Energia Solare Fotovoltaica
Sezione 3 – L’Inverter
Corso di ENERGETICA
A.A. 2015/2016
Docente: Prof. Renato Ricci
Dipartimento di Ingegneria Industriale e Scienze Matematiche
INVERTER (1)
CONVERTITORI STATICI
Dispositivi di potenza per la conversione di
grandezze elettriche, come tensione e
frequenza
Convertitori Statici CA/CC
Raddrizzatori ed
alimentatori
Convertitori Statici CC/CC
Chopper
Convertitori Statici CC/CA
Inverter
Convertitori Statici CA/CA
Cicloinverter
Gli INVERTER fanno più genericamente parte di una famiglia di dispositivi elettrici chiamati CONVERTITORI STATICI,
ossia un sistema che converte una grandezza elettrica come la tensione o la frequenza. Più precisamente l’inverter ha
lo scopo di convertire la tensione continua proveniente dal generatore fotovoltaico in una tensione alternata avente
le caratteristiche della rete elettrica alla quale lo stesso è connesso (BT-Bassa tensione o MT-Media Tensione). La
quasi totalità degli inverter opera in Bassa Tensione, Monofase (230 Vac) o Trifase (400Vac) , con una frequenza di
rete di 50 [Hz] oppure ad alta frequenza, con l’interposizione di un trasformatore idoneo. Oltre alla conversione della
tensione in realtà gli inverter per applicazioni fotovoltaiche hanno una particolarità, ossia quella di essere dotati di
un sistema di inseguimento della massima potenza (MPPT: Maximum Power Point Tracking). L’inseguimento viene
realizzato mediante un circuito ad impedenza variabile che adatta il carico alle condizioni di generazione di energia
fotovoltaica, ciò garantisce che il modulo FV operi sempre in condizioni di massima potenza anche al variare
dell’irraggiamento solare e/o della temperatura ambiente.
INVERTER (2)
I primi Inverter utilizzati per la connessione di impianti fotovoltaici alla rete elettrica di trasporto utilizzavano un
circuito a ponte di TIRISTORI (pressoché equivalente al diodo con la sola differenza che la conduzione diretta avviene
solamente in seguito all'applicazione di un opportuno segnale di innesco su un terzo terminale denominato gate ).
Ogni coppia di tiristori riceve un impulso di trigger sincronizzato con la frequenza di rete; tale frequenza viene fornita
dalla stessa rete a cui il sistema è collegato. Quando un segnale di comando viene fornito al gate il tiristore va in
conduzione e lascia passare corrente continua; grazie alla durata limitata del segnale la tensione di uscita dal tiristore
sarà un’onda quadra alternata che non risulta necessariamente in fase con la tensione di rete. La presenza dell’onda
quadra alternata risulta fortemente distorta rispetto all’onda sinusoidale ed evidenzia la presenza di armoniche che
devono comunque rimanere comprese all’interno dei limiti imposti dalle norme IEC-1000-3-2 e IEC-1000-3-3. La
limitazione delle armoniche viene assicurata dalla presenza di filtri in uscita e di circuiti compensatori.
Attualmente esistono Inverter AUTOREGOLANTI che, in funzione della tensione di lavoro, utilizzano dispositivi di
potenza come MOSFET, Tiristori o IGBT. Tutti questi componenti vengono fatti operare a frequenza elevata, più
elevata rispetto alla frequenza di rete, ed approssimano l’onda sinusoidale grazie ad un treno di impulsi a durata
variabile (Metodo PWM-Pulse Wave Modulation). La frequenza di modulazione dei componenti di potenza è
compresa fra 10 e 100 [kHz] e, comunque, è necessario un filtro a valle per conferire all’onda dell’inverter la forma
richiesta.
+ Vcc
Vac
t
- Vcc
INVERTER (3)
A valle dell’Inverter può essere posizionato un
trasformatore operante alla frequenza di rete (50
Hz), in questo modo la tensione di uscita viene
adattata alla tensione di rete. Chiaramente la
presenza del trasformatore riduce le interferenze
elettromagnetiche ma aumenta le perdite del
sistema ed il costo e peso globali del sistema.
Un’alternativa può essere quella di utilizzare dei
trasformatori ad alta frequenza (10-50 kHz) che
portano a minori perdite di potenza sebbene il
circuito interno del sistema sia più complicato.
In caso di piccoli impianti vengono evitati i
trasformatori ma in questo caso la tensione di
lavoro del generatore fotovoltaico deve essere
molto più alta del massimo valore della tensione di
rete; se questa condizione non viene garantita dal
Generatore bisogna aggiungere in cascata un
convertitore Step-Up DC-DC (è un convertitore DCDC con una tensione di uscita maggiore
dell'ingresso). L’Inverter, come detto, adegua la
frequenza e sincronizza la tensione a quella di rete
ai fini della messa in parallelo con la rete stessa e si
disattiva automaticamente (Stand-By) in
mancanza della rete o se i valori di tensione e di
frequenza escono dai limiti prestabiliti.
Vcc
+
L1
Vac
N
-
+ Vcc
Vac
t
- Vcc
INVERTER (4)
Nella scelta dell’Inverter bisogna tenere conto dei seguenti criteri:
1. La potenza massima del generatore FV deve essere inferiore alla potenza massima consentita dall’Inverter, ma quanto più
prossima ad essa;
2. La massima tensione a vuoto del generatore FV, che avviene alla minima temperatura, non deve superare la massima tensione
in ingresso tollerata dall’inverter.
3. La minima tensione MPP del generatore FV, valutata alla massima temperatura di esercizio, deve essere superiore alla minima
tensione di funzionamento MPPT dell’Inverter
4. La massima tensione MPP del generatore
Curva a temperatura Massima
FV, valutata alla minima temperatura deve
del generatore FV
essere inferiore alla massima tensione
Curva a temperatura Minima
MPPT dell’Inverter
I
Massima Corrente in
del generatore FV
5. La massima corrente MPP del generatore
ingresso tollerata
FV deve essere inferiore della massima
dall’Inverter
corrente tollerata in ingresso dall’inverter.
Massima tensione a
vuoto del
generatore FV
V
Minima tensione
MPPT
dell’Inverter
≤
Minima tensione
a vuoto MPP del
generatore FV
Massima tensione a vuoto
MPP del generatore FV
≤
Massima tensione MPPT
dell’Inverter
≤
Massima tensione in
ingresso tollerata
dall’Inverter
Tipologie Progettuali (1)
Sistemi con un inverter centralizzato con bassa tensione nominale
Si parla della tensione lato continua. La bassa tensione (Vcc≤120[V]) si ottiene connettendo pochi moduli in serie a formare una stringa
(normalmente da 3 a 5 moduli di dimensioni standard). Uno dei vantaggi di stringhe così corte è dato dalla minimizzazione dell’effetto di
riduzione della potenza complessiva in caso di ombreggiamento parziale di un modulo. In questo caso la corrente della stringa diventa
uguale a quella del modulo che produce di meno, ma la riduzione sul totale non è elevata. Lo svantaggio principale di tale concezione è
l’elevato valore delle correnti in gioco a causa del parallelo tra un maggior numero di stringhe nel quadro di campo. Diventa necessario
utilizzare cavi di sezione relativamente grande per mantenere le perdite ohmiche entro valori accettabili. Salvo casi particolari stabiliti
dalla norma CEI 64, inoltre, il limite dei 120[Vcc] o dei 50[Vac] corrisponde alla “tensione di contatto limite convenzionale”, entro la quale
è possibile realizzare sistemi a bassissima tensione di sicurezza (SELV – Safety Extra Low Voltage) o a bassissima tensione di protezione
(PELV – Protective Extra Low Voltage) per i quali non è richiesta una protezione contro i contatti indiretti. Si ricorda che in un sistema SELV
o PELV viene richiesta la presenza di un trasformatore di sicurezza verso la rete, cioè un isolamento doppio rinforzato fra gli avvolgimenti,
oppure uno schermo collegato a terra (solo nei PELV)
Sistemi con un inverter centralizzato con
tensione nominale medio-alta
Il vantaggio di queste configurazioni sta nella possibilità di utilizzare
cavi di sezione ridotta, grazie alla presenza di correnti di entità
contenuta. Lo svantaggio, legato al maggior numero di moduli da
connettere in serie, risiede nelle maggiori perdite di energia nel
caso di ombreggiamento parziale di un modulo. In questo caso
la riduzione della corrente prodotta dalla stringa (il modulo che
riceve meno radiazione è quello che determina la corrente
dell’intera stringa) è una quantità importante della totale.
Ovviamente l’adozione di un sistema MonoInverter richiede
l’utilizzo di moduli FV dello stesso tipo altrimenti sarebbe
impossibile fare operare il sistema in condizioni di massima
potenza, visto che il valore di FF potrebbe differire all’interno del
campo o della stessa stringa.
Impianto Mono
Inverter
CC
CA
Tipologie Progettuali (2)
Il concetto di più inverter connessi con modalità “Master – Slave”
Impianti FV di taglia superiore spesso utilizzano due o tre inverter che si ripartiscono la potenza prodotta. Uno di essi è
il “master” ossia l’elemento al quale è assegnata la priorità e che funziona da solo in caso di basso irraggiamento.
Quando cresce la radiazione incidente, fino al punto in cui la potenza prodotta supera quella massima dell’inverter
master, entra in gioco automaticamente l’inverter successivo. Al fine di suddividere equamente il carico di lavoro, il
ruolo di master viene assegnato alternativamente ai diversi inverter, secondo cicli specifici. Il vantaggio di questa
configurazione sta nel fatto che, anche con basso irraggiamento, il gruppo di conversione lavora con efficienza
elevata. Cosa che non accadrebbe utilizzando un unico inverter costretto a lavorare con potenze ben inferiori della
nominale. Il sistema diventa però più costoso.
Il concetto della conversione di sotto-campo e di stringa
Nel caso in cui il sistema sia composto da sotto-campi o
da stringhe con diverse inclinazioni e/o con diversi profili
di ombreggiamento e/o con diversi orientamenti si
utilizza un inverter “dedicato” per ognuna di tali
configurazioni. In questo modo si ottengono rese
superiori rispetto ad un inverter centralizzato per merito
dei singoli dispositivi MPPT. Il costo di impianto aumenta.
A stringhe molto lunghe corrispondono maggiori perdite
in caso di ombreggiamento parziale di uno o più moduli: il
modulo che riceve meno radiazione solare è quello che
determina la corrente dell’intera stringa. Per impianti di
potenza inferiore a 10 [kW] si può utilizzare una soluzione
con un solo inverter dotato però di più ingressi in
continua assistiti da MPPT separati. Una particolare
attenzione andrà dedicata nella scelta, per ogni stringa,
di moduli aventi stessa tolleranza elettrica.
CC
CA
CC
CA
CC
CA
Impianto con Inverter di Stringa
Tipologie Progettuali (3)
Moduli con inverter dedicato
La situazione ottimale per ottenere un’ elevata efficienza dalla conversione (da radiazione solare ad energia elettrica
con forma d’onda alternata sinusoidale) realizzata con l’accoppiamento tra modulo fotovoltaico e inverter sarebbe
quella di far lavorare ogni modulo continuamente al suo punto di massima potenza. Questo si ottiene accoppiando un
inverter ad ogni modulo ottenendo delle unità “modulo-inverter”, anche chiamate “moduli in corrente alternata”. In
alcuni casi i dispositivi per la trasformazione del segnale in alternata sono così piccoli da poter essere inseriti
direttamente nella scatola di giunzione del modulo. Un altro vantaggio di questa configurazione è la semplicità con cui
il sistema può essere ampliato in una fase successiva a quella di installazione. Questa soluzione ha, al momento, i
difetti del costo più elevato e della minore efficienza nella conversione del segnale.
Inverter di STRINGA
CC
CA
CA
CC
CA
CC
CA
CC
CC
Moduli AC
CA
CC
CA
CA
CC
CA
CC
CA
CC
Tipologie Progettuali (4)
CONNESSIONE ALLA RETE ELETTRICA DELL’INVERTER
Il collegamento alla rete elettrica di Bassa Tensione può essere MONOFASE o TRIFASE ed è regolamentato dalla norma CEI
11-20;V1. La connessione MONOFASE è possibile solo fino ad una potenza massima NOMINALE dell’Inverter inferiore a 6
[kW] (10 [kW] in accordo con il gestore della rete). Per potenze superiori deve essere adottata una soluzione TRIFASE.
1. Per impianti FV fino a 2-3 [kW] si dividono i moduli in 2-3 stringhe che vengono connesse direttamente ad un
INVERTER MONOFASE.
2. Per impianti FV fino a 6 [kW] si utilizza un solo inverter monofase di tipo multistringa, ossia in grado di gestire ogni
singola stringa collegata in modo separato, adattandosi a MPPT diversi.
3. Per impianti di potenza maggiore di 6 [kW] l’uscita è trifase e si può scegliere una soluzione a mono-inverter o multiinverter. Quest’ultima soluzione è in genere preferita fino a potenza di diverse centinaia di chilowatt ed il TRIFASE è
ottenuto collegando più inverter monofase ad un trasformatore di uscita trifase. Il trasformatore di
uscita può essere evitato se gli inverter hanno una
N L1 L2 L3
potenza complessiva non superiore a 20 [kW].
Quando l’inverter è collegato ad una rete di MEDIA
TENSIONE , tramite una cabina di trasformazione utente, la
separazione dalla rete pubblica è garantita dal
trasformatore di MT/BT e non è così
necessario che gli Inverter
dispongano di un proprio
Rete di BT
trasformatore di
separazione verso la rete.
CC
CA
CC
CA
CC
CA
Tipologie Progettuali (5)
Sistemi connessi alla rete di Media Tensione
In questo caso l’inverter si presenta in
configurazione rack dove più unità di conversione
statica sono accoppiate in parallelo sullo stesso
bus. In genere vengono usati inverter PWM ad alta
frequenza e, pertanto, è necessario schermare
opportunamente gli stessi con dei filtri EMI, onde
evitare l’immissione di disturbi elettromagnetici
nelle apparecchiature poste nelle vicinanze. Gli
inverter sono privi di trasformatore in quanto dopo
la stazione di SEZIONAMENTO viene inserito un
trasformatore generale di innalzamento della
tensione da BT a MT.
Scelta dell’Inverter (1)
Il rendimento di un inverter cambia al variare della potenza di lavoro, ossia al mutare delle condizioni ambientali. Gli
inverter dotati di trasformatore di separazione operante a frequenza di rete hanno un andamento dell’efficienza come
quello riportato in figura, diversamente, i sistemi senza trasformatore o con trasformatore ad alta frequenza
presentano un’efficienza maggiore ma il picco è più marcato.
Per ottenere un valore di
efficienza significativo
bisognerebbe ipotizzare un
diagramma temporale della
potenza rilasciata dal
generatore FV e calcolarsi il
“rendimento medio equivalente
annuo”. Su questa idea si fonda
il concetto di RENDIMENTO
EUROPEO, solo che le gli
andamenti delle potenze sono
stati desunti dall’irraggiamento
solare del Centro Europa,
inferiore a quello presente alle
nostre latitudini. Il progettista
può a sua discrezione costruirsi
un grafico di irraggiamento
dedicato alla località di
progetto.
Il rendimento europeo si determina in base alle efficienze a carico parziale dell’inverter:
euro 0.03 5% 0.06 10% 0.13 20% 0.10 30% 0.48 50% 0.20 100%
Scelta dell’Inverter (2)
La potenza massima in ingresso di un inverter è funzione della potenza nominale del generatore fotovoltaico;
quest’ultima può essere raggiunta o, in qualche caso, superata, in funzione della località di progetto. Si ricorda che la
potenza nominale del generatore si ottiene solo quando le condizioni di lavoro sono STANDARD, ossia Irraggiamento
di 1000 [W/mq] e temperatura cella di 25 gradi; per valori più alti di irraggiamento la potenza del generatore diventa
maggiore di quella nominale.
Da queste considerazioni è pratica comune scegliere la potenza di ingresso dell’Inverter nel modo seguente:
•Per progetti ricadenti in località del NORD ITALIA la potenza dell’Inverter è pari al 90-95% della potenza
nominale del generatore FV, in quanto per la maggior parte del tempo l’inverter lavora a potenza ridotta. Si
scende anche al 85% per impianti con esposizione non ottimale o su facciata verticale.
•Per progetti dedicati al CENTRO e SUD dell’ITALIA l’Inverter viene sovradimensionato scegliendo una potenza
di ingresso pari al 105-110% della potenza nominale del generatore FV.
Per quanto riguarda la scelta delle tensioni in ingresso all’Inverter possiamo adottare i seguenti criteri:
1. La massima tensione a vuoto del generatore FV, che si ottiene alla minima temperatura ambiente, deve
essere inferiore alla massima tensione di ingresso dell’inverter. Se ciò non accade l’inverter sarà
irrimediabilmente danneggiato.
2. La minima tensione MPP del generatore, raggiunta per Tamb =70 gradi ed irraggiamento di 1000 [W/m2],
deve essere superiore alla minima tensione MPPT dell’inverter; se ciò non accade l’inverter va in Stand-by.
3. La massima tensione MPP del generatore , raggiunta per Tamb =-10 gradi ed irraggiamento di 1000 [W/m2],
deve essere inferiore alla massima tensione MPPT dell’inverter; se ciò non accade l’inverter va in Stand-by.
4. La massima corrente MPP del generatore sia inferiore alla massima corrente sopportata dall’Inverter.
Il grado di protezione di un inverter è sempre maggiore o uguale a IP54, per installazioni all’aperto o in ambienti
polverosi ed umidi è preferibile un grado di protezione IP65.
La portata di aria del ventilatore all’interno del quadro contenente l’inverter deve essere maggiore di:
V 3.5
(1 inv )
Pnom [m3 / h]
inv (Ti Te )
Ti Temperatura Aria Interna al quadro
Te Temperatura Aria esterna al quadro
Pnom Potenza elettrica nominale inverter [W ]
Grandezze caratteristiche di un Inverter
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
Potenza massima del generatore FV (Wp)
Range di tensione MPPT (V)
Tensione massima di Ingresso (V)
Potenza Nominale (W)
Numero di Fasi (1 o 3)
Variazione della tensione di uscita (%) (in genere ±20 %)
Massima efficienza (%)
Assorbimento in stand-by (W)
Distorsione Armonica (%) (in genere < 3%)
Varistori in Ingresso (Si-No)
Diodi di Blocco Interni (Si-No)
Controllo dell’isolamento sul lato CC (Si-No-OPZ)
Protezioni di Interfaccia (Si-No)
Separazione Galvanica (Traformatore Bassa Frequenza, Trasformatore Alta Frequenza, Senza trasformatore)
Codice Contenitore (IP__)
Ingresso Stringhe (M-Morsetti, C-Connettori)
Parallelo Stringhe (No, Si e numero di stringhe e numero di ingressi MPPT)
Range di temperatura di esercizio (in genere da -10 a +60 gradi)
Livello acustico (dB)
Ventilazione (Naturale o Forzata)
Dimensioni
Peso (kg)
Rispetta o meno le norme DK5940
Certificazioni (CEI11-20, DK5940, EN50081, EN61000, EMC, VDE, …..)
Garanzia (numero di anni, in genere 5)
Estensione della garanzia (numero di anni, in genere 10 o 20 anni)
Gradi di Protezione
La protezione di un pannello fotovoltaico è in genere IP65, quella di un
Inverter da esterno è almeno IP54.
Cavi elettrici non solari
In precedenza è stato affrontato il problema della scelta dei cavi elettrici per la connessione dei moduli fotovoltaici; è
emerso a tal proposito la necessità di individuare una particolare categoria, quella dei CAVI SOLARI, in grado di
rispondere ad i requisiti di alta temperatura operativa, forte irraggiamento ultravioletto e lunga durata.
Dai QUADRI di CAMPO in poi le condizioni operative sono meno stringenti e si può così operare con cablaggi
standard; rimane però una suddivisione:
1. dai quadri di campo all’inverter si utilizzano cavi elettrici per corrente continua
2. dall’inverter in poi si utilizzano cavi elettrici per corrente alternata.
I cavi elettrici di bassa tensione sono costruiti per i seguenti valori della tensione verso terra, U0, e della tensione
nominale, U: 300/300 [V], 300/500 [V], 450/750 [V] e 0.6/1 [kV]. Dove U0 è la tensione fra un cavo e la terra mentre
U è la tensione fra cavo e cavo. Essi possono essere isolati in PVC, in tal caso la temperatura massima a regime è di
70 gradi, o in EPR o in XLPE, in tal caso la temperatura massima è di 90 gradi. Quest’ultimo tipo di isolamento viene
in genere adottato per potenze dell’ordine delle decine o centinaia di chilowatt.
Per circuiti di comando, segnalazione, misura, illuminazione, prese, ecc.., il cavo in PVC è il più conveniente; mentre
per la scelta del voltaggio è frequente l’uso del tipo 450/750 e, in caso di forza motrice o generatori FV ad alta
tensione di stringa si sceglie lo 0.6/1 [kV].
Per la posa interrata sono adatti solo i cavi con guaina e con tensione nominale di 0.6/1 [kV].
In corrente continua la tensione del sistema elettrico NON DEVE SUPERARE 1.5 VOLTE la tensione nominale dei cavi;
di conseguenza:
1. nei SISTEMI ISOLATI o CON UN POLO A TERRA, dove la tensione verso terra è uguale alla tensione nominale
(U0=U)
a) i cavi con tensione nominale (450/750) sono idonei per impianti FV fino a 1.5x450=675 Vcc
b) I cavi con tensione nominale (0.6/1 kV) sono idonei per impianti FV fino a 1.5x600=900 Vcc
2. Nei SISTEMI CON PUNTO MEDIANO A TERRA , dove U0=0.5 U, si ha che:
a) I cavi con tensione nominale (450/750) sono idonei fino a 1.5x750=1125 Vcc
b) I cavi con tensione nominale (0.6/1 kV) sono idonei fino a 1.5x1000= 1500 Vcc.
Calcolo della perdita di voltaggio sui cavi
CONTINUA
Ucc R I Lcc
TRIFASE
Uca 3 R cos X sen I Lca
MONOFASE
Uca R cos X sen I Lca
R – Resistenza lineare del cavo (ohm/km)
X – Reattanza lineare del cavo (ohm/km)
I – Corrente nominale (A)
L – Lunghezza del cavo (km o in m)
U – Voltaggio (V)
Condizione per impianti FV
Ucc Uca
Unom
100 (1% 2%)
Cavo H07RN-F unipolare a bassa tensione (450/750)
Sezione
Diametro
conduttore
conduttore (mm)
(mmq)
Spessore
isolante
(mm)
Diametro
esterno cavo
(mm)
Peso cavo
(kg/km)
Resistenza
(ohm/km)
Portata in
aria libera
(A)
Raggio di curvatura (mm)
Posa Fissa
Servizio
Mobile
1.5
1.5
0.8
7.2
50
13.3
17.5
30
75
2.5
1.9
0.9
8
65
7.98
20
35
80
4
2.4
1
9
90
4.95
30
40
90
6
3
1
11
120
3.3
38
45
110
10
4.1
1.2
12.5
180
1.91
53
50
130
16
5.2
1.2
14.5
250
1.21
71
60
150
25
6.3
1.4
16.5
350
0.78
94
70
170
35
7.7
1.4
18.5
500
0.554
117
75
190
50
9.4
1.6
21
650
0.386
148
85
210
70
10.9
1.6
23.5
900
0.272
185
95
240
95
12.7
1.8
26
1200
0.206
222
100
260
120
14.5
1.8
28.5
1450
0.161
260
110
290
150
15.6
2
31.5
1800
0.129
300
130
320
185
17.8
2.2
34.5
2200
0.106
341
140
350
240
20
2.4
38
2800
0.0801
407
150
380
Cavo H07RN-F bi e tri-polare a bassa tensione (450/750)
Cavo H07RN-F bipolare a bassa tensione (450/750)
Sezione
Diametro
conduttore
conduttore (mm)
(mmq)
Spessore
isolante
(mm)
Diametro
esterno cavo
(mm)
Peso cavo
(kg/km)
Resistenza
(ohm/km)
Portata in
aria libera
(A)
Raggio di curvatura (mm)
Posa Fissa
Servizio
Mobile
1
1.3
0.8
10.5
95
19.5
16
45
110
1.5
1.5
0.8
11.5
120
13.3
19.5
50
120
2.5
1.9
0.9
13.5
170
7.98
25
55
140
4
2.4
1
15
230
4.95
34
60
150
6
3
1
18.5
300
3.3
43
75
190
10
4.1
1.2
24
540
1.91
60
100
240
16
5.2
1.2
27.5
720
1.21
79
110
280
25
6.3
1.4
31.5
1000
0.78
105
130
320
Cavo H07RN-F tripolare a bassa tensione (450/750)
1
1.3
0.8
11.5
110
19.5
16
50
120
1.5
1.5
0.8
12.5
140
13.3
19.5
50
130
2.5
1.9
0.9
14.5
210
7.98
25
60
150
4
2.4
1
16
280
4.95
35
65
160
6
3
1
20
370
3.3
44
80
200
10
4.1
1.2
25.5
670
1.91
62
100
260
16
5.2
1.2
29.5
900
1.21
82
120
300
25
6.3
1.4
34
1300
0.78
109
140
340
35
7.7
1.4
38
1750
0.554
135
150
380
50
9.4
1.6
44
2400
0.386
169
180
440
70
10.9
1.6
49.5
3200
0.272
211
200
500
95
12.7
1.8
54
4250
0.206
250
220
540
120
14.5
1.8
59
5200
0.161
292
240
590
150
15.6
2
66.5
6400
0.129
335
270
670
185
17.8
2.2
71.5
8350
0.106
378
290
720
Cavo bipolare FG7OR 0,6/1kV
CAVO FG7OR
Tensione nominale Uo/U: 0,6/1 kV
Temperatura massima di esercizio: 90°C
Temperatura minima di esercizio (in assenza di sollecitazioni meccaniche): -15°C
Temperatura massima di corto circuito: 250°C
Temperatura minima di posa: 0°C
Raggio minimo di curvatura consigliato: 4 volte il diametro del cavo
Massimo sforzo di trazione consigliato: 50 N/mm2 di sezione del rame
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