13. Convertitori impiegati negli Impianti fotovoltaici

a.a. 2015/2016
Docente: Stefano Bifaretti
email: [email protected]
Evoluzione dell’efficienza delle celle fotovoltaiche riferita a risultati di laboratorio;
pertanto l’efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore.
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Evoluzione dell’efficienza delle celle fotovoltaiche.
I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l’efficienza delle celle di
normale produzione risulta sensibilmente inferiore.
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k 1.38 x 10-23 J/Kelvin, costante di Boltzmann
q 1.6 x 10-19 As, carica di un elettrone
n 1÷2, ideality factor
Ir Corrente inversa del diodo
Il modello di una cella solare è costituito da una generatore di
corrente, in grado di fornire una corrente Iph proporzionale
all’irraggiamento, da un diodo D che tiene in considerazione la sua
struttura a semiconduttore e da due resistenze Rsh e Rs che
rappresentano le perdite per effetto Joule.
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P mpp (Vmpp, Impp)
Io [A/cm2]
Isc
Impp
0.30
0.20
0.10
0
Modello equivalente
0.20
0.40
Caratteristica I-V
Vmpp Voc
Vo [V]
Potenza
Le grandezze elettriche generate ai capi di una cella solare possono
assumere solo un valore appartenente alla caratteristica statica I-V
della cella stessa.
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P mpp (Vmpp, Impp)
Io [A/cm2]
Isc
Impp
0.30
0.20
0.10
0
Modello equivalente
0.20
0.40
Caratteristica I-V
Vmpp Voc
Vo [V]
Potenza
I parametri più significativi individuabili sulla caratteristica sono:
• la tensione di circuito aperto Voc;
• la corrente di corto circuito ISC;
• la tensione Vmppe la corrente Impp nel punto di massima potenza Pmpp.
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P mpp (Vmpp, Impp)
Io [A/cm2]
Isc
Impp
0.30
0.20
0.10
0
Modello equivalente
0.20
0.40
Caratteristica I-V
Vmpp Voc
Vo [V]
Potenza
La Voc è la massima tensione raggiungibile dalla cella e si ottiene solo in
corrispondenza di Io nulla; la ISC, invece, è la massima corrente che la cella può
fornire e si ottiene in corrispondenza a Vo nulla. Si può notare, tuttavia, che Io si
mantiene circa costante e pari ad ISC per un intervallo di Vo piuttosto esteso.
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P mpp (Vmpp, Impp)
Io [A/cm2]
Isc
Impp
0.30
0.20
0.10
0
Modello equivalente
0.20
0.40
Caratteristica I-V
Vmpp Voc
Vo [V]
Potenza
Come si può osservare dalla caratteristica I-V, esiste un solo punto,
indicato con (Vmpp, Impp), in corrispondenza del quale la cella
produce la massima potenza (Maximum Power Point, MPP).
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Io [A/cm2]
Isc
Impp
0.30
0.20
0.10
0
Modello equivalente
0.20
0.40
Vmpp Voc
Vo [V]
Caratteristica I-V
Il Fill Factor (FF) è indice di quanto la caratteristica statica
approssima la curva ideale (tratto blu), ed è definito dalla formula:
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In prima approssimazione le resistenze Rsh e Rs possono essere
trascurate; pertanto prenderemo in considerazione il seguente
modello semplificato.
Modello semplificato
Il modello statico preso in esame è valido sia per le celle al silicio
che per le celle di tipo organico.
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Le celle solari tradizionali forniscono operativamente un valore di tensione di
circa 0.6V ed una corrente modesta dell’ordine di qualche decina di mA/cm2;
pertanto, per ottenere valori più elevati di corrente, occorre connettere in parallelo
diverse celle fra loro per formare un modulo. Per ottenere, invece, valori più
elevati di tensione diversi moduli vengono connessi in serie per formare un
pannello.
Modulo FV
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I pannelli commerciali in silicio hanno potenze di 120-300W e sono
caratterizzati da valori di Voc che variano dai 22 V (36 moduli in
serie) ai 44 V (72 moduli in serie), e da valori di Isc intorno ai 4-8 A.
Per consentire la generazione di tensioni più elevate è necessario
collegare in serie diversi pannelli; tale configurazione viene
usualmente indicata con stringa o array fotovoltaico e viene
utilizzata, ad esempio, per generare tensioni di 220 V c.a., senza
impiegare un trasformatore.
La potenza del sistema di generazione fotovoltaico può essere
incrementata collegando diverse stringhe in parallelo.
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Le curve caratteristiche del pannello sono funzione dell’irraggiamento
e della temperatura.
Curve I-V ottenute in
diverse condizioni di
irraggiamento ed a
temperatura costante.
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Le curve caratteristiche del pannello sono funzione dell’irraggiamento
e della temperatura.
Curve I-V ottenute a
diverse temperature e
con irraggiamento
costante di 1000 W/m2.
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Curve P-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento e a temperatura costante.
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Quando si connettono tra loro più moduli in serie questi sono
percorsi dalla stessa corrente (ovvero quella minore), mentre la
tensione di circuito aperto risultante è la somma delle singole Voc.
Modulo FV
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Quando ci si trova in condizioni di mismatch elettrico la cella o il
modulo meno efficiente (ombreggiato o guasto) non lavora come
generatore ma come carico (il punto di lavoro si trova nel terzo
quadrante) dissipando potenza.
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In condizioni di mismatch la cella in polarizzazione inversa dissipa energia
e si surriscalda generando un cosiddetto hot spot che porta alla distruzione
della cella. Per evitare hot spot si inseriscono diodi di bypass in antiparallelo alle celle o a stringhe di celle in modo che, per tensioni negative,
la corrente passa attraverso i diodi di bypass.
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senza diodo di bypass
Funzionamento da carico
Funzionamento da generatore
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Effetto dell’ombreggiamento di un modulo appartenente a una
stringa di 10 impiegando un diodo di bypass per ogni modulo.
Commutazione diodo
Sulla curva P-V compaiono
massimi relativi
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Se si inserisce un diodo bypass per ogni cella la potenza di uscita del
modulo si riduce di un valore pari a quello che forniva la cella coperta
con l’aggiunta delle perdite introdotte dal diodo bypass. Tuttavia nei
pannelli commerciali i diodi bypass sono inseriti per ogni stringa di
12 o 24 moduli.
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Come visto, la potenza di un modulo fotovoltaico varia in base alle
diverse condizioni climatiche o al mismatch. Per massimizzare
l’energia prodotta dalla sorgente fotovoltaica è necessario impiegare
un dispositivo di controllo in grado di inseguire il punto di massima
potenza denominato Maximum Power Point Tracking (MPPT) .
L’MPPT si basa su un controllo a catena chiusa che permette
l’adattamento di impedenza del carico visto dal lato sorgente.
Tale sistema consente lo spostamento del punto di lavoro in modo
che il generatore fotovoltaico possa erogare la massima potenza.
Il controllo può essere effettuato pilotando in maniera opportuna gli
interruttori statici del convertitore c.c.-c.c. oppure c.c.-c.a. collegato
alla sorgente fotovoltaica.
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Controllo della corrente
fotogenerata e inseguimento
del punto di massima
potenza (MPPT)
La velocità del regolatore della corrente (Reg) deve essere molto
maggiore rispetto a quella della variazione della corrente di riferimento
(Iref) fornita dal MPPT.
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Necessità di introdurre opportune tecniche per l’inseguimento del
punto a massima potenza implementate nel sistema di controllo dei
convertitori (Algoritmi MPPT).
Gli algoritmi MPPT più diffusi sono:
1. Conduttanza Incrementale (INC)
2. Hill Climbing
• Perturb & Observe (P&O);
• P&O Adattativi.
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L’algoritmo INC si basa sulla constatazione che la derivata della
potenza Ppv rispetto alla tensione Vpv, nel punto a massima potenza
è zero:
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In ogni intervallo k di esecuzione dell’algoritmo INC si verifica se:
Iref = Iref ottimo
Iref (k) viene
decrementato
di i
ref (k) = ref (k - 1) - i
Iref (k) viene
incrementato
di i
ref (k) = ref (k - 1) + i
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P&O (Perturb and Observe)
Ad ogni intervallo k, ref viene aumentato o diminuito
di una quantità i e, a regime, viene misurata
Ppv (k) = Ipv(k) * Vpv(k)
Si
No
Ppv (k) > Ppv (k-1)
Sig (k) = Sig (k-1)
Sig (k) = -Sig (k-1)
ref (k) = ref (k-1) + Sig (k) *i
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P&O adattativo
i non è fisso ma varia in accordo
con la relazione…
M = costante dipendente dalla potenza
massima erogata dell’impianto fotovoltaico
P = P (k) – P (k-1)
• Dinamica veloce per variazioni rapide di
potenza.
• Oscillazione limitata intorno al punto di
massima potenza.
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L’algoritmo INC presenta una complessità computazionale, critica
nell’implementazione su microcontrollori industriali: si preferisce,
pertanto, utilizzare il P&O.
Nei P&O il punto operativo, in stato di immobilità, oscilla intorno
all’MPP causando una perdita di energia disponibile che dipende
dalla massima oscillazione di corrente i utilizzata.
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Entrambi gli algoritmi presentati non sono adatti all’inseguimento del
punto a massima potenza in presenza di parziale ombreggiamento del
generatore fotovoltaico (punti di massimo locale).
Necessità di utilizzare algoritmi più complessi.
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In una connessione serie di pannelli
fotovoltaici che utilizzano diodi di
bypass la caratteristica P-V presenta
diversi punti di massimo (N diodi in
conduzione
producono N+1 punti di
massimo).
Esempio di Curva P-V
in presenza di ombreggiamento
Esempio di installazione che
provoca ombreggiamento
I tradizionali metodi MPPT impiegati in alcuni inverter commerciali
non permettono di localizzarsi sul punto a massima potenza in
presenza di parziale ombreggiamento del generatore fotovoltaico.
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La gestione dell’energia resa disponibile dalla sorgente fotovoltaica
viene generalmente affidata ad un opportuno sistema elettronico la
cui architettura dipende principalmente dall’applicazione.
In particolare, i sistemi di generazione fotovoltaici possono essere
classificati, in primo luogo, in base al carico da alimentare:
1. Sistemi con uscita in c.c.
2. Sistemi con uscita in c.a.
I sistemi con uscita in c.c. sono generalmente caratterizzati dalla
presenza di un sistema di accumulo (batterie); viceversa, nel caso di
sistemi in c.a., la loro presenza dipende dall’applicazione.
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Applicazioni
• Carica batterie di piccola potenza
• Alimentazione di satelliti e sistemi impiegati nello spazio
• Illuminazione pubblica e domestica, in particolare con LED ad alta
potenza
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La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che
impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura.
La corrente iPV generata dalla sorgente può venire utilizzata per
alimentare il carico e ricaricare la batteria.
Il diodo D impedisce che, in condizioni di irraggiamento scarso o
nullo, la corrente possa fluire dalla batteria verso la sorgente.
La batteria opera in situazioni operative non idonee a garantire un
prolungato tempi di vita poiché il suo stato di carica non è controllato.
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Inserendo nel circuito un Regolatore di Carica (Charge Regulator) si
permette alla batteria di operare nel range di tensione Vmin<VB<Vmax
previsto dal costruttore.
Se VB<Vmax la batteria può assorbire corrente dalla sorgente; viceversa,
quando la tensione supera il livello massimo consentito la batteria
viene scollegata dalla sorgente. Quando, invece, Vmin<Vb<Vmax la
batteria, in assenza di irraggiamento, può alimentare il carico da sola
oppure fornire l’aliquota di corrente che la sorgente non è in grado di
erogare.
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Il convertitore lato PV è utilizzato come MPPT e gestisce gli
scambi energetici con la batteria, assolvendo il compito di
regolazione della carica, mentre l’altro regola la tensione sul
carico VL.
Questa soluzione permette di avere la tensione di sorgente e di
batteria diversa da quella prevista per il carico (Bus regolato).
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Una diversa soluzione, economicamente più vantaggiosa, consiste
nell’utilizzo di un solo convertitore c.c. di tipo monodirezionale.
Tale convertitore è utilizzato sia come MPPT, sia per effettuare il
controllo della carica della batteria.
Questa soluzione non permette di avere tensioni di sorgente
diverse da quelle previste per il carico (Bus non regolato).
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L’architettura dei sistemi con uscita in c.a. varia a seconda
dell’applicazione. In particolare possono essere suddivisi in tre
categorie:
1. sistemi autonomi (stand-alone), utilizzati per alimentare carichi
in c.a. senza l’ausilio della rete di distribuzione;
2. sistemi di generazione ibridi, nei quali il sistema PV è impiegato
congiuntamente ad un altro generatore per alimentari carichi
disconnessi dalla rete di distribuzione;
3. sistemi connessi alla rete di distribuzione elettrica
(grid-connected).
Possono, inoltre, essere realizzati in versione monofase o trifase.
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I sistemi fotovoltaici stand-alone sono impiegati in aree prive di una
connessione alla rete di distribuzione dell’energia elettrica.
Il sistema necessita di un accumulo di energia, tipicamente costituito
da batterie, inserito tra il modulo fotovoltaico ed il carico in modo da
garantirne il funzionamento anche in condizioni di irraggiamento
nullo.
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I sistemi tradizionali per la generazione di energia utilizzate in aree
non raggiunte dalla rete di distribuzione utilizzano generatori diesel.
Per estendere la loro autonomia ed il tempo di vita o per ridurre il
consumo di carburante, può essere integrato un sistema di
generazione fotovoltaico. Tale sistema è usualmente chiamato
sistema di generazione ibrido di energia.
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I sistemi fotovoltaici connessi alla rete di distribuzione possono
essere classificati come segue:
1. Sistemi a singolo stadio
• connesso direttamente alla rete senza trasformatore
• connesso mediante trasformatore a frequenza di rete (50 Hz in
Europa, 60 Hz negli USA)
2. Sistemi a doppio stadio
• senza isolamento galvanico
• con isolamento galvanico
 trasformatore a frequenza di rete
 trasformatore ad alta frequenza
Nota: la normativa DK5940 prevede l’impiego di un trasformatore a frequenza di
rete per impianti di potenza superiore a 20kW
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connessione diretta
connessione con
trasformatore
Il più semplice sistema fotovoltaico connesso alla rete è costituito dal
solo inverter al quale sono affidati sia il compito dell’inseguimento
del punto di lavoro a massima potenza del modulo PV sia il controllo
della corrente verso l’utilizzatore o la rete.
La configurazione con connessione diretta può essere impiegata più
facilmente in paesi con basse tensioni di rete
(ad esempio negli USA dove la tensione è 110 V c.a.).
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Connessione diretta alla rete senza trasformatore.
Vantaggi:
• riduzione del costo, del peso e dell’ingombro.
Svantaggi:
• sistema non isolato;
• elevate tensioni continue sul lato sorgente.
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Trasformatore a frequenza di rete
Vantaggi:
• semplice struttura del convertitore c.c.
• assenza di componente continua iniettata in rete
Svantaggi:
• ingombro dovuto al trasformatore
• costo elevato
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Vantaggi:
Trasformatore ad alta frequenza
• riduzione dell’ingombro dovuto al trasformatore;
• possibilità di utilizzare un convertitore c.c.-c.c. ad alta efficienza
(convertitore risonante).
Svantaggi:
• complessità della struttura del convertitore c.c.
• necessità di contenere l’iniezione di c.c. in rete.
In Italia l’utilizzo di tale configurazione è consentita solo per impianti di potenza
inferiore a 20 kWp e solo se viene impiegato un opportuno sistema di controllo
sull’ampiezza della componente continua in uscita dall’inverter..
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I moduli fotovoltaici che costituiscono la sorgente possono essere
connessi all’impianto di conversione dell’energia in tre modalità:
 Modalità centralizzata (a);
 Modalità stringa (b);
 Modalità multi-stringa (c).
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Caratteristiche della modalità centralizzata:
 Utilizzo di un solo inverter (basso costo per watt ,
affidabilità limitata);
 Necessita di diodi di blocco (aumento delle perdite
di energia);
 MPPT unico per tutti i moduli (ridotta efficienza
dovuta a mismatch dei moduli);
 Isolamento solo con trasformatore a 50 Hz
(ingombro non trascurabile);
 Normalmente utilizzato per impianti di elevata
potenza (>10 kWp) con inverter trifase.
Rete
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Caratteristiche della modalità stringa:
 Utilizzo di un inverter per ogni stringa (maggiori
costi per watt)
 MPPT per ogni stringa (aumento dell’energia
prodotta rispetto al centralizzato, massimizzazione
dell’energia prodotta anche con diverso orientamento
delle stringhe; );
 Maggiore flessibilità ed affidabilità rispetto alla
connessione centralizzata.
Rete
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Caratteristiche della modalità multi-stringa:
 Utilizzo di un solo inverter e di un convertitore c.c.-c.c. per
ogni stringa;
 MPPT per ogni stringa (eseguito dal convertitore c.c.-c.c.);
 Adatto per impianti domestici monofase
(potenza inferiore ai 6kWp) senza trasformatore;
 Possibile isolamento galvanico con trasformatore ad alta
frequenza;
 Configurazione trifase per impianti con potenza superiore a 6
kWp
Rete
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La soluzione più semplice prevede l’uso di un ponte ad H come
interfaccia tra la sorgente PV e la rete. Il filtro induttivo permette di
separare la tensione vx prodotta dall’inverter da quella di rete e di
ridurre le armoniche della corrente assorbita dalla rete di
alimentazione. Il filtro sul lato c.c. lo scopo di ridurre i disturbi sul
lato della sorgente.
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La scelta del filtro di ingresso (induttanza L) deve essere effettuata
per conformare il contenuto armonico della corrente assorbita dal
convertitore ai limiti di previsti dalla normativa di riferimento
(es. IEC 61000-3-2). Per quanto concerne il filtro sul lato c.c.,
occorre osservare che la corrente i2 fornita dal convertitore risulta
ripetitiva con un periodo pari alla metà di quello della rete e che la
sua prima armonica (a frequenza 2f) risulta alquanto elevata.
Pertanto il filtro risonante L1C1 deve essere accordato sulla
frequenza 2f in modo da ridurre le ondulazioni della tensione di
uscita dovute alla prima armonica della corrente, mentre la capacità
C serve a ridurre le armoniche di tensione di ordine superiore.
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L’analisi del funzionamento del convertitore verrà effettuata supponendo che il
filtro di uscita sia dimensionato in maniera tale da poter trascurare le armoniche
presenti sulla tensione di uscita. Se il convertitore viene fatto funzionare in
sincronismo con la rete di alimentazione e con una modulazione a tre livelli, la
tensione vx ai morsetti di ingresso del convertitore assume l’andamento illustrato in
figura.
La prima armonica della tensione in uscita dall'inverter sarà uguale a:
∗
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Forme d’onda lato c.a.
ea
ifase

ia
Potenza Attiva
P=Veff·Ieff·cos
Potenza Reattiva
Q=Veff·Ieff·sin
Potenza Apparente
Papp=Veff·Ieff
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 indica la fase della prima
armonica della tensione vx
rispetto alla ea;
è l’angolo di sfasamento della
prima armonica di corrente
rispetto alla ea.
Considerando le sole componenti alla frequenza della fondamentale e
scegliendo il fasore Ea in fase con l’asse f:
Proiezione sull’asse f
Proiezione sull’asse q
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Pertanto le ampiezze If e Iq delle due componenti della prima
armonica della corrente assorbita dalla rete di alimentazione,
rispettivamente in fase ed in quadratura con la tensione di
alimentazione, risultano pari a:
essendo
∗
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Dalle relazioni precedenti è possibile ricavare le espressioni della
potenza attiva P e reattiva Q:
P
2
2
2
2
2
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Eguagliando il valore della potenza sul lato DC a quello della potenza fornita sul
lato AC:
a
2
2
si ottiene una seconda espressione di If
2
Eguagliando le due espressioni di If si ottiene la relazione che lega indice m alla
corrente assorbita IDC dall’Inverter
2
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Il controllo del convertitore a catena aperta può essere effettuato scegliendo i
valori di  e di m imponendo, nelle precedenti equazioni, il valore medio di
tensione desiderato e Q=0.
Attualmente si preferisce impiegare un controllo a catena chiusa della corrente
capace di adeguarsi alle variazioni di tensione e frequenza della rete di
distribuzione nonché alle variazioni parametriche del carico. Il riferimento di
corrente è solitamente scelto in fase con la tensione di alimentazione e di
ampiezza tale da fornire il valore desiderato della tensione di uscita.
Un controllo a catena chiusa anche della tensione in uscita è necessario per
assicurare la regolazione della tensione sul carico.
I due anelli di controllo sono strutturati in cascata.
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Controllo della corrente sul lato c.a.
Il regolatore della corrente ia fornisce il riferimento per la tensione di uscita
dell’inverter vx*, realizzata attraverso un modulatore PWM, sulla base dell’errore tra la
corrente desiderata is* e quella misurata sulla rete. Essendo il riferimento di corrente, a
regime, un segnale sinusoidale alla frequenza di alimentazione (50Hz), la larghezza di
banda del controllo di corrente deve essere sufficientemente ampia da assicurare
l’inseguimento del riferimento. Un normale regolatore PI non è in grado di assicurare
prestazioni adeguate, pertanto si ricorre pertanto a controllori di tipo risonante o
predittivo.
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Controllo della corrente sul lato c.a.
Il segnale sinusoidale di is* è generato da un Phase Locked Loop (PLL) che stima la
frequenza e la fase di ea sulla base della misura di tensione stessa:
La forma d’onda sinusoidale stimata ha ampiezza unitaria ed è isofrequenziale ed in
fase con la tensione di alimentazione ea .
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Controllo di tensione sul lato c.c.
L’ampiezza della corrente Ia* è fornita dal regolatore della tensione continua, di
solito realizzato con un semplice regolatore proporzionale integrale (PI) che
assicura un errore a regime nullo.
Il riferimento di tensione VPV* è fornito da un algoritmo di inseguimento MPPT
che provvede a massimizzare l’energia estratta dal generatore fotovoltaico.
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Un notevole miglioramento delle prestazioni si ottiene impiegando un
convertitore a doppio stadio costituito da un convertitore c.c.-c.c., in genere
di tipo elevatore in sistemi che non impiegano trasformatore, e da un inverter.
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Il convertitore c.c.-c.c. è controllato mediante un algoritmo di inseguimento del punto
a massima potenza (MPPT) mentre l’inverter regola la tensione VDC sul lato continua
e genera una tensione sul lato c.a. tale da mantenere la corrente sul lato alternata in
fase con la tensione di rete.
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NB: a livello commerciale viene solitamente indicato col nome
inverter sia il sistema a singolo stadio che quello a doppio stadio.
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filtro LCL a doppio T
Come si è evidenziato in precedenza, la tensione di uscita degli
inverter è caratterizzata da un contenuto armonico non trascurabile
anche quando viene impiegata una tecnica di modulazione.
Per ridurre il contenuto armonico al di sotto dei limiti ammessi dalle
normative occorre inserire, tra l’inverter e la rete, un opportuno filtro.
Un semplice filtro induttivo non è in genere sufficiente, pertanto si
ricorre ad un filtro di tipo LCL.
Il filtro viene applicato anche ai sistemi con doppio stadio.
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Altre Caratteristiche degli inverter commerciali:
• Misura della corrente di dispersione verso terra (Residual Current
Monitoring) dovuta alle capacità parassite tra pannelli e terra nei sistemi
senza trasformatore
• Robustezza ai disturbi, alle variazioni di ampiezza e frequenza, ed ai salti di
fase della rete
• Riconoscimento del funzionamento ad isola (Islanding Detection)
• Diagnostica del funzionamento della sorgente FV (malfunzionamenti,
situazioni di ombreggiamento)
• Interfacce di comunicazione per monitoraggio locale e/o remoto
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• Utilizzati per potenze superiori ai 6 kWp
• Connessione mediante trasformatore per potenze superiori ai 20 kWp
• Rapporto ingombro/potenza più favorevole rispetto al caso monofase
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Approccio della SMA impiegato per impianti di elevata potenza ( 1MWp)
• 3 inverter trifase da 330kWp ciascuno con un proprio trasformatore a bassa tensione
(LV)
• Connessione alla cabina di media tensione MV attraverso un trasformatore esterno
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