Stefano Bifaretti Vincenzo Iacovone - uniroma2.it · Università di Roma Tor Vergata – Corso di Elettronica di Potenza . 5/105 Illuminando la giunzione p-n, i fotoni vengono assorbiti

Stefano Bifaretti

Vincenzo Iacovone

Corso di Elettronica di Potenza

Facoltà di Ingegneria

2/105 Università di Roma Tor Vergata – Corso di Elettronica di Potenza .

idroelettrico

geotermico

eolico

fotovoltaico

Italia

Produzione fotovoltaico = 39 GWh

Oggi la stima è di circa 200 GWh prodotte da impianti fotovoltaici

(comprensivi sia del vecchio che del nuovo Conto Energia).


Cella fotovoltaica: Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera

elettricità quando viene esposto alla radiazione

solare.

La cella fotovoltaica tradizionale (di prima e seconda generazione) è

costituita da:

• silicio monocristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo del

quale viene mantenuta costante la struttura reticolare);

• silicio policristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo

del quale non viene mantenuta costante la struttura reticolare).


Le celle fotovoltaiche di terza e quarta generazione sono:

• Celle a film sottile (celle al silicio amorfo, CdTe, GaAs, ecc..);

• Celle organiche (dispositivo fotovoltaico in cui la parte fotoattiva è

basata sui composti organici del carbonio).

A quest’ultima categoria appartengono le celle fotovoltaiche il cui

funzionamento si ispira ai processi che regolano la fotosintesi

clorofilliana, utilizzando una miscela di materiali in cui un pigmento

(Dye) assorbe la radiazione solare e gli altri componenti estraggono

la carica per produrre elettricità.


Illuminando la giunzione p-n, i fotoni vengono assorbiti. L’energia

assorbita permette all’elettrone di saltare la barriera di potenziale e

portarsi nella zona n. Si generano così delle coppie elettrone lacuna in

entrambe le zone n e p.

Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati

dall’assorbimento della luce dalle rispettive lacune spingendoli in

direzioni opposte. Se si connette la giunzione p-n con un conduttore,

nel circuito esterno si otterrà un flusso di elettroni che va dallo strato

n allo strato p.

Fino a quando la cella resta esposta alla luce, l’elettricità fluisce con

regolarità sotto forma di corrente continua.



Evoluzione dell’efficienza delle celle fotovoltaiche.

I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l’efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore.


Evoluzione dell’efficienza delle celle fotovoltaiche.

I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l’efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore.


Il modello di una cella solare è costituito da una generatore di

corrente, in grado di fornire una corrente ISC proporzionale

all’irraggiamento, da un diodo D che tiene in considerazione la sua

struttura a semiconduttore e da due resistenze Rsh e Rs che

rappresentano le perdite per effetto Joule.


Le grandezze elettriche generate ai capi di una cella solare possono

assumere solo un valore appartenente alla caratteristica statica I-V

della cella stessa.

P mpp (Vmpp, Impp)

Vo [V]

0.30

0.20

0.10

0.20 0 0.40

Vmpp

Impp

Io [A/cm2]

Voc

Isc

Caratteristica I-V Potenza

Modello equivalente


I parametri più significativi individuabili sulla caratteristica sono:

• la tensione di circuito aperto Voc;

• la corrente di corto circuito ISC;

• la tensione Vmppe la corrente Impp nel punto di massima potenza Pmpp.

P mpp (Vmpp, Impp)

Vo [V]

0.30

0.20

0.10

0.20 0 0.40

Vmpp

Impp

Io [A/cm2]

Voc

Isc


Modello equivalente

P mpp (Vmpp, Impp)

Vo [V]

0.30

0.20

0.10

0.20 0 0.40

Vmpp

Impp

Io [A/cm2]

Voc

Isc


La Voc è la massima tensione raggiungibile dalla cella e si ottiene

solo in corrispondenza di Io nulla; la ISC, invece, è la massima

corrente che la cella può fornire e si ottiene in corrispondenza a Vo

nulla. Si può notare, tuttavia, che Io si mantiene circa costante e pari

ad ISC per un intervallo di Vo piuttosto esteso.

Modello equivalente


P mpp (Vmpp, Impp)

Vo [V]

0.30

0.20

0.10

0.20 0 0.40

Vmpp

Impp

Io [A/cm2]

Voc

Isc


Come si può osservare dalla caratteristica I-V, esiste un solo punto,

indicato con (Vmpp, Impp), in corrispondenza del quale la cella

produce la massima potenza (Maximum Power Point, MPP).

Modello equivalente


Vo [V]

0.30

0.20

0.10

0.20 0 0.40

Vmpp

Impp

Io [A/cm2]

Voc

Isc

Caratteristica I-V

Il Fill Factor (FF) è indice di quanto la caratteristica statica

approssima la curva ideale (tratto blu), ed è definito dalla formula:

Modello equivalente


Il principale effetto provocato da Rs è la riduzione del Fill-Factor e,

per alti valori, anche una riduzione della corrente di corto circuito Isc.

Per stimare l’effetto di Rs nella cella si verifica la pendenza della

curva in prossimità di Voc (maggiore è la pendenza minore è Rs).


Per bassi valori di Rsh si generano

nuovi percorsi per la corrente foto-

generata e quindi una riduzione

della potenza generata.

Per stimare l’effetto di Rsh nella

cella si verifica la pendenza della

curva in prossimità di Isc (minore è

la pendenza maggiore è Rsh).

Considerando entrambe le resistenze la caratteristica I-V è definita dalla seguente

equazione:


In prima approssimazione le resistenze Rsh e Rs possono essere

trascurate; pertanto prenderemo in considerazione il seguente

modello semplificato.

Modello semplificato

Il modello statico preso in esame è valido sia per le celle al silicio

che per le celle di tipo organico.


Le celle solari tradizionali forniscono operativamente un valore di

tensione di circa 0.6V ed una corrente modesta dell’ordine di

qualche decina di mA/cm2; pertanto, per ottenere valori più elevati

di tensione e corrente, occorre connettere diverse celle fra loro per

formare un modulo o pannello fotovoltaico.


I moduli commerciali in silicio, con potenze di 120-250W, sono

caratterizzati da valori di Vmpp intorno ai 30 – 45 V, e da valori di

Impp intorno ai 4-6 A.

Per consentire la generazione di tensioni più elevate è necessario

collegare in serie diversi moduli; tale configurazione viene

usualmente indicata con stringa o array di moduli e viene utilizzata,

ad esempio, per generare tensioni di 220 V c.a., senza impiegare un

trasformatore.

La potenza del sistema di generazione fotovoltaico può essere

incrementata collegando diverse stringhe in parallelo.


Le curve caratteristiche del modulo son funzione dell’irraggiamento e

della temperatura.

Curve I-V ottenute in

diverse condizioni di

irraggiamento ed a

temperatura costante.


Le curve caratteristiche del modulo son funzione dell’irraggiamento e

della temperatura.

Curve I-V ottenute a

diverse temperature e

con irraggiamento

costante di 1000 W/m2.


0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Tensione (V)

Po

ten

za (

W)

1000

800

600

400

200

100

Pmax

T=25°

Curve P-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento e a temperatura costante.


Quando si connettono tra loro più celle in serie queste sono percorse

dalla stessa corrente (ovvero quella minore), mentre la tensione di

circuito aperto risultante è la somma delle singole Voc.


Quando ci si trova in condizioni di mismatch elettrico la cella o il

modulo meno efficiente (ombreggiato o guasto) non lavora come

generatore ma come carico (il punto di lavoro si trova nel terzo

quadrante) dissipando potenza.


Funzionamento da carico Funzionamento da generatore


In condizioni di mismatch la cella in polarizzazione inversa dissipa energia

e si surriscalda generando un cosiddetto hot spot che porta alla distruzione

della cella. Per evitare hot spot si inseriscono diodi di bypass in anti-

parallelo alle celle o a stringhe di celle in modo che, per tensioni negative,

la corrente passa attraverso i diodi di bypass.

Commutazione diodo


Se si inserisce un diodo bypass per ogni cella la potenza di uscita del

modulo è ridotta solo della potenza della cella coperta più le perdite

del diodo bypass.

Tuttavia nei moduli commerciali i diodi bypass non sono

implementati per ogni cella ma per ogni stringa di 12 o 24 celle.


Come visto, la potenza di un modulo fotovoltaico varia in base alle

diverse condizioni climatiche o al mismatch.

Per massimizzare l’energia prodotta da un modulo o un array

fotovoltaico è necessario impiegare un dispositivo di controllo in

grado di inseguire il punto di massima potenza. Tale dispositivo è

noto con il nome di Maximum Power Point Tracking (MPPT) .


L’MPPT si basa su un controllo a catena chiusa che permette

l’adattamento di impedenza del carico visto dal lato sorgente.

Tale sistema consente lo spostamento del punto di lavoro in modo

che il generatore fotovoltaico possa erogare la massima potenza.

Il controllo può essere effettuato pilotando in maniera opportuna gli

interruttori statici del convertitore c.c.-c.c. oppure c.c.-c.a. collegato

alla sorgente fotovoltaica.


Controllo della corrente

fotogenerata e inseguimento

del punto di massima

potenza (MPPT)

La velocità del regolatore della corrente (Reg) deve essere molto

maggiore rispetto a quella della variazione della corrente di riferimento

(Iref) fornita dal MPPT.


Necessità di introdurre opportune tecniche per l’inseguimento del

punto a massima potenza implementate nel sistema di controllo dei

convertitori (Algoritmi MPPT).

Gli algoritmi MPPT più diffusi sono:

1. Conduttanza Incrementale (INC)

2. Hill Climbing

• Perturb & Observe (P&O);

• P&O Adattativi.


L’algoritmo INC si basa sulla constatazione che la derivata della

potenza Ppv rispetto alla tensione Vpv, nel punto a massima potenza

è zero:

0

pv pvpv pv pv

pv pv pv pv

d I VdP dI I

dV dV dV V


Iref (k) viene

decrementato

di Di

Iref (k) = Iref (k - 1) - Di

In ogni intervallo k di esecuzione dell’algoritmo INC si verifica se:

Iref (k) viene

incrementato

di Di

Iref (k) = Iref (k - 1) + Di

Iref = Iref ottimo


P&O (Perturb and Observe)

Ad ogni intervallo k, Iref viene aumentato o diminuito

di una quantità Di e, a regime, viene misurata

Ppv (k) = Ipv(k) * Vpv(k)

Ppv (k) > Ppv (k-1)

Si No

Sig (k) = Sig (k-1) Sig (k) = -Sig (k-1)

Iref (k) = Iref (k-1) + Sig (k) *Di


P&O adattativo

Di non è fisso ma varia in accordo

con la relazione…

M = costante dipendente dalla potenza

massima erogata dell’impianto fotovoltaico

DP = P (k) – P (k-1)

• Dinamica veloce per variazioni rapide di

potenza.

• Oscillazione limitata intorno al punto di

massima potenza.

)1(

||)(

D

DD

ki

PMki


L’algoritmo INC presenta una complessità computazionale, critica

nell’implementazione su microcontrollori industriali: si preferisce,

pertanto, utilizzare il P&O.

Nei P&O il punto operativo, in stato di immobilità, oscilla intorno

all’MPP causando una perdita di energia disponibile che dipende

dalla massima oscillazione di corrente Di utilizzata.


Entrambi gli algoritmi presentati non sono adatti all’inseguimento del

punto a massima potenza in presenza di parziale ombreggiamento del

generatore fotovoltaico (punti di massimo locale).

Necessità di utilizzare algoritmi più complessi.


La gestione dell’energia resa disponibile dalla sorgente fotovoltaica

viene generalmente affidata ad un opportuno sistema elettronico la

cui architettura dipende principalmente dall’applicazione.

In particolare, i sistemi di generazione fotovoltaici possono essere

classificati, in primo luogo, in base al carico da alimentare:

1. Sistemi con uscita in c.c.

2. Sistemi con uscita in c.a.

I sistemi con uscita in c.c. sono generalmente caratterizzati dalla

presenza di un sistema di accumulo (batterie); viceversa, nel caso di

sistemi in c.a., la loro presenza dipende dall’applicazione.


L’architettura dei sistemi con uscita in c.a. varia a seconda

dell’applicazione. In particolare possono essere suddivisi in tre

categorie:

1. sistemi autonomi (stand-alone), utilizzati per alimentare carichi

in c.a. senza l’ausilio della rete di distribuzione;

2. sistemi di cogenerazione (ibridi), nei quali il sistema PV è

impiegato congiuntamente ad un altro generatore per alimentari

carichi disconnessi dalla rete di distribuzione;

3. sistemi connessi alla rete di distribuzione elettrica

(grid-connected).

Possono, inoltre, essere realizzati in versione monofase o trifase.


Grid Connected

Stand Alone


Applicazioni

• Carica batterie di piccola potenza

• Carica batterie per sistemi stand-alone ad elevata capacità

• Illuminazione pubblica e domestica, in particolare con LED ad alta

potenza


La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che

impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura.

La corrente iPV generata dalla sorgente può venire utilizzata per

alimentare il carico e ricaricare la batteria.

Il diodo D viene inserito per impedire che, in alcune situazioni

operative (ad esempio ombreggiamento), la corrente possa fluire

dalla batteria verso la sorgente.


La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che

impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura.

Questa modalità di connessione non consente alla batteria di operare

sempre in situazioni operative adeguate poiché il suo stato di carica

non è controllato.


Inserendo nel circuito un Regolatore di Carica (Charge Regulator) si

permette alla batteria di operare nel range di tensione Vmin<Vb<Vmax

previsto dal costruttore.

Quando Vb<Vmax la batteria può assorbire corrente dalla sorgente;

viceversa, quando la tensione supera il livello massimo consentito la

batteria viene scollegata dalla sorgente. Quando, invece, Vmin<Vb<Vmax

la batteria, in assenza di irraggiamento, può alimentare il carico da sola

oppure fornire l’aliquota di corrente che la sorgente non è in grado di

erogare.


Schema di una possibile realizzazione del Regolatore di carica.

Gli interruttori SPV, Sc e Sb sono comandati da un sistema di

controllo che misura le correnti, la tensione di batteria e, nei

sistemi più raffinati, anche la sua temperatura.

BatteryLoadPV

Modules VB

iPV

+

-

Sb

ScSPV

iB

iL

Una soluzione più complessa consiste nel sostituire gli interruttori

SPV e Sb con due diversi convertitori c.c., uno di tipo

monodirezionale e l’altro di tipo bidirezionale.

Il convertitore monodirezionale è utilizzato come MPPT mentre il

bidirezionale gestisce gli scambi energetici con la batteria e

assolve anche il compito di regolazione della carica.

Questa soluzione permette di avere tensioni di sorgente e di

batteria diverse da quella prevista per il carico.

Sc

BatteryLoadPV

Modules

iPV

+

-

ib

iL

VB

DC/DC

Converter

Bidir

DC/DC

Converter

Monodir.


Una seconda soluzione consiste nel sostituire gli interruttori SPV e

Sc con due convertitori c.c. monodirezionali.

Il primo convertitore è sempre utilizzato come MPPT mentre il

secondo gestisce gli scambi energetici con la batteria, assolve il

compito di regolazione della carica e permette, rispetto al caso

precedente, di scollegare il carico dal resto del circuito.


Una terza soluzione economicamente più vantaggiosa consiste nel

sostituire solo l’interruttore SPV con un convertitore c.c. di tipo

monodirezionale.

Il convertitore monodirezionale è utilizzato sia come MPPT sia per

effettuare un controllo in corrente in modo da regolare la carica-

scarica della batteria. .

Questa soluzione non permette di avere tensioni di sorgente

diverse da quelle previste per il carico.


I moduli fotovoltaici che costituiscono la sorgente possono essere

connessi all’impianto di conversione dell’energia in tre modalità:

Modalità centralizzata (a);

Modalità stringa (b);

Modalità multi-stringa (c).


Caratteristiche della modalità centralizzata:

Utilizzo di un solo inverter (basso costo per watt , affidabilità limitata);

Necessita di diodi di blocco (aumento delle perdite di energia);

MPPT unico per tutti i moduli (ridotta efficienza dovuta a mismatch dei moduli);

Isolamento solo con trasformatore a 50 Hz (ingombro non trascurabile);

Normalmente utilizzato per impianti di elevata potenza (>10 kWp) con inverter

trifase.


Caratteristiche della modalità stringa:

Utilizzo di un inverter per ogni stringa (maggiori costi per watt)

MPPT per ogni stringa (aumento dell’energia prodotta rispetto al centralizzato,

massimizzazione dell’energia prodotta anche con diverso orientamento delle

stringhe; );

Maggiore flessibilità ed affidabilità rispetto alla connessione centralizzata.


Caratteristiche della modalità multi-stringa:

Utilizzo di un solo inverter e di un convertitore c.c.-c.c. per ogni

stringa;

MPPT per ogni stringa (eseguito dal convertitore c.c.-c.c.);

Adatto per impianti domestici monofase

(potenza inferiore ai 6kWp) senza trasformatore;

Possibile isolamento galvanico con trasformatore ad alta

frequenza (riduzione dell’ingombro e maggiore efficienza rispetto

ad un trasformatore a 50Hz);

Configurazione trifase per impianti con potenza superiore a 6

kWp


I sistemi fotovoltaici stand-alone sono impiegati in aree prive di una

connessione alla rete di distribuzione dell’energia elettrica.

Il sistema necessita di un accumulo di energia, tipicamente costituito

da batterie, inserito tra il modulo fotovoltaico ed il carico in modo da

garantire il funzionamento in condizioni di irraggiamento scarso.

DC

DC

Batteria

Modulo

PV

DC

AC

Carico

AC


I sistemi tradizionali per la generazione di energia utilizzate in aree

non raggiunte dalla rete di distribuzione utilizzano generatori diesel.

Per estendere la loro autonomia ed il tempo di vita o per ridurre il

consumo di carburante, può essere integrato un sistema di

generazione fotovoltaico. Tale sistema è usualmente chiamato

sistema di generazione ibrido di energia.

DC

DC

Batteria

Modulo

PV

DC

AC

MAC

DC

Comm.

Statico

Carico

ACGeneratore

AC


Nei sistemi di generazione connessi alla rete di distribuzione

elettrica il sistema di accumulo a batterie non è necessario.

L’inverter provvede all’alimentazione del carico locale e, quando si

la produzione supera il fabbisogno del carico, l’eccesso di energia

viene iniettato nella rete di distribuzione con la quale deve essere

sincronizzato.


I sistemi fotovoltaici connessi alla rete di distribuzione possono

essere classificati come segue:

1. Sistemi a singolo stadio

• connesso direttamente alla rete senza trasformatore

• connesso mediante trasformatore a frequenza di rete (50 Hz in

Europa, 60 Hz negli USA)

2. Sistemi a doppio stadio

• senza isolamento galvanico

• con isolamento galvanico

trasformatore a frequenza di rete

trasformatore ad alta frequenza

Nota: la normativa DK5940 prevede l’impiego di un trasformatore a frequenza di

rete per impianti di potenza superiore a 20kW


Il più semplice sistema fotovoltaico connesso alla rete è costituito dal

solo inverter al quale sono affidati sia il compito dell’inseguimento

del punto di lavoro a massima potenza del modulo PV sia il controllo

della corrente verso l’utilizzatore o la rete.

La configurazione con connessione senza trasformatore può essere

impiegata più facilmente in paesi con basse tensioni di rete

(ad esempio negli USA dove la tensione è 110 V c.a.).

FilterPV

Modules

Inverter Grid

FilterPV

Modules

Inverter Grid

connessione diretta

connessione con

trasformatore


La soluzione più semplice prevede l’uso di un ponte ad H come

interfaccia tra la sorgente PV e la rete. Il filtro induttivo permette di

separare la tensione vx prodotta dall’inverter da quella di rete e di

ridurre le armoniche della corrente assorbita dalla rete di

alimentazione. Il filtro sul lato c.c. lo scopo di ridurre i disturbi sul

lato della sorgente.

PV

Modules

H-Bridge

L

C

Filtro c.c.

Filtro c.a.

ia

eavxVdc

C1

L1


0.3 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.4

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

Time [s]

is [A

]

vs [V

]

ea

ifase

ia

Forme d’onda lato c.a.

P=Veff∙Ieff∙cosq Potenza Attiva

Potenza Reattiva Q=Veff∙Ieff∙sinq

Potenza Apparente

Papp=Veff∙Ieff

q



Il regolatore di corrente fornisce il riferimento per la tensione di uscita dell’inverter

vx* sulla base dell’errore tra la corrente desiderata is

* e quella misurata sulla rete. Il

segnale sinusoidale di is* è generato da un Phase Locked Loop (PLL) che stima la

frequenza e la fase di ea:

Controllo della corrente sul lato c.a.

* * sin( )s ai I q

La forma d’onda sinusoidale stimata ha ampiezza unitaria ed è isofrequenziale ed in

fase con la tensione di alimentazione ea .


L’ampiezza della corrente Ia* è fornita dal regolatore della tensione continua, di

solito realizzato con un semplice regolatore proporzionale integrale (PI) che

assicura un errore a regime nullo.

* * sin( )s ai I q

Controllo di tensione sul lato c.c.

Il riferimento di tensione VPV* è fornito da un algoritmo di inseguimento MPPT

che provvede a massimizzare l’energia estratta dal generatore fotovoltaico.


Come si è evidenziato in precedenza, la tensione di uscita degli

inverter è caratterizzata da un contenuto armonico non trascurabile

anche quando viene impiegata una tecnica di modulazione.

Per ridurre il contenuto armonico al di sotto dei limiti ammessi dalle

normative occorre inserire, tra l’inverter e la rete, un opportuno filtro.

Un semplice filtro induttivo non è in genere sufficiente, pertanto si

ricorre ad un filtro di tipo LCL.

Il filtro viene applicato anche ai sistemi con doppio stadio.

FilterPV

Modules

Inverter Grid

filtro LCL a doppio T


Un notevole miglioramento delle prestazioni si ottiene impiegando un

convertitore a doppio stadio costituito da un convertitore c.c.-c.c., in genere

di tipo elevatore in sistemi che non impiegano trasformatore, e da un inverter.


Il convertitore c.c.-c.c. è controllato mediante un algoritmo di inseguimento del punto

a massima potenza (MPPT) mentre l’inverter regola la tensione VDC sul lato continua

e genera una tensione sul lato c.a. tale da mantenere la corrente sul lato alternata in

fase con la tensione di rete.


NB: a livello commerciale viene solitamente indicato col nome

inverter sia il sistema a singolo stadio che quello a doppio stadio.


Connessione diretta alla rete senza trasformatore.

Vantaggi:

• riduzione del costo, del peso e dell’ingombro.

Svantaggi:

• sistema non isolato;

• elevate tensioni continue sul lato sorgente.


Vantaggi:

• semplice struttura del convertitore c.c.

• assenza di componente continua iniettata in rete

Svantaggi:

• ingombro dovuto al trasformatore

• costo elevato

Trasformatore a frequenza di rete


Trasformatore ad alta frequenza Vantaggi:

• riduzione dell’ingombro dovuto al trasformatore;

• possibilità di utilizzare un convertitore c.c.-c.c. ad alta efficienza

(convertitore risonante).

Svantaggi:

• complessità della struttura del convertitore c.c.

• necessità di contenere l’iniezione di c.c. in rete.

In Italia l’utilizzo di tale configurazione è consentita solo per impianti di potenza

inferiore a 20 kWp e solo se viene impiegato un opportuno sistema di controllo

sull’ampiezza della componente continua in uscita dall’inverter..


Altre Caratteristiche:

• misura della corrente di dispersione verso terra (Residual Current

Monitoring) dovuta alle capacità parassite tra pannelli e terra nei sistemi senza

trasformatore;

• Robustezza ai disturbi, alle variazioni di ampiezza e frequenza, ed ai salti di

fase della rete;

• Riconoscimento del funzionamento ad isola (Anti islanding detection)

• diagnostica del funzionamento della sorgente FV (malfunzionamenti,

situazioni di ombreggiamento)

• comunicazioni verso l’esterno per monitoraggio locale e/o remoto


• Utilizzati per potenze superiori ai 6 kWp

• Connessione mediante trasformatore per potenze superiori ai 20 kWp

• Rapporto ingombro/potenza più favorevole rispetto al caso monofase


Approccio della SMA impiegato per impianti di elevata potenza ( 1MWp)

• 3 inverter trifase da 330kWp ciascuno con un proprio trasformatore a bassa tensione

(LV)

• Connessione alla cabina di media tensione MV attraverso un trasformatore esterno





In questa fase vengono effettuate le prime valutazioni di progettazione:

• Si decide la posizione di installazione dei moduli (angolo di tilt e

orientamento) e degli altri componenti che fanno parte dell’impianto;

• Vengono rilevate le distanze di eventuali ombreggiamenti.


• Viene rilevata la clinometria del sito (ovvero le altezze di ostacoli

naturali quali colline, montagne, ecc.) e la superficie disponibile;

• Viene valutato il punto di aggancio alla rete.



Rappresenta la fase più importante poiché, quanto produrrà l’impianto

PV, dipende dalle soluzioni progettuali adottate. In particolare il

progettista:

• deve scegliere la posizione ottimale dell’impianto per ottimizzare al

meglio la lunghezza dei cavi (possibili cadute di tensione elevate);

• deve ottimizzare la scelta dei cavi e delle protezioni in generale;

• deve ottimizzare i costi e le efficienze dell’impianto.


Scelta non condizionata dell’orientamento


Scelta vincolata dell’orientamento


La tensione della sezione in corrente continua di un generatore

fotovoltaico deve essere opportunamente scelta, in funzione della

tipologia e dei componenti utilizzati.

• Tensione massima: è data dalla somma delle Voc dei moduli collegati

in serie (stringa fotovoltaica);

• Tensione di funzionamento: è determinata dal punto di lavoro del

generatore fotovoltaico (per sistemi che utilizzano sistemi di

conversione dell’energia è sempre quello di massima potenza MPP).


Un corretto accoppiamento generatore fotovoltaico – inverter impone

che la tensione in uscita dal campo fotovoltaico sia contenuta

all’interno di un range di tensioni di ingresso ammissibili dall’inverter.


Occorre verificare che le tensioni di lavoro critiche del campo

fotovoltaico si trovino all’interno della finestra di tensione in corrente

continua ammessa dall’inverter.

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