Serie NA-FxxxGx

MANUALE DI PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO

~ Impianto fotovoltaico a film sottile ~ NA-FxxxGx

Prima di installare l’impianto fotovoltaico a film sottile, leggere attentamente il presente manuale

SED0911001 Vers. 2.0

Serie NA-FxxxGx

Cronologia delle revisioni

FIRMA N. DATA MODIFICA PAGINA

Approvata da Controllata da Preparata da

1 03.06.2009 Prima edizione

2 04.11.2009

Revisione completa dei

capitoli I - VII.

Revisione del numero di

serie alla riga 15.

Modifica della

descrizione del tipo di

modulo FV in

appendice.

Capitoli

I～VII

21

Appendice

Serie NA-FxxxGx

Indice I. PRIMA DELL’INSTALLAZIONE····························································· 1

II. AVVERTENZE GENERALI ··································································· 2

Ⅲ. CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE ······················································ 3 III.1 UBICAZIONE·················································································································· 3 III.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV ························ 7 III.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP········ 9

III.3.1 CONTROMISURE····························································································· 11 III.4 INVERTER······················································································································ 12 III.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV·············································································· 14

IV. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE 17 IV.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE······················································································· 17 IV.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D’ONDA ·· 18 IV.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE

CARATTERISTICHE ELETTRICHE ··············································································· 19 IV.3.1 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE ..19 IV.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE..............19

Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA·········· 20 V.1 INVERTER ·······························································································································20

V.1.1 POTENZIALE DEL MODULO···················································································20 V.1.2 CAPACITÀ·················································································································20

V.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE·······························································································21 V.2.1 DIODO ·························································································································21 V.2.2 FUSIBILE ····················································································································21

V.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI .................................................23 V.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE·····································23 V.3.2 TENSIONE DI TENUTA····························································································23 V.3.3 PORTATA DI CORRENTE························································································23

Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO··························· 24 VI.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 1 MW·······································24

VI.1.1 CONFIGURAZIONE DELL’IMPIANTO (10 kW) ·····················································24 VI.1.2 SCHEMA DELL’IMPIANTO (10 kW) ·······································································25 VI.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kW)···················································25

VI.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL’IMPIANTO FV···················25

VII. STIMA DELLA POTENZA GENERATA············································ 26

APPENDICE APPENDICE: EFFETTI DELL’OMBRA

1

I. PRIMA DELL’INSTALLAZIONE a) Prima di progettare un impianto fotovoltaico con moduli FV SHARP (di tipo NA-FxxxGx),

leggere attentamente il presente documento, per garantire una progettazione e un’installazione corrette.

b) Il presente documento fornisce informazioni supplementari sotto forma di linee guida

sulla progettazione degli impianti FV per i progettisti, gli installatori, gli operatori e i manutentori degli impianti. Non garantiamo il contenuto di questo documento e decliniamo ogni responsabilità per qualsiasi danno provocato dal contenuto del documento o da eventuali informazioni non accurate.

c) Verificare le ultime specifiche elettriche e meccaniche dei prodotti (modulo FV, inverter

ecc.). d) Prima della progettazione e dell’installazione dell‘impianto FV, controllare le leggi e i

regolamenti nazionali e locali, i relativi standard, le autorizzazioni necessarie, ecc. Nella maggior parte dei casi, occorre contattare l’amministrazione pubblica locale, il gestore della rete elettrica e/o gli altri enti interessati.

e) L’impianto FV deve essere installato, utilizzato e sottoposto a manutenzione esclusivamente da personale qualificato.

PITTOGRAMMA Il significato dei vari pittogrammi contenuti nel presente manuale è il seguente:

Da non fare.

SSScccooorrrrrreeettttttooo Sconsigliato.

Da fare.

CCCooorrrrrreeettttttooo Consigliato.

Leggere e rispettare le specifiche e le istruzioni del manuale di installazione.

2

II. AVVERTENZE GENERALI Leggere e seguire tutte le avvertenze riportate nelle schede tecniche degli impianti FV.

L’impianto FV va progettato in base alle specifiche di tutti i prodotti.

Leggere attentamente il manuale di installazione e seguire le istruzioni relative a tutti i

prodotti necessari per la messa a terra.

Tenere le persone non qualificate lontano da qualsiasi componente dell’impianto FV.

3

Ⅲ.CONDIZIONI DI INSTALLAZIONE Ⅲ.1 Ubicazione a) Prima di procedere all’installazione dell’impianto FV, leggere attentamente le specifiche

e il manuale ed eseguire correttamente le procedure di installazione.

b) Si consiglia di non installare i moduli FV in luoghi in cui siano ombreggiati da alberi,

fogliame, canne fumarie, edifici e altri ostacoli. In Europa, gli impianti FV vengono, in genere, progettati in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui a mezzogiorno durante il solstizio d'inverno. In Giappone, gli impianti FV vengono, in genere, progettati in modo tale da non ombreggiare i moduli FV attigui dalle 9:00 alle 15:00 durante il solstizio d'inverno. L’ombreggiamento comporta una riduzione della potenza d’uscita dei moduli FV. Lo sporco sulla superficie di vetro e/o l’ombreggiamento prolungato possono provocare lo scolorimento dei moduli FV (si veda l’Appendice EFFETTI DELL’OMBRA).

Figura1.1: Effetti dell’ombra

Diminuzione della produzione di energia elettrica

Scolorimento a causa dello sporco

e/o dell’ombreggiamento prolungato.

SSScccooorrrrrreeettttttooo

SSScccooorrrrrreeettttttooo A mezzogiorno durante il solstizio d’inverno in Europa.

Dalle 9:00 alle 15:00 durante il solstizio d’inverno in Giappone

CCCooorrrrrreeettttttooo

θ

OMBRA

4

Neve

Angolare d’acciaio

Modulo FV

Neve

Modulo FV

c) Se si installa l’impianto FV in zone soggette a forti nevicate, si consiglia di fissare un angolare d’acciaio sul lato inferiore della struttura di supporto, per fare in modo che i moduli resistano al peso della neve. In caso contrario, sotto il peso della neve, il telaio dei moduli FV potrebbe piegarsi.

Figura1.2: Contromisure in zone soggette a forti nevicate

CCCooorrrrrreeettttttooo

Telaio piegato

SSScccooorrrrrreeettttttooo

CCCooorrrrrreeettttttooo

5

d) Se si installa l’impianto FV in una zona soggetta a fulmini, si consiglia di utilizzare, con l’impianto FV, dei limitatori di sovratensione (Surge Protection Devices – SPD).

Figura1.3: Contromisure in zone soggette a fulmini e) Esempio di impianto parafulmine con aste di captazione Si consiglia di verificare il rispetto dei seguenti requisiti.

1. La distanza di sicurezza “S” tra l’asta di captazione e l’array FV è conforme alla norma IEC61024-1.

2. Le aste di captazione non ombreggiano i moduli FV.

CCCooorrrrrreeettttttooo

CCCooorrrrrreeettttttooo

Figura1.4: Impianto parafulmine con aste di captazione

6

f) Collegamento equipotenziale Si consiglia di collegare la griglia equipotenziale all’impianto elettroconduttore entrante in una cabina elettrica contenente il controller, le apparecchiature di monitoraggio, l’inverter, ecc. Tutte le parti metalliche e tutti i servizi elettrici sono collegati direttamente alla griglia equipotenziale. Inoltre le linee elettriche sono collegate indirettamente alla griglia equipotenziale attraverso i limitatori di sovratensione (SPD). Per proteggere l'edificio dalle sovratensioni da fulmine, si consiglia di effettuare il collegamento il più vicino possibile all’ingresso dei servizi.

Figura1.5: Collegamento equipotenziale

CC

CA

Cabina elettrica

SPD

Griglia equipotenziale

Modulo FV

Quadro di stringa

Asta di captazione

CCCooorrrrrreeettttttooo

7

Modulo FV

Ⅲ.2 ANGOLO DI INCLINAZIONE E ORIENTAMENTO DEL MODULO FV a) Per garantire la massima produzione di energia elettrica durante tutto l’anno, si consiglia

di orientare il modulo FV verso sud. Si dice che in genere il migliore angolo d’inclinazione del modulo FV sia pari alla latitudine del sito di installazione. Se, tuttavia, il sito di installazione è caratterizzato da una stagione a basso irraggiamento, come una stagione piovosa o nevosa, l’angolo di inclinazione va riconsiderato al fine di assicurare la massima produzione di energia elettrica durante tutto l’anno. Per un angolo di inclinazione ottimale nelle città europee, si faccia riferimento al capitolo VII b).

Figura1.6: Angolo di inclinazione e orientamento

b) Se l’angolo di inclinazione del modulo FV è pari o superiore a 5 gradi, una certa quantità

di sporco sulla superficie di vetro del modulo FV viene rimossa da una normale pioggia. A seconda delle condizioni ambientali, lo sporco potrebbe, tuttavia, accumularsi sulla superficie di vetro anche nel caso in cui l’angolo di inclinazione sia pari o superiore a 5 gradi. L’accumulo di sporco può provocare una diminuzione della potenza d'uscita. L’accumulo di sporco sulla superficie di vetro e/o l’ombreggiatura prolungata possono inoltre causare lo scolorimento del modulo FV. Per garantire la produzione necessaria, tenere pulita la superficie di vetro del modulo FV servendosi esclusivamente di un panno morbido imbevuto di acqua.

CCCooorrrrrreeettttttooo

CCCooorrrrrreeettttttooo

θ＜5°

SSScccooorrrrrreeettttttooo Diminuzione della produzione di energia elettrica

θ≧5°

CCCooorrrrrreeettt tttooo Modulo FV

Figura1.7: Angolo di inclinazione

Scolorimento da sporco e/o ombreggiatura prolungata

8

c) I moduli FV vanno installati con le righe in posizione verticale.

L’installazione con le righe in posizione orizzontale è vietata, poiché potrebbe danneggiarsi in modo permanente un elemento di produzione dei moduli FV, potrebbe corrodersi lo strato di film sottile e potrebbero ricoprirsi di neve, polvere e sporco alcune celle FV allineate sul lato più lungo del telaio.

Vietato Figura1.8: Orientamento di installazione

Cell

Ombra o sporco

Ombra e sporco

Dalla cella non proviene corrente

Corrente

Potenza di uscita

Diminuzione della corrente proveniente dalla cella

Cella

9

Ⅲ.3 ASSENZA DI TENSIONE NEGATIVA SUL MODULO A FILM SOTTILE SHARP Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva (ad esempio, la struttura di supporto o il telaio). In caso contrario, il modulo FV potrebbe corrodersi o potrebbe verificarsi una diminuzione della potenza d’uscita.

Na+

Na+

-

+

+

-

Inverter

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

Na+

-

+

＋５４０Ｖ

＋４８０Ｖ

＋０Ｖ

＋６００Ｖ

６００Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

＋５４０Ｖ

＋６０Ｖ

Na+

Na+

-

+

+

-

Inverter

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

Na+

-

+

-６００Ｖ

-１２０Ｖ

-６０Ｖ

６００Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

-５４０Ｖ

-６０Ｖ

Figura1.9: Assenza di tensione negativa sul modulo a film sottile SHARP

Vol

tage

to g

roun

d [V

]0

+

－

Volta

ge to

gro

und

[V]

0 +

－

+

+

－

－

Tens

ione

a te

rra

(V)

Tens

ione

a te

rra

(V)

!

10

（MOTIVO）

Come si evince dalla seguente figura, il modulo a film sottile SHARP ha una struttura di tipo “superstrato”. Se non si adottano gli appositi accorgimenti descritti in precedenza, il potenziale elettrico del TCO (Transparent Conducting Oxide - Ossido conduttivo trasparente), che si trova in prossimità del vetro protettivo, diventerebbe completamente negativo e provocherebbe una differenza di potenziale tra il telaio del modulo e il TCO. Nel caso in cui il modulo abbia una grande differenza di potenziale, lo ione di sodio (Na) del vetro potrebbe trasferirsi al TCO. In tal caso, il TCO vicino al telaio potrebbe corrodersi e le caratteristiche elettriche del modulo FV potrebbero cambiare.

Figura1.10: Struttura del modulo (superstrato)

Na+

Corrosione

0V

TCO: Potenziale negative

Vetro protettivo

Conduttore

Cella di film sottile

Telaio del modulo

11

Ⅲ.3.1 CONTROMISURE

Per la messa a terra positiva del modulo FV, vi sono diverse soluzioni. a) Uso dell’inverter per la messa a terra positiva del potenziale elettrico CC attraverso il

sistema di controllo, il metodo di protezione, il cablaggio, la struttura, ecc. * Per i dettagli, si veda la documentazione dell’inverter pubblicata dal produttore

Figura1.11: Messa a terra del potenziale elettrico positivo CC mediante inverter.

b) Messa a terra del polo negativo CC dell’inverter. Contattare il produttore dell’inverter per verificare il rispetto delle seguenti condizioni: 1. La messa a terra del polo negativo CC dell’inverter è del tutto corretta. 2. Tale contromisura non ha alcun effetto sulle funzioni di protezione (es. funzione di

rilevamento dei guasti di messa a terra CC) dell’inverter.

CCCooorrrrrreeettttttooo

Figura1.12: Messa a terra del polo negativo CC dell’inverter

Inverter

Na+

Na+

-

+

+

-

Inverter

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

Na+

-

+

＋５４０Ｖ

＋４８０Ｖ

＋０Ｖ

＋６００Ｖ

６００Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

＋５４０Ｖ

＋６０Ｖ

CC CA Utilizzare un

inverter idoneo

per la messa a

terra positiva del

lato CC

Vol

tage

to g

roun

d [V

]0

+

－

+

－

+

Inverter Na

+

Na+

-

+

+

-

Inverter

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

Na+

-

+

＋５４０Ｖ

＋４８０Ｖ

＋０Ｖ

＋６００Ｖ

６００Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

＋５４０Ｖ

＋６０Ｖ

Funzioni

DC AC +

－

Tens

ione

a te

rra

(V)

12

Ⅲ.4 INVERTER

La messa a terra dell’impianto CC (IEC 62109-2 (CD2) 7.102.3.3) richiede, per l’inverter, il rispetto di due condizioni.

1. La tensione del collegamento dell’array messo a terra deve essere inferiore a 1 V.

2. La corrente che attraversa il collegamento non deve essere superiore a 1 A.

In caso di mancato rispetto di una delle due condizioni, occorre applicare il dispositivo di protezione, al fine di interrompere la corrente di messa a terra, e l'inverter deve disconnettere la griglia entro 0,3 secondi. Figura 1.13: Requisito IEC (IEC 62109-2 (CD2) 7.102.3.3) in caso di impianto CC messo a

terra

Gli inverter destinati ai moduli a film sottile da mettere a terra mediante polo negativo devono possedere le suddette funzioni. L’uso di un inverter senza queste funzioni provoca il passaggio della corrente di messa a terra accidentale negli array FV. Nel caso in cui si verifichi un guasto di messa a terra o qualcuno tocchi contemporaneamente la terra e un conduttore non messo a terra, potrebbe insorgere un rischio elettrico o potrebbero verificarsi delle scosse elettriche.

Na+

Na+

-

+

+

-

Inverter

０Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

Na+

-

+

＋５４０Ｖ

＋４８０Ｖ

＋０Ｖ

＋６００Ｖ６００Ｖ

０Ｖ

０Ｖ

＋５４０Ｖ

＋６０Ｖ

＜1V ≦1A

AC

Alla griglia

Interruzione collegamento

Disconnessione entro 0,3 secondi

DC +

－

13

*“Alcune alternanze determinano la forma

della messa a terra del polo negativo”

(IEC 62109-2（CD2）7.102.3.3)

Corrente di messa a terra accidentale

Figura1.14: Corrente di messa a terra accidentale

14

Ⅲ.5 COLLEGAMENTO DEL MODULO FV

Adottare misure appropriate (ad esempio, fusibile per la protezione del modulo FV e cavo

da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle stringhe)

per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa.

Quando una parte del modulo FV è in ombra, la cella FV funge da resistenza. La corrente

inversa passa quindi dalle altre stringhe alle stringhe che non funzionano nel modulo

coperto dall’ombra. Una corrente inversa che sia maggiore di quella del fusibile con

amperaggio massimo della serie potrebbe distruggere il modulo FV.

Assicurarsi, quindi, che il modulo FV non venga attraversato da tale corrente inversa,

collegando il dispositivo di protezione secondo le seguenti procedure.

Figura1.15: Collegamento del modulo FV

Ombra

Cella

Dispositivo di protezione

I’

I”

I=I’+I”＞ Fusibile con amperaggio massimo della serie

Corrente

Collegare i dispositivi di protezione Il collegamento in parallelo senza misure protettive è vietato

Ombra

I

15

a) UTILIZZO DI DIODI

L’uso dei diodi è consigliato. Collegare uno o più diodi in serie ogni stringa od ogni due

stringhe. È necessario che i diodi abbiano abbastanza IFAV* della corrente proveniente dalle

stringhe FV e abbastanza VRRM** della tensione dell’impianto. Stabilire le caratteristiche

tecniche del diodo o dei diodi in base al clima, alla temperatura ambiente, alla durata, al

tasso di guasto e così via. Il collegamento di più di due stringhe col punto di blocco è vietato,

poiché la corrente inversa proveniente dalle altre stringhe potrebbe danneggiare il modulo.

Figura1.16: Utilizzo di diodi

CCCooorrrrrreeettttttooo

I≦5A

OK

1 stringa 2 stringhe

Ombra

I<5A

I<5A

I’<5A I”<5A

I=I’+I”<10A

+

-

or +

-

+

-

CCCooorrrrrreeettt tttooo CCCooorrrrrreeettt tttooo

I＞5A I＞5A I＞5A

Corrente

Vietato

Ombra Ombra

Più di 2 stringhe

Amperaggio massimo del fusibile: 5A

1 o più diodi

Punto di blocco

16

b) UTILIZZO DI UN FUSIBILE

Collegare, ad ogni stringa, un fusibile con amperaggio nominale di 5 ampere e tensione

nominale CC pari o superiore alla tensione dell’impianto, in conformità alla norma

IEC61730 (ad esempio, l’Helio Fuse della Ferraz Shawmut, disponibile a partire da maggio

2009). È vietato utilizzare un fusibile con più di una stringa, perché l’eventuale corrente

inversa proveniente da un’altra serie potrebbe danneggiare il modulo.

Figura1.17: Utilizzo di un fusibile

Vietato

+

-

+

-

Amperaggio nominale: 5 A Tensione nominale CC ≧ Tensione impianto

I≦5A

OK

I≦5A I＞5A

Ombra

5A I’≦5A

I”<5A

I=I’+I”<10A

Corrente

1 stringa Più di 1 stringa

Amperaggio massimo del fusibile: 5A

Serie NA-FxxxGx

17

Ⅳ. NOTA SPECIALE SULLE CARATTERISTICHE DEL MODULO FV A FILM SOTTILE I due seguenti paragrafi riguardano due caratteristiche specifiche dei film sottili che occorre prendere in considerazione nella progettazione di un impianto. Ⅳ.1 INVECCHIAMENTO INIZIALE A causa dell’invecchiamento iniziale del modulo a film sottile, la potenza massima diminuisce del 10% o più del valore iniziale entro pochi giorni. Perché la potenza massima raggiunga il valore nominale, occorre del tempo. Per i dettagli, si veda la scheda tecnica.

Serie NA-FxxxGx

18

Ⅳ.2 EFFICIENZA QUANTICA VS. CARATTERISTICHE DELLA LUNGHEZZA D’ONDA La struttura a tandem è illustrata nella figura 4.1. “TCO” sta per Transparent Conductive Oxide (ossido conduttivo trasparente). La cella dello strato superiore è in silicio amorfo, mentre quella dello strato inferiore è in silicio microcristallino. Le caratteristiche di efficienza quantica (QE = Quantum Efficiency) tipiche sono illustrate nella Figura 4.2. La struttura a tandem ha un’ampia gamma di lunghezze d’onda della luce da trasformare in elettricità. Il silicio amorfo genera elettricità con lunghezze d'onda della luce più corte. Il silicio microcristallino genera elettricità con lunghezze d’onda della luce più lunghe.

glasisTCO

Top cell

Bottom cellelectrode

Ligth Induce

Figura 4.1: Struttura a tandem

Figura 4.2: Efficienza quantica versus caratteristiche della lunghezza d’onda

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

350 450 550 650 750 850 950 1050 1150

Lunghezza d’onda [nm]

Cella in silicio amorfo(Cella superiore)

Micro crystal silicon cell(Cella inferiore)

Glasses

Cella in silicio microcristallino

QE

[ele

ttron

e/fo

tone

]

Luce incidente

Vetro

TCOCella dello strato superiore

Cella dello strato inferiore

Elettrodo

Serie NA-FxxxGx

19

Ⅳ.3 VARIAZIONI A LUNGO TERMINE E VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE

La presente guida riporta soltanto informazioni indicative, che non sono garantite. Le altre informazioni vanno considerate con una certa tolleranza rispetto ad altri dispositivi di impianto. Ⅳ.3.1 VARIAZIONE A LUNGO TERMINE DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE I dati sono stati calcolati mediante un test accelerato. < Ambito > Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NA-F115G5, NA-F121G5, NA-F128G5). < Descrizione > Come indicato nella SCHEDA TECNICA, i moduli FV presentano differenze tra le caratteristiche elettriche iniziali e le caratteristiche elettriche nominali. Dopo l’installazione dei moduli all’aperto, le caratteristiche elettriche cambiano rispetto alle caratteristiche iniziali. Per la potenza di picco (Pmax) e per un esempio della sua variazione a lungo termine, si veda la SCHEDA TECNICA. Segue un elenco dei valori annuali medi di ogni caratteristica dopo 25 anni. Tensione di circuito aperto (Voc): 99 ～ 100% (del valore nominale) Tensione al punto di massima potenza (Vpm): 97 ～ 99% (del valore nominale)

Ⅳ.3.2 VARIAZIONI STAGIONALI DELLE CARATTERISTICHE ELETTRICHE I dati si basano su un test di esposizione effettuato in Giappone e in Germania. < Ambito > Tutti i moduli FV a film sottile prodotti da Sharp Corporation sono dotati di celle FV con struttura a tandem (silicio amorfo / silicio microcristallino e doppia giunzione) (NA-F115G5, NA-F121G5, NA-F128G5). < Descrizione > Le caratteristiche elettriche dei moduli a film sottile hanno un effetto stagionale. Per la potenza di picco (Pmax) e per un esempio del suo effetto stagionale, si veda la SCHEDA TECNICA. Per un valore di ampiezza dell'effetto stagionale previsto, si veda sotto. Tensione di circuito aperto (Voc): ±0～2% Tensione al punto di massima potenza (Vpm): ±1～3%

25 anni

Valore nominaleVoc

Valore nominalee Vpm

0

99 - 100%

97 - 99%

Valore nominaleVoc

Valore nominaleVpm

0

0～+2%

＋1～＋3%

0 ～－2%

－1～－3%

Serie NA-FxxxGx

20

Ⅴ. CARATTERISTICHE DEL BILANCIAMENTO DEL SISTEMA Ⅴ.1 INVERTER

Si consiglia di seguire la seguente procedura di scelta.

Ⅴ.1.1 POTENZIALE DEL MODULO

Va utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del potenziale del modulo FV (es. la struttura di supporto e il telaio). Al riguardo, leggere attentamente i paragrafi III.3 e III.4.

Ⅴ.1.2 CAPACITÀ

Leggere attentamente la scheda tecnica dell’inverter e scegliere l’inverter in base alla potenza massima del generatore FV consigliata nella scheda tecnica dell’inverter.

Nel caso in cui la potenza FV massima consigliata non sia indicata nella scheda tecnica, rispettare la seguente condizione, benché il seguente fattore dipenda dalle condizioni ambientali del sito di installazione.

Potenza massima CC in ingresso ≦ 1.1～1.2 × potenza generatore FV @STC

MODALITÀ ELETTRICA

COORDINAMENTO

PROTEZIONE

INIZIO

TENSIONE DI USCITA

NOMINALE

NUMERO DI SERIE

UBICAZIONE

FINE

→ Adottare le misure necessarie per non provocare problemi con l‘impianto FV nel caso in cui venga danneggiato dall’acqua di mare e dal peso della neve.

→ Linea trifase a quattro fili, linea monofase a due fili, linea monofase a tre fili ecc. Rispettare la modalità elettrica nel sito di installazione.

CAPACITÀ

POTENZIALE DEL MODULO → Il modulo FV va messo a terra con tensione positiva. Va

utilizzato un inverter che consenta la messa a terra positiva del potenziale del modulo FV.

→ Rispettare la potenza massima del generatore FV consigliata nella scheda tecnica dell’inverter.

→ La tensione in uscita nominale dell’inverter deve essere uguale alla tensione nel PCC (Point of Common Coupling - Punto di accoppiamento comune). Se ciò è impossibile, rispettare la tensione nel PCC mediante l’uso di un trasformatore.

→ Calcolare il numero di serie considerando la tensione d’uscita FV alla temperatura del sito di installazione e la gamma di tensione in entrata dell’inverter.

→ Osservare la normativa locale del sito di installazione.

Figura 5.1: Procedura di scelta dell’inverter

Ⅲ.3 and Ⅲ.4

Serie NA-FxxxGx

21

Ⅴ.2 DISPOSITIVI DI PROTEZIONE In caso di collegamento in parallelo, adottare misure appropriate (es. fusibile per la protezione del modulo FV e cavo da sovracorrente e/o diodo di blocco per evitare una tensione sbilanciata delle stringhe) per bloccare un eventuale flusso di corrente inversa, visto che la corrente può scorrere in direzione inversa.

Ⅴ.2.1 DIODO Si consiglia di utilizzare un diodo che abbia una tensione inversa di picco ripetitiva (VRRM) superiore a 2.400 V. Stabilire le caratteristiche del diodo considerando la seguente corrente e le seguenti condizioni ambientali del sito di installazione. La portata di corrente del diodo varia a seconda delle condizioni ambientali ・ Corrente di cortocircuito in uscita (Isc) del modulo FV. ・ Temperatura ambiente del luogo in cui è installato il diodo (es. quadro di stringa, scatola di

raccolta). ・ Durata. ・ Tasso di guasto, ecc.

In caso di inosservanza di quanto sopra indicato, la sovracorrente può facilmente rompere il diodo. Ⅴ.2.2 FUSIBILE Il fusibile ha una corrente nominale e una corrente di fusione. La corrente nominale è la corrente che il fusibile può condurre continuamente senza interrompere il circuito. In caso di passaggio della corrente di fusione, la temperatura del filo metallico presente all’interno del fusibile aumenta e il filo si fonde direttamente o fonde un giunto brasato all’interno del fusibile, aprendo il circuito. Di conseguenza,

Corrente di fusione ＞ Corrente nominale

* Per informazioni sul fusibile utilizzato, contattare il produttore del fusibile.

電流　 I / I@定格

溶断時間[sec]

1 10 1510-3

10-2

10-1

100

104

101

102

103

CCCooorrrrrreeettttttooo

Corrente nominale Corrente di fusione

Tem

po d

i fus

ione

[sec

]

Esempio

Corrente [I / nominale I]

Figura 5.2: Caratteristiche tempo-corrente del fusibile

Serie NA-FxxxGx

22

Il fusibile deve soddisfare le seguenti 3 condizioni. 1 La tensione nominale deve essere superiore alla tensione dell’impianto (600 V o 1.000 V). 2 La corrente deve essere pari o superiore a 1,25 volte l’Isc iniziale a condizioni di test standard

(STC) IEC. Corrente nominale ≧ 1,25 volte l’Isc iniziale a STC

3 Scegliere una corrente di fusione che impedisca ad una corrente superiore a quella del fusibile con amperaggio massimo della serie di scorrere in direzione inversa.

Figura 5.3: Condizioni d’uso del fusibile

2 1,25×Isc iniziale ＠STC

OOOKKK！！！ 1 La tensione nominale è superiore a quella dell’impianto.

I＞5A I≦5A 3

Serie NA-FxxxGx

23

Ⅴ.3 PROGETTAZIONE DC E DIMENSIONAMENTO DEI CAVI

Si consiglia di seguire tre criteri fondamentali: riduzione al minimo delle perdite di tensione, tensione di tenuta e portata di corrente del cavo. Ⅴ.3.1 RIDUZIONE AL MINIMO DELLE PERDITE DI TENSIONE

Il dimensionamento delle sezioni trasversali dei cavi tiene conto del potenziale economico (perdita di potenza del cavo vs. costo del cavo ecc.) e della necessità di avere la minore perdita di tensione (e di potenza) possibile. Ⅴ.3.2 TENSIONE DI TENUTA

La tensione di tenuta del cavo è pari o superiore alla tensione dell’impianto (600 V o 1.000 V). Ⅴ.3.3 PORTATA DI CORRENTE

La portata di corrente è pari o superiore a 1,25 volte l’Isc iniziale a STC. 1,25 volte l’Isc inziale a STC ≦ Portata di corrente

Figura 5.4: Progettazione DC e dimensionamento dei cavi

Leggere attentamente le specifiche del cavo e verificare la portata di corrente. La portata di corrente del cavo varia a seconda delle condizioni ambientali.

Quadro di stringa

+

－

Fusibile

1 Tiene conto della perdita di tensione (e di potenza). 2 Tensione di tenuta ≧ tensione dell’impianto 3 1,25 l’Isc iniziale a STC ≦ Portata di corrente

Cavo CC

CCCooorrrrrreeettttttooo

Serie NA-FxxxGx

24

Ⅵ. ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL'IMPIANTO Per la progettazione dell’impianto, osservare la seguente procedura. [ CONDIZIONI DELL’ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO ] Impianto collegato alla rete (grid-connected) e non autonomo (stand alone). Ⅵ.1 ESEMPIO DI PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO FV DA 10 kW Ⅵ.1.1 CONFIGURAZIONE DELL’IMPIANTO (10 kW) Capacità dell’impianto : 10 kW Modulo FV : NA-F121G5 (Modulo FV a film sottile Pm=121W, Vpm=45.0V, Ipm=2.69A) Inverter : Inverter da 10kW con kit di messa a terra.

(Potenza d’uscita nominale 10 kW) Angolo di inclinazione : 35° Azimut : Sud Metodo di installazione: ・I moduli sono installati a terra, in posizione verticale, su 2 colonne. ・Collegamento dei moduli FV con 8 serie per stringa. ・L’impianto da 10 kW è in una configurazione di 8 serie × 11 stringhe. Tabella 6.1: Configurazione dell’impianto da 10 kW

Elemento Specifica Serie×stringhe Quantità Capacità totale 10,65 kW Modulo FV NA-F121G5

/121 W 8×11 88 pezzi (121 W × 88 pezzi)

Inverter Inverter da 10 kW con kit di

messa a terra. - 1 unità -

Serie NA-FxxxGx

25

Quadro di stringa CC

Inverter da 10 kW

Array FV

Kit di messa a terra

+

－

8 serie

11 stringhe

Fusibile

Ⅵ.1.2 SCHEMA DELL’IMPIANTO (10 kW)

Figura 6.1: Schema dell’impianto

Ⅵ.1.3 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE (10 kW) Tabella 6.2: Elenco delle apparecchiature (10 kW) SSppeecciiffiiccaa QQuuaannttiittàà UUnniittàà

Modulo FV Film sottile 121 W 88 Pezzi

Inverter 10 kW 1 Unità Quadro di stringa CC 11 stringhe 1 Unità Struttura di supporto 1 Unità Ⅵ.2 ELENCO DELLE APPARECCHIATURE PER CAPACITÀ DELL’IMPIANTO FV Tabella 6.3: Elenco delle apparecchiature per capacità dell’impianto FV

Capacità dell’impianto FV SSppeecciiffiiccaa Unità

10 kW 20 kW 30 kW 40 kW 50 kW 100 kW88 176 264 352 440 880 Modulo FV NA-F121G5

/121W

(8×11) (8×22) (8×33) (8×44) (8×55) (8×110)Inverter 10 kW Unità 1 2 3 4 5 10 Quadro di stringa CC 11 stringhe Unità 1 2 3 4 5 10 Struttura di supporto Unità 1 * Il numero tra parentesi è il numero di serie x stringhe.

Serie NA-FxxxGx

26

Ⅶ. STIMA DELLA POTENZA GENERATA a) Calcolo della produzione annuale di elettricità (impianto da 100 kW)

Questo calcolo della potenza generata annualmente riguarda 28 città. I numeri riportati nella cartina rappresentano le città indicate nella tabella alla pagina seguente.

* Stimato da SHARP. * I dati della simulazione non sono garanzia della potenza

generata.

La suddetta stima della produzione elettrica si basa sulle seguenti condizioni. 1. Orientamento ： Sud 2. Inclinazione ： Angolazione ottimale per ogni città 3. Capacità dell’impianto : 100 kW 4. Si presume che la temperatura del modulo FV a film sottile sia la temperatura media di ogni città indicata

nella seguente tabella più 40°C. Il coefficiente di temperatura è -0.24%/°C. 5. Efficienza del trasformatore: 100%. 6. La formula per il calcolo della produzione elettrica mensile è la seguente e la produzione elettrica annuale è

la somma delle produzioni elettriche mensili.

U　・　PPo

Epd　＝ 　・　K'　・　Kpt　・　K''

P=100, Po=1000, K’=0.84 Kpt=1-0.24*(T+18.4-25)/100, K”=1

1 2

3

4

5

6

7

8 9

10

11

1213

14

15

16

17

1819

20

21

22

2324

（25: Guyana America del Sud）

26

27

28

Epd : Produzione elettrica (kwh/giorno) U : Irraggiamento della radiazione globale (kWh/m2/giorno)P : Potenza d’uscita dell’impianto (kW)Po : Irraggiamento di correzione (=kkW/m2)K' : Coefficiente di correzione Kpt : Coefficiente di temperatura K" : Altre perdite

Serie NA-FxxxGx

27

b) Dati relativi alla temperatura media mensile e all’irraggiamento medio giornaliero

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic17.4 ℃ 11 11.6 13.5 15.2 18.4 21.5 24.4 24.9 22.7 18.8 14.5 11.81.98 MWh/m2 3.71 4.25 5.29 5.80 6.23 6.50 6.68 6.42 5.67 4.77 3.67 3.36155 MWh/anno 17.9 ℃ 11.6 12.4 13.7 15.7 18.6 22.1 25.1 25.5 23.3 19.2 14.9 12.12.04 MWh/m2 4.45 5.07 5.97 6.10 6.32 6.47 6.81 6.45 6.07 5.23 4.00 4.03166 MWh/anno 16.3 ℃ 9 10.3 11.8 14.0 17.5 21.6 24.9 24.9 21.9 17.7 12.6 9.42.02 MWh/m2 4.39 5.04 5.94 5.97 6.32 6.40 6.77 6.42 6.00 5.23 3.87 4.00166 MWh/anno 18.5 ℃ 12.5 13.0 14.6 16.1 18.8 22.3 25.4 26 24.1 19.9 16.2 13.3

2 MWh/m2 3.27 3.78 4.99 5.30 5.69 6.07 6.26 6.02 5.47 4.45 3.33 3.06163 MWh/anno 18.2 ℃ 10.7 11.9 14.0 16.0 19.6 23.4 26.8 26.9 24.4 19.5 14.3 11.12.03 MWh/m2 4.16 4.64 5.90 5.73 6.42 6.60 7.13 6.74 6.40 5.23 3.83 3.74165 MWh/anno 13.9 ℃ 5.5 7.0 9.3 11.6 15.5 20.4 24.3 23.8 20.3 14.5 8.9 5.91.93 MWh/m2 3.74 3.96 5.90 5.50 6.48 6.93 7.13 6.87 6.06 4.74 3.37 2.58159 MWh/anno 17.5 ℃ 9.5 10.9 13.1 15.2 19.3 23.2 26.9 26.8 23.8 18.5 12.9 9.72.04 MWh/m2 4.32 4.82 5.94 5.73 6.36 6.53 7.10 6.71 6.40 5.29 3.90 3.84166 MWh/anno 16.3 ℃ 9.7 10.4 12.1 14 17.3 21 24.1 23.7 21.5 17.7 13.3 10.61.68 MWh/m2 3.00 3.61 4.77 5.10 5.23 5.77 6.19 5.90 5.30 4.26 3.10 2.77137 MWh/anno 16.8 ℃ 11.4 12.3 13.7 15.1 17.4 20.2 22.4 22.8 21.7 18.5 14.5 11.81.94 MWh/m2 3.42 3.89 5.90 5.73 6.32 6.73 6.94 6.97 6.17 5.00 3.33 3.13158 MWh/anno 17.2 ℃ 11.9 12.6 13.7 15.1 17.5 20.6 23.3 23.4 21.8 18.7 15.1 12.72.22 MWh/m2 4.61 4.89 6.61 6.27 7.00 7.23 7.52 7.39 7.03 6.07 4.07 3.97182 MWh/anno 14.5 ℃ 9.3 10.1 11.5 12.9 15.1 18.1 19.9 19.8 19 16.2 12.3 9.91.82 MWh/m2 3.39 3.79 5.26 5.50 6.10 6.47 6.36 6.48 5.90 4.71 3.23 2.67150 MWh/anno 9.7 ℃ 3.6 3.5 5.1 7.6 11.7 14.5 16.4 16.7 14.7 11.4 6.9 4.6

1.15 MWh/m2 1.03 2.35 2.74 4.27 4.87 4.57 4.84 4.55 3.47 2.48 1.60 1.0396 MWh/anno 8.8 ℃ 1.1 1.1 4.4 7.2 12.2 15 17.2 17.2 13.9 9.4 5 2.2

1.13 MWh/m2 1.07 1.82 2.74 4.13 4.90 5.07 4.74 4.55 3.57 2.23 1.30 0.8494 MWh/anno 7.8 ℃ -2.2 -0.4 3.4 7.6 12.2 15.4 17.3 16.6 13.4 8.2 2.8 -0.9

1.37 MWh/m2 2.03 2.93 3.87 4.57 5.07 5.13 5.36 5.07 4.43 3.13 1.90 1.45114 MWh/anno 18.7 ℃ 12.8 13 13.8 15.7 18.8 22.7 25.5 26.2 24 20.7 16.5 14.11.9 MWh/m2 3.10 4.11 5.29 6.03 6.42 6.83 6.77 6.45 5.90 4.87 3.60 3.07155 MWh/anno 9.7 ℃ 2.5 3.4 5.8 8.7 12.6 15.4 17 16.8 14.4 10.5 6.2 3.51.1 MWh/m2 1.16 2.00 2.84 3.80 4.61 4.67 4.65 4.36 3.43 2.36 1.40 0.8491 MWh/anno 8.3 ℃ 0 1.1 4 7.5 11.8 14.9 16.9 16.4 13.4 9.1 3.8 1

1.19 MWh/m2 1.07 2.32 3.03 4.20 4.84 4.97 5.23 4.71 3.80 2.55 1.43 1.0099 MWh/anno

10.7 ℃ 4.9 5.1 6.8 9 12.2 15.3 17.4 17.1 14.8 11.8 7.8 5.71.32 MWh/m2 1.68 2.68 3.36 4.90 5.16 5.13 5.16 4.94 4.07 2.84 2.03 1.29109 MWh/anno 9.7 ℃ 4 3.9 5.9 7.9 11.1 14.3 16.6 16.5 14 10.4 6.5 4.7

1.11 MWh/m2 1.16 1.89 2.81 4.20 4.55 4.63 4.71 4.39 3.40 2.26 1.57 0.8792 MWh/anno 9 ℃ 3.1 3.1 5.2 7.6 10.6 14 15.8 15.4 13.2 10 6 4.2

1.05 MWh/m2 1.07 1.75 2.52 3.97 4.39 4.40 4.39 4.29 3.30 2.13 1.47 0.8487 MWh/anno 9.7 ℃ 4.1 4.2 5.9 8.0 11.4 14.5 16.4 16.1 13.9 10.7 6.6 4.8

1.08 MWh/m2 1.10 1.61 2.77 3.60 4.65 4.80 4.74 4.07 3.40 2.19 1.53 1.0390 MWh/anno 8.5 ℃ 3.2 3.3 5.1 7.1 9.9 13 14.5 14.3 12.3 9.5 5.4 3.9

1.08 MWh/m2 1.10 1.96 2.74 3.97 4.74 4.70 4.68 4.07 3.30 2.07 1.30 0.8190 MWh/anno

14.9 ℃ 7 8.1 10.3 13.1 16.9 20.7 23.7 23.1 20.4 16.2 11 8.11.84 MWh/m2 3.32 3.71 5.13 5.70 6.13 6.60 6.90 6.55 5.73 4.36 3.30 2.84151 MWh/anno 13.8 ℃ 5 6.5 10.0 13.1 16.5 20.4 22.8 22.2 19 14.4 9.7 5.91.71 MWh/m2 3.16 3.57 4.77 5.20 5.77 6.17 6.55 6.19 5.33 3.84 2.90 2.68141 MWh/anno 26.5 ℃ 26.1 26.1 26.1 26.7 26.7 26.1 26.1 26.7 27.2 27.2 26.7 26.11.79 MWh/m2 3.94 4.21 4.45 4.50 4.26 4.47 5.13 5.65 6.20 6.10 5.43 4.32143 MWh/anno 15.2 ℃ 8.1 9.1 10.7 13.3 16.7 20.7 23.6 23.1 20.4 16.4 11.6 8.81.71 MWh/m2 3.07 3.71 4.90 5.17 5.26 5.83 6.23 6.00 5.47 4.26 3.40 3.00141 MWh/anno 12.9 ℃ 5.4 6.9 8.7 11.3 14.8 18.4 21.3 20.8 18.5 14.3 8.9 5.91.57 MWh/m2 2.32 3.18 4.39 4.90 5.23 5.67 6.00 5.65 5.27 3.90 2.70 2.19129 MWh/anno 10.6 ℃ 1.8 3.7 6.2 9.6 13.4 16.7 19.7 18.9 16.2 11.8 6.1 2.71.39 MWh/m2 1.74 2.43 3.68 4.60 4.94 5.57 6.10 5.48 4.70 2.97 1.93 1.42115 MWh/anno

N.

Paese Temperatura media [ ℃]

Irraggiamento annuale [MWh/m 2]Produzione elettrica annuale [MWh/anno]

25

26

27

28

21

22

23

24

17

18

19

20

13

14

15

16

9

10

11

12

5

6

7

8

1

2

3

4

Francia

Italia

Belgio

Lussemburgo

UK

Spagna

Portogallo

Olanda

Germania

Irraggiamento medio [kWh/m 2 /giorno]

Temperatura media [ ℃]Mese

28.Lione(34°)

1.Valencia (35°)

2.Alicante(35°)

3.Murcia(35°)

4.Almeria(34°)

5.Siviglia (32°)

6.Madrid (34°)

7.Cordova(35°)

8.Barcellona(36°)

9.Lisbona (32°)

10.Faro(near by Albuferia)

(33°)11.Porto

(34°)

12.Utrecht(36°)

18.Southampton(40°)

19.Oxford (35°)

20.Birmingham(36°)

13.Amburgo(37°)

14.Monaco(39°)

15.Palermo(32°)

16.Bruxelles(34°)

Città(Angolazione ottimale)

25.Cayenne(Guyana Sud

America)

(5°) 26.Perpignan

(35°)

27.Tolosa(35°)

21.Leeds(38°)

22.Edinburgo(39°)

23.Marsiglia(35°)

24.Montpellier(35°)

17.LussemburgoCity (33°)

Regno Unito

* Fonte: METEONORM.

Serie NA-FxxxGx

APPENDICE

Serie NA-FxxxGx

ⅰ

Appendice: EFFETTI DELL’OMBRA 1. Distanza tra gli array

Nel caso in cui gli array solari siano ombreggiati da montagne, edifici, pali elettrici, alberi e così via,

la potenza generata potrebbe essere inferiore a quella prevista. Di conseguenza, i moduli vanno

installati, in sostanza, in modo tale da non essere ombreggiati e disposti in modo tale che qualsiasi

array non sia ombreggiato dall’array che si trova davanti. Per evitare una possibile diminuzione

della produzione elettrica a causa della polvere e del deposito di sporco sulla superficie del

modulo, si consiglia un angolo di inclinazione pari o superiore a 5 gradi.

Per indicazioni sull’inclinazione e sulla distanza tra gli array in ciascuna zona, si faccia riferimento

alla seguente tabella.

* [Condizioni per il calcolo della distanza tra gli array]

• Moduli FV: NA-FxxxGx

• I moduli sono installati a terra in posizione verticale su 2 colonne.

• Distanza tra i moduli: 40 mm in lunghezza e 40 mm in larghezza.

• Gli array solari non sono ombreggiati alle ore 12.00 del 21 dicembre.

Tabella A.1: Distanza tra gli array

* Valore

di riferimento

10°15°20°25°30°35°40°45°10°15°20°25°30°35°40°45°10°15°20°25°30°35°40°45°

2.099

3.069

3.945 E12.3

N48.08

E11.35

2.935 3.627 4.291

Ｎ41.53

Ｎ40.25

Ｗ3.43

1.490 Zona Inclinazione

1.500

2.449

4.340

4.098

3.324

1.006

1.982

2.898

3.725

Spagna （Madrid）

Italia （Roma）

Germania (Monaco)

1.066 1.588

2.594

3.520

6.068

2.221

4.922 5.516

ｍｍ LongitudineLatitudine Distanza tra gli array

Serie NA-FxxxGx

ⅰ

Figura A.1: Distanza tra gli array

Distanza tra gli array

Inclinazione