Università degli Studi di Catania
Facoltà di Ingegneria
Dipartimento di Ingegneria Elettrica,
Elettronica e dei Sistemi
Scelta ed installazione di
componenti per impianti
fotovoltaici
Prof. Ing. Giuseppe M. Tina
Catania, 18 marzo 2008
UNAE – Corso Impianti Fotovoltaci
1
Catania, 18 marzo 2008
Sommario
•
•
•
•
•
•
•
•
•
La radiazione solare al suolo
La conversione fotovoltaica
La tecnologia fotovoltaico
Caratteristiche elettriche
I moduli fotovoltaici
Dal modulo al campo
Strutture di sostegno
Inseguitore solare
Inverter
Catania, 18 marzo 2008
2
Classificazione sistemi fotovoltaici
Catania, 18 marzo 2008
3
I sistemi fotovoltaici stand-alone
Catania, 18 marzo 2008
4
I sistemi fotovoltaici stand-alone
Lampada da giardino
Fonte: Solarwatt
Piccolo elettrodomestico
frullatore Fonte: Solarc
Automobile elettrica alimentata con
sistema fotovoltaico
Carica batterie Catania, 18 marzo 2008
Fonte: Solarc
5
I sistemi fotovoltaici stand-alone
Bicicletta con
frigorifero
solare per
gelati.
Fonte: Sepp
Fiedler; Solar
Life style GmbH
Imbarcazione con
alimentazione solare. Fonte
D.A. Seebacher; Fa.
Aquawatt Yachtbau
Rifugio di
montagna con
impianto
fotovoltaico di
piccola taglia.
Fonte: Fa.
Sonnenschein
Rifugio
alimentato per
il 70% tramite
il fotovoltaico
Catania, 18 marzo 2008
6
I sistemi fotovoltaici stand-alone
Fermata del
bus con
illuminazione
fotovoltaica
Sistema fotovoltaico
per l’alimentazione di
una boa
Sistema fv per
l’alimentazione
di un sistema di
irrigazione a
Berlino.
Fonte Mauerpark
Prenzlauer Berg
Sistema fv per il
pompaggio dell’acqua
potabile
Fonte: Fa. Siemens
Catania, 18 marzo 2008
7
Catania, 18 marzo 2008
8
I sistemi fotovoltaici connessi alla rete
(grid connected)
Sistema fotovoltaico di tipo grid connected
per un’abitazione mono-familiare
Fonte: ENERGIES
Installazione di un sistema fotovoltaico
di tipo grid connected
Centrale di potenza Fonte: Siemens
Catania, 18 marzo 2008
9
La Radiazione solare
La radiazione solare è
l’energia elettromagnetica
emessa dai processi di
fusione
nucleare
che
avvengono nel Sole.
Catania, 18 marzo 2008
10
Le Componenti della Radiazione Solare su
un pannello fotovoltaico
RADIAZIONE
DIRETTA
RADIAZIONE
DIFFUSA
IBC
RADIAZIONE
RIFLESSA
SUOLO
IRC
Catania, 18 marzo 2008
IDC
Σ
IC=IBC+IDC+IRC
Pannello
Fotovoltaico
11
I dati di radiazione solare in Italia
La densità energetica della radiazione solare presenta valori
disomogenei dovuti alla particolare configurazione del territorio,
caratterizzato da diversi valori di latitudine e longitudine, nonché
presenza di microclimi.
La disponibilità di energia solare media utilizzabile durante l’anno
può variare molto, anche tra due siti distanti pochi chilometri.
La latitudine ha effetti importanti sull’intensità media della
radiazione solare, ma non è l’unico fattore che condiziona la
quantità di sole di una data località (la latitudine influenza
l’altezza media del sole e la massa d’aria che i raggi solari
devono attraversare per arrivare al suolo).
Catania, 18 marzo 2008
12
Dati sulla radiazione solare
Per la progettazione di un impianto fotovoltaico sono necessari i 12
valori di radiazione solare giornaliera media mensile su superficie
orizzontale. Tali dati possono essere rilevati da pubblicazioni
ufficiali quali: la norma UNI 10349[1], l’Atlante Solare Europeo
della Radiazione Solare [2], CNR “Dati climatici per la
progettazione edile ed impiantistica” [3] e ENEA “La radiazione
solare globale al suolo in Italia nel 1994” e anni seguenti [4].
[1] Norma UNI 10349 - Riscaldamento e raffrescamento degli edifici – Dati Climatici,
2003.
[2] Unione Europea, Atlante Europeo della Radiazione Solare – vol.1: superficie
orizzontale – Verlag TUV Rheinland Gmbh, Koln, 1984.
[3] CNR ‘Progetto Finalizzato Energetica’, “Dati climatici per la progettazione edile ed
impiantistica” PFR Roma, 1982.
[4] ENEA S.Petrarca et altri, La radiazione solare globale al suolo in Italia negli anni
1996-1997 – 1999 (http://clisun.casaccia.enea.it).
Confronto dati di insolazione
Città
MILANO
ROMA
TRAPANI
Fonte
Giorno medio
annuo kWh/m2
Scarto rispetto
alla norma UNI
10349
UNI 10349
3,582
0
Atlante solare europeo
3,339
-6,8%
ENEA 1994-1999
UNI 10349
3,788
4,416
+5.8%
0
Atlante solare europeo
4,188
-5.2%
ENEA 1994-1999
4,140
-6.2%
UNI 10349
5,115
0
Atlante solare europeo
4,772
-6,7%
ENEA 1994-1999
4,521
-11,6%
Le diverse fonti bibliografiche forniscono dei valori
sensibilmente diversi !!
Catania, 18 marzo 2008
14
Validità territoriale dei dati solari.
Se si dovesse progettare un impianto FV in un comune diverso dal
capoluogo di provincia, quali dati si dovrebbero utilizzare ?
La norma UNI riporta il seguente criterio per il calcolo della
irradiazione corretta:
Irradiazione solare
nella località 2.
Latitudine della
località 1.
H r 2 − H r1
(ϕ r 2 − ϕ r1 )
H = H r1 +
ϕ r 2 − ϕ r1
Irradiazione solare
nella località 1.
Latitudine della
località 1.
L’ENEA nella sue pubblicazioni, oltre alle mappe di distribuzione della
radiazione media mensile, ottenute mediante elaborazioni e correlazioni
con i dati misurati a terra, riporta la radiazione solare per oltre 1600
Catania, 18 marzo 2008
15
Comuni.
94
∆Hmin=-3,7 % Gennaio
Randazzo, Linguaglossa
Catania, 18 marzo 2008
Catania'
'Mirabella
Imbaccari'
'Misterbianco'
'Palagonia'
'Paternò'
'Ramacca'
'Randazzo'
'Riposto'
'San Giovanni la Punta'
'Sant'Agata li Battiati'
'Scordia'
'Tremestieri Etneo'
'Vizzini'
'Zafferana Etnea'
96
Catania
'Aci Castello'
'Aci Catena'
'Aci Sant'Antonio'
'Acireale'
'Adrano'
'Belpasso'
'Biancavilla'
'Bronte'
'Caltagirone'
'Castel di Iudica'
'Giarre'
'Grammichele'
'Gravina di Catania'
'Linguaglossa'
'Mascalucia'
'Militello
in Val di
Radiazione solare [%]
Radiazione solare valori medi mensili percentuali
(provincia di Catania - 30 comuni)∆H =+3,7 %
104
Max
102
Gennaio
Vizzini
100
98
Dati ENEA: 1994-1999
92
1
3
5
7
Mese
9
11
16
∆Hmin=-1,21 % Randazzo,
'C
'A ata
ci
n
C ia'
as
'A 'Ac tel
lo
i
ci
Sa Ca '
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'A
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R
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Et '
n
'Z
eo
af
fe 'Viz '
ra
na zini
Et '
ne
a'
Radiazione solare [%]
Valori medi della radiazione annuale percentuale
(provincia di Catania - 30 comuni)
101.5
101
∆HMax=+1,05 % Vizzini
Dati ENEA: 1994-1999
100.5
100
99.5
99
98.5
Catania, 18 marzo 2008
17
Radiazione solare giornaliera
media mensile -Catania
300000
ENEA
IDRILAB
Radiazione [Wh/m2]
250000
UNI 10349
200000
150000
100000
50000
UNI 10349
0
Gennaio Febbraio
IDRILAB
Marzo
Aprile
Maggio
Giugno
Luglio
Catania, 18 marzo
ENEA
Agosto
2008
Settembre
Ottobre
Novembre Dicembre
18
Radiazione solare giorno
soleggiato
Catania, 18 marzo 2008
19
Radiazione solare giorno
Leggermente nuvoloso
Catania, 18 marzo 2008
20
Radiazione solare giorno
Nuvoloso
Catania, 18 marzo 2008
21
Radiazione solare giorno
Variabile
Catania, 18 marzo 2008
22
Altri dati meteorologici
VCNRW
TUNI
[m/s]
[°C]
GEN
3,42
10,7
FEB
3,75
11,2
MAR
3,45
12,9
APR
3,5
15,5
MAG
2,86
19,1
GIU
2,88
23,5
LUG
2,77
26,5
AGO
2,58
26,5
SET
2,63
24,1
OTT
2,88
19,9
NOV
3,07
15,9
DIC
3,19
12,3
Località = Catania (Lat. =37,30)
TUNI = Valori giornalieri medi
mensili della temperatura
media giornaliera
VCNRW = Valori medi mensili
Catania, 18 marzo 2008
della velocità del vento
23
Gli strumenti perla misurazione della radiazione solare
Radiazione globale
Piranometri
ad effetto
fotovoltaico
Pirano metri a term opila
Catania, 18 marzo 2008
24
Fattori che influenzano la
producibilità di un impianto FV
Riduzione dell’energia captata dai pannelli
fotovoltaici
• Gli angoli caratteristici di installazione delle
superficie attive
• Le ombre dirette ed il profilo dell’orizzonte;
Catania, 18 marzo 2008
25
Angolicaratteristici diinstallazione
delle superficiattive
Angolo di
Inclinazione
(TILT)
Σ
ΦC
Angolo
di
Catania, 18 marzo 2008
orientamento
26
Transposition factors - FT
La trasposizione è il calcolo della radiazione incidente su un piano
inclinato rispetto a quella su un piano orizzontale
La transposizione è calcolata separamente per ciascuna delle tra
componenti della radiazione:
Componente diretta comporta delle pure operazioni trigonometriche,
legate alla posizione della superficie captante rsispetto al raggio solare,
quindi non implica nessuna ipotesi fisica
Componente diffusa utilizza dei modelli fisici. Il modello più semplice
ipotizza la radiazione diffusa omegea.
The albedo component is evaluated in the same manner in both models,
as a given fraction (the "albedo coefficient") of the global, weighted by the
"orange slice" fraction defined between the horizontal and the tilted plane
extension (i.e. the half sphere complement of the "seen" vault of heaven),
which is the fraction (1-cosi)/2 of the half-sphere.
Catania, 18 marzo 2008
27
Transposition Factors
Catania, 18 marzo 2008
28
Transposition Factors
Catania, 18 marzo 2008
29
Le ombre dirette e il profilo
dell’orizzonte
La presenza di un palazzo ( di un camino o persino del ramo di
un albero) nelle vicinanze dell’edificio sul quale sono installati i
moduli può condurre ad un rilevante decadimento della potenza
generata.
Di quanto diminuisce la potenza generata ?
In proporzione alla superficie ombreggiata
Tranne ………
NO!!!!
Perché, in un insieme di moduli collegati in serie, la corrente di
uscita è determinata dalla cella in cui scorre la corrente più bassa.
Diagramma delle posizioni del sole: grafico di
rappresentazione del movimento apparente del sole
Le coordinate del sole (altezza
solare
e azimut solare) sono tracciate
Catania, 18
marzo 2008
31
per diversi periodi dell’anno e per tutte le ore del giorno
Carte solari – coordinate rettangolari
Tempo solare
Tempo convenzionale
Catania, 18 marzo 2008
32
Carte solari – coordinate polari
Catania, 18 marzo 2008
33
Profilo dei percorsi solari e della linea di
orizzonte
Si calcolano le coordinate (altezza e azimut)
dei punti estremi dello spigolo superiore
dell’‘edificio
In base alle suddette coordinate, sul diagramma della posizione del sole, si
determinano tutti quei punti che si trovano al di sotto della linea individuata sul
diagramma dai punti dello spigolo
Tutti quei punti rappresentano giorni ed ore in cui la vista del sole viene coperta
dallo spigolo dell’edificio
Catania, 18 marzo 2008
34
Campo fotovoltaico disposto su
più file
Catania, 18 marzo 2008
35
Ombreggiamento del piano dei moduli
disposti su più file
Sud
αL = angolo limite
al di sotto del quale
i moduli FV delle
file dietro la prima
cominciano
ad
essere ombreggiati
βL
=
angolo
azimutale all’interno
del quale si verifica
l’ombreggiamento
h
αL
W
βL
Catania, 18 marzo 2008
L
36
Distanza ottima tra file
(W/L)
Fissando la distanza fra le file di
pannelli con la condizione di non
ombreggiamento reciproco alle ore
12 del giorno del solstizio
invernale,
si
garantisce
la
condizione
di
non
ombreggiamento in tutti i giorni
dell’anno nelle ore centrali della
giornata che sono quelle di
massimo soleggiamento.
Σ
Σ
W=1,7·0,824=1,4 m
W= Minima distanza tra le file
Catania, 18
2008
Lmarzo
= Lunghezza
dei pannelli 37
Ombreggiamenti nel caso di moduli
PV disposti a schiera illimitata
Catania, 18 marzo 2008
38
W=1,2 m
W=1,4 m
Catania, 18 marzo 2008
39
Energia persa per ombreggiamento tra file
La perdita di energia dipende da:
• Geometria dell’intera fila (altezza, lunghezza,
eventuale azimut, numero di file, ecc)
• Disposizione meccanica del modulo sulla fila
• Cablaggio elettrico dei moduli per formare la stringa
Formando
stringhe
orizzontali
(moduli
disposti
orizzontalmente)
si
ottiene
il
risultato
di
“liberare” man mano intere stringhe. Viceversa, se i
moduli fossero verticali, occorrerebbe attendere che una
superficie ben maggiore (e quindi un maggior tempo) si
“liberi” per ottenere lo stesso risultato energetico.
Catania, 18 marzo 2008
40
Sistemi ad inseguimento
I gradi di libertà sono due: angolo azimutale ed angolo di tilt
Sistemi ad un asse
Sistemi a due assi
I BC = I B
Se Σ=L si ha (polar mount)
1 − cos(90° − β )
I DC = C ⋅ I B
2
1 − cos(90° − β )
I RC = ρ ⋅ (I BH + I DH ) ⋅
2
I BC = I B ⋅ cos δ
1 − cos(90° − β + δ )
I DC = C ⋅ I B
2
1 − cos(90° − β + δ )
I RC = ρ ⋅ (I BH + I DH ) ⋅
2
Catania, 18 marzo 2008
41
Inseguitore a due assi
Catania, 18 marzo 2008
42
Inseguitore ad un asse (polar mount)
Catania, 18 marzo 2008
43
Inseguitori commerciali
Pesos
SF 35
Superficie FV (m2) 35
Angolo di tilt
80°(10°-90°)
Angolo di azimuth 270°
Consumo di energia <1,0
a riposo (W)
Consumo di energia 25 W
in marcia (W)
Peso (kg)
400
Catania, 18 marzo 2008
DEGERtraker
4000EL
35
70°(20°-90°)
360°
0,2
5W
580
44
Energia disponibile all’uscita dell’inverter
3943 kWh/year
4533 kWh/year
Tilt 0°
Tilt 39°
3641 kWh/year
4718 kWh/year
Catania, 18 marzo 2008
Tilt 90°
Tilt 30°/60°
45
Sistemi ad inseguimento
5717 kWh/year
5807 kWh/year
Tilted axis
Two axis
4733 kWh/year
Catania, 18 marzo 2008
Horizontal axis
46
Insolazione annuale nel caso di
sistema PV con inseguitore
Insolazione annuale,
assumendo
tutti i giorni sereni.47
Catania,
18 marzo 2008
Sistemi FV ad
inseguimento
Inseguitore con motore elettrico.
Differenti sistemi ad inseguimento
presso lo stabilimento UFA a Berlino.
Fonte: SOLON AG, Zwickert
Inseguitore a controllo
passivo di tipo termoidraulico.
Fonte: Altec-Solartechnik
Catania, 18 marzo 2008
48
Effetto fotovoltaico
+4
Elettrone di valenza
Catania, 18 marzo 2008
49
Perdite sistema FV – connesso
alla rete
Perdite per scostamento dalle condizioni di
targa (temperatura)
Perdite per riflessione
8%
Perdite per mismatching tra stringhe (moduli)
5%
Perdite in corrente continua
1%
Perdite sul sistema di conversione cc/ca
5%
Perdite per polluzione sui moduli
1%
Rendimento globale sistema FV
76%
Catania, 18 marzo 2008
3%
50
Forma delle celle FV mono
Forma circolare
Forma quadrata
Forma pseudoquadrata
Le celle con forma circolare
sono meno costose di quelle
con forma quadrata o
pseudo-quadrata, data la
minor quantità di scarti
prodotti
in
fase
di
lavorazione.
D’altra parte, i moduli con
celle circolari hanno una resa
inferiore poiché la forma
circolare delle celle non
consente un utilizzo ottimale
della superficie utile.
Costituiscono, invece, una valida alternativa quando il generatore fotovoltaico è integrato
negli edifici come elemento strutturale
semi-trasparente,
Catania,
18 marzo 2008 che consenta il passaggio della
51 luce
all’interno dei vani abitativi
La curva caratteristica V-I
Icc
IMP
PMP = Punto di
massima potenza
La corrente di corto circuito risulta di
poco superiore alla Im: ne risulta la
evidente difficoltà nell’uso di un
interruttore automatico
Retta di carico
Catania, 18 marzo 2008
VMP
52
Variazione della Vca e Icc
Andamento delle Icc e della Vca al variare
dell’irraggiamento
Catania, 18 marzo 2008
53
Le condizioni standard
Norme IEC 904/DIN EN 60904
1) Irraggiamento: 1000 W/m2
2) Temperatura di esercizio della cella: 25 °C con
uno scarto di ±2 °C
3) Distribuzione spettrale della radiazione solare
conforme alle IEC 904-3 e massa d’aria AM 1,5
Per potenza di picco Pp si intende la potenza
misurata in condizioni standard
Catania, 18 marzo 2008
54
Fill Factor (fattore di riempimento)
Silicio Mono Amorfo
FF%
75-85
50-70
Azioni per aumentare il Fill Factor
•
•
•
Diminuire lo spessore della giunzione
Aumentare la concentrazione dei droganti
Ottimizzare la geometria della griglia metallica frontale
VMP ⋅ I MP
=
FF
Fill Factor
Vca ⋅ I cc
RS
Catania, 18 marzo 2008
VMP
Vca
Fill Factor
55
Catania, 18 marzo 2008
56
Efficienza delle celle FV
Pp
FF ⋅Vca ⋅ I cc
η=
=
E⋅A
E⋅A
η = η STC − ∆η
Irraggiamento
Temperatura
η STC =
Pp
1000 ⋅ A
E
∆η ≈ −0.04 ⋅η STC ⋅
= −0.04 ⋅η STC ⋅ s
1000
∆η = −0.45% ⋅ (25°C − ∆T ) ⋅η STC
Catania, 18 marzo 2008
57
Coefficiente β per differenti tipi di celle
FV
Materiale della cella
Coefficiente β [mV/°C]
Silicio monocristallino
-2.299
Silicio policristallino
-2.133
Arseniuro di Gallio
-2.213
Per le celle al silicio amorfo la dipendenza efficienzatemperatura è molto meno accentuata. In alcuni casi,
addirittura il fenomeno ha segno inverso, e cioè si può
registrare un leggero aumento di efficienza associato
all’aumento di temperatura
Catania, 18 marzo 2008
58
Variazione della curva I-V con la
temperatura della cella
∆VOC=-2,3 mV/°C
∆ISC=0,2%
Catania, 18 marzo 2008
∆PMAX=-6÷7 %
per ∆T=10 °C
59
Caratteristiche di un modulo
Catania, 18 marzo 2008
60
Caratteristiche V-I
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008
61
Ombreggiamento su un modulo
senza diodo di bypass
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008
62
Ombreggiamento su un modulo
con diodo di bypass
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008
63
Ombreggiamento su un pannello cella
con due diodi di bypass
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008
64
Caratteristiche V-I
Catania, 18 marzo 2008
65
Fattori che influenzano la
producibilità di un impianto FV
Riduzione dell’energia prodotta
• La temperatura su moduli fotovoltaici
• Protezioni inverter
• La qualità dell’energia fornita dall’ente
distributore
Catania, 18 marzo 2008
66
Riduzione producibilità FV causata
dall’inverter
Pninv≤Pp (0,7÷1)
Distacco per minima-massima potenza lato DC:
(limitazione o distacco)
Distacco per minima massima tensione lato DC:
(limitazione o distacco)
Catania, 18 marzo 2008
67
Dispositivi richiesti
per l’allacciamento
dell’impianto
FV
alla
rete
di
distribuzione (CEI
11-20)
Catania, 18 marzo 2008
68
Riduzione producibilità FV causata
dalla qualità della tensione di rete
Le norme CEI 11-20 stabiliscono che l’impianto FV si debba
disconnettere automaticamente dalle rete (intervento
dispositivo di interfaccia), se questa fornisce una forma
d’onda di tensione differente da quella di normale servizio.
Protezione
Vmax
Vmin
fmax
fmin
Valore di
taratura
1,2 Vn
0,8 Vn
50,3 Hz
Catania,
18 marzo
49,7
Hz2008
Tempo di
intervento
0,1 s
0,15 s
0,1 s
0,1 s
69
Indici prestazionali normalizzati
Questi indici sono rapportati all’energia incidente sul piano
dei collettori e sono normalizzati rispetto alla
Pnom = Potenza nominale installata dell’array nelle condizioni
STC (dato di targa dei pannelli) [kWp].
Questi indici sono indipendenti dalla dimensione dell’array,
dalla situazione geografica e dall’orientamento del campo FV.
Le energie raccolte sono espresse in [kWh / KWp / day].
Queste quantità, quindi, sono numericamente uguali al
“Equivalent operating time” sotto un irraggiamento costante
di 1 kW/m². Tali indici possono anche essere espressi come
[Hours/day] quando i sistemi
lavorano
ad un 1 kW/m². 70
Catania, 18 marzo
2008
Definizioni indici
Schema a blocchi
Energia
solare
Energia
Energia
Elettrica
Elettrica
DC
AC
ARRAY
Inverter
+
Yr
MPPT
Lc=Yr-Ya
Ya
Yf
Ls=Ya-Yf
Pr=Yf/Yr
Catania, 18 marzo 2008
71
Perdite per Mismatch dei pannelli
FV: esempio
Catania, 18 marzo 2008
72
Perdite per Mismatch dei pannelli FV:
Siemens SM 100
2 moduli in serie e 2 in parallelo
Catania, 18 marzo 2008
73
Modello termico
Approccio basato sul seguente bilancio :
α pvτ g G = ηG + U pv (T pv − Ta )
[
]
η = ηref ⋅ 1 − β ⋅ (T pv − Tref )
U pv = 24.1 + 2.9 ⋅ w
ηref=0,125
β=0,0048 [1/K]
Per cui a partire da grandezze misurabili (G,Ta,w) si può ottenere la temperatura
Tpv
[1] M. Mattei, G. Notton, C. Cristofari, M. Muselli, P. Poggi: “Calculation of the polycrystalline PV module
temperature using a simple method of energy balance”,Renewable Energy 31 (2006) 553–567
Modello Termico NOCT
Metodo NOCT
Tcell − Ta =
NOCT − 20
∗G
800
Condizioni NOCT(Nominal Operating Cell Temperature):
→Radiazione solare
→Temperatura ambiente
→NOCT (Nominal Operating Cell Temperature)
→(800 W/m2; 20°C; 1 m/s, circuito aperto)
¾ Indipendenza dal punto di lavoro
¾ Non tiene conto della velocità e direzione del vento
Accoppiamento Campo FV e inverter
Le caratteristiche lato generatore fotovoltaico sono
– Potenza nominale e potenza massima in c.c.
– Corrente nominale e corrente massima in c.c.
– Tensione nominale e massima tensione ammessa in c.c.
– Campo di variazione della tensione di MPPT in funzionamento
normale
La tensione in ingresso deve tenere conto della tensione delle
stringhe fotovoltaiche.
Per ogni modello di inverter è definita la massima tensione
continua applicabile in ingresso.
La tensione a vuoto del campo fotovoltaico, stimata alla minima
temperatura di funzionamento prevista, deve, quindi, essere
inferiore a tale valore di tensione perché al diminuire della
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temperatura la tensione a vuoto
Accoppiamento delle Tensioni
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Il problema del punto di
Massima potenza
I dispositivi usati nell’eseguire il controllo ad MPPT sono i
convertitori elettronici di potenza, che attraverso la loro variabile
di controllo duty-cycle (δ = Vout/Vin ), regolano la tensione in
ingresso in modo che il modulo possa lavorare al valore di
tensione che garantisce il massimo trasferimento di potenza. In tal
caso il circuito di controllo del convertitore deve identificare la
direzione in cui si sposta il punto di massimo ed effettuare le
opportune correzioni sul duty-cycle, affinché il sistema si
riposizioni sul nuovo punto di massimo.
Gli algoritmi di controllo più impiegati sono:
metodo Perturb & Observe (P&O)
metodo della Conduttanza Incrementale (C.I.).
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Il metodo “Perturb & Observe”
Il Perturb & Observe è largamente l’algoritmo più diffuso
soprattutto grazie alla sua facilità di implementazione.
Principio di funzionamento: si perturba il punto di lavoro
variandone la tensione di riferimento (quindi il duty-cycle del
convertitore) in una determinata direzione, ad esempio in
aumento, e se la potenza prodotta dal pannello aumenta, in
conseguenza a questa variazione, significa che il punto di
lavoro si è spostato verso il MPP e quindi la successiva
variazione di tensione sarà data nella stessa direzione; al
contrario se la potenza erogata diminuisce, il punto di lavoro si
è allontanato dal MPP e la successiva perturbazione di tensione
dovrà avvenire in direzione opposta.
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Il metodo “Perturb & Observe”
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Il metodo della Conduttanza
Incrementale
Tale algoritmo mira a ricavare una stima della posizione
del MPP attraverso il calcolo della derivata della potenza
erogata rispetto ad una corrispondente variazione della
tensione ai capi dei pannelli.
Tale informazione è utile poiché permette di quantificare la
vicinanza tra MPP e punto di lavoro in un dato istante; questo
perché il valore della derivata della potenza rispetto alla
tensione diminuisce avvicinandosi al MPP.
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Il metodo della Conduttanza
Incrementale
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BIBLIOGRAFIA
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• M. Spagnolo: “Il sole nella città l’uso del fotovoltaico nell’edilizia”,
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• F. Groppi, C. Zuccaro: “Impianti solari fotovoltaici a norme CEI”,
UTET periodici, 2002
• R. Battisti, R. Barile, M. Gamberale, P. Ferro: dispense corso “I
sistemi fotovoltaici: progettazione tecnico-architettonica”,
ISES
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• AA.VV. “Fotovoltaico – guida per progettisti e per installatori”,
Fondazione IDIS-Città della Scienza – ISES ITALIA, 2004
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