando il fotone è assorbito da un elettrone di valenza
dell’atomo, se la sua energia è abbastanza (maggiore dell’energia di gap del semiconduttore),
causa il salto dell’elettrone nella banda di conduzione dove è libero di muoversi. Se vi è un campo
elettrico l’elettrone può essere spostato generando una corrente, altrimenti esso si ricombinerà
nuovamente. Se l’energia del fotone è bassa, l’elettrone non compierà salti energetici e l’energia
trasferita si trasforma in energia cinetica per l’elettrone, in altre parole si riscontra un aumento di
temperatura. La perdita di efficienza di una cella deriva principalmente dal fatto che a prescindere
da quanta energia possiede il fotone, supposta questa alta, solo un elettrone per volta è messo in
condizione di compiere il salto.
Quando la radiazione colpisce gli elettroni, come appena visto, alcuni di essi creano
coppie elettone-lacuna nei pressi della giunzione generando un campo elettrico che permette alle
cariche di separarsi: gli elettroni vanno nella parte n e le lacune nella parte p. Se le due zone sono
12
connesse ad un carico, connessione tramite placche metalliche, una corrente elettrica scorre nel
circuito.
Figura 3. Effetto fotovoltaico
2.2.2.
Caratteristiche elettriche e circuito equivalente di una cella
La cella, formata dalla giunzione e i contatti metallici assume una polarizzazione, e
connessa ad un circuito con carico, colpita da radiazione, produce corrente elettrica continua
chiamata anche foto corrente (Iph). In definitiva al buio la cella si comporta come un diodo,
mentre esposta a radiazione si comporta come un generatore di corrente continua (DC).
Se alla cella non è connesso nessun carico (condizione di circuito aperto) ai morsetti della
cella stessa si formerà una differenza di potenziale massima nota come voltaggio di circuito
aperto (open circuit voltage,Voc), con corrente circolante nulla.
In condizione di cortocircuito si misura una corrente massima detta corrente di
cortocircuito (short circuit current,Isc)
In condizioni di carico si hanno due correnti sovrapposte di verso opposto: la corrente di
corto circuito e la corrente del diodo (dark current,ID) poiché la cella con carico assume le
caratteristiche di un diodo. La corrente totale della cella è pari alla somma algebrica delle due
correnti, in altre parole si ha una diminuzione della corrente Isc pari alla ID:
I (V )  I SC  I D
(1.4)
13
Figura 4. Circuito equivalente cella fotovoltaica
Si può ricavare un circuito equivalente che modella la cella con generatore di foto
corrente, diodo, e resistori che rappresentano la resistenza nella cella.
2.2.3.
La Curva V-I
La caratteristica tensione corrente è data dalla Figura 5 e dipende dal voltaggio e dalla
luce solare, queste ultime mantenute costanti ad una certa radianza G e temperatura T c.
Dal grafico si nota il valore di corrente in condizioni di cortocircuito, circuito aperto, e
nella zona delimitata dai punti B ed E in condizioni di carico.
Figura 5. Curva V-I per la cella fotovoltaica
La pendenza della retta tratteggiata rappresenta l’inverso della resistenza di carico, e come
per lo studio delle caratteristiche di polarizzazione dei componenti elettronici, l’intersezione
rappresenta il punto di lavoro tensione-corrente della cella.
Per basse resistenze di carico la cella lavora nella regione AB a corrente costante, mentre
man mano che i valori aumentano la corrente erogata diminuisce in ragione di una precisa
espressione matematica, fino a raggiungere il valore nullo che corrisponde alla tensione di circuito
aperto (tensione massima, Voc).
Considerando le equazioni che legano i vari elementi del circuito e differenziando è
possibile calcolare il punto di lavoro ottimo (punto C) dove il carico assorbe la massima potenza,
calcolabile tramite la legge di Ohm:
14
Pmax  Imax Vmax
(1.5)
Da queste quantità e possibile misurare un parametri qualitativo della cella che misura, in
realtà, la quadratura della curva V-I, noto come:
fill factor: Pmax 
Pmax
I scVoc
(1.6)
E’ possible calcolare anche la massima efficienza della cella come il rapporto tra la
massima potenza elettrica e la potenza della luce incidente:
max 
Pmax Im ax

Pin
AG
(1.7)
dove A è l’ampiezza della cella in m2 e G è la radianza.
Normalmente l’efficienza è pari al 14-15% per il silicio monocristallino e 12-13%per il
silicio policristallino.
Se consideriamo i parametri di radianza G e di temperatura Tc variabili, si hanno delle
modifiche alle caratteristiche V-I. Per un aumento della radianza la corrente di cortocircuito
aumenta linearmente, mentre il voltaggio logaritmicamente. Se aumenta la temperatura si ha una
diminuzione del voltaggio di circuito aperto ed un aumento in misura minore della corrente di
corto circuito.
Figura 6. Influenza della radianza (a) e della temperatura (b) sulla caratteristica V-I della cella
2.3. Struttura modulare di un pannello solare
Le celle possono essere connesse sia in serie sia in parallelo. Per quanto riguarda i valori
di tensione e corrente totali, nel primo caso si assiste ad una traslazione statica della caratteristica
15
V-I verso l’alto con aumento della corrente di corto circuito, nel secondo caso si ha una
traslazione verso destra con aumento della corrente massima di circuito aperto.
In generale un modulo PV consiste in Npm rami, di celle connesse in serie (Nsm in
numero), connessi in parallelo.
Figura 7. Schema di un modulo composto da Npm rami di Npm celle
I moduli sono connessi in configurazioni ad array nella stessa maniera dei moduli (rami
di celle in serie, connessi in parallelo) e se hanno caratteristiche identiche è possibile avere una
semplice espressione per la corrente di array IA:
Figura 8. Array di celle che consistono in Mp rami di Ms celle in serie
Mp
I A   Ii
(1.8)
i 1
Dove Mp sta per il numero di rami paralleli.
2.4. Elementi costituenti un sistema fotovoltaico
Gli elementi elettronici a valle di un generatore fotovoltaico
ricadono sotto la
classificazione di apparecchiature di Power Conditioning, in quanto condizionano il flusso della
16
potenza dal generatore all’utilizzatore. Nel seguito analizziamo i principali dispositivi atti a questo
scopo.
2.4.1.
Batterie di accumulo
Le batterie di accumulo solitamente sono utilizzate nei sistemi stand-alone per supplire
alla variabilità nella fornitura dell’energia elettrica da parte dei pannelli, a causa di condizioni
ambientali o malfunzionamenti. Le batterie per impianti solari devono essere adatte a profondi
cicli di carica e scarica, pertanto quelle di uso automobilistico sono da evitare. Per aumentarne la
capacità si possono collegare in parallelo.
La classificazione è effettuata rispetto alla capacità nominale (qmax) ovvero il numero di
ampere per ora (Ah) estraibili dal dispositivo.
L’efficienza di una batteria è il rapporto tra la carica estratta durante l’utilizzo e
l’ammontare di carica necessaria per restaurare la carica iniziale:
State Of Charge = SOC 
q
(1.9)
qmax
Il circuito equivalente (Figura 9) è semplice e presenta un generatore di tensione ideale
(E) ed un resistore in serie (R0) che modella la resistenza interna al dispositivo. Il voltaggio V ai
terminali della batteria è dato da:
V  E  IR0
(1.10)
Figura 9. Circuito equivalente batteria
2.4.2.
Inverter
L’inverter è un dispositivo elettronico utilizzato per convertire la corrente continua in
corrente alternata. Nei sistemi fotovoltaici è indispensabile in quanto la corrente in uscita ai
pannelli è di tipo continuo. L’uscita di un inverter può essere a singola fase o a tripla fase. La
caratteristica principale è la potenza totale erogata che può variare in un ampio range, da centinaia
di watt fino all’ordine del megawatt. A seconda delle caratteristiche l’inverter può possedere una
17
capacità di alimentazione limitata oppure capace di fornire energia ad un motore elettrico. In
definitiva la tipologia di inverter con le relative caratteristiche elettriche dipende dal tipo di
utilizzo. Una misura di prestazione è l’efficienza in potenza, in quanto la funzione basilare è
prelevare la potenza in ingresso lato DC e convertirla in potenza in uscita lato AC. L’efficienza
inv è misurata come:
inv 
Pout Vac I ac cos( )

Pin
Vdc I dc
(1.11)
dove:

cos( ) è il fattore di potenza (power factor), e  è l’angolo di sfasamento tra tensione e
corrente;

I dc è la corrente richiesta dall’inverter dal lato DC;

Vdc è il voltaggio di ingresso dal lato DC.
2.4.3.
Controllori di carica
I controllori di carica (charge controllers) regolano la potenza in uscita dai moduli PV per
prevenire sovraccarichi o bassi voltaggi verso gli accumulatori. Essi prevedono ad esempio un
sistema di interruzione in caso di eccessiva scarica o carica, in quanto il ciclo di vita ottimale delle
batterie dipende soprattutto da come esse sono caricate e scaricate. Il controller permette inoltre di
regolare l’alimentazione in uscita dal PV, permettendo quest’ultimo di lavorare in prossimità del
punto di massima potenza, e salvaguardare il processo di carica scarica degli accumulatori. A
seconda della tipologia di utilizzo esistono differenti politiche di controllo:

Normal operating condition dove il voltaggio delle batterie varia tra due valori,
massimo e minimo, accettabili;

Overcharge or over-discharge condition che occorre quando il voltaggio delle batterie
raggiunge valori critici.
Il secondo modo è ottenuto attraverso dispositivi allo stato solido che implementano cicli
si isteresi con opportuni valori di soglia che determinano il blocco del flusso di potenza.
2.4.4.
Peak-Power Trackers
La relazione tra tensione V e corrente I in uscita è di tipo esponenziale e per ogni dato
valore di queste quantità, tramite la legge di Ohm si ha un dato valore di resistenza R (V/I). Vi è,
date le caratteristiche fisiche di un PV, un singolo punto di lavoro nel quale si riesce ad estrarre la
massima potenza, esso è noto come: maximum power point (MMP). Questo punto di lavoro
18
cambia con l’intensità di radiazione solare e con la temperatura delle celle fotovoltaiche. I
dispositivi Peak-Power Trackers operano il tracking di questo punto di lavoro, ottimizzando la
tensione di cella nell’obbiettivo di massimizzarne la corrente; ciò permette di estrarre la massima
potenza disponibile. Esso può essere considerato un controllore di carica generico che tenta di
massimizzare l’estrazione della potenza in uscita dal dispositivo fotovoltaico connesso o
all’accumulatore o direttamente al carico. Il dispositivo appartiene alla classe dei convertitori DCDC che convertono la potenza in valori di voltaggio e corrente utili per il carico da alimentare.
Nel seguito saranno analizzati più nel dettaglio.
3. Impianti fotovoltaici grid-connected
Gli impianti fotovoltaici connessi alla rete sono i più idonei per una diffusione a larga
scala dell’energia elettrica. Si tenta di sfruttare più superficie possibile (pareti esterne di edifici,
tetti, terreni, etc.), quindi il modello di produzione si differenzia dalle centrali tradizionali,
definibili come centrali a “produzione concentrata”, e necessita di tecnologie di rete avanzate per
ottimizzarne la produzione e il trasferimento in rete.
Lo schema generale di un impianto grid-connected è il seguente:
Figura 10. Schema generale di un impianto grid-connected
Lo schema mostra l’array PV, che eroga la potenza in DC, connesso al dispositivo di
conversione DC-AC, connesso, quest’ultimo, alla rete (grid). L’elemento Control reference
modella la controreazione utilizzata per pilotare i circuiti di controllo dell’ Inverter.
3.1. Tipologie di connessione del generatore fotovoltaico
A seconda della collocazione dei moduli fotovoltaici all’interno di uno schema elettrico
possiamo suddividere le connessioni in:
19

Central inverter;

String Inverter;

Moduel Integrated Inverter.
Figura 11. Tipologia di connessione moduli PV: a) Central inverter,b) String Inverter,c) Moduel Integrated
Inverter
3.1.1.
Central inverter
La tecnologia ad inverter centrale (Central inverter) prevede un certo numero di moduli
connessi in serie (stringhe). Le stringhe sono connesse in parallelo su un'unica linea che alimenta
un inverter centralizzato, cioè valido per tutti i moduli. La tensione di stringa varia in genere dai
200 ai 600 volt, e tale soluzione è utilizzata per sistemi con una potenza maggiore di 10 Kw. La
scelta di un inverter centralizzato deve essere ben studiata essendo questa tecnologia soggetta a
due limitazioni principali:
1. Essendo solitamente presente all’interno dell’inverter l’MMP, si ha una perdita di
efficienza poiché il sistema non è messo in grado di tracciare in maniera ottimale il
punto di lavoro ottimo, nel caso l’insieme dei moduli fosse investito da una radiazione
solare disuniforme;
2. L’affidabilità dell’impianto e la robustezza ai guasti è quasi assente, essendo l’intero
impianto dipendente da un unico dispositivo convertitore.
20
3.1.2.
String inverter
La tecnologia di conversione nota come String inverter prevede un inverte per ogni
stringa. Questa tecnologia è comunemente adottata in quanto permette di risolvere egregiamente
le due problematiche ravvisate per i Central inverter. Di fatto se vi sono zone d’ombra che
invadono parte della superficie del campo solare i vari MMP possono adattarsi per calcolare il
punto di lavoro ottimale indipendentemente l’uno dall’altro; inoltre se sopraggiunge un guasto ad
uno degli inverter o alla stringa, il funzionamento dell’impianto non è seriamente compromesso.
Negli impianti di media potenza (1-40 Kw) oggi si inizia ad utilizzare la tecnologia
Multistring inverter, dove gli inverter di stringa sono di tipo DC-DC (con MMP incorporato)
collegati in parallelo tramite un unico bus DC (DC-link) ad un inverter centralizzato. Questa
tecnologia permette buoni rapporti costo/efficienza, e dati i miglioramenti prestazionali e di costo
dell’elettronica di potenza si è imposta come la più utilizzata negli impianti collegati alla rete.
3.1.3.
Module Integrated inverter
Gli impianti di piccola potenza (500-700 watt) solitamente utilizzano la tecnologia
Module Integrated Inverter in cui si predilige l’adattamento energetico per ogni modulo tramite
inverter dotato di MMP. Tale tecnica risolve completamente il problema dell’efficienza dovuta
alla disuniformità di radiazione, presente seppur in piccola parte nelle soluzioni a stringa (essendo
le stringhe composte da più moduli in serie).
3.2. Il converter
L’inverter, deputato alla conversione da corrente continua a corrente alternata può essere
costituito da vari elementi, a seconda delle specifiche di utilizzo e regolamentazioni. Nel caso
degli inverter per sistemi solari lo schema di base è costituito da specifiche strutture che ne
permettono una suddivisione in categorie, come da figura.
Figura 12. Categorie di convertitori
21
Le prime due grandi macrocategorie si differenziano per la presenza o assenza di un
convertitore DC-DC. La presenza di questo elemento dipende dalla configurazione di stringa:
molti pannelli in serie forniscono una elevata tensione di stringa, se la tensione di rete è bassa
(120 volt come USA e Giappone), può essere omesso lo stadio innalzatore di tensione e di
conseguenza l’inverter avrà solo il convertitore AC-DC con aumento dell’efficienza. Si ricorda
che molti pannelli in serie coprono un campo fotovoltaico cospicuo e l’MMP può fallire nel
traking del maximum power point.
Le normative di sicurezza locali prevedono inoltre la presenza o assenza dell’isolamento
galvanico 1. Esso attualmente è richiesto negli USA mentre in Europa solo per impianti di
produzione superiore ai 20 KW
3.2.1.
Convertitore DC-DC con isolamento galvanico
Nel caso di inverter con convertitore DC-DC ed isolamento si hanno due configurazioni
principali:

Con trasformatore di isolamento nella parte ad alta frequenza (HF)

Con trasformatore di isolamento nella parte a bassa frequenza (LF)
I primi sono più compatti, ingombrano meno ed hanno minor peso, ma la realizzazione
deve essere precisa per contenere il fenomeno delle perdite ad alta frequanza.
Per le configurazioni con trasformatore lato HF esistono varie configurazioni
implementate nei sistemi fotovoltaici :
1. Full Bridge isolated converter;
2. Single Inductor push-pull Converter (SIC);
3. Double Inductor Converter;
4. Convertitore fly-back (non utilizzato nel fotovoltaico).
La circuiteria di base di un convertitore è costituita dagli interruttori di commutazione
(solitamente costituiti da dispositivi allo stato solido di potenza: tristori etc.) il trasformatore, il
ponte di diodi raddrizzatore che può essere pieno o ridotto, e il circuito di filtraggio per riottenere
la continua ed eliminare eventuali armoniche di ordine superiore. Il principio di funzionamento è
basato sulla commutazione degli interruttori ad una certa frequenza (solitamente per la media
potenza da 20 a 200 KHz), che interrompono periodicamente il passaggio della continua in un
induttore. Agendo sul duty-cycle si controlla l’uscita in tensione, in quanto l’induttore, una volta
tolta la tensione trasferisce il potenziale accumulato in maniera controllata all’uscita. La scelta
1
L’isolamento galvanico è la condizione di un circuito per la quale tra punti a differente potenziale non vi è
passaggio di corrente continua, in altre parole non si ha spostamento dei portatori di carica. L’energia
elettrica è trasferita mediante altri fenomeni fisici come l’accoppiamento elettromagnetico o capacitivo
22
della frequenza di commutazione è fatta in base al compromesso tra rumore acustico generato
dagli interruttori e perdita di efficienza in alta frequenza.
Figura 13. Convertitori DC-DC con isolamento: a)full-bridge, b)single inductor push-pull, c)Double inductor
push-pull, d)convertitore fly-back
Ogni una di queste configurazioni possiede delle peculiarità che dipendono dall’utilizzo.
Ad esempio la tipologia full-bridge è utilizzato per potenze maggiori di 700 watt e tensioni di
ingresso molto elevate. La tipologia push-pull ha una circuiteria più semplice (meno interruttori)
ed un efficienza maggiore nella conversione di energia elettromagnetica.
3.2.2.
Convertitore DC-DC senza isolamento galvanico
Il convertitore DC-DC senza isolamento può essere identificato con il cosiddetto circuito
di conversione Boost.
Figura 14. Convertitore PV senza isolamento: a) schema generale, b) con circuito di Boost e inverter full-bridge
23
La configurazione raffigurata (
Figura 14) è adatta ad esempio in Europa, date le normative non stringenti in materia di
isolamento, ed ha il vantaggi di essere più economica dato il minor numero di componenti. Essa si
presta per sistemi a molte stringe con convertitore di stringa connesso al bus DC-link, non
essendoci bisogno di circuiti di retroazione per il controllo delle tensioni.
3.2.3.
Inverter senza convertitore DC-DC con isolamento
Questa soluzione senza convertitore DC-DC, ha lo svantaggio di avere il trasformatore
isolatore a bassa frequenza ed è noto che i trasformatori a bassa frequenza sono pesanti ed
ingombranti. Il rapporto tra le spire spesso può non essere 1:1 lasciando un ulteriore grado di
libertà per l’adattamento del sistema alla rete.
Figura 15. Inverter senza convertitore DC-DC con isolamento: a) schema generale, b) schema circuitale
In ogni caso tale soluzione non è molto utilizzata.
3.2.4.
Inverter senza convertitore DC-DC e senza isolamento
Questa configurazione, non avendo un elevatore di tensione DC-DC, è adatta ad impianti
di grandi dimensioni in cui la tensione di picco in ingresso è maggiore della tensione di picco di
rete. La realizzazione è semplice ed il circuito è costituito da un inverter a ponte intero controllato
in modalità PWM (Pulse Wave Modulation). Tale driver consente una riduzione delle armoniche
indesiderate immesse in rete che costituiscono il cosiddetto rumore industriale.
24
Figura 16. Inverter senza DC-DC e senza isolamento. a) schema generale, b)schema circuitale
Questa configurazione assieme ad alcune varianti è spesso utilizzata nei sistemi
fotovoltaici che non necessitano di isolamento elettrico.
3.3. Criteri di dimensionamento di un Impianto Fotovoltaico
Il dimensionamento[4] di un impianto fotovoltaico è estremamente importante se si
intende ottimizzare la produzione dell’energia elettrica. Inoltre è importante che il sistema
funzioni sotto vincoli di sicurezza poiché il carico da servire potrebbe essere costituito da
applicazioni di prima necessità, come ad esempio strutture mediche o ospedaliere (si pensi ad un
dispositivo per la refrigerazione dei vaccini alimentato a celle fotovoltaiche). Esistono, ad oggi,
numerose piattaforme software che assistono in tutte le fasi della progettazione: dal
posizionamento delle strutture fino al dimensionamento elettrico del sistema da connettere
eventualmente in rete.
Un vincolo di progetto importante è quello di massimizzare l’efficienza dell’array di
pannelli, quantità che sare dappresso definita.
Data l’energia E pv rilasciata da un array fotovoltaico :
Dove: E pv  Ae G

A è l’area in m2 dell’array;

e è l’efficienza del pannello dipendente dalla temperatura di esercizio;

G e la radianza media mensile.
(1.12)
Accomunando in un solo valore L pv le varie perdite nel sistema (perdite di array, etc.) si
ha l’energia disponibile E pv :
EA  E pv (1  Lpv ) .
(1.13)
L’efficienza dell’array è calcolabile, in fine, come:
25
A 
EA
AG
.
(1.14)
Per un sistema connesso alla rete l’inverter deve avere una potenza pari alla potenza
nominale fornita dalla rete stessa. L’energia disponibile per la rete Egrid è data dal prodotto
dell’ energia disponibile di array E A e l’efficienza dell’inverter inv :
Egrid  EAinv .
(1.15)
Tenendo conto di condizioni di disadattamento o più generalmente di perdite dovute ad un
non totale trasferimento di energia il totale dell’energia rilasciata (delivered) Ed ha come fattore
anche l’efficienza di assorbimento della rete abs e la perdita di distribuzione dist :
Ed  Egridabsdist .
(1.16)
Un ulteriore parametro di dimensionamento è il loss-of-load probability (LLP)che
consiste nella probabilità che la generazione di energia sia insufficiente a fronte della domanda in
un dato punto geografico ed in una data finestra temporale.
Altre caratteristiche, in un impianto in cui vi sono accumulatori di energia, che è possibile
utilizzare sono quantità come la capacità di array C A e la capacità di accumulo CS .
In definitiva l’affidabilità di un sistema di produzione fotovoltaico è data dalla
percentuale di tempo che il sistema riesce a soddisfare la domanda.
4. Sulle quantità in gioco e le unità di misura utilizzate in un
impianto fotovoltaico
Di seguito si riportano alcune caratteristiche elettriche utilizzate nel dimensionamento di
un impianto:
Potenza di picco (Wp): In ambito fotovoltaico, sulla base della normativa IEC 904-3
(1989), questo valore viene usato per indicare la potenza teorica erogata da un modulo o da una
cella fotovoltaica se sottoposti alle condizioni standard di:

irraggiamento di 1000 W/m2;

temperatura di cella di 25 °C;

coefficiente di massa d'aria pari a 1,5 AM, che corrisponde ad un'inclinazione della
radiazione incidente di circa 48° rispetto allo zenit.
26
Potenza nominale(watt): è la potenza erogata da una macchina elettrica o assorbita dal
carico in condizioni di funzionamento. E’ il prodotto tra tensione efficace e corrente efficace.
Tensione e corrente efficaci sono i valori quadratici medi (root mean square) dei valori assunti
dalla tensione e dalla corrente in un determinato periodo di tempo.
4.1. La Potenza
La potenza [5] in linea di principio è l’energia erogata o assorbita in un dato intervallo
temporale. In un circuito elettrico è l’energia dissipata (assorbita) dal carico in un dato intervallo
temporale. A seconda della tipologia di carico vi sono differenti tipologie di potenza.
Dato un circuito a regime sinusoidale, quindi un generatore di tensione o corrente ed un
carico, è possibile avere l’espressione, semplice, della potenza istantanea, ovvero il valore di
potenza per ogni istante infinitesimo. In generale si ha:
p(t )  v(t )i(t ) .
(1.17)
A regime sinusoidale l’espressione per tensione e corrente diventano:
v(t )  VM sin(t   )
(1.18)
i(t )  I M sin(t )
(1.19)
dove VM e I M sono i valori massimi della tensione e della corrente e   2 f è la
pulsazione angolare e f è la frequenza.
Eseguendo il prodotto tensione corrente e utilizzando alcune relazioni trigonometriche:
1
p(t )  [VM I M cos( )  VM I M cos( ) cos(2t )  VM I M sin( )sin(2t )]
2
(1.20)
dove  è l’angolo di sfasamento tra tensione e corrente.
4.1.1.
Potenza Attiva
Se consideriamo un circuito con carico puramente resistivo, l’energia fornita dal
generatore è dissipata sottoforma di calore dal resistore per effetto Joule. In tale tipologia di
circuito non vi sono componenti che immagazzinano e rilasciano energia: tensione e corrente sono
in fase. Ciò significa che nella precedente espressione (1.21)   0 e l’ultimo termine è nullo
essendo nulla la sinusoide per tale valore dell’angolo. Il termine rimanente è noto come potenza
attiva istantanea o potenza fluttuante nulla nei sistemi trifase:
27
1
p(t )  VM I M cos(2t ) .
2
(1.21)
Considerando la media della potenza istantanea sul periodo si ha l’espressione per la
potenza attiva:
pa  Veff Ieff cos( )
(1.22)
misurata in watt (W).
La potenza attiva rappresenta l’energia dissipata (assorbita) da un bipolo in un periodo e
talvolta è nota come potenza reale. I termini Veff e I eff sono i valori efficaci di tensione e corrente
(o valori quadratici medi) e sono definiti come : Veff  VM
4.1.2.
2
e I eff  I M
2
.
Potenza Reattiva
Se consideriamo un circuito con carico puramente reattivo bisogna distinguere due casi:

La presenza di un induttore che induce uno sfasamento tensione corrente positivo paria a
  2

La presenza di un capacitore che induce uno sfasamento tensione corrente negativo pari a
   2
I componenti reattivi sono in grado di immagazzinare e cedere l’energia ed introducono
uno sfasamento tra corrente e tensione. Nel caso ideale conservativo, la media in un periodo
dell’energia totale scambiata è nulla, ciò è assicurato con il termine sin( ) nella formula generale
per la potenza istantanea (1.23).
In entrambe i casi i primi due termini dell’espressione generale per la potenza istantanea
sono nulli essendo nulli i termini cosinusoidali. Il termine rimanente è la potenza reattiva
istantanea:
1
p(t )  VM I M sin( )sin(2t ) .
2
(1.24)
Considerando la media della potenza istantanea sul periodo si ha la potenza reattiva::
pr  Veff Ieff sin( )
(1.25)
misurata in Volt Ampere reattivo (VAr).
28
4.1.3.
Potenza complessa e Potenza Apparente
Si introduce, mediante l’applicazione del metodo simbolico[6] nella soluzione del circuito
a regime sinusoidale con impedenza generica Z  R  jX (dove R è la resistenza e X è
l’ammettenza), quindi con l’utilizzo dei fasori, la potenza complessa:
S  P  jQ  Se j
(1.26)
dove e j  cos( )  j sin( ) per la nota relazione di Eulero e j è l’unità immaginaria.
Calcolando il modulo del numero complesso S come: S  S  S * si ottiene la cosiddetta
potenza apparente:
S  P 2  Q2  Veff I eff
(1.27)
Date le relazioni (1.26) (1.27) per P e Q calcolate in precedenza.
Assumendo l’impedenza Z  R  jX la potenza complessa è espressa anche come:
*
.
S  Veff  I eff
(1.28)
Rappresentando i fasori sul piano di Argand-Gauss (Figura 17) si ottiene il triangolo delle
potenze dove l’angolo di sfasamento  è l’angolo tra la potenza attiva P e la potenza apparente S.
Figura 17. Triangolo delle potenze
Il coseno di tale angolo è noto come fattore di potenza2:
cos( ) .
(1.29)
La definizione generale è data dal rapporto tra potenza attiva P e potenza apparente S.
In un sistema:
2
Tale formula vale solo nel caso di regime sinusoidale
29

puramente resistivo il fattore di potenza è 1 (sfasamento nullo);

puramente induttivo il fattore di potenza è nullo (sfasamento  2 );

puramente capacitivo il fattore di potenza è nullo (sfasamento  2 );

reale induttivo il fattore di potenza è compreso tra 0 e 1 (sfasamento tra 0 e  2 );

reale capacitivo il fattore di potenza è compreso tra 0 e 1 (sfasamento tra 0 e   2 );
Un fattore di potenza unitario significa che la potenza apparente S coincide con la potenza
attiva P. Nelle applicazioni la potenza reattiva potrebbe risultare indesiderata, in tal caso si
preferisce un cos( ) quanto più possibile vicino al valore unitario.
In un circuito puramente induttivo quando la potenza istantanea è positiva si considera il
trasferimento di potenza reattiva dal generatore all’induttore (che accumula l’energia sottoforma
di energia magnetica), quando la potenza è negativa l’induttore trasferisce la potenza al generatore
scaricandosi completamente (nel caso di induttore ideale senza ciclo di isteresi).
In un circuito puramente capacitivo quando la potenza istantanea è positiva si considera il
trasferimento di potenza reattiva dal generatore al capacitore (che accumula l’energia sottoforma
di energia elettrostatica), quando la potenza è negativa il capacitore trasferisce la potenza al
generatore scaricandosi (nel caso di capacitore ideale senza perdite per effetto Joule).
Ciò giustifica il cambiamento di segno della potenza reattiva in presenza di capacitore con
angolo     2 essendo: sin(  2)  1 .
In conformità con la convenzione utilizzata dal gestore di distribuzione dell’ energia
elettrica (Enel in Italia) si ha in materia di trasferimento di potenza tra utente produttore
(generatore) e rete:

0  cos( )  1 componente sinusoidale detta “in ritardo” con assorbimento di potenza da
parte del generatore di potenza reattiva induttiva;

cos( )  0 fattore di potenza in fase (costante);

1  cos( )  0 componente sinusoidale detta “in anticipo” con produzione di energia
reattiva capacitiva da parte del generatore.
4.2. Massimo trasferimento di potenza
Se si connettono due circuiti (anche semplici guide d’onda) si hanno delle condizioni di
massimo trasferimento di potenza che dipendono dalle impedenze di interfaccia. Più
precisamente, utilizzando il secondo teorema di Thévenin, che permette di rappresentare bipoli
30
resistivi (composti da resistori, generatori indipendenti o controllati, giratori) come la serie tra un
resistore detto resistore di Thévenin Rth ed un generatore di tensione equivalente detto E th ,si può
determinare la massima potenza erogabile dal (al) bipolo. Ciò accade quando questo è chiuso su
un resistore con resistenza uguale a Rth.
Nel caso di regime sinusoidale e circuiti con impedenza generica il massimo trasferimento
di potenza prevede che le resistenze siano identiche, mentre le reattanze si annullino. Nella pratica
a livello teorico, si ha una induttanza che compensa completamente una capacità (parallelo tra
induttore e capacitore), così l’unica corrente erogata dal generatore è quella che compierà lavoro
utile, in quanto i bipoli sono in condizione di scambio (rimbalzo) di energia reattiva.
Quando il circuito è in regime di massimo trasferimento di potenza si ha la condizione di
adattamento, nota talvolta come adattamento coniugato[7].
Figura 18. Circuiti per il massimo trasferimento di potenza: a)impedenze generiche, b) impedenze equivalenti di
Thévenin
Le condizioni di adattamento sono:
Zc  Z g*
(1.30)
che equivale al sistema di due equazioni in due incognite:
 Rg  Rc
.

*
 Z g  Z g
(1.31)
Le stesse relazioni valgono per i componenti equivalenti di Thévenin.
Vi sono delle condizioni particolari in cui si può applicare tale adattamento e valgono le
(1.30)e(1.31):

Il generatore deve essere costante in modulo;

La parte resistiva delle impedenze deve essere costante.
31
L’adattamento è invariante rispetto alla sezione scelta purché nel passare da una sezione
all’altra non si incontrino componenti che dissipano potenza.
Vo sono numerose tecniche di adattamento, a seconda della tipologia di applicazione e
delle caratteristiche elettriche dei circuiti in gioco[8]. Negli impianti elettrici talvolta
l’adattamento è noto come rifasamento ed i dispositivi deputati a tale operazione sono noti come
rifasatori.
5. Normative e criteri di allaccio
In Italia la convenienza economica di un impianto fotovoltaico per la produzione e
l’interscambio con la rete di energia elettrica è regolamentata da diverse normative facenti capo al
Conto Energia, che deriva da direttive di incentivazione economica stabilite con gli accordi di
Kyoto. Il Conto Energia, in buona sostanza, è il decreto che stabilisce un incentivo per 20 anni per
privati, imprese ed enti pubblici che installano un impianto solare fotovoltaico connesso alla rete
elettrica. L'incentivo è proporzionale all'energia elettrica prodotta. Il Quarto Conto Energia ,
decreto che fissa i nuovi incentivi per il fotovoltaico, è un compromesso raggiunto tra il ministero
dello Sviluppo economico e quello dell'Ambiente.
Per quanto riguarda le normative in materia di sicurezza elettrica la progettazione degli
impianti deve rispettare le direttive IEEE 922 (USA) e IEC61727 (Comunità Europea) che
assicurano la compatibilità dell’allaccio del sistema di produzione alla rete elettrica. La normativa
europea è stata recepita dal gestore dell’energia elettrica italiano come con la direttiva
DK5940[9], “Criteri di allacciamento impianti di produzione alla rete BT3 di Enel Distribuzione”.
La direttiva DK 5940 deve essere applicata a tutti gli impianti di produzione di potenza nominale
superiore ai 750 watt.
I principi generali adottati come linea guida nella stesura della direttiva sono:

il cliente non deve causare disturbi alla tensione di alimentazione e alla continuità del
servizio sulla rete pubblica; in caso contrario l’utente dovrà interrompere il collegamento
di parallelo dell’impianto di produzione immediatamente ed automaticamente;

In caso di mancanza di tensione sulla rete pubblica, l’impianto di produzione non deve
alimentare la rete.
3
Per Bassa Tensione (BT) si intendono reti con voltaggi inferiori ai 1000 volt (400 volt di solito), per
Media Tensione (MT) tra 10Kvolt e 20 Kvolt, Alta Tensione (AT) tra 60Kvolt e 220 Kvolt
32
5.1. Schema di allaccio di un sistema in BT
In base alla figura sotto, che presenta lo schema generale di un impianto di produzione
connesso alla rete Enel si hanno i seguenti dispositivi noti come organi di manovra:

dispositivo generale: separa l’intero impianto del cliente dalla rete pubblica;

dispositivo di interfaccia: asservito alle protezioni di interfaccia: separa i gruppi di
generazione dalla rete pubblica;

dispositivo di generatore: separa il singolo generatore dal resto dell’impianto del cliente.
Figura 19. schema di base di un collegamento di un impianto di produzione alla rete Enel
Sono ammesse differenti permutazioni degli organi di manovra a patto che ogni uno sia
collegato all’altro mediante almeno un organo di interruzione automatico.
Il dispositivo e la protezione di interfaccia, inseriti tra il generatore e la rete Enel, a
salvaguardia di quest'ultima, consentono al gestore l'esercizio della rete BT come se fosse passiva.
La protezione di interfaccia, agendo sul dispositivo di interfaccia, deve disconnettere gli impianti
di produzione dalla rete pubblica nel caso di:

qualunque manovra automatica o manuale di interruttori Enel comprese le richiusure
automatiche sulla rete MT;

alimentazione della rete pubblica solo da parte del cliente produttore dopo l'apertura di
interruttori ENEL (rischio di prolungare il tempo di eliminazione dei guasti e di avere
valori di tensione o frequenza non a norma sulla rete pubblica).
33
Nella direttiva vi sono numerosi criteri generali di allacciamento a cui si rimanda, nella
parte seguente ci si concentrerà sulle prescrizioni in merito al:

fattore di potenza;

la qualità dell’energia;

i dispositivi di interfaccia che consentono di isolare la rete di utente dalla rete pubblica
(grid).
5.2. Fattore di Potenza ed Energia Reattiva
Il sistema fotovoltaico deve scambiare energia reattiva con la rete pubblica nei limiti
prescritti per evitare morosità.
Gli impianti con generatore statico come (generatore fotovoltaico) collegati alla rete
ENEL possono erogare energia attiva con fattore di potenza (riferito alla componente
fondamentale):

non inferiore a 0,8 in ritardo (cioè assorbimento di potenza reattiva) quando la potenza
attiva erogata è compresa tra il 20 % ed il 100 % della potenza complessiva installata;

in fase (cioè, costante pari ad 1);

in anticipo, quando erogano una potenza reattiva complessiva non superiore al minor
valore tra 1 kVAr e (0,05 +P/20) kVAr, dove P è la potenza complessiva installata
espressa in kW.
Nei periodi in cui i generatori sono inattivi, gli impianti (inverter) del cliente produttore
devono comportarsi come impianti passivi per i quali vale la regola generale relativa
all’assorbimento di energia reattiva induttiva da parte dei clienti ed il divieto di immettere energia
reattiva induttiva in rete.
Nell’Inverter vi sarà un organo deputato al controllo dei limiti prescritti per lo scambio di
energia reattiva abilitato a pilotare i valori di tensione e corrente nel tentativo di agganciare il
fattore di potenza il più vicino possibile all’unità.
5.3. La Qualità dell’energia
E’ noto che negli impianti di produzione dell’energia elettrica vi è un contributo di
rumore immesso in rete, che se non contenuto entro opportuni limiti può danneggiare le
apparecchiature di rete e i dispositivi elettrici connessi alla rete BT degli altri clienti. Per quanto
34
concerne gli impianti di conversione statica come gli impianti fotovoltaici la tipologia di rumore
più diffuso è il rumore armonico che consiste nell’immissione in rete dell’armonica fondamentale
(con frequenza di oscillazione pari a 50 Hz nella rete Enel) più ulteriori armoniche di ordine
superiore (spurie). Un contributo ulteriore che deve essere sottoposto a regolamentazione è
l’immissione di componente continua in rete.
Per generatori con potenza inferiore ai 20 kW la distorsione armonica totale (THD) non
deve superare il valore pari al 5% della fondamentale 4, con limiti specifici percentuali sulle
singole armoniche.
Per generatori con potenza superiore ai 20 kW le norme prescrivono l’utilizzo di
separatore galvanico a trasformatore con annullamento della tensione continua. Per impianti con
potenza inferiore, l’ingombrante sistema di separazione galvanica può essere sostituito con un
dispositivo automatico. In realtà l’eliminazione della componente continua può essere demandata
al controllore nell’inverter.
Per quanto riguarda le componenti armoniche, quelle con frequenza nella banda passante
del controllore possono essere inseguite e eliminate da quest’ultimo, quelle a frequenze superiori
devono essere eliminate con opportuni circuiti di filtraggio a valle dell’inverter.
Dal 1994 il gestore italiano Enel insieme a Confindustria hanno avviato un programma di
collaborazione che ha tra gli obbiettivi la capillare informazione e di indirizzo per i Clienti sugli
aspetti tecnici e la qualità del servizio elettrico. E’ stato redatto un documento[10] “Qualità
dell’alimentazione elettrica negli impianti industriali” con lo scopo di offrire un quadro generale
di indirizzi e suggerimenti utili per la corretta progettazione delle reti di utenza tenendo conto
delle perturbazioni normalmente presenti sulle reti di energia elettrica, che con adeguati interventi
possono essere attenuate. Il documento contiene un ampio studio sulle tipologie di disturbo
presenti in rete sia in AT che in BT/MT, ed attraverso uno studio puntuale di tutti gli spetti
concernenti offre soluzioni adeguate allo scopo di aumentare la qualità dell’energia della rete di
distribuzione elettrica.
5.4. La rete pubblica e dispositivi di interfaccia
La rete pubblica in BT secondo la norma CEI 11-20 deve possedere apparecchiature
idonee per garantire la sicurezza della stessa e dalla rete di utente. E’ previsto un:
4
Stabilito dalla norma CEI 61727
35

dispositivo di rete pubblica istallato nella cabina MT/BT costituito da un interruttore
automatico dotato di protezione magnetotermica oppure interruttore di manovra con
fusibili;

dispositivo generale con interruttore sganciatore di massima corrente;

dispositivo di interfaccia istallato nel punto di collegamento della rete in isola nella parte
relativa all’utente produttore, sul quale agiscono le protezioni di interfaccia. L’apertura
del dispositivo di interfaccia assicura la separazione di tutti i gruppi di produzione dalla
rete pubblica. Il dispositivo è detto a “protezione intrinseca” poiché è dotato di bobina di
apertura per mancanza di tensione. L’apertura del dispositivo deve essere garantita sia a
causa di intervento, che di guasto interno alle protezioni, sia in mancanza di
alimentazione ausiliaria. Il dispositivo deve essere in grado di interrompere correnti
reattive a fattore di potenza 0.8 in assenza di carichi privilegiati fra uscita in corrente
alternata al sistema di generazione e dispositivo di interfaccia, o minore nel caso
contrario.

protezioni di interfaccia (PIB) sono atti a scollegare la rete pubblica in caso di anomalie
di erogazione di quest’ultima. Le principali protezioni di interfaccia sono:
o
protezione di tensione (sovratensione-sottotensione);
o
protezione di frequenza (sovrafrequenza-sottofrequenza);
o
protezione sulla caduta di tensione di rete “Islanding Protection”;
Quando la tensione di rete pubblica si scosta dai valori garantiti, il sistema fotovoltaico
deve essere sezionato con tempi di intervento dipendenti dall’entità dello scostamento, ad esempio
per una escursione pari alla metà del voltaggio nominale tale tempo deve essere pari a 0.1 s.
Quando la frequenza di rete si discosta dai valori garantiti, il sistema fotovoltaico deve
essere sezionato in un tempo che dipende dall’entità dello scostamento, ad esempio, per una
escursione pari a 1Hz tale tempo deve essere al massimo pari a 200ms.
Come visto anche prima, il più importante dispositivo di sicurezza per un sistema di
produzione fotovoltaico è quello che seziona l’impianto non appena vi è una caduta di tensione di
rete indipendentemente dalla presenza di carichi o generatori. Ciò serve ad impedire
all’alimentazione di ritorno di nuocere ad eventuale personale adibito alla manutenzione della rete
pubblica. Esistono varie tecniche per stabilire tutte le condizioni anomale su riportate note anche
come “condizioni di isola”.
36
5.5. Sistemi di misura ed architettura della rete di gestione
Una serie di normative prevede che il gestore pubblico Enel è responsabile
dell’istallazione e manutenzione dei dispositivi di misura dell’energia scambiata nei punti di
prelievo. Essa deve provvedere alle operazioni di sigillatura nell’impianto.
Figura 20. Schema di collegamento dei sistemi di misura ENEL presso un cliente produttore con servizio di
scambio sul posto
Nello schema di Figura 20 l’apparecchiatura M1 è predisposta per la misurazione
dell’energia scambiata (immessa o prelevata) con la rete.
In Italia è presente la più grande distribuzione di sistemi di misurazione dell’energia o
Smart Meter5 con 32 milioni di contatori tele gestiti, istallati tra il 2000 ed il 2008. Il nuovo
contatore definito “elettronico”, per differenziarlo dal modello precedente elettromeccanico, il cui
schema di massima risale addirittura al 1889, è considerato innanzitutto un importante driver per
l’innovazione tecnologica dell’intera filiera. I principali compiti che esso svolge sono l’aumento
dell’efficienza del sistema i l’innovazione dei rapporti col cliente. Inoltre è prevista, con l’entrata
in esercizio di questi nuovi dispositivi di misura telegestiti, una ingente riduzione dei costi su
differenti segmenti. Si è ormai d’accordo sui vantaggi apportati sia verso le utilities sia verso i
clienti in termini economici, di efficienza e di qualità del servizio[11].
Il sistema di misura deve avere i seguenti requisiti:
5
I contatori possono essere prodotti da aziende esterne ma devo essere sottoposti all’approvazione di Enel,
esistono ad oggi differenti modelli, sia per impianti trifase che monofase come il contatore GEM di A2A o
il LENN-S1 di ACEA.
37

misura dell’energia attiva e reattiva e della potenza attiva immessa in rete e prelevata
dalla rete;

rilevazione della curva di carico con intervallo di misura di 15 minuti;

unità di misura per l’energia attiva (reattiva): kWh (kvarh);

unità di misura per la potenza attiva: kW;

classe di precisione per la misura di energia attiva: 1 o migliore;

classe di precisione per la misura di energia reattiva: 2 o migliore;

riferimento orario assicurato da dispositivo orario sincronizzabile, avente precisione
migliore di 0,5 s/giorno in condizioni di funzionamento normali.

interfaccia ottica per la lettura e/o programmazione locale (conforme alla norma CEI EN
62056-21) che assicuri almeno una velocità di trasmissione di 9600 bit/sec.
Il contatore è corredato, inoltre, di un modulo di comunicazione con SIM card, per la
funzione in modalità telelettura.
Quindi è consentita l’acquisizione a distanza dei dati di misura e delle informazioni e la
programmazione (ad esempio cambiare le modalità di rendicontazione), senza errori.
Per garantire questo servizio, l’apparecchio di misura è dotato di memoria interna per dati
e dispositivo di elaborazione e di un codice identificativo univoco per la comunicazione. A livello
fisico la comunicazione, attualmente, è ottenuta tramite collegamento elettrico noto come
“powerline comunication (PLC)”.
I servizi che i protocolli di comunicazione devono rendere disponibili sono 6:
1. lettura dei dati di misura relativi ad un periodo temporale specificato ed in particolare è
richiesta la totalizzazione, lettura locale e telelettura delle seguenti grandezze:
a) energia attiva assorbita ed erogata;
b) energia reattiva induttiva, per energia attiva entrante;
c) energia reattiva capacitiva, per energia attiva entrante;
d) energia reattiva induttiva, per energia attiva uscente;
e) energia reattiva capacitiva, per energia attiva uscente;
f) i valori massimi di potenza attiva assorbita ed erogata (media nei 15 minuti) e la
corrispondente data ed ora;
2. lettura dei registri interni;
3. lettura di data e ora dell’orologio interno del contatore;
6
È richiesta la rilevazione delle 6 curve di carico (potenza media nei 15′) attiva assorbita, reattiva induttiva
per energia attiva entrante, reattiva capacitiva per energia attiva uscente, attiva erogata, reattiva induttiva
per energia attiva uscente e reattiva capacitiva per energia attiva entrante, con la risoluzione minima di 1
intero e 3 decimali.
38
4. lettura dei valori dei parametri di configurazione del misuratore;
5. lettura dello stato dell’apparecchiatura di misura e dell’informazione di diagnostica;
6. eventuali ultimi dati di misura se disponibili.
Per quanto riguarda l’attività di programmazione a distanza deve essere possibile
effettuare:
1. sincronizzazione oraria;
2. impostazione ora legale;
3. modifica delle fasce orarie.
Il tutto nella massima sicurezza e confidenzialità. Il contenuto dell’attività di
programmazione deve essere conservato in una memoria interna di sola lettura.
Il sistema di telegestione prevede una infrastruttura di rete di telecomunicazione con
alcuni elementi adibiti allo scambio ed alla elaborazione delle informazioni. I principali apparati
elettronici interconnessi sono:

Il contatore: gruppo integrato di misura, comunicazione e gestione;

Il concentratore: concentratore dei dati trasmessi dai gruppi di misura ed istallato in
cabina secondaria;

Il centro di controllo: sistema centrale di acquisizione dati e gestione.
La Figura 21, in basso, mostra un esempio di architettura del sistema.
Figura 21. Architettura di un sistema di tele gestione
Mentre la figura Figura 22 mostra a livello pittorico come è gestito da ENEL il flusso
delle informazioni.
39
Figura 22. Architettura del sistema e flusso delle informazioni
5.5.1.
Home Energy Management System
Nelle Smart Grid lato distribuzione e consumo, si ha uno schema generale per quanto
riguarda la gestione e il prelievo dati di utente identificabile con l’Home Management System
(HEMS). Esso consiste in una opportuna architettura di rete per il trasporto e la gestione dati
attraverso l’utilizzo di opportuni protocolli di comunicazione.
L’apparecchiatura di utente fa parte della cosiddetta HAN (Home Area Network) ed è
costituita dalle Home Appliance ovvero tutti i dispositivi che consumano energia. Queste sono
collegate ad uno Smart Meter che ne monitora il consumo. In linea di principio la HAN si
stabilisce tra lo Smart Meter e le Home Appliances attraverso protocolli su linea (PLC) o wireless
(ZigBee, WiFi, etc.).
A supporto dell’ HEMS vi è una rete specifica che raccoglie e concentra i dati di un
gruppo di utenti locali. Tale rete è nota come Neighborhood Area Network (NAN) e si stabilisce
tra gli smart meters di utente e il concentratore.
Una WAN (Wide Area Network) base station colleziona I dati dalle NAN e attraverso
una cospicua banda trasferisce quest’ultimi su rete cablata verso i centri di gestione e controllo
denominato Control Center.
Il Control Center si occupa della gestione della distribuzione e della stipula di contratti
periodici per la compera di energia dai suppliers [12].
40
Conclusione
Le Smart Grid sono una grande opportunità per lo sfruttamento efficiente dell’energia
proveniente da fonti rinnovabili quali l’eolico o il fotovoltaico. Parallelamente alla ricerca di
nuovi materiali da utilizzare e nuove tecniche per aumentare il rendimento dei pannelli, bisogna
procedere con il miglioramento della rete sia dal punto di vista delle linee di trasporto e
distribuzione nell’ottica di diminuire le perdite e aumentare la qualità dell’energia, sia dal punto di
vista dell’informatizzazione e automazione delle operazioni di rete. Inoltre un terzo filone di
ricerca molto importante che consente di efficientare la produzione da fonti rinnovabili
intermittenti sono gli accumulatori, i quali non solo permettono di accumulare l’eventuale energia
in eccesso, ma consentono operazioni di rete sofisticate senza introdurre problemi quali
distorsioni armoniche, flicker etc.
Questi filoni di ricerca inquadrabili nell’ambito delle Smart Grid dovrebbero avere
energia a sufficienza per auto alimentarsi e iniziare un “effetto domino” nell’abbassamento dei
costi delle tecnologie inerenti le fonti rinnovabili e le Smart Grid in generale.
41
INDICE DELLE FIGURE
Figura 1. Movimento apparente del sole intorno al pianeta Terra e principali caratteristiche celesti ................ 8
Figura 2. Schema generale di un impianto fotovoltaico .................................................................................. 10
Figura 3. Effetto fotovoltaico ......................................................................................................................... 13
Figura 4. Circuito equivalente cella fotovoltaica ............................................................................................ 14
Figura 5. Curva V-I per la cella fotovoltaica .................................................................................................. 14
Figura 6. Influenza della radianza (a) e della temperatura (b) sulla caratteristica V-I della cella.................... 15
Figura 7. Schema di un modulo composto da Npm rami di Npm celle........................................................... 16
Figura 8. Array di celle che consistono in Mp rami di Ms celle in serie ......................................................... 16
Figura 9. Circuito equivalente batteria ........................................................................................................... 17
Figura 10. Schema generale di un impianto grid-connected ........................................................................... 19
Figura 11. Tipologia di connessione moduli PV: a) Central inverter,b) String Inverter,c) Moduel Integrated
Inverter ........................................................................................................................................................... 20
Figura 12. Categorie di convertitori................................................................................................................ 21
Figura 13. Convertitori DC-DC con isolamento: a)full-bridge, b)single inductor push-pull, c)Double inductor
push-pull, d)convertitore fly-back .................................................................................................................. 23
Figura 14. Convertitore PV senza isolamento: a) schema generale, b) con circuito di Boost e inverter fullbridge ............................................................................................................................................................. 23
Figura 15. Inverter senza convertitore DC-DC con isolamento: a) schema generale, b) schema circuitale .... 24
Figura 16. Inverter senza DC-DC e senza isolamento. a) schema generale, b)schema circuitale.................... 25
Figura 17. Triangolo delle potenze ................................................................................................................. 29
Figura 18. Circuiti per il massimo trasferimento di potenza: a)impedenze generiche, b) impedenze
equivalenti di Thévenin .................................................................................................................................. 31
Figura 19. schema di base di un collegamento di un impianto di produzione alla rete Enel ........................... 33
Figura 20. Schema di collegamento dei sistemi di misura ENEL presso un cliente produttore con servizio di
scambio sul posto ........................................................................................................................................... 37
Figura 21. Architettura di un sistema di tele gestione ..................................................................................... 39
Figura 22. Architettura del sistema e flusso delle informazioni ...................................................................... 40
E. De Santis - Smart Grid:i sistemi fotovoltaici
42
BIBLIOGRAFIA
[1] Green ICT, mercato elettrico e telecomunicazioni, Fondazione UGO BORDONI, Gennaio 2011, Roma
[2] R. Foster, M. Ghassemi, A. Cota, SOLAR ENERGY, Renewable Energy and the Environment, Taylor and Francis
Group, NW USA, 2010
[3] Planning and Installing Solar Thermal Systems, a guide for installers, architects and engineers, James & James
(Science Publishers) UK and USA 2005, Capitolo 2
[4] Planning and Installing Solar Thermal Systems, a guide for installers, architects and engineers, James & James
(Science Publishers) UK and USA 2005, pag. 506
[5] Potenza di una macchina elettrica, Potenza reattiva, attiva apparente:
http://www.elettrone.altervista.org/POTENZA%20ELETTRICA%20IMPEGNATA%20NEI%20CIRCUITI%20IN%20
REGIME%20SINUSOIDALE...pdf
[6] http://users.libero.it/sandry/sinus-01.pdf
[7] Massimo trasferimento di potenza:
http://www.diee.unica.it/campi/Corsi/Propagazione/Schema%20riassuntivo%20adattamento%20coniugato.pdf
[8]http://www.diee.unica.it/campi/Corsi/Propagazione/Schema%20riassuntivo%20adattamento%20coniugato.pdf
[9] Enel Distribuzione, ”Criteri di allacciamento impianti di produzione alla rete BT di Enel Distribuzione”,DK5940,
Aprile 2007, Ed. 2.2
[10] http://www.enel.it/it-IT/doc/reti/enel_distribuzione/qualita_alimentazione_elettrica.pdf
[11] Atti del seminario AIET, Facoltà di Ingegneria dell'Università degli Studi di Bologna,
2005,http://www.voltimum.it/popup.php?url=doc_download.php%3Ffilename%3Dfiles%252Fit%252Fother
s%252FA%252F2005070646763620Atti_Bologna_16-0505.pdf&subtitle=Atti%20Seminario%20AEIT%20%20PDF%202906%20KB
[12] D.Niyato, L. Xiao, P. Wang, Machine-to Machine Communications for Energy Management system in
Smart Grid, IEEE Communications Magazine, April 2011
E. De Santis - Smart Grid:i sistemi fotovoltaici
43

principi di funzionamento di un sistema di produzione

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