Dimensionamento di un impianto fotovoltaico: dal consumo alla posa dei moduli

Un progetto EPC non parte sempre dallo stesso punto. Alcuni clienti arrivano con il proprio consumo annuo e un obiettivo di risparmio. In altri progetti è la superficie di tetto utile a decidere la risposta. Nei lavori di gara o di revisione, la potenza dell'impianto o il numero di moduli possono già essere fissati. Nessuno di questi dati, da solo, è un progetto finito.

Il compito è confrontare consumo, sito, componenti e limiti di connessione sullo stesso progetto. Una volta completato il layout dei moduli, il numero di pannelli e la potenza installata in DC diventano visibili. La simulazione della producibilità mostra quanta energia produce quel layout, e il modello di consumo e tariffa mostra che cosa significa il risultato per il cliente.

La progettazione fotovoltaica non ha un unico punto di partenza

A seconda di quale informazione guida il progetto, sono disponibili tre flussi:

• Progetto guidato dal consumo. Il consumo annuo, il profilo di carico orario, l'obiettivo di autoconsumo e la tariffa fissano un primo intervallo di potenza. Se quell'obiettivo si adatta realmente al sito viene verificato in seguito.
• Progetto guidato dall'area. Si sceglie il modulo e lo si dispone sulla superficie utile. Il layout determina il numero di moduli e la potenza installata in DC. Producibilità, consumo ed economia ne conseguono.
• Progetto guidato dall'obiettivo. Il numero di moduli, la potenza installata o un valore di produzione annua vengono presi come dato di ingresso del progetto. Le verifiche su sito, stringhe e inverter confermano poi se l'obiettivo è realizzabile.

Qualunque flusso si scelga, il ruolo di ingressi e uscite può cambiare nel corso del progetto. Nel lavoro guidato dal consumo, la potenza dell'impianto è prima un obiettivo e poi un risultato confermato dal layout. Nel lavoro guidato dall'area, il numero di moduli e la potenza installata sono un'uscita del layout. Anche i modelli di sistema dettagliati permettono di inserire direttamente le quantità di componenti oppure di calcolare la configurazione del generatore^[7].

Trasformare i dati di consumo in un obiettivo di progetto

In un progetto guidato dal consumo, dodici mesi di bollette danno il fabbisogno energetico annuo ma non la distribuzione nel tempo di quel consumo. I dati del contatore a intervalli orari o più brevi rivelano quanta parte della produzione fotovoltaica può essere usata sul posto nel momento in cui viene generata. Autoconsumo e quota di consumo coperta sono risultati diversi, ed entrambi sono influenzati dalla potenza dell'impianto e dal profilo di carico^[8].

Dove i dati a intervalli non esistono, si costruisce un profilo rappresentativo a partire da orari di lavoro, turni, tipo di riscaldamento e grandi carichi come i veicoli elettrici. Se è prevista un'auto elettrica, una pompa di calore o una batteria, si aggiunge al modello anche quel consumo di prossima introduzione.

L'obiettivo di progetto non è il solo consumo annuo. Dove l'energia immessa in rete vale poco, un impianto più piccolo con un autoconsumo elevato può dare un risultato economico migliore. Anche la superficie utile, la capacità strutturale, la potenza di connessione e il budget possono spostare l'obiettivo.

Se si parte dal consumo, si calcola il primo intervallo di potenza

Le fonti del settore usano diversi nomi per la stessa grandezza: resa specifica, producibilità specifica o rendimento energetico. Questo articolo usa la formulazione più diretta di producibilità annua per kWp. Il valore è l'energia che l'impianto dovrebbe fornire lato AC ogni anno per ogni 1 kWp di potenza DC installata:

Producibilità annua per kWp = produzione AC annua (kWh) ÷ potenza DC installata (kWp)

Da un obiettivo di consumo o di produzione segue il primo intervallo di potenza:

Primo obiettivo di potenza DC (kWp) = obiettivo di produzione annua (kWh) ÷ producibilità annua per kWp (kWh/kWp all'anno)

Questo risultato non è la potenza finale del progetto né il numero finale di moduli. È un obiettivo di progetto usato prima che il layout esista.

La producibilità annua per kWp e l'irraggiamento non sono la stessa grandezza. L'irraggiamento annuo sul piano dei moduli si esprime in kWh/m² all'anno, mentre il risultato di producibilità si esprime in kWh/kWp all'anno. Il risultato di producibilità dipende da posizione, orientamento, inclinazione, dati meteo, temperatura, ombreggiamento, modulo, inverter e perdite di sistema^[5].

PVGIS e PVWatts costruiscono una stima della producibilità a partire da queste variabili^[4][1]. Per un'analisi in serie temporale più dettagliata si possono usare modelli come SAM^[6]. Se lo strumento usato restituisce una producibilità AC che include già le perdite, non le si sottragga una seconda volta. Si registri esplicitamente quale output è stato usato nel calcolo.

Una volta scelto il modulo e costruito il layout, la potenza del progetto si legge direttamente dal layout:

Potenza DC installata del layout (kWp) = moduli posati × potenza del modulo (W) ÷ 1.000

Il primo obiettivo di potenza ricavato dal consumo e la potenza reale che il layout produce possono non coincidere. Invece di forzare il layout su un modulo in più o in meno, si confrontano le disposizioni realizzabili in base ai loro risultati di producibilità ed economia.

Se si parte dal tetto o dall'area del sito, si costruisce il layout

La superficie di tetto utile è inferiore alla superficie totale. Si prendano le dimensioni dei moduli dalla scheda tecnica del prodotto in uso e si trattino separatamente le distanze dai bordi, i corridoi di manutenzione, gli ostacoli in copertura, l'accesso antincendio e la prassi locale. Finché la verifica strutturale non è completa, un layout che sta soltanto geometricamente non va considerato realizzabile.

Dove ci sono più falde, si modella ciascuna come un sottocampo a sé, con proprio orientamento, inclinazione e ombreggiamento. Ridurre profili di produzione diversi a un unico orientamento medio distorce il risultato orario, in particolare quando falde est e ovest vengono usate insieme.

L'ombreggiamento influisce sia sul layout dei moduli sia sulla progettazione elettrica. L'ombra su uno dei moduli collegati in serie nella stessa stringa può cambiare la corrente di stringa e il punto di lavoro, e i diodi di bypass cambiano la forma di quell'effetto^[9]. Per questo l'ombra non va trattata solo come una percentuale fissa applicata a fine anno. Si verifichino MPPT e distribuzione delle stringhe insieme a un'analisi geometrica dell'ombreggiamento estesa all'anno. Il meccanismo è approfondito in ombreggiamento e dimensionamento delle stringhe, mentre il metodo stesso è descritto sotto analisi delle ombre.

Scegliere l'inverter in base al layout

La scelta dell'inverter è composta da tre gruppi di verifiche distinti. Verificarne uno solo non basta.

Il rapporto DC/AC divide la potenza nominale DC del generatore per la potenza nominale AC dell'inverter. PVWatts V8 usa 1,2 come valore predefinito per la modellazione preliminare^[2]. Questo valore non è un requisito di progetto. Un rapporto più alto può mantenere l'inverter più spesso vicino alla potenza nominale, e influisce anche su clipping, carico termico e limiti del produttore. Si verifichi il rapporto finale con una simulazione annua e la scheda tecnica dei componenti^[12].

La verifica di tensione esamina due estremi termici. Alla temperatura minima di progetto, la tensione a vuoto di stringa corretta non deve superare la tensione DC massima ammessa in ingresso dall'inverter. Alla temperatura massima di cella, la tensione di lavoro della stringa deve restare nell'intervallo dell'MPPT di riferimento. Si controllino separatamente, dalla scheda tecnica del produttore, anche la tensione di avvio e l'intervallo MPPT alla potenza nominale.

La verifica di corrente valuta insieme il numero di stringhe in parallelo per MPPT, la corrente massima di ingresso utilizzabile, la corrente di corto circuito ammessa e i limiti dei connettori. In particolare sui moduli moderni ad alta corrente, il solo calcolo di tensione non basta. La serie IEC 62548-1 vigente copre i requisiti di progettazione e protezione DC dei generatori; per la scelta del prodotto restano di riferimento la scheda tecnica aggiornata e lo strumento di progettazione del produttore^[10][11].

Se una di queste verifiche non è soddisfatta, si cambia il numero di moduli, la lunghezza della stringa, la distribuzione degli MPPT o il modello di inverter, e si rilancia la simulazione.

Verificare i limiti di perdita nel calcolo della producibilità

La potenza del modulo è un valore nominale DC in condizioni standard di prova. Ciò che il cliente usa o immette in rete è l'energia AC che sopravvive a irraggiamento orario, temperatura, ombra, perdite elettriche, conversione dell'inverter, clipping e disponibilità.

I valori seguenti sono ipotesi d'esempio scelte solo per mostrare il metodo. Non sono valori tipici e non costituiscono una raccomandazione di progetto:

In questo esempio semplificato, che usa percentuali annue fisse, le perdite vengono combinate per moltiplicazione. Il riferimento tecnico di PVWatts aggrega le perdite di sistema percentuali con lo stesso metodo, mentre l'attuale PVWatts V8 prende perdita di sistema ed efficienza dell'inverter come input separati^[3][2]. In una simulazione dettagliata, temperatura, ombreggiamento e comportamento dell'inverter vengono invece calcolati al punto di lavoro orario. Per questo la catena di perdite semplificata non va usata al posto di un modello completo in serie temporale.

Il performance ratio esprime quanta parte della risorsa solare sopravvive agli effetti reali del sistema, come la temperatura dei moduli, l'ombreggiamento, il cablaggio e l'inverter. La relazione semplificata è:

Ore equivalenti di sole pieno = irraggiamento annuo sul piano dei moduli ÷ 1 kW/m²

Producibilità annua per kWp = ore equivalenti di sole pieno × performance ratio

Tenerli distinti evita di leggere l'irraggiamento come se fosse un risultato di producibilità, ed evita di applicare le stesse perdite due volte^[5].

Come lo stesso progetto procede da due punti di partenza diversi

Questo esempio non è una stima di sito. Mostra come un flusso guidato dal consumo e un flusso guidato dal tetto si incontrano sullo stesso progetto. Ipotesi: 4.200 kWh di consumo annuo, un obiettivo di produzione annua di 4.200 kWh, un tetto esposto a sud con inclinazione di 35°, un irraggiamento annuo sul piano dei moduli di 1.250 kWh/m², moduli da 440 W e il calcolo di perdita semplificato di cui sopra.

I passaggi del calcolo:

1. Producibilità prima delle perdite: 1.250 kWh/m² all'anno di irraggiamento sul piano dei moduli corrispondono a 1.250 ore equivalenti di sole pieno a un riferimento di 1 kW/m². Per 1 kWp questo significa un valore teorico di 1.250 kWh all'anno prima delle perdite.
2. Performance ratio semplificato: moltiplicando i coefficienti di perdita resta circa 0,824.
3. Producibilità annua per kWp: 1.250 × 0,824 = circa 1.030 kWh/kWp all'anno.
4. Flusso guidato dal consumo: 4.200 ÷ 1.030 dà un primo obiettivo di potenza di 4,08 kWp. Questo numero è il valore approssimativo a cui punterà il layout, non il numero finale di moduli.
5. Flusso guidato dal tetto: si sceglie un modulo da 440 W e lo si dispone sul tetto reale. Nove pannelli danno 3,96 kWp installati, dieci pannelli danno 4,4 kWp.
6. Controllo della producibilità: alla stessa producibilità per kWp, il layout a nove pannelli produce circa 4.079 kWh e quello a dieci pannelli circa 4.532 kWh di energia AC all'anno.
7. Controllo dell'area: con un'ipotesi di 1,95 m² per modulo, dieci pannelli sono 19,5 m² di sola superficie captante. La superficie di tetto realizzabile è determinata dal layout reale, dalle distanze dai bordi, dai corridoi di manutenzione e dagli ostacoli.
8. Scelta preliminare dell'inverter: per un generatore da 4,4 kWp, un inverter da 3,6 kW dà un rapporto DC/AC di 1,22 e uno da 4 kW dà 1,10. La scelta si fa dopo aver verificato la simulazione di clipping, il limite di potenza del produttore, le tensioni a freddo e a caldo, la corrente MPPT e la corrente di corto circuito.

Nell'esempio il calcolo dal consumo indica un obiettivo di 4,08 kWp, mentre il layout reale porta il sito a un risultato realizzabile di nove o dieci moduli. Il consumo orario, la quota di autoconsumo, la tariffa, il valore dell'energia immessa in rete, il limite di connessione e i piani futuri del cliente decidono tra le due opzioni. Il calcolo non impone il layout, e il layout non si giudica indipendentemente dall'obiettivo di consumo.

Che cosa cambia per un impianto commerciale

Il metodo non cambia, ma i vincoli determinanti variano a seconda del tipo di progetto. Con tariffe che includono un corrispettivo di potenza, gli intervalli di consumo più alto contano quanto i kWh annui. In alcuni progetti i limiti di connessione alla rete e la capacità strutturale possono essere più decisivi della superficie di tetto.

Non si dia per scontato che il consumo commerciale sia sempre concentrato di giorno. Si verifichino turni, weekend, stagionalità e fermate produttive rispetto a un profilo di carico misurato. Dove è prevista una batteria, si progettino insieme impianto fotovoltaico e accumulo, a partire da dati di produzione, consumo e tariffa alla stessa risoluzione temporale. L'effetto delle tariffe a fasce orarie è approfondito in peak shaving ed economia delle batterie.

Cinque errori di progettazione che arrivano fino al preventivo

1. Confondere l'irraggiamento con la producibilità per kWp. kWh/m² e kWh/kWp non sono la stessa grandezza.
2. Applicare le perdite due volte. Sottrarre di nuovo le perdite da un risultato di producibilità AC già calcolato dal modello sottostima la produzione.
3. Non aggiornare la producibilità dopo che il layout è cambiato. La disposizione dei moduli nel preventivo e la stima energetica finiscono così per basarsi su progetti diversi.
4. Scegliere l'inverter solo in base al rapporto DC/AC. Tensione, corrente MPPT, corrente di corto circuito e limiti di potenza del produttore restano fuori dalla verifica.
5. Considerare la produzione annua come risparmio. Autoconsumo, periodo di compensazione e prezzo dell'energia immessa in rete restano fuori dal calcolo.

Come funziona questo processo in solarVis

Il metodo generale di progettazione si svolge in solarVis progettazione 3D e simulazione in tre passaggi collegati. Consumption Details definisce il consumo mensile, il profilo di carico giornaliero e la tariffa^[13]. Site Modeling costruisce la geometria del sito e gli ostacoli. Panel Placement permette poi di impostare come obiettivo il numero di moduli, la produzione annua, la potenza installata in kWp o la quota di consumo coperta^[14].

Una volta completato il layout, il numero di moduli, la potenza installata, l'ombreggiamento, le stringhe e la scelta dell'inverter vengono verificati tutti sullo stesso progetto^[15]. I risultati di produzione ed economici passano nel software per preventivi fotovoltaici a partire dagli stessi dati di progetto. La disposizione dei moduli che il cliente vede e il valore di produzione nel preventivo non si basano quindi su versioni diverse.

Quattro limiti vanno detti prima di incontrarli. I calcoli di producibilità e di perdita descritti sopra si basano su una simulazione oraria: i transitori molto brevi di irraggiamento e ombreggiamento all'interno di un'ora rientrano nella sua media invece di essere risolti singolarmente. Il dimensionamento di inverter, batteria e pompa di calore proposto in Panel Placement è un suggerimento costruito dal layout e dal modello di consumo: solarVis propone un punto di partenza, mentre la scelta finale resta al progettista, che la verifica sulla scheda tecnica del costruttore con le stesse verifiche di tensione, corrente e rapporto DC/AC viste sopra. SolarVis non rilascia conformità normativa né approvazione strutturale, non presenta pratiche di autorizzazione o di connessione, non misura la produzione a impianto installato e non regola con il distributore l'energia immessa in rete. Questi passaggi restano al progettista abilitato, all'installatore e al gestore di rete.