Corso di Elettronica di Potenza
Facoltà di Ingegneria
Stefano Bifaretti
Vincenzo Iacovone
Produzione fotovoltaico = 39 GWh
Italia
idroelettrico
geotermico
eolico
fotovoltaico
Oggi la stima è di circa 200 GWh prodotte da impianti fotovoltaici
(comprensivi sia del vecchio che del nuovo Conto Energia).
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Cella fotovoltaica: Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera
elettricità quando viene esposto alla radiazione
solare.
La cella fotovoltaica tradizionale (di prima e seconda generazione) è
costituita da:
• silicio monocristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo del
quale viene mantenuta costante la struttura reticolare);
• silicio policristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo
del quale non viene mantenuta costante la struttura reticolare).
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Le celle fotovoltaiche di terza e quarta generazione sono:
• Celle a film sottile (celle al silicio amorfo, CdTe, GaAs, ecc..);
• Celle organiche (dispositivo fotovoltaico in cui la parte fotoattiva è
basata sui composti organici del carbonio).
A quest’ultima categoria appartengono le celle fotovoltaiche il cui
funzionamento si ispira ai processi che regolano la fotosintesi
clorofilliana, utilizzando una miscela di materiali in cui un pigmento
(Dye) assorbe la radiazione solare e gli altri componenti estraggono
la carica per produrre elettricità.
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Illuminando la giunzione p-n, i fotoni vengono assorbiti. L’energia
assorbita permette all’elettrone di saltare la barriera di potenziale e
portarsi nella zona n. Si generano così delle coppie elettrone lacuna in
entrambe le zone n e p.
Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati
dall’assorbimento della luce dalle rispettive lacune spingendoli in
direzioni opposte. Se si connette la giunzione p-n con un conduttore,
nel circuito esterno si otterrà un flusso di elettroni che va dallo strato
n allo strato p.
Fino a quando la cella resta esposta alla luce, l’elettricità fluisce con
regolarità sotto forma di corrente continua.
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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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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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Il modello di una cella solare è costituito da una generatore di
corrente, in grado di fornire una corrente ISC 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.
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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Il principale effetto provocato da Rs è la riduzione del Fill-Factor e,
per alti valori, anche una riduzione della corrente di corto circuito Isc.
Per stimare l’effetto di Rs nella cella si verifica la pendenza della
curva in prossimità di Voc (maggiore è la pendenza minore è Rs).
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Per bassi valori di Rsh si generano
nuovi percorsi per la corrente fotogenerata e quindi una riduzione
della potenza generata.
Per stimare l’effetto di Rsh nella
cella si verifica la pendenza della
curva in prossimità di Isc (minore è
la pendenza maggiore è Rsh).
Considerando entrambe le resistenze la caratteristica I-V è definita dalla seguente
equazione:
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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 tensione e corrente, occorre connettere diverse celle fra loro per
formare un modulo o pannello fotovoltaico.
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I moduli commerciali in silicio, con potenze di 120-250W, sono
caratterizzati da valori di Vmpp intorno ai 30 – 45 V, e da valori di
Impp intorno ai 4-6 A.
Per consentire la generazione di tensioni più elevate è necessario
collegare in serie diversi moduli; tale configurazione viene
usualmente indicata con stringa o array di moduli 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 modulo son 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 modulo son 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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180
160
140
Potenza (W)
120
100
1000
800
600
400
200
100
Pmax
T=25°
80
60
40
20
0
0
5
10
15
20
25
Tensione (V)
30
35
40
45
Curve P-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento e a temperatura costante.
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Quando si connettono tra loro più celle in serie queste sono percorse
dalla stessa corrente (ovvero quella minore), mentre la tensione di
circuito aperto risultante è la somma delle singole Voc.
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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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Funzionamento da carico
Funzionamento da generatore
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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 anti-
parallelo alle celle o a stringhe di celle in modo che, per tensioni negative,
la corrente passa attraverso i diodi di bypass.
Commutazione diodo
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Se si inserisce un diodo bypass per ogni cella la potenza di uscita del
modulo è ridotta solo della potenza della cella coperta più le perdite
del diodo bypass.
Tuttavia nei moduli commerciali i diodi bypass non sono
implementati per ogni cella ma per ogni stringa di 12 o 24 celle.
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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 da un modulo o un array
fotovoltaico è necessario impiegare un dispositivo di controllo in
grado di inseguire il punto di massima potenza. Tale dispositivo è
noto con il nome di Maximum Power Point Tracking (MPPT) .
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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
potenza (MPPT)
massima
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:
d I pv Vpv dI pv I pv
0
dVpv
dVpv
dVpv Vpv
dPpv
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In ogni intervallo k di esecuzione dell’algoritmo INC si verifica se:
Iref = Iref ottimo
Iref (k) viene
Iref (k) viene
decrementato
incrementato
di Di
di Di
Iref (k) = Iref (k - 1) - Di
Iref (k) = Iref (k - 1) + Di
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P&O (Perturb and Observe)
Ad ogni intervallo k, Iref viene aumentato o diminuito
di una quantità Di 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)
Iref (k) = Iref (k-1) + Sig (k) *Di
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P&O adattativo
Di non è fisso ma varia in accordo
con la relazione…
Di(k ) M
| DP |
Di (k 1)
M = costante dipendente dalla potenza
massima erogata dell’impianto fotovoltaico
DP = 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 Di 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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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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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 cogenerazione (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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Grid Connected
Stand Alone
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Applicazioni
• Carica batterie di piccola potenza
• Carica batterie per sistemi stand-alone ad elevata capacità
• 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 viene inserito per impedire che, in alcune situazioni
operative (ad esempio ombreggiamento), la corrente possa fluire
dalla batteria verso la sorgente.
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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.
Questa modalità di connessione non consente alla batteria di operare
sempre in situazioni operative adeguate 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.
Quando 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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iPV
SPV
iB
PV
Modules
Battery
Sc
Sb
+
VB
-
iL
Load
Schema di una possibile realizzazione del Regolatore di carica.
Gli interruttori SPV, Sc e Sb sono comandati da un sistema di
controllo che misura le correnti, la tensione di batteria e, nei
sistemi più raffinati, anche la sua temperatura.
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DC/DC
Converter
Monodir.
PV
Modules
iPV
Sc
iL
ib
DC/DC
Converter
Bidir
Battery
+ VB
-
Load
Una soluzione più complessa consiste nel sostituire gli interruttori
SPV e Sb con due diversi convertitori c.c., uno di tipo
monodirezionale e l’altro di tipo bidirezionale.
Il convertitore monodirezionale è utilizzato come MPPT mentre il
bidirezionale gestisce gli scambi energetici con la batteria e
assolve anche il compito di regolazione della carica.
Questa soluzione permette di avere tensioni di sorgente e di
batteria diverse da quella prevista per il carico.
Una seconda soluzione consiste nel sostituire gli interruttori SPV e
Sc con due convertitori c.c. monodirezionali.
Il primo convertitore è sempre utilizzato come MPPT mentre il
secondo gestisce gli scambi energetici con la batteria, assolve il
compito di regolazione della carica e permette, rispetto al caso
precedente, di scollegare il carico dal resto del circuito.
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Una terza soluzione economicamente più vantaggiosa consiste nel
sostituire solo l’interruttore SPV con un convertitore c.c. di tipo
monodirezionale.
Il convertitore monodirezionale è utilizzato sia come MPPT sia per
effettuare un controllo in corrente in modo da regolare la caricascarica della batteria. .
Questa soluzione non permette di avere tensioni di sorgente
diverse da quelle previste per il carico.
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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.
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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.
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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 (riduzione dell’ingombro e maggiore efficienza rispetto
ad un trasformatore a 50Hz);
Configurazione trifase per impianti con potenza superiore a 6
kWp
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Batteria
Modulo
PV
DC
DC
DC
AC
Carico
AC
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
garantire il funzionamento in condizioni di irraggiamento scarso.
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Batteria
Modulo
PV
Generatore
M
AC
DC
DC
AC
DC
DC
AC
Comm.
Statico
Carico
AC
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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Nei sistemi di generazione connessi alla rete di distribuzione
elettrica il sistema di accumulo a batterie non è necessario.
L’inverter provvede all’alimentazione del carico locale e, quando si
la produzione supera il fabbisogno del carico, l’eccesso di energia
viene iniettato nella rete di distribuzione con la quale deve essere
sincronizzato.
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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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PV
Modules
PV
Modules
Inverter
Inverter
Filter
connessione diretta
Grid
Filter
Grid
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 senza trasformatore 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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Filtro c.c.
L1
PV
Modules
C
L
Vdc
H-Bridge
vx Filtro c.a.
ia
ea
C1
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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Forme d’onda lato c.a.
200
ea
150
ifase
100
is [A]
vs [V]
50
0
q
ia
-50
-100
-150
-200
0.3
0.31
0.32
0.33
0.34
Potenza Attiva
P=Veff∙Ieff∙cosq
Potenza Reattiva
Q=Veff∙Ieff∙sinq
0.35
Time [s]
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0.36
0.37
0.38
0.39
0.4
Potenza Apparente
Papp=Veff∙Ieff
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Controllo della corrente sul lato c.a.
Il regolatore di corrente fornisce il riferimento per la tensione di uscita dell’inverter
vx* sulla base dell’errore tra la corrente desiderata is* e quella misurata sulla rete. Il
segnale sinusoidale di is* è generato da un Phase Locked Loop (PLL) che stima la
frequenza e la fase di ea:
*
*
is I a sin(q )
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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is* I a* sin(q )
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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PV
Modules
Inverter
Filter
Grid
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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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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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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Trasformatore ad alta frequenza
Vantaggi:
• 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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Altre Caratteristiche:
• 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 (Anti islanding detection)
• diagnostica del funzionamento della sorgente FV (malfunzionamenti,
situazioni di ombreggiamento)
• comunicazioni verso l’esterno 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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In questa fase vengono effettuate le prime valutazioni di progettazione:
• Si decide la posizione di installazione dei moduli (angolo di tilt e
orientamento) e degli altri componenti che fanno parte dell’impianto;
• Vengono rilevate le distanze di eventuali ombreggiamenti.
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• Viene rilevata la clinometria del sito (ovvero le altezze di ostacoli
naturali quali colline, montagne, ecc.) e la superficie disponibile;
• Viene valutato il punto di aggancio alla rete.
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Rappresenta la fase più importante poiché, quanto produrrà l’impianto
PV, dipende dalle soluzioni progettuali adottate. In particolare il
progettista:
• deve scegliere la posizione ottimale dell’impianto per ottimizzare al
meglio la lunghezza dei cavi (possibili cadute di tensione elevate);
• deve ottimizzare la scelta dei cavi e delle protezioni in generale;
• deve ottimizzare i costi e le efficienze dell’impianto.
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Scelta non condizionata dell’orientamento
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Scelta vincolata dell’orientamento
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La tensione della sezione in corrente continua di un generatore
fotovoltaico deve essere opportunamente scelta, in funzione della
tipologia e dei componenti utilizzati.
• Tensione massima: è data dalla somma delle Voc dei moduli collegati
in serie (stringa fotovoltaica);
• Tensione di funzionamento: è determinata dal punto di lavoro del
generatore fotovoltaico (per sistemi che utilizzano sistemi di
conversione dell’energia è sempre quello di massima potenza MPP).
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Un corretto accoppiamento generatore fotovoltaico – inverter impone
che la tensione in uscita dal campo fotovoltaico sia contenuta
all’interno di un range di tensioni di ingresso ammissibili dall’inverter.
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Occorre verificare che le tensioni di lavoro critiche del campo
fotovoltaico si trovino all’interno della finestra di tensione in corrente
continua ammessa dall’inverter.
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