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MANUALI TECNICI

COME REALIZZARE UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO  COLLEGATO ALLA RETE ELETTRICA

Un impianto fotovoltaico domestico è un sistema che consente di convertire l’energia solare in energia elettrica, alimentando direttamente la propria abitazione o immettendo l’energia prodotta nella rete elettrica nazionale. La connessione alla rete permette di sfruttare il principio del “ritiro dedicato” (RID) che consiste in una piccola retribuzione da parte del GSE, ottimizzando i benefici economici e ambientali.

PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DEL FOTOVOLTAICO

Il sistema si basa sulla conversione della radiazione solare in energia elettrica attraverso celle fotovoltaiche, principalmente di silicio (monocristallino, policristallino o amorfo). La luce solare eccita gli elettroni nel materiale semiconduttore, generando corrente continua (CC).

Una cella fotovoltaica quadrata con lato di 100 mm, se esposta perpendicolarmente ai raggi solari in piena luce, può generare una potenza elettrica di circa 1,3 Watt. Questa energia elettrica deriva dalla conversione dei fotoni, ossia i singoli pacchetti di energia che costituiscono la radiazione solare.

Unendo una piastrina di silicio con drogaggio “n“ a una con drogaggio “p“ e sottoponendo il sistema risultante alla radiazione solare, si genera una differenza di potenziale continuo tra i due strati.

Per comprendere il funzionamento di una cella solare, è fondamentale analizzare la sua struttura interna, che si basa, in termini generali, su due strati distinti denominati n e p. Quando la radiazione solare incide sulla cella, principalmente sullo strato superiore esposto alla luce, noto come strato n, si verifica un fenomeno fisico: vengono generate coppie di elettroni e lacune, che si formano simultaneamente sia nella zona p che nella zona n. Questo processo avviene grazie all’interazione tra la luce solare e il materiale semiconduttore della cella. Il campo elettrico intrinseco presente fra gli strati ha il compito di separare queste particelle cariche: nello specifico, gli elettroni in eccesso generati dall’assorbimento luminoso vengono spinti verso l’area n, mentre le lacune vengono condotte verso l‘area p. Questo movimento genera una distribuzione di cariche tra le due zone, che è alla base del funzionamento della cella. Collegando l’interfaccia p-n a un circuito esterno tramite un cavo e applicando un carico, si assisterà alla formazione di un flusso di elettroni. Tale corrente elettrica, continua e direzionale, inizierà a scorrere dal lato drogato di tipo n (dotato di potenziale maggiore) verso il lato drogato di tipo p (con potenziale minore). Questo processo energetico perdura finché la cella rimane esposta alla luce solare, garantendo la produzione costante di energia elettrica utilizzabile.

COMPONENTI PRINCIPALI DELL’IMPIANTO

• Pannelli fotovoltaici: raccolgono la luce solare e la convertono in energia elettrica.
• Inverter: trasforma la corrente continua prodotta dai pannelli in corrente alternata (CA), compatibile con la rete domestica.
• Quadro di comando e protezione: protegge il sistema da sovratensioni, cortocircuiti e altre anomalie.
• Sistema di monitoraggio: permette di controllare le prestazioni dell’impianto.
• Batterie (opzionali): per accumulare energia e aumentare l’autonomia.

NORMATIVA E REGOLAMENTAZIONE

• Autorizzazioni e permessi: è necessario rispettare le normative regionali e nazionali (es. Decreto FER, CEI 0-21, CEI 0-16).
• Connessione alla rete: l’Enel o altro gestore dell’energia deve approvare l’intervento, tramite una richiesta di connessione.
• Tariffe e incentivi: come il Ritiro Dedicato (RID), detrazioni fiscali (ecobonus).

PROGETTAZIONE DELL’IMPIANTO

• Analisi del sito: orientamento (preferibilmente sud), inclinazione ottimale, assenza di ombreggiamenti.
• Stima della produzione: calcolo di quanta energia può essere generata, considerando irraggiamento locale e dimensioni dell’impianto.
• Dimensionamento: determinare la potenza installata in base ai consumi e alle possibilità di spazio.
• Scegliere i componenti: pannelli, inverter, sistemi di montaggio e protezioni.
• Verifica normativa: assicurarsi che tutti i componenti siano conformi alle norme vigenti.

INFORMAZIONI GENERALI SU UN IMPIANTO “ON GRID” 

Negli impianti fotovoltaici On Grid il generatore solare è collegato alla rete elettrica nazionale e ne è parte integrante.

 

In un impianto fotovoltaico On Grid, l’inverter utilizza prioritariamente l’energia generata dai pannelli solari per alimentare le utenze domestiche come televisori, router, frigoriferi e altro. Quando la produzione supera il consumo, l’energia in eccesso viene impiegata per ricaricare la batteria.

Normalmente le priorità seguono questa logica:

• durante il giorno l’energia prodotta viene incanalata verso i carichi attivi in quel momento (televisore, router, frigorifero, ecc.).

• la produzione di energia non autoconsumata viene utilizzata per caricare il sistema di accumulo.

• quando il sistema di accumulo è carico, se c’è ancora energia eccedente, l’Inverterla immette in rete.

• quando l’impianto non produce energia per mancanza di sole (esempio alla fine della giornata), in modo automatico, l’Inverter preleva l’energia dal sistema di accumulo e la indirizza all’utenza attiva in quel momento.

• infine quando le batterie del sistema di accumulo sono scariche, e se l’utenza necessita di energia, questa viene prelevata dalla rete.

DIMENSIONAMENTO

ESPOSIZIONE DEL MODULO FV: ORIENTAMENTO E INCLINAZIONE

La ricerca della maggior esposizione è tra le prime preoccupazioni di un progettista.

La combinazione tra inclinazione e orientamento definisce l‘esposizione del modulo fotovoltaico. Per inclinazione si intende l‘angolo β, noto anche come tilt, che il modulo fotovoltaico forma rispetto al piano orizzontale. Un modulo posizionato orizzontalmente avrà un‘inclinazione pari a 0°, mentre un modulo disposto verticalmente avrà un’inclinazione di 90°.

La radiazione diretta ricevuta da una superficie inclinata cambia con l’orientamento del pannello rispetto ai punti cardinali (Nord- Sud- Est- Ovest).

L‘orientamento di un pannello viene determinato generalmente attraverso l’angolo di deviazione orizzontale, indicato con il simbolo α, che definisce lo spostamento rispetto all’asse Sud e varia da Est a Ovest. Secondo una convenzione standard, gli orientamenti verso Est sono rappresentati dal segno negativo (-), mentre quelli rivolti verso Ovest sono identificati con il segno positivo (+). Nel caso in cui non sia possibile posizionare il pannello esattamente in direzione Sud, orientamenti secondari come Sud-Est o Sud-Ovest potrebbero comunque rappresentare opzioni valide. Tali scelte alternative comportano una diminuzione del rendimento che non supera il 5% rispetto alla configurazione ottimale rivolta a Sud. Al contrario, un pannello orientato completamente verso Est o Ovest potrebbe registrare una perdita di efficienza energetica significativa, stimata intorno al 18%, a parità di inclinazione. Inoltre, è importante sottolineare che un pannello rivolto verso Nord determinerebbe un calo molto più drastico nella produzione energetica, arrivando a perdere quasi il 50% del rendimento potenziale.

Come l’esempio nella foto, i pannelli fotovoltaici sono rivolti verso Est con un angolo α= -66° rispetto al Sud.

 

Inclinazione migliore: Vi indico un metodo per calcolare l’inclinazione ottimale che non tiene conto delle variazioni che si dovrebbero apportare durante i mesi dell’anno, ma è una media, attendibile, tra la produzione invernale ed estiva:

Inclinazione ottimale=3,7+(0,69 x Latitudine)

 Milano ha una latitudine di 45°.

Inclinazione=3,7+(0,69 x 45) = 34,75°

Palermo: latitudine 38°.

Inclinazione=3,7+(0,69 x 38) = 30°

STIMA DELLA PRODUZIONE FOTOVOLTAICA

Per  calcolare quanta energia può essere generata dal campo fotovoltaico, uno dei parametri da considerare è il valore della radiazione solare, espresso in kWh/m², che indica l’energia realmente disponibile in una specifica area.

Per effettuare questo calcolo, sono necessari i seguenti dati:

• latitudine
• longitudine
• azimut o orientamento
• inclinazione o tilt della falda
• coefficienti di Albedo
• ombreggiamenti

 Per calcolare la latitudine e longitudine si potrebbe utilizzare Google Earth inserendo l’ubicazione del sito dove si deve installare i pannelli solari, e i dati si trovano in basso a destra.

Per puro esempio ammettiamo che il luogo dell’installazione sia una abitazione ubicata in Lombardia e i dati siano i seguenti:

• latitudine: 045°36’18″N
• longitudine: 009°07’16″E

L’Azimut o l’orientamento dipende dalla posizione dove saranno installati i  pannelli fotovoltaici; ammettiamo che siano  come quelli in figura:

in questo caso l’azimut sarà di 17° verso Ovest

L’inclinazione della falda o tilt dove andremo a posare i pannelli sarà di circa 15°.

Coefficienti di Albedo:

La radiazione solare diretta più quella diffusa rappresenta la Radiazione Globale. Se la superficie non è orizzontale ma inclinata si aggiunge anche la radiazione riflessa.

La quantità di radiazione riflessa da una superficie varia in base alla natura specifica del terreno, e questa caratteristica viene misurata attraverso i cosiddetti coefficienti di Albedo, noti anche come coefficienti di riflessione. L’Albedo rappresenta il rapporto tra l‘energia della radiazione riflessa dalla superficie e quella della radiazione che incide su di essa. Tale parametro consente di valutare l’efficienza con cui una superficie riflette la luce o altre forme di energia radiante rispetto alla quantità totale ricevuta.

I coefficienti di Albedo possono assumere valori compresi tra 0 e 1.

Nel nostro esempio sarà di 0,13 (tetti e terrazze).

Ombreggiamenti: L‘ultimo aspetto, altrettanto importante, riguarda l’ombreggiamento dei pannelli fotovoltaici, che può diminuire l‘irradiazione solare ricevuta su una parte del campo, riducendo così la produzione di energia. Questo può anche causare dissimmetrie tra i moduli (mismatch) e le stringhe del sistema fotovoltaico. L’ombreggiamento può essere generato da elementi come edifici, alberi, tralicci, camini, antenne e simili. Nel caso in cui i pannelli siano installati su un tetto inclinato, è possibile ridurre la distanza tra le file che compongono l‘impianto rispetto a un’installazione su superficie piana, grazie alla pendenza del tetto. Tuttavia, questa distanza non deve scendere al di sotto di un valore minimo, altrimenti si rischia di incorrere nel fenomeno di ombreggiamento: la distanza minima raccomandata è di circa 10-15 cm.

Se i pannelli fossero disposti su più file in piano, dovranno mantenere una distanza tale da evitare ombreggiamenti, ed è un buon compromesso quando non ci sono nelle ore centrali del solstizio invernale. Sintetizzando, in linea generale, la distanza tra le file deve essere almeno tre volte l’altezza utile.

Nel nostro esempio non ci sono ombreggiamenti.

Riassunto:

• latitudine: 045°36’18″N
• longitudine: 009°07’16″E
• azimut: 17°
• Tilt: 15°
• Albedo: 0,13
• ombreggiamento: nessuno.

Per calcolare la radiazione solare annua, uso il sito di ENEA (http://www.solaritaly.enea.it/) inserendo tutti i dati visti in precedenza, e il risultato è il seguente:

Per una radiazione totale annua di 1441 kWh/m².

Una volta determinata la “radiazione globale annua“, posso calcolare la potenza che il campo fotovoltaico dovrà avere per produrre l’energia sufficiente a far funzionare i dispositivi collegati alla rete (come frigorifero, lavatrice, televisore, luci, ecc.) che ho stimato in 7200 kWh anno (questo dato lo potete trovare sulla bolletta elettrica).

Questo può essere fatto nel seguente modo:

Dove: PFV= Potenza del fotovoltaico in kW; kWh = consumo di energia annuo (vedere bolletta del fornitore di energia elettrica); kWh/m²= radiazione solare globale annua sulla superficie inclinata; K= perdite di sistema (1-Ps/100= 1- 17,1/100= 0,829).

Perdite di sistema:

CALCOLO D’ENERGIA PRODOTTA

La producibilità lorda annua prodotta dal campo fotovoltaico nelle condizioni STC (Standard Test Condition, ovvero con un irraggiamento di 1000 W/m², temperatura di 25°C, massa d’aria di 1,5G) potrebbe essere calcolata in questo modo:

E = PFV * kWh/m² = 6 * 1441= 8.646 kWh

Dove: E= producibilità lorda prodotta in kWh; PFV= potenza del fotovoltaico in kW; kWh/m²= radiazione solare globale annua su una superficie inclinata.

Mentre la produzione energetica netta annua che tiene conto delle perdite di sistema è uguale a:

E = PFV * kWh/m² * K= 6 * 1441 * 0,829= 7.166 kWh

PANNELLI FOTOVOLTAICI

INSTALLAZIONE DEI MODULI FOTOVOLTAICI

Uno dei metodi di installazione consiste nell’impiego di bulloni in acciaio inox e morsetti in alluminio, montati su una struttura realizzata in profilati di alluminio. Quest’ultima viene fissata al tetto tramite staffe sagomate in acciaio inossidabile e appositi tasselli di espansione. L‘uso delle staffe garantisce un‘adeguata ventilazione e preserva l’integrità della copertura in tegole sottostante.

Quello in figura è uno dei metodi utilizzati da K2 System (www.k2-systems.com) per sistemi di montaggio su tetti inclinati con tegole, fibrocemento, lamiera grecata e aggraffata, o sistemi di montaggio per tetti piani.

SISTEMA DI CABLAGGIO CONSIGLIATO

Esistono vari metodi per cablare un campo fotovoltaico; analizziamone alcuni:

• Installazione verticale dei pannelli fotovoltaici con lunghezza cavo standard (una delle estremità deve essere estesa).

• Installazione orizzontale dei pannelli fotovoltaici con lunghezza cavo standard (una delle estremità deve essere estesa).

TENSIONE E CORRENTE IN FUNZIONE DEL COLLEGAMENTO IN SERIE DEI PANNELLI FOTOVOLTAICI (STRINGA)

I pannelli fotovoltaici collegati in serie (stringa) le tensioni (Volt) dei pannelli si sommano, mentre la corrente (Ampere) rimane costante.

Esempio: se avessimo tre pannelli con una tensione di 12 Volt e una corrente di 3,5 Ampere collegati in serie la tensione totale Vu sarà 12 x 3 uguale a 36 Volt, mentre la corrente totale rimane costante a 3,5 Ampere.

NUMERO E CARATTERISTICHE DEI MODULI

Per generare la potenza di 6 kW necessaria per produrre l’energia necessaria al funzionamento degli apparti avrò bisogno di  15 moduli da 400 Wp di potenza nominale (N moduli= P fotovoltaico / Potenza moduli=6000Wp /400Wp=15 moduli).

Dalle dimensioni si può anche ricavare lo spazio necessario per installare i moduli : 1,134m * 1,722m * 15=29,29 m²

INFLUENZA DELLA TEMPERATURA SUI PANNELLI FOTOVOLTAICI

Prima di procedere, analizziamo alcuni parametri che incontreremo spesso:

• Tensione alla massima potenza (Vmp): è la tensione che si traduce in potenza massima in determinate condizioni di luce e temperatura, che è quella nominale di un pannello;
• Corrente alla massima potenza (Imp): è la corrente massima di un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura, che è quella nominale di un dispositivo;
• Tensione a circuito aperto (Voc): è la tensione massima di un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura, corrispondente alla massima tensione potenziale;
• Corrente di corto circuito (Isc): è la corrente massima prodotta da un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura;
• Potenza nominale (Wp):è la massima potenza ottenibile.

L’influenza della temperatura sui moduli fotovoltaici è un aspetto fondamentale da comprendere per valutare e ottimizzare le prestazioni di un impianto solare. La temperatura agisce direttamente sulla produzione di energia e sulla efficienza del pannello, spesso in modo più significativo rispetto all’irradiazione solare stessa.

1. Comportamento dei moduli fotovoltaici in relazione alla temperatura

I moduli fotovoltaici, tipicamente costituiti da celle di silicio, sono dispositivi semiconduttori la cui efficienza dipende molto dalle condizioni ambientali. Quando la temperatura delle celle aumenta, si verificano variazioni nelle caratteristiche elettriche che incidono sulla produzione di energia.

2. Effetto della temperatura sulla tensione di circuito aperto (Voc)

La tensione di circuito aperto (Voc) di un modulo diminuisce all’aumentare della temperatura. In termini pratici, per ogni aumento di circa 1°C rispetto alla temperatura di riferimento (solitamente 25°C), la Voc diminuisce di circa 2-2,5 mV per cella. Poiché un modulo può contenere molte celle in serie, questa variazione si traduce in una significativa riduzione della tensione totale del pannello. La diminuzione di Voc riduce l’energia totale che il modulo può fornire.

3. Effetto sulla corrente di corto circuito (Isc)

Al contrario, l’effetto della temperatura su Isc è molto più limitato. La corrente di corto circuito tende ad aumentare leggermente con l’aumento della temperatura, di circa 0,05-0,1% per °C. Tuttavia, questa variazione è meno significativa rispetto alla diminuzione di Voc e quindi ha un impatto complessivo minore sulla potenza totale.

4. Effetto sulla potenza massima (Pmax)

La potenza massima (Pmax) di un modulo è data dal prodotto di corrente e tensione alla massima potenza (Imp e Vmp). Poiché la tensione diminuisce con l’aumentare della temperatura e la corrente aumenta solo marginalmente, la potenza Pmax si riduce complessivamente al crescere della temperatura. In genere, si osserva una diminuzione di circa il 0,4-0,5% per ogni °C di aumento sopra la temperatura di riferimento.

5. Coefficiente di temperatura

Per quantificare questo effetto, si utilizza il coefficiente di temperatura della potenza (γ), espresso in %/°C. Ad esempio, un coefficiente di -0,45%/°C indica che la potenza di un modulo diminuisce di circa 0,45% per ogni grado Celsius di aumento della temperatura rispetto a 25°C.

6. Implicazioni pratiche

• Diminuzione dell’efficienza: Con l’aumento della temperatura, l’efficienza del modulo diminuisce, riducendo la quantità di energia prodotta.
• Progettazione e installazione: È importante considerare la temperatura ambiente e le condizioni di installazione (ad esempio, pannelli montati in modo ventilato o con sistemi di raffreddamento) per minimizzare gli effetti negativi.
• Ottimizzazione del rendimento: L’uso di moduli con coefficiente di temperatura più favorevole, sistemi di raffreddamento o tecniche di ventilazione può migliorare le prestazioni in ambienti caldi.

7. Altri fattori correlati

• Condizioni diurne e climatiche: Ambienti caldi e soleggiati aumentano la temperatura dei moduli, accentuando l’effetto negativo.
• Design del sistema: L’inclinazione e il montaggio influenzano la ventilazione e quindi la temperatura operativa dei pannelli.

8. Conclusioni

L’influenza della temperatura sui moduli fotovoltaici è un fattore critico che può ridurre significativamente le prestazioni di un impianto solare. La comprensione di questo effetto permette di progettare sistemi più efficienti, adottare tecnologie di raffreddamento e scegliere moduli con coefficienti di temperatura più favorevoli, ottimizzando così la produzione di energia, specialmente in regioni calde o con elevate temperature ambientali.

CALCOLO DELLA TENSIONE E DELLA CORRENTE DEL MODULO IN FUNZIONE DELLA TEMPERATURA

Come menzionato in precedenza, la tensione e la corrente di un modulo fotovoltaico cambiano in base alla temperatura. Supponendo che la temperatura minima sia di -10°C e quella massima di +70°C, con una temperatura di riferimento standard (STC) di 25°C, possiamo determinare la variazione di tensione e corrente di un modulo utilizzando il seguente metodo:

Tensione massima del modulo: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)]

Tensione minima del modulo: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.max. – 25°C)]

Tensione massima del modulo: Voc(T)= Voc(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)]

La massima corrente Isc del modulo alla temperatura di 70°C: Isc(T) = Isc (STC) + [KI * (T.max. – 25°C)]

Dove: Vmp(T)= è la tensione minima e massima alla temperatura di -10°C e +70°C, tali valori servono per verificare i limiti di regolazione dell’inseguitore MPPT dell’inverter; Voc(T)= è la tensione massima a vuoto raggiungibile dal generatore FV, e serve per verificare l’avvio dell’impianto nelle ore rigide mattutine, tale tensione non deve superare la soglia massima dell’inverter; Isc(T)= è la massima corrente di corto circuito alla temperatura di 70°C, che deve essere inferiore alla soglia massima di corrente di ingresso MPPT dell’inverter. Tale valore  serve a ripartire correttamente la corrente in ingresso a ogni inseguitore; Kv= è il coefficiente di temperatura della tensione, espresso in V/°C [trasformare Kv in %/°C a V/°C=(%/°C)*(Voc/100); KI= Coefficiente di temperatura della corrente espresso in A/°C [KIsc in A/°C=  (%/°C) * (Isc/100)].

Il coefficiente termico (Kv) indica di quanti Volt varia la tensione per ogni grado (°C) di variazione rispetto alla temperatura standard STC (25°C).

Esempio: se a 25°C la tensione è di 100 V e il suo coefficiente termico è pari a -1 V/°C, se la temperatura diventa 26°C la tensione risultante sarà pari a 99 V.

Nel nostro esempio i valori del pannello fotovoltaico sono i seguenti:

Vmp= 31 V (Tensione nominale)

Voc= 37,1 V (tensione a vuoto)

Imp= 12,9 A (corrente nominale)

Isc= 13,8 A (corrente di cortocircuito)

Coefficienti termici:

CALCOLO NUMERICO

1. Tensione massima del modulo alla temperatura di -10°C: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)] = 31 + [-0,100 *(-10 – 25)] = 35,5 V
2.  Tensione minima del modulo alla temperatura di +70°C: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.max. – 25°C)] = 31 + [-0,100 * (70 – 25)] = 26,9 V
3. Tensione massima del modulo alla temperatura di -10°C: Voc(T)= Voc(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)] = 37,1 + [-0,100*(-10-25)] = 40,6 V
4.  Corrente alla massima potenza del modulo: Isc(T)= Isc (STC)+ [KI * (T.max. – 25°C)] = 13,8 + [0,0066 *(70 -25) = 14,09 A

 Kv= è il coefficiente di temperatura della tensione, espresso in V/°C [Kv in V/°C=(%/°C)*(Voc/100)=-0,270*(37,1/100)=-0,100]; KI= Coefficiente di temperatura della corrente espresso in A/°C [KIsc in A/°C=  (%/°C) * (Isc/100)= 0,048*(13,8/100)= 0,0066].

VALORI TOTALI DEL GENERATORE FOTOVOLTAICO

INVERTER

L’inverter è il dispositivo che converte l’energia continua (DC) generata dai pannelli fotovoltaici in energia alternata (AC) compatibile con la rete elettrica pubblica. In un sistema in parallelo con la linea elettrica, l’inverter deve sincronizzarsi con la frequenza, tensione e fase della rete, permettendo l’iniezione di energia in rete e garantendo sicurezza e affidabilità.

Tipologie di inverter

• Inverter a stringa: convertono l’energia di più pannelli collegati in serie (stringa). Sono adatti per impianti di dimensioni medie e grandi.
• Microinverter: installati su ogni pannello, ottimizzano la produzione a livello di singolo modulo, migliorando la resa complessiva, soprattutto in condizioni di ombreggiamento parziale.
• Inverter centralizzati: gestiscono grandi quantità di energia proveniente da molte stringhe, spesso usati in impianti di grandi dimensioni.

Per impianti residenziali o di piccola/media dimensione, gli inverter a stringa o microinverter sono più comuni.

Parametri fondamentali per la scelta tecnica dell’inverter

a) Potenza nominale (kW o MW)

• Deve corrispondere alla potenza totale dei pannelli installati, considerando anche un margine di sicurezza.
• Tipicamente si sceglie un inverter con una potenza leggermente superiore o uguale alla potenza di picco dell’impianto, per massimizzare la produzione senza sovraccarichi.

b) Tensione e corrente di ingresso (DC)

• Tensione di alimentazione in ingresso: deve coprire l’intervallo di tensione generato dall’insieme di pannelli, che dipende dal numero di moduli in serie e dalle caratteristiche di ciascun modulo.
• Corrente massima in ingresso: deve essere inferiore ai limiti di sicurezza dell’inverter.

c) Tensione di tensione massima in ingresso (Voc max)

• Deve essere superiore alla Voc (tensione a circuito aperto) massima possibile, considerando le variazioni di temperatura e le condizioni di installazione.

d) Efficienza

• L’efficienza di conversione (tipicamente tra 95% e 98%) determina quanta energia viene persa durante il processo di inversione.
• Un inverter ad alta efficienza riduce le perdite e aumenta la produzione netta di energia.

e) Frequenza e fase di uscita

• L’inverter deve sincronizzarsi perfettamente con la rete (50 Hz o 60 Hz, a seconda del paese) e rispettare le caratteristiche di fase.

f) Tipo di connessione e compatibilità

• Deve supportare il collegamento alla rete in parallelo, rispettando le normative locali.

Caratteristiche di compatibilità e sicurezza

a) Dispositivi di protezione e conformità normativa

• Dispositivi anti-islanding: impediscono l’inverter di alimentare la rete in caso di blackout, garantendo la sicurezza degli operatori e delle apparecchiature di rete.
• Protezioni di sovratensione, sottotensione, sovracorrente, cortocircuito.
• Certificazioni: CE, UL, IEC 62109, e altre a seconda della normativa locale.

b) Funzioni di monitoraggio

• Capacità di monitorare in tempo reale la produzione, lo stato dell’impianto e eventuali anomalie.

Compatibilità con il sistema di rete e modalità di funzionamento

• Tipo di connessione: monofase o trifase, a seconda della rete.
• Modalità di funzionamento: in modo “grid-tied” (collegato in rete) e, in alcuni casi, con capacità di supporto alla rete (supporto alla frequenza, regolazione della potenza reattiva).

6. Considerazioni ambientali e di installazione

• Range di temperatura operativa: l’inverter deve funzionare efficacemente nelle condizioni climatiche locali.
• Resistenza alle intemperie: IP (Ingress Protection) adeguato (ad esempio IP65 per installazioni esterne).

7. Dimensionamento e scalabilità

• L’inverter deve essere scelto considerando eventuali futuri aumenti di capacità.
• La modularità può favorire la scalabilità e la manutenzione.

 8. Impatto economico e affidabilità

• Costo iniziale vs. rendimento a lungo termine.
• Garanzie e durata di vita: tipicamente 10-15 anni, con possibilità di estensione.
• Manutenzione e disponibilità di pezzi di ricambio.

Conclusione

La scelta tecnica di un inverter per un impianto fotovoltaico in parallelo con la linea elettrica richiede un’attenta analisi di diversi parametri: potenza, tensione, efficienza, sicurezza, compatibilità normativa e ambientale. È fondamentale ottimizzare questi aspetti per garantire un funzionamento affidabile, efficiente e sicuro dell’impianto, oltre a rispettare le normative vigenti e massimizzare il ritorno economico dell’investimento.

INVERTER MONOFASE O TRIFASE

La tipologia degli inverter, monofase o trifase, e la scelta della tensione alternata (AC), dipendono dalla potenza dell’impianto:

Monofase BT (Bassa Tensione) per impianti fino a 6 kW. È facoltà del Distributore elevare la suddetta potenza fino a 10 kW. Gli impianti di produzione collegati alla rete mediante un sistema elettrico trifase possono essere realizzati anche con generatori monofase purché la potenza dei generatori siano equamente ripartita sulle singole fasi.

• Trifase e BT per impianti oltre i 6 kW e fino a 100 kW;
• Trifase e MT (Media Tensione) per impianti con potenza maggiore di 100 kW e fino a 6 MW;
• Trifase e AT (Alta Tensione) per impianti sopra i 6 MW.

Un impianto fotovoltaico può essere configurato con uno o più inverter, a seconda delle specifiche esigenze progettuali e delle caratteristiche del sistema installato. Idealmente, sarebbe preferibile utilizzare un unico inverter quando i moduli fotovoltaici appartengono alla medesima tipologia e presentano un orientamento e una inclinazione uniformi. Tuttavia, quando si aumenta il numero di pannelli solari nell’impianto, possono insorgere alcune problematiche. Ad esempio, l’estensione dell’impianto può creare condizioni di ombreggiamento parziale in alcune zone, oppure originare difficoltà nella gestione della protezione contro le sovracorrenti qualora l’esposizione solare dei moduli non sia uniforme su tutta la superficie del campo. Inoltre, l’uso di un solo inverter implica che un eventuale guasto dello stesso causi l’arresto totale dell’impianto, privandolo della capacità di generare energia. In situazioni reali, come evidente dall’osservazione di impianti documentati fotograficamente,

i pannelli fotovoltaici sono spesso montati su superfici con caratteristiche differenti, come nel caso di due falde di un tetto aventi orientamenti diversi. Quando le stringhe di moduli posizionate su queste superfici sono tutte collegate a un unico inverter dotato di ingressi MPPT multipli, è fortemente consigliabile integrare degli ottimizzatori. Questi dispositivi, infatti, permettono di migliorare l’efficienza del sistema ed evitare che differenze di esposizione o prestazioni tra i moduli compromettano l’intera produzione energetica.

Riassumendo per gli impianti fino a 6 kW si protende per un solo inverter a cui sono collegate le stringhe che costituiscono il campo fotovoltaico.

Per impianti con potenza superiore ai 6 kW con allacciamento trifase in BT o MT si può scegliere lo schema multi-inverter.

Con un inverter che dispone di più ingressi MPPT è possibile gestire anche condizioni di orientamento c/o radiazione solare non omogenea utilizzando, se necessario, gli ottimizzatori.

Nel nostro esempio installeremo un inverter a stringa monofase con una potenza compatibile con la potenza nominale  del generatore fotovoltaico che è di 6 kWp. 

INSTALLAZIONE

L’installazione di un inverter in un luogo non idoneo può compromettere seriamente il suo funzionamento e ridurne notevolmente la durata nel tempo. Per assicurare prestazioni ottimali, è essenziale evitare che venga esposto alla luce solare diretta, poiché questa potrebbe contribuire ad un aumento significativo della temperatura interna, con conseguente diminuzione dell’efficienza energetica e del rendimento complessivo. Allo stesso modo, è di vitale importanza proteggerlo adeguatamente da condizioni meteorologiche avverse, come pioggia, vento e umidità, per preservarne l’affidabilità e prolungarne la vita utile nel lungo periodo.

ABBINAMENTO TRA I MODULI E L’INVERTER

L’accoppiamento tra i moduli e l’inverter, come descritto in precedenza, devono soddisfare le seguenti condizioni (le valutazioni vengono fatte sull’ingresso MPPT 1):

LIMITI DI TENSIONE

• La massima tensione alla massima potenza (Vmp) alla temperatura di -10°C non deve superare la massima tensione di funzionamento MPPT dell’inverter. Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)] = 31 + [-0,100 *(-10 – 25)] = 35,5 V * 8= 284 V inferiore alla Vmp massima per inseguitore dell’inverter che è di 520 V. 

• La massima tensione alla massima potenza (Vmp) alla temperatura di 70°C non deve essere inferiore alla minima tensione di funzionamento MPPT dell’inverter. Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.max. – 25°C)] = 31 + [-0,100 * (70 – 25)] = 26,9 V * 8= 215,2 V maggiore alla Vmp minima per inseguitore dell’inverter che è di 90V.

• La massima tensione a vuoto (Voc) non deve superare la massima tensione supportata dall’inverter in corrente continua.  Voc(T)= Voc(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)] = 37,1 + [-0,100*(-10-25)] = 40,6 V * 8= 324 V inferiore alla tensione massima dell’inverter che è di 600 V.

La massima tensione di sistema o di isolamento dipende dal numero dei moduli che formano la stringa e dai valori di tensione calcolati alla temperatura di -10°C. Voc(T)= Voc(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)] = 37,1 + [-0,100*(-10-25)] = 40,6 V * 8= 324 V inferiore alla tensione massima di isolamento del modulo che è di 1500 V

LIMITI DI CORRENTE

• La massima corrente Isc (riferita alla corrente continua) alla temperatura di 70°C che deve essere inferiore alla soglia massima di corrente dell’inverter.  Isc(T)= Isc (STC)+ [KI * (T.max. – 25°C)] = 13,8 + [0,0066 *(70 -25) = 14,09 A inferiore alla corrente massima per inseguitore che è di 15A.

LIMITI DI POTENZA

Il rapporto di dimensionamento viene calcolato considerando il singolo inseguitore MPPT in condizioni sfavorevoli, ovvero quanto si discosta significativamente dal range di dimensionamento ottimale.

Dove: Potenza Campo Fotovoltaico per MPPT = 400 Watt * 8 = 3200 Watt; Potenza max per inseguitore (MPPT) dell’inverter = 3000 Watt.  

• Il rapporto di dimensionamento in potenza deve essere tra l’80 e il 120 % nel nostro caso è del: 106% (condizione rispettata).

NOTA:

Prima di mettere in funzione l‘impianto fotovoltaico, è importante verificare che il rapporto tra l‘energia o la potenza prodotta in corrente alternata dall‘inverter e l‘energia generata dal sistema fotovoltaico, calcolata in base alla radiazione solare annua incidenti sui moduli in kWh/m² o alla potenza nominale del generatore fotovoltaico in kW, sia maggiore di 0,78 per gli inverter con potenza fino a 20 kW e di 0,8 per quelli di potenza superiore, come indicato nella guida CEI 82-25.

Nel nostro caso l’energia prodotta dall’inverter in corrente alternata si calcola in questo modo:

PAC= ηInv. * PDC = 0,97*6000= 5640 Watt

 Dove: PAC= è la potenza in corrente alternata prodotta dall’inverter; ηInv= è l’efficienza dell’inverter; PDC= è la potenza in corrente continua del generatore fotovoltaico.

La potenza prodotta dall’inverter in alternata è di 5,640 kW e la potenza del generatore fotovoltaico è di 6 kW e il risultato sarà: 5,640/6=0,94 (condizione rispettata).

 Quando si avvia l’impianto, oppure una riconnessione alla rete dopo un distacco, o si ripristina il normale funzionamento dopo un regime transitorio di sovra-frequenza, come dalla norma CEI 0-21, deve poter avvenire esclusivamente qualora la tensione sia compresa tra l’85 % e il 110 % del valore nominale, e la frequenza si mantenga stabilmente nell’intervallo tra i 49,90 Hz e i 50,10 Hz.

SISTEMA DI ACCUMULO

L’integrazione di un sistema di accumulo (Battery Energy Storage System – BESS) in un impianto fotovoltaico “on-grid” (collegato alla rete) è la mossa decisiva per trasformare un sistema di produzione passiva in una vera e propria centrale di gestione energetica domestica.

In un impianto tradizionale senza batterie, l’energia prodotta e non consumata istantaneamente viene immessa in rete. Con l’accumulo, quell’energia viene conservata per essere utilizzata quando il sole non c’è (sera, notte o giornate nuvolose), aumentando la quota di autoconsumo dal 30% circa fino all’80-90%.

Il sistema in questione è progettato per funzionare in maniera continuativa e parallela rispetto alla rete di distribuzione, garantendo così una perfetta integrazione operativa. Inoltre, è in grado di intervenire per modificare i profili di scambio con la rete stessa, tanto nelle situazioni di immissione di energia quanto in quelle di prelievo. Tale flessibilità è mantenuta anche nei casi in cui si verifichino disconnessioni o riconnessioni volontarie, sia parziali che totali, di una parte o della totalità dell’impianto. In virtù di queste caratteristiche operative, qualsiasi sistema di accumulo è considerato, a tutti gli effetti, come un generatore, indipendentemente dal fatto che sia collegato sul lato della corrente continua di un impianto di produzione.

Per quanto riguarda la norma CEI 0-21, i sistemi di accumulo devono essere considerati tenendo in conto i seguenti scenari e configurazioni, ciascuno caratterizzato da specifiche tecnologie e dispositivi:

• Sistemi basati su batterie secondo la definizione fornita dalla norma IEV 482-01-04. Tali batterie sono costituite da una o più celle elettrochimiche secondarie, dotate dei componenti necessari per il funzionamento. Questi includono elementi quali custodia, terminali di connessione, dispositivi per la marcatura e meccanismi di protezione. Le celle elettrochimiche secondarie, nello specifico, sono dispositivi in grado di svolgere una duplice funzione: convertire energia elettrica in energia chimica durante il processo di carica o, al contrario, riconvertire energia chimica in energia elettrica nel processo di scarica.
• Sistemi che si avvalgono esclusivamente di accumulatori basati su capacitori o supercapacitori. In particolare, un capacitore, come definito dalla norma IEV 151-13-28, è descritto come un dispositivo elettrico a due terminali il cui funzionamento è definito principalmente dalla sua capacità. I supercapacitori invece, definiti dall’IEV 114-03-03, rappresentano un’avanzata tipologia di dispositivi per l’immagazzinamento energetico. Essi sfruttano un doppio strato elettrico in una configurazione elettrochimica per immagazzinare energia elettrica. È importante notare che i supercapacitori, talvolta denominati anche condensatori elettrochimici, non devono essere confusi con i più tradizionali condensatori elettrolitici. Questi dispositivi sono particolarmente efficaci nello stoccare elevate quantità di energia elettrica all’interno di un volume relativamente compatto.
• combinazione dei due precedenti punti.

Se il sistema di accumulo è elettrochimico, i principali componenti sono:

• le batterie,
• i sistemi di conversione mono o bidirezionale dell’energia
• gli organi di protezione, manovra, interruzione e sezionamento in corrente continua e alternata,
• i sistemi di controllo delle batterie BMS (Battery Management System) e dei convertitori. Tali componenti possono essere dedicati unicamente al sistema di accumulo o svolgere altre funzioni all’interno dell’impianto di Utente.

Non rientrano nel sistema di acculo gli UPS (Uninterruptible Power Supply: Gruppo di Continuità). Il Gruppo di Continuità è una apparecchiatura che viene posta fra la rete di alimentazione ed i dispositivi da proteggere, allo scopo di fornire energia alle apparecchiature anche in mancanza di energia elettrica.

TIPI DI CONFIGURAZIONE

•  Sistema di accumulo lato produzione Monodirezionale (le batterie si caricano solo con il fotovoltaico) è collegato sul lato corrente continua. Questo tipo di configurazione può essere installato sia su fotovoltaici esistenti che per nuovi impianti. I sistemi di accumulo lato produzione sono quelli in cui il pacco batterie e il sistema di controllo si trova tra i pannelli e l’Inverter, anche se esistono sul mercato degli Inverter con integrato il controllo delle batterie.

Sistema di accumulo Bidirezionale. Il sistema di accumulo è in grado di assorbire energia sia dall’impianto di produzione che dalla rete(le batterie si caricano sia con l’impianto fotovoltaico che con la rete). In questo caso l’impianto di accumulo è installato nella parte di impianto in corrente alternata, e può essere utilizzato su impianti esistenti senza modificare l’impianto solare che l’inverter esistente. In questo esempio ci sono due inverter distinti: uno collegato al fotovoltaico, e un’inverter bidirezionale collegato alle batterie. In questo caso la somma teorica del fotovoltaico sarebbe la somma dei due generatori.

• Sistema di accumulo lato produzione. Il sistema di accumulo Può essere installato tra l’impianto fotovoltaico e il misuratore di energia prodotta. E può essere installato nella parte di impianto a corrente continua. Per questo tipo di impianto il contatore di produzione deve essere bidirezionale.

• Sistema di accumulo lato produzione. Il sistema di accumulo può essere installato nella parte di impianto in corrente alternata a valle del contatore di produzione, e anche in questo caso il contatore dovrà essere bidirezionale.

• Sistema di accumulo post produzione. Il sistema di accumulo viene installato tra il misuratore dell’energia prodotta e a quello di energia scambiata. Se serve il riconoscimento degli incentivi economici è necessario installare un ulteriore contatore (3) e i contatori 1, 2, e 3 devono essere bidirezionali.

SCELTA DEL SISTEMA DI ACCUMULO

Nel processo di scelta di un sistema di accumulo energetico, è fondamentale tenere a mente che una maggiore capacità della batteria consente di ottenere una quantità superiore di energia utilizzabile lungo un determinato arco di tempo. Questo si traduce nell’importanza di definire con precisione un obiettivo chiaro in termini di autoconsumo, ovvero la quota di energia prodotta localmente che si desidera consumare direttamente invece di immetterla nella rete. Sebbene a livello teorico sia tecnicamente possibile arrivare a utilizzare quasi completamente tutta l’energia prodotta sul posto, optare per una capacità troppo elevata potrebbe rivelarsi inadatto o addirittura controproducente. Infatti, una batteria dalla capacità sproporzionata rispetto alle necessità reali rischierebbe di essere sottoutilizzata, venendo caricata e scaricata solo raramente durante l’anno. Pertanto, è essenziale trovare un equilibrio tra le esigenze energetiche specifiche e la dimensione dell’accumulo, in modo da assicurare un utilizzo efficiente e sostenibile delle risorse senza incorrere in sprechi.

Nel nostro esempio il sistema di accumulo sarà installato lato produzione collegato alla corrente continua e monodirezionale.

Calcolare la dimensione ideale dell’accumulo per un consumo energetico di 7.200 kWh/anno (una media di circa 20 kWh al giorno) richiede un approccio analitico.

Il compito principale della batteria è coprire i consumi che avvengono quando i pannelli non producono. Per una famiglia media, la ripartizione dei consumi è solitamente:

• 40% diurno: (autoconsumo diretto mentre c’è il sole).

• 60% serale/notturno: (fabbisogno che deve coprire la batteria).

Con 20 kWh di consumo giornaliero medio:

Questo è l’obiettivo di accumulo ideale per coprire una serata tipo.

Il fattore stagionale (Estate vs Inverno)

Qui interviene il “buon senso” energetico.

• In Estate: Un impianto che produce per 7.200 kWh/anno caricherà facilmente anche una batteria da 20 kWh.

• In Inverno: La produzione cala drasticamente. Se si installa 20 kWh di batteria, a dicembre e gennaio rimarrà desolatamente vuota per metà perché i pannelli non produrranno abbastanza energia eccedente per caricarla dopo aver soddisfatto i consumi diurni.

Regola d’oro: La batteria ideale deve avere una capacità compresa tra il 50% e il 100% del consumo giornaliero medio. Nel nostro caso, un range tra 10 kWh e 15 kWh.

Rapporto tra Potenza Fotovoltaica e Batteria

Non si dovrebbe slegare la batteria dai pannelli. Per caricare correttamente una batteria da 12 kWh durante le brevi giornate invernali o quelle nuvolose, hai bisogno di una “spinta” adeguata.

• Rapporto consigliato: 1:1.5 o 1:2.

• Per il consumo di 7.200 kWh, dovresti avere un impianto fotovoltaico da almeno 6-8 kWp (nel nostro caso è 6 kW, per cui è adeguato).

• Se l’impianto dovesse essere sottodimensionato (es. solo 4 kWp), una batteria grande rimarrà spesso scarica, accelerando il degrado chimico delle celle.

Verifica dei Carichi di Picco

Oltre alla capacità (kWh), si deve guardare la potenza di scarica (kW). Se in serata accendi contemporaneamente:

• Pompa di calore (2 kW)

• Piano a induzione (2 kW)

• Lavatrice (2 kW) Totale: 6 kW.

Se la batteria avesse una potenza di scarica massima di 3 kW, gli altri 3 kW verranno comunque prelevati dalla rete e pagati in bolletta, anche se la batteria è carica al 100%.

Riassumendo:

Per un consumo di 7.200 kWh, la soluzione più equilibrata in termini di costi/benefici è un sistema modulare da 10 kWh o 12 kWh. 

Si potrebbe iniziare con 10 kWh e, se dopo un anno  che la batteria si svuota troppo velocemente la sera, aggiungere un modulo da 5 kWh in un secondo momento.

FASI GIORNALIERE DELL’ACCUMULO LATO PRODUZIONE  

Quelli sempre connessi alla rete lato produzione (on grid) hanno l’Inverter che controlla il pacco batterie e privilegiano l’energia prodotta dal fotovoltaico alimentando le utenze (televisore, router, frigorifero, ecc.) e caricano la batteria quando l’energia prodotta è in eccesso.

Di solito le priorità seguono questa logica:

• Durante il giorno l’energia prodotta viene incanalata verso i carichi attivi in quel momento (televisore, router, frigorifero, ecc.).

• La produzione eccedente di energia viene usata per la carica delle batterie.

• Quando le batterie sono cariche, se c’è ancora energia eccedente, l’Inverter la immette in rete.

• Quando l’impianto non produce più energia per mancanza di sole (esempio alla fine della giornata), in modo automatico, l’Inverter preleva l’energia dal pacco batterie e la indirizza all’utenza attiva in quel momento.

• Quando le batterie sono scariche, e se l’utenza necessita di energia supplementare, la preleva dalla rete.

Questo sistema sfrutta ogni kWh prodotto dall’impianto fotovoltaico e immette in rete solo l’energia eccedente.

CAVI FOTOVOLTAICO

Il cablaggio elettrico avverrà per mezzo di cavi con conduttori isolati in rame con le seguenti prescrizioni:

• Sezione delle anime in rame calcolate secondo norme CEI-UNEL/IEC
• Tipo FG21 se in esterno o FG16 se in cavidotti su percorsi interrati
• Tipo FS17 se all’interno di cavidotti di edifici

Inoltre i cavi saranno a norma CEI 20-13, CEI20-22II e CEI 20-37 I, marchiatura I.M.Q., colorazione delle anime secondo norme UNEL.

Per non compromettere la sicurezza di chi opera sull’impianto durante la verifica, o l’adeguamento, o la manutenzione, si deve rispettare la seguente colorazione:

Conduttori di protezione: giallo-verde (obbligatorio)

Conduttore di neutro: blu chiaro (obbligatorio)

Conduttore di fase: nero / marrone

Il conduttore per circuiti in corrente continua dovrà avere indicato chiaramente il segno “+” per il positivo, e si potrebbe usare un cavo di colore rosso,

e il segno “–“ per il negativo; e si potrebbe usare il colore nero.

Per il nostro esempio utilizzeremo dei cavi da 6 mm², dal generatore fotovoltaico all’inverter  e potrebbero essere tipo S1Z2Z2-K.

Descrizione del cavo H1Z2Z2-K [2x(1×6) mm²]: il cui uso è previsto per installazioni di pannelli fotovoltaici in conformità all’HD 60364-7-712.

Caratteristiche costruttive:

Conduttore in rame stagnato ricotto cl. 5 CEI EN 60228 (tabella 9); Isolante: Elastomero reticolato atossico di qualità Z2; Guaina esterna: Elastomero reticolato atossico di qualità Z2; Colore: Nero RAL 9005 – Rosso RAL 3013, blu RAL 5015 – CEI EN 50618. Reazione al fuoco regolamento 305/2011/UE, Classe: Cca-s1b,d1,a1.

Caratteristiche tecniche:

Tensione nominale Uo/U: 1/1 V c.a., 1,5/1,5 V c.c.; Tensione Massima Um: 1,2 V c.a., 1,8 V c.c.; Tensione di prova: 6,5 kVac 15 kVcc; Massima temperatura di esercizio: 90°C; Temperatura minima di posa: -25°C; Temperatura massima di corto circuito: 250°C; Raggio minimo di curvatura: 6 volte il diametro del cavo.

PORTATA DEL CAVO (Iz)

Ora verifichiamo se la portata del cavo è in grado di sopportare la corrente circolante.

La portata di un cavo (Iz) se i due cavi sono posati in fascio nel medesimo tubo alla temperatura massima di funzionamento di 70°C (la temperatura di riferimento è 30°C) e la temperatura massima di isolamento 120 °C, vale:

Iz= k1*k2*Io = 0,74*0,8*0,9*44 A= 23,4 A

 Dove:

 k1= fattore di correzione per la temperatura di 70°C, diversa da 30°C

k2= 0,8 fattore di correzione per due circuiti in fascio (vedi tabella norma Cei-Unel 35024/1)

 0,9= riduzione della portata del 10% per posa in tubo (e non in aria),

Io= 44 A che è la portata del cavo di 6 mm² in aria libera alla temperatura di 30°C (vedi tabella).

Per cui la portata Iz =23,4 A del nostro impianto è maggiore della corrente di cortocircuito Isc  delle stringhe che è di 13,8 A.

 CADUTA DI TENSIONE

 La caduta di tensione (∆V) del cavo tra il generatore fotovoltaico e il regolatore di carica deve essere inferiore al 2%, per cui verifichiamo utilizzando la seguente formula:

Dove: ρ1= resistività del rame 0,0175 Ωmm²/m a 30 °C; per i cavi di stringa si assume la temperatura di 70°C a cui corrisponde ρ2= 0,0175 (1 + 0,004 (70-30))= 0,021 Ωmm²/m, s= sezione del cavo. Vmp = tensione totale del FV; Pmax= potenza totale del FV.

Per prima cosa verifichiamo la lunghezza dei cavi di sezione 6 mm² fino all’inverter.

• Le connessioni tra i moduli di stringa (L1)= 6(1+0,5)m=9 m

CAMPO FOTOVOLTAICO

• Il collegamento tra la stringa e il l’inverter (L2) = 2 x 7=14 m (è stata considerata la stringa inferiore che presenta il collegamento più lungo= 7 m e si riferisce alla lunghezza del cavo tra il modulo più esterno della stringa e l’inverter.

La caduta di tensione ∆V%, quando i moduli erogano la potenza massima della stringa più lunga (8 pannelli) Pmax= 3200 Watt, e una tensione Vmp di 248 V, e utilizzando la seguente formula si ricava:

Caduta di tensione dell’0,39 % inferiore al massimo consentito del 2%.

CAVO CHE COLLEGA L’USCITA DELL’INVERTER, LATO C.A., AL CONTATORE DI ENERGIA PRODOTTA

Il cavo che collega l’uscita a 230 Volt in alternata dell’inverter al contatore di energia prodotta sarà un conduttore tripolare FG16OR16 3G6mm² (6 mm²).

Descrizione del cavo FG16OR16 3G6mm²:

Cavi armati a nastro per energia e segnalamento, conformi ai requisiti previsti dal Regolamento Prodotti da Costruzione (CPR UE 305/11), con l’obiettivo di limitare la produzione e la diffusione di fuoco e di fumo.

Caratteristiche tecniche:

Tensione di esercizio Uo/U: 0,6/1 kV; Resistenza di isolamento: ≥ 5.000 MΩ x km; Prova di tensione cond./cond.: 4000 V r.m.s.; Temperatura massima di esercizio: +90°C; Temperatura minima di installazione: 0°C; Temperatura massima di corto circuito oltre 240 mm²: +220°C; Portata a 30°C in aria= 44 A; Raggio minimo di curvatura: 14 volte il diametro esterno massimo.

Il contatore dell’energia prodotta è installato dal distributore e solitamente si trova nelle immediate vicinanze dell’inverter.

Per gli impianti fotovoltaici con potenza nominale inferiore ai 20kW, in ottemperanza alla delibera ARERA n. 361/23 e venga confermata con un’autocertificazione, è possibile non installare il contatore di produzione se rientra nella seguente casistica:

• non è sottoposto al regime delle accise e, conseguentemente, non è tenuto agli obblighi e agli adempimenti previsti dagli articoli 53 e seguenti del Testo Unico delle Accise;
• accede al Mercato elettrico come unica Unità Produttive;
• non accede agli incentivi erogati da GSE che richiedono la misurazione dell’energia prodotta;
• non condivide il punto di connessione con altre Unità Produttive;
• è conforme alle normative CEI;

Si potrà procedere all’iter di attivazione semplificato che porterà i seguenti vantaggi:

L’attivazione avverrà, nella maggior parte dei casi, da remoto e non sarà necessaria la presenza in loco di un tecnico o del Produttore.

• Non sarà installato l’M1 e non servirà, quindi, predisporre l’alloggio per lo stesso, né saranno addebitati i costi del servizio di misura previsti.

CALCOLO DELLA CADUTA DI TENSIONE DI UNA LINEA MONOFASE DOVE CIRCOLA LA CORRENTE ALTERNATA

 La caduta di tensione di una linea monofase in corrente alternata si calcola con la seguente formula:

∆V=2*Ib*(Ri cosφ + Xi sinφ) *L

Dove: ∆V= caduta di tensione; Ib= corrente di impiego o corrente che attraversa il cavo in Ampere; Ri= resistenza della linea in Ω/km; Xi= reattanza della linea Ω/km; cosφ= coseno dell’angolo di sfasamento (φ) tra la tensione e la corrente; sinφ= seno dell’angolo di sfasamento (φ) tra la tensione e la corrente; L= lunghezza del cavo in km.

Nel nostro caso, con un cavo tripolare FG16OR16 con una sezione di 6 mm², una corrente di 12,9 Ampere, e una lunghezza di 10 metri (0,01km); la caduta di tensione sarebbe:

∆V=2*Ib*(Ri cosφ + Xi sinφ) *L = 2* 12,9*(3,78*1 + 0,0955*0,025) * 0,01= 0,975 Volt

In percentuale la caduta di tensione è dello: 0,42%, inferiore al limite del 2% stabilito come massimo consentito (230:100=0,975:X dove X=0,975*100/230=0,42).

Dall’interruttore generale abitazione al contatore bidirezionale di rete si possono utilizzare i cavi unipolari (cordina) FS17 450/750 V.

Descrizione: Cavo per energia isolato in PVC di qualità S17, con particolari caratteristiche di reazione al fuoco e rispondente al Regolamento Prodotti da Costruzione (CPR). Conduttore Corda flessibile di rame rosso ricotto, classe 5 Isolante. Mescola di PVC di qualità S17. Colori Standard: giallo/verde, blu, marrone, nero, grigio.

Caratteristiche: Tensione nominale= Uo/U: 450/750 V; Temperatura massima di esercizio= 70°C; Temperatura minima di esercizio= -10°C (in assenza di sollecitazioni meccaniche); Temperatura minima di posa= 5°C; Temperatura massima di corto circuito= 160°C; Sforzo massimo di trazione= 50 N/mm²; Raggio minimo di curvatura= 4 volte il diametro esterno massimo.

Lo stesso cavo può essere usato per la messa a terra (il campo fotovoltaico sarà gestito come sistema IT, ovvero con nessun polo connesso a terra).

In questo tipo di impianto, le parti attive sono isolate da terra, mentre le masse risultano collegate a terra. Per garantire la sicurezza, l’impianto di messa a terra del sistema fotovoltaico deve essere unificato con quello dell‘utente. Tuttavia, per consentire il corretto funzionamento del dispositivo di controllo dell’isolamento dell’inverter, che serve a monitorare il generatore fotovoltaico, è opportuno collegare a terra le cornici e/o le strutture di supporto dei moduli, anche nel caso siano di classe II. Il cavo che connette tutte le componenti messe a terra al collettore generale deve essere identificato con il colore giallo/verde.

DISPOSITIVI DI PROTEZIONE

Protezioni Lato Corrente Continua (DC)

Questa sezione riguarda tutto ciò che sta tra i moduli fotovoltaici e l’ingresso dell’inverter.

• Protezione contro le Sovratensioni (SPD): Gli scaricatori di sovratensione sono fondamentali per proteggere l’inverter dai fulmini o dalle sovratensioni indotte. Devono essere specifici per il settore fotovoltaico (Classe II o I+II).

• Sezionamento e Manovra: È obbligatorio un interruttore di manovra-sezionatore DC che permetta di isolare i moduli dall’inverter per operazioni di manutenzione.

• Fusibili di Stringa: Vengono installati se l’impianto ha tre o più stringhe in parallelo. Servono a prevenire correnti di ritorno che potrebbero danneggiare i moduli in caso di guasto a terra di una stringa.

• Protezione contro i Guasti a Terra: Molti inverter moderni integrano un dispositivo di monitoraggio dell’isolamento che arresta l’impianto se rileva una dispersione verso terra nel campo fotovoltaico.

Protezioni Lato Corrente Alternata (AC)

Questa parte gestisce il collegamento tra l’uscita dell’inverter e il punto di connessione alla rete (POD).

• Interruttore Magnetotermico: Protegge la linea dai sovraccarichi e dai cortocircuiti. La taglia viene scelta in base alla potenza dell’inverter e alla sezione dei cavi.

• Interruttore Differenziale: Protegge le persone dai contatti indiretti. È cruciale scegliere il tipo corretto (solitamente Tipo B), poiché gli inverter possono iniettare correnti di guasto in DC che schermerebbe un normale differenziale di tipo A o AC.

• SPD Lato AC: Simili a quelli DC, proteggono l’elettronica dell’inverter da picchi di tensione provenienti dalla rete elettrica.

Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI)

Questo è il “cervello” della sicurezza per il parallelo con la rete. In Italia, le normative di riferimento sono la CEI 0-21 (bassa tensione) e la CEI 0-16 (media tensione).

L’SPI monitora costantemente i parametri della rete e scollega l’impianto in caso di:

1. Variazioni di Tensione: Se la tensione di rete è troppo alta o troppo bassa (Protezioni 59 e 27).

2. Variazioni di Frequenza: Se la frequenza si discosta dai 50 Hz standard (Protezioni 81U e 81O).

3. Loss of Mains (Anti-Islanding): Impedisce all’impianto di continuare a immettere energia se la rete nazionale è isolata (ad esempio durante un blackout), per evitare di folgorare i tecnici che lavorano sulle linee.

Nota: Per impianti piccoli (solitamente fino a 11.08 kW), la protezione di interfaccia è integrata nell’inverter. Per potenze superiori, è richiesto un relè di interfaccia esterno con un proprio dispositivo di rincalzo.

Protezione contro l’Arco Elettrico (AFCI)

Negli ultimi anni, molti inverter includono la protezione AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter). Questa tecnologia analizza il rumore elettrico nei cavi DC per rilevare archi elettrici causati da connessioni allentate o cavi danneggiati, spegnendo l’impianto prima che si inneschi un incendio.

                PROTEZIONI LATO CORRENTE CONTINUA

PROTEZIONI DA SOVRATENSIONI 

In generale, gli impianti fotovoltaici, poiché sono solitamente collocati all’esterno degli edifici e frequentemente sulla loro sommità, sono vulnerabili a sovratensioni causate da scariche atmosferiche, sia di tipo diretto (quando la struttura viene colpita dal fulmine), che indiretto (fulmine che si abbatte nelle vicinanze).

Normalmente la struttura di sostegno dei moduli fotovoltaici è costituita da carpenteria metallica montata sulla copertura dell’edificio che aderisce alla sagoma dell’edificio stesso (tetti a falda), oppure con sopraelevazione limitata rispetto alla sagoma (tetti piani con campo fotovoltaico su cavalletti in carpenteria di acciaio zincato con altezza non superiore a 1,5 m).

L’installazione degli impianti fotovoltaici all’esterno non comporta un aumento significativo dei rischi rispetto a un impianto tradizionale domestico. La probabilità di fulminazione non aumenta, a condizione che le componenti metalliche dell’impianto fotovoltaico non elevino in modo sostanziale l’altezza dell’edificio.

Tuttavia, in zone ad alto rischio di fulminazione, è bene valutare la necessità o meno di realizzare un sistema LPS (Lightning Protection System) in quanto i costi sono elevati.

Nel caso esista già un impianto di protezione dalle scariche atmosferiche LPS, l’impianto di messa a terra di protezione è opportuno che sia collegato a quello per la protezione dai fulmini.

Per le sovratensioni indotte di origine atmosferica è il caso di valutare l’opportunità di dotare ciascuna stringa di dispositivi di protezione contro le sovratensioni.

Tali dispositivi chiamati SPD (Surge Protection Device) o anche scaricatori hanno il compito di scaricare a terra la sovratensione in modo che non danneggino le apparecchiature.

Per il calcolo si può utilizzare il seguente metodo:

Uc (SPD)= Voc STC (stringa)* K

Dove:

Voc STC (stringa)=Voc STC (modulo) * N

Uc (SPD): massima tensione continuativa degli SPD in CC;

Voc STC(modulo): tensione a circuito aperto del modulo FV;

Voc STC(stringa): tensione a circuito aperto della stringa;

K=1,20: coefficiente di compensazione della tensione;

N: numero dei moduli in serie in ciascuna stringa.

Nel nostro caso la tensione a circuito aperto (VOC) è di 37,1*8= 296,8 Volt che moltiplicato per K (1,20) risulta che la Uc(SPD) è uguale a: 356 Volt, e  installeremo due scaricatori per polo verso terra (+ e -) da 1060 Volt.

 SEZIONAMENTO E MANOVRA

Un’apparecchiatura di protezione, manovra, e sezionamento, la cui apertura assicura la separazione della stringa dal resto dell’impianto può essere un magnetotermico o un sezionatore con fusibili (uno per stringa).

Nel nostro caso per proteggere il cavo della stringa si dovrà installare un interruttore magnetotermico adatto alla corrente continua che dovrà avere una corrente nominale In ≥ (Isc max) * 1,1= (Isc *1,25) * 1,1= (13,8 *1,25) * 1,1= 18,97 A. Per cui installerò un interruttore magnetotermico  conforme alla norma EN/IEC 60947-2 con una In=25 A.

PROTEZIONI LATO CORRENTE ALTERNATA

Questa parte gestisce il collegamento tra l’uscita dell’inverter e il punto di connessione alla rete (POD).

• Interruttore Magnetotermico: Protegge la linea dai sovraccarichi e dai cortocircuiti. La taglia viene scelta in base alla potenza dell’inverter e alla sezione dei cavi, e si potrebbe calcolare in questo modo: I=P/V= 6000 Watt / 230 Volt= 26 A *1,25=32,5 .

• Interruttore Differenziale: Protegge le persone dai contatti indiretti.

• Nel nostro caso è stato installato un interruttore magnetotermico da 32 Ampere e tipo intervento C, e in serie un differenziale con una corrente nominale (In) di 40 Ampere, e una sensibilità differenziale di 300 mA, tipo A.
• 

• SPD Lato AC: Simili a quelli DC, proteggono l’elettronica dell’inverter da picchi di tensione provenienti dalla rete elettrica.

Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI)

Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) è, in termini semplici, il “cervello” elettronico che sorveglia il confine tra il tuo impianto fotovoltaico e la rete elettrica nazionale.

La sua presenza è obbligatoria per legge (normative CEI 0-21 per la bassa tensione e CEI 0-16 per la media tensione) e ha uno scopo puramente di sicurezza e stabilità.

L’obiettivo principale dell’SPI è evitare che l’impianto fotovoltaico rimanga attivo quando la rete elettrica esterna presenta anomalie o è assente. Le funzioni critiche sono due:

• Sicurezza degli Operatori (Anti-Isolamento): Se i tecnici dell’ente distributore (es. e-distribuzione) devono intervenire sulla linea per un guasto, devono essere certi che la linea sia “morta”. Se l’inverter continuasse a immettere energia (creando un “isolamento”), metterebbe a rischio la vita dei manutentori.

• Protezione dell’Impianto e della Rete: Se la frequenza o la tensione della rete pubblica oscillano fuori dai limiti di sicurezza (per guasti o sbalzi), l’SPI scollega l’impianto per evitare che i tuoi componenti si danneggino o che contribuiscano a peggiorare l’instabilità della rete.

• Come funziona tecnicamente:

  L’SPI monitora costantemente quattro parametri fondamentali della rete elettrica:

  1. Massima Tensione (Soglie 59.S1 e 59.S2): Se la tensione sale troppo.

  2. Minima Tensione (Soglie 27.S1 e 27.S2): Se la tensione scende sotto una soglia critica.

  3. Massima Frequenza (Soglie 81>.S1 e 81>.S2): Se la rete “accelera”.

  4. Minima Frequenza (Soglie 81<.S1 e 81<.S2): Se la rete “rallenta”.

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• Quando uno di questi valori esce dai range prefissati per un tempo superiore a quello consentito, l’SPI invia un segnale a un Organo di Interfaccia (DDI), solitamente un teleruttore o un interruttore motorizzato, che stacca fisicamente l’impianto dalla rete.

• SPI Interno o Esterno

  A seconda della taglia dell’impianto, le regole cambiano:

  • SPI Interno (Impianti fino a 11,08 kW): Nella maggior parte delle abitazioni, la protezione di interfaccia è integrata nel software dell’inverter. Non serve un dispositivo esterno dedicato; l’inverter stesso è certificato per “auto-proteggersi” e staccarsi.

• 

  • SPI Esterno (Impianti sopra gli 11,08 kW o in Media Tensione): Per impianti più grandi o con più inverter, la normativa impone un dispositivo di protezione esterno (una centralina dedicata) che comanda un interruttore generale. Questo garantisce che, anche se un inverter dovesse guastarsi, ci sia un “arbitro” esterno superiore che stacca tutto il sistema.

• 

• Obblighi e Manutenzione: Il Portale Gaudì e le Verifiche

  L’SPI non è un dispositivo “installa e dimentica”. Essendo un componente di sicurezza, è soggetto a controlli rigorosi:

  • Taratura iniziale: In fase di installazione, l’SPI (se esterno) deve essere tarato secondo i parametri del distributore locale.

  • Verifiche Periodiche: La normativa CEI 0-21 prevede che per gli impianti con SPI esterno, venga effettuata una prova con cassetta prova relè ogni 5 anni. Questo test simula dei guasti per verificare che l’SPI scatti nei tempi corretti.

• 

  • Registro delle prove: L’esito delle prove va comunicato al distributore tramite portali dedicati (come il portale Gaudì di Terna), pena la sospensione degli incentivi.

• Nel nostro caso con un consumo di 7.200 kWh/anno e batterie da 10 kWh, l’impianto fotovoltaico avrà una potenza nominale di 6 kWp. In questo scenario, la protezione di interfaccia sarà integrata nell’inverter, semplificando molto la burocrazia e i costi di manutenzione.
• 

• MODUS METER

  Modus Meter: Contatore Elettrico con Connessione Modbus. Questo dispositivo permette di monitorare la produzione, i consumi e le operazioni di prelievo/immissione, contribuendo a limitare le immissioni in rete.

  Vantaggi principali:

  • Precisione nelle misurazioni di produzione e consumo con un margine di ±1%;
  • Fornisce all’inverter letture del contatore per gestire l’esportazione;
  • Si integra facilmente nel quadro elettrico standard;
  • Adatto per impianti residenziali, commerciali e utility;
  • Consente ai proprietari di casa di avere una visione in tempo reale del loro consumo energetico, aiutandoli a ridurre i costi elettrici e a evitare sorprese in bolletta;
  • Facilita la comprensione del momento ideale per aggiungere ulteriori fonti di energia solare o implementare soluzioni intelligenti come batterie, ricarica di veicoli elettrici e dispositivi di smart energy.
• 
• RIASSUNTO

Per generare l’energia annuale necessaria al funzionamento degli apparati che è di circa 7200 kWh, il generatore fotovoltaico avrà una potenza nominale di 6 kWp che è in grado di produrre un’energia netta annua di  7166 kWh. Per compensare  la mancanza di energia serale e notturna si installerà un sistema di accumulo da 10 kWh.

BILANCIAMENTO ENERGETICO

Il bilanciamento energetico è l’analisi dei flussi di energia che intercorrono tra le quattro entità fondamentali di un sistema fotovoltaico moderno: il Generatore FV (i pannelli), i Carichi (apparati in funzione nella casa), il Sistema di Accumulo (le batterie) e la Rete Elettrica.

In un sistema in parallelo alla rete, il bilanciamento deve rispondere istante per istante all’equazione fondamentale della conservazione dell’energia:

PFV + P rete + P batteria in scarica = P carichi + P batteria in carica + P cessione alla rete

Dove:

PFV: È la potenza istantanea prodotta dai pannelli. Dipende dall’irraggiamento.

P rete: È la potenza che sta prelevando dal contatore Enel, quando le altre fonti non bastano.

P batteria in scarica: È la potenza che la batteria sta immettendo in casa. In questo momento la batteria si comporta come un generatore.

P carichi: È il consumo della casa (luci, forno, pompa di calore). Questa è la priorità numero uno del sistema.

P batteria in carica: È la quota di energia solare che non serve alla casa e viene usata per caricare la batteria. Qui la batteria si comporta come un carico.

P cessione alla rete: È l’energia in eccesso che viene venduta alla rete (Scambio sul Posto o Ritiro Dedicato) quando gli apparati della casa sono alimentati e la batteria è piena.

Esempi pratici per capire il bilanciamento

Caso A: Mezzogiorno di luglio (Batteria carica)

Molta produzione e pochi consumi.

• Input: PFV = 6 kW, P rete = 0, P batteria in scarica= 0
• Output: P carichi = 1 kW, P batteria in carica = 0 (piena), P cessione alla rete = 5 kW
• Equilibrio: 6 = 1 + 5 (L’eccedenza va tutta in rete).

Caso B: Sera d’Inverno (Batteria che aiuta)

Niente sole, consumi alti.

• Input: PFV = 0, P rete = 1 kW, P batteria in scarica = 3 kW
• Output: P carichi = 4 kW, P batteria in carica = 0, P cessione alla rete = 0
• Equilibrio: 1 + 3 = 4 (La batteria copre la maggior parte della richiesta, e la rete integra il resto).

I Quattro Scenari Operativi

Il bilanciamento cambia radicalmente a seconda dell’ora del giorno e del meteo. Ecco come il sistema gestisce i flussi:

1. Produzione > Consumo (Mattina/Pomeriggio)

Quando il sole splende, il generatore fotovoltaico ha la priorità assoluta.

1. Autoconsumo Diretto: L’energia fluisce verso gli elettrodomestici accesi.
2. Carica Batteria: L’eccedenza viene inviata al sistema di accumulo.
3. Immissione in Rete: Solo se la batteria è carica al 100% e i carichi sono soddisfatti, l’energia residua “esce” verso la rete pubblica.

1. Produzione < Consumo (Nuvole o Picchi di carico)

Se accendi il condizionatore e la produzione solare cala:

1. Il sistema preleva tutta l’energia solare disponibile.
2. Integrazione da Batteria: La batteria interviene per coprire la differenza.
3. Integrazione da Rete: Se la potenza richiesta supera la somma di (Sole + Batteria), la rete interviene istantaneamente per evitare il distacco.

1. Assenza di Produzione (Sera/Notte)

I pannelli sono spenti.

1. Scarica Batteria: La casa attinge esclusivamente dall’accumulo.
2. Rete di Supporto: Se la batteria si scarica sotto la soglia di sicurezza (es. 10%), il sistema passa automaticamente al prelievo da rete.

1. Batteria Carica e Nessun Consumo (Tipico mezzogiorno estivo)

Tutta l’energia prodotta viene immessa in rete. Questo è il momento in cui l’impianto “vende” energia (Scambio sul Posto o Ritiro Dedicato).

Il Ruolo del “Meter” (Il Vigile Urbano)

Perché il bilanciamento funzioni, l’inverter deve sapere cosa succede al punto di scambio con la rete. Questo avviene tramite il Meter (un sensore di corrente installato subito dopo il contatore Enel).

• Se il Meter rileva energia in uscita, segnala all’inverter di caricare le batterie.
• Se il Meter rileva energia in entrata, segnala all’inverter di aumentare l’erogazione dalle batterie per azzerare il prelievo.

Bilanciamento su Base Annua (nel nostro caso: 7.200 kWh)

Analizzando il consumo di 7.200 kWh/anno, il bilanciamento energetico ideale si sposta dal piano istantaneo a quello statistico:

• Autoconsumo (Diretto + Batteria): L’obiettivo è coprire circa 5.000-5.500 kWh tramite l’impianto.
• Prelievo da Rete: I restanti 1.700-2.200 kWh verranno prelevati inevitabilmente in inverno, quando il bilanciamento solare è strutturalmente negativo (poca luce, molte ore di buio).

Parametro di Bilancio	Valore Tipico Atteso
Grado di Autonomia	70% – 85%
Efficienza di Ciclo (Round-trip)	~90% (energia persa nei processi chimici della batteria) *
Perdite di Conversione	3-5% (calore dissipato dall’inverter)

*L’Efficienza di Ciclo (o Round-trip Efficiency) è il rapporto tra l’energia che riesci a recuperare dalla batteria e l’energia che hai dovuto spendere per caricarla. In parole semplici: se “inietti” nella batteria 10 kWh di energia solare, quanti ne potrai effettivamente usare per accendere le luci di casa la sera? La risposta non è mai 10, ma solitamente circa 9. Quel “1” che manca (il 10%) è l’energia persa durante il processo.

Analisi delle Perdite nel Bilancio

Non tutta l’energia prodotta dai pannelli arriva a destinazione. Nel bilancio dettagliato devi considerare:

1. Efficienza dell’Inverter: Trasformare DC in AC comporta una perdita.
2. Efficienza di Accumulo: Caricare e scaricare una batteria al litio non è perfetto; per ogni 10 kWh immessi, ne recuperi circa 9.
3. Autoconsumo dell’Impianto: L’inverter e la centralina SPI consumano una piccola quota di energia (circa 50-100W fissi) per restare accesi e monitorare il sistema.

Un punto critico per l’impianto

Con 7.200 kWh di consumo, se l’impianto fotovoltaico fosse di 6 kWp, avremmo un bilancio risicato: in estate si immetterebbe molto in rete, ma in inverno la batteria non riuscirebbe mai a caricarsi. Un bilanciamento ottimale potrebbe essere quello che si otterrebbe con un leggero sovradimensionamento dei pannelli (es. 8 kWp), per garantire che anche con poco sole la batteria riceva energia a sufficienza.

Per analizzare il bilanciamento tra luglio e dicembre, dobbiamo considerare come la curva di produzione solare si scontri con la curva di consumo.

Dato il consumo annuo di 7.200 kWh, ipotizziamo un impianto fotovoltaico da 8 kWp (che sarebbe l’ideale) e una batteria da 15 kWh.

Mese di luglio: L’eccedenza energetica

A luglio, la produzione è ai massimi livelli grazie all’inclinazione del sole e alle ore di luce (circa 14-15 ore).

• Produzione stimata: ~1.200 kWh/mese (Media 38-40 kWh/giorno).
• Consumo stimato: ~600 kWh/mese (Media 20 kWh/giorno).
• Comportamento del sistema:
  • Ore 08:00 – 10:00: Il sole copre la casa e carica velocemente la batteria.
  • Ore 10:00 – 18:00: La batteria è già carica (100%). Tutto il surplus (circa 20-25 kWh al giorno) viene immesso in rete.
  • Ore 20:00 – 07:00: La casa attinge dalla batteria. Con 15 kWh di accumulo e un consumo notturno di circa 8-10 kWh, la batteria non si scarica mai completamente.
• Bolletta: si pagherà solo i costi fissi (circa 15-20€). E si accumulerà un credito con lo Scambio sul Posto (SSP) o Ritiro Dedicato (RID) per l’energia immessa.

Mese di dicembre: Il deficit energetico

A dicembre, la produzione crolla a causa delle giornate corte (circa 8-9 ore di luce) e del sole basso all’orizzonte.

• Produzione stimata: ~300 kWh/mese (Media 10 kWh/giorno).
• Consumo stimato: ~600 kWh/mese (Media 20 kWh/giorno).
• Comportamento del sistema:
  • Ore 09:00 – 16:00: La produzione (10 kWh totali) fatica a coprire anche solo i consumi istantanei della casa (lavatrice, cucina, stand-by).
  • Batteria: In una giornata tipo, la batteria caricherà solo il 20-30%. Raramente arriverà al 100%.
  • Ore 17:00 – 08:00: La batteria si esaurisce in poche ore (verso le 21:00 o 22:00). Da quel momento in poi, si preleverà tutto dalla rete.
• Bolletta: si preleverà circa 300-400 kWh dalla rete. Al costo attuale (ipotizzando 0,25 €/kWh finito), la bolletta sarà di circa 80-110€.

Confronto dei Flussi (Tabella Previsionale)

Parametro	LUGLIO (Ottimale)	DICEMBRE (Critico)
Produzione FV	1.200 kWh	300 kWh
Consumo Casa	600 kWh	600 kWh
Autoconsumo Batteria	100% (Sempre carica)	30% (Raramente carica)
Energia Immessa in Rete	~650 kWh (Guadagno)	~20 kWh (Quasi nulla)
Energia Prelevata da Rete	~20 kWh (Solo picchi)	~320 kWh (Necessità)
Stato della Batteria	Lavora a cicli completi	Spesso quasi scarica

Analisi dei Costi e Risparmio Finale

Senza fotovoltaico, la bolletta media mensile sarebbe di circa 150€ (basata su 600 kWh/mese).

1. In Estate: si risparmierebbe circa 130€ al mese in bolletta, a cui si dovrà aggiungere il rimborso per l’eccedenza immessa (che si riceverà l’anno successivo).
2. In Inverno: Il risparmio scende a circa 40-50€ al mese. L’impianto riduce il prelievo ma non lo azzera.
3. Media Annua: Con una batteria da 15 kWh, il grado di indipendenza energetica sarà del 75% circa.

Nota Tecnica: In inverno, l’efficienza della batteria può calare leggermente se installata in un locale freddo (garage non isolato), poiché il litio soffre le basse temperature. Se possibile, l’accumulo va installato in un ambiente temperato.

Prossimo passo consigliato

Il risparmio maggiore lo si avrà ottimizzando i consumi invernali. Sarebbe utile monitorare quali elettrodomestici consumano di più nelle ore notturne di dicembre.

Massimizzare l’uso della batteria in inverno richiede un cambio di strategia: se il sole non basta a caricare le celle, puoi usare la rete elettrica in modo intelligente per proteggere l’impianto e risparmiare.

Molti inverter moderni (Huawei, Victron, Zucchetti, Tesla Powerwall, ecc.) offrono funzioni di “Force Charge” o “Time-of-Use (ToU)”.

Dove:

Time-of-Use (ToU) – “Gestione a Fasce Orarie”

Questa funzione permette di programmare l’inverter in base agli orari della tua tariffa elettrica (F1, F2, F3). Invece di lasciare che la batteria si carichi e scarichi “a caso” appena c’è o manca il sole, sei tu a stabilire le priorità.

Come funziona: Puoi impostare delle finestre temporali specifiche. Ad esempio:

• Fascia Notturna (Economica): Dalle 02:00 alle 06:00, l’inverter è autorizzato a caricare la batteria dalla rete se è sotto una certa soglia.
• Fascia Diurna (Costosa): L’inverter ha il divieto assoluto di prelevare dalla rete e deve dare priorità alla scarica della batteria per coprire i consumi di casa.

Perché è utile: Se sappiamo che alle 08:00 del mattino (inizio fascia F1, la più cara) avrai la batteria vuota perché è inverno, il sistema ToU la prepara di notte usando energia che costa meno, evitandoti di pagare l’elettricità a prezzo pieno al mattino.

Force Charge – “Carica Forzata”

Mentre il ToU è una programmazione regolare, la Carica Forzata è un comando (manuale o automatico) che ordina alla batteria di caricarsi immediatamente alla massima potenza possibile, prelevando energia da ogni fonte disponibile (solitamente la rete elettrica).

I tre casi d’uso principali:

• Protezione della batteria (Manutenzione): Se la batteria rimane allo 0% per troppo tempo (specialmente in inverno), le celle possono danneggiarsi. L’inverter attiva un Force Charge di emergenza dalla rete per riportarla a un livello di sicurezza (es. 10%).
• Allerta Meteo / Backup: Se le previsioni indicano un forte temporale con rischio di blackout, puoi attivare manualmente il Force Charge per essere sicuro di avere 15 kWh di autonomia pronti all’uso, indipendentemente dal sole.
• Ottimizzazione Dinamica: In alcuni mercati (che si stanno diffondendo anche in Italia), il prezzo dell’energia cambia ogni ora. Il Force Charge permette di approfittare di momenti in cui il prezzo è bassissimo o addirittura negativo.

Sintesi delle differenze

Funzione	Cosa fa?	Obiettivo principale
ToU (Time-of-Use)	Segue un calendario orario prefissato.	Risparmio economico (sposta i prelievi nelle ore meno care).
Force Charge	Impone la carica immediata a prescindere dal sole.	Sicurezza e prontezza (evita danni alle celle o blackout).

Ecco come sfruttarle.

Carica Forzata (AC Charging) nelle Fasce Economiche

Se si utilizzasse una tariffa elettrica bioraria o trioraria (F1, F2, F3), la corrente costa meno di notte e nei fine settimana (F3).

• La Strategia: si programma l’inverter per caricare la batteria dalla rete durante la notte (es. dalle 02:00 alle 06:00) fino a una certa soglia (es. 50%).
• Il Vantaggio: Al mattino, invece di prelevare energia in fascia F1 (più costosa), si userebbe l’energia “low-cost” stoccata di notte.
• Perché farlo: Anche se c’è una piccola perdita di efficienza nella conversione, il risparmio tra il prezzo F1 e F3 spesso compensa abbondantemente, specialmente se prevedi che il giorno successivo sarà molto nuvoloso.

Gestione della “Riserva di Soccorso” (SOC Minimo)

In inverno, la batteria rischia di restare allo 0% per giorni. Questo è dannoso per le celle al litio.

• Smart Setting: Alza il limite di scarica minima (Minimum SOC) al 15% o 20% (normalmente è al 5-10%).
• Il Risultato: Il sistema manterrà una riserva di energia prelevata dalla rete per evitare che la chimica della batteria si degradi a causa del freddo e dell’inattività. Inoltre, avrai una piccola scorta in caso di blackout improvviso.

Integrazione con le Previsioni Meteo (AI Forecasting)

I sistemi più avanzati si collegano al Wi-Fi per scaricare le previsioni meteo locali.

• Se il meteo prevede sole: Il sistema blocca la carica dalla rete, lasciando spazio libero nella batteria per l’energia solare gratuita che arriverà a mezzogiorno.
• Se il meteo prevede pioggia/neve: Il sistema capisce che i pannelli non produrranno nulla e decide autonomamente di caricare la batteria dalla rete durante la notte per coprire i consumi del giorno dopo.

Logica di “Peak Shaving” (Taglio dei Picchi)

Se si utilizza un contratto da 3 kW ma in inverno usi pompa di calore e induzione, si rischia che il contatore scatti.

• Funzione Smart: Si potrebbe impostare la batteria affinché intervenga per aiutare la rete quando il consumo supera la potenza contrattuale. Anche se la batteria è stata caricata dalla rete di notte, userà quell’energia per evitare che si rimanga al buio o si debba pagare per aumentare la potenza impegnata al distributore.

Attenzione all’efficienza (Il “Round-trip”)

Ricordate che caricare dalla rete per poi consumare dalla batteria comporta una perdita di circa il 10-15% (energia persa in calore durante la doppia conversione AC/DC e DC/AC).

• Regola pratica: Usare la carica smart dalla rete solo se la differenza di prezzo tra le fasce orarie è superiore al 15%, o se ha un’assoluta necessità di backup per motivi di sicurezza.

Una riflessione per il nostro caso (7.200 kWh/anno)

• Visto l’alto consumo, in inverno sarai spesso “in riserva”. Se hai intenzione di aggiungere una pompa di calore o un’auto elettrica, queste funzioni smart diventeranno essenziali per non far esplodere la bolletta di dicembre e gennaio.

Perché questa equazione è importante

• Il software dell’inverter (il cervello del sistema) ricalcola questa equazione migliaia di volte al secondo per decidere cosa fare.
• Il suo obiettivo principale è portare la Potenza di rete a zero (non pagare bollette) e portare P cessione alla rete al minimo possibile (perché l’energia conviene consumarla o stoccarla piuttosto che svenderla alla rete).

Un limite tecnico da ricordare

• In questa equazione, P batteria in scarica e P batteria in carica hanno un limite fisico dato dalla potenza nominale dell’inverter. Se la casa chiede 8 kW (P dei carichi) e la batteria può erogare al massimo 5 kW, l’equazione costringerà a prelevare i restanti 3 kW dalla rete (P dalla rete), anche se la batteria è carica al 100%.

In conclusione, per elaborare un’analisi accurata del bilanciamento dei carichi, sarebbe necessario disporre dei dati di consumo e produzione con una granularità al minuto. Tuttavia, le stime attuali sulla potenza nominale dell’impianto sono da ritenersi corrette e coerenti con i profili di carico ipotizzati. Resta inteso che, analizzando i dati reali forniti dal sistema di monitoraggio dell’inverter nell’arco di un intero anno solare, sarà possibile valutare eventuali interventi di ottimizzazione o di ampliamento della potenza installata.

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