Dimensionamento impianto fotovoltaico

Dividi il consumo annuo obiettivo per la resa specifica della località. In Romania la resa indicativa è ~1100–1200 kWh prodotti all’anno per ogni kWp installato, a seconda di orientamento, inclinazione e ombreggiamenti.

kWp = consumo annuo (kWh/an) ÷ resa specifica (kWh/kWp/an)

Il numero di pannelli risulta dalla potenza installata rapportata alla potenza di un pannello. Si arrotonda per eccesso, poi la potenza reale dell’impianto si ricalcola sul numero intero di pannelli.

numero pannelli = (kWp × 1000) ÷ potenza pannello (Wp) → arrotondato per eccesso

L’inverter si sceglie tramite un rapporto rispetto alla potenza dei pannelli. Tipicamente 0,8–1,0; abitualmente ~0,9, ovvero un leggero „sovradimensionamento” dei pannelli (oversize DC). Un rapporto inferiore a 1 taglia i rari picchi invernali/estivi, ma aumenta l’energia totale annua; un rapporto superiore a 1 è raramente giustificato.

potenza inverter (kW) = potenza pannelli (kWp) × rapporto (0,8…1,0)

Sul lato in corrente continua la corrente di cortocircuito è molto vicina a quella di funzionamento, quindi una protezione ordinaria non riesce a distinguere il guasto dal funzionamento normale. Per questo il cavo di stringa si dimensiona con una portata di almeno 1,25 × Isc (STC) in ogni punto — la condizione alla quale I7-2011 Art. 7.11.11 non richiede più la protezione contro i sovraccarichi su quel cavo. Non è un minimo di dimensionamento imposto, ma la soglia a partire dalla quale vale l’esenzione.

I dimensionamento cavo DC = 1,25 × Isc (STC)

La batteria si dimensiona in base al consumo giornaliero medio e al numero di giorni di autonomia desiderato. L’autoconsumo (la percentuale di energia usata direttamente in casa) influenza il risparmio reale — il resto viene immesso in rete. Tutti i valori sono indicativi; il dimensionamento finale si effettua con il produttore delle apparecchiature.

Tutti i numeri sulla targhetta del modulo sono misurati in condizioni standard di prova (STC): 1000 W/m², temperatura della cella 25 °C, massa d’aria AM 1,5. D’estate la cella arriva a 60–70 °C, d’inverno a −15 °C — e allora la tensione non è più quella di targa. Esistono anche le condizioni NOCT (800 W/m², aria 20 °C, vento 1 m/s, circuito aperto), più vicine alla realtà.

Collegati in serie, le tensioni si sommano e la corrente resta quella di un solo modulo; collegati in parallelo, le correnti si sommano e la tensione resta quella di un modulo. La condizione, in entrambi i casi: moduli identici. In una stringa il modulo più debole detta la corrente di tutta la stringa — per questo una sola cella ombreggiata tira giù l’intera fila.

L’apparecchiatura FV sul lato in corrente continua va considerata sotto tensione anche quando l’impianto è sezionato sul lato in corrente alternata (Art. 7.11.4) — i pannelli producono finché c’è luce, non hai un interruttore che li fermi. La messa a terra di una parte attiva del lato c.c. è ammessa solo se esiste almeno una separazione semplice tra il lato in corrente continua e quello in corrente alternata (Art. 7.11.3); questa è una condizione per la messa a terra, non un obbligo generale di avere la separazione — gli impianti senza separazione sono trattati più sotto.

Quando l’impianto contiene un sistema PV senza almeno una separazione semplice tra il lato in tensione alternata e quello in tensione continua, l’interruttore differenziale previsto per la protezione in caso di guasto mediante interruzione automatica deve essere di tipo B (Art. 7.11.7). Se l’inverter non consente il passaggio della corrente continua di guasto, il differenziale non è più necessario (Art. 7.11.8).

Sui cavi delle stringhe e dei gruppi PV non si prevede protezione contro i sovraccarichi se la portata del cavo è almeno 1,25 × Isc (STC) in qualsiasi punto (Art. 7.11.11). I conduttori di equipotenzializzazione di protezione si posano in parallelo e a contatto il più stretto possibile con i cavi in tensione continua, in tensione alternata e con i loro accessori (Art. 7.11.25) — non «da qualche parte lì vicino», ma incollati al percorso, perché la spira resti piccola.

Sul lato in tensione continua dell’inverter si prevede un sezionatore sotto carico (Art. 7.11.23). Per la manutenzione dell’inverter devono essere previsti mezzi di separazione sia verso la tensione continua, sia verso il lato in tensione alternata (Art. 7.11.21).

Tutte le cassette di giunzione — sia di generatore, sia di gruppo — portano un’etichetta di avvertimento che segnala che le parti attive all’interno possono restare in tensione anche dopo il sezionamento dell’inverter (Art. 7.11.24). È l’etichetta che salva chi apre la cassetta fra due anni, quando tu non passi più di lì. I cavi in c.c. delle stringhe, dei gruppi e il cavo principale si scelgono e si posano in modo da ridurre al minimo il rischio di guasto a terra e di cortocircuito — in pratica, con cavi unipolari con guaina (Art. 7.11.20).

Le misure di protezione mediante luoghi non conduttori e collegamenti equipotenziali locali non sono ammesse sul lato in tensione continua (Art. 7.11.10); per la protezione in caso di guasto si preferisce l’isolamento di classe II o equivalente (Art. 7.11.9). E i moduli si installano in modo che ci sia una dissipazione del calore in condizioni di massima radiazione solare locale (Art. 7.11.19) — non incollati al manto di copertura, per quanto ordinata possa sembrare la posa.

Sul lato in tensione alternata, il cavo di alimentazione PV — quello tra i morsetti c.a. dell’inverter e l’impianto dell’edificio — si collega al dispositivo di protezione mediante interruzione automatica dei circuiti che alimentano l’apparecchiatura utilizzata (Art. 7.11.6), mentre contro il cortocircuito è protetto da un dispositivo posto nel circuito principale in tensione alternata (Art. 7.11.13). Tradotto sul quadro: l’inverter riceve il suo magnetotermico, non una coppia di capicorda serrati direttamente sulle barre d’ingresso perché «tanto inietta». Con i capicorda sulla barra, a un cortocircuito sul cavo c.a. non interviene nulla fino al fusibile della nicchia di consegna — e quello non è più tuo.

«Nella scelta e nella messa in servizio dei dispositivi di sezionamento e comando da installare tra l’impianto PV e la rete di distribuzione pubblica, la rete di distribuzione pubblica deve essere considerata la sorgente e l’impianto PV deve essere considerato il carico» (Art. 7.11.22). Questo ribaltamento di prospettiva sorprende parecchi, perché l’impianto PV produce e il riflesso è trattarlo come sorgente. Il normativo chiede il contrario, e ha conseguenze pratiche: la corrente di cortocircuito presunta che l’apparecchio deve sopportare viene dalla rete, non dai pannelli (i pannelli danno poco più della loro corrente di lavoro), e se l’apparecchio ha il verso di alimentazione marcato sull’involucro, l’alimentazione si prende dal lato rete.

«L’apparecchiatura elettrica sul lato in tensione continua deve essere adeguata alla tensione e alla corrente elettrica continua di lavoro» (Art. 7.11.16). È l’articolo che si calpesta ogni volta che qualcuno risparmia sul sezionatore. In corrente alternata l’arco si spegne da solo, perché la tensione passa per lo zero cento volte al secondo e all’arco non resta più niente con cui ripartire. In corrente continua non passa mai per lo zero: un sezionatore da 230 V c.a. messo su una stringa da 800 V c.c. apre i suoi contatti, e l’arco resta appeso tra di essi e brucia finché non fonde qualcosa. Per questo gli apparecchi in c.c. hanno camere di estinzione più lunghe, a volte un magnete di soffio, e un verso di collegamento marcato — che si rispetta. E la tensione con cui li scegli è la Uoc della stringa alla temperatura minima, non quella sull’etichetta del pannello.

I diodi di blocco non sono imposti dal normativo, ma se li usi arrivano con due condizioni: la loro tensione inversa nominale deve essere 2 × Uoc (STC) della stringa PV, e i diodi si collegano in serie con le stringhe (Art. 7.11.18). Il fattore 2 è un margine generoso proprio perché, a fronte di un guasto, il diodo finisce per sopportare oltre alla tensione della propria stringa anche quella del gruppo collegato in parallelo. Il calcolatore di stringa qui sopra ti dà la cifra direttamente, sulla configurazione che hai scelto.

«Per ridurre al minimo le tensioni indotte dal fulmine, la superficie di tutte le spire dei cavi deve essere la più piccola possibile» (I7-2011, Art. 7.11.14). In pratica: il conduttore positivo e quello negativo della stessa stringa corrono insieme, non su percorsi che girano larghi.

Se il generatore rientra nella zona di protezione del parafulmine esistente, resta da mantenere la distanza di separazione dai suoi elementi. Il corso dà un valore pratico — almeno 0,5 m si è dimostrato sufficiente sui piccoli impianti domestici — ma il numero che conta è la distanza s calcolata secondo Anexa 6.8, che cresce con la lunghezza del percorso e con la classe scelta.

Se non riesci a garantire i 0,5 m, il generatore PV e l’impianto di protezione contro i fulmini si collegano tra loro con una connessione in rame di almeno 16 mm²; allo stesso modo la struttura di montaggio si collega all’equipotenzializzazione della casa (regola di progetto tratta dal corso). La verifica normativa della distanza di separazione s si effettua nella pagina del rischio di fulminazione.