Guida di progettazione - SUNNY TRIPOWER 60

Guida di progettazione
SUNNY TRIPOWER 60
STP60-10-PL-it-10 | Versione 1.0
ITALIANO
Disposizioni legali
SMA Solar Technology AG
Disposizioni legali
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Guida di progettazione
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Indice
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1 Introduzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.1 Elenco delle abbreviazioni . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2 Panoramica dell’inverter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.1 Targhetta di identificazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2 Panoramica sulla meccanica dell’inverter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.3 Descrizione dell’inverter. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.3.1 Panoramica del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.3.2 Sicurezza funzionale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.3.3 Modalità di funzionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.4 Inseguitore MPP e riduzione della potenza. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.4.1 Inseguitore MPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.4.2 Riduzione della potenza dell’inverter. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.4.3 Potenza di riferimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.5 Codice di rete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.5.1 Impostazioni di protezione di rete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.6 Supporto della rete (gestione di rete) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.6.1 Fault Ride Through (capacità dell’impianto di rimanere connesso alla
rete) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.6.2 Gestione della potenza reattiva. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.6.3 Gestione attiva della potenza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
2.7 Impostazioni per la sicurezza funzionale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3 Progettazione meccanica dell’impianto. . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.1 Disimballaggio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.2 Installazione. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.2.1 Condizioni di installazione. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.3 Montaggio dell’inverter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.3.1 Orientamento dell’inverter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.3.2 Specifiche delle coppie per l’installazione. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.4 Specifiche dei cavi. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
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4 Progettazione elettrica dell’impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.1 Introduzione. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.2 Lato CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.2.1 Requisiti per il collegamento FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.2.1.1
Tensione a vuoto massima . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2.1.2
Tensione MPP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2.1.3
Corrente di cortocircuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2.1.4
Corrente MPP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2.1.5
Resistenza fra modulo FV e terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2.1.6
Messa a terra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2.1.7
Collegamento in parallelo dei generatori FV . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2.1.8
Cavi FV – Dimensionamento e posa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2.2 Determinazione dei rapporti di dimensionamento dei sistemi FV. . . 27
4.2.3 Moduli a film sottile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.2.4 Protezione da sovratensioni interna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.2.5 Gestione del calore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.2.6 Simulazione FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.2.7 Capacità di campo FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.3 Collegamento alla rete di bassa tensione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.3.1 Condizioni di collegamento CA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.3.2 Protezione del collegamento CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.3.3 Impedenza di rete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.3.4 Considerazioni sui cavi CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
5 Comunicazione e progettazione del sistema,
SMA Inverter Manager . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.1 Comunicazione Ethernet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.1.1 Panoramica del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
5.1.2 SMA Inverter Manager . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
5.2 Interfacce utente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
5.3 I/O-Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.4 Stazione meteo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
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6 Dati tecnici. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
Dati tecnici . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Valori limite per la riduzione del rapporto di dimensionamento . . . .
Norme e standard . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Specifiche dei fusibili di rete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Dati tecnici delle interfacce di comunicazione. . . . . . . . . . . . . . . . . .
Collegamenti Ethernet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
36
37
38
39
40
6.6.1 Topologia della rete. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
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6
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1 Introduzione
La guida di progettazione contiene le informazioni
necessarie per la progettazione e il dimensionamento di un
impianto e descrive i requisiti per l’utilizzo di un Sunny
Tripower 60 in impianti fotovoltaici.
1 Introduzione
1.1 Elenco delle abbreviazioni
Abbreviazione Spiegazione
ANSI
American National Standards Institute (Ente
americano per la standardizzazione dei
processi industriali)
AWG
American Wire Gauge (codifica del diametro
dei fili)
cat5e
Cavo di categoria 5 (caratteristiche
migliorate) con doppini ritorti (Twisted-Pair)
per la trasmissione di dati
DHCP
Dynamic Host Configuration Protocol,
consente l’assegnazione automatica
dell’indirizzo di rete da parte del server DHCP.
VNB
Gestore della rete di distribuzione
DSL
Digital Subscriber Line, linea digitale a
sottoscrizione
CEM (direttiva) Direttiva sulla compatibilità elettromagnetica
ESD
Scarica elettrostatica
FCC
Federal Communications Commission
(Commissione federale comunicazioni)
Figura 1.1 Sunny Tripower 60
FRT
Fault Ride Through (capacità dell’impianto di
rimanere connesso alla rete)
Sono disponibili i seguenti materiali aggiuntivi:
GSM
Global System for Mobile Communications
(sistema globale di comunicazione mobile)
HDD
Hard Disk Drive (disco rigido)
IEC
Commissione elettrotecnica internazionale
IT
Terra isolata
LCS
Messa in servizio locale e servizio di
assistenza tecnica
LED
Diodo a emissione di luce
LVD (Direttiva
sulla bassa
tensione)
Direttiva sulla bassa tensione
MCB
Interruttore automatico
MPP
Maximum Power Point (punto di massima
potenza)
MPPT
Inseguitore del punto di massima potenza,
verifica il punto ottimale per la potenza FV.
NFPA
National Fire Protection Association
(Associazione nazionale per la protezione
contro gli incendi)
P
P è il simbolo della potenza attiva e si misura
in watt (W).
PCB
Piastra a circuito stampato
• Istruzioni per l’installazione (nel contenuto della
fornitura), contenenti informazioni per l’installazione e
la messa in servizio dell’inverter
• Guida rapida per l’installazione di Inverter Manager e
I/O-Box, contenente le informazioni necessarie per
l’installazione di SMA Inverter Manager
• Istruzioni di manutenzione per la sostituzione della
ventola, contenete informazioni su come sostituire una
ventola difettosa
• Istruzioni di manutenzione per la sostituzione degli SPD
(Surge Protection Device), contenente informazioni su
come sostituire i dispositivi di protezione da
sovratensioni
Questi documenti sono disponibili nell’area Download del
sito www.SMA-Solar.com oppure possono essere richiesti
al fornitore dell’inverter. Per ulteriori informazioni rivolgersi
al fornitore.
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2 Panoramica dell’inverter
Abbreviazione Spiegazione
PCC
Point of Common Coupling, punto di
immissione in rete. Il punto della rete pubblica
alla quale altri clienti sono o potrebbero
essere collegati.
PE
Conduttore di protezione
PELV
Bassissima tensione
PLA
Power Level Adjustment, regolazione della
potenza d’uscita
PNOM
Potenza [W], potenza attiva nominale
POC
Punto di collegamento al quale il sistema FV
viene collegato alla rete di
approvvigionamento.
PSTC
Potenza [W], potenza di prova standard
FV
Fotovoltaico, celle fotovoltaiche
RCD
Interruttore differenziale
RCMU
Unità di monitoraggio della corrente residua
RISO
Resistenza di isolamento
ROCOF
Tasso di variazione della frequenza
Q
Q è il simbolo della potenza reattiva ed è
misurata in voltampere reattivi (VAr).
S
S è il simbolo della potenza apparente ed è
misurata in voltampere (VA).
STC
Condizioni di test standard (Standard Test
Conditions)
SW
Software
THD
Distorsione armonica totale
TN-S
Rete CA con conduttori terra-neutro separati
TN-C
Rete CA con conduttori terra-neutro combinati
TN-C-S
Combinazione dei sistemi TN-C e TN-S: lo
scollegamento del conduttore di terra e neutro
avviene nel punto di trasmissione tra rete di
distribuzione e l’impianto del cliente.
TT
Rete CA separata tra messa a terra
dell’impianto del produttore e messa a terra
dell’utente
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2 Panoramica dell’inverter
2.1 Targhetta di identificazione
Figura 2.1 Targhetta di Sunny Tripower 60
Tabella 1.1 Abbreviazioni
8
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2 Panoramica dell’inverter
2.2 Panoramica sulla meccanica
dell’inverter
1
Coperchio dell’area di installazione
2
Coperchio frontale
3
Dissipatore in alluminio pressofuso
4
Supporto da parete
5
Display (solo visualizzazione)
6
Sezionatore di carico FV
7
Ventole
Figura 2.3 Panoramica sulla meccanica dell’inverter
2.3 Descrizione dell’inverter
Caratteristiche dell’inverter:
• Involucro IP65/tipo 3R
Figura 2.2 Targhetta di Sunny Tripower 60-US
La targhetta di identificazione posta sul lato dell’inverter
riporta i seguenti dati:
• Tipo di inverter
• Dati tecnici importanti
• Numero di serie per l’identificazione dell’inverter
(situato sotto il codice a barre)
• Sezionatore di carico FV
• Funzione di gestione di rete
• Senza trasformatore
• Trifase
• Topologia livello 3 con alto rendimento di potenza
• Unità di monitoraggio correnti di guasto integrata
• Funzione di prova dell’isolamento
• Funzioni complete di Ride-Through (per assicurare una
produzione energetica affidabile in caso di disturbi
della rete) in funzione della parametrizzazione
dell’inverter
• Conforme ai requisiti di molte reti nazionali
• Modifica a requisiti e condizioni locali tramite le
impostazioni codice di rete.
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2 Panoramica dell’inverter
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2.3.1 Panoramica del sistema
L’impianto STP 60 con 1 Sunny Tripower 60 sfrutta tanto i
vantaggi degli inverter di stringa quanto quelli degli inverter
centrali ed è particolarmente adatto per una molteplicità di
impianti commerciali e di gestori di rete.
L’impianto STP 60 è composto da 1 Sunny Tripower 60, 1
DC-String-Combiner e 1 SMA Inverter Manager.
La rete di comunicazione di un impianto STP 60 è suddivisa
in 2 reti Ethernet: rete di impianto e rete dell’inverter. La rete
dell’impianto è l’interfaccia di comunicazione di STP 60 e
può essere utilizzata da diversi Inverter Manager così come
da dispositivi IT aggiuntivi. Al contrario, la rete dell’inverter
può essere utilizzata solamente per l’inverter. La rete
dell’impianto deve disporre di un server DHCP (router)
assegnato all’inverter, poiché SMA Inverter Manager
richiede l’assegnazione automatica dell’IP. Si consiglia di
impiegare router e switch per uso professionale. Inverter
Manager consente:
• il controllo di fino a 42 inverter Sunny Tripower 60
• una semplice rete di impianto grazie a un punto unico
d’accesso per ogni impianto da 2,5 MVA (valore
massimo)
• una semplice messa in servizio e manutenzione
dell’impianto grazie al tool LCS (Local Commissioning
and Service)
• un upload sicuro dei dati al servizio di data warehouse
così come il controllo di tutte le esigenze locali da parte
del gestore di rete
• un protocollo di comunicazione open source Modbus
TCP che utilizza tramite Ethernet un profilo
SunSpec-Alliance per il monitoraggio e il controllo e
che facilita ad esempio l’integrazione nei sistemi
SCADA
• un’interfaccia di gestione di rete come la I/O Box
opzionale per PLA e comandi di potenza reattiva
• una semplice integrazione di dati meteorologici tramite
stazione meteo compatibile con RS-485 SunSpec
Alliance
10
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2 Panoramica dell’inverter
1
6
LCS TOOL
STRINGHE FV
2
DC COMBINER
3
STP 60-10
1
5
ROUTER
12
4
INVERTERMANAGER
STRINGHE FV
DC COMBINER
STP 60-10
9
STAZIONE
METEO
7
PORTALE
8
SYSTEMA
SCADA
1
12
10
I/O BOX
11
GESTIONE
DI RETE
STRINGHE FV
DC COMBINER
STP 60-10
1
12
STAZIONE DI
TRASFORMATORE
12
CC
CA
1
Stringhe FV
2
Cassetta di collegamento generatore
3
Sunny Tripower 60
4
SMA Inverter Manager
5
Router
6
Tool LCS
7
Upload sul portale
8
Sistema SCADA
9
Stazione meteo
10
I/O-Box
11
Gestione di rete
12
Stazione di trasformazione
ETHERNET
RS485
Figura 2.4 Panoramica del sistema
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2 Panoramica dell’inverter
Figura 2.5 Panoramica sull’area di installazione
PELV (protezione contro le scariche elettriche)
2
Messa a terra dell’apparecchio
7
Interfaccia Ethernet x 2
8
Interfaccia RS-485 (non utilizzata)
Componenti sotto tensione
1
Morsetti CA
5
Morsetti FV
Altro
3
Protezione da sovratensioni CA (SPD)
4
Protezione da sovratensioni CC (SPD)
6
Sezionatore di carico FV
12
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2.3.2 Sicurezza funzionale
L’inverter è stato sviluppato per l’utilizzo internazionale e
dispone di un circuito elettronico per la sicurezza
funzionale che soddisfa diversi requisiti nazionali (v.
cap. 2.5, pag. 16).
Immunità alle interferenze
Il circuito per la sicurezza funzionale dispone di un sistema
integrato ridondante di riconoscimento di errori singoli. In
caso di anomali l’inverter si scollega immediatamente dalla
rete. Il metodo è attivo e copre l’intero circuito elettronico
entro il monitoraggio della corrente di guasto tanto sul
piano regolare quanto in caso di cambi improvvisi. Per
assicurare un funzionamento sicuro, durante l’avvio
dell’inverter vengono controllati tutti i circuiti di sicurezza
funzionali. Se un circuito presenta più di una volta su 3 un
disturbo nel corso dell’autotest, l’inverter attiva la modalità
di funzionamento “fail-safe“. Se le tensioni e le frequenze di
rete o le correnti di guasto misurate in funzionamento
normale si discostano troppo nei 2 circuiti separati, l’inverter
interrompe l’immissione in rete e ripete l’autotest. I circuiti di
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commutazione per la sicurezza funzionale sono
permanentemente attivati. Una disattivazione non è
possibile.
Isolamento
Durante l’autotest l’inverter ricorre al sistema di misurazione
dell’isolamento che rileva se l’isolamento dell’impianto FV è
superiore al valore necessario. Questa provvedimento
avviene prima che l’inverter inizi l’immissione in rete.
Durante il collegamento alla rete l’inverter misura la
corrente di guasto continua nel sistema. Se il valore viene
superato più di 4 volte entro 24 ore, l’inverter smette di
funzionare a causa dei possibili rischi di sicurezza
nell’impianto FV.
NOTA
A seconda delle condizioni di collegamento
necessarie viene imposta una resistenza di
isolamento minima fra terra e FV. Un valore tipico è
di 82 kΩ.
Autotest
Anche la resistenza di isolamento tra array FV e terra viene
verificata durante l’autotest. Se la resistenza è troppo
bassa, l’inverter non immette più in rete. Dopo 10 minuti
l’inverter avvia autonomamente un nuovo tentativo di
immissione.
Corrente differenziale
La corrente di guasto viene sorvegliata costantemente.
L’inverter interrompe l’immissione nei seguenti casi:
• Il valore effettivo del ciclo della corrente di guasto non
soddisfa il valore limite nel tempo previsto, definito
nelle impostazioni di scollegamento o
• Viene misurato un aumento improvviso nella corrente
di guasto
Monitoraggio della rete
Se l’inverter immette in rete, vengono costantemente
controllati questi parametri di rete:
• Ampiezza della tensione di rete (valore momentaneo e
medio sui 10 minuti)
• Tensione e frequenza di rete
• Blackout (riconoscimento rete ad isola):
– Riconoscimento di blackout trifase
2 Panoramica dell’inverter
Se uno di questi parametri non soddisfa le impostazioni del
codice di rete, l’inverter interrompe l’immissione in rete.
2.3.3 Modalità di funzionamento
L’inverter dispone di 5 modalità di funzionamento indicate
dai LED.
Stato
LED
Non connesso
alla rete
Verde
Connessione in
corso
Verde
Connesso alla
rete
Verde
Evento interno
dell’inverter
Verde
Rosso
Rosso
Rosso
Rosso
A prova di guasto Verde
Rosso
Tabella 2.1
Non connesso alla rete (Standby) (LED spenti)
#0-51
Se la rete CA non viene alimentata per oltre 10 minuti,
l’inverter si scollega autonomamente dalla rete e si spegne.
Le interfacce utente e di comunicazione rimangono
alimentate per scopi di comunicazione.
Connessione in corso (LED verde lampeggiante)
#52-53
L’inverter si avvia quando la tensione d’ingresso FV
raggiunge la tensione di alimentazione CC minima.
L’inverter effettua una serie di autotest interni, inclusa la
misurazione della resistenza tra gli array FV e la terra. Nel
frattempo monitora anche i parametri della rete di
distribuzione. Se i parametri della rete di distribuzione
rientrano per l’intervallo di tempo predefinito nelle
specifiche previste (in funzione del codice di rete), l’inverter
inizia l’immissione nella rete CA.
– Tasso di variazione della frequenza (ROCOF).
– Spostamento di frequenza
• Percentuale di corrente CC della rete
• Corrente di guasto mediante RCMU
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13
2 Panoramica dell’inverter
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Connesso alla rete (LED verde acceso)
#60
L’inverter è collegato alla rete pubblica (CA) e la alimenta.
L’inverter si scollega nei seguenti casi:
• Quando rileva condizioni anomale della rete (in
funzione del codice di rete) oppure si verifica un
evento interno.
• Quando la potenza FV è insufficiente (la rete di
distribuzione non viene alimentata per 10 minuti).
L’inverter passa in questo caso alla modalità di
collegamento o alla modalità non connessa alla rete.
Figura 2.6 Comportamento dell'MPPT con tensione MPP bassa
Evento interno dell’inverter (LED verde lampeggiante).
#54
NOTA
L’inverter attende che uno stato interno sia nuovamente
entro i valori limite (ad esempio che scenda la temperatura
troppo elevata) prima di collegarsi un’altra volta alla rete.
Dato che Sunny Tripower 60 non dispone di un
convertitore boost, la tensione MPP minima varia a
seconda della tensione di rete del momento.
A prova di guasto (LED rosso lampeggiante)
#70
Se rileva un errore nei propri circuiti durante l’autotest (in
modalità di collegamento) o durante il funzionamento,
l’inverter passa alla modalità a prova di guasto
scollegandosi dalla rete pubblica. L’inverter rimarrà nella
modalità “A prova di guasto” finché la potenza FV sarà
mancata per almeno 10 minuti o finché l’inverter sarà stato
arrestato completamente (CA+FV).
2.4 Inseguitore MPP e riduzione
della potenza
2.4.2 Riduzione della potenza
dell’inverter
In certi momenti è previsto che l'MPPT lasci il punto di
massima potenza. Questo funzione è definita “riduzione
della potenza” e serve alla protezione dell’inverter contro
sovraccarico o si utilizza per la riduzione della potenza per
supportare la rete. Se la funzione di regolazione riduce la
potenza d’uscita CA, la potenza reattiva (che supporta la
rete) ha la priorità: prima si riduce la potenza attiva a zero,
successivamente si riduce la potenza reattiva. STP-60
effettua una riduzione della potenza nelle seguenti
circostanze:
• Superamento della massima potenza nominale CA
2.4.1 Inseguitore MPP
• Sovratemperatura interna
L’inseguitore del punto di massima potenza (MPPT) è un
algoritmo che tenta di massimizzare continuamente la
potenza d’uscita del generatore FV. L’algoritmo adatta la
tensione FV con una rapidità tale da consentire di seguire i
repentini cambiamenti dell’irraggiamento solare. L’MPPT
trova il punto di massima potenza, mentre la tensione FV
rimane entro il range di tensione MPP definito. Con tensioni
inferiori alla tensione MPP minima dell’inverter l’MPPT
rinuncia al punto di massima potenza (v. figura 2.6) per
poter fornire sufficiente tensione CC e in tal modo poter
generare la tensione di rete CA necessaria.
• Sovratensione di rete
• Frequenza di rete troppo alta
• Regolazione della potenza d’uscita tramite
impostazioni od ordine esterno (PLA)
Ogni Sunny Tripower 60 limita la potenza d’uscita CA a
seconda della potenza attuale, che corrisponde sempre al
più basso tra i seguenti valori:
• Massima potenza nominale CA (60 kVA)
• Valore limite fisso per potenza attiva e reattiva, definito
dal file del codice di rete
• Potenza attiva e reattiva di riferimento di SMA Inverter
Manager
14
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
2 Panoramica dell’inverter
• Limitazione di potenza della riduzione di potenza
interna dovuta alla temperatura. Una riduzione di
potenza in funzione della temperatura indica una
temperatura ambiente troppo elevata, un dissipatore
sporco, una ventola bloccata o simili. Informazioni per
la manutenzione sono riportate nelle istruzioni per
l’installazione di Sunny Tripower 60. I valori nella
figura 2.7 sono misurati alle condizioni nominali cos(φ)
= 1.
U1
Fisso
U2
Limite di disinserzione
Figura 2.8 Tensione di rete oltre il valore limite determinato dal
gestore di rete
Riduzione della potenza – Sovrafrequenza di rete
Figura 2.7 Riduzione di potenza in funzione della temperatura
ambiente
NOTA
Per una riduzione di potenza, l’inverter può utilizzare
l’intero range di tensione CC ammesso fino a 1000
V. L’inverter non è limitato al range di tensione MPP.
2.4.3 Potenza di riferimento
La potenza di riferimento per ogni Sunny Tripower 60 viene
generata da SMA Inverter Manager sulla base delle
seguenti funzioni. Tutte queste potenze sono salvate in SMA
Inverter Manager e vengono calcolate a livello di impianto.
• Sovratensione di rete
La potenza d’uscita viene ridotta in funzione della
frequenza di rete. Esistono 2 metodi per ridurre la potenza
d’uscita: rampa ed isteresi. L’impostazione del codice di
rete definisce quali metodi vengono applicati in un
determinato impianto.
Regolazione di frequenza primaria – Metodo con
rampa
V. figura 2.9.
L’inverter riduce la potenza d’uscita se la frequenza di rete
supera il valore f1. La riduzione avviene con un tasso
preimpostato che viene illustrato nella figura 2.9 sotto
forma di rampa (R). Se la frequenza raggiunge il valore f2,
l’inverter viene scollegato dalla rete. Se la frequenza
scende sotto al valore f2, l’inverter si collega un’altra volta
alla rete e aumenta la potenza con lo stesso tasso valido
per la riduzione.
Se la tensione di rete supera il valore limite U1 definito
del gestore di rete, l’inverter riduce la potenza d’uscita.
Se la tensione di rete cresce e supera il valore limite
predefinito (valore medio sui 10 minuti, U2), l’inverter
interrompe l’immissione per poter mantenere la qualità
di rete e proteggere altri apparecchi collegati alla rete.
Figura 2.9 Regolazione di frequenza primaria – Metodo con rampa
Guida di progettazione
STP60-10-PL-it-10
15
2 Panoramica dell’inverter
Mantenimento della frequenza (riduzione della
potenza attiva in caso di sovrafrequenza) – Isteresi
V. figura 2.10.
Per supportare la stabilizzazione della frequenza di rete,
l’inverter riduce la potenza d’uscita quando la frequenza di
rete supera il valore f1. La riduzione avviene con un tasso
preimpostato che viene illustrato nella figura 2.10 sotto
forma di rampa (R). Il limite di potenza d’uscita ridotto viene
mantenuto finché la frequenza di rete non è scesa al valore
f2. Se la frequenza di rete scende al valore f2, la potenza
d’uscita aumenta di nuovo dopo un tempo di rampa T. Se
la frequenza di rete continua a salire, l’inverter viene
scollegato al raggiungimento del valore f3. Se la frequenza
scende sotto al valore f2, l’inverter si collega un’altra volta
alla rete e aumenta la potenza con lo stesso tasso valido
per la riduzione.
SMA Solar Technology AG
NOTA
Prima di collegare l’impianto alla rete, è necessario
richiedere il permesso del gestore di rete (VNB).
2.5.1 Impostazioni di protezione di
rete
Le impostazioni di protezione di rete sono salvate su ogni
inverter. Assicurarsi che la rete sia protetta in caso di eventi
di rete indipendentemente dal collegamento a Inverter
Manager. L’inverter controlla continuamente i valori di rete
e li confronta con i valori di disinserzione stabiliti nel codice
di rete. Esempio:
• Interruzione della tensione
• Interruzione della frequenza
• Riconnessione
• Blackout
Interruzione della tensione e della frequenza
I valori effettivi del ciclo della tensione di rete vengono
sincronizzati con 2 impostazioni di disinserzione superiori,
ad esempio sovratensione (livello1). Se i valori effettivi non
rispettano per il “tempo previsto“ i valori limite delle
impostazioni di disinserzione, l’inverter interrompe
l’immissione in rete.
Figura 2.10 Regolazione di frequenza primaria – Metodo con
isteresi
2.5 Codice di rete
Il file del codice di rete STP 60 contiene impostazioni che
determinano tanto il comportamento di ogni singolo inverter
quanto dell’impianto. Il file del codice di rete è suddiviso in
2 ambiti principali:
• Impostazioni di protezione di rete
• Supporto della rete (gestione di rete)
Il tool LCS utilizzato per la messa in servizio dell’inverter è
dotato di diversi codici di rete standard per l’adempimento
di requisiti nazionali. La modifica dei parametri standard
del codice di rete richiede un file specifico per i clienti,
messo a disposizione da SMA Solar Technology AG. Per
poter richiedere parametri del codice di rete personalizzati,
seguire le informazioni nel cap. 2.7, pag. 19
16
STP60-10-PL-it-10
Figura 2.11 Interruzione della sovratensione/sottotensione
Riconnessione
Durante la messa in servizio o se l’inverter viene disinserito
dalla rete dovuto a una sovratensione o sovrafrequenza, i
valori di riconnessione stabiliscono le condizioni di rete in
cui l’inverter si riconnette e immette di nuovo in rete.
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
Blackout (funzionamento ad isola)
Il blackout viene riconosciuto con 3 algoritmi differenti:
• Monitoraggio di tensione trifase (l’inverter regola la
corrente di ogni conduttore esterno). I valori effettivi di
ciclo delle tensioni di conduttori esterni vengono
paragonati con una impostazione di disinserzione
inferiore e superiore. Se i valori effettivi non rispettano
i valori limite delle impostazioni di disinserzione per il
tempo previsto, gli inverter interrompono l’immissione
in rete.
• Tasso di variazione della frequenza (ROCOF). Anche
i valori ROCOF (positivi e negativi) vengono
sincronizzati con le impostazioni di disinserzione. Nel
caso di mancato rispetto dei valori limite, l’inverter
interrompe l’immissione in rete.
• Spostamento di frequenza L’inverter tenta
continuamente di aumentare leggermente la frequenza
di rete, ma la stabilità di rete lo impedisce.
In caso di blackout, la stabilità di rete viene meno e la
frequenza può essere modificata. Dato che la frequenza si
scosta dalla frequenza di funzionamento della linea,
l’inverter si disinserisce e interrompe l’immissione in rete. Se
l’inverter interrompe l’immissione in rete a causa della
frequenza e della tensione di rete (non a causa del blackout
per asimmetrie di fase) e la frequenza o la tensione
vengono ristabilite entro breve tempo (interruzione
temporanea), l’inverter può riconnettersi alla rete a
condizione che i parametri di rete siano rimasti entro i valori
limite per il tempo prestabilito (tempo di riconnessione). In
caso contrario l’inverter effettua di nuovo la normale
sequenza di connessione.
2.6 Supporto della rete (gestione
di rete)
2 Panoramica dell’inverter
a immettere in rete mediante la funzione “Fault Ride
Through”. Un continuo approvvigionamento elettrico della
rete è fondamentale:
• per evitare una mancanza totale di tensione e
stabilizzare la tensione di rete
• per aumentare l’immissione di energia della rete CA
Si può scegliere fra 4 comportamenti:
• corrente zero
• solo potenza reattiva
• solo corrente attiva
• piena corrente, corrente reattiva prioritaria
Come funziona il FRT
La figura 2.12 illustra le esigenze che devono essere
soddisfatte dalla funzione FRT. L’esempio è valido per le reti
tedesche di media tensione.
Valori
superiori
alla linea 1
In caso di tensioni superiori alla linea 1,
durante l’esecuzione del FRT l’inverter
non può essere disinserito dalla rete in
nessun momento.
Range A
L’inverter può essere disinserito in caso di
tensioni inferiori alla linea 1 e a sinistra
della linea 2. In alcuni casi il gestore di
rete (VNB) consente una breve
disinserzione. In questo caso l’inverter
deve essere riconnesso alla rete entro 2
secondi.
Range B
A destra della linea 2 una breve
separazione dalla rete è sempre
consentita. Il tempo di riconnessione e il
gradiente di potenza possono essere
concordati con il gestore di rete.
Valori
inferiori alla
linea 3
Con valori inferiori alla linea 3 non è più
possibile una connessione alla rete.
La gestione di rete comprende 2 categorie principali:
• Funzione “Fault Ride Through“ (FRT)
• Gestione di potenza attiva e reattiva
2.6.1 Fault Ride Through (capacità
dell’impianto di rimanere connesso
alla rete)
La tensione di rete possiede di regola un andamento di
curva uniforme. Occasionalmente la tensione scende per un
paio di millisecondi o viene meno per un breve intervallo. Il
motivo sono i frequenti cortocircuiti nelle linee aeree o il
funzionamento di apparecchi di collegamento o dispositivi
simili in reti di alta tensione. In questi casi l’inverter continua
Figura 2.12 Esempio per la Germania
Guida di progettazione
STP60-10-PL-it-10
17
2 Panoramica dell’inverter
Se si esegue una breve separazione dalla rete:
• In questo caso l’inverter deve essere riconnesso alla
rete entro 2 secondi.
• La potenza attiva deve essere ridotta con un tasso
massimo del 10% della potenza nominale per
secondo.
SMA Solar Technology AG
Grazie alla curva del valore nominale Q(U) l’inverter
regola la potenza reattiva in funzione della tensione di rete
U. I valori per la curva del valore nominale vengono stabiliti
dal gestore di rete locale e devono essere richiesti a
quest’ultimo (v. anche figura 2.13).
Gestione della potenza attiva
L’inverter può supportare la rete locale mediante una
limitazione statica o dinamica della potenza d’uscita
dell’impianto. Sono previste le seguenti procedure di
regolazione:
• Fixed Pref – Limitazione della massima potenza attiva
d’uscita
• Power Level Adjustment (PLA) – Regolazione remota
della potenza d’uscita (richiede I/O-Box)
2.6.2 Gestione della potenza reattiva
L’inverter può supportare la rete locale mediante
l’immissione di potenza reattiva. Sono previsti i seguenti
metodi di controllo:
Q(U)
Immissione della potenza reattiva in funzione
della tensione di rete
Q(P)
Immissione della potenza reattiva in funzione
dell’emissione di potenza attiva
Q(S)
Immissione della potenza reattiva in funzione
dell’emissione di potenza apparente
PF(P)
Fattore di potenza in funzione dell’emissione di
potenza attiva
PFext
Fattore di potenza secondo il segnale esterno
via Modbus oppure mediante I/O-Box esterna
(RS-485)
Qext
Immissione di potenza reattiva secondo il
segnale esterno via Modbus oppure mediante
I/O-Box esterna (RS-485)
Tabella 2.2 Gestione di potenza reattiva, metodi di controllo
Figura 2.13 Curva del valore nominale Q(U) – Potenza reattiva
Se la tensione di rete è inferiore al valore nominale,
l’inverter è configurato per immettere potenza reattiva
sovraeccitata e di contribuire in tal modo all’aumento della
tensione di rete al valore nominale. Se la tensione di rete è
superiore al valore nominale, l’inverter immette potenza
reattiva sottoeccitata per ridurre la tensione di rete e di
supportare in tal modo la rete mantenendo la tensione più
stabile.
Qext. e PFext
Il controllo remoto dell’immissione di potenza attiva e
reattiva di un impianto può eseguire mediante I/O-Box via
RS-485 o mediante un segnale esterno via Modbus.
I/O-Box
NOTA
Non possono essere utilizzati più metodi diversi allo
stesso tempo. Un selettore di modalità stabilisce
quale metodo viene attivato.
18
STP60-10-PL-it-10
I/O-Box sorveglia lo stato del relè del ricevitore di comandi
centralizzati (messo a disposizione del gestore di rete) e
trasmesso via RS-485 a Inverter Manager. SMA Inverter
Manager trasmette lo stato del relè sulla base della
configurazione del codice di rete al valore PLA
corrispondente (potenz d’uscita massima dell’impianto).
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
1
Ricevitore di comandi centralizzati
2
I/O-Box
3
SMA Inverter Manager
4
Sunny Tripower 60
Figura 2.14
Segnale esterno via Modbus
Il profilo di regolazione Modbus-SunSpec può essere
utilizzato per controllare la quantità di potenza reattiva
immessa dall’impianto.
2.6.3 Gestione attiva della potenza
Gestione della potenza apparente
L’inverter può supportare la rete locale mediante
l’impostazione del valore massimo per la potenza
apparente.
• Fixed Sref – Valore limite per la potenza apparente
massima
Fallback
Gli inverter di una rete di inverter vengono controllati
mediante Qref e Pref di Inverter Manager. Se la
connessione di SMA Inverter Manager viene interrotta,
l’inverter si stacca entro 10 secondi dalla rete. Se la
connessione viene ristabilita entro i primi 2 secondi,
l’inverter non si separa dalla rete. Appena la connessione è
ristabilita, l’inverter si connette di nuovo con la rete.
Guida di progettazione
3 Progettazione meccanica dell’impianto
2.7 Impostazioni per la sicurezza
funzionale
L’inverter è dimensionato per l’utilizzo internazionale e
soddisfa le numerose esigenze in materia di sicurezza
funzionale e comportamento di rete. I parametri per la
sicurezza funzionale sono predefiniti e non richiedono
alcuna modifica durante l’installazione. Durante
l’installazione, è possibile che alcuni parametri del codice
di rete debbano essere modificati per consentire
un’ottimizzazione della rete locale. Contattare SMA Solar
Technology AG per ricevere un codice di rete
personalizzato.
3 Progettazione meccanica
dell’impianto
Questo paragrafo contiene informazioni generali per la
pianificazione dell’installazione meccanica di
Sunny Tripower 60, compresi il montaggio e la specifiche
di cavi.
STP60-10-PL-it-10
19
3 Progettazione meccanica dell’impianto
3.1 Disimballaggio
SMA Solar Technology AG
Figura 3.4 Assicurare una ventilazione adeguata.
Contenuto:
• Inverter
• Supporto da parete
• Borsa accessori contenente:
– 6 prese a parete, 8 x 50 mm
– 6 viti di montaggio, 6 x 60 mm
– 1 passacavo M25 con pressacavo con
guarnizione per cavi Ethernet
Figura 3.5 Montare su una superficie non infiammabile.
– 1 bullone di messa a terra 6 x 12 mm
– Contenuti aggiuntivi per STP 60-10-US: 2 x
canaline con fascetta a cavalletto (2”)
• Istruzioni per l’installazione (plurilingue)
• Guida rapida per l’installazione (poster)
3.2 Installazione
Figura 3.1 Evitare un contatto continuo con acqua.
Figura 3.6 Montare in posizione eretta su una superficie verticale. È
consentita un’inclinazione fino a 10 gradi.
Figura 3.7 Prevenire la polvere e i gas di ammoniaca.
NOTA
Nella scelta del luogo di installazione, assicurarsi
che le etichette del prodotto e di avvertenza
dell’inverter rimangano sempre visibili. Per
informazioni dettagliate a proposito vedere il
capitolo cap. 6, pag. 35.
Figura 3.2 Evitare l’esposizione diretta all’irraggiamento solare.
Figura 3.3 Assicurare una ventilazione adeguata.
20
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
3 Progettazione meccanica dell’impianto
3.2.1 Condizioni di installazione
Parametro
Specifica
Range di temperature di funzionamento
Da -25 °C a +60 °C (possibile riduzione di potenza sopra i 45 °C)
Temperatura di stoccaggio
Da -40 °C a +60 °C (da -40 °F a 140 °F)
(da -13 a -140 °F; possibile riduzione di potenza sopra i 113 °F)
Umidità relativa
95% (non condensante)
Classe ambientale secondo IEC 60721-3-4
4K4H/4Z4/4B2/4S3/4M2/4C2
Sistema di raffreddamento
Forzato
Qualità dell’aria – generale
ISA S71.04-1985 Livello G3 (con 75% rF)
Qualità dell’aria – Zone costiere, fortemente Deve essere misurato e classificato secondo ISA S71.04-1985: G3 (con
industrializzate e agricole
75% rF)
Vibrazioni
1G
Grado di protezione IP dell’involucro
IP65
Tipo di cassa UL 50E
Tipo 3R
Altitudine operativa massima
2000 m (6500 ft) sul livello del mare (a partire da un’altitudine di
1000 m è possibile una riduzione di potenza).*
Installazione
Evitare un contatto continuo con acqua.
Evitare l’irraggiamento solare diretto.
Assicurare una ventilazione adeguata.
Montare su una superficie non infiammabile.
Montare in posizione eretta su una superficie verticale.
Prevenire la formazione di polvere e di gas ammoniacali.
* Le installazioni ad altitudine > 2000 m sono possibili su richiesta, contattare SMA Solar Technology AG.
Tabella 3.1 Condizioni di installazione
Parametro
Condizione
Specifica
Supporto da parete
Diametro di perforazione
30 x 9 mm
Orientamento
Verticale ±5° tutti gli angoli
Tabella 3.2 Specifiche del supporto da parete
Guida di progettazione
STP60-10-PL-it-10
21
3 Progettazione meccanica dell’impianto
SMA Solar Technology AG
3.3 Montaggio dell’inverter
Figura 3.8 Distanze di sicurezza
NOTA
Assicurarsi di lasciare 620 mm / 24 pollici di spazio
libero alla base per far circolare adeguatamente
l’aria.
Figura 3.9 Supporto da parete
22
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
3 Progettazione meccanica dell’impianto
NOTA
L’utilizzo del supporto da parete fornito insieme
all’inverter è obbligatorio. Se l’inverter viene montato
senza il supporto da parete, la garanzia decade. Si
raccomanda vivamente di usare tutti i 6 fori di
montaggio.
Aspetti importanti per il montaggio del supporto da parete
• Installare il supporto da parete nell’ambiente previsto.
• Utilizzare viti e tasselli da muro che possano
sopportare il peso dell’inverter in condizioni di assoluta
sicurezza.
• Assicurarsi che la piastra di montaggio sia allineata
correttamente.
• Rispettare le distanze di sicurezza quando si installano
uno o più inverter al fine di assicurare un flusso d’aria
adeguato. Le distanze sono specificate nella figura 3.9
e sull’etichetta del supporto da parete.
• In caso di più inverter, si raccomanda di montarli in una
sola fila. Contattare il fornitore per conoscere le
direttive su come montare gli inverter in più di una fila.
Figura 3. 11 Staffe filettate
"55&/;*0/&
Fare riferimento alle disposizioni sanitarie e di sicurezza
locali quando si gestisce l’inverter.
3.3.2 Specifiche delle coppie per
l’installazione
• Rispettare una distanza sufficiente sul lato frontale
dell’inverter per consentire l’accesso ai fini della
manutenzione.
3.3.1 Orientamento dell’inverter
Usare staffe filettate M12 / ½" e dadi compatibili (non
compresi nella fornitura).
Figura 3.12 Panoramica dell’inverter con indicazioni delle coppie
Figura 3. 10 Orientamento dell’inverter
Guida di progettazione
Parametro
Utensile
Coppia
1
Pressacavo M63
Chiave per dadi
65/68 mm
6 Nm (53 in-lbf)
2
Morsetti sul
collegamento CA
TX 30
14 Nm
(124 in-lbf)
3
PE
TX 30
3,9 Nm (35 in-lbf)
4
Morsetto al
collegamento CC
TX 30
14 Nm
(124 in-lbf)
5
Pressacavo M32
Chiave per dadi
36 mm
6 Nm (53 in-lbf)
6
Dado a risvolto per
pressacavo M32
Chiave per dadi
36 mm
1,8 Nm (16 in-lbf)
STP60-10-PL-it-10
23
4 Progettazione elettrica dell’impianto
SMA Solar Technology AG
4.2 Lato CC
Parametro
Utensile
Coppia
7
Pressacavo M25
Chiave per dadi
27 mm
10 Nm (89 in-lbf)
4.2.1 Requisiti per il collegamento FV
8
Dado a risvolto per
pressacavo M25
Chiave per dadi
27 mm
1,8 Nm (16 in-lbf)
Le specifiche per il collegamento FV sono riportate nella
tabella 4.1.
9
Collegamento
equipotenziale M6
TX 20
3,9 Nm (35 in-lbf)
Condizioni
Parametro di funzionamento FV
STP 60-10
Viti anteriori (non
raffigurato)
TX 30
1,5 Nm (13 in-lbf)
Inseguitori MPP / Ingressi per
MPPT
1 / 1 (per l’uso di una cassetta
di collegamento generatore
esterna)
Tabelle 3.3 Specifiche delle coppie
Tensione d’ingresso massima,
tensione a vuoto (Vccmax)
1 000 V
"55&/;*0/&
Range di tensione d’ingresso
565 - 1 000 V con 400 Vca
680 - 1 000 V con 480 Vca
Tensione nominale CC
630 V con 400 Vca
710 V con 480 Vca
Intervallo di tensione MPPT –
Potenza nominale*
570 - 800 V con 400 Vca
685 - 800 V con 480 Vca
Massima corrente MPP CC
110 A
Corrente di cortocircuito CC
150 A
Se i tappi ciechi vengono rimossi (v. (7) nella figura
3.12), usare raccordi di tipo 3, 3S, 4, 4X, 6, 6P.
3.4 Specifiche dei cavi
Morsett
o
Range
Massima
temperatur
a nominale
del
conduttore
Materi Diametro del
ale del rivestimento
condutt cavo
ore
CA+PE
16-95
mm²
6-4/0
AWG
90 ºC
Al/Cu
37-44 mm
FV
16-95
mm²
6-4/0
AWG
90 ºC
Al/Cu
14-21 mm
Tabella 4.1 Condizioni di funzionamento FV
* In caso di una connessione alla rete mediante un trasformatore di
media tensione assegnato, su richiesta il range MPP può
essere modificato tramite l’adeguamento della tensione CA.
Maggiori informazioni sono disponibili su richiesta presso
SMA Solar Technology AG.
Tabella 3.4 Sezione conduttori sufficiente
4 Progettazione elettrica
dell’impianto
4.1 Introduzione
Queste paragrafo contiene informazioni generali per
l’integrazione dell’inverter in un impianto FV:
• Progettazione di sistemi FV, inclusa la messa a terra
• Requisiti del collegamento a rete CA, inclusa la scelta
della protezione di cavo CA
• Condizioni ambientali, ventilazione
Figura 4.1 Range di funzionamento per inseguitore MPP
24
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
Per evitare danni all’inverter, i valori limite nella tabella 4.1
devono essere rispettati nel dimensionamento del
generatore fotovoltaico.
"55&/;*0/&
Si prega di osservare sempre tutti i requisiti, le norme e le
direttive locali per l’installazione.
4.2.1.1 Tensione a vuoto massima
La tensione a vuoto delle stringhe FV non può superare il
limite massimo di tensione a vuoto dell’inverter. Controllare
la tensione a vuoto alla temperatura di esercizio più bassa
dei moduli FV prevedibile in base alle circostanze locali. Se
la temperatura di modulo non è nota, orientarsi ai valori di
uso locale. Il calcolo parte da un massimo di 23 - 26 moduli
per stringa, in caso di moduli standard c-Si con 60 celle.
Esso dipende dalle condizioni climatiche locali e dalle
condizioni di installazione (ad esempio montaggio a terra
o a parete). Accertarsi inoltre che la tensione massima di
sistema dei moduli FV non venga superata.
Per i moduli a film sottile valgono requisiti particolari. V. cap.
4.2.3, pag. 27
4.2.1.2 Tensione MPP
La tensione di stringa MPP deve rientrare nel range di
funzionamento dell’inseguitore MPP dell’inverter. Il range di
funzionamento è definito mediante:
• MPP tensione di funzionamento minima:
– 570 V con 400 Vca*
– 685 V con 480 Vca*
– Altre tensioni di rete: stimare secondo “ √ 2 x
tensione di rete [Vca]”
• Tensione massima MPP (800 V) per il range di
temperatura moduli FV
* In caso di una connessione alla rete mediante un trasformatore di
media tensione assegnato, su richiesta il range MPP può
essere modificato tramite l’adeguamento della tensione CA.
Maggiori informazioni sono disponibili su richiesta presso
SMA Solar Technology AG.
Questo requisito implica un minimo di 23 - 25 moduli per
stringa, in caso di moduli standard c-Si con 60 celle. Esso
dipende da luogo, modulo, condizioni di installazione e
tensione di rete. Se la tensione di ingresso CC rimane per
un certo periodo sotto alla tensione minima MPP, l’inverter
non si disinserisce, ma sposta il punto di funzionamento al
punto di tensione minima per l’MPP; di conseguenza sono
possibili perdite di rendimento.
Guida di progettazione
4 Progettazione elettrica dell’impianto
Il MPP dell’inverter può essere inferiore alla tensione di
funzionamento minima a causa delle seguenti circostanze:
• Elevata temperatura delle celle
• Condizioni di parziale ombreggiamento
• Insufficiente numero di moduli per stringa
• Elevata tensione di rete
In genere le perdite di rendimento con reti di 400 Vca sono
minime. Sulle reti da 480 Vca le perdite di rendimento
possono essere minimizzate con i seguenti provvedimenti:
• Aumento del numero di moduli per stringa
• Riduzione della tensione di rete rilevata dagli inverter
La tensione di rete può essere ridotta mediante i
seguenti provvedimenti:
– Modifica della posizione dell’interruttore a
stadi nella stazione del trasformatore
– Modifica dell’ubicazione degli inverter
– Modifica dei tratti di cavi CA
Se a causa di un range MPP basso i provvedimenti
precedenti non sono stati sufficienti per minimizzare le
perdite di rendimento in un determinato progetto, per
ridurre la tensione di rete può essere installato un
trasformatore o autotrasformatore da 400 a 480 V.
NOTA
SMA Solar Technology AG può fornire un aiuto per
l’analisi delle perdite di rendimento a causa del
range MPP del progetto specifico e anche nella
scelta dell’approccio tecnico più conveniente.
4.2.1.3 Corrente di cortocircuito
La corrente di cortocircuito (Isc) non deve superare il valore
massimo in assoluto che l’inverter è in grado di supportare
senza danno. Verificare le specifiche della corrente di
cortocircuito alla massima temperatura di esercizio del
modulo FV e ai massimi valori di irraggiamento prevedibili.
In condizioni di test standard, in base ai suggerimenti NEC
e ad altre norme, per il calcolo si conta per ogni stringa il
125% dell’Isc di modulo. Questo significa che nel caso di
moduli standard c-Si non devono essere utilizzate più di 14
stringhe per inverter.
4.2.1.4 Corrente MPP
Sunny Tripower 60 è in grado di generare la massima
potenza CA anche al valore limite inferiore del range MPP.
Se la corrente MPP supera i 110 A (a causa di un
irraggiamento elevato o di alto numero di stringhe per
inverter), l’inverter non si disinserisce ma sposta il punto di
funzionamento; di conseguenza si verificano determinate
STP60-10-PL-it-10
25
4 Progettazione elettrica dell’impianto
perdite di rendimento. Inoltre, quando è disponibile un
eccesso di potenza FV l’inverter limita l’assorbimento
massimo spostando il punto di massima potenza. Per
ulteriori informazioni sul sovradimensionamento FV e le
conseguenze che ne derivano consultarecap. 4.2.2,
pag. 27.
4.2.1.5 Resistenza fra modulo FV e terra
Il monitoraggio della resistenza fra modulo FV e terra è
integrato in tutti i codici di rete. L’inverter e/o i moduli FV
possono essere danneggiati a causa dell’immissione in rete
con una resistenza troppo bassa. I moduli dimensionati
secondo IEC 61215 vengono tuttavia controllati solamente
con una resistenza minimo di 40 MΩ*m². Per un impianto
da 84 kW con un rendimento di modulo FV del 14% ne
deriva una superficie di moduli pari a 600 m², da cui a sua
volta risulta una resistenza minima di 40 MΩ*m²/600 m²
= 66,67 kΩ. La configurazione dell’impianto FV deve
rientrare nel valore limite definito dal codice di rete valido.
V. anche cap. 2.3.2, pag. 12 e cap. 2.5, pag. 16.
4.2.1.6 Messa a terra
I morsetti del generatore fotovoltaico non devono essere
messi a terra. Secondo le regole generali per gli impianti
elettrici, la messa a terra di tutti i materiali conduttivi (ad.es.
del montaggio) può essere obbligatoria. Il conduttore di
protezione dell’inverter deve inoltre essere sempre messo a
terra.
"55&/;*0/&
Una messa a terra insufficiente può comportare un
pericolo di morte.
4.2.1.7 Collegamento in parallelo dei
generatori FV
Sunny Tripower 60 dispone di un ingresso e un MPPT. Una
cassetta di collegamento generatore è necessaria in ogni
caso. A causa del numero delle stringhe collegate in
parallelo, è necessaria una protezione delle stesse nella
cassetta di collegamento generatore. Si consiglia di
posizionare la cassetta di collegamento generatore vicino
alle stringhe. Se viene collegato con il generatore FV solo 1
cavo per ogni polo si riducono le spese di cablaggio e
installazione.
SMA Solar Technology AG
4.2.1.8 Cavi FV – Dimensionamento e
posa
Il cablaggio CC è composto da 2 differenti tratti di cavi:
• I cavi di stringa dai moduli alla cassetta di
collegamento generatore (di solito 4 mm² o 6 mm²)
• La linea combinata dalla cassetta di collegamento
generatore all’inverter (si consigliano minimo 50 mm²
–
rame – o 70 mm² – alluminio)
La sezione del cavo per ogni segmento deve essere
selezionata a seconda della portata di corrente del cavo e
delle perdite massime dei cavi in base alle norme di legge
locali.
La portata di corrente dipende dal materiale del cavo (rame
o alluminio) e dal materiale di isolamento (ad esempio PVC
o XLPE). Fattori come ad esempio una temperatura
ambiente elevata o il raggruppamento di cavi hanno come
conseguenza una riduzione della portata di corrente del
cavo. Osservare le norme di legge locali per quanto
riguarda l’adattamento del calcolo dei fattori.
Anche le perdite massime consentite dei cavi dipendono
dalle norme di legge locali. Si prega di osservare che il
valore limite in base alle perdite deve essere determinato
sia nelle stringhe sia nella linea combinata. Le perdite dei
cavi dipendono dal materiale di cavo (rame o alluminio),
dalla sezione e dalla lunghezza degli stessi.
Si prega di osservare quanto segue:
• La lunghezza totale di una stringa è definita come il
doppio della distanza fisica tra stringa e cassetta di
collegamento generatore più la lunghezza dei cavi FV
che collegano i moduli.
• La lunghezza totale della linea combinata è definito
come doppio della distanza fisica tra la cassetta di
collegamento generatore e l’inverter.
NOTA
Nel caso della linea combinata, nel progetto deve
essere considerata la sezione di cavo massima
collegabile all’inverter (95 mm² / AWG 4/0). Se la
sezione del cavo calcolata supera questo limite,
deve essere utilizzato un altro tipo di cavo o deve
essere modificata la dimensione della parte
dell’impianto o la posizione della cassetta
generatore / dell’inverter.
Evitare di creare anse nel cablaggio CC, che potrebbero
fungere da antenna per interferenze radio che provengono
dall’inverter. I cavi con polarità negativa e positiva devono
26
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
essere posati in parallelo alla minima distanza possibile fra
loro. In questo modo, in caso di fulmine si riduce la tensione
indotta e dunque il rischio di danni.
4.2.2 Determinazione dei rapporti di
dimensionamento dei sistemi FV
Per determinare il rapporto di dimensionamento del sistema
FV, è da preferire un’analisi specifica, particolarmente per i
grandi impianti FV. È possibile dedurre regole empiriche
sulla base delle condizioni locali quali ad es.:
• il clima locale
• le norme di legge locali
• il livello di prezzo del sistema
Per scegliere la configurazione e il rapporto di
dimensionamento ottimali si deve eseguire un’analisi
dell’investimento. Ampi dimensionamenti portano di solito a
una riduzione di determinati costi di investimento (€/kWp),
ma possono anche causare minori rendimenti specifici
(kWh/kWp) a causi di perdite di potenza nell’inverter
(eccessiva potenza CC o surriscaldamento) e dunque una
redditività minore. Dimensionamenti minori comportano
costi di investimento maggiori. Il rendimento specifico
potrebbe tuttavia essere maggiore in virtù delle perdite
minori o assenti dovute alla riduzione di potenza.
Gli impianti in regioni con valori di irraggiamento superiori
ai 1 000 W/m² devono essere dimensionati con un
rapporto di dimensionamento minore rispetto agli impianti
in luoghi dove questi valori di irraggiamento si presentano
raramente. Ciò vale in particolare se durante i picchi di
irraggiamento la temperatura ambiente non è elevata.
Per i sistemi di tracking bisogna calcolare un rapporto di
dimensionamento più basso, perché l’inseguimento solare
consente valori di irraggiamento elevati per più tempo.
Inoltre, nelle zone climatiche calde con il sistema tracking
va tenuta in considerazione una riduzione di potenza
dovuta al surriscaldamento dell’inverter. Quest’ultima può
ulteriormente ridurre il fattore di dimensionamento
consigliato.
Sunny Tripower 60 consente diversi rapporti di
dimensionamento a seconda del numero di moduli per
stringa e del numero di stringhe per inverter. Configurazioni
che soddisfano le diverse condizioni per differenti
applicazioni: i valori limite nella tabella 4.1 per corrente di
cortocircuito e tensione a vuoto vengono considerati validi
e sono dunque coperti dalla garanzia.
Guida di progettazione
4 Progettazione elettrica dell’impianto
4.2.3 Moduli a film sottile
Sunny Tripower 60 è un inverter senza trasformatore né
convertitore boost. Per questo motivo la tensione FV viene
distribuita simmetricamente contro terra. Non è consentita
una messa a terra del polo positivo o negativo.
• L’utilizzo di inverter senza trasformatore come Sunny
Tripower 60 è approvato da molti produttori di modulo
a film sottile, quando non è necessaria la messa a terra
del polo negativo.
• Quando per contro è necessaria la messa a terra del
polo negativo, Sunny Tripower 60 non è compatibile
con i moduli a film sottile.
NOTA
In ogni caso è necessario richiedere il permesso del
produttore di modulo prima di installare moduli a film
sottile con l’inverter STP 60-10.
"55&/;*0/&
Durante la degradazione iniziale, la tensione di modulo
potrebbe essere superiore al valore nominale indicato
nella scheda tecnica. Nel dimensionamento del sistema
FV, si prega di osservare che una tensione CC elevata
può danneggiare l’inverter. Durante la degradazione
iniziale, anche la corrente di modulo può superare il
valore limite di corrente dell’inverter. In questo caso
l’inverter riduce conformemente la potenza d’uscita e di
conseguenza ha un rendimento inferiore. Pertanto, nel
dimensionamento devono essere considerati i dati tecnici
dell’inverter e dei moduli prima e dopo la degradazione
iniziale.
STP60-10-PL-it-10
27
4 Progettazione elettrica dell’impianto
4.2.4 Protezione da sovratensioni
interna
Sunny Tripower 60 è dotato di sbarre SPD DIN ad alte
prestazioni, sia sul lato CA (Tipo II+III, secondo IEC
61643-11) sia sul lato CC (Tipo II). In caso di danno, gli
SPD possono essere sostituiti senza problemi.
Figura 4.2 Panoramica sull’area di installazione.
1
SPD (CA) con 3 fusibili
Il fusibile all’estrema destra (verde) non deve essere
sostituito.
2
SPD (CC) con 3 fusibili
Grazie alla combinazione sostituita di spinterometro
riempito di gas e tecnologia di varistori MO, su
Sunny Tripower 60 gli SPD offrono i seguenti vantaggi:
• Nessuna corrente di dispersione verso terra o tensione
di esercizio: nessun errore di isolamento o
disinserzione dell’inverter, nessun invecchiamento
• Nessuna corrente successiva: nessuna disinserzione
della protezione da sovracorrenti a monte in caso di
sovratensione
Se l’impianto FV è installato su un edificio con sistema
antifulmine, l’impianto deve essere integrato correttamente
nel sistema.
"55&/;*0/&
In caso di montaggio dell’inverter su una superficie di
metallo messa a terra, accertarsi che il potenziale di terra
dell’inverter e la piastra di montaggio siano collegati
direttamente fra loro. In caso contrario si possono
causare gravi danni nell’inverter per arco voltaico tra
supporto da parete e coperchio dell’inverter.
28
STP60-10-PL-it-10
SMA Solar Technology AG
4.2.5 Gestione del calore
In generale, l’elettronica di potenza produce calore
disperso che deve essere gestito e dissipato per evitare
danni all’inverter e assicurare un’elevata affidabilità e un
lungo ciclo di vita. Per proteggere l’elettronica dal
surriscaldamento, la temperatura nell’area dei componenti
principali (come ad es. i moduli di potenza integrati) è
costantemente monitorata. Se la temperatura supera il
valore limite, si riduce la potenza d’uscita dell’inverter per
mantenere la temperatura a un livello sicuro.
La gestione del calore dell’inverter si basa su un
raffreddamento forzato tramite ventole a regolazione di
regime. Le ventole vengono regolate elettronicamente ed
attivate solamente in caso di necessità. La parte posteriore
dell’inverter è realizzata come un dissipatore che allontana
il calore generato dai semiconduttori di potenza nei moduli
di potenza integrati. È inoltre previsto il raffreddamento
forzato dei componenti magnetici. In caso di installazione
ad altitudini elevate si deve mettere in conto una capacità
di raffreddamento inferiore. La perdita di capacità di
raffreddamento viene compensata dalla regolazione del
numero di giri delle ventole. In caso di installazione ad
altitudini superiori a 1 000 m sul livello del mare si deve
considerare una riduzione del rapporto di progettazione
nel dimensionamento del sistema e di conseguenza un
carico nominale inferiore dell’inverter per poter evitare
perdite di rendimento.
Altezza s.l.m.
2000 m
Carico max dell’inverter
95%
Tabella 4.2 Compensazione di altitudine
NOTA
La protezione PELV è efficace solo ad altitudini
inferiori a 2 000 m sul livello del mare.
Tenere presente altri fattori legati all’altitudine, come ad es.
il maggiore irraggiamento.
Affidabilità e ciclo di vita possono essere migliorati se
l’inverter viene montato in un luogo con temperature
ambiente basse.
NOTA
In caso di ubicazioni in interni, tenere presente una
circolazione d’aria massima di 640 m3/h e una
dissipazione massima di 1 500 W per inverter.
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
4.2.6 Simulazione FV
Contattare il fornitore prima di collegare l’inverter alla rete
a fini di test, ad es. per una simulazione FV. L’inverter
dispone di funzioni che possono danneggiare la rete o
l’inverter stesso.
4.2.7 Capacità di campo FV
I campi FV hanno una capacità parassita minore che è
direttamente proporzionale alla superficie e inversamente
proporzionale allo spessore dei moduli. A seconda delle
condizioni atmosferiche, per un impianto con moduli
cristallini può essere determinata una capacità complessiva
da 50 a 150 nF/Kw. Con moduli a film sottile standard
(CdTe, CIS e a-Si) si possono supporre valori simili. In
condizioni estreme i moduli a film sottile in acciaio inox
possono fornire valori attorno a 1 mF/kW.
Sunny Tripower 60 è concepito per un funzionamento con
capacità di campo FV fino a 8,8 µF. Se questo valore limite
viene superato, le correnti di dispersione capacitive
possono comportare una disinserzione indesiderata
dell’unità di monitoraggio correnti di guasto classe B di
Sunny Tripower 60, in seguito alla quale l’inverter viene
staccato dalla rete.
"77&35&/;"
Gli impianti senza messa a terra della struttura possono
rappresentare un pericolo. Se una persona messa a terra
viene in contatto con un modulo, il suo corpo può essere
percorso da una corrente di dispersione capacitiva. È
particolarmente importante mettere a terra il materiale dei
moduli se l’inverter viene installato senza trasformatore
con ripple CA sul lato CC in combinazione con moduli FV
ad alta capacità. In questo modo la corrente di
dispersione capacitiva è scaricata a terra e si prevengono
incidenti.
Rispettare gli standard di sicurezza US, NEC, ANSI/NFPA
70.
I circuiti di ingresso e uscita sono isolati dall’involucro. La
messa a terra dell’impianto compete all’installatore.
4 Progettazione elettrica dell’impianto
4.3 Collegamento alla rete di
bassa tensione
4.3.1 Condizioni di collegamento CA
"55&/;*0/&
Rispettare le norme di legge locali.
Per la connessione alla rete CA Sunny Tripower 60 dispone
di un collegamento trifase e un conduttore di protezione
(senza conduttore neutro). Le condizioni di collegamento
sono illustrate nella tabella 4.3.
Parametro
Range di funzionamento
Interfaccia di rete
3F + PE (triangolo o stella)
Tensione di rete, fase-fase
400 V o 480 V (+/- 10%)
Frequenza di rete
50 Hz o 60 Hz (+/- 10%)
Tabella 4.3 Condizioni di funzionamento CA
Nella scelta del codice di rete, i valori limite sopra indicati
vengono adeguati allo standard di rete selezionato.
Sistemi di messa a terra
Gli inverter STP 60-10 sono dimensionati per il
funzionamento in sistemi TN-S-, TN-C-, TN-C-S- e TT. I sistemi
IT non sono supportati.
Se è necessario aggiungere un interruttore differenziale
esterno oltre all’unità di monitoraggio correnti di guasto
integrata deve essere scelto un interruttore del tipo B.
Considerare una sensibilità di 600 mA per inverter per
evitare uno scatto indesiderato. La tabella 4.4 indica i valori
massimi della resistenza di terra sulle reti TT a seconda della
sensibilità dell’interruttore differenziale per assicurare valori
inferiori ai 50 V della tensione di contatto e per fornire di
conseguenza una protezione sufficiente.
Sensibilità
Sensibilità di base
Guida di progettazione
Valore massimo
della resistenza di
terra
20 A
2,5 Ω
10 A
5Ω
5A
10 Ω
3A
17 Ω
STP60-10-PL-it-10
29
4 Progettazione elettrica dell’impianto
Sensibilità
SMA Solar Technology AG
Valore massimo
della resistenza di
terra
Sensibilità media
Sensibilità elevata
1A
50 Ω
500 mA
100 Ω
300 mA
167 Ω
100 mA
500 Ω
≤ 30 mA
>500 Ω
Tabella 4.4 Resistenza massima di terra in reti TT a seconda della
sensibilità dell’interruttore differenziale
NOTA
In caso di ricorso al sistema TN-C per evitare correnti
di terra nel cavo di comunicazione, accertarsi che il
potenziale di terra sia identico per tutti gli inverter.
4.3.2 Protezione del collegamento CA
Tra sezionatori/fusibili di rete e inverter non deve essere
collegato alcun carico. In caso contrario potrebbe non
essere riconosciuto un eventuale sovraccarico del cavo.
Utilizzare sempre cavi separati per il carico, protetti da
sovracorrenti e cortocircuiti mediante idonei fusibili /
interruttori di potenza.
Utilizzare interruttori di potenza / fusibili con funzione di
commutazione per la protezione contro i cortocircuiti e una
disinserzione sicura dell’inverter. I fusibili a vite, ad es.
“Diazed” (schema D), non costituiscono interruttori idonei.
In caso di smontaggio sotto carico, i portafusibili possono
essere danneggiati. I fusibili “Neozed” (schema D03, 100
A) possono essere impiegati in sezionatori adatti alle
operazioni di commutazione. I fusibili NH richiedono
un’apposita maniglia come strumento aggiuntivo.
Tenere presente la massima corrente di cortocircuito
nell’area dei fusibile / degli interruttori di potenza. Le
correnti di cortocircuito possono raggiungere fino a 60 kA,
se si verificano all’interno di una stazione di trasformatori
da 2,5 MVA. Per questo motivo in una distribuzione
secondaria BT devono essere utilizzati solamente fusibili
NH o MCCB con un’elevata capacità di interruzione. I
fusibili D0 e MCB con una bassa capacità di interruzione
devono essere utilizzati nei distributori CA distribuiti
nell’impianto.
I distributori CA non sono esplicitamente necessari in
impianti collegati a terra con inverter STP 60-10: la potenza
d’uscita di ogni inverter può essere protetta direttamente
tramite fusibili NH in una distribuzione secondaria BT
integrata in una stazione di trasformatore. Se il layout sul
lato CA comprende combinatori CA ed una distribuzione
secondaria BT, deve essere considerato un coordinamento
selettivo della protezione per evitare la disinserzione della
protezione nella distribuzione secondaria in caso di
cortocircuito su una linea dell’inverter. Il coordinamento
selettivo può essere particolarmente complesso se vengono
utilizzati MCB nel distributore CA e MCCB in nella
distribuzione secondaria BT.
Utilizzare il sezionatore di carico FV per disinserire l’inverter
prima dello smontaggio / della sostituzione dei fusibili.
Rispetto ai requisiti dei cavi da utilizzare, v. cap. 3.4,
pag. 24.
È necessario installare fusibili / interruttori di potenza adatti
per ogni singolo cavo d’uscita dell’inverter in conformità
con le specifiche indicate nella tabella 6.4, nella quale si
tiene conto del fatto che a causa dell’autoriscaldamento
nell’installazione in gruppi o all’azione del caldo può
essere necessaria una riduzione della potenza dei fusibili /
degli interruttori di potenza. La massima grandezza del
fusibile è di 125 A.
In caso di reti TN senza interruttore differenziale, accertarsi
che il dimensionamento e la curva del fusibile /
dell’interruttore di potenza installato siano idonei per una
sufficiente protezione dalle correnti di guasto (la
disinserzione deve essere sufficientemente rapida),
considerando il tipo e la lunghezza del cavo.
30
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
4.3.3 Impedenza di rete
L’impedenza di rete e la potenza installata dell’impianto
devono essere compatibili* per evitare una separazione
dalla rete o una riduzione della potenza d’uscita. Inoltre,
assicurarsi del dimensionamento corretto dei cavi per
evitare le perdite. Occorre inoltre tenere presente la
tensione a vuoto nel punto di collegamento.
* L’impedenza totale del sistema è definita come valore
percentuale in base alla seguente formula:
Ztotal [%]= ZPCC [%] + ZtrafoMVHV [%] +
ZtrafoLVMV [%]
– ZPCC: impedenza di cortocircuito nel punto di
collegamento alla rete (PCC), calcolata in base
alla potenza di cortocircuito disponibile nel punto
stesso (il valore viene normalmente fornito dal
gestore di rete)
– ZtrafoMVHV: impedenza di cortocircuito del
trasformatore MT/AT secondo la scheda tecnica
del produttore (qualora non disponibile, deve
essere considerata pari a 0%)
4 Progettazione elettrica dell’impianto
Sulle reti TN le correnti di guasto sono troppo alte a causa
di una basa impedenza dell’anello di guasto. Questo
significa che la protezione contro i cortocircuiti può anche
essere utilizzata per la protezione contro le correnti di
guasto, a condizione che sia garantito un tempo di
spegnimento pari a 0,4 secondi secondo IEC 60364-4-41,
tabella 41.1. Questo può essere verificato tramite curve di
tempo/corrente dei fusibili / degli interruttori di potenza
installati in ordine alla corrente di cortocircuito minima
(Isc,min) prevedibile per i cavi protetti da questi ultimi.
Considerare inizialmente sezioni di cavi di minimo 35 mm²
(rame) e 50 mm² (alluminio).
NOTA
Il diametro massimo del cavo con cui si collega
l’inverter (95 mm² / AWG minimizzato 4/0), deve
essere considerato nella progettazione del sistema.
Qualora il diametro del cavo calcolato superi il
valore limite, utilizzare combinatori CA oppure un
altro tipo di cavo e/o modificare la grandezza della
sottostazione o la collocazione dell’inverter.
– ZtrafoLVMV: impedenza di cortocircuito del
trasformatore BT/MT secondo la scheda tecnica
del produttore (qualora non disponibile, deve
essere considerata pari al 6%)
Per Sunny Tripower 60 Ztotal = 30% indica il valore limite
massimo dell’intera impedenza di sistema.
4.3.4 Considerazioni sui cavi CA
La sezione dei cavi deve essere scelta a seconda della
portata di corrente degli stessi e delle leggi locali rispetto
alle perdite massime consentite dei cavi CA. Se non sono
installati dispositivi di protezione, sulle reti TN la sezione del
cavo (in combinazione con la protezione di cortocircuito
installata) deve inoltre garantire una protezione contro le
correnti di guasto.
La portata di corrente del cavo dipende dal materiale dello
stesso (rame o alluminio) e dal tipo di isolamento (ad es.
PVC o XLPE). Fattori come ad esempio un’elevata
temperatura ambiente o un raggruppamento dei cavi
possono causare una riduzione della portata di corrente
del cavo. Osservare le norme di legge locali per quanto
riguarda l’adattamento del calcolo dei fattori.
Le perdite massime consentite dei cavi dipendono anche
dalle leggi locali. Le perdite di cavo dipendono dal
materiale (rame o alluminio), dal diametro e dalla
lunghezza del cavo stesso.
Guida di progettazione
STP60-10-PL-it-10
31
5 Comunicazione e progettazione del sistema, SMA Inverter Manager
SMA Solar Technology AG
5 Comunicazione e
progettazione del sistema, SMA
Inverter Manager
5.1 Comunicazione Ethernet
5.1.1 Panoramica del sistema
L’impianto è composto da 4 componenti:
• PC con software LCS
• Router/DHCP per la rete dell’impianto
• SMA Inverter Manager
• Sunny Tripower 60
Figura 5.1 Messa in funzione di inverter per mezzo del tool LCS
1
Tool LCS
2
Router/DHCP
3
SMA Inverter Manager
4
Sunny Tripower 60
5
LAN 2
6
LAN 1
Questo paragrafo descrive il funzionamento del sistema e
la funzione dei singoli componenti.
Il sistema è suddiviso in 2 reti Ethernet: rete dell’impianto e
rete dell’inverter (v. figura 5.1). La rete dell’impianto è
l’interfaccia di comunicazione dell’impianto e può essere
gestita assieme all’ulteriore dotazione IT. Al contrario la rete
dell’inverter può essere utilizzata solamente per gli inverter
della serie STP 60.
La rete dell’impianto deve essere equipaggiata con un
router/server DHCP perché SMA Inverter Manager
necessita dell’assegnazione automatica dell’IP. Si consiglia
di impiegare router e switch per uso professionale.
NOTA
Nel progetto della rete dell’impianto deve essere
considerata la sicurezza di rete, affinché solo il
personale autorizzato abbia accesso alla stessa.
Questo è particolarmente importante se la rete
dell’impianto è collegata a Internet.
"77&35&/;"
SMA Solar Technology AG non si assume alcuna
responsabilità per danni o perdite causati in seguito
all’accesso all’impianto da parte di persone non
autorizzate.
L’inverter è dotato di uno switch Ethernet a 2 porte che
consente una connessione a catena. SMA Inverter
Manager ospita il server DHCP per un massimo di 42
32
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
5 Comunicazione e progettazione del sistema, SMA Inverter Manager
inverter. Per poter mettere in servizio l’impianto, tutti gli
inverter devono essere collegati a SMA Inverter Manager.
Se gli inverter perdono il collegamento vengono separati
dalla rete. Gli impianti con più di 42 inverter possono
utilizzare vari SMA Inverter Manager nella stessa rete
dell’impianto.
5.1.2 SMA Inverter Manager
SMA Inverter Manager separa la rete dell’impianto e la
rete dell’inverter e gestisce i seguenti compiti a livello di
impianto:
• Accesso tramite profili Sunspec-ModBus-TCP (serve
come gateway agli inverter)
• Controllo decentralizzato di potenza attiva e reattiva
(ad es. mediante curve dei valori nominali di potenza
reattiva o limitazione della potenza d’uscita)
• Portale di upload al server FTP
• Accesso alla configurazione dell’impianto e
manutenzione mediante LCS
• Interfacce di collegamento per dispositivi esterni come
I/O-Box (gestione di rete) e stazioni meteo
5.2 Interfacce utente
Il tool di messa in servizio e assistenza (LCS) viene utilizzato
per la messa in servizio di SMA Inverter Manager e inverter
in modo che questi ultimi possano iniziare l’immissione in
rete. Il tool LCS può svolgere le seguenti funzioni:
• Aggiornamenti di software del sistema
• Lettura di valori dell’inverter (tensione, corrente ecc.)
• Visualizzazione dei registri degli eventi dell’inverter
• Caricamento di file con codici di rete specifici per il
cliente (per informazioni su come richiedere tali file
personalizzati, v. cap. 2.5, pag. 16)
• Configurazione dell’upload sul portale FTP
• Accesso a resoconti sulla messa in servizio
• Lista di indirizzi gateway ModBus
• Aggiunta/sostituzione di inverter
Gli inverter STP-60-10 e gli Inverter Manager devono
essere messi in funzione tramite il tool di messa in funzione
e manutenzione locale (tool LCS). La messa in funzione è
necessaria prima che gli inverter STP 60-10 possano
collegarsi alla rete CA e iniziare a immettere energia in rete.
Il tool LCS è disponibile nell’area Download del sito
www-.SMA-Solar.com.
Requisiti hardware per il tool LCS:
• PC con WindowsTM 7 o versioni successive
• 1 GB HDD
• 2 GB RAM
Il tool LCS deve essere installato su un drive locale del PC.
Il PC deve essere collegato alla rete dell’impianto di SMA
Inverter Manager.
NOTA
SMA Inverter Manager deve disporre di un indirizzo
IP assegnato da un server DHCP sulla porta LAN 1.
È importante che il PC su cui è installato il tool LCS sia
collegato alla stessa subnet IP di Inverter Manager.
La porta LAN 2 è concepita esclusivamente per gli
inverter STP 60-10.
Guida di progettazione
STP60-10-PL-it-10
33
5 Comunicazione e progettazione del sistema, SMA Inverter Manager
SMA Solar Technology AG
Figura 5.2 Messa in funzione di inverter per mezzo del tool LCS
1
Tool LCS
2
Router/DHCP
3
SMA Inverter Manager
4
Sunny Tripower 60
5
LAN 2 (rete di inverter)
6
LAN 1 (rete dell’impianto)
5.3 I/O-Box
I/O-Box viene utilizzata per la trasmissione dello stato di
relè di un ricevitore di comandi centralizzati (fornito dal
gestore di rete) a SMA Inverter Manager via RS-485. Per
ogni Inverter Manager è necessaria 1 I/O-Box. Ogni I/
O-Box supporta 6 ingressi digitali.
5.4 Stazione meteo
Può essere collegata a SMA Inverter Manager ogni
stazione meteo SunSpec compatibile con lo standard
RS485.
34
STP60-10-PL-it-10
Guida di progettazione
SMA Solar Technology AG
6 Dati tecnici
6 Dati tecnici
6.1 Dati tecnici
Parametro
STP 60-10
CA
Potenza apparente nominale1)
Potenza attiva nominale
2)
Range di potenza reattiva1)
Tensione di rete nominale (range di tensione)
Sistemi di terra supportati
Corrente CA nominale
Corrente max CA
Fattore di distorsione CA (THD alla potenza di uscita
nominale)
60 kVA
60 kW
0-60 kVAr
3F + PE (WYE) /, 400 V - 480 V, (+/- 10%)
TT, TN
3 x 87 A
3 x 72 A @ 480 V
<1%
Fattore di potenza standard
> 0,99 a potenza nominale
Fattore di potenza regolato
0,8 sovraeccitato, 0,8 sottoeccitato
Consumo di corrente in standby (solo comunicazione)
Frequenza di rete (range)
3W
50/60 Hz (+/- 10%)
CC
Range di tensione d’ingresso
565-1 000 V con 400 Vca
680 -1 000 V con 480 Vca
Tensione nominale CC
Range di tensione MPPT, potenza nominale
630 V con 400 Vca
710 V con 480 Vca
570-800 V con 400 Vca
685-800 V con 480 Vca
Tensione max CC
1 000 V
Potenza minima sulla rete
100 W
Corrente MPP max CC4)
110 A
Corrente di cortocircuito max CC4)
150 A
Inseguitori MPP / Ingresso per MPPT
1 / 1 (per l’uso di una cassetta di collegamento generatore
esterna)
Grado di rendimento
Grado di rendimento max europeo EU/CEC
Grado di rendimento EU a 570 Vcc
Grado di rendimento max a 400/480 Vca
Grado di rendimento inseguimento MPP, statico
98,8%
98,5%
98,0% / 98,5%
99,9%
Involucro
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Parametro
STP 60-10
Dimensioni (A x L x P)
740 × 570 × 300 mm (29 × 22,5 × 12”)
75 kg (165 lbs)3)
Peso
Livello di rumorosità
55 dB(A) (valore temporaneo)
Tabella 6.1 Specifiche
1)
Alla tensione di rete nominale.
2) Alla
tensione di rete nominale, cos φ=1.
3)
In funzione delle opzioni installate.
4)
In tutte le condizioni.
Parametro
Serie STP 60
Elettrico
Sicurezza elettrica
• IEC 62109-1/IEC 62109-2
(classe I, messo a terra; parte di comunicazione
classe II, PELV)
• UL 1741 con inverter FV interattivi EPS non isolati
• IEEE 1547
PELV sulla scheda di comunicazione e
controllo
Classe II
Funzionale
Sicurezza funzionale
• Monitoraggio di tensione e frequenza
• Monitoraggio della quota di corrente continua
nella corrente alternata
• Monitoraggio della resistenza di isolamento
• Monitoraggio della corrente residua
• UL1998
Rilevamento rete ad isola / blackout
• Commutazione attiva della frequenza
• Separazione
• Monitoraggio trifase
• ROCOF/SFS
Compatibilità RCD1)
Tabella 6.2 Specifiche di sicurezza
1) A
seconda delle normative locali.
Tipo B, 600 mA
6.2 Valori limite per la riduzione
del rapporto di dimensionamento
Per assicurare che l’inverter possa generare la potenza
nominale, nell’applicazione dei valori limite per la la
riduzione di potenza indicati nel cap. 2.4.2, pag. 14 si
tiene conto di eventuali imprecisioni di misurazione.
Valore limite= valore nominale+ tolleranza
36
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6.3 Norme e standard
Norme internazionali
Serie STP 60
Grado di rendimento
Grado di rendimento EU, norma: EN 50530
Grado di rendimento CEC, norma: direttiva CEC
Direttiva di prova: Performance Test Protocol for Evaluating Inverters Used in
Grid-Connected Photovoltaic Systems (Draft): March 1, 2005
Direttiva CE sulla bassa tensione
2006/95/CE
Direttiva CE sulla compatibilità
elettromagnetica
2004/108/CE
Sicurezza
IEC 62109-1 / IEC 62109-2
UL 1741
UL 508i
Sicurezza funzionale
IEC 62109-2
UL 1741 / IEEE 1547
CEM, immunità alle interferenze
EN 61000-6-1
EN 61000-6-2
CEM, interferenza elettromagnetica
EN 61000-6-3
EN 61000-6-4
CISPR 11 classe B
FCC parte15
Correnti armoniche
CE
Caratteristiche della rete di
approvvigionamento
EN 61000-3-12
Sì
IEC 61727
EN 50160
IEEE 1547 UI
Tabella 6.3 Conformità alle norme internazionali
Approvazioni e certificati sono disponibili nell’area
Download del sito www.SMA-Solar.com.
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6.4 Specifiche dei fusibili di rete
Parametro
Specifica
Corrente dell’inverter max, Icamax
Tipo di fusibile consigliato tipo gL/gG (IEC 60269-1)
Fusibile consigliato classe T (UL/USA)
87 A
100-125 A
125 A
Interruttore automatico (MCB) raccomandato, tipo B o C
125 A
Grandezza massima del fusibile
125 A
Tabella 6.4 Specifiche dei fusibili di rete
NOTA
Osservare le normative locali.
38
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6 Dati tecnici
6.5 Dati tecnici delle interfacce di
comunicazione
Interfaccia
Parametro
Dettagli del paramento
Specifica
Ethernet
Cavi
Diametro della guaina ( ⌀ )
2 x 5-7 mm
Tipo di cavo
Cavo STP (Shielded Twisted Pair,
CAT 5e oder SFTP CAT 5e)1)
Impedenza caratteristica del
cavo
100 Ω - 120 Ω
Sezione conduttore
24–26 AWG (in funzione del
connettore RJ-45)
Terminazione schermatura
cavo
Mediante connettore RJ-45
2 connettori RJ-45 RJ-45 per
Ethernet
Isolamento galvanico
dell’interfaccia
Protezione contro il contatto
diretto
Sì, 500 Veff
Isolamento doppio/rinforzato
Protezione contro i cortocircuiti
Sì
Sì
Comunicazione
Topologia della rete
Cavi
Lunghezza max del cavo max 100 m (328 ft)
tra 2 inverter
A stella e a cascata
Numero di inverter max
Per ogni SMA Inverter
Manager
42
Tabella 6.5 Dati tecnici delle interfacce di comunicazione
1)
Prima di collegare i cavi all’esterno, accertarsi di
impiegare un cavo idoneo. Se il cavo è molto rigido, deve
essere usata una morsettiera intermedia per fare sì che ci sia
un cavo più flessibile prima dell’accesso all’inverter. Nel
caso di alcuni cavi potrebbe essere sufficiente togliere il
rivestimento esterno alla parte del cavo che si trova dentro
l’involucro dell’inverter.
In questo modo si proteggono i connettori Ethernet RJ-45
montati sui circuiti stampati da eccessive sollecitazioni che
potrebbero causare danni
o problemi di connessione.
Figura 6.1 Interfacce ausiliarie (sezione di una parte dell’inverter)
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6.6 Collegamenti Ethernet
Figura 6.6 Dettaglio dell’assegnazione dei PIN del connettore RJ-45
per il collegamento Ethernet
Assegnazione
dei PIN per il
collegamento
Ethernet
Colore standard
Cat. 5 T-568A
Figura 6.3 Topologia della rete
Cat. 5 T-568B
1. RX+
Verde/bianco
Arancione/
bianco
2. RX
Verde
Arancione
3. TX+
Arancione/
bianco
Verde/bianco
4.
Blu
Blu
5.
Blu/bianco
Blu/bianco
6. TX-
Arancione
Verde
7.
Marrone/bianco Marrone/bianco
8.
Marrone
Marrone
6.6.1 Topologia della rete
L’inverter possiede 2 connettori Ethernet RJ-45 che
consentono la connessione di vari inverter in una topologia
lineare (alternativa alla tipica topologia a stella).
NOTA
La topologia ad anello (C nella figura 6.3) è
consentita solo se è realizzata con uno switch
Ethernet che supporta lo spanning tree.
40
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A
Catena lineare
B
Topologia a stella
C
Topologia ad anello (solo in caso di ricorso allo
spanning tree)
1
Sunny Tripower 60
2
Switch Ethernet
Tabella 6.7 Topologia della rete
Lo stato dei LED accanto alla porta Ethernet è spiegato nella
tabella 6. 8. Sono presenti 2 LED per ogni interfaccia.
Stato
LED giallo
LED verde
Off
Velocità di connessione
10 MBit/s
Nessun link
On
Velocità di connessione
100 MBit/s
Link
Lampeggi ante
Attività
Tabella 6. 8 Stato del LED
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