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Studio dei Sistemi Fotovoltaici Grid-Connected.

Docente Relatore: Prof. Giorgio Spiazzi Laureando: Piero Ceccato Matricola: 530501

Corso di laurea specialistica in Ingegneria Elettronica


A mamma Giovanna, papĂ Ezio, Lisa & Andrea.


Un sentito ringraziamento all’Ing. Franco Mela e tutta Selco Engineering s.r.l.


Indice

Presentazione dell’azienda………………………………. Pag.

I

Capitolo 1 - Introduzione. 1.1 L’EFFETTO FOTOELETTRICO………….……………………… Pag.

1

1.2 FISICA DELLA CELLA FOTOVOLTAICA……………………... Pag.

3

1.2.1

Silicio Intrinseco……………………………………...... Pag.

3

1.2.2

Diffusione e deriva……………………………………... Pag.

4

1.2.3

Drogaggio dei semiconduttori…………………………..Pag.

7

1.2.4

Giunzione pn…………………………………………… Pag.

9

1.2.5

Generazione di una coppia elettrone-lacuna per assorbimento di un fotone……………………………… Pag.

13

La giunzione pn in polarizzazione diretta……………… Pag.

17

1.3 TIPI DI CELLE FOTOVOLTAICHE……………………………... Pag.

21

1.4 CARATTERISTICA I-V DI UNA CELLA FOTOVOLTAICA…...Pag.

24

1.5 INTRODUZIONE AGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI…………..Pag.

33

1.2.6


Capitolo 2 - Analisi del mercato di inverter gridconnected 3kW. 2.1 PREMESSA………………………………………………………...Pag.

41

2.2 CARATTERISTICHE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO…...Pag.

46

2.1.1 Parametri d’ingresso (Lato DC)……………………………Pag.

46

2.2.2

Parametri d’uscita (Lato AC)………………………………Pag.

47

2.2.3 Parametri di efficienza……………………………………..Pag.

47

2.2.4 Parametri relativi alla tipologia costruttiva ………………. Pag.

48

2.2.5 Caratteristiche e funzionalità di sicurezza…………………Pag.

48

2.2.6 Caratteristiche meccaniche………………........................... Pag.

50

2.2.7 Ambiente…………………………………………………...Pag.

50

2.2.8

Garanzia…………………………………… ………………Pag.

50

2.3 PRODOTTI COMMERCIALI NEL RANGE 2kW – 4kW………. Pag.

51

2.3.1 Tecnologie a confronto. ……………………………………Pag.

60

2.3.2 Massima efficienza ed efficienza europea delle varie tipologie....................................................................... Pag.

63

2.3.3 Distribuzione delle varie tipologie………………………… Pag.

68

2.3.4 Stadio d’ingresso e MPPT………………………………….Pag.

69

2.3.5 Tensione d’ingresso al MPPT e tensione massima…………Pag.

69

2.3.6 Frequenza di funzionamento 50Hz e 60Hz........................... Pag.

69

2.3.7 THD (Total Harmonic Distorsion)………………………… Pag.

70

2.3.8 Garanzia…………………………………………………… Pag.

70

2.3.9 Struttura MASTER – SLAVE……………...........................Pag.

70

2.3.10 Sistemi di comunicazione………………………………… Pag.

71

2.3.11 Design……………………………………... ……………... Pag.

72


Capitolo 3 - Normative. 3.1 PREMESSA……………………………………………………....... Pag.

73

3.2 IMPIANTI FOTOVOLTAICI IN ITALIA………………………… Pag.

75

3.2.1 Direttiva Enel DK 5940….…………………………………. Pag.

75

3.2.2.1 Schema di collegamento di un impianto di produzione alla rete pubblica dell’ENEL…………... Pag.

75

3.2.1.2 Dispositivo Generale……………………………….. Pag.

77

3.2.1.3 Dispositivo di Interfaccia…………………………… Pag.

77

3.2.1.4 Protezione di Interfaccia e taratura…………………. Pag.

79

3.2.1.5 Dispositivo di Generatore…………………………... Pag.

80

3.2.1.6 Qualità dell’energia prodotta………………………...Pag.

81

3.2.2 Normative IEC, EN, CEI per inverter fotovoltaici…………. Pag.

86

3.3 IMPIANTI FOTOVOLTAICI NEGLI STATI UNITI…………….. Pag.

100

3.3.1 Articolo NEC 690……………………………………………Pag.

100

3.3.1.1 Sistemi fotovoltaici con tensione superiore ai 600V...Pag.

105

3.3.2 UL1741………………………………………………………Pag.

106

3.4 PANORAMICA SUGLI ALTRI PAESI……………........................Pag.

113

3.4.1 Germania……………………………………………………. Pag.

113

3.4.2 Spagna………………………………………………………. Pag.

117

3.4.3 Australia…………………………………………………….. Pag.

118

3.5 NORMATIVE PER LA MARCATURA CE……………………….Pag.

119

3.6 ELENCO RIASSUNTIVO NORME IEC, EN, CEI PER INVERTER FOTOVOLTAICI…………………. Pag.

120

3.6.1 Norme Generali……………………………………………... Pag.

120

3.6.2 Normative CE………………………………………………..Pag.

124

3.6.3 Norme Stati Uniti…………………………………………… Pag.

130

3.6.4 Norme per l’Australia………………………………………. Pag.

131


Capitolo 4 – Topologie elettroniche. 4.1 PREMESSA………………………………………………………... Pag.

133

4.2 TOPOLOGIE ELETTRONICHE A DOPPIO STADIO……..…….. Pag.

141

4.2.1 Configurazione non isolata: Boost – Full Bridge……………Pag.

141

4.2.1.1 Modulazione PWM bipolare………………………... Pag.

146

4.2.1.2 Modulazione PWM unipolare………………………. Pag.

149

4.2.2 Configurazione multistringa non isolata: Boost – Half Bridge………………………………………….Pag.

151

4.2.3 Configurazione isolata: Boost – Full Bridge...........................Pag.

153

4.2.4 Convertitore isolata: Flyback – Full Bridge.………………... Pag.

154

4.2.5 Configurazione isolata: Push Pull – Inverter a corrente impressa……………………. Pag.

156

4.2.6 Configurazione isolata: Full Bridge – Inverter a corrente impressa............................. Pag.

160

4.3 TOPOLOGIE ELETTRONICHE PROPOSTE IN LETTERATURA………………………………………………….Pag.

162

4.3.1 Topologia GCC……………………………............................Pag.

162

4.3.1.1 Introduzione alla topologia GCC……………………Pag.

162

4.3.1.2 Principio di funzionamento del circuito GCC……….Pag.

164

4.3.1.3 Realizzazione pratica del circuito GCC…………….. Pag.

167

4.3.1.4 Analisi del circuito GCC realizzato con chopper a due stadi……………………………………………...Pag.

170

4.3.1.5 Caratteristica Potenza-Tensione……………………...Pag.

173

4.3.1.6 Conclusioni…………………………………………...Pag.

174

4.3.2 Topologia risonante multicella……………… ……………... Pag.

175

4.3.2.1 Introduzione alla topologia Multicella………………. Pag.

175

4.3.2.2 Analisi convertitore Multicella……………………… Pag.

176

4.3.2.3 Forme d’onda…………………………………………Pag.

180


4.3.3 Topologie multilivello………………………. ……………... Pag.

184

4.3.3.1 Premessa……………………………………………...Pag.

184

4.3.3.2 Convertitore Multilivello Half – Bridge Diode Calmped (HBDC)…………………………………….Pag.

184

4.3.3.3 Convertitore Cascaded H-Bridge……………………. Pag.

186

4.3.3.4 Configurazione multilivello isolata……………………….. Pag.

187

4.3.3.5 Conclusioni……………………………………………….. Pag.

187

4.4 ALGORITMI MPPT…………………………………………….. Pag.

188

4.4.1 MPPT Perturbe and Observe (P&O)……………………….. Pag.

188

4.4.2 MPPT Incremental Conductance (ICT)……...……………... Pag.

192

4.4.3 MPPT Costant Voltage (CV)……………………………….. Pag.

195

4.4.4 MPPT Short Circuit Current (SC)…………........................... Pag.

197

Conclusioni…………………………………………………………Pag.

199

Bibliografia Riviste e testi sul settore fotovoltaico…………….. Pag.

201

Normative…………………………………………. Pag.

200

Testi di Elettronica…………………………………Pag.

203

Articoli IEEE sugli articoli normativi……………...Pag.

203

Articoli IEEE sugli inverter fotovoltaici………….. Pag.

204

Manuali e Data Sheet………………………………Pag.

206


Presentazione dell’azienda

I

Via palladio 19 – 35019 Onara di Tombolo(PD) Tel. +39 049 9413111 Fax. +39 049 9413311 www.selcogroup.it

Selco s.r.l. nasce nel 1979 e ben presto diventa la realtà italiana più all'avanguardia nella progettazione e industrializzazione di generatori ed impianti per saldatura ad arco e taglio al plasma per utilizzi ed applicazioni professionali. L'innovazione tecnologica, l'apertura verso il cambiamento, la continua ricerca di maggior efficienza e velocità, il lavoro e lo spirito di squadra caratterizzano la filosofia aziendale Selco. La ragione del successo riscosso da Selco su scala internazionale è riassumibile in due concetti fondamentali: affidabilità totale e tecnologia all'avanguardia. Nel 2006 Selco s.r.l diventa un Gruppo di aziende controllate dalla Holding Selco Group S.p.A alla quale fanno capo 12 società.


II

Presentazione dell’azienda

SELCO GROUP SPA

SELCO SRL

SELCO CZECH REPUBLIC S.R.O.

INTECO SRL

SELCO DEUTSCHLAND

SELCO MANUFACTURING SRL

SELCO ENGINEERING SRL

SELCO FRANCE SARL

SELCO POLAN SP. ZO.O.

OOO “SELCO RU”

S.C. SELCO ROMANIA S.R.L.

SELCO SOLDADURA SL

SELCO WELD LTD

SOCIETA’ COMMERCIALI

SOCIETA’ COMMERCIALI ESTERE

SOCIETA’ MANUFACTURING

SOCIETA’ DI INGEGNERIZZAZIONE


Presentazione dell’azienda

III

L’attività di progettazione, produzione e controllo qualità di Selco Group è svolta su un’area di 12800m2 fra la sede di Onara di Tombolo (PD) e Cittadella(PD).

La

progettazione

elettroniche

è

delle

realizzata

schede da

Selco

Engineering, nel Dipartimento Ricerca & Sviluppo dove ricercatori e progettisti, con elevate competenze specialistiche, si avvalgono delle più sofisticate e moderne tecnologie. Particolare cura ed attenzione viene posta sia nella definizione di soluzioni di design innovative, capaci di unire funzionalità e sicurezza a linee moderne, sia nella razionalizzazione e standardizzazione dei componenti. Sulla base di un' attenta analisi delle diversificate esigenze del mondo della saldatura, viene condotta una costante e metodologica attività di ricerca e sviluppo sia di funzioni, parametri e prestazioni che meglio rispondano alle molteplici esigenze applicative, sia di soluzioni tecnologiche tali da definire prodotti sempre più affidabili e flessibili in termini di prestazioni.

L'attività produttiva svolta da Selco Manufacturing s.r.l è una sintesi di tradizione, raffinatezza tecnologica e tecniche

di

produzione

all'avanguardia: le attuali linee di produzione, informatizzate,

automatizzate sono

ed infatti

attrezzate in funzione della massima flessibilità, con processi e metodi che consentono agli operatori di lavorare nelle migliori condizioni.


IV

Presentazione dell’azienda

Controlli rigorosi vengono effettuati in ogni fase del processo di produzione, a partire dal ricevimento delle materie prime e dei semilavorati provenienti dai fornitori. Accurati test di collaudo, statici e dinamici, vengono inoltre effettuati su ogni singolo prodotto finito prima che avvenga la fase di imballaggio.

Per Selco Group la qualità significa attribuire ai prodotti una natura che li distingua sul mercato. Questo aspetto della cultura aziendale, focalizzata sull'innovazione e sulla continua e costante ricerca di maggior efficienza ed efficacia, ha ottenuto, oltre al riscontro pratico di un crescente successo internazionale, anche un importante riconoscimento formale: la certificazione VISIO 9001. Tutti i prodotti

Selco

Group

vengono

sottoposti ad una rigorosa procedura di collaudo finalizzata a verificarne la funzionalità in condizioni ambientali critiche,

la

resistenza

a

forti

sollecitazioni meccaniche ed il rispetto della compatibilità elettromagnetica. Selco utilizza la componentistica più moderna ed affidabile reperibile a livello mondiale e, inoltre, progetta e sviluppa internamente diversi componenti considerati strategici per l'ottimizzazione delle funzioni e delle prestazioni del prodotto. Tutta la produzione Selco soddisfa, inoltre, le normative di prodotto IEC/EN 60974-1/-2/-3/-5 sulla sicurezza elettrica e la severa IEC/EN 60974-10 sulla compatibilità elettromagnetica; l'applicazione di queste normative permette la rispondenza del prodotto Selco alle Direttive Comunitarie ed assicura all'operatore la massima sicurezza nell'utilizzo.


Presentazione dell’azienda

V

Il Servizio di Assistenza Tecnica assicura rapidità ed efficacia di intervento: gran parte del Servizio avviene telefonicamente e tramite posta

elettronica,

garantendo

ai

Clienti quella continuità e puntualità di supporto competente che il mercato internazionale nuovissimo

si

aspetta.

magazzino

Il

ricambi

computerizzato assicura un'evasione rapida e puntuale delle richieste dei Clienti. Selco Group dispone di un training centre per la formazione e l'aggiornamento

specialistico

del

proprio staff tecnico-commerciale e di quello dei propri distributori, per consentire

una

sempre

maggior

conoscenza del prodotto, delle sue funzioni e potenzialità, e per trasferire alla propria rete distributiva tutte le competenze tecniche necessarie ad una corretta manutenzione di tutti i prodotti della gamma. Selco Group, anche grazie a questo costante impegno nella formazione, è in grado di offrire un servizio di assistenza qualificato mediante la propria capillare rete di distribuzione. Selco Group comprende, al 31-12-2006, circa 160 persone di cui 24 dislocate nelle filiali europee con mansioni tecniche commerciali.


VI

Presentazione dell’azienda


1

Capitolo 1 - Introduzione. 1.1 L’effetto fotoelettrico. La prima osservazione dell’effetto fotoelettrico risale al 1887 ad opera di Heinrich Hertz mentre stava cercando di dimostrare l’esistenza delle onde elettromagnetiche. Questo fenomeno osservato venne comunque catalogato da Hertz come un fenomeno nuovo e misterioso. Successivamente con la teoria dei quanti Albert Einsten diede una spiegazione a tale fenomeno. L’effetto fotoelettrico consiste nell’emissione di elettroni da parte di materiali, in particolare

i

metalli,

colpiti

da

radiazione

elettromagnetica

di

frequenza

sufficientemente alta. In pratica si osserva che l’emissione di elettroni avviene solo se la radiazione incidente è caratterizzata da una frequenza ν maggiore di una certa frequenza di soglia ν0. Gli elettroni emessi, chiamati fotoelettroni, hanno velocità e quindi energia cinetica che va da zero ad un valore massimo EMAX legato alla frequenza della radiazione incidente dalla relazione:

E MAX =

1 2 ⋅ m ⋅ v MAX = h ⋅ (v − v0 ) 2

(1.1.1)

EMAX

Fig. 1.01 - Energia cinetica massima dei fotoelettroni in funzione della frequenza della radiazione incidente.

ν0 chiamata Legge di Einstein dove h è la costante di Planck.

ν


2

Si osserva inoltre che l’intensità degli elettroni emessi (cioè il numero di elettroni emessi per unità di tempo e superficie) è proporzionale all’intensità della radiazione incidente, mentre la loro velocità e quindi la loro energia cinetica ne è indipendente. La fisica classica ammetteva che elettroni appartenenti agli atomi superficiali del corpo irraggiato potessero essere sollecitati ad oscillare dall’azione del campo elettrico variabile associato alla radiazione elettromagnetica incidente. In base a tale interpretazione, se le oscillazioni imposte all’elettrone risultassero molto ampie, gli elettroni potrebbero allontanarsi tanto dal nucleo da essere espulsi dagli atomi. Come conseguenza la velocità degli elettroni espulsi dovrebbe aumentare all’aumentare dell’intensità del campo elettrico incidente e quindi, a parità di frequenza, all’aumentare dell’intensità della radiazione elettromagnetica, contrariamente a quanto si osservava in pratica. L’interpretazione dell’effetto fotoelettrico fu data nel 1905 da A. Einstein. Egli suppose che nell’interazione con la materia le radiazioni elettromagnetiche si comportino come costituite da quanti di luce, chiamati fotoni, ciascuno dotato di una energia h ⋅ν , essendo h la costante di Planck e ν la frequenza della radiazione. All’aumentare dell’intensità di quest’ultima, l’energia di ogni fotone rimane invariata, mentre aumenta il numero di fotoni che attraversano l’unità di superficie nell’unità di tempo, cioè aumenta l’intensità del fascio fotonico. Nell’interazione della radiazione con la materia, un fotone, colpendo un atomo, gli può cedere la sua energia h ⋅ν : se questa è maggiore di quella necessaria per strappare un elettrone dall’atomo, l’elettrone stesso ne viene espulso ed assume energia cinetica pari alla differenza tra l’energia del fotone incidente e la propria energia di legame EG. E’ chiaro che l’effetto fotoelettrico può avvenire solo se l’energia del fotone incidente è in valore assoluto maggiore di EG, cioè se la frequenza della radiazione incidente risulta maggiore di EG/h. Da tale teoria deriva inoltre che all’aumentare dell’intensità della radiazione incidente, dato che aumenta il numero di fotoni incidente (rimanendo costante la loro energia), aumenta anche il numero di elettroni espulsi, senza che la loro energia cinetica ne sia influenzata, come si osserva sperimentalmente.


3

1.2 Fisica della cella fotovoltaica. 1.2.1 Silicio intrinseco.

Un cristallo di silicio puro ha una struttura cristallina dove gli atomi sono legati tra loro tramite legami covalenti formati da quattro elettroni di valenza. A basse temperatura, vicine allo zero assoluto 0K, tutti i legami covalenti sono intatti e nessun elettrone è libero per condurre corrente elettrica. A temperatura ambiente alcuni legami sono rotti per ionizzazione termica e sono quindi disponibili alcuni elettroni per la conduzione. Quando un legame covalente viene rotto, l’elettrone abbandona l’atomo, lasciando così lo stesso carico positivamente di una quantità in modulo pari alla carica dell’elettrone che si è allontanato. Un elettrone di un atomo vicino può quindi essere attratto dalla carica positiva abbandonando il suo atomo d’origine. Questa azione di colmare la lacuna esistente nell’atomo ionizzato crea quindi una nuova lacuna nell’atomo da cui si è staccato l’elettrone che ha colmato la prima lacuna. Questo processo si ripete e si è quindi in presenza di un flusso di carica positiva, o di lacune, che si può muovere attraverso il cristallo e può essere disponibile per la conduzione di corrente elettrica. La ionizzazione termica dà un numero di elettroni uguale a quello delle lacune e quindi una uguale concentrazione. All’interno del cristallo di silicio il movimento degli elettroni e delle lacune è casuale e gli elettroni vanno a colmare le lacune esistenti effettuando così una ricombinazione. In equilibrio termico la concentrazione di elettroni liberi n è uguale al numero di lacune p e vale: n = p = ni

(1.2.1.1)

dove ni rappresenta la concentrazione di elettroni e lacune liberi nel silicio intrinseco ad una data temperatura. Tale concentrazione vale circa:


4

ni 2 = B ⋅ T 3 ⋅ e − EG / (k ⋅T )

(1.2.1.2)

dove: B = parametro che dipende dal materiale = 5.4 ⋅ 10 31 per il silicio EG= Energy Gap = 1.12 eV per il silicio k = costante di Boltzmann = 8.62 ⋅ 10 −5 eV/K Si noti che l’energy gap EG è la minima energia necessaria per rompere un legame covalente nell’atomo di silicio e generare una coppia elettrone – lacuna. A temperatura ambiente ni 2 = B ⋅ T 3 ⋅ e − EG / (k ⋅T ) = 1.5 ⋅ 1010 portatori / cm 3 1.2.2 Diffusione e Deriva.

Esistono due meccanismi secondo cui gli elettroni e le lacune possono muoversi all’interno di un cristallo di silico: la diffusione e la deriva. a) La diffusione è associata al movimento casuale dovuto all’agitazione termica. In un pezzo di silicio, con concentrazione uniforme di elettroni e lacune, questo movimento casuale non dà luogo ad un flusso netto di carica. Se invece si realizza un pezzo di silicio con concentrazione non costante, si avrà un flusso di carica dalla zona più concentrata a quella meno concentrata con il risultato di una corrente per diffusione. Concentrazione lacune p

++++ +++ ++ + ++++ +++ ++ +

x

Fig. 1.02 – Esempio di concentrazione non uniforme.

x


5

Si consideri, per esempio, la concentrazione di lacune rappresentata in figura 1.02 la quale rappresenta il profilo di lacune creato lungo l’asse x. Dall’esistenza di tale profilo lungo l’asse x, risulta una corrente di diffusione di lacune in tale direzione con modulo proporzionale al gradiente di concentrazione in quel punto, cioè:

J p = −qD p

dp dx

(1.2.2.1)

dove: Jp = densità di corrente sul piano perpendicolare all’asse x [A/m2] q = carica dell’elettrone = 1.6 ⋅ 10 −19 C Dp = costante di diffusione delle lacune nel silicio intrinseco= 12⋅ cm 2 s .

Essendo il gradiente dp/dx negativo, si ha una corrente positiva nel verso delle x come doveva essere. Nel caso si consideri una corrente di diffusione di elettroni dovuta ad un gradiente di concentrazione di elettroni si ha:

J n = qDn

dn dx

(1.2.2.2)

dove: Dn = costante di diffusione degli elettroni nel silicio intrinseco = 34⋅ cm 2 s .

Come si può notare un gradiente di concentrazione negativo dà luogo ad una corrente nel verso positivo come dà convenzione. b) L’altro meccanismo di movimento delle cariche all’interno di un semiconduttore è la deriva. Le cariche si muovono per deriva quando un campo elettrico E è applicato al


6

pezzo di silicio. Gli elettroni e lacune sono accelerate dal campo elettrico

e

acquisiscono una componente di velocità chiamata velocità di deriva. Se un campo elettrico di valore E [V/m] è applicato, le lacune si muovono in direzione di E e acquisiscono una velocità pari a: v deriva _ lacune = E ⋅ µ p

(1.2.2.3)

dove µp è la mobilità delle lacune ed è espressa in m2/Vs. Per il silicio intrinseco µ p = 480cm 2 /Vs .

Gli elettroni liberi si muoveranno in verso opposto al campo E e la loro velocità di deriva sarà pari a: v deriva _ elettroni = E ⋅ µ n

(1.2.2.4)

dove µn è la mobilità delle lacune ed è espressa in m2/Vs. Per il silicio intrinseco µ n = 1350cm 2 /Vs . Così facendo si ha una densità di carica positiva q ⋅ p [C/m3] che si muove lungo la direzione delle x positive con velocità v deriva _ lacune = E ⋅ µ p . Ne segue che in un secondo la carica q ⋅ p ⋅ E ⋅ µ p ⋅ A [C] attraverserà la sezione di area A. Dividendo per l’area A si ottiene la densità di corrente causata dalla deriva delle lacune: J = q⋅ p⋅E ⋅µp

(1.2.2.5)

Con lo stesso procedimento si ricava la densità di corrente dovuta alla deriva degli elettroni e si arriva così alla densità di corrente di deriva totale che è pari a:

(

)

J = q ⋅ p ⋅ µ p + n ⋅ µn ⋅ E

(1.2.2.6)


7

In fine vale la pene citare la semplice relazione conosciuta come relazione di Einstein, che esiste tra la costante di diffusione e la mobilità.

VT =

Dn

µn

=

Dp

µp

=

k ⋅T q

(1.2.2.7)

dove VT è la tensione termica che vale circa 25mV a temperatura ambiente. 1.2.3 Drogaggio dei semiconduttori.

Un cristallo di silicio intrinseco ha una concentrazione di elettroni liberi uguale alla concentrazione di lacune generate per ionizzazione termica. Queste concentrazioni, ni , sono fortemente dipendenti dalla temperatura. I semiconduttori drogati sono semiconduttori nei quali un tipo di carica predomina sull’altro. Un silicio drogato nel quale le cariche maggioritarie sono gli elettroni è chiamato di tipo n, mentre un silicio drogato nel quale le cariche maggioritarie sono le lacune è chiamato di tipo p. Un drogaggio di tipo n o p è realizzato semplicemente introducendo degli atomi impuri in piccole quantità. Introducendo un atomo pentavalente come il fosforo al posto di un atomo di silicio, si ha che quattro dei cinque elettroni di valenza del fosforo si legano in legami covalenti con gli atomi di silicio adiacenti e un elettrone rimane libero. Il fosforo è quindi un atomo donatore, in quanto dona un elettrone libero al cristallo di silicio. Così facendo non si generano lacune libere, quindi la carica maggioritaria in un pezzo di silicio drogato con il fosforo saranno gli elettroni. Se la concentrazione di atomi donatori è ND all’equilibrio termico, la concentrazione di elettroni liberi nel silicio drogato di tipo n sarà pari a: nn0 = N D

(1.2.3.1)

In equilibrio termico, il prodotto tra la concentrazione di elettroni e lacune deve rimanere costante e pari ad ni2, pertanto si ricava che la concentrazione di lacune vale:


8

2

2

ni = n n 0 ⋅ p n 0 ⇒ p n 0

n = i ND

(1.2.3.2)

Essendo ni funzione della temperatura, è chiaro che la concentrazione di cariche minoritarie, lacune, dipenderà dalla temperatura. Per produrre un semiconduttore di tipo p basterà drogare il silicio con un elemento trivalente come per esempio il boro. In questo caso avendo il boro solo tre elettroni di valenza, tutti e tre gli elettroni andranno a formare legami covalenti con gli atomi di silicio adiacenti e resterà una lacuna. Per questo motivo gli atomi si chiamano accettori. Se la concentrazione di atomi accettori è NA, allora la concentrazione di lacune sarà pari a p p0 = N A

(1.2.3.3)

In equilibrio termico, il prodotto tra la concentrazione di elettroni e lacune deve rimanere costante e pari ad ni2, pertanto si ricava che la concentrazione di elettroni vale:

2

ni = n p 0 ⋅ p p 0 ⇒ n p 0

2

n = i NA

(1.2.3.4)

Un pezzo di materiale drogato di tipo n o tipo p rimane comunque elettricamente neutro.


9

1.2.4 Giunzione pn.

Il termine di giunzione indica la superficie di separazione fra due conduttori o fra un metallo e un semiconduttore o fra due semiconduttori. In particolare la giunzione pn, è la superficie di separazione fra due campioni di uno stesso semiconduttore drogato uno di tipo p e l’altro di tipo n. In campo elettronico, non è possibile ottenere giunzioni pn ponendo a contatto due campioni dello stesso materiale semiconduttore drogati in modo diverso, in quanto i difetti della superficie poste a contatto influenzerebbero negativamente le caratteristiche elettriche. Per questo motivo, una giunzione pn viene ottenuta drogando in modo diverso due zone contigue dello stesso campione monocristallino. Una volta ottenuta la giunzione pn in condizioni di circuito aperto si ha: ID IS

++++++ ++++++ regione p ++++++ ++++++

-

+

-

+

-

+

--------------regione n ---------------

Regione di svuotamento Fig. 1.03 – Giunzione pn in condizioni di circuito aperto.

a) Corrente di diffusione: essendoci una concentrazione di lacune maggiore

nella zona p rispetto alla zona n, le lacune si diffondono attraverso la giunzione dal lato drogato p al lato drogato n. Allo stesso modo, essendo la concentrazione di elettroni maggiore nella zona n rispetto alla zona p, gli elettroni diffondono attraverso la giunzione dal lato n al lato p. Queste due componenti si sommano e formano la corrente di diffusione ID. b) Regione di svuotamento: le lacune che si diffondono dal lato p al lato n, si

ricombinano velocemente con gli elettroni maggioritari del lato n e scompaiono


10

Questo processo fa si che in prossimità della giunzione alcuni elettroni liberi scompaiono dal materiale di tipo n. Così facendo, la carica positiva non può essere neutralizzata dagli elettroni liberi e rimane scoperta. Nei pressi della giunzione si ha quindi la presenza di una regione svuotata di elettroni e costituita quindi di carica positiva scoperta. Analogamente, gli elettroni che si diffondono dal lato n al lato p a causa della differenza di concentrazione, si ricombinano velocemente con le lacune che sono carica maggioritaria nella regione p. Così facendo nei pressi della giunzione si crea una regione di carica negativa scoperta Nei pressi della giunzione, si ha la presenza di una regione svuotata delle cariche maggioritarie, che sul lato n sarà costituita da cariche positive e sul lato p sarà costituita da cariche negative, la cosiddetta regione di svuotamento. La regione di svuotamento è anche chiamata regione di carica spaziale. Questa regione di carica spaziale crea nei pressi della giunzione un campo elettrico, che dà quindi luogo ad una differenza di potenziale ai capi della giunzione. Questa differenza di potenziale si opporrà alla diffusione delle lacune nella regione n, e alla diffusione degli elettroni nella regione p, agendo quindi come una barriera.

Fig. 1.04 – Andamento del

potenziale

potenziale lungo un asse perpendicolare alla giunzione.

Barriera di potenziale V0 x


11

c) Corrente di deriva ed equilibrio.

Oltre alla corrente dovuta alla diffusione delle cariche maggioritarie, esiste anche una corrente dovuta alla deriva delle cariche minoritarie attraverso la giunzione. In special modo alcune delle lacune generate termicamente nel semiconduttore di tipo n, si diffondono sul lato drogato n e raggiungono il bordo della regione di svuotamento. In corrispondenza della giunzione, il campo elettrico spingerĂ le lacune presenti nel lato drogato n nel lato drogato p. In maniera analoga, gli elettroni generati termicamente nella regione di tipo p si diffonderanno fino a raggiungere la regione di svuotamento dove il campo elettrico le diffonderĂ  sul lato n. Queste due correnti, gli elettroni che si muovono per deriva dal lato n al lato p e lacune che si muovono dal lato n al lato p, si sommano formando la corrente di deriva IS.

In condizioni di circuito aperto, la corrente deve essere nulla, pertanto la corrente di diffusione risulta in modulo uguale alla corrente di deriva ma ovviamente con verso opposto. ID=IS

(1.2.4.1)

Questa condizione di equilibrio è garantita dalla barriera di potenziale V0. Infatti se per qualche ragione la corrente di diffusione aumentasse rispetto alla corrente di deriva, allora aumenterebbe la carica scoperta da entrambi i lati della giunzione pn, con conseguente allargamento delle regione di svuotamento e aumento quindi della barriera di potenziale V0, con conseguente diminuzione della corrente di diffusione. Allo stesso modo, se aumentasse la corrente di deriva IS rispetto alla corrente di diffusione, allora diminuirebbe la carica scoperta con conseguente restringimento della regione di svuotamento e diminuzione della barriera di potenziale V0, con conseguente aumento di ID fino a raggiungere l’equilibrio con IS. Senza tensione esterna applicata il valore di V0 vale:


12

⎛N ⋅N V0 = VT ⋅ ln⎜ A 2 D ⎜ n i ⎝

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

(1.2.4.2)

Infatti, imponendo a zero la somma tra la corrente di deriva degli elettroni e la corrente di diffusione degli elettroni e ricordando che E = −

− qµ n n

dn dV + qDn =0 dx dx

dV =

Dn dn k ⋅ T dn = µn n q n

Vj =

kT nn 0 ln q n p0

Vj =

dV si trova: dx

kT ⎛⎜ N A N D ln q ⎜⎝ ni 2

⎞ ⎛ ⎟ = VT ln⎜ N A N D ⎟ ⎜ n2 ⎠ ⎝ i

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

(1.2.4.3)

dove NA e ND sono le concentrazioni di drogante sul lato p e sul lato n. La larghezza della regione di svuotamento vale circa:

Wdep =

2ε s q

⎛ 1 1 ⎜⎜ + ⎝ NA ND

⎞ ⎟⎟ ⋅ V0 ⎠

dove εS è costante dielettrica del silicio e vale εS = 11.7ε0.

(1.2.4.4)


13

1.2.5 Generazione di una coppia elettrone-lacune per assorbimento di un fotone.

L’energia di un fotone è data da:

E = h ⋅ν =

h⋅c

λ

(1.2.5.1)

[ joules]

dove: h è la costante di Plank che vale h = 6.63 ⋅ 10 −34 j ⋅ s . c è la velocità della luce c = 2.998 ⋅ 10 8 m / s . ν è la frequenza della radiazione in Hz. λ è la lunghezza d’onda espressa in m. Normalmente le energie a livello atomico vengono espresse in electron volt dove 1eV = 1.6 ⋅ 10 −19 J e la lunghezza d’onda viene espressa in micrometri [µm]. Per

ricavare l’energia dei fotoni in electron volt, corrispondenti ad una radiazione avente una lunghezza d’onda espressa in micrometri, basta applicare la seguente relazione.

E=

1.24 [eV ] λ[ µm]

(1.2.5.2)

Se l’energia dei fotoni eccede l’energy gap EG del semiconduttore allora il fotone sarò assorbito, produrrà una coppia elettrone – lacuna, e l’energia in eccesso sarà smaltita in calore. Se l’energia dei fotoni non eccede invece l’energy gap del semiconduttore, il fotone non sarà assorbito e non produrrà coppie elettroni – lacune. Banda di conduzione Energy Gap EG=1.12eV Banda di valenza Fig. 1.05 - Energy gap del silicio.


14

Avendo il silicio un energy gap di 1.12eV, l’energia minima che un fotone deve avere per generare una coppia elettrone lacuna è proprio 1.12eV, che corrisponde ad una radiazione di lunghezza d’onda λ pari a:

λ=

1.24 1.24 = = 1.11µm E 1.12

(1.2.5.3)

La radiazione incidente per i sistemi fotovoltaici è la radiazione solare il cui spettro è il seguente:

Fig. 1.06 – Andamento della densità spettrale di potenza in funzione della lunghezza d’onda della radiazione solare.

Il picco della densità di potenza della radiazione solare si trova circa a λ=0.5µm. Si osservi che, più piccola è la lunghezza d’onda e più alta è l’energia dei fotoni incidenti, e quindi la radiazione utile incidente su un pezzo di silicio per la generazione di una coppia elettrone lacuna è tutta la radiazione con lunghezza d’onda inferiore a λ=1.11µm che è pari a circa il 75% di tutta la densità di potenza.


15

La radiazione con lunghezza d’onda più corta della necessaria porta ad avere oltre che alla liberazione di una coppia elettrone lacuna, la generazione di calore. In questo modo della totale energia utile (75% della radiazione solare) solo il 44% può essere convertito in energia elettrica mentre il restante 56% viene trasformato in calore.

Fig. 1.07 – Radiazione solare utile per la generazione di una coppia elettronelacuna per il silicio.

Una volta che una coppia elettrone lacuna è stata generata per foto-assorbimento di un fotone, il campo elettrico ai capi della giunzione pn diretto dal lato n al lato p della giunzione, spingerà gli elettroni sul lato drogato n e le lacune sul lato drogato p. Così facendo gli elettroni spinti sul lato n e le lacune spinte sul lato p diventano ora cariche maggioritarie e compare quindi un aumento di tali cariche ai capi della giunzione. Questo eccesso di cariche maggioritarie appare come una differenza di potenziale ai terminali, o se un filo connette il lato p con il lato n, come una circolazione di corrente dal lato p al lato n. La corrente risulterà proporzionale al numero di coppie elettrone lacune generate.


16

-

-

-

n

Giunzione

p +

+

+

Coppia elettrone lacuna. Fig. 1.08 – Verso della corrente generata dai fotoni.

Le coppie elettrone lacune generate fuori dalla giunzione, ma vicino ad esse, possono essere spinte dal campo elettrico all’interno della giunzione e risultare coppie utili alla generazione di corrente. Le coppie elettrone lacuna generate lontano dalla giunzione, si ricombinano prima di raggiungere la giunzione e non risultano quindi utili al processo di conversione. Si indichi con τm il tempo di vita di una carica minoritaria, la carica per poter essere utile al processo di conversione deve raggiungere la giunzione in un tempo inferiore a τm, il che corrisponde ad una lunghezza di diffusione pari a: Lm = D m ⋅ τ m

(1.2.5.4)

Pertanto dal processo fotovoltaico di assorbimento dei fotoni, si viene a generare una corrente IPHO che se fatta circolare per un circuito esterno avrà la direzione uscente dalla regione p ed entrante nella regione n.

IPHO


17

1.2.6 La giunzione pn in polarizzazione diretta.

Per completare lo studio di una giunzione pn operante come cella fotovoltaica resta da analizzare il comportamento della giunzione con polarizzazione esterna applicata. Si consideri una giunzione pn polarizzata direttamente. EINT EEXT ++++++ ++++++ regione p ++++++ ++++++

-

+

-

+

-

+

+

V

--------------regione n ---------------

-

I

pn(xn) np(-xp) np(x)

pn(x) pn0 -xp

‘ xn

Fig. 1.09 – Distribuzione delle cariche minoritarie in una giunzione pn polarizzata direttamente e nell’ipotesi che la regione p sia fortemente drogata.

La concentrazione di cariche minoritarie ai lati della regione di svuotamento in condizione di polarizzazione diretta vale:


18

p n ( x n ) = p n 0 ⋅ eV / VT = p n 0 ⋅ eV ⋅(q / (k ⋅T ))

(1.2.6.1)

nota come legge della giunzione. La concentrazione delle lacune in eccesso, mostrata in figura 1.09, è una funzione a decadimento esponenziale funzione della distanza data da: p n (x ) = p n0 + [ p n (xn ) − pn0 ] ⋅ e

− ( x − xn ) / L p

(1.2.6.2)

dove LP è una costante che determina la rapidità del decadimento esponenziale, ed è chiamata lunghezza di diffusione delle lacune nella regione n. Più piccola è LP, e più velocemente le lacune iniettate si ricombinano con gli elettroni maggioritari, dando come risultato un rapido decadimento della concentrazione delle cariche minoritarie. Infatti LP è legata ad un altro parametro conosciuto con il nome di tempo di vita delle cariche minoritarie in eccesso τP dalla relazione: L p = D p ⋅τ p

(1.2.6.3)

p

n diffusione lacune diffusione elettroni

Fig. 1.10 – Verso della corrente di diffusione.

Le lacune che diffondono nella regione n, danno luogo alla corrente di lacuna, la cui densità valutata prima può ora essere espressa nel seguente modo:

Jp = q⋅

Dp Lp

(

)

p n 0 eV / VT − 1 ⋅ e

− ( x − xn ) / L p

(1.2.6.4)


19

In x = xn la densità vale:

Jp = q⋅

Dp Lp

(

)

p n 0 eV / VT − 1

(1.2.6.5)

Analogamente per l’iniezione degli elettroni attraverso la giunzione nel lato p, si ricava la densità di corrente:

Jn = q ⋅

(

)

Dn n p 0 eV / VT − 1 Ln

(1.2.6.6)

dove Ln è la lunghezza di diffusione degli elettroni nella regione p. Essendo Jp e Jn nella stessa direzione le due componenti si sommano. Moltiplicando per l’area A la corrente totale vale:

⎛ Dp ⎛ Dp Dn ⎞⎟ V / VT Dn ⎞⎟ V / VT I = A ⋅ q ⋅ ni 2 ⋅ ⎜ ⋅e −1 ⋅e − 1 = A ⋅ q ⋅ ni 2 ⋅ ⎜ + + ⎜ L p N D Ln N A ⎟ ⎜ L p N D Ln N A ⎟ ⎠ ⎠ ⎝ ⎝

(

)

(

)

I0 che può essere espressa come: ⎛ qV ⎞ I = I 0 ⋅ ⎜ e kT − 1⎟ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠

(1.2.6.7)

Si noti che questa corrente ha il verso opposto della corrente generata dall’assorbimento di un fotone IPHO.


20

La corrente in una cella fotovoltaica diventa pertanto esprimibile dalla seguente relazione:

I PV _ CELL = I PHO

⎛ qV ⎞ − I 0 ⎜ e kT − 1⎟ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠

hν n IPV_CELL

p

Fig. 1.11 – Corrente nella cella PV.

Per poter quindi ottimizzare la fotocorrente bisogna: ● minimizzare le riflessioni dei fotoni incidenti con strati antiriflesso. ● minimizzare la corrente di saturazione inversa. ● minimizzare la perdite resistite della cella. ● massimizzare la lunghezza di diffusione dei portatori minoritari. ● massimizzare la larghezza della giunzione.

(1.2.6.8)


21

1.3 Tipi di celle fotovoltaiche. Il silicio è un materiale adatto alla realizzazione delle celle fotovoltaiche avendo un energy gap di 1.12eV ed essendo il 75% della radiazione luminisa ad energia maggiore od uguale di tale valore. Inoltre, è un materiale molto presente in natura di cui si conoscono bene, dall’industria microelettronica, i processi tecnologici di lavorazione, drogaggio e finitura. Pertanto la maggior parte di celle fotovoltaiche realizzate oggi giorno vengono realizzate in silicio. Le celle fotovoltaiche più utilizzate al giorno d’oggi sono realizzate in silicio monocristallino e sono quelle che hanno il rendimento più elevato tra tutte le celle

disponibili in commercio . Il rendimento di una cella fotovoltaica può essere espresso con la seguente relazione:

η=

PMAX _ OUT R⋅ A

(1.3.1)

dove: PMAX_OUT è la massima potenza elettrica ottenibile in uscita. R è la radiazione incidente espressa in W/m2. A è l’area. Per le celle in silicio monocristallino, rendimenti medi sono tra il 12% e il 15%, con punte del 24%. Uno svantaggio di tale tecnologia è l’elevato costo di produzione del silicio puro. Con il metodo Czochralsky si produce un lingotto di silicio puro che viene poi tagliato a wafer del diametro di 10-12.5cm e dello spessore di 200µm. Quindi dal processo produttivo si ottengono wafer rotondi, che devono essere ulteriormente lavorati per essere ben incastonati nella costruzione di un pannello fotovoltaico. Il taglio per dare una forma più adatta all’incapsulamento, comporta un ulteriore costo con la perdita di materiale utile. Una soluzione a tale problema può essere l’utilizzo di scarti provenienti dall’industria microelettronica. Tale industria necessita infatti delle concentrazioni di impurità pari a 10-8 - 10-9 contro i livelli di 10-5 – 10-6 richiesti dall’industria fotovoltaica.


22

Oltre alle celle in silicio monoscristallino, si trovano in commercio celle in silicio policristallino che hanno un costo di produzione inferiore alle precedenti, ma hanno un

rendimento medio η più basso compreso fra circa l’ 11% e il 14% con punte intorno al 15%. Oltre ad avere un costo di produzione inferiore, è possibile ottenere dal processo produttivo lingotti ottogonali e quindi il taglio in wafer li rende già adatti per l’inglobamento in pannelli con una utilizzazione ottimale dello spazio.

Un problema degli impianti fotovoltaici che si è riscontrato e si riscontra tuttora è l’impatto ambientale visivo che tali impianti hanno. L’industria architettonica, ha richiesto e richiede tuttora, pannelli fotovoltaici esteticamente più belli e se possibile flessibili da essere utilizzati nella costruzione di edifici. Per far fronte a tali richieste, vengono realizzate celle fotovoltaiche a film sottile. Tali celle sono composte da strati di materiale semiconduttore, non sempre è presente il silicio, depositati generalmente come miscela di gas su supporti a basso costo come vetro, polimero, alluminio che danno consistenza fisica alla cella. Una delle più utilizzate celle a film sottile è la cella in silicio amorfo. Lo spessore del film ottenuto è di 4-5µm contro i 300µm delle celle in silicio cristallino con immediato beneficio di materiale attivo risparmiato. Il vantaggio quindi è di ottenere pannelli fotovoltaici flessibili ed esteticamente più gradevoli, ma il loro rendimento è di molto inferiore ai pannelli fotovoltaici in silicio monocristallino. Per le celle in silicio amorfo si parla di rendimenti medi attorno al 5%-7%, con punte che non superano il 10%. Inoltre tali pannelli hanno un problema di stabilità. Dopo le prime 300-400 ore di lavoro perdono infatti circa il 10% dell’efficienza dichiarata che è già bassa (effetto Staebler – Wronski). Questo comporta difficoltà di: a) Stabilire a priori le vere prestazioni dell’impianto realizzato e il degrado iniziale. b) Confrontare economicamente in termini di costi/prezzi dei moduli, espressi in watt, l’amorfo con le altre scelte a pari potenza acquisita. Per contro il processo produttivo può essere altamente automatizzato, con aumento di risparmio e aumento della velocità di produzione. Il prezzo commerciale resta comunque superiore proprio per l’aspetto estetico nonostante il processo produttivo sia più economico.


23

Per far fronte ai bassi rendimenti delle celle a film sottile al silicio amorfo esistono celle fotovoltaiche al Cadmio- Tellurio (CdTe) che presentano un rendimento tipico del 10%. Il materiale è un semiconduttore con caratteristiche vicine a quelle delle efficienti ma costose celle all’arseniuro di gallio (GaAs), realizzate per le applicazioni spaziali. La tipica cella CdTe è a 4 strati e 3 giunzioni. Per contro, il cadmio è un elemento tossico e pertanto al termine del ciclo di vita , che seppur lungo prima o poi arriva, la cella deve essere opportunamente smaltita come rifiuto tossico con conseguente aumento dei costi. Per far fronte all’utilizzo del cadmio, si sono realizzate celle CIS (Copper Indium Diselenide). Tale tipo di cella, sviluppata per la prima volta nel 1974 nei laboratori Bell,

era assai attraente in quanto il materiale presenta una energy gap di 1eV, un ottimo coefficiente di assorbimento e un costo di preparazione notevolmente inferiore al silicio cristallino, senza l’utilizzo di materiale tossico quale il cadmio e senza problemi di stabilità. Per contro, il rendimento è sempre inferiore alle celle in silicio monocristallino ed arriva a valori tipici inferiori al 10%. La peculiarità che li rende attraenti è il fatto di poter utilizzare substrati flessibili. Oggi giorno una tecnologia che sta avendo interesse sono le celle della famiglia III-V. Le celle fabbricate in strati di Al - In - P di superficie 1cm2 hanno ottenuto rendimenti attorno al 16% con fill factor (vedere il paragrafo successivo, FFideal=1) pari a 0.854. Tab 1.01 – Tabella riassuntiva delle prestazioni delle celle fotovoltaiche.

+

Costi di produzione

Cristallino CdTe Amorfo CIS -

Costo dei Materiali

Amorfo Cristallino CdTe CIS

Efficienza

Cristallino CIS CdTe Amorfo


24

1.4 Caratteristica I-V di una cella fotovoltaica. Dalla fisica della cella fotovoltaica si ha che l’equazione caratteristica I-V di una cella è:

I PV _ CELL = I PHO

⎛ qV ⎞ − I 0 ⎜ e kT − 1⎟ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠

(1.4.1)

In figura 1.12 è rappresentata tale equazione. I ISC

VOC

V

Fig. 1.12 – Caratteristica I-V di una cella fotovoltaica.

L’andamento illustrato mostra che le celle fotovoltaiche hanno un limite di tensione e un limite di corrente. Il limite di corrente è dato dalla corrente di cortocircuito, ISC, che si ha quando V=0 e in tal caso vale: I SC = I PHO

Per ricavare il limite di tensione si ponga a zero la corrente I.

(1.4.2)


25

I = I PHO qV e kT

VOC =

−1 =

⎛ qV ⎞ − I 0 ⋅ ⎜ e kT − 1⎟ = 0 ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ I PHO I0

kT ⎛ I PHO + I 0 ln⎜ q ⎜⎝ I0

⎞ kT ⎛ I PHO ⎟⎟ ≈ ln⎜⎜ ⎠ q ⎝ I0

⎞ ⎟⎟ ⎠

(1.4.3)

dove l’ultima approssimazione risulta valida essendo in pratica IPHO>>I0. Per dare una indicazione dei valori di potenza ottenibili da una cella fotovoltaica, si consideri che una cella fotovoltaica presenta ai suoi capi una tensione di circa 0.5V e in essa può circolare una corrente, che dipende dalla superficie della cella, di circa 300A/m2 quando illuminata da una radiazione di 1000W/m2 alla temperatura di 25°C. I [ A/m2] 300

0.6

V [V]

Fig. 1.13 – Esempio di caratteristica di una cella fotovoltaica.

Tale caratteristica dipende ovviamente dalla radiazione incidente. All’aumentare della radiazione R [W/m2] incidente, aumenta la corrente prodotta e la tensione a vuoto della cella, con conseguente aumento della potenza disponibile in uscita.


26

I

R

V Fig. 1.14 – Caratteristica I-V di una cella fotovoltaica al variare della radiazione incidente.

La caratteristica I-V dipende dalla temperatura a cui la cella opera. I

T T V Fig. 1.15 – Caratteristica I-V di una cella fotovoltaica al variare della temperatura.

All’aumentare della temperatura, si registra una diminuzione della tensione a vuoto VOC e un aumento della corrente di cortocircuito. Valori indicativi delle variazioni sono:


27

dI SC A = 0 .1 dT °C

(1.4.4)

dVOC mV = − 2 .2 dT °C

(1.4.5)

dPMAX = −0.5%°C −1 dT

(1.4.6)

All’aumentare della temperatura, si registra pertanto una diminuzione della massima potenza estraibile dalla cella fotovoltaica. Si consideri per esempio una cella fovoltaica di A=1dm2 illuminata da una radiazione solare di 1000W/m2 . La cella produrrà circa una corrente di 3A con una tensione di 0.5V per una potenza massima d’uscita pari a: P = V ⋅ I = 0.5 ⋅ 3 = 1.5W

Questa è comunque la massima potenza estraibile dalla cella, e per poterla estrarre, bisogna far lavorare la cella nel suo MPP (Maximum Power Point). I

Im

MPP

Vm

V

Potenza massima estraibile dalla cella. Fig. 1.16 – MPP (Maximum Power Point) in una cella fotovoltaica.


28

Se la corrente nel punto di massima potenza vale Im e la tensione vale Vm allora la potenza massima vale: PMAX = Vm ⋅ I m

(1.4.7)

che viene anche espressa come: PMAX = Vm ⋅ I m = FF ⋅ I SC ⋅ VOC

(1.4.8)

dove ISC è la corrente di cortocircuito, VOC è la tensione a circuito aperto e FF (Fill Factor) è un fattore di riempimento. Una cella con una resistenza interna elevata, ha un piccolo Fill Factor e quindi una bassa potenza massima disponibile. Un Fill Factor unitario implica una caratteristica I-V rettangolare. I

ISC

VOC

V

Fig. 1.17 - Caratteristica I-V con FF=1

Tipici Fill Factor vanno comunque da 0.5 a 0.82. A questo punto resta da rappresentare graficamente l’andamento della potenza in funzione della tensione ai capi della cella. Si esegua punto per punto il prodotto tensione corrente dalla caratteristica della cella. L’andamento che si ottiene è illustrato in figura 1.18.


29

P

V Fig. 1.18 – Andamento della caratteristica P-V.

All’aumentare della temperatura la potenza massima disponibile in uscita diminuisce. Infatti le caratteristiche P-V al variare della temperatura diventano le seguenti:

P

T V Fig. 1.19 – Andamento della caratteristica P-V al variare della temperatura.

Per ottenere una adeguata tensione d’uscita, le celle fotovoltaiche vengono connesse in serie in modo da formare un pannello con una tensione d’uscita adeguata. Tipicamente, i pannelli fotovoltaici forniscono in uscita una tensione di 12V o suoi multipli. Ovviamente la tensione di 12V dei moduli deve essere la tensione che il pannello presenta ai suoi capi in condizioni di irragiamento medio. Al massimo irragiamento tali pannelli fotovoltaici riescono a fornire anche tensioni di 16-18V.


30

Si consideri una tensione media di 0.5V per cella; un modulo da 12V verrà realizzato con la connessione in serie di circa 33-36 celle elementari, con una superficie totale di circa mezzo metro quadrato, per una potenza massima di uscita che va dai 50 ai 70W. Se si desiderano potenze più elevate, si connettono i moduli in serie e/o in parallelo a seconda della configurazione che si desidera. Nelle tabelle 1.01, 1.02 ed 1.03 sono riportate le caratteristiche di alcuni pannelli fotovoltaici commerciali. Tab. 1.02 - Esempio di Pannelli Fotovoltaici EVERGREEN ES-110-GL String Tecnologia Ribbon N° Celle

ES-115-GL String Ribbon

ES-120-GL String Ribbon

ES-170-RL String Ribbon

ES-180-RL String Ribbon

ES-190-RL String Ribbon

72

72

72

108

108

108

110W

115W

120W

170W

180W

190W

Vp

17V

17.1V

17.6V

25,3V

25,9V

26,7V

Ip

6.47A

6.73A

6.82A

6,72A

6,95A

7,12A

VOC

21.3V

21.3V

21.5V

32,4V

32,6V

32,8V

ISC Diodi bypass

7.48V

7.62V

7.68V

7,55A

7,78A

8,05A

si

si

si

si

si

si

Pp

Tutti i dati elencati si intendono in condizioni standard: irraggiamento R=1000W/m2 e temperatura di 25°C.

Legenda:

Pp = Potenza tipica d’uscita. Vp = Tensione d’uscita alla massima potenza. Ip = Corrente d’uscita alla massima potenza. VOC = Tensione in condizioni di circuito aperto. ISC = Corrente in condizioni di cortocircuito.

Fonte www.evergreensolar.com


31

Tab. 1.03 - Esempio di Pannelli Fotovoltaici SHARP Tecnologia N° Celle

NE - L5E2E

NE - Q5E2E

poli

poli

NT-175E1 mono

NU - SOE3E NT - S5E3E mono

mono

54 in serie

72 in serie

72 in serie

48 in serie*

72 in serie

Pp

125W

165W

175W

180W

185W

Vp

26V

34.6V

35,40%

23,7V

36,21V

Ip

4,8A

4.77A

4,95A

7,6A

5.11A

VOC

32,3V

43.1V

44.4V

30V

44.9V

ISC Efficienza Cella Efficienza modulo Diodi bypass

5,46A

5,46A

5,40A

8,37A

5.75A

14.70%

14,60%

16,40%

15,70%

17,10%

13.30%

12,70%

13,50%

13,70%

14,20%

si

si

si

si

si

Tutti i dati elencati si intendono in condizioni standard: irraggiamento R=1000W/m2 e temperatura di 25°C.

Legenda:

Pp = Potenza tipica d’uscita. Vp = Tensione d’uscita alla massima potenza. Ip = Corrente d’uscita alla massima potenza. VOC = Tensione in condizioni di circuito aperto. ISC = Corrente in condizioni di cortocircuito.

Fonte www.sharp.com


32

Tab. 1.04 - Esempio di Pannelli Fotovoltaici HELIOS TECNOLOGY H1500 110W Tecnologia

H1500 125W

H1540 130W

H1540 135W

H1540 140W

mono

mono

mono

mono

mono

36 in serie

36 in serie

40 in serie

40 in serie

40 in serie

Pp

110W

125W

130W

135W

140W

Vp

17V

17V

17.39V

17.40V

17.73V

Ip

6.47A

7.36A

7.48A

7.76A

7.90A

21V

21V

22.6V

22,70V

23V

7.22A

8.20A

8.20A

8.45A

8.65A

si

si

si

si

si

N° Celle

VOC ISC Diodi bypass

Tutti i dati elencati si intendono in condizioni standard: irraggiamento R=1000W/m2 e temperatura di 25°C.

Legenda:

Pp = Potenza tipica d’uscita. Vp = Tensione d’uscita alla massima potenza. Ip = Corrente d’uscita alla massima potenza. VOC = Tensione in condizioni di circuito aperto. ISC = Corrente in condizioni di cortocircuito.

Fonte www.heliostecnology.com


33

1.5 Introduzione agli impianti fotovoltaici. I sistemi fotovoltaici forniscono in uscita una tensione e corrente costanti, mentre i sistemi di alimentazioni da rete sono in tensione alternata monofase sinusoidale di valore efficace 230V e frequenza 50Hz. Pertanto, il sistema di alimentazione fotovoltaico necessita di essere connesso ad un dispositivo in grado di convertire la potenza elettrica continua fornita dai pannelli solari nella potenza elettrica alternata richiesta. Il dispositivo che si occupa della conversione DC/AC si chiama inverter. Esistono varie topologie di collegamento dell’inverter all’impianto fotovoltaico. Una prima topologia consiste nell’utilizzare un inverter centralizzato. Una serie di stringhe di

pannelli fotovoltaici vengono connesse in parallelo tra loro per fornire la potenza DC necessaria. All’uscita sarà presente un unico inverter che opererà la trasformazione da tensione/corrente continua in tensione/corrente alternata desiderata. Questa topologia viene utilizzata per potenze d’uscita superiori a 10kW e l’inverter ha una elevata efficienza ed un costo contenuto. Lo svantaggio di questo tipo di connessione consiste nel fatto che l’inverter controlla tutto il campo Fig. 1.20 – Inverter centralizzato per P>10kW

fotovoltaico e il suo blocco comporta il blocco dell’intero

sistema

di

alimentazione.

Inoltre

l’inverter può ottenere dal campo fotovoltaico solamente l’MPP dell’intero campo e non l’MPP di ogni singola stringa o ancora meglio di ogni singolo pannello.


34

Per applicazioni nel campo domestico 3kW – 10kW la soluzione maggiormente utilizzata risulta

quella di collegare più stringhe in parallelo tra loro ma ogni stringa ha il suo inverter chiamato anche inverter di stringa.

Questa topologia ha il vantaggio di poter ottenere il punto di massima potenza MPP di ogni singola stringa e non solo l’MPP dell’intero campo fotovoltaico

con

incremento

quindi

delle

prestazioni. L’inverter di stringa sta diventando la topologia standard nei sistemi grid connected. Una alternativa a questa topologia, che ha gli

stessi vantaggi, consiste nell’utilizzare un unico Fig. 1.21 – Inverter di stringa per 3kW<P<10kW

inverter centralizzato e collegare all’uscita di ogni stringa o pannello un convertitore DC/DC che ottenga il punto di massima potenza relativo al pannello o alla stringa.

Questa terza soluzione, è una soluzione più economica, che sta prendendo piede in questi ultimi anni e che garantisce l’opportunità di poter collegare tra loro stringhe di pannelli fotovoltaici di diverse tecnologie ed orientate in modo diverso. Si pensi ad esempio al problema dell’installazione dei pannelli fotovoltaici su un tetto di una abitazione. Lo spazio ridotto costringe ad installare stringhe più piccole o a disporle con orientazioni diverse. Disporle con orientazioni diversi, significa sottoporle ad irraggiamenti diversi, e quindi se fossero collegate semplicemente in serie la corrente dominante è quella del pannello meno illuminato. Così facendo, si riesce ad ottenere i migliori benefici da tutte le stringhe. Un’ultima soluzione consiste nell’avere moduli integrati nei singoli pannelli fotovoltaici. Questa soluzione si adotta soprattutto per basse potenze, da 50W a 400W, e consistono nell’avere un inverter per ogni pannello.


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Tale inverter è ovviamente di più difficile implementazione, in quanto la tensione tipica d’uscita monofase sinusoidale 230V – 50Hz è di molto superiore alla tensione d’uscita del pannello fotovoltaico. Fig. 1.22 – Inverter integrato per 50W<P<400W

La costruzione dell’inverter verrà trattata più avanti, non è unica, e varia a seconda delle scelte progettuali e delle normative presenti nei vari paesi. Una prima suddivisione può essere rappresentata in figura 1.23.

Fig. 1.23 – Suddivisone degli inverter fotovoltaici.

Un problema che può verificarsi durante l’esercizio dell’impianto è relativo ad una condizione che nella pratica può verificarsi frequentemente: si pensi ad una singola cella fotovoltaica ombreggiata parzialmente o totalmente. In queste condizioni, il dispositivo si trova a funzionare come un carico, trovandosi a dover dissipare potenze che danno origine a riscaldamenti localizzati o, nel caso in cui la tensione fornita dalle altre celle in


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serie fosse sufficientemente elevata, lo stesso può trovarsi sottoposto ad un valore di tensione inversa in grado di provocare la rottura del dispositivo. La massima potenza dissipabile da una cella, che si trova a funzionare come carico, dipende dalla tecnologia costruttiva ed è un dato che si riesce a conoscere solo sperimentalmente o applicando modelli matematici. Si consideri una temperatura limite per cella di 100°C, una cella di silicio cristallino di 100cm2, sottoposta ad un irraggiamento di 1kW/m2 e ad una temperatura di 25°C è in grado di dissipare dai 20 ai 30W, che però si riducono all’aumentare della temperatura. Qualora la cella fosse ombreggiata, il limite massimo potrebbe essere, oltre alla potenza, anche la massima corrente ammissibile sui contatti (20-40A). La tensione in grado di provocare la conduzione inversa di una cella, che quindi può provocare danni irreversibili, si aggira generalmente intorno ai 10-30V secondo la tecnologia usata. Per proteggere i moduli fotovoltaici si utilizzano dei diodi di bypass posti in antiparallelo al pannello così da escludere la cella contropolarizzata.

1.24 - Diodo di bypass.

1.25 - Diodi di Blocco.


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Inoltre, quando una stringa ha una tensione a circuito aperto più bassa di quella delle altre stringhe connesse in parallelo, in mancanza di adeguate protezioni la corrente tenderebbe a recarsi sulla stringa a tensione minore. In questo caso la protezione consiste in un diodo, chiamato diodo di blocco, posto in serie alla polarità positiva di ogni stringa il quale impedisce il ritorno della corrente. Fra i diodi più usati vi è il diodo Schottky, che è caratterizzato da una bassa caduta diretta con conseguenti basse perdite. Una volta ottenuta la tensione sinusoidale 230Vrms a frequenza 50Hz esistono vari tipi di impianti. Un primo esempio è un impianto stand alone, cioè un sistema autonomo di alimentazione che utilizza solamente l’impianto fotovoltaico. Uno schema di principio di tale tipologia di impianto è la seguente:

CAMPO FOTOVOLTAICO

REGOLATORE DI CARICA BATTERIA

INVERTER

CARICO IN C.A. CARICO IN C.C.

Fig. 1.26 - Schema di principio di un sistema stand alone.

Tale tipologia d’impianto non prevede il collegamento alla rete di alimentazione standard. Finché l’impianto è in grado di produrre energia, oltre ad alimentare i carichi dell’utilizzatore si provvederà anche a ricaricare un banco di accumulatori che servirà a fornire l’energia durante le ore notturne nelle quali il campo fotovoltaico non produce energia e viene staccato dall’impianto dal sistema di controllo. Questo tipo d’impianto si utilizza soprattutto nelle zone dove non arriva la rete elettrica pubblica. Altri esempi d’impianti sono i sistemi grid-connected, cioè sistemi che sono connessi anche alla rete elettrica pubblica. Un primo schema di principio è riportato in figura 1.27 nel quale bisogna inserire un opportuno circuito di interfaccia per poter


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interfacciare il sistema di alimentazione alla rete elettrica pubblica, che richiede caratteristiche ben precise di valore nominale di tensione, frequenza e sfasamento.

RETE

CAMPO FOTOVOLTAICO

INVERTER

QUADRO ELETTRICO DI INTERFACCIA

UTENZA Fig. 1.27 - Primo schema a blocchi di un sistema grid-connected.

Questo sistema durante le ore del giorno alimenterà i carichi dell’utilizzatore con l’energia proveniente dal campo fotovoltaico e se questa è in eccesso rispetto alle richieste, la immetterà nella rete elettrica pubblica e gli verrà pagata come energia rinnovabile prodotta. Durante le ore notturne il sistema riceverà l’alimentazione dalla rete elettrica pubblica pagandola. Il beneficio è notevole, durante le ore notturne il consumo di energia richiesto è assai

inferiore a quello delle ore giornaliere. Inoltre, il corrispettivo che l’ente pubblico paga per ogni kW/h prodotto è circa tre volte il costo del kW/h pagato a tale ente in quanto si tratta di produzione di energia rinnovabile.


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In Italia, per esempio, il Ministro delle Attività Produttive di concerto col Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio ha emanato il 28/07/2005 il Decreto Ministeriale previsto all'art. 7 comma 1 del D.Lgs 29/12/2003 n° 387, che definisce i criteri per l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaico. Successivamente l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas (AEEG) ha adottato il 14/09/2005 la Delibera n° 188/05 nella quale è stato individuato il GRTN (ora GSE) quale

"soggetto

attuatore"

che

eroga

le

tariffe

incentivanti.

Il 6 febbraio 2006 è stato firmato il secondo decreto fotovoltaico che amplia e integra il DM28/07/2005. L'incentivazione interessa gli impianti fotovoltaici della potenza da 1 kW sino a 1000 kW entrati in esercizio dopo il 30/09/2005 a seguito di nuova costruzione o rifacimento totale o potenziamento di un impianto preesistente. Gli impianti fotovoltaici che potranno essere realizzati sono stati suddivisi in tre differenti classi di potenza alle quali verranno riconosciute, per venti anni, le tariffe incentivanti riportate nella tabella 1.01.

Impianto FV Classe 1 Classe 2 Classe 3

Potenza in kW 1 ≤ P ≤ 20 20 < P ≤ 50 50 < P ≤ 1.000

Tariffe incentivanti € / kWh 0,445 (servizio di scambio sul posto) 0,460 0,490 (valore massimo soggetto a gara)

Tab. 1.01 – Tariffe riconosciute in Italia.

Le tariffe incentivanti riconosciute sono incrementate del 10% qualora i moduli fotovoltaici siano integrati in edifici di nuova costruzione ovvero in edifici esistenti oggetto di ristrutturazione Esistono anche applicazioni dedicate. Si pensi ad esempio ad un sistema fotovoltaico che deve far funzionare una pompa. Uno schema di principio è rappresentato in Fig. 1.28.

CAMPO FOTOVOLTAICO

Azionamento a INVERTER frequenza variabile

Fig. 1.28 - Applicazione dedicata.

POMPA


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41

Capitolo 2 – Analisi del mercato inverter grid connected 3kW. 2.1 Premessa. Questa tesi di laurea specialistica è articolata in tre punti fondamentali: ● Analisi del mercato di inverter per applicazioni grid connected da 3kW. ● Analisi delle topologie elettroniche proposte in articoli specialistici. ● Normative UE, USA, ecc. per l’immissione in commercio di questa tipologia di prodotti. Dopo una breve introduzione panoramica sui sistemi fotovoltaici effettuata nel Capitolo 1 si analizzerà lo stadio fondamentale di un impianto grid connected; ovvero lo stadio inverter. L’inverter è la sezione dell’impianto fotovoltaico che si occupa di convertire la potenza continua fornita dal campo fotovoltaico nella potenza alternata da immettere in rete. =

≈ Fig. 2.01 – Blocco Inverter. In commercio si trovano inverter fotovoltaici che si possono ricondurre essenzialmente a tre filosofie costruttive: 1) Inverter fotovoltaici con trasformatore a frequenza di linea. 2) Inverter fotovoltaici con trasformatore ad alta frequenza. 3) Inverter fotovoltaici senza trasformatore.


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Una schematizzazione a blocchi delle tre tipologie può essere la seguente:

a) Schema a blocchi inverter con trasformatore a frequenza di linea.

b) Schema a blocchi inverter con trasformatore ad alta frequenza.

c) Schema a blocchi inverter senza trasformatore. Fig. 2.02 â&#x20AC;&#x201C; Schema a blocchi degli inverter PV commerciali: a) con trasformatore LF. b) Con trasformatore HF. c) Senza trasformatore.


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Come si può notare tutte e tre le tipologie presentano in ingresso uno stadio chiamato MPPT (Maximum Power Point Tracking). Scopo di tale blocco è quello di inseguire il punto di massima potenza del campo fotovoltaico. I ISC Im

MPP

Vm

VOC

V

Fig. 2.03 – Caratteristica di una stringa fotovoltaica. L’inverter opera su una struttura multistringa, sarà necessario, perciò, decidere in fase progettuale il massimo numero di stringhe collegabili in ingresso e il numero di MPPT interni. Alcuni inverter sono in grado di gestire più stringhe in ingresso, presentando un solo MPPT, gestiscono il parallelo delle stringhe e non il MPP di ogni singola stringa.

IN Sting A MPPT IN String B Fig. 2.04 – Esempio di ingresso di un inverter che riceve in ingresso più stringhe ma con un solo MPPT.


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Altri inverter presenti in commercio associano ad ogni stringa d’ingresso un circuito MPPT in modo da sfruttare al massimo i vantaggi della topologia multistringa e ricavare la massima potenza da ogni singola stringa.

IN String A

IN String B

MPPT

MPPT

Al resto del circuito.

Al resto del circuito.

Fig. 2.05 – Esempio di ingresso inverter multistringa con più MPPT. A valle di tale blocco, comune a tutte le tipologie costruttive, ogni soluzione circuitale ha i suoi blocchi funzionali e ogni tecnologia ha i suoi pregi e difetti. Nelle soluzioni con trasformatore a frequenza di linea si hanno i seguenti vantaggi: a) Presenza di un trasformatore di isolamento che garantisce l’isolamento galvanico tra il campo fotovoltaico e la rete elettrica. b) Non viene immessa in linea una componente continua grazie alla presenza del trasformatore a 50 Hz. c) Con il rapporto spire del trasformatore N1:N2 si può dimensionare lo stadio di potenza a monte, con livelli di tensione più bassi e alzare il livello di tale tensione solo all’ultimo stadio. Per contro: a) Un trasformatore a 50Hz è ingombrante e pesante. b) La presenza del trasformatore comporta un abbassamento del rendimento dell’inverter a causa delle inevitabili perdite intrinseche al componente.


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Per ovviare ai limiti della tipologia a trasformatore di linea si può utilizzare una struttura che fa uso di un trasformatore ad alta frequenza. Così facendo si ottengono: a) Dimensioni e peso dell’inverter ampiamente ridotti rispetto al caso precedente. b) E’ garantito l’isolamento galvanico tra il generatore fotovoltaico e la linea. c) Qualche stadio di potenza opera con livelli di tensione minori. d) Perdite nel trasformatore minori rispetto al caso precedente. Per contro: a) E’ necessario controllare la componente continua immessa in rete che deve rispettare i livelli imposti dalle normative vigenti. Per ultimo, una tipologia costruttiva che sta prendendo sempre più piede in questi ultimi anni risulta essere la tipologia senza trasformatore. Questa tipologia garantisce sicuramente il massimo rendimento tra tutte le tipologie esistenti in quanto l’assenza del trasformatore evita le perdite dissipative intrinseche del componente stesso. Per contro viene a mancare l’isolamento galvanico, fino a qualche anno fa, imposto dalle normative per la sicurezza dell’utente. Si vedrà nel capitolo dedicato alle Normative che in molti Stati il trasformatore non è più necessario. Questo è dovuto al fatto che i pannelli fotovoltaici ,oggi giorno in commercio, sono prodotti in classe II di isolamento e ciò permette di sviluppare un sistema di controllo elettronico che supervisiona lo stato dell’isolamento del sistema, delle correnti di perdita e di guasto garantendo così un grado di protezione per l’utente paragonabile ai livelli delle topologie con trasformatore.

Si rende, perciò, necessario definire dei parametri con cui descrivere gli inverter fotovoltaici e sui quali si effettueranno delle importanti considerazioni dal mercato. Si definiscono le caratteristiche d’ingresso (lato DC), le caratteristiche d’uscita (lato AC) e tutti quei parametri che descrivono le prestazioni di un inverter fotovoltaico in termini di efficienza, di sicurezza ecc.


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2.2 Caratteristiche di un inverter fotovoltaico. 2.2.1 Parametri d’ingresso (lato DC). ● Pnom_DC = Potenza nominale continua alla quale l’inverter lavora. ● max PV Power = Massima

potenza

del campo fotovoltaico da connettere

all’inverter, consigliata dal costruttore per operare in modo sicuro. ● VNOM_DC = Tensione continua nominale alla quale l’inverter normalmente lavora. ● MPP range DC = Range di tensione all’ingresso nel quale l’inverter riesce a ricavare l’MPP dal campo fotovoltaico. ● VMAX_DC = Massima tensione continua che può avere all’ingresso l’inverter. Superata tale tensione l’unità può danneggiarsi. ● Vmin_for_Pnom= Minima tensione continua d’ingresso affinché l’inverter fornisca in linea la potenza nominale. ● Inom_DC = Corrente nominale d’ingresso per l’inverter. ● IMAX_DC = Corrente d’ingresso massima. ● N° di connettori ingresso stringhe: Numero di stringhe che possono essere collegate separatamente all’inverter. ● N° di MPPT (Maximum Power Point Tracking) = N° di circuiti MPPT presenti.


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2.2.2 Parametri d’uscita (lato AC). ● Pnom_AC = Potenza nominale che l’inverter immette in linea in condizioni di pieno carico. ● PMAX_AC = Massima potenza che l’inverter può immettere in rete per un periodo di tempo limitato (es. 30 minuti). Dopo il tempo specificato la temperatura all’interno dell’inverter è salita ad un livello tale che il circuito di controllo limita la potenza fornita per far tornare la temperatura di lavoro entro i limiti stabiliti. ● Inom_AC = Corrente d’uscita nominale. ● IMAX_AC = Corrente d’uscita massima. ● THD (Total Harmonic Distorsion) = Distorsione armonica totale della corrente di linea. Rappresenta l’entità della deformazione rispetto alla forma d’onda sinusoidale ideale. ● N° fasi = Identifica la tipologia di applicazione.

2.2.3 Parametri di efficienza. ● Starts feeding-in at = Minima potenza fornita dal campo fotovoltaico affinché l’inverter sia in grado di immettere potenza in linea. ● Standby Consumption = Consumo in modalità standby. ● Night Consumption = Consumo in modalità notturna. ● Maximum Efficiency = Massima efficienza dell’inverter.


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● European Efficiency = Parametro di efficienza pesata. Tiene conto dell’ efficienza nelle diverse condizioni operative.

η EU = 0.03 ⋅η 5% + 0.06 ⋅η10% + 0.13 ⋅ η 20% + 0.1 ⋅ η 30% + 0.48 ⋅ η 50% + 0.2 ⋅η100% (2.2.3.1) dove η X % rappresenta l’efficienza del convertitore rilevata durante il funzionamento alla potenza X% rispetto alla nominale.

2.2.4 Parametri relativi alla tipologia costruttiva. Le tipologie costruttive dell’inverter possono essere classificate come segue: 1) Tipologia con trasformatore a frequenza di linea (LF). 2) Tipologia con trasformatore ad alta frequenza (HF). 3) Tipologia senza trasformatore (TL).

2.2.5 Caratteristiche e funzionalità di sicurezza. ● Regolarazione dei parametri di disconnessione dalla rete: Questa funzionalità permette di impostare i livelli dei parametri che causano la disconnessione dell’inverter dalla rete. Utile quando si opera su linee problematiche. ● ENS (Einrichtung zur Netzurberwachung mit zugeodnetem Schaltogan) = Equivalente tedesco di Grid Guard System. Indica che l’inverter ha al suo interno un dispositivo ENS. E’ prescritto per motivi di sicurezza e impedisce l’immissione di energia in una rete esterna se viene a mancare la rete pubblica. ● All pole sensitive RCM = Il dispositivo RCM (Residual Current Monotoring) esegue il controllo delle correnti di guasto nelle apparecchiature senza trasformatore e deve essere sensibile sia alla corrente continua che alternata.


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● Isolation Monotoring = Funzionalità che supervisiona lo stato dell’isolamento del campo fotovoltaico. ● Overload Behavior = Impostazione della modalità di funzionamento. OPC (Operation Point Change) = L’inverter reagisce al sovraccarico cambiando il suo punto di lavoro. PL (Power Limitation) = L’inverter reagisce al sovraccarico limitando la potenza d’uscita. PR (Power Reduction) = L’inverter reagisce al sovraccarico riducendo la potenza d’uscita. SO (Switch Off) = L’inverter reagisce al sovraccarico spegnendosi. CL (Current Limitation) = L’inverter reagisce al sovraccarico limitando la corrente d’uscita.

● Internal Switch = Dispositivo di disconnessione automatica dal campo fotovoltaico. Per gli inverter privi del dispositivo in oggetto l’eventuale disconnessione dal campo fotovoltaico deve essere effettuata manualmente.


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2.2.6 Caratteristiche Meccaniche. ● Classe di sicurezza = Indica la classe di sicurezza dell’inverter secondo la normativa EN 60529. ● Ventilazione = Tipo di ventilazione interna.

2.2.7 Ambiente. ● Temperatura ambiente = Range della temperatura ambiente ammesso per il funzionamento. ● TMAX_AT_Pnom = Massima temperatura ammessa per il funzionamento alla potenza nominale. ● Umidità ambiente = Umidità ambiente alla quale l’inverter può operare.

2.2.8 Garanzia. Anni di garanzia e possibilità di estensione.


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2.3 Prodotti commerciali nel range 2kW - 4kW. Per una azienda che vuole introdurre un nuovo prodotto risulta fondamentale una ricerca di mercato atta ad identificare le tipologie dei prodotti presenti e la loro segmentazione avvalendosi di strumenti idonei quali riviste specializzate, siti internet dei produttori, fiere espositive ecc. L’analisi di seguito riportata è stata eseguita facendo fede alle indicazioni della rivista PHOTON INTERNATIONAL - THE PHOTOVOLTAIC MAGAZINE Aprile 2006, che è di riferimento per il settore. Lo scopo dell’analisi effettuata è quello di identificare le caratteristiche tipiche degli inverter fotovoltaici nel range di potenza nominale 2kW-4kW. Riportiamo qui di seguito in tabella 2.01 una serie di potenziali concorrenti.


N째

2002 2003 1996 1996 2005 2006 2006 2004 2006 2005 2003 2005 2006 2006 2005 2003 2005 2004 2004 2001 2004 2003 2003 2004 2001 2005 2001 2004 2005 2005

Anno

PS2500 PT300 SOLARIS 3500 TCG2500/6 TCG4000/6 CICLO-3000 M4PLUS M4 WR3300 IPG 4000 CE400 GRIDFIT2200 PVI2500 SI3300 PLATINUM 3100S SI3-05-G GRIDFIT2200 GRIDFIT2500 IG2000 IG2500LV IG30 IG3000 IG40 INDOOR IG40 OUTDOOR IG 4000 SB2500 SB3000 SUN 2.5 SUN 2.5TL SUN 3.3TL SUN 3.3

MODELLO

marca

1 AIXCON 2 AIXCON 3 ALPHA 4 ASP 5 ASP 6 ATERSA 7 BEACON 8 BEACON 9 CONERGY 10 CONERGY 11 CONNECTE ENERGY 12 DELTA ENERGY 13 DELTA ENERGY 14 DELTA ENERGY 15 DIEHL 16 EAI 17 EXENDIS 18 EXENDIS 19 FRONIUS 20 FRONIUS 21 FRONIUS 22 FRONIUS 23 FRONIUS 24 FRONIUS 25 FRONIUS 26 G&H 27 G&H 28 INGETEAM 29 INGETEAM 30 INGETEAM 31 INGETEAM

2,9 2,9 3 4,5 3 5,4 5,4 3,6 5 4 3,1 5 2,64 3,3 2,5 3 3,6 3,3 5,5 5,5 5,4 3,1 3,8 4 4 5 5

96 96 48 48 280 62 270 270 270 400 270 270 280 280 280 280 280 280 280 340 340 340 340

125-500 125-500 96-200 82-120 82-120 250-550 50-100 50-101 150-400 220-750 55-77 125-350 125-351 125-400 300-750 600-750 125-350 125-350 150-400 150-400 150-400 150-400 150-401 150-402 150-403 125-390 200-390 125-450 125-450 125-451 125-452

500 500 145 145 550 110 110 500 800 100 400 400 470 750 750 400 400 500 500 500 500 500 500 500 450 450 450 450 450 450

Pnom_DC max PV Power VNOM_DC MPP Range VMAX_DC [kW] [kW] [V] [V] [V]

2,5 2,5 3,8 2,5 4 2,75 4,6 4,6 2,69 4 3,3 2,45 2,75 3,63 2,7 4,2 2,44 2,75 2,13 2,53 2,69 2,88 3,76 3,76 4,26 2,5 2,89 3 3 4 4

250 57 57 150 220 62 180 180 180 320 600 180 150 150 150 150 150 150 150 150 150 200 195 195 195 195

Vmin_for_Pnom

12 12 26 41 12 68 68 9,6 16,2 53 9,1 10,2 14,5 7,8 6 9 10,2 7,6 9,05 9,6 10,3 13,44 13,44 15,21 16 16 16 16 22 22

Inom_DC [A]

12 12 42 30 46 12 100 100 19 16,2 62 12,5 14 24 9 7,5 12 18 14,2 16,85 19,2 10,3 29,39 29,39 28,37 16 16 16 16 22 22

IMAX_DC [A]


1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2,3 2,4 3,5 2,3 3,5 2,75 4 4 2,5 3,4 3 2,2 2,5 3,3 2,5 4 2,2 2,5 2 2,35 2,5 2,7 3,5 3,5 4 2,27 2,7 2,5 2,5 3,3 3,3

2,5 2,5 2,3 3,5 2,75 7,5 7,5 2,65 3,8 3 2,7 4,2 2,2 2,5 2 2,35 2,65 2,7 4,1 4,1 4 2,5 3 2,5 2,7 3,8 3,8

N° DC connectors N° MPPT Pnom_AC PMAX_AC [kW] [kW]

3 1 1 1 3 3 3 5 2 1 1 3 1 2 4 4 4 4 5 4 5 5 3 1 1 3 3 3 3

9,6 10 14,6 10 15 10,9 34 34 10,9 14,8 12,5 9,6 12 14,5 10,8 5,7 9 10,9 8,35 10,34 10,87 11,25 15,22 15,22 16,7 9,9 11,7 10,8 10,8 14,3 14,3

Inom_AC [A]

10,5 11 10 15 10,9 65 65 11,52 16,5 13 11,2 14 17 11,7 6 10 12,8 8,35 11,3 11,52 11,25 17,83 17,83 16,7 10,9 13 13 13 17 17

IMAX_AC [A]

SI SI NO SI SI SI NO NO SI NO SI SI SI SI SI NO NO SI NO SI SI NO SI SI SI SI SI SI

50Hz

NO NO SI NO NO NO SI SI NO SI NO NO NO NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO NO NO NO NO NO

60Hz

95 95 92 94 94 96,27 93,5 92,9 94,3 96,7 94 93,5 94,2 96 95,3 94 94 94 95,2 94,4 94,3 95,2 94,3 94,3 95,2 93 94,1 94,66 96,5 96,5 94,66

max η %

93,5 94,2 90,8 91,5 92 95,5 92 91,4 92,7 96 91,5 92,8 93 94,4 92 92 92 93,4 92,9 92,7 98,8 93,5 93,5 94,4 91 93,2 93,49 95,5 95,5 93,49

ηEU %

2 OPT 5 2 OPT 5 5 2 2 2 OPT 3-5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 OPT 20 2 5 5 7 7 5 OPT 20 7 5 OPT 20 5 OPT 20 7 6 OPT 10 6 3 3 3 3

Design Garanzia Anni

LF TL LF LF TL LF LF HF TL HF LF TL HF HF HF HF HF HF HF HF HF LF LF LF TL TL LF


32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

KACO KACO KACO KYOCERA MAGNETEK MAGNETEK MAGNETEK MAGNETEK MASTERVOLT MITSUBISHI MOTECH OELMAEIR OMRON PAIRAN PAIRAN PAIRAN PHOENIXTEC PHOENIXTEC PHOENIXTEC PHOENIXTEC PHOTOWATT PV POWERED SANYO SHARP SHARP SHARP SHARP SIEMENS SIEMENS SIEMENS SIEMENS SIEMENS SMA SMA SMA SMA

2004 2500XI 2005 3501XI 2004 3500 XI 2004 KC 3.6i 2006 PVI 2000 OUTD 2004 PVI 3000 I OUTD US 2004 PVI-3600-OUTD 2004 PVI-3600 2004 QS3200 2006 PV-PN04F PVMate4000 2006 PAC 1-3 2001 KR40F 2003 PESOS PVI 2300T 2004 PESOS PVI 2300 2004 PESOS PVI 3500 2005 SUNVILLE2000 2005 SUNVILLE2800 2006 SUNVILLE400A 2005 SUNVILLE4000 2005 PWI-5-40 2004 PVP2800-240 2001 SSI-TL40A2 2004 JHS402 2004 JHS403 2004 JHS404 2003 JHS3500 U 2004 2000 SLAVE 2004 2000 MASTER 2003 2300 MASTER 2003 2300 SLAVE 2004 3000 IP 65 2001 SUNNY BOY SWR 2500U 2001 SUNNY BOY 2500U 1999 SUNNY BOY 2500 2002 SUNNY BOY 2800i

2,7 3,5 3,6 3,9 2,2 3,6 4 4 2,75 3,46 4,17 3,5 4,25 2,2 2,2 3,3 2,2 2,947 4,21 4,4 3,3 3 3 3 3,5 2,15 2,15 2,45 2,45 3,2 2,38 2,38 2,48 2,8

3,2 4 4,2 4,5 3,6 3,46 4,58 4 4,3 2,5 2,6 3,8 2,4 4,8 4 3,7 3,9 3,9 3,9 4,5 2,6 2,6 3 3 3,6 2,8 2,8 3 3,4

475 262 475 360 360 360 360 250 420 400 240 350 300 350 360 360 360 360 250 200 200 200 240 300 300 300 300

350-600 125-400 350-600 100-350 90-580 90-580 90-580 90-581 75-260 115-380 330-550 350-600 100-370 125-400 125-400 125-400 150-450 150-450 150-450 150-450 200-500 200-390 90-370 80-320 80-320 80-320 110-350 200-630 200-630 200-630 200-630 200-630 233-600 233-601 224-600 224-600

800 500 800 450 600 600 600 600 325 380 650 750 370 500 350 500 450 500 500 450 600 450 370 350 350 350 380 675 675 675 675 675 600 600 600 600

350 125 350 150 170 180 180 140 165 330 380 215 215 220 250 245 245 245 245 245 233 233 224 224

5,7 13,7 7,6 10 12 12 12 20 13,8 10 8,8 17,7 7,3 7,3 10 5,8 11,7 11,6 15 15 15 15 7,9 7,9 8,3 9,3

8,6 30,5 11,5 16 12 20 20 20 20 21 15 12 24,5 10 10 15 10 13 20 20 14 15 16 24 32 22,5 10 10 10 10 16 12 12 12 13,5


3 2 3 2 1 2 2 2 2 1 2 3 1 2 2 2 1 1 3 2 2 2 3 4 3 1 1 1 1 2 3 3 3 3

1 1 1 2 1 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 3 4 3 1 1 1 1 2 1 1 1

2,6 3,3 3,45 3,3 2 3 3,6 3,6 2,6 3,3 4 3 4 2 2 3 2 2,8 4 4 3,3 2,8 4 3 3 3 3,5 2 2 2,3 2,3 3 2,2 2,2 2,3 2,6

2,85 3,6 3,8 3,6 2 3 3,6 3,6 2,75 3,3 4,4 3,3 4 2,3 2,3 3,5 2,2 3 4,4 4,4 3,6 3,05 4 3 3 3 3,5 2,2 2,2 2,5 2,5 3,3 2,5 2,5 2,5 2,8

11,3 14,5 15 13 7,7 13 16 16 12 16,5 17,39 13 20 8,7 8,7 13 8,6 11,8 17,4 17,2 13 20 15 15 15 15 8,7 8,7 10 10 13,1 9,2 9,2 9,6 11,3

12,4 15,7 16,5 15,5 8,6 13 16 16 13 16,5 19,13 15 20 10 10 15 10,2 15,3 22,4 20,4 15,5 14 20 15 15 15 15 9,6 9,6 10,9 10,9 14,4 12 12 12,5 14

SI SI SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI SI SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO SI SI

NO NO NO NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI NO NO NO SI SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO NO NO NO SI SI SI SI

95,9 94,5 95,7 94,2 96 94 96 96 96 95,5 97 95,7 95,6 94,3 95,8 96,4 96 >96 >96 96 94,2 97 94,5 91 91 91 92 94 94 94 95 94,5 94,1 94,1 94,1 94

94,21 93,3 94,71 93,4 95 95 95 94,5 95,2 94,8 93,1 95 95,6 94 >94 >94,5 94 93,4 93 93 93 94 93,5 93,2 93,2 93,2 93

TL 6 OPT 10 HF 6 OPT 10 TL 6 OPT 10 HF 5 TL 5 5 TL 5 OPT 10 TL 5 HF 5 TL TL 3 TL 5 TL 1 OPT 2 LF TL TL TL 2 OPT 5/10 TL 5 TL 5 TL 2 OPT 5/10 HF 5 OPT 10 10 TL HF HF HF HF TL 5 TL 5 TL 5 TL 5 TL 5 LF 5 OPT 10 LF 5 OPT 10 LF 5 OPT 10 LF 5 OPT 10


68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103

SMA SMA SMA SMA SMA SMA SOLAR KONZEPT SOLAR KONZEPT SOLAR KONZEPT SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLAR STOCC SOLARWORLD SOLARWORLD SOLARWORLD SOLARWORLD SOLARWORLD SOLECTRIA SOLECTRIA SLOTRONIC SLOTRONIC SPUTNIK SPUTNIK SPUTNIK STECA STECA SUNSET SUNSET SUNTECHNICS SUNTECHNICS

2001 SUNNY BOY 3000 2005 SUNNY BOY 3000TL 2005 SUNNY BOY 3800 2005 SUNNY BOY 3300 2005 SUNNY BOY 4200TL HC 2006 SUNNY BOY 5000TL HC SKN 1030 SKN 1040 2002 SKN 1050 M 2005 PS3000-MV 2005 PS3000i-MV 2005 PS3000-HV 2005 PS3000i-HV 2005 PS4000-MV 2005 PS4000i-MV 2005 PS4000-HV 2005 PS4000i-HV 2005 PS5000-MV SPI 3000 HV OUTDOOR SPI 3000 HV INDOOR SPI 3000 MV INDOOR SPI 3000 MV OUTDOOR SPI 4500 HV OUTDOOR 2004 PV2500-208 2004 PV2500-240 SOLPLUS 25 2005 SOLPLUS 35 2005 SOLARMAX 3000C 2005 SOLARMAX 4000C 2005 SOLARMAX 4200C 2005 STECAGRID 2000SLAVE 2005 STECAGRID 2000MASTER 2005 SUNSTRING 4000 2005 SUN3GRID 4000 2003 STW 2600 2003 STW 3400 CV

2,93 3,13 4,04 4,04 4,04 4,2 2,3 2,7 4,2 2,7 2,7 2,7 2,7 3,2 3,2 3,2 4,3 4,3 3,6 3,6 3,6 3,6 5,4 2,7 2,7 2,6 3,6 3 4 4,2 2,1 2,1 4 4 2,69 3,55

3,6 3,85 4,5 4,3 4,04 4,9 2,5 3,3 4,8 3,2 3,2 3,2 3,2 3,9 3,9 3,9 5,1 5,1 2,7 2,7 3 4,2 3,3 4,5 5 2,5 2,5 3,6 4

350 520 200 200 200 520 180 180 345 345 210 210 280 -

268-600 125-750 200-500 200-500 195-500 125-750 120-200 120-200 120-200 100-350 100-350 200-500 200-500 100-350 100-350 200-500 200-500 100-350 200-500 200-500 100-350 100-350 200-500 125-350 125-350 330-750 330-750 90-560 400-800 90-560 80-400 80-401 125-400 125-400 150-400 220-750

600 750 500 500 500 750 250 250 250 450 450 600 600 450 450 600 600 450 600 600 450 450 600 400 400 850 850 600 900 600 450 450 500 800 500 800

268 391 200 200 195 190 190 190 345 345 240 400 180 210 210 150 220

8,4 6 20 20 20 8 13 15,5 26 14 14 20 20 21 14 14 7,5 10,4 10 10 9,6 16,2

12 8 20 20 20 22 14 28 22 22 14 14 22 22 14 14 33 15 15 7,9 11,1 11 10 22 10 10 30 11,5 19 16,2


3 1 3 3 2 2 2 4 2 2 2 2 2 2 2 2 3 1 1 3 3 3 3 3 2 2 2 2 5 2

1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 2 2 2 2 3 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1

2,75 3 3,8 3,3 3,8 4 2,2 2,5 4 2,75 2,75 2,75 2,75 3,3 3,3 3,3 3,3 4 3,3 3,3 3,3 3,3 4 2,5 2,5 2,5 3,5 2,5 3,8 4,18 2 2 3,45 3,45 2,5 3,4

3 3,3 3,8 3,6 3,8 4,2 2,4 4,5 3 3 3 3 3,6 3,6 3,6 3,6 4,4 3,6 3,6 3,6 3,6 5 2,5 2,5 2,85 4 2,75 3,8 4,18 2 2 3,8 3,8 2,65 3,8

11,3 13 16,5 14,5 16 17,5 11 12 22 11,3 11,3 11,3 11,3 13 13 13 13 17,5 12 10 10,9 15,3 11 16 16 8,7 8,7 10,9 14,8

15 16 18 18 16 19 12 24 13 13 13 13 15,5 15,5 15,5 15,5 19,2 8 15,5 15,5 8 8 12 10,4 12,4 17,4 12 18 19 20 20 16,5 16,5 11,52 16,5

SI SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO NO SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI

SI NO SI SI SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI SI NO NO NO NO NO NO NO SI SI SI NO

95 95,6 95,6 95,6 95,6 96,2 96,7 96,5 94,4 93,9 93,9 93,9 94,4 94,4 94,4 94,4 94,5 94,4 94,2 94,2 94,4 94,5 93,9 93,9 97,2 97,3 97 95 97 95 95 94,5 95,7 94,2 96,7

93,6 94,5 94,7 94,7 95 95,4 96,3 96,2 96,1 92,6 92,6 92,6 92,6 93,6 93,6 93,6 93,6 93,6 92,6 93,4 93,4 92,6 93,2 96,6 96,8 95,5 93,6 95,8 92,6 92,4 93,3 94,8 92,7 96

LF TL LF LF LF TL TL TL HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF HF TL TL TL TL TL HF HF HF TL HF TL

5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 5 5 OPT 10 5 OPT 10 5 5 5 5 5 6 5 5 OPT 10 5 OPT 10


104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115

SUNTECHNICS SUNTECHNICS SUNWAYS SUNWAYS SUNWAYS TOTAL ENERGIE TOTAL ENERGIE XANTREX XANTREX XANTREX XANTREX XANTREX Legenda:

2006 2006 2003 2003 2005 2003 2005 2005 2006 2003 2005 2005

STW 3400 C STW 3600 SUNWAYS NT 2006 SUNWAYS NT 4000 SUNWAYS 5000 GRIDFIT 2200 GRIDFIT 2500 GT 2.5DE GT 2.8SP GT 3.0-240 GT 3.8SP GT 3.8DE

3,55 3,76 2,3 3,4 4,3 2,45 2,75 2,43 2,63 3,3 3,47 3,7

4 5 2,75 4,125 4,8 3,06 3,43 2,65 3 4 4

- = Non dichiarato LF = Tecnologia con trasformatore a frequenza di linea. HF = Tecnologia con trasformatore ad alta frequenza. TL = Tecnologia senza trasformatore.

280 400 400 400 270 270 -

220-750 150-400 350-750 350-751 350-752 125-350 125-351 195-550 195-551 195-552 195-553 195-554

800 500 850 850 850 400 400 600 600 600 600 600

220 150 350 350 350 200 150 195 195 195 195 195

16,2 13,44 5,75 8,5 10,8 9,1 10,2 -

16,2 29,39 7 10 13 12,5 18 14,1 15,7 16,6 21,3 21,3


2 5 2 2 2 4 4 2 2 2 2 2

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3,4 3,5 2,2 3,3 4 2,2 2,5 2,3 2,5 3 3,3 3,5

3,8 4,1 2,2 3,3 4,2 2,2 2,5 2,5 2,8 3 3,8 3,8

14,8 15,22 9,6 14,3 17,4 9,6 10,9 10 10,89 12,5 14,35 15,22

16,5 17,83 12,08 17,9 22,8 11,2 12,8 12,5 14,3 14,2 19 19

SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI SI

NO SI NO NO NO NO NO NO NO SI NO NO

96,7 94,3 97 97 97 93,5 93,5 95 95 94,6 95,3 95,3

96 93,6 96,2 96,4 96,5 90 91 94 94 94,5 94,5

TL HF TL TL TL HF HF HF HF HF HF HF

5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 5 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10 5 OPT 10


60

I dati rilevati sono di seguito visualizzati in forma grafica per meglio evidenziare i confronti tra i prodotti presi in esame. 2.3.1 Tecnologie a confronto. La prima informazione estrapolata riguarda il tipo di inverter immessi nel mercato nei vari anni e ancora in produzione.

N° Modelli immessi sul mercato nei vari anni di tipo LF 6 5

N° Modelli

4 3 2 1 0 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Anno immissione

Fig. 2.06 â&#x20AC;&#x201C; Modelli LF immessi nel mercato nei vari anni e ancora in commercio.


61

N° di Modelli immessi sul mercato nei vari anni di tipo HF 20 18 16

N° Modelli

14 12 10 8 6 4 2 0 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Anno immissione

Fig. 2.07 – Modelli HF immessi nel mercato nei vari anni e ancora in commercio.

N° Modelli immessi sul mercato nei vari anni di tipo TL 14 12

N° Modelli

10 8 6 4 2 0 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Anno di immissione

Fig. 2.08 – Modelli TL immessi nel mercato nei vari anni e ancora in commercio.


62

Da questi grafici si può dedurre che: la tecnologia con trasformatore a bassa frequenza è la più vecchia che si trova in commercio. Negli anni ha avuto un trend pressoché decrescente con punte negli anni 2001 e 2005 nettamente inferiori rispetto alle punte delle altre due tecnologie. Sembra quindi essere un prodotto dedicato a particolari applicazioni ad esempio per linee critiche dove la corrente continua immessa in linea deve essere nulla. Diversamente avviene per le altre filosofie costruttive. La soluzione con inverter ad alta frequenza sembra essere quella trainante nel settore, con un trend crescente in maniera esponenziale. Pertanto, per un’azienda che punta ad entrare nel settore fotovoltaico, è consigliato proporsi con un inverter con trasformatore ad alta frequenza. Questo permette di approcciare tutti i mercati, sia quelli dove l’isolamento galvanico per mezzo del trasformatore è imposto dalla legge, sia nei mercati in cui il trasformatore non è necessario, mantenendo un elevato grado di efficienza. Infine, la tipologia costruttiva senza trasformatore presenta anch’essa un trend crescente, ma il mercato sembra essere ancora un po’ titubante nei confronti di tale tecnologia anche se alcuni costruttori la ritengono vincente per il futuro. La titubanza del mercato nei confronti delle tecniche costruttive senza trasformatore può essere dettata da falsi pregiudizi sul livello di sicurezza di queste soluzioni e dal fatto che in alcuni paesi sono ancora in vigore norme che stabiliscono la necessità dell’isolamento galvanico per tali apparecchiature chiudendo così il proprio mercato a tali inverter. Non appena le normative permetteranno, anche in questi Stati, l’eliminazione del trasformatore per la sicurezza elettrica, si aprirà maggiormente il mercato per tali prodotti che risultano essere meno ingombranti e più efficienti.


63

2.3.2 Massima efficienza ed efficienza europea delle varie tipologie. Lâ&#x20AC;&#x2122;analisi prosegue mettendo in evidenza i rendimenti medi per tipo di applicazione. I dati raccolti sono visualizzati negli istogrammi comparativi, che seguono:

60,00% 50,00% 40,00% _

Percentuale di inverter con un dato rend

Rendimento inverter con trasformatore a frequenza di linea

30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento

Fig. 2.09 â&#x20AC;&#x201C; Percentuale di inverter LF che hanno un rendimento compreso tra X% e X+1%.


64

60,00% 50,00% 40,00% _

Percentuale inverter con un dato rend

Rendimento inverter con trasformatore HF

30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento

Fig. 2.10 â&#x20AC;&#x201C; Percentuale di inverter HF che hanno un rendimento compreso tra X% e X+1%.

Percentuale inverter con un dato rend

Rendimento inverter senza trasformatore 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento

Fig. 2.11 â&#x20AC;&#x201C; Percentuale di inverter LF che hanno un rendimento compreso tra X% e X+1%.


65

I dati evidenziano che i rendimenti tipici per soluzione con trasformatore a frequenza di linea si attestano a valori dal 94% al 95%. Per quanto riguarda gli inverter con trasformatore ad alta frequenza si hanno rendimenti medi sempre attorno al 94% con punte del 96%. Quindi la sostituzione di una applicazione con un dispositivo dotato di trasformatore ad alta frequenza porta ad un miglioramento di un 1% circa nell’efficienza globale. Come previsto la tecnologia senza trasformatore risulta essere la più efficiente con rendimenti tipici del 95%-96% con punte del 97%. E’ evidente che tale scelta tecnologica risulta sicuramente promettente. Vi sono, infatti, aspettative di rendimento dichiarati del 98%. Per gli inverter si definisce anche un altro rendimento: il rendimento europeo. Tale parametro tiene conto che l’inverter non opera sempre alla massima potenza durante l’anno a causa delle varie intensità di radiazione che si hanno con le diverse stagioni.


66

Percentuale di inverter con un dato rendim

Rendimento EU per inverter con trasformatore LF 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% 91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento Percentuale

Fig. 2.12â&#x20AC;&#x201C; Percentuale di inverter LF che hanno un rendimento EU compreso tra X% e X+1%.

Percentuale di inverter con un dato rend

Rendimenti EU per inverter con trasformatore HF 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 90%

91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento Percentuale

Fig. 2.13â&#x20AC;&#x201C; Percentuale di inverter HF che hanno un rendimento EU compreso tra X% e X+1%.


67

Percentualedi inverter con un dato rend

Rendimento EU per inverter senza trasformatore TL 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 91%

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

Rendimento percentuali

Fig. 2.14– Percentuale di inverter TL che hanno un rendimento EU compreso tra X% e X+1%.

Si evidenzia che il rendimento percentuale europeo è inferiore rispetto al rendimento percentuale massimo. Per gli inverter con trasformatore a frequenza di linea e quelli con trasformatore in alta frequenza è mediamente del 93% contro il 94% di rendimento massimo. Per gli inverter senza trasformatore è del 95% contro il 96% di rendimento massimo. Quindi il rendimento EU, ηEU, è mediamente di un punto percentuale inferiore rispetto al rendimento massimo dichiarato. E’, comunque, da tenere in considerazione che per molti inverter commerciali l’efficienza dipende dalla tensione d’ingresso. Come si può notare dalla figura 2.15 l’efficienza di un inverter che riceve in ingresso una stringa il cui punto di massima potenza si trova per una tensione di 420V risulta più efficiente dell’1%-2% rispetto al caso in cui tale punto si trovi ad una tensione di 250V.


68

Fig. 2.15 – Andamento dell’efficienza in funzione della tensione di MPP. 2.3.3 Distribuzione delle varie tipologie.

Percentuale di inverter nel mercato distribuiti sul range 2kW4kW 35,00%

Percentuale prodo

30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% 2-2,5

2,5-3

3-3,5

3,5-4

Range di potenza [kW]

Fig. 2.16 – Distribuzione degli inverter in funzione della potenza nominale AC immessa in linea.


69

Dall’analisi eseguita si nota, infine, che i livelli di potenza nominale sono uniformemente distribuiti nel range 2kW-4kW e non risulta possibile identificare una taglia di potenza predominante per il tipo di applicazione in esame.

2.3.4 Stadio d’ingresso e MPPT. Per quanto riguarda lo stadio d’ingresso, mediamente si ha la possibilità di collegare 3 4 stringhe che vengono solitamente gestite da un solo inseguitore del punto di massima potenza. Il range di tensione all’ingresso del MPPT per il quale l’inverter riesce ad estrarre la massima potenza è tipicamente 150V-400V, 200V-600V a seconda dei costruttori con punte che si spingono fino a 750V. Generalmente non si superano i 600V in quanto 600V massimo 800V sono la massima tensione d’isolamento dei moduli fotovoltaico. La tensione nominale DC d’ingresso si aggira sui 300V e la corrente nominale DC d’ingresso vale mediamente 10A. 2.3.5 Tensione d’ingresso al MPPT e tensione massima. Il range di tensione accettato in ingresso dal circuito inseguitore del punto di massima potenza varia da costruttore a costruttore e generalmente è lo stesso per tutta la gamma di prodotti del costruttore. Un valore medio di range MPPT degli inverter in commercio è 125V – 500V. La tensione massima continua collegabile in ingresso si aggira tra i 500 e i 700V. 2.3.6 Frequenza di funzionamento 50Hz e 60Hz. Negli ultimi anni risultano essere immessi in commercio inverter che lavorano sia a 230Vrms - 50 Hz (tipico UE) che a 120Vrms - 60Hz (tipico USA) programmabili a seconda delle rete, ma è una soluzione ancor poco diffusa. Diffusa invece è la, distinzione tra prodotti destinati al mercato UE e prodotti destinati al mercato USA sia per diversa tensione vAC in uscita, sia per le diverse normative da rispettare.


70

2.3.7 THD (Total Harmonic Distorsion). La distorsione armonica totale è definita come:

2

THD =

I rms − I 21 _ rms I 21 _ rms

(2.3.7.1)

dove Irms è la corrente di linea e I1rms è la componente alla frequenza fondamentale. Per gli inverter fotovoltaici immessi in commercio è mediamente del 3% e per normativa non può superare il 5%. 2.3.8 Garanzia. Un inverter deve ovviamente essere garantito per un periodo di tempo minimo imposto dalla legge e per un tempo che comunque può essere superiore. Risulta diffuso tra i costruttori garantire per 5 anni il prodotto sul mercato europeo e per 7 anni sul mercato americano. Entrambe con la possibilità di estensione della garanzia a 10 anni o 20 anni. Tale periodo di tempo non deve sembrare troppo elevato, ma è allineato al tempo medio di vita dell’installazione, che si aggira intorno ai 20-30 anni, e al seguente ammortamento del costo di impianto. 2.3.9 Struttura Master – Salve. Gli inverter presenti in commercio presentano un’efficienza che varia in funzione delle condizioni d’irraggiamento. In caso di basso irraggiamento, come per esempio all’alba o al tramonto, l’efficienza dell’inverter è minore rispetto alle ore del giorno in cui la potenza disponibile è più elevata. Per far fronte a tale problema, alcuni inverter commerciali, realizzano una struttura denominata Master – Slave la quale prevede l’utilizzo combinato di due stadi DC/AC di potenza inferiore rispetto alla potenza massima gestita. In particolare, con irraggiamento debole e/o parziale, la conversione della potenza è demandata al solo stadio master. All’aumentare della potenza in ingresso, lo stadio slave viene immediatamente portato


71

in funzionamento. La struttura realizza, altresì, un sistema di tipo ridondate (guasti al master vengono sopperiti temporaneamente dallo slave) che oltre ad aumentare l’affidabilità complessiva del sistema, porta a massimizzare anche il ciclo di vita dell’apparecchiatura, distribuendo alternativamente, tra gli stadi master e slave, gli stress elettrici e termici dei vari componenti. 2.3.10 Sistemi di comunicazione. Quasi tutti i produttori offrono, a corredo dell’’inverter, una serie di sistemi di monitoraggio e comunicazione per rendere visibile tutte le informazioni sullo stato di funzionamento dell’impianto fotovoltaico. Molti inverter sono equipaggiati con interfacce RS232, RS485, e sistemi di comunicazione via radio o via powerline e sfruttano la tecnologia Plug&Play per il riconoscimento automatico dei vari dispositivi collegati. A queste interfacce possono essere collegati diversi sistemi, tra cui: -

Sistemi d’allarme sonoro e visivo che avverte di un eventuale guasto verificatosi.

-

Sistemi di monitoraggio delle condizioni meteo, costituito da sensori di temperatura ambiente, irradiazione e sensori eolici.

-

Sistemi di visualizzazione e data logging per visualizzare e registrare tutti i dati dell’inverter anche per lunghi periodi di tempo.

-

Dispositivi di visualizzazione e memorizzazione dei dati che possono essere collegati via ethernet o USB ad un PC. Un apposito software progettato, provvederà poi alla visualizzazione dei dati anche su internet tramite una applet Java. Il software normalmente è fornito gratuitamente e scaricabile dal sito internet del produttore dove si possono trovare sempre versioni più aggiornate.


72

-

Schede di comunicazione di tipo Plug&Play che si occupano delle comunicazioni di guasto e di sistema tramite email, SMS o fax. L’invio di una email può essere effettuato in due modi: tramite il server SMTP o ASMTP del provider del cliente o attraverso un opportuno dispositivo elettronico opportunamente progettato che collega l’inverter alla propria linea telefonica.

Campo fotovoltaico

Sensori

Internet Inverter

Sistema Visualizzazione

PC SMS/FAX EMAIL Sistema trasmissione dati

Sistema Segnalazioni allarme

2.17 - Sistema di comunicazione Inverter - Utente. Ovviamente tutti i sistemi di visualizzazione, allarme, monitoraggio, ecc. possono ricevere informazioni da più inverter. Questo perché gli impianti di grosse dimensioni vengono, generalmente, realizzati connettendo più stadi inverter in parallelo.

2.3.11 Design. Si tenga presente che in molti casi l’inverter viene installato internamente in casa in un ambiente visibile. Di conseguenza, forme, sistemi di visualizzazione con display grafici, colori e accessori sono da considerarsi come elementi di valore aggiunto utili ad aumentare l’appeal di un prodotto così tecnologico.


73

Capitolo 3 – Normative. 3.1 Premessa. Il quadro normativo vigente nel settore fotovoltaico risulta complesso. Non esiste una normativa internazionale di prodotto, ma ogni Paese ha la propria legislazione. Alcuni organismi internazionali, quali IEEE ed IEC, hanno pubblicato negli ultimi anni diversi articoli e proposto standard al riguardo. Hanno inoltre istituito apposite commissioni per la stesura di nuove normative di prodotto. ● IEEE. Nel 2000, la IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) ha pubblicato:” Standard 929 IEEE – Reccomended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) System up to 10kW”. Questo standard risulta l’aggiornamento della pubblicazione:” IEEE Standard 929-1988” e in linea con lo standard americano UL1741: “Standard for Static Inverters and Charge Controllers for Use in Photovoltaic Power Systems”. Nel 2004 è stato pubblicato lo standard di interconnessione

IEEE 1547 – IEEE

Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. ● IEC. Nel 2000, la commissione IEC (International Electrotechnical Commission) ha formato un gruppo di sviluppo per le normative sui sistemi di energia rinnovabile. Le linee guida in fase di elaborazione sono: a) IEC 61727: Characteristics of Utility Interface for Photovoltaic (PV) Systems. Aggiornamento della IEC 61727 (1995-06) Characteristic of Utility Interface . b) IEC 62109: Safety of Power Converters for Use in Photovoltaic Power Systems – Part 1 – General Requirements. c) IEC 60364-7-712 Electrical Installations of Buildings – Part 7 - 712 : Requirements for Special Installations or Locations – Solar Photovoltaic (PV) Power Supply Systems.


74

Le normative hanno una formulazione molto simile. Generalmente descrivono: 1)

Requisiti Generali. - REGOLAZIONE DI TENSIONE. - REGOLAZIONE DI FREQUENZA. - SINCRONIZZAZIONE. - MONITORAGGIO. - COLLEGAMENTO A TERRA. - SBILANCIAMENTO DI TENSIONE. - IMMUNITA’.

2)

Requisiti di Sicurezza e Protezione. - LIMITI AI DISTRURBI DI TENSIONE. - LIMITI AI DISTURBI DI FREQUENZA. - ISOLAMENTO. - DISCONNESSIONE A SEGUITO DI ERRORE. - RICONNESSIONE. - DISPOSITIVI ANTI-ISLAND. - PROTEZIONE CONTRO SURGE.

3)

Qualità della Potenza. - CONTENUTO ARMONICO. - LIMITI CORRENTE CONTINUA INIETTABILE IN RETE. - FLICKER. - FATTORE DI POTENZA.

I gestori delle reti elettriche nazionali prendono in considerazione i vari standard, ed emanano delle direttive e normative al riguardo, valide per la propria rete di distribuzione.


75

3.2 Impianti fotovoltaici in Italia. Si consideri il quadro normativo vigente in Italia. La normativa di riferimento è la norma CEI 11-20 alla quale si riferisce la direttiva ENEL DK 5940 entrata in vigore nel giugno 2006 e che sostituisce la direttiva ENEL DK 5950 del marzo 2002.

3.2.1 Direttiva ENEL DK 5940. 3.2.1.1 Schema di collegamento di un impianto di produzione alla rete pubblica dell’ENEL. In figura 3.01 è riportato lo schema di collegamento di un impianto fotovoltaico alla rete pubblica italiana. I gruppi di generazione possono essere monofasi o trifasi. Per gli allacciamenti monofase la potenza massima ammessa è di 6kW. Per il collegamento di generatori trifase è ammesso collegare, fra una fase e il neutro, generatori monofase purché lo squilibrio, fra la potenza installata sulla fase con più generazione e quella con meno generazione, non superi i 6kW. Generalmente, gli impianti di potenza nominale minore od uguale a 50kW vengono allacciati alla rete bassa tensione dell’Enel, mentre gli impianti con potenza superiore a 75kW vengono connessi alla linea a media tensione. Pertanto, un sistema da 3kW è monofase e collegato alla rete a bassa tensione per mezzo di tre dispositivi: 1) Dispositivo Generale. 2) Dispositivo di Interfaccia. 3) Dispositivo di Generatore.


76

Dispositivo della rete ENEL

Sbarra BT cabina ENEL

Punto di consegna Dispositivo Generale

Parte di rete utente non abilitata al funzionamento in isola Dispositivo di Interfaccia

Parte di rete utente abilitata al funzionamento in isola.

Dispositivo di Generatore

Inverter DC/AC

Figura 3.01 â&#x20AC;&#x201C; Schema di collegamento di un impianto di produzione fotovoltaico alla rete ENEL come da direttiva DK 5940.


77

3.2.1.2 Dispositivo Generale. Il dispositivo generale separa l’intero impianto privato dalla rete pubblica. Deve essere costituito da un interruttore con sganciatori di massima corrente e deve soddisfare i requisiti sul sezionamento della norma CEI 64-8. 3.2.1.3 Dispositivo di Interfaccia. Il dispositivo di interfaccia ha il compito di svolgere la protezione di interfaccia, separando i gruppi di generazione dalla rete elettrica pubblica. Deve essere un dispositivo a “sicurezza intrinseca”, cioè dotato di una bobina di apertura a mancanza di tensione. Tale bobina, alimentata in serie ai contatti di scatto delle protezioni, deve provocare l’apertura del dispositivo in caso di corretto intervento, di guasto interno alle protezioni e in mancanza di alimentazione ausiliaria. Il dispositivo di interfaccia può trovarsi all’interno del convertitore statico DC/AC. L’esecuzione del dispositivo di interfaccia deve soddisfare i requisiti sul sezionamento della Norma CEI 64-8. Pertanto, sono ammesse le seguenti tipologie: ● Interruttore automatico con bobina ausiliaria a mancanza di tensione. ● Contattore con bobina di apertura a mancanza di tensione, combinato con fusibile o con interruttore automatico. Nel caso monofase, il contattore dovrà essere conforme alla norma CEI EN 61095. Nel caso trifase, il contattore dovrà essere conforme alla norma CEI EN 60947-4-1. ● Commutatore (inteso come Interruttore di manovra CEI EN 60947-3) accessoriato con bobina di apertura a mancanza di tensione, combinato con fusibile o con interruttore automatico.


78

Nel caso in cui il dispositivo di interfaccia si trovi all’interno dell’inverter, sono ammesse tipologie diverse, ad esempio combinazioni di relé elettromeccanici, purché siano

certificate da un laboratorio accreditato. L’equivalenza alle topologie

precedentemente citate deve essere verificata per le seguenti caratteristiche: a) Corrente e tensione nominale. b) Potere nominale di chiusura, interruzione e relativi fattori di potenza. c) Prestazioni in servizio. d) Modalità di sezionamento e caratteristiche dei contatti principali. e) Categoria di utilizzazione. f) Sicurezza intrinseca. g) Tensione d’isolamento e di tenuta.

In assenza di carichi del produttore, o se tutta la rete del produttore può funzionare in isola, il dispositivo generale può svolgere le funzioni di dispositivo di interfaccia. In tal

caso il dispositivo deve essere equipaggiato con doppi circuiti di apertura

comandati rispettivamente da: 1) Sganciatori di massima corrente. 2) Bobina a mancanza di tensione. Conformemente alle prescrizioni CEI 11-20, la funzione di dispositivo di interfaccia deve essere svolta da un unico dispositivo, ovvero, qualora nell’impianto siano presenti più protezioni di interfaccia associate a diversi generatori, queste dovranno comandare un unico dispositivo di interfaccia che escluda tutti i generatori dalla rete pubblica. In deroga, per impianti di produzione collegati a rete BT pubblica e di potenza complessiva ≤ 20 kW, la funzione può essere svolta da più dispositivi distinti fino ad un massimo di tre.


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Sistema

Monofase

Potenza

< 6kW

Trifase < 20kW

>20kW

Tipo Interruttore automatico con bobina di apertura a mancanza di tensione. Contattore con bobina di apertura a mancanza di Impianti collegati tensione, combinato con fusibile o con interruttore automatico. tramite sistema di conversione Commuttatore (inteso come interruttore di manovra CEI EN 60947-3 categoria AC-22A o AC-22B) con bobina di apertura a mancanza di tensione combinato con fusibile o interruttore automatico.

Interruttore automatico con bobina di apertura a mancanza di tensione. Contattore con bobina di apertura a mancanza di tensione, combinato con fusibile o con interruttore automatico. Esterno al sistema di conversione

Anche interno al sistema di conversione.

Tabella 3.01 – Tipologie di dispositivo di interfaccia amesse.

3.2.1.4 Protezione di Interfaccia e taratura. Le protezioni di interfaccia possono essere realizzate tramite: 1) Un dispositivo dedicato (relé). 2) Il sistema di controllo dell’inverter. Le funzioni di protezione di interfaccia previste dalla Norma CEI 11-20 sono: ● Protezione di minima tensione. ● Protezione di massima tensione. ● Protezione di minima frequenza. ● Protezione di massima frequenza. ● Protezione a derivata di frequenza (richiesta dall’Enel in condizioni particolari di rete). Le tarature di tali protezioni sono elencate in tabella 3.02.


80

Protezione

Esecuzione

Valore di Taratura Tempo di Intervento

Massima tensione

unipolare/tripolare

<1.2Vn

Minima tensione

unipolare/tripolare

>0.8Vn

< 0,1s < 0,2s (1)

Massima frequenza

unipolare

50,3Hz o 51Hz

senza ritardo intenzionale

Minima frequenza

unipolare

49 o 49,7Hz(1)

senza ritardo intenzionale

unipolare

0,5 Hz/s

senza ritardo intenzionale

Derivata di frequenza ( se richiesta)

(1)

Le tarature di default sono 49.7Hz , 50.3Hz. Qualora le variazioni di frequenza, in normali condizioni di esercizio, siano tali da provocare interventi intempestivi della protezione di massima/minima frequenza potranno, su indicazione del personale ENEL, essere adottate le tarature 49Hz, 51Hz.

Tabella 3.02 – Funzioni delle protezioni di interfaccia e relative tarature.

3.2.1.5 Dispositivo di Generatore. Dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun gruppo generatore, tale da escludere il singolo gruppo in condizioni di “aperto”. Sono ammesse le seguenti tipologie di dispositivo di generatore: ● Interruttore automatico con sganciatore di apertura. ● Contattore combinato con fusibile o con interruttore automatico. ● Commutatore (inteso come interruttore di manovra CEI EN 60947-3), combinato con fusibile o con interruttore automatico. L’esecuzione del dispositivo di generatore deve soddisfare i requisiti della norma CEI 64-8. Nel caso in cui l’impianto di produzione sia costituito da un solo generatore e non sia previsto per il funzionamento in isola, il dispositivo del generatore può svolgere la funzione di dispositivo di interfaccia.


81

3.2.1.6 Qualità dell’energia prodotta. Il convertitore statico fornisce potenza elettrica alla rete pubblica. Deve rispettare i limiti previsti dalle normative vigenti. ● Il dispositivo di conversione statica non deve essere in grado di sostenere autonomamente la frequenza e la tensione della rete pubblica, ovvero, non si deve comportare come generatore di tensione. ● Relativamente alle componenti armoniche della corrente immessa nella rete pubblica, i convertitori devono soddisfare le prescrizioni CEI EN 61000-3-2 o CEI EN 61000-3-12 in base alla potenza dell’impianto. Armoniche Dispari Corrente armonica massima ammessa h [A] 3

2,3

5

1,14

7

0,77

9

0,4

11

0,33

13

0,21

15 < h < 39

0,15*(15/h)

Armoniche Pari 2

Corrente armonica massima ammessa [A] 1,08

4

0,43

6

0,30

8 < h < 40

0,23*(8/h)

h

Tabella 3.03 – Limite delle armoniche di corrente tabulato nella norma CEI 61000-3-2.


82

● Per le fluttuazioni di tensione ed i flicker, si devono soddisfare le norme CEI EN 61000-3-3 o CEI EN 61000-3-11 in base alla potenza dell’impianto. ● La separazione metallica, fra la rete pubblica in AC e la parte in CC dei convertitori, mediante trasformatore di isolamento a frequenza industriale, è obbligatoria per gli impianti di potenza maggiore a 20kW. Per impianti di potenza complessiva minore o uguale a 20 kW, tale separazione può essere sostituita da una protezione che interviene, agendo sul dispositivo di generatore o interfaccia, quando la componente in corrente continua della corrente immessa nella rete pubblica supera lo 0,5% della corrente nominale d’uscita del convertitore stesso, distaccandolo dalla rete pubblica entro 0,1 s. ● La protezione di minima tensione può essere in esecuzione unipolare o tripolare ad una soglia di intervento. La soglia non deve essere escludibile. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia :

(0,5÷1)Vn regolabile con passo di 0,05Vn

Tempo di ritardo:

(0,05÷1)s regolabile con passo di 0,05s

● La protezione di massima tensione può essere in esecuzione unipolare o tripolare ad una soglia di intervento. La soglia non deve essere escludibile. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia:

(1÷1,3)Vn regolabile con passo di 0,05Vn.

Tempo di ritardo:

(0,05÷1)s regolabile con passo di 0,05s

● La protezione di minima frequenza deve essere in esecuzione unipolare a una soglia di intervento. La soglia non deve essere escludibile. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia:

(48,5 ÷ 49,8)Hz regolabile con passo di 0,1Hz.

Tempo di ritardo:

(0,05÷1)s regolabile con passo di 0,05s.


83

La protezione deve essere insensibile a transitori di frequenza di durata minore o uguale a 40ms. Deve funzionare correttamente nel campo di tensione in ingresso compreso tra 0,2Vn e 1,3Vn e deve inibirsi per tensioni in ingresso inferiori a 0,2Vn. ● La protezione di massima frequenza deve essere in esecuzione unipolare ad una soglia di intervento. La soglia non deve essere escludibile. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia:

(50 ÷ 51,5)Hz regolabile con passo di 0,1Hz.

Tempo di ritardo:

(0,05÷1)s regolabile con passo di 0,05s.

La protezione deve essere insensibile a transitori di frequenza di durata minore o uguale a 40ms. Deve funzionare correttamente nel campo di tensione in ingresso compreso tra 0,2Vn e 1,3Vn e deve inibirsi per tensioni in ingresso inferiori a 0,2Vn. ● La protezione a derivata di frequenza deve essere in esecuzione unipolare a una soglia di intervento. La soglia deve essere escludibile. I campi di taratura previsti sono i seguenti: Soglia:

(0,1÷1)Hz/s regolabile con passo di 0,1Hz/s.

Tempo di ritardo:

(0,05÷1)s regolabile con passo di 0,05s.

● Sistema di regolazione del fattore di potenza. Gli impianti di produzione collegati alla rete ENEL tramite dispositivi di conversione statica, possono erogare energia attiva con fattore di potenza (riferito alla componente fondamentale): - Non inferiore a 0,8 in ritardo (cioè assorbimento di potenza reattiva) quando la potenza attiva erogata è compresa tra il 20 % ed il 100 % della potenza complessiva installata.


84

- In fase (cioè, costante pari ad 1). - In anticipo, quando erogano una potenza reattiva complessiva non superiore al minor valore tra 1kVAr e (0,05 + P/20) kVAr, dove P è la potenza complessiva installata espressa in kW. ● Certificazioni. Le prove di certificazione, dove previste e ad eccezione di quelle funzionali, dovranno essere eseguite da laboratori accreditati presso l’European cooperation for Accreditation (EA). Le prove di funzionamento devono essere effettuate verificando che le seguenti grandezze di influenza siano mantenute nelle condizioni di riferimento riportate qui di seguito:

1) Prove di isolamento. La norma di riferimento è la CEI EN 60146-1-1. Si tenga in considerazione che la tensione di alimentazione sulla rete ENEL BT è conforme alla CEI EN 50160. 2) Verifica delle funzioni di protezione. 3) Verifica del fattore di potenza. 4) Verifica della componente continua della corrente di uscita. 5) Prove di compatibilità elettromagnetica (EMC). Le prove di compatibilità elettromagnetica (immunità ed emissione) devono fare riferimento alle seguenti norme ed a quelle da esse richiamate.


85

a) CEI EN 61000-2-2: " Compatibilità Elettromagnetica (EMC) – Parte 2-2: Ambiente – Livelli di compatibilità per disturbi condotti di bassa frequenza e la trasmissione dei segnali sulle reti pubbliche di alimentazione a bassa tensione.” b) CEI EN 61000-3-2 e CEI EN 61000-3-12: Limiti di emissione armoniche (classe A). c) CEI EN 61000-3-3 e CEI EN 61000-3-11: Limiti di fluttuazioni di tensione e flicker. 6) Nel caso in cui l’inverter realizzi anche le funzioni relative alla “Protezione di interfaccia” le precedenti prove andranno integrate con le seguenti: a) Prove di isolamento (ENEL R EMC 01). b) Rigidità dielettrica (GLI 02, livello di severità 3). c) Prova ad impulso (GLI 01, livello di severità 3). d) Misura della resistenza di isolamenti (GLI 03 livello di severità 3). e) Prove climatiche (ENEL R CLI 01). f) Verifica funzioni e misura delle precisioni (ENEL DV1501A e DV1500). g) Prove di compatibilità EMC CEI EN 61000-6-1 e CEI EN 61000-6-3. h) Prove di sovraccaricabilità dei circuiti voltmetrici di misura. - La sovraccaricabilità permanente deve essere superiore o uguale a 1,3Vn; - La sovraccaricabilità transitoria (1s) deve essere superiore o uguale a 2Vn. Per le prove del dispositivo di interfaccia integrato, che sono da eseguire anche per l’inverter, dovranno essere considerate quelle più restrittive.


86

3.2.2

Normative

IEC,

EN,

CEI

per

inverter

fotovoltaici. IEC 61173 (EN 61173, CEI 82-4) – Protezione contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici (PV) per la produzione di energia – Guida. La normativa IEC 61173 stabilisce le caratteristiche dei dispositivi di protezione contro le sovratensioni. Tali dispositivi: -

Non devono degradarsi al si sotto delle caratteristiche minime durante la vita utile.

-

Devono limitare la tensione ai terminali protetti ad un livello di sicurezza.

-

Non dovrebbero guastarsi durante i transitori previsti. In alcuni casi, dovrebbero riportare le sovracorrenti a valori di sicurezza finché non intervengono i dispositivi di sicurezza della linea posti a monte (fusibili).

-

Non devono degradare la normale prestazione del sistema.

-

Devono avere un impatto minimo sull’efficienza del sistema.

Il principio di funzionamento di un sistema di protezione consiste nell’inserimento, in parallelo ai terminali da proteggere, di un elemento non lineare che commuti in uno stato di bassa impedenza quando vengono superati i limiti di tensione. Possibili dispositivi di protezione dell’inverter sono: -

Diodi.

-

Varistori.

-

Dispositivi spinterometrici e fusibili a scarica di gas.

-

Trasformatori di isolamento.

-

Fotoaccoppiatori.


87

IEC 61683 (EN 61683, CEI 82-20)– Sistemi fotovoltaici. Condizionatori di Potenza. Procedure per misurare l’efficienza. La normativa IEC 61683 descrive la procedura di misura dell’efficienza di un inverter fotovoltaico. - Sorgente DC. La sorgente DC da collegare in ingresso ad un inverter fotovoltaico con MPPT può essere un array fotovoltaico o un simulatore di array fotovoltaico. - Temperatura. La temperatura alla quale si effettuano le misure deve essere di 25°C + 2°C. - Tensione d’uscita e frequenza. La tensione d’uscita e la frequenza devono essere mantenute entro i valori nominali dichiarati dal costruttore. - Tensione d’ingresso. Le misure devono essere effettuate in ognuna delle seguenti condizioni: a) Con la tensione d’ingresso al minimo valore d’ingresso dichiarato dal costruttore. b) Con la tensione d’ingresso al valore nominale o al valore medio del range d’ingresso. c) Con la tensione d’ingresso pari al 90% del massimo valore d’ingresso dichiarato dal costruttore.


88

- Calcolo dell’efficienza nominale d’uscita. L’efficienza nominale è il rapporto tra la potenza d’uscita e d’ingresso quando l’inverter sta erogando la potenza nominale d’uscita. Si calcola dai dati misurati con la seguente relazione:

η=

PO ⋅ 100 Pi

(3.2.2.1)

dove: η = efficienza nominale d’uscita. PO = potenza nominale d’uscita (kW). Pi = potenza d’ingresso (kW) quando la potenza d’uscita è quella nominale. Nel computo della potenza nominale d’ingresso si deve considerare ogni potenza ausiliaria

d’ingresso come, per esempio, la potenza del sistema di controllo

dell’inverter (gate driver). - Calcolo dell’efficienza parziale d’uscita. L’efficienza parziale rappresenta il valore dell’efficienza dell’inverter al di sotto della potenza nominale d’uscita. E’ calcolata dai dati misurati con la seguente relazione:

η PAR =

POP ⋅ 100 PiP

(3.2.2.2)

dove: ηPAR = efficienza parziale d’uscita. POP = potenza parziale d’uscita (kW). PiP = potenza parziale d’ingresso (kW). Nel computo della ausiliaria

potenza parziale d’ingresso si deve considerare ogni potenza

d’ingresso come, per esempio, la potenza del sistema di controllo

dell’inverter (gate driver).


89

- Tolleranza dell’efficienza. Quando un valore di efficienza è garantito, la tolleranza è espressa dalla seguente relazione: − 0.2 ⋅ (1 − η ) ⋅ η

(3.2.2.3)

- Circuito di test raccomandato.

A1

PS

W1

V1

W2

PC Under Test

A2

V2

PF

F

Legenda: PS = Variable voltage-current dc power supply. PC = Power Conditioner. A1 = Amperometro DC. A2 = Amperometro AC. W1 = Wattmetro DC. W2 = Wattmetro AC. F = Frequenzimetro. V1 = Voltmetro DC. V2 = Voltmetro AC.

Figura 3.02 – Circuito raccomandato per la misura dell’efficienza. - Procedura di misura. a) L’efficienza è calcolata con l’espressione precedente. La potenza Pi può essere misurata con il wattmetro W1 o determinata moltiplicando la lettura dell’amperometro A1 con quella del voltmetro V1.


90

b) La tensione d’ingresso deve essere fatta variare finché la corrente d’uscita varia dal valore minimo al valore nominale. La tensione d’ingresso è misurata con il voltmetro V1, La corrente d’uscita con l’amperometro A2. c) Il voltmetro DC e l’amperometro DC devono essere strumenti a valore medio. Voltmetro AC e amperometro AC devono essere strumenti a vero rms. d) Il fattore di potenza può essere misurato con un apposito strumento o essere calcolato dalle letture di V2, A2, W2 con la seguente relazione: PF =

(W2 ) V2 ⋅ A2

⋅ 100

(3.2.2.4)

e) Ogni strumento può essere analogico o digitale. La precisione deve essere inferiore al + 0,5% del valore di fondo scala per ogni misura di potenza. f) In un inverter fotovoltaico con MPPT le variazioni di tensione devono essere mediamente inferiori al 5% della tensione d’ingresso. Il periodo di osservazione deve essere di almeno 30s.


91

IEC 61724 (EN61724, CEI 82-15) – Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici. Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati. La norma IEC 61724 descrive le procedure per il rilievo delle caratteristiche di un sistema fotovoltaico. Scopo di queste procedure è quello di valutare le prestazioni globali di sistemi fotovoltaici, configurati come autonomi o collegati alla rete di distribuzione elettrica. Nelle tabelle seguenti sono elencati i parametri da misurare con le relative unità di misura. - Parametri metereologici. Parametro

Simbolo

Unità di misura

GI

W/m2

Temperatura dell’aria in uno schermo contro le radiazioni

TAM

°C

Velocità del vento

SW

m/s

Irraggiamento Totale

Tabella 3.04 – Parametri metereologici. - Parametri dell’array fotovoltaico. Parametro

Simbolo

Unità di misura

Tensione d’uscita

VA

V

Corrente d’uscita

IA

A

Potenza d’uscita

PA

W

Temperatura dei moduli

TM

°C

Angolo di inclinazione dell’inseguitore

ФT

gradi

gradi ФA Angolo azimutale dell’inseguitore Tabella 3.05 – Parametri del campo fotovoltaico.


92

- Parametri dell’energia immagazzinata. Parametro Tensione di funzionamento Corrente verso il dispositivo di immagazzinamento Corrente dal dispositivo di immagginamento Potenza verso il dispositivo di immagazzinamento Potenza dal dispositivo di immaggazinamento

Simbolo

Unità di misura

VS

V

ITS

A

IFS

A

PTS

W

PFS

W

Tabella 3.06 – Parametro dell’elemento di accumulo. - Parametri del carico. Parametro

Simbolo

Unità di misura

Tensione del carico

VL

V

Corrente del carico

IL

A

Potenza del carico

PL

W

Tabella 3.07 – Parametri del carico.


93

- Parametri rete di distribuzione. Parametro

Simbolo

Unità di misura

Tensione di rete

VU

V

Corrente verso la rete di distribuzione

ITU

A

Corrente dalla linea di distribuzione

IFU

A

Potenza verso la rete di distribuzione pubblica

PTU

kW

PFU kW Potenza dalla rete di distribuzione pubblica Tabella 3.08 – Parametri della rete di distribuzione.

- Parametri da misurare in tempo reale. GI

Array Fotovoltaico

Condizionatore di potenza VA,IA

VL , IL

PA

PL

Carico

TAM SW ITS, PTS

Generatori di supporto

IFS, PFS IFU, PFU

VBU, IBU PBU

ITU,PTU

Rete di distribuzione pubblica

Dispositivi di immagazzinament o

Fig. 3.03 – Misura dei parametri in tempo reale.


94

- Metodi di rilievo. a) La precisione dei sensori di temperatura, compreso il condizionamento del segnale, deve essere superiore a 1K. b) La precisione dei sensori di velocità del vento deve essere migliore di 0,5m/s, per velocità del vento uguali od inferiori a 5m/s, e migliore del 10% della lettura per velocità superiori a 5m/s. c) La precisione dei sensori di corrente e tensione (DC e AC), compreso il condizionamento dei segnali, deve essere migliore dell’1% della lettura. d) La potenza in corrente continua può essere calcolata in tempo reale, come il prodotto della tensione e della corrente campionate, o essere misurata direttamente con un sensore di potenza. La potenza in corrente alternata deve essere misurata utilizzando un sensore di potenza che tenga conto, in modo adeguato, del fattore di potenza e della distorsione armonica. La precisione dei sensori di potenza, compreso il condizionamento del segnale, deve essere migliore del 2% della lettura. e) Per le grandezze che variano con l’irraggiamento, l’intervallo di campionamento deve essere inferiore ad 1 minuto. Per parametri con elevate costanti di tempo, l’intervallo di campionamento può essere compreso tra 1 minuto e 10 minuti.

Inoltre, la norma descrive le operazioni di elaborazione, memorizzazione dati e i formati dei file per il loro trasferimento.


95

EN 50178 (CEI 22-15) – Apparecchiature elettroniche da utilizzare negli impianti di potenza. La norma EN 50178 (CEI 22-15) si applica all’uso di apparecchiature elettroniche (EE – Electronic Equipment) in impianti di potenza, in cui è necessario mantenere un livello tecnico uniforme di sicurezza ed affidabilità. La norma definisce i requisiti minimi di progettazione e costruzione per la protezione dalla scossa elettrica, per la prova e l’integrazione nei sistemi per installazioni di potenza. Inoltre, si applica ad apparecchiature elettroniche per le quali non esiste una specifica norma di prodotto. La norma specifica: a) Prescrizioni per l’intero sistema. b) Prescrizioni di sicurezza. c) Requisiti e condizioni ambientali. d) Prescrizioni per l’apparecchiatura elettronica. e) Prescrizioni per l’assemblaggio dell’apparecchiatura elettronica negli impianti di potenza. f) Prove per la conformità. Le prove da effettuare per la conformità alla norma sono: 1) Esame a vista. 2) Prove ambientali e climatiche. a) Prova a caldo secco. b) Prova a caldo umido. 3) Prove meccaniche. a) Prove di ribaltamento. b) Prove di vibrazione. c) Prove di tenuta stagna per apparecchiature raffreddate a liquido.


96

4) Prove meccaniche relative alla sicurezza. a) Distanza di isolamento in aria e di scarica superficiale. b) Prova di non accessibilitĂ . c) Prova dellâ&#x20AC;&#x2122;involucro. d) Prove di idoneitĂ  della verniciatura o del rivestimento. 5) Prove elettriche (dielettriche) relative alla sicurezza. a) Prove di tensione impulsiva. b) Prove di tensione ca o cc. c) Prove di scariche parziali. d) Prova di resistenza di isolamento in impianti di potenza. e) Impedenza di protezione, schermatura di protezione. 6) Prove elettriche ambientali. a) Emissione di disturbi elettromagnetici. b) ImmunitĂ  dai disturbi elettromagnetici. c) Tenuta al cortocircuito. 7) Prove sulle prestazioni. Gli inverter commerciali fanno riferimento alla seguente normativa per le dichiarazioni di sicurezza CE. Pertanto, merita particolare attenzione il paragrafo 5 a pag. 23. In questa sezione la norma descrive gli accorgimenti da attuare per la protezione delle persone e degli animali. Sono presenti

numerosi flow-chart che permettono, al

progettista, una rapida identificazione delle caratteristiche costruttive.


97

IEC 60529 (EN 60529) - Gradi di protezione degli involucri (Codice IP). In Europa, il grado di protezione dell’involucro è indicato dal codice IP (International Protection). Il codice IP è strutturato nel seguente modo: IP

2

3

C

H

Lettere caratteristiche (International Protection) Prima cifra caratteristica (cifra da 0 a 6, o letteraX) Seconda cifra caratteristica (cifra da 0 a 8, o lettera X) Lettera addizionale (opzionale) (lettere A, B, C, D) Lettera supplementare (opzionale) (lettere H, M, S, W) Nelle tabelle seguenti è riportata una breve descrizione degli elementi del codice IP.

Prima cifra caratteristica. Cifra o

Significato per la protezione

lettere

dell’apparecchiattura

0 1 2 3 4 5 6

Significato per la protezione delle persone

Contro la penetrazione di corpi estranei:

Contro l’accesso a parti pericolose

non protetto > 50mm di diametro > 12.5mm di diametro > 2.5mm di diametro > 1mm di diametro protetto contro la polvere totalmente protetto contro la polvere

non protetto dorso della mano dito attrezzo filo filo filo

con:

Tabella 3.09 – Significato della prima cifra caratteristica del codice IP.


98

Seconda cifra caratteristica. Cifra o lettere

Significato per la protezione dell’apparecchiattura Contro la penetrazione di acqua con effetti dannosi:

0 1 2 3 4 5 6 7 8

non protetto caduta verticale caduta di gocce d’acqua pioggia spruzzi d’acqua getti d’acqua getti potenti immersione temporanea immersione continua

Tabella 3.10 – Significato della seconda cifra caratteristica del codice IP.

Lettera addizionale (opzionale). Cifra o

Significato per la protezione delle persone

lettere Contro l’accesso a parti pericolose con: A B C D

dorso della mano dito attrezzo filo

Tabella 3.11 – Significato della lettera addizionale del codice IP.


99

Lettera supplementare (opzionale). Cifra o

Significato per la protezione

lettere

dellâ&#x20AC;&#x2122;apparecchiatura. Informazioni supplementari relative a:

H M S W

apparecchiature ad alta tensione prove con acqua con apparecchiatura in moto prova con acqua con apparecchiatura non in moto condizioni atmosferiche

Tabella 3.12 â&#x20AC;&#x201C; Significato della lettera supplementare del codice IP.


100

3.3 Impianti fotovoltaici negli Stati Uniti. Le normative statunitensi da considerare sono: a) Normativa NEC, National Electrical Code. b) Normativa UL1741. c) Normativa FCC per la compatibilità elettromagnetica.

3.3.1 Articolo NEC 690. L’articolo 690 del National Electrical Code classifica i sistemi fotovoltaici in: 1) Interactive System = Impianti connessi alla linea elettrica pubblica (Grid connected). 2) Impianti Ibridi =

Impianti costituiti da vari tipi di sorgenti di energia

rinnovabile. 3) Impianti Stand Alone.

Fig. 3.04 – Sistemi fotovoltaici descritti nell’articolo NEC 690.


101

Fig. 3.05 – Diagramma semplificato di un sistema grid-connected.

In fig. 3.05 è riportato lo schema semplificato dei sistemi grid connected, riportato nella norma NEC 690 che definisce:

“Inverter: Equipment that is used to change voltage level or waveform, or both, of electrical energy. Commonly, an inverter [also know as a power conditioning unit (PCU) or power conversion system (PCS)] is a device that changes dc input to an ac output. Inverters may also functions as battery charges that use alternating current from another source and convert it into direct current for charging batteries”. (National Electrical Code Handbook – National Fire Association , Quincy, Massachusetts).

La parte più importante della normativa NEC, che impatta sulla progettazione e costruzione dell’inverter, è rappresentata dalla connessione a terra imposta dall’articolo


102

690.41 System Grounding, per il lato DC, e dall’articolo 250.20B Alternating-Current Systems to Be Grounded, per il lato AC. L’articolo 690.41 afferma: “ For a photovoltaic power source, one conductor of a two wire system with a photovoltaic system voltage over 50 volts and the reference (center tap) conductor of a bipolar system shall be solidly grounded or shall use methods that accomplish equivalent system protection in accordance with 250.4(A) and that utilize equipment listed and identified for the use”. (National Electrical Code Handbook – National Fire Association , Quincy, Massachusetts)

Pertanto, quando la tensione di stringa supera i 50V, un terminale deve essere connesso a terra. Se la stringa è bipolare deve essere connesso a terra il punto centrale. Si possono anche utilizzare dei sistemi di protezione equivalenti in accordo con l’articolo 250.4(A) Grounded System, il quale afferma: “ (1) Electrical System Grounding: Electrical System that are grounding shall be connected to earth in a manner that limit the voltage imposed by lightning, line surge, or unintentional contact with higher voltage lines and that will stabilize the voltage to earth during normal operation. (2) Grounding of Electrical Equipment: Non current carrying conductive materials enclosing electrical conductors or equipment , or forming part of such equipment , shall be connected to earth so as to limit the voltage to ground on these materials. (3) Bonding of Electrical Equipment: Non current carrying conductive materials enclosing electrical conductors or equipment , or forming part of such equipment , shall be connected together and to electrical supply source in a manner that establishes an effective ground fault current path.


103

(4) Bonding of Electrical Equipment: Electrical conductive materials that are likely to become energized shall be connected together and to the electrical supply source in a manner that establishes an effective ground fault current path.

(5) Effective Ground Fault current path: Electrical equipment and wiring and other electrically conductive material likely to become energized shall be installed in a manner that creates a permanent , low-impedance circuit facilitating the operation of the overcurrent device or ground detector for high impedance grounded system. It shall be capable of safety carrying the maximum ground fault may occur to the electrical supply source. The earth shall not be considered as an effective ground fault current path.”. (National Electrical Code Handbook – National Fire Association , Quincy, Massachusetts).

Fig. 3.06 – Connessione a terra lato DC.


104

Per quanto riguarda il lato rete, l’articolo 250.20B impone la connessione a terra di un terminale lato AC. “Alternating-current systems of 50 volts to 1000 volts that supply premises wiring and premises wiring systems shall be grounded under any of the following conditions: (1) Where the system can be grounded so that the maximum voltage to ground on the ungrounded conductors does not exceed 150 volts. (2) Where the system is 3-phase, 4-wire, wye connected in which the neutral is used as a circuit conductor. (3) Where the system is 3-phase, 4-wire, delta connected in which the midpoint of one phase winding is used as a circuit conductor”.

a) b) Fig. 3.07 – a) Connessione a terra di un tipico sistema monofase in accordo con l’articolo 250.20B. b) Connessione a terra di un tipico sistema trifase in accordo con l’articolo 250.20B.

La necessità di connettere a terra un conduttore sul lato DC e uno sul lato AC, è noto con il nome di dual grounding.


105

Tale imposizione si trasforma, di fatto, con la necessità di un trasformatore d’isolamento all’interno dell’inverter.

3.3.1.1 Sistemi fotovoltaici con tensione superiore ai 600V. Sistemi fotovoltaici, con una tensione massima superiore ai 600V, devono rispettare l’articolo NEC 490 e tutti i requisiti imposti dalle installazioni con tensione superiore ai 600V. L’articolo NEC 690 definisce come tensione massima, la somma delle tensioni di circuito aperto dei moduli fotovoltaici connessi in serie. La tensione di circuito aperto da prendere in considerazione, è quella alla minima temperatura ambiente che ci si aspetta. Per i moduli in silicio monocristallino e policristallino, la tensione calcolata deve essere moltiplicata per un opportuno coefficiente moltiplicativo come riportato nella tabella 690.7 del National Electrical Code (Tabella 3.13).

Tabella 3.13 – Tabella 690.7 del NEC.

⎛ n ⎞ VMAX = ⎜⎜ ∑ VOC _ T min ⎟⎟ ⋅ k ⎝ i =1 ⎠

(3.3.1.1.1)


106

3.3.2 Normativa UL1741. La norma UL1741, Standard for Static Inverter and Charge Controllers for Use in Photovoltaic Systems, definisce i requisiti elettrici e meccanici degli inverter e convertitori di tipo stand-alone e grid connected. ● Regolazione della tensione: Il valore nominale della tensione è 120Vrms. Il sistema deve intervenire nei tempi riportati in tabella 3.14 nel caso in cui il valore della tensione prodotta non sia conforme ai valori stabiliti. Tensione

Tempo massimo di N° di cicli intervento massimo prima di intervenire 0.1s

6

0.5 Vn < V < 0.88 Vn

2s

120

1.10 Vn < V < 1.37 Vn

2s

120

1.37 Vn < V

(2/60)s

2

V < 0.5 Vn

Tabella 3.14 – Risposta a condizioni anomale di tensione.

Dalla tabella 3.14 si può dedurre che il valore della tensione, in normali condizioni di lavoro, deve essere: 0.89 ⋅ Vn ≤ V ≤ 1.10 ⋅ Vn

(3.3.2.1)


107

● Regolazione di frequenza: La frequenza nominale è di 60Hz. Il sistema deve disconnettersi dalla rete nei tempi indicati in tabella 3.15 qualora non rispetti i limiti imposti. Frequenza

Tempo massimo di intervento

N° di cicli massimo prima di intervenire

f > 60.5Hz

0.1s

6

f < 59.3Hz

0.1s

6

Tabella 3.15 – Risposta a condizioni anomale di frequenza. Pertanto, la frequenza deve essere compresa nel range:

59.3Hz ≤ f ≤ 60.5Hz

(3.3.2.2)

La frequenza non può variare troppo velocemente. La norma stabilisce:

Hz ∆f < 0.5 ∆t s

(3.3.2.3)

● Armoniche.

La distorsione armonica totale, THD (Total Harmonic Distorsion) del valore efficace della corrente, deve essere inferiore al 5% della fondamentale a pieno carico. Le armoniche pari e dispari devono rispettare i limiti riportati nelle tabelle 3.16 e 3.17.


108

Armoniche Pari h

Massima distorsione Ammessa (%)

2 < h < 10

1

12 < h < 16

0.5

18 < h < 22

0.375

24 < h < 34

0.15

h > 36

0.075

Tabella 3.16 â&#x20AC;&#x201C; Distorsione massima per le armoniche pari. Armoniche Dispari h

Massima distorsione Ammessa (%)

3<h<9

4

11 < h < 15

2

17 < h < 21

1.5

23 < h < 33

0.6

h > 33

0.3

Tabella 3.17 â&#x20AC;&#x201C; Distorsione massima per le armoniche dispari.


109

● Corrente Continua immessa in linea. La corrente continua immessa in linea non deve superare il 5% del valore della corrente AC immessa in linea. ● Power Factor. Il fattore di potenza deve essere maggiore di 0.85. ● Sistemi di interconnessione. Per quanto riguarda i sistemi di interconnessione l’inverter deve essere conforme allo standard IEEE 1547 e IEEE 1547.1. ● GFDI (Ground Fault Detector/Interrupter).

L’inverter deve essere equipaggiato con un sistema di rilevamento dell’errore di terra (Ground - Fault). Il sistema deve essere in grado di rilevare il guasto e di segnalarlo opportunamente, interrompere la circolazione della corrente di errore e isolare il campo fotovoltaico o l’inverter per cessare l’esportazione di potenza. Il valore massimo della corrente d’errore è riportato in tabella 3.18. Potenza DC [kW]

Massima corrente d’errore [A]

0-25

1

25-50

2

50-100

3

100-250

4

>250

5

Tabella 3.18 – Valore della corrente d’errore.

● Anti Island Protection.

L’inverter deve distaccarsi dalla rete entro due secondi dalla formazione dell’isola.


110

● Caratteristiche costruttive.

La norma UL1741 descrive, nella prima parte, le caratteristiche costruttive degli involucri che contengono l’inverter fotovoltaico. La norma descrive, ai paragrafi 4 e 5 (da pag. 13 a pag. 33), le caratteristiche degli involucri metallici e non metallici, la realizzate delle aperture sull’involucro e le note sul montaggio. Si consideri, come esempio, le aperture del sistema di ventilazione che consente il raffreddamento dell’elettronica di potenza dell’inverter. Le aperture per la ventilazione sulla parte inferiore dell’involucro possono essere realizzate come illustrato in figura 3.08. Tali aperture permettono al materiale che cade dall’interno dell’inverter di depositarsi sull’apposita locazione.

Figura 3.08 – Esempio di aperture inferiori.

Le aperture sulla parte superiore devono essere dimensionate e localizzate per proteggere il circuito dall’introduzione di oggetti estranei. Le aperture realizzate sopra parti non isolate: a) Non devono superare i 4.7mm in ogni direzione. b) Devono garantire la protezione contro l’introduzione di oggetti estranei.


111

Fig. 3.09Aperture per la ventilazione: a)

a) Aperture inclinate. b) Aperture verticali.

b)

Le aperture realizzate nelle altre parti dell’involucro non devono superare i 305mm di lunghezza e l’area non deve superare i 0.129m2. ● Protezione delle persone.

Al paragrafo 33, pag 80, la norma descrive le tecniche da attuare per la protezione delle persone. ● Test.

Al paragrafo 47, pag. 94, la norma descrive i test dell’inverter in funzionamento anomalo. a) Test di sovraccarico. b) Test di cortocircuito. c) Test di ventilazione. d) Test dell’impedenza di terra. e) Test di protezione contro la sovracorrente. f) Test di sovratensione. g) Test anti island. h) Test di protezione contro gli spruzzi d’acqua.

condizioni di


112

● Marcatura.

Gli inverter grid-connected devono essere marcati: “ Utility-Interactive” o “Interconnection System Equipment”. Inoltre possono essere presenti altri marchi.

a) Direct Current Supply

b) Alternating Current Supply

d) Equipment grounding Conductor

c) Phase.

e) On and Off.

Figura 3.10 – Esempio di marcature.

Tipo di Involucro

Marchio Opzionale

1

“indoor use only”

3, 3S, 4, 4X, 6 o 6P

“rainlight”

3R

“rainproof”

4 o 4X

“waterlight”

4X o 6P

“corrosion resistance”

2, 12, 12K o 13

“drip tight”

3, 3S, 12, 12K o 13

“dust tight”

Tabella 3.19 – Marchi opzionali relative al tipo di involucro.

● Revisioni. Alcuni punti della normativa UL1741 saranno revisionati il 7 maggio 2007.


113

3.4 Panoramica sugli altri Stati. 3.4.1 Germania.

In Germania, le norme di riferimento per le applicazioni fotovoltaiche sono imposte dalla German Commision for Electrical, Electronic & Information Tecnologies of DIN and VDE e sono direttive europee EN. Di seguito è presente l’elenco completo delle normative EN da considerare per i sistemi fotovoltaici. Sono evidenziate con un riquadro le norme relative agli inverter. ● DIN EN 60891:1996-10 – Procedures for temperature and irradiance corrections to measured I-V characteristics of crystalline silicon photovoltaic devices. ● DIN EN 60904 – 1:1995-04 – Photovoltaic devices – Part 1 : Measurement of photovoltaic current-voltage characteristics (IEC 60904-1 :1987). ● DIN EN 60904-2:1995-04 – Photovoltaic devices – Part 2 : Requirements for

reference solar cells (IEC 60904-2 :1989). ● DIN EN 60904-3:1995-04 – Photovoltaic devices – Part 3: Measurement principles

for terrestrial photovoltaic (PV) solar devices with reference spectral irradiance data (IEC 60904-3:1989). ● DIN EN 60904-5:1996-12 – Photovoltaic devices – Part 5: Determination of the

equivalent cell temperature (ECT) of photovoltaic (PV) devices by the open – circuit voltage method (IEC 60904-5:1993). ● DIN EN 60904-6:1996-02 – Photovoltaic devices – Part 6: Requirements for

reference solar modules (IEC 60904-6 :1994). ● DIN EN 60904-7:1998-11 – Photovoltaic devices – Part 7: Comptation of spectral

mismatch error introduced in the testing of a photovoltaic device (IEC 60904-7:1998).


114

● DIN EN 60904-8 :1998-11 – Photovoltaic devices – Part 8 : Measurement of spectral

responce of a photovoltaic (PV) devices (IEC 60904-8 :1998). ● DIN EN 60904-10 :1998-11 – Photovoltaic devices – Part 10 : Methpds of linearity

measurement (IEC 60904-10 :1998). ● DIN EN 61173 :1996-10 – Overvoltage protection for photovoltaic (PV) power

generating systems – Guide (IEC 61173 :1992). ● DIN EN 61194 :1996-12 – Characteristic parameters of stand-alone photovoltaic

(PV) systems. ● DIN EN 61215 :1996-10 – Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules –

Design qualification and type approval (IEC 61215 :1993). ● DIN EN 61277:1999-02 – Terrestrial photovoltaic (PV) power generatine system – General and guide (IEC 61277:1995). ● DIN EN 61345:1998-11 – UV test of photovoltaic (PV) modules (IEC 61345:1998). ● DIN EN 61646:1998-03 –Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design

qualification and type approval (IEC 61646:1996). ● DIN EN 61683:2000-08 – Photovoltaic system – Power Conditioner – Procedure for

measuring efficiency (IEC 61683:1999). ● DIN EN 61701:2000-08 – Salt mist corrosion testing of photovoltaic (PV) modules

(IEC 61702:1995). ● DIN EN 61702:2000-08 – Rating of direct coupled photovoltaic (PV) pumping

systems (IEC 61702:1995).


115

● DIN EN 61724:1999-04 – Photovoltaic system performance monitoring – Guidelines

for measurement, data exchange and analysis (IEC 61724:1998). ● DIN EN 61725:1998-03 – Analytical expression for daily solar profiles (IEC

61725:1997). ● DIN EN 61727:1996-12 – Photovoltaic (PV) systems – Characteristics of the utility

interface (IEC 61727:1995). ● DIN EN 61721:2000-08 – Susceptibility of a photovoltaic (PV) module to accidental

impact damage (resistance to impact test), (IEC 61721:1995). ● DIN EN 61829:1999-02 – Crystalline silicon photovoltaic (PV) array – On site

measurement of I-V characteristics (IEC 61829:1995). ● DRAFT DIN VDE 0126 (VDE 0126):1999-04 with Authorization – Automatic

disconnecting facility for photovoltaic installations with a rated output = 4.6kVA and a single- phase parallel feed by means of an inverter into the public low-voltage mains. ● DIN V VDE V 0126-17-1 (VDE V 0126 Part 17-1): 2004-06 – Solar Cells – Part

17-1 : Datasheet information and product data for crystalline silicon solar cells. ● IEC 60364-7-712:2002-05 – Electrical installations of buildings – Part 7-712:

Requirements for special installations or locations – Solar photovoltaic (PV) power supply systems. ● IEC 60904-9:1995-09 – Photovoltaic Devices – Part 9: Solar simulator performance

requirements. ● DIN EN 50380:2003-09 – Datasheet and nameplate information for public modules.


116

â&#x2014;? DIN EN 61427:2002-03 â&#x20AC;&#x201C; Secondary cells and batteries for a solar photovoltaic

energy systems- General requirements and methods of test.


117

3.4.2 Spagna.

La normativa vigente in Spagna è la Royal Decree 1663/2000. I punti principali sono: ● Connessione alla rete elettrica monofase fino ad una potenza di 5kW. Per potenze superiori deve essere trifase. ● La connessione e disconnessione del sistema fotovoltaico non deve causare una variazione di tensione superiore al 5% nel punto di consegna. ● Il fattore di potenza deve essere tenuto quanto più possibile vicino all’unità. ● Protezione di massima e minima frequenza. 49 Hz ≤ f ≤ 51Hz . ● Protezione di massima e minima tensione. 0.85 ⋅ Vn ≤ V ≤ 1.1 ⋅ Vn .

● All’articolo 12 la normativa impone la separazione galvanica: “ The installation must have galvanic separation between the low voltage network and the photovoltaic installation either by means of an insulation transformer or any other means performing the same functions with a basis in techno-logical development”. ● La connessione a terra del sistema fotovoltaico deve essere un collegamento indipendente alla terra del neutro della compagnia elettrica. Si conclude che in Spagna non sono ammessi inverter fotovoltaici senza trasformatore.


118

3.4.3

Australia.

In Australia sono in vigore le norme AS4777. AS 4777.1-2005 : Grid connection of energy systems via inverters - Installation

requirements . AS 4777.2-2005 : Grid connection of energy systems via inverters - Inverter

requirements . AS 4777.3-2005 : Grid connection of energy systems via inverters - Grid protection

requirements .


119

3.5 Normative per la marcatura CE. Un inverter fotovoltaico deve essere dotato di marchio CE per poter essere immesso nel mercato europeo. Per ottenere la marcatura CE, bisogna rispettare le seguenti direttive e norme: ● Direttiva 73/23/EEC – Apparecchi elettrici. Direttiva basso voltaggio. ● Direttiva 89/336/EEC – Compatibilità Elettromagnetica. ● Direttiva 93/68/EEC – Marchio CE. ● Emissioni EMC:

● IMMUNITA’:

● SICUREZZA:

DIN EN 61000-6-3

(CEI 210-65)

DIN EN 61000-6-4

(CEI 210-66)

DIN EN 55022

(CEI 110-5)

DIN EN 61000-3-3

(CEI 110-28)

DIN EN 61000-3-2

(CEI 110-31)

DIN EN 61000-6-1

(CEI 210-64)

DIN EN 61000-6-2

(CEI 210-54)

DIN EN 50178

(CEI 22-15)


120

3.6 Elenco Riassuntivo Norme IEC, EN, CEI per inverter fotovoltaici. 3.6.1 Norme Generali. IEC

EN

CEI

STRUTTURA TITOLO

----

----

11-20

11-20 11-20;V1

61173

61173

82-4

82-4 Anno 1998 Ed. Prima

Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuitĂ collegati a reti di I e II categoria.

SOMMARIO La presente Norma definisce i criteri di installazione per gli impianti di produzione di energia elettrica diffusi, in corrente alternata, funzionanti in isola o in parallelo con sistemi di I e II categoria. La presente Norma considera anche i sistemi statici di continuitĂ (UPS).

La presente Norma fornisce una guida sulla protezione da sovratensioni per sistemi fotovoltaici, sia isolati che connessi in rete, per la produzione di energia. Si propone di identificare le fonti di pericolo derivanti da I Protezione sovratensioni (incluse le contro le sovratensioni dei fulminazioni) e definire i tipi di protezione quali sistemi fotovoltaici (FV) messa a terra, per la produzione schermatura, captazione di scariche atmosferiche di energia e dispositivi di Guida protezione. La presente Norma costituisce la ristampa senza modifiche, secondo il nuovo progetto di veste editoriale, della Norma pari numero ed edizione (Fascicolo 2605 E)


121

61724

61724

82-15

82-15 Anno 1999 Ed. Prima

Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici Linee guida per la misura, lo scambio e l'analisi dei dati.

La presente Norma fornisce linee guida generali per il rilievo e l'analisi delle prestazioni elettriche di sistemi fotovoltaici (FV). Essa non descrive le prestazioni dei singoli componenti, ma si focalizza sulla valutazione delle prestazioni di una schiera di moduli in quanto parte di un sistema FV. Lo scopo dell'analisi dei dati è quello di fornire un sommario delle prestazioni adatto per paragonare impianti FV di differenti dimensioni, che funzionano in climi diversi e che forniscono energia per usi diversi, cosÏ da rendere evidente la validità relativa a progetti e procedure di funzionamento diversi. Vengono incluse anche linee guida per il formato dei file da utilizzare per lo scambio dei dati rilevati tra diverse organizzazioni. La presente Norma può non essere applicabile a sistemi autonomi di piccole dimensioni a causa dei costi relativamente elevati degli apparecchi di misura


122

61683

61683

82-20

82-20 Anno 2001 Ed. Prima

----

50178

22-15

22-15 Anno 1999 Ed. Prima

Sistemi fotovoltaici Condizionatori di potenza Procedura per misurare l'efficienza

La presente descrive una procedura per misurare l’efficienza dei condizionatori di potenza usati nei sistemi fotovoltaici, sia isolati che connessi alla rete elettrica , nel caso in cui l’uscita del del condizionatore di potenza sia una tensione alternata a frequenza costante o una tensione continua stabile. L’efficienza viene calcolata a partire da una misura diretta della potenza di entrata e di uscita nell’impianto. La presente norma viene pubblicata dal CEI nella sola lingua originale inglese, a causa della sua limitata utilizzazione , particolarmente mirata a settori specialistici.

Apparecchiature elettroniche da utilizzare negli impianti di potenza

Lo scopo della presente norma consiste nel definire i requisiti minimi di progettazione e costruzione delle apparecchiature elettroniche, ai fini della protezione contro la scossa elettrica, della prova e dell’integrazione negli impianti di potenza. L’inserimento dell’apparecchiatura in impianti di potenza rende particolarmente importante il far ricorso a prescrizioni minime, così da poter garantire che tutte le apparecchiature integrate nell’impianto mantengano un livello tecnico uniforme di sicurezza ed affidabilità. A parte le esclusioni dal campo di applicazioni elencate nel seguito, la norma si applica d ogni tipo di apparecchiatura elettronica prevista per


123

l’utilizzo in impianti di potenza. La norma è però anche applicabile a tutte quelle apparecchiature elettroniche per le quali non esista una specifica norma di prodotto, indipendentemente dal loro inserimento o meno in impianti di potenza. L’apparecchiatura elettronica è in generale qualunque apparecchiatura elettrica la cui funzione principale viene svolta da componenti elettronici, e comprende perciò apparecchiature elettroniche di potenza. Sono esclusi dal campo di applicazione: - Accessori e apparecchi elettrici per uso domestico. - Apparecchiature Medicali. - Apparecchiature elettriche per impianti ferroviari. - Elaborazione dati senza controllo di sistemi e di processi. - Apparecchiature e reti di telecomunicazioni e radiocomunicazione non industriali pubbliche e private. - Relè di protezione. - Dispositivi differenziali di protezione. - Sistemi di continuità. - Apparecchiature di illuminazione. - Apparecchiature pubbliche di ricarica di veicoli elettrici.

60529

60529

70-1

Gradi di protezione degli involucri (Codice IP)


124

3.6.2 Normative CE. ● Emissioni EMC. IEC

EN

CEI

TITOLO

SOMMARIO

61000-6-3 61000-6-3 210-15

Compatibilità elettromagnetica (EMC) Parte 6-3: Norme generiche Emissione per gli ambienti residenziali, commerciali e dell’industria

La presente Norma, relativa alle prescrizioni sull'emissione di disturbi elettromagnetici compresi nella gamma di frequenze da 0 Hz a 400 GHz, si applica alle apparecchiature elettriche ed elettroniche previste per essere usate in ambienti residenziali, commerciali e dell'industria leggera, per le quali non esistono Norme di emissione di prodotto o di famiglie di prodotti. La presente Norma si applica alle apparecchiature previste per essere collegate direttamente alla rete pubblica di alimentazione a bassa tensione o a una particolare sorgente in c.c. che funga da interfaccia tra l'apparecchiatura e la rete pubblica di alimentazione a bassa tensione. Le apparecchiature progettate per irradiare energia elettromagnetica nel campo delle radiocomunicazioni sono escluse dalla norma.

61000-6-4 61000-6-4

Compatilità elettromagnetica (EMC) Parte 6-4: Norme generiche Emissione per gli ambienti industriali

La presente Norma ha lo scopo di definire i limiti e i metodi di prova per le apparecchiature elettriche ed elettroniche da utilizzare negli ambienti industriali, in relazione alle emissioni elettromagnetiche, che possono causare interferenze ad altre apparecchiature, nella gamma di frequenze da 0 a 400 GHz e per le quali non esistono norme sull'emissione riferite al prodotto o a famiglie di prodotti. Quando esiste una norma di compatibilità elettromagnetica specifica relativa all'emissione specifica per un prodotto o per una famiglia di prodotti, questa prevale su tutti gli aspetti della presente Norma generica. Gli ambienti considerati sono quelli industriali, sia interni che esterni. Le apparecchiature considerate sono previste per essere connesse ad una


125

rete di potenza, derivata da un trasformatore di media o alta tensione dedicato, che alimenta una installazione per la distribuzione ad impianti manifatturieri o simili e il cui funzionamento è previsto in ambienti industriali o in prossimità di essi. Le apparecchiature progettate per irradiare energia elettromagnetica nel campo delle radiocomunicazioni sono escluse dalla presente norma.

55022

55022

110-5 110-5; V1 110-5;V2 110-5;V3

Apparecchi per la tecnologia dell'informazione - Caratteristiche di radiodisturbo Limiti e metodi di misura.

CEI 110-5 La presente Norma si applica agli apparecchi per la tecnologia dell'informazione (ITE). Sono indicati i metodi di misura dei livelli dei segnali spuri generati dagli ITE; inoltre sono specificati i limiti nel campo di frequenza da 9 kHz a 400 GHz per gli apparecchi di Classe A e di Classe B, ma soltanto in bande di frequenza ristrette. L'oggetto è stabilire requisiti uniformi per il livello di radiodisturbo degli apparecchi che rientrano nel campo di applicazione, fissare limiti di disturbo, descrivere metodi di misura e normalizzare condizioni di funzionamento ed interpretazione dei risultati CEI 110-5; V1 La presente Variante modifica alcuni paragrafi della Norma base CEI EN 55022, soprattutto quello relativo all’allestimento della configurazione di prova, allo scopo di rendere le misure più riproducibili. Considera anche un Errata Corrige CEI 110-5; V2 La presente Variante estende il campo di applicazione della Norma base agli apparecchi multifunzione CEI 110-5; V3 Questa Variante recepisce il Corrigendum CENELEC del marzo 2005 alla EN 55022 (1993) e il Corrigendum del settembre 2005 ai suoi Amendment A1 (2000) e A2 (2003). Detti Corrigenda introducono le seguenti modifiche:


126

61000-3-3 61000-3-3 CEI 110-28 Compatibilità V1 e V2

61000-3-2 61000-3-2 110-31

elettromagnetica (EMC) Parte 3-3: Limiti - Limitazione delle fluttuazioni di tensione e del flicker in sistemi di alimentazione in bassa tensione per apparecchiature con corrente nominale <= 16 A e non soggette ad allacciamento su condizione

Compatibilità elettromagnetica (EMC) Parte 3-2: Limiti - Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso <= 16 A per fase)

- Corrigendum del marzo 2005: cambia la dow della Norma di base, modifica l'ultima frase dell'articolo 8.2 e aggiunge una nota all'Allegato ZA, in relazione alla ISO/IEC 11801. - Corrigendum del settembre 2005: cambia la dow degli Amendment A1 e A2 CEI 110-28; V1 Questa Variante alla CEI EN 610003-3 introduce importanti modifiche e c aggiornamenti al campo di applicazione, alle definizioni, ai limiti, alle procedure di prova e alle Appendici A e B che definiscono rispettivamente i limiti e le condizioni di prova per specifiche apparecchiature e le condizioni di prova e le procedure per la misura delle variazioni di tensione massime provocate da commutazioni manuali CEI 110-28;V2 Compatibilità elettromagnetica (EMC) Parte 3-3: Limiti - Limitazione delle fluttuazioni di tensione e del flicker in sistemi di alimentazione in bassa tensione per apparecchiature con corrente nominale <= 16 A e non soggette ad allacciamento su condizione

La presente Norma definisce i limiti, in condizioni specifiche di prova, delle correnti armoniche immesse nella rete pubblica di distribuzione a bassa tensione dagli apparecchi elettrici ed elettronici, comprese le apparecchiature per saldatura ad arco non professionali, con corrente assorbita inferiore o uguale a 16 A per fase. La Norma non è applicabile alle apparecchiature per saldatura ad arco professionali, che possono essere soggette a restrizioni di installazione, come indicato nella IEC 61000-3-4. Rispetto alla precedente edizione i cambiamenti sono abbastanza modesti, in quanto tale precedente edizione era basata sulle norme CENELEC che già avevano introdotto, in anticipo rispetto alla IEC, le importanti modifiche sulla


127

classificazione delle apparecchiature. Questa nuova edizione consolidata, basata sulla nuova normativa CENELEC/IEC, finalmente allineate, comprende il testo delle Norme europee EN 61000-3-2:2000 (già Norma CEI 110-31, seconda edizione) e sua Modifica A2:2005.

● Immunità EMC. IEC

EN

CEI

TITOLO

SOMMARIO

61000-6-1 61000-6-1 210-64

Compatibilità elettromagnetica (EMC). Parte 6-1: Norme generiche Immunità per gli ambienti residenziali, commerciali e dell'industria leggera

La presente Norma, relativa alle prescrizioni sull'immunità ai disturbi elettromagnetici compresi nella gamma di frequenze da 0 Hz a 400 GHz, si applica alle apparecchiature elettriche ed elettroniche previste per essere usate in ambienti residenziali, commerciali e dell'industria leggera, per le quali non esistono Norme di immunità di prodotto o di famiglie di prodotti. La presente Norma si applica alle apparecchiature previste per essere collegate direttamente alla rete pubblica di alimentazione a bassa tensione o a una particolare sorgente in c.c. che funga da interfaccia tra l'apparecchiatura e la rete pubblica di alimentazione a bassa tensione. Essa si applica anche alle apparecchiature funzionanti a batteria o alimentate da un sistema di distribuzione dell'energia a bassa tensione non pubblico, ma non industriale, e previste per gli ambienti sopraccitati

61000-6-2 61000-6-2 210-54

Compatibilità elettromagnetica (EM Parte 6-2: Norme generiche - Immunità per gli ambienti industriali C).

La presente Norma si applica alle apparecchiature elettriche ed elettroniche da utilizzare negli ambienti industriali, per i quali non esistono Norme sull'immunità riferite al prodotto o a famiglie di prodotti. Riguarda le prescrizioni di immunità comprese nella banda


128

di frequenze da 0 Hz a 400 GHz. Quando esiste una Norma di compatibilità elettromagnetica specifica relativa all'immunità per un prodotto o per una famiglia di prodotti, questa prevale su tutti gli aspetti della presente Norma generica. Gli ambienti considerati sono quelli industriali, sia interni che esterni. Le apparecchiature considerate sono previste per essere connesse ad una rete di potenza, derivata da un trasformatore di media o alta tensione dedicato, che alimenta una installazione per la distribuzione ad impianti manifatturieri o simili e il cui funzionamento è previsto in ambienti industriali o in prossimità di essi. La presente Norma riporta il testo in inglese e italiano della EN 61000-6-2; rispetto al precedente fascicolo n. 8027E di dicembre 2005, essa contiene la traduzione completa della EN sopra indicata e, in aggiunta, il Foglio di Interpretazione CENELEC, pubblicato nel marzo 2006 come Variante 1 alla CEI 210-54

● Sicurezza. IEC

----

EN

CEI

TITOLO

SOMMARIO

50178

22-15

Apparecchiature elettroniche da utilizzare negli impianti di potenza

Lo scopo della presente norma consiste nel definire i requisiti minimi di progettazione e costruzione delle apparecchiature elettroniche, ai fini della protezione contro la scossa elettrica, della prova e dell’integrazione negli impianti di potenza. L’inserimento dell’apparecchiatura in impianti di potenza rende particolarmente importante il far ricorso a prescrizioni minime, così da poter garantire che tutte le apparecchiature integrate nell’impianto mantengano un livello tecnico uniforme di sicurezza ed affidabilità. A parte le esclusioni dal campo di applicazioni elencate nel seguito, la

Anno 1999 Ed. Prima


129

norma si applica d ogni tipo di apparecchiatura elettronica prevista per l’utilizzo in impianti di potenza. La norma è però anche applicabile a tutte quelle apparecchiature elettroniche per le quali non esista una specifica norma di prodotto, indipendentemente dal loro inserimento o meno in impianti di potenza. L’apparecchiatura elettronica è in generale qualunque apparecchiatura elettrica la cui funzione principale viene svolta da componenti elettronici, e comprende perciò apparecchiature elettroniche di potenza. Sono esclusi dal campo di applicazione: - Accessori e apparecchi elettrici per uso domestico. - Apparecchiature Medicali. - Apparecchiature elettriche per impianti ferroviari. - Elaborazione dati senza controllo di sistemi e di processi. - Apparecchiature e reti di telecomunicazioni e radiocomunicazione non industriali pubbliche e private. - Relè di protezione. - Dispositivi differenziali di protezione. - Sistemi di continuità. - Apparecchiature di illuminazione. - Apparecchiature pubbliche di ricarica di veicoli elettrici.


130

3.6.3 Norme Stati Uniti.

UL1741 Anno

1999

Revisioni: 1) 17/01/2005

Ed. 1.0 2) 11/07/2006

The revisions dated November 7, 2005 include a revised title. The previous title, Standard for Inverters, Converters, and Controllers for Inverters, Use in Independent Power Systems, has Converters, been revised to Inverters, Converters, Controllers and Controllers and Interconnection System Interconnection Equipment for Use With Distributed System equipment for Use Energy Resources. In addition, the revisions dated November 7, 2005 were With Distributed Energy Resources issued to incorporate the following revised requirements:

Titolo:

1. Clarification of the Inclusion of Interconnection Equipment for StandAlone and Utility-Connected Systems 2. Clarification of Grounding Requirements 3. Clarification of Converter Requirements 4. Clarification of Ground-Fault Detector/Interrupter (GFDI) Requirements for Photovoltaic Equipment, Including Revisions in Accordance with the NEC. 5. Revisions in Accordance with the NEC Including a Clarification of Screw Engagement, Markings for Conductor Temperature Limitations, and the Deletion of "Natural" from "Natural Gray"

NEC

Anno 2005

----

Articolo 690

Solar Photovoltaic

6. Replacement of the UtilityInterconnection Requirements and Tests with References to the Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, IEEE 1547, and the Standard for Conformance Test Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, IEEE 1547.1. The provision of this article apply to solar photovoltaic systems, including the array circuit(s), controller(s) for such systems. Solar photovoltaic systems covered by this article may be interactive with other electrical power production


131

System

source or stand alone, with or without electrical energy storage such as battery. These systems may have ac or dc output for utilization.

3.6.4 Norme per l’Australia.

AS

Anno

Revisioni

Titolo

Sommario

AS4777.1 2005

----

Grid connection of energy systems via inverters Installation requirements.

AS4777.2 2005

----

Grid connection of energy systems via inverters Inverter requirements.

This Standard specifies the electrical installation requirements for inverter energy systems and grid protection devices with ratings up to 10 kVA for single phase units, or up to 30 kVA for three-phase units, for the injection of electric power through an electrical installation to the electricity distribution network. Although this Standard does not apply to larger systems, similar principles can be used for the installation of such systems. This Standard does not cover detailed installation requirements for the energy source(s) and its associated wiring This Standard specifies the requirements for inverters, with ratings up to 10 kVA for single-phase units or up to 30 kVA for three-phase units, for the injection of electric power through an electrical installation to the electricity distribution network. Although this Standard does not apply to larger systems, similar principles can be used for the design of such systems. Although this Standard is written on the basis that the renewable energy is from a d.c. source (e.g. photovoltaic array), this Standard may be used for systems where the energy is from a variable a.c. source (e.g. wind turbine or micro-hydro system) by appropriate changes to the tests. This Standard does not include EMC requirements. These are mandated by the Australian Communications Authority (ACA). Users attention is drawn to Australian Communication Authority’s document ‘Electromagnetic CompatibilityInformation for suppliers of electrical and electronic products in Australia and New Zealand’ for guidance.


132

AS4777.3 2005

----

Grid connection of energy systems via inverters - Grid protection requirements

This Standard specifies the requirements for grid protection devices intended to be used in inverter energy systems, with ratings up to 10 kVA for single-phase units, or up to 30 kVA for three-phase units, and for the injection of electric power through an electrical installation to the electricity distribution network. Although this Standard does not apply to larger systems, similar principles can be used for the grid protection of such systems. These devices do not replace devices used for protection and/or isolation as required in AS/NZS 3000. Although this Standard is written on the basis that the renewable energy is from a d.c. source (e.g. photovoltaic array), this Standard may be used for systems where the energy is from a variable a.c. source (e.g. wind turbine or micro-hydro system) by appropriate changes to the tests. This Standard does not include EMC requirements. These requirements are mandated by the Australian Communications Authority (ACA). Users attention is drawn to Australian Communications Authority’s document ‘Electromagnetic Compatibility Information for suppliers of electrical and electronic products in Australia and New Zealand’ for guidance.


133

Capitolo 4 – Topologie elettroniche. 4.1 Premessa. L’inverter fotovoltaico denominato anche modulo di conversione o sistema di condizionamento della potenza (PCS – Power Conditioner System) può essere realizzato in molti modi diversi, ma deve, in ogni caso, garantire quanto segue: a) Presentare una elevata efficienza, tipicamente dell’ordine del 94%. b) Contenere un elemento di accumulo, capacitivo o induttivo, per la gestione dello sbilanciamento di potenza. c) Garantire l’isolamento galvanico tra la sorgente DC e la rete elettrica pubblica, se richiesto dalle normative vigenti. d) Estrarre dal campo fotovoltaico la massima potenza disponibile. e) Iniettare potenza in rete rispettando tutte le normative vigenti. Le prime caratteristiche influenzano notevolmente la topologia elettronica del sistema di conversione. Per garantire un’elevata efficienza sono state studiate soluzioni a singolo stadio, dato che, teoricamente offrono la possibilità di minimizzare ingombri, complessità, dissipazioni e costi. Tuttavia, nei sistemi monofase, tutte le tipologie a singolo stadio devono essere dimensionate per una potenza istantanea doppia rispetto a quella media erogata dal campo fotovoltaico. Per questi motivi, le soluzioni a singolo stadio, illustrate in figura 4.1, vengono realizzate per applicazioni di bassa potenza, dell’ordine delle centinaia di watt (50W – 400W).


134

a)

b)

c)

d)

e) Fig. 4.1 â&#x20AC;&#x201C; Soluzioni circuitali a singolo stadio. a) Buck con trasformatore a frequenza di rete. b) ed c) Buck-boost a quattro interruttori. d) Boost a quattro interruttori. e) Buck-boost risonante a quattro interruttori.


135


136

In figura 4.2 è illustrato lo schema di controllo tipico di un inverter a singolo stadio. Il sistema produce il riferimento di corrente a partire dalle misure di tensione e corrente del campo fotovoltaico (figura 4.3).

Fig. 4.3 – Parte del sistema di controllo delle topologie a singolo stadio. L’uscita dell’MPPT è il riferimento di corrente AC, il quale viene moltiplicato per il sinθ catturato dal circuito PLL (Phase-Looked-Loop) per produrre il riferimento della corrente d’uscita Iref, sincronizzato con la tensione di rete. La variabile d’uscita dell’algoritmo MPPT è comunque il riferimento di tensione continua V*PV come illustrato in figura 4.4. Un regolatore PI è usato per stabilizzare l’anello di tensione. L’uscita del controllo di tensione è il riferimento dell’ampiezza di ^

corrente I ref .

Fig. 4.4 – Parte del sistema di controllo delle topologie a singolo stadio. Infine, con un controllo feed-forward della potenza d’ingresso è possibile migliorare la dinamica del sistema fotovoltaico in quanto l’MPPT è piuttosto lento, ottenendo lo schema di controllo completo illustrato precedentemente.


137

Le soluzioni maggiormente utilizzate in commercio, per potenze di qualche kW, sono soluzioni a doppio stadio, isolate e non isolate. Un primo stadio DC/DC consente l’innalzamento della tensione continua d’ingresso, evitando così l’installazione problematica di lunghe stringhe di moduli connessi in serie. L’uscita del convertitore DC/DC è un bus o link in corrente continua dove è allocato l’elemento di accumulo. Questo stadio svolge inoltre la funzione di inseguitore del punto di massima potenza (MPPT), e dove richiesto, viene realizzato con soluzioni isolate basate su trasformatore ad alta frequenza. In cascata allo stadio DC/DC si connette uno stadio DC/AC che si occupa dell’interfacciamento con la rete elettrica e controlla il livello della tensione del bus. Inoltre, la struttura a doppio stadio si adatta bene alla realizzazione di topologie multistringhe.

Quando si connettono in cascata due convertitori di potenza, come illustrato in figura 4.5, la funzione di trasferimento del sistema vale:

+ uIN -

W1(s)

W2(s)

ZOUT1

+ uOUT -

ZIN2

Fig. 4.5– Connessione in cascata di due convertitori. u OUT W1 (s ) ⋅ W2 (s ) = Z u IN 1 + OUT 1 Z IN 2

(4.1.1)


138

dove: -

ZOUT1 è l’impedenza d’uscita del primo convertitore, considerando l’effetto della sorgente.

-

ZIN2 è l’impedenza d’ingresso del secondo convertitore, considerando l’effetto del carico.

In figura 4.7 è illustrato un tipico sistema di controllo per inverter a due stadi, attualmente utilizzato dall’industria e in figura 4.8 una sua possibile implementazione. In tale sistema di controllo, l’uscita dell’algoritmo MPPT è una funzione duty cycle. Essendo la tensione del bus controllata dallo stadio inverter, le variazioni del duty cycle cambieranno la tensione all’uscita dei moduli fotovoltaici secondo la relazione:

V BUS = k ⋅

VFV 1− δ

(4.1.2)

dove la costante k tiene conto della configurazione utilizzata per la realizzazione dello stadio DC/DC innalzatore. L’inverter DC/AC è solitamente un inverter a tensione impressa con controllo di corrente e l’implementazione di tale sistema di controllo necessita della comunicazione tra i due stadi. Pertanto, come si può notare in figura 4.6, per l’analisi delle topologie elettroniche a due stadi saranno presi in considerazione i convertitori DC/DC e gli inverter DC/AC tenendo presente che l’uscita del primo stadio è un generatore di tensione costante VBUS, controllato dal sistema di supervisione del secondo stadio. Per lo stadio inverter la tensione costante VBUS costituisce, invece, il segnale d’ingresso.

+ DC/DC

+ VBUS

VBUS -

DC/AC

LINE

Fig. 4.6 - Schema a blocchi semplificato per l’analisi dei convertitori a due stadi.


139


140


141

4.2 Topologie elettroniche a doppio stadio. 4.2.1 Configurazione non isolata: Boost – Full Bridge. In figura 4.9 è rappresentata una topologia non isolata realizzata con la cascata di un convertitore Boost e un inverter a ponte intero. In figura 4.10 è ridisegnato lo schema del convertitore Boost.

Fig. 4.9 – Inverter fotovoltaico non isolato a doppio stadio: boost più ponte intero.

+ VIN

L + vL S

-

D + C

V0 -

Fig. 4.10 – Convertitore boost.

Supponendo che il convertitore Boost lavori in modo CCM (Continuos Conduction Mode), la corrente nell’induttore non si annulla mai. Chiudendo lo switch S si ha: v L = V IN

(4.2.1.1)

La corrente nell’induttanza cresce linearmente, dal suo valore iniziale, secondo la seguente relazione:


142

i L (t ) = I L 0 +

t

1 V IN ⋅ dt con S = ON L ∫0

(4.2.1.2)

All’istante t = tON si apre l’interruttore. Ai capi dell’induttanza si presenta una differenza di potenziale pari a: v L = VIN − VO < 0

(4.2.1.3)

Pertanto, la corrente nell’induttanza decresce linearmente dal valore massimo raggiunto all’istante t = tON secondo la relazione: i L (t ) = i L (t ON ) +

t

1 (VIN − V0 ) ⋅ dt con S = OFF per t > t ON L t∫ ON

S

t vL VIN t VIN –V0 iL IL δ Ts

Ts

t

iS

t iD

ID=I0

t

Fig. 4.11 – Forme d’onda del convertitore boost.

(4.2.1.4)


143

A regime, l’integrale di tensione ai capi dell’induttore deve essere nullo.

V IN ⋅ t ON + (V IN − V0 ) ⋅ t OFF = 0 V IN ⋅ δ ⋅ TS + (V IN − V0 ) ⋅ (1 − δ ) ⋅ TS = 0 V IN ⋅ δ + V IN − V IN ⋅ δ − V0 + V0 ⋅ δ = 0 V IN = V0 ⋅ (1 − δ ) V0 1 = V IN 1 − δ

(4.2.1.5)

La tensione d’uscita è mantenuta costante al valore VBUS dallo stadio DC/AC in cascata e la caratteristica potenza tensione della sorgente d’ingresso è illustrata in figura 4.12. P[W]

U [V] Fig. 4.12 – Diversi punti di lavoro del modulo fotovoltaico.

Modulando opportunamente il duty cycle del convertitore Boost si controlla il valor medio della corrente iL sull’induttanza L, che coincide con la corrente DC fornita dal campo fotovoltaico IFV. Controllando il valor medio della corrente iL, si controlla la


144

posizione del punto di lavoro sulla caratteristica potenza-tensione. Quando il convertitore Boost assorbe una corrente di valor medio Im, il sistema sta lavorando nell’MPP e la relazione 4.2.1.5 diventa: V0 U BUS 1 = = V IN Vm 1− δ

(4.2.1.6)

Se il punto di lavoro è situato nei punti 1 o 2 di figura 4.12, il sistema di controllo ridurrà il duty – cycle in modo da avvicinarsi all’MPP. Viceversa, se il punto di lavoro è situato in 3 o 4 il controllo incrementa il duty-cycle. Lo schema del convertitore Boost è completato in figura 4.13 con l’aggiunta di un condensatore d’ingresso CIN.

iL IFV iC

CIN

+

L

D

+ vL

VIN

+ S

C

-

V0 = UBUS -

Fig. - 4.13 – Stadio DC/DC boost.

La funzione del condensatore d’ingresso è quella di eliminare il ripple di corrente assorbito dall’induttanza d’ingresso (che dipende anche dall’impedenza d’uscita del modulo fotovoltaico). In questo modo si estrae dal campo fotovoltaico solo una componente continua IFV (figura 4.14).


145

iL IL =IFV δ Ts

Ts

t

iC_IN t IFV t VIN

t Fig. 4.14 – Andamento delle correnti d’ingresso.

Lo stadio DC/AC in cascata è realizzato da un inverter a ponte intero a tensione impressa controllato con la tecnica della modulazione PWM (Pulse With Modulation) come rappresentato in figura 4.15.

+ S1

S2

VBUS

+

vOUT

S3

S4

Fig. 4.15 – Stadio DC/AC

vLINE


146

4.2.1.1 Modulazione PWM bipolare.

Per ottenere una forma d’onda sinusoidale, un segnale di controllo sinusoidale con la frequenza desiderata e sincronizzato con la rete elettrica è confrontato con un’onda triangolare, come illustrato in figura 4.16. vTR t vcontrollo Fig. 4.16 – Segnale di controllo e segnale portante per la modulazione PWM.

La frequenza dell’onda triangolare stabilisce la frequenza di commutazione degli interruttori fS ed è chiamata frequenza portante (di solito mantenuta costante assieme alla sua ampiezza vTR_MAX). Il segnale di controllo vcontrollo è usato per modulare il duty cycle dell’interruttore e ha la frequenza fRETE, che è la frequenza desiderata per la prima armonica della tensione d’uscita (fRETE è chiamata anche frequenza modulante e nel nostro caso è uguale alla frequenza della rete elettrica). Si definisce: a)

Rapporto di modulazione di ampiezza ma:

ma =

vcoontrollo _ MAX vTR _ MAX

(4.2.1.1.1)

dove: vcoontrollo _ MAX = ampiezza del segnale di controllo.

vTR _ MAX = ampiezza del segnale triangolare.

a)

Rapporto di modulazione di frequenza mf: mf =

fS f RETE

(4.2.1.1.2)


147

Se la portante è minore della modulante, si chiudono gli switch S1 e S4 generando in uscita un livello di tensione pari a VBUS. Se la portante è maggiore della modulante si chiudono gli interruttori S2 e S3 generando in uscita una tensione - VBUS. Così facendo, si genera all’uscita dell’inverter la forma d’onda a frequenza fissa e duty cycle variabile illustrata in figura 4.17.

+UBUS

vOUT

t -UBUS Fig. 4.17 – Forma d’onda d’uscita e valore medio.

Il valor medio della forma d’onda d’uscita è la tensione sinusoidale desiderata. Lo spettro del segnale d’uscita è illustrato in figura 4.18. vOUT_h / UBUS

h Fig. 4.18 – Spettro della forma d’onda d’uscita.

Dallo spettro della forma d’onda d’uscita si nota che il segnale è costituito dalla componente fondamentale (h=1), che ha ampiezza pari a ma ⋅ U BUS , e da componenti ad alta frequenza che si trovano a frequenze mf volte la frequenza fondamentale. In figura 4.19 è illustrata la relazione tra il coefficiente di modulazione d’ampiezza e la componente fondamentale.


148

vOUT_1/UBUS

Fig. 4.19 – Ampiezza della tensione d’uscita in funzione di ma.

Finchè il rapporto di modulazione d’ampiezza è minore di uno, il legame tra l’ampiezza della prima armonica e il coefficiente di modulazione è lineare. Infatti:

vOUT _ 1 = ma ⋅ U BUS ⋅ sin (ωt ) per 0 < ma < 1.

(4.2.1.1.3)

La distanza tra le righe spettrali facilita la realizzazione del filtro e permette l’immissione in rete di una tensione con forma d’onda a basso contenuto armonico. Lo stadio DC/AC è equipaggiato con un sistema di controllo di corrente, in questo modo la corrente iniettata in rete è in fase con la tensione e il fattore di potenza è unitario.


149

4.2.1.2 Modulazione PWM unipolare.

Alcuni costruttori di inverter utilizzano per lo stadio DC/AC una modulazione PWM con tensione unipolare. Gli interruttori dei due rami non sono comandati contemporaneamente, come nella tecnica PWM precedente. I rami A e B dell’inverter sono comandati separatamente. Il ramo A viene comandato confrontando il segnale portante vTR con il modulante vcontrollo, mentre il ramo B confrontando la stessa portante con –vcontrollo. S1 UBUS

S2

A B S3

Gamba A

vOUT

S4

N

Gamba B

Fig. 4.19 – Stadio DC/AC a ponte intero. ⎧vcontrollo > vTR ⎨ ⎩vcontrollo < vTR

S1 = ON e v AN = U BUS S 4 = ON e v AN = 0

⎧− vcontrollo > vTR e⎨ ⎩− vcontrollo < vTR

S 2 = ON e v BN = U BUS S3 = ON e v BN = 0

La tensione d’uscita varia tra 0 e +UBUS o tra 0 e –UBUS e per questo motivo è chiamata modulazione unipolare. Questa seconda tecnica di modulazione PWM ha il vantaggio di “raddoppiare” la frequenza di commutazione. Analizzando lo spettro della forma d’onda d’uscita si nota che oltre alla fondamentale, le righe sono centrate solo sui multipli pari del rapporto di modulazione di frequenza. Inoltre, le variazioni della tensione d’uscita in ogni commutazione sono ridotte a UBUS rispetto al valore 2UBUS del caso bipolare.


150

- vcontrollo vTR t vAN

vcontrollo

UBUS vBN

t

UBUS vOUT= vAN - vBN

t

UBUS t -UBUS Fig. 4.20 – Segnali di controllo e d’uscita dell’inverter con modulazione unipolare.

vOUT_h/UBUS

h Fig. 4.21– Spettro segnale PWM unipolare.


151

4.2.2 Configurazione multistringa non isolata: Boost - Half Bridge .

La struttura Boost - Inverter è utilizzata commercialmente per la realizzazione di inverter multistringa. La soluzione diffusamente utilizzata in commercio è illustrata in figura 4.22.

+

+ C1

UBUS

S1 UBUS/2

+ C2

S2 UBUS/2

Fig. 4.22 – Struttura multistringa.

Ogni stringa fotovoltaica ha il proprio convertitore DC/DC dedicato a svolgere la funzione di MPPT, le uscite sono connesse in parallelo su un bus DC e la tensione del bus è controllata dal sistema di controllo dello stadio DC/AC. La tensione del bus DC è applicata ad un partitore capacitivo C1-C2 che produce due livelli di tensione, +UBUS/2 e –UBUS/2, rispetto al riferimento. Mediante la modulazione PWM si costruisce una forma d’onda a due livelli (+UBUS/2 e –UBUS/2), di frequenza fissa e duty cycle variabile il cui valor medio è uguale alla forma d’onda desiderata.


152

+UBUS/2

vOUT

t -UBUS/2 Fig. 4.23 – Forma d’onda generata dal convertitore a mezzo ponte.

Mediante un filtro d’uscita si eliminano, successivamente, le componenti armoniche in alta frequenza iniettando in rete una tensione sinusoidale. Chiaramente, anche in questa applicazione, lo stadio inverter è dotato di un controllo di corrente.


153

4.2.3 Configurazione isolata: Boost – Full Bridge.

La struttura Boost – Full Bridge viene anche utilizzata per la realizzazione di inverter fotovoltaici isolati con trasformatore a frequenza di rete.

Fig. 4.24 – Inverter con trasformatore a frequenza di rete.

La topologia funziona in maniera analoga a quella descritta precedentemente. L’unica variante è la presenza del trasformatore a frequenza di rete. La presenza del trasformatore garantisce: a) L’isolamento galvanico tra la sorgente fotovoltaica e la rete. b) L’eliminazione della componente DC della corrente iniettata in linea. Per contro: a) Il trasformatore a frequenza di rete è ingombrante e pesante. b) L’efficienza del sistema si riduce a causa delle perdite del trasformatore. Tale struttura sembra essere sempre meno utilizzata per applicazioni grid – connected da 3 kW e viene ancora utilizzata, invece, per inverter di taglia superiore a 20kW dove la presenza del trasformatore a frequenza di rete è imposta dalle normative.


154

4.2.4 Configurazione isolata: Flyback – Full Bridge.

Le configurazioni isolate vengono realizzate principalmente con un trasformatore ad alta frequenza inserito sul convertitore DC/DC, pertanto lo stadio DC/DC è un convertitore DC/DC di tipo isolato. In figura 4.25 è illustrata una realizzazione di un inverter fotovoltaico con una struttura Flyback seguita da uno stadio a ponte intero. In figura 4.26 è stato ridisegnato lo stadio DC/DC d’interfaccia con il campo fotovoltaico. A livello elementare, la struttura Flyback è quella che presenta il minor numero di componenti tra tutti i convertitori DC/DC di tipo isolato e prevede l’utilizzo di un mutuo induttore realizzato su un nucleo magnetico con un traferro in grado di immagazzinare l’energia richiesta.

● ●

Fig. 4.25 – Inverter fotovoltaico isolato a doppio stadio: flyback più ponte intero.

+

+ ●

+

v1

v2

-

CIN

vIN -

S

+

● -

C0

VBUS

D

Fig. 4.26 – Stadio isolato DC/DC Flyback.

-


155

v1 vIN t -VBUS (N1/N2) i1 IFV δ TS

TS

t

Fig. 4.27 - Forme d’onda al primario del mutuo induttore.

Quando si chiude l’interruttore S , al primario del mutuo induttore è applicata la tensione d’ingresso VIN e la corrente i1 cresce linearmente dal suo valore minimo (figura 4.27). A secondario il diodo risulta contropolarizzato e l’energia necessaria è fornita dal condensatore di uscita C0. All’istante t = tON = δTS l’interruttore viene aperto e al secondario risulta applicata la tensione –VBUS in quanto il diodo è forzato in conduzione dalla corrente magnetizzante che si è trasferita al secondario. All’avvolgimento primario risulta applicata una tensione pari a – VBUS(N1/N2). A regime, l’integrale di tensione sul trasformatore deve essere nullo. Pertanto, si ricava la relazione tra tensione d’ingresso VIN e tensione d’uscita VBUS: V IN ⋅ δ ⋅ TS = V BUS ⋅

M =

N1 ⋅ (1 − δ ) ⋅ TS N2

V BUS δ N2 = V IN 1 − δ N1

(4.2.4.1)

(4.2.4.2)

La presenza di un trasformatore d’isolamento, oltre a garantire l’isolamento galvanico, permette di adattare il livello di tensione utilizzando il rapporto spire del trasformatore. Il sistema di controllo aggiusterà, quindi, il duty cycle in modo da prelevare dal campo fotovoltaico la massima potenza disponibile. Lo stadio DC/AC in cascata è realizzato ancora una volta da un convertitore a ponte intero come nel caso precedentemente analizzato.


156

4.2.5 Configurazione isolata: Push Pull – Inverter a corrente impressa.

In figura 4.28 è illustrato un inverter fotovoltaico a due stadi realizzato con la cascata di uno stadio push-pull e un inverter a corrente impressa a frequenza di rete. L0

Fig. 4.28 – Inverter fotovoltaico isolato a doppio stadio: push-pull più ponte intero. ●

N1 ●

+

N1

VFV -

S1

N2 V2

S2

Fig. 4.29 – Stadio isolato DC/DC push-pull.

In figura 4.29 è illustrato lo stadio DC/DC. Chiudendo lo switch S2 si applica al primario del trasformatore una tensione +VFV. Viceversa, chiudendo l’interruttore S1 si applica –VFV. Con tutti e due gli interruttori aperti, la corrente magnetizzante si trasferisce al secondario. Il ponte di Graetz diventa un cortocircuito e la tensione al secondario, e quindi al primario, risulta nulla. L’andamento della tensione al primario è illustrato in figura 4.30. V1

+VFV t

- VFV Fig. 4.30 – Forma d’onda della tensione sul primario.


157

La tensione v1 si riflette al secondario secondo la ben nota relazione:

v1 N1 N = ⇒ v 2 = v1 2 v2 N 2 N1

(4.2.5.1)

v2 V FV ⋅

N2 N1

t − V FV ⋅

N2 N1

Fig. 4.31 – Forma d’onda di tensione al secondario.

La tensione v2 viene raddrizzata dal raddrizzatore a doppia semionda e applicata all’induttanza L0. vR2 V FV ⋅

N2 N1

t v2

Andamento di vGRID su un

t

periodo di commutazione Fig. 4.32 – Tensione all’uscita del ponte di Graetz.

L’induttanza L0 si trova quindi sottoposto ad una differenza di potenziale che vale: v L = v 2 − v grid

(4.2.5.2)


158

Essendo la frequenza di commutazione molto maggiore della frequenza di rete, durante un periodo di commutazione la tensione di rete può essere considerata costante come illustrato in figura 4.32. Con questa ipotesi, quando |v2| > |vGRID| la corrente iL0 cresce linearmente. Viceversa, se |v2| < |vGRID| la corrente iL0 decresce linearmente. Il duty cycle viene modulato opportunamente in modo tale che il valor medio della corrente sull’induttore iL0 sia una sinusoide raddrizzata a frequenza di rete.

i L0

t a) iL0(t)

i

L0

t b) Fig. 4.33 – a) Valor medio della corrente sull’induttanza L0. b) Valor medio e istantaneo della corrente nell’induttanza.

Facendo commutare gli interruttori del ponte intero d’uscita a 50Hz si inetta in rete durante un semiperiodo la semionda positiva e durante il semiperiodo successivo la semionda negativa.


159

iOUT

t Fig. 4.34 – Corrente d’uscita.

Uno degli svantaggi di questa configurazione consiste nella tensione inversa che devono sopportare gli interruttori al primario. Infatti, quando uno switch è chiuso la tensione applicata ad uno dei due avvolgimenti primari si riflette anche sull’altro avvolgimento. Così facendo, ai capi dello switch aperto è applicata una tensione inversa pari al doppio della tensione d’ingresso. Se la stringa ha un valore di tensione intorno ai 400V, ciò implica che gli interruttori devono sopportare una tensione inversa di 800V il che comporta l’utilizzo di switches a tensione elevata i quali presentano perdite in conduzione e commutazione non trascurabili. Tutto ciò, conseguentemente, degrada l’efficienza del sistema rispetto a soluzioni che utilizzano componentistica a 600V, molto più performante in termini di perdite in conduzione e velocità di commutazione.


160

4.2.6 Configurazione isolata: Full Bridge – Inverter a corrente impressa.

Una soluzione simile alla precedente realizzata da alcuni costruttori è illustrata in figura 4.35. L0 iL0

Fig. 4.35 – Inverter fotovoltaico a doppio ponte intero.

Il principio di funzionamento è lo stesso della cascata Push Pull - Inverter precedentemente illustrata. Lo stadio DC/DC è realizzato con un convertitore a ponte intero in grado di generare una forma d’onda a tre livelli (-VFV, 0 , +VFV). Modulando opportunamente la tensione ai capi dell’induttanza L0 si ottiene una corrente sinusoidale raddrizzata. Un secondo full bridge a frequenza di rete inietta in rete alternativamente la semionda positiva e negativa della corrente iL0, generando così la sinusoide raddrizzata. Rispetto alla configurazione con Push Pull si ha la presenza di un trasformatore con un solo avvolgimento primario. In letteratura sono presenti soluzioni alternative a questa soluzione. Le soluzioni proposte utilizzano un trasformatore a presa centrale con un raddrizzatore a singola semionda.

Fig. 4.36 – Raddrizzatore a singola semionda

In questa soluzione la corrente che scorre sul secondario circola su un solo diodo anziché due come nel caso del ponte di Graetz, diminuendo così le perdite sui diodi. Per


161

contro, la realizzazione di due semi-avvolgimenti secondari risulta piĂš complessa. In conclusione, tale soluzione risulta vantaggiosa per applicazioni ad elevate correnti e basse tensioni dâ&#x20AC;&#x2122;uscita, mentre per applicazioni fotovoltaiche risulta piĂš vantaggiosa la prima soluzione proposta.


162

4.3 Topologie elettroniche proposte in letteratura. 4.3.1 Topologia GCC (Generation Control Circuit). 4.3.1.1 Introduzione alla topologia GCC.

Il sistema di generazione fotovoltaico è organizzato, normalmente, con una o più stringhe di moduli connesse in parallelo. Ogni stringa fotovoltaica è realizzata con la connessione in serie di più moduli, in modo da ottenere una tensione sufficientemente elevata alla realizzazione di un sistema ad elevato rendimento. Il collegamento in serie di più moduli presenta seri inconvenienti qualora anche solo uno dei pannelli fotovoltaici sia parzialmente ombreggiato. Infatti, la corrente di stringa è imposta dal modulo meno illuminato, la cui corrente è, a sua volta, imposta dalla cella meno illuminata (ogni modulo è realizzato con la connessione in serie di più celle). Si consideri, per esempio, le caratteristiche potenza-tensione di tre moduli fotovoltaici connessi in serie sottoposti a diverso irraggiamento (figura 4.37). La caratteristica potenza-tensione della stringa è rappresentata in figura 4.38. Dalla figura risultano due inconvenienti: a) Esistono due picchi di potenza A e B. b) Si può verificare sperimentalmente che il picco di potenza è inferiore al picco di potenza teorico che si otterrebbe con una connessione in parallelo dei tre moduli. Pertanto, non solo si estrae meno potenza di quella disponibile, ma l’algoritmo MPPT può fallire. Infatti, l’esistenza del secondo punto di massimo, B, potrebbe ingannare l’algoritmo di MPPT e portare il sistema a funzionare in tale punto con ulteriore perdita di potenza, rispetto a quella realmente disponibile.


163

Per far fronte a questo inconveniente sono stati studiati dei sistemi di controllo denominati GCC (Generation Control Circuit).

Pannelli non oscurati

Pannello ombreggiato Fig. 4.37 â&#x20AC;&#x201C; Caratteristica Potenza-Tensione di tre moduli fotovoltaici sottoposti a diverse condizioni di irraggiamento.

A

B

Fig. 4.38 â&#x20AC;&#x201C; Caratteristica Potenza â&#x20AC;&#x201C; Tensione della serie dei tre pannelli


164

4.3.1.2 Principio di funzionamento del circuito GCC.

In figura 4.39 è illustrato il principio di funzionamento di due circuiti GCC, nei quali m moduli fotovoltaici sono connessi in serie. IOUT

Im

IOUT

+ + V1

+

IC I1

X1

V1

-

+ I2

X2

VOUT

V2

-

+ Vm

X1

-

+ V2

I1

I2

X2

-

Im

+ Vm

Xm

-

Im

Xm

a) GCC tipo A.

b) GCC tipo B.

Fig. 4.39 – Principio di funzionamento circuito GCC. a) Tipo A, b) Tipo B.

I circuiti GCC presentano una sorgente di tensione multipla, X1, X2,…., Xm , connessa in parallelo ai moduli fotovoltaici PV1, PV2,…., PVm rispettivamente. La tensione di uscita VOUT è pari alla somma delle tensioni di uscita dei singoli moduli.

m

VOUT = ∑ Vi i =1

(4.3.1.2.1)


165

Si consideri la tipologia A. Il circuito GCC è alimentato dalla potenza d’uscita. Si assuma che le correnti dei moduli fotovoltaici valgano: I m > I m−1 > .... > I i > .... > I 2> I 1

(4.3.1.2.2)

Ne consegue che, la differenza tra la corrente Im e la corrente Ii sarà fornita dalla sorgente Xi permettendo al modulo fotovoltaico PVi di mantenere ai suoi capi una differenza di potenziale pari a Vi. Pertanto, le potenze d’ingresso e d’uscita al circuito sono espresse dalle seguenti relazioni:

PIN = VOUT ⋅ I C m

POUT = ∑ Vi ⋅ (I m − I i )

(4.3.1.2.3) (4.3.1.2.4)

i =1

dove IC è il valore della corrente entrante nel circuito GCC. Assumendo che le perdite del GCC siano trascurabili, vale la relazione: PIN = POUT

(4.3.1.2.5)

da cui si ottiene: m

VOUT ⋅ I C = ∑ Vi ⋅ (I m − I i ) i =1

Essendo la corrente d’uscita espressa dalla seguente relazione:

(4.3.1.2.6)


166

I OUT = I m − I C = Vi ⋅ (I m − I i ) = VOUT i =1 m

= Im − ∑

= Im −

= Im −

1 VOUT

1 VOUT

I OUT =

m ⎡m ⎤ ⋅ ⎢∑ Vi ⋅ I m − ∑ Vi ⋅ I i ⎥ = i =1 ⎣ i =1 ⎦

m ⎡ ⎤ ⋅ ⎢VOUT ⋅ I m − ∑ Vi ⋅ I i ⎥ = i =1 ⎣ ⎦

1 VOUT

m

⋅ ∑ Vi ⋅ I i

(4.3.1.2.7)

i =1

si ottiene, per la potenza d’uscita, la seguente relazione:

m

POUT = VOUT ⋅ I OUT = ∑ Vi ⋅ I i

(4.3.1.2.8)

i =1

L’equazione

(4.3.1.2.8)

dimostra

come

ogni

modulo

fotovoltaico

generi

indipendentemente la propria potenza massima, sebbene la propria corrente non coincida con quella degli altri moduli estraendo così la massima potenza disponibile anche dalla stringa sebbene uno o più moduli sia sottoposto a parziale ombreggiamento. Nella realizzazione B, la potenza d’ingresso è nulla, PIN = 0. Quindi, la corrente d’uscita vale: PIN = VOUT ⋅ I C = 0 ⇒ I C = 0 I OUT = I m − I C = I m

(4.3.1.2.9)


167

Il flusso di potenza sarà dalla sorgente Xi al modulo PVi, quando la differenza tra IOUT e Ii è positiva e viceversa quando la differenza è negativa. La somma delle potenze delle sorgenti Xi deve essere nulla, dunque:

m

∑Vi ⋅ (I OUT − I i ) = 0

(4.3.1.2.10)

i =1

Per la corrente d’uscita vale:

I OUT =

1 VOUT

m

⋅ ∑ Vi ⋅ I i

(4.3.1.2.11)

i =1

di conseguenza, come per il caso precedente, la potenza d’uscita è data da:

m

POUT = VOUT ⋅ I OUT = ∑ Vi ⋅ I i

(4.3.1.2.12)

i =1

ottenendo, ancora una volta, l’estrazione della massima potenza disponibile da ogni singolo modulo, e perciò dalla stringa. 4.3.1.3 Realizzazione pratica del circuito GCC.

Le figure 4.40 e 4.41 rappresentano le soluzioni circuitali proposte da Shimizu in [32]. Nella realizzazione di tipo A, la tensione d’uscita dei singoli convertitori DC/DC è controllata a VOUT / m, quando il numero delle sorgenti è m. Si nota che, le tensioni d’uscita V1, V2,…, Vm non possono essere controllate individualmente e perciò la gestione non risulta ottimale. In ogni caso, il circuito garantisce una parziale limitazione nella perdita di potenza dovuta alla riduzione dell’irraggiamento.


168

IOUT L1

IC

+

V1

L2

S1

S2

VI

V2

S3

VOUT S4

Lm-1 Vm Fig. 4.40 – Configurazione circuitale GCC tipo A.

La seconda soluzione è realizzata con una tipologia a chopper multistadio, come illustrato in figura 4.41. Comandando gli interruttori con i segnali di gate illustrati in figura 4.42, si ottiene che: m

I OUT = ∑ δ i ⋅ I i

(4.3.1.3.1)

i =1

dove:

δi =

Ti (OFF )

Ti(OFF) = tempo di spegnimento dello switch. TSW = Periodo di commutazione.

TSW

(4.3.1.3.2)


169

+ V1

S1 L1

V2

S2

VOUT

L2 Lm-1

Vm

Sm

Fig. 4.41 – Configurazione circuitale GCC tipo B. Circuito basato su Chopper multistadio. S1 T1(OFF)

S2

S3

T2(OFF)

T3(OFF)

Sm

Tm(OFF)

TSW Fig. 4.42 – Segnali di abilitazione del chopper multistadio per il circuito GCC.


170

In questo caso è possibile controllare ogni tensione generata Vi, ottenendo la gestione ottimale di ogni singolo elemento della stringa. 4.3.1.4 Analisi del circuito GCC realizzato con chopper a due stadi.

Si consideri il circuito chopper a due stadi e i relativi segnali di figura 4.43 . + S1 V1

I0

+ vL V0 V2

LOAD

S2

-

S1 t S2

δ1 TS

TS

t vL V1 t -V2

Fig. 4.43 – Andamento temporale dei segnali di gate e della tensione sull’induttore.


171

Chiudendo lo switch S1 la tensione ai capi dell’induttanza vale –V1, chiudendo S2 vale V2. Gli interruttori chiaramente non dovranno mai essere contemporaneamente chiusi, onde evitare il cortocircuito ai capi della sorgente di alimentazione fotovoltaica. A regime, l’integrale di tensione sull’induttore deve essere nullo. Pertanto: V1 ⋅ δ 1 ⋅ TS = V2 ⋅ (1 − δ 1 ) ⋅ TS

(4.3.1.4.1)

Si indichi (1 − δ 1 ) ⋅ TS = δ 1 ⋅ TS e si noti che:

δ 1 ⋅ TS = (1 − δ 2 ) ⋅ TS = δ 2 ⋅ TS

(4.3.1.4.2)

Sostituendo l’ espressione (4.3.1.4.2) nella (4.3.1.4.1), si ottiene: V1 ⋅ δ 2 ⋅ TS = V2 ⋅ δ 1 ⋅ TS

V1 δ 1 = V2 δ 2

(4.3.1.4.3)

dove, δ 1 + δ 2 = 1 . Per calcolare l’espressione della corrente d’ingresso si faccia l’ipotesi che la potenza totale d’uscita sia la somma delle potenze d’uscita dei singoli moduli fotovoltaici. La potenza d’uscita vale perciò:

POUT = VOUT ⋅ I OUT ⇒ I OUT =

POUT VOUT

(4.3.1.4.4)


172

dove: POUT = V1 ⋅ I1 + V2 ⋅ I 2 e VOUT = V1 + V2

(4.3.1.4.5)

Considerando che δ 1 + δ 2 = 1 , sostituendo si ottiene:

I OUT =

POUT V1 ⋅ I1 + V2 ⋅ I 2 = = VOUT V1 + V2

δ1 ⋅ I 1 + V2 ⋅ I 2 δ2 = δ1 + V2 V2 ⋅ δ2

V2 ⋅ =

(

V2 ⋅ δ 1 ⋅ I 1 + δ 2 ⋅ I 2 =

=

δ2 δ 1 ⋅ V2 + δ 2 ⋅ V2 δ2

) =

δ1 ⋅ I1 + δ 2 ⋅ I 2 = δ1 + δ 2

I OUT = δ 1 ⋅ I1 + δ 2 ⋅ I 2

(4.3.1.4.6)

Pertanto, la potenza totale d’uscita può essere espressa con la seguente relazione: P0 = P1 + P2 = V1 ⋅ I1 + V2 ⋅ I 2 P0 = δ 1 ⋅ I 1 ⋅ V0 + δ 2 ⋅ I 2 ⋅ V0

(4.3.1.4.7)


173

4.3.1.5 Caratteristica Potenza-Tensione.

La corrente generata da ogni modulo fotovoltaico dipende, come noto, dalla caratteristica corrente-tensione. Quindi, come illustrato in [32]:

δi ⋅

∂I i <0 ∂VOUT

(4.3.1.5.1)

Tenendo costante l’intervallo (1 − δ 1 ) ⋅ TS = δ 1 ⋅ TS , la derivata seconda della potenza d’uscita rispetto alla tensione d’uscita può essere espressa come:

∂ 2 P0 ∂VOUT 2

=

∂ 2 P1 ∂VOUT 2

+

∂ 2 P2 ∂VOUT 2

<0

(4.3.1.5.2)

Questo risultato conferma che la caratteristica potenza-tensione di un circuito GCC ha un solo punto di massimo, come illustrato nella curva b) di figura 4.44.

Fig. 4.44 – Esempio di caratteristica P-V ottenuta sperimentalmente con un circuito GCC.

Non solo la caratteristica potenza-tensione presenta un solo punto di massimo, ma si può verificare sperimentalmente che la potenza massima estraibile aumenta.


174

In conclusione, nella soluzione GCC di tipo B: a) Il punto di lavoro di ogni modulo fotovoltaico può essere controllato indipendentemente. b) Per un dato tempo di spegnimento, si può osservare un solo punto di massimo nella curva potenza-tensione, così facendo, lo stadio successivo che realizza la funzione MPPT può gestire correttamente la stringa. c) Ogni modulo opera nel suo punto di massima potenza. d) La potenza sul carico è pari alla somma delle massime potenze d’uscita di tutti i moduli fotovoltaici. e) L’analisi fatta per il circuito a due stadi può essere iterata per m stadi ottenendo:

m

I0 = ∑δ i ⋅ Ii

(4.3.1.5.3)

i =1

m

P0 = ∑ Vi ⋅ I i

(4.3.1.5.4)

i =1

4.3.1.6 Conclusioni.

La configurazione GCC non è utilizzata, attualmente, da nessun costruttore di inverter fotovoltaici. Pertanto, rappresenterebbe una evoluzione tecnologica che permetterebbe di differenziarsi dai prodotti attualmente in commercio. Per contro, resta da verificare l’effettivo aumento di rendimento ottenibile. Il circuito GCC permette, in caso di ombreggiamento, di aumentare la potenza estratta e di avere una caratteristica potenzatensione con un solo massimo. Per contro, rappresenta un ulteriore stadio di potenza con aumento dei costi e delle perdite.


175

4.3.2 Topologia risonante Multicella. 4.3.2.1 Introduzione alla topologia multicella.

Una delle caratteristiche fondamentali di un inverter fotovoltaico è quella di presentare una efficienza elevata. Per migliorare l’efficienza di un inverter fotovoltaico a due stadi, quindi, si può utilizzare un convertitore DC/DC risonante. Tale convertitore, commutando a tensione e/o corrente nulla, riduce e/o elimina le perdite di commutazione aumentandone così la sua efficienza globale. I convertitori risonanti DC/DC si suddividono in: 1) Convertitori con risonanza lato carico (load – resonant) a) Convertitori a tensione impressa con risonanza di tipo serie. (SRL – Series Loaded Resonant, PRL – Parallel Loaded Resonant, Ibridi) b) Convertitori a corrente impressa con risonanza di tipo parallelo. c) Convertitori risonanti in classe E e sottoclasse E. 2) Convertitori con risonanza sull’interruttore ( resonant – switch). a) Convertitori con commutazione a corrente nulla (ZCS – Zero Current Switching). b) Convertitori con commutazione a tensione nulla (ZVS – Zero Voltage Switching). c) Convertitori con commutazione a tensione zero e con tensione limitata (ZVSCV Zero Voltage Switching Clamped Voltage). 3) Convertitori con rinonanza lato DC.

Un esempio di inverter fotovoltaico a due stadi, realizzato con convertitore DC-DC risonante, è descritto in [39] e verrà di seguito analizzato.


176

4.3.2.2 Analisi convertitore Multicella. DC/DC risonante

Fig. 4.45 – Inverter fotovoltaico con tecnologia multicella.

In figura 4.45 è rappresentato l’inverter fotovoltaico proposto in [39]. Il sistema è realizzato usando una topologia multicella isolata dove la potenza totale d’uscita è fornita dalla connessione in serie di convertitori a ponte intero. Il bus DC dei convertitori a ponte intero è alimentato dai singoli stadi isolati DC/DC connessi in parallelo al campo fotovoltaico. In figura 4.46 è riproposto lo schema di uno dei convertitori DC/DC risonanti. S+

D+

S-

D-

U1

Fig. 4.46 – Stadio DC/DC del convertitore multicella.


177

Al convertitore DC/DC corrispondono i circuiti equivalenti di figura 4.47 a) e b). i2 U1/2

S+

D+ L

U1/2

S-

C

U2

D-

a) L

C

u1

u2

b) Fig. 4.47 – Circuiti equivalenti al convertitore DC/DC.

Si consideri il circuito di figura 4.47 b) dove ui = u1-u2 è la differenza di potenziale ai capi del circuito risonante serie. Si analizza il circuito considerando la risposta ad un gradino di ampiezza U1, condizione che si verifica quando il sistema commuta da –U1/2 a +U1/2. Le equazioni che governano il circuito sono: di L ⎧ ⎪⎪u i = v L + vC = L ⋅ dt + vC ⎨ ⎪i = i = C ⋅ dvC ⎪⎩ L C dt

(4.3.2.2.1)

Risolvendo il sistema con l’ausilio della trasformata di Laplace e considerando IL0 e VC0 le condizioni iniziali delle variabili di stato iL e vC all’istante t = 0, si ottiene:


178

⎧U i ⎪ s = L ⋅ [s ⋅ I L (s ) − I L 0 ] + VC (s ) ⎪ ⎨ ⎪ I (s ) = C ⋅ [s ⋅ V (s ) − V ] C C0 ⎪ L ⎩

(4.3.2.2.2)

Sostituendo la seconda equazione del sistema (4.3.2.2.2) nella prima, si ricava l’espressione di VC(s). Ui = L ⋅ [s ⋅ (s ⋅ C ⋅ VC (s ) − C ⋅ VC 0 ) − I L 0 ] + VC ( s ) s

[

]

VC (s ) ⋅ s 2 ⋅ L ⋅ C + 1 =

Ui + s ⋅ L ⋅ C ⋅ VC 0 + L ⋅ I L 0 s

Ui + s ⋅ L ⋅ C ⋅ VC 0 + L ⋅ I L 0 s 2 ⋅ L ⋅ C ⋅ VC 0 + s ⋅ L ⋅ I L 0 + U i s = VC (s ) = s2 ⋅ L ⋅C +1 s ⋅ s2 ⋅ L ⋅C +1

[

VC (s ) =

I L0 U + i C L ⋅C 1 ⎤ ⎡ s ⋅ ⎢s 2 + LC ⎥⎦ ⎣

s 2 ⋅ VC 0 + s ⋅

]

(4.3.2.2.3)

Per ricavare l’espressione nel dominio del tempo si esegue la trasformata inversa di Laplace:

VC (s ) =

da cui si ottiene:

I L0 U + i C L⋅C = A + B ⋅ s + D 1 1 ⎤ s ⎡ s2 + s ⋅ ⎢s 2 + ⎥ LC LC ⎦ ⎣

s 2 ⋅ VC 0 + s ⋅

(4.3.2.2.4)


179

⎧ ⎪A = Ui ⎪ ⎨ B = VC 0 − U i ⎪ I ⎪D = L0 C ⎩

U VC (s ) = i + s

s ⋅ (VC 0 − U i ) + 1 ⎤ ⎡ 2 ⎢⎣ s + LC ⎥⎦

U = i + (VC 0 − U i ) ⋅ s

=

Ui + (VC 0 − U i ) ⋅ s

VC (s ) =

(4.3.2.2.5)

I L0 C =

s 1 s + LC

+

2

s 1 s2 + LC

I L0 C

1 s + LC

=

2

+

1

LC LC ⋅ ⋅ I L0 1 C 2 s + LC

ω Ui s + (VC 0 − U i ) ⋅ 2 + 2 0 2 ⋅ Z 0 ⋅ I L0 2 s s + ω0 s + ω0

(4.3.2.2.6)

dove:

ω0 = Z0 =

1

LC

= pulsazione di risonanza

L = impedenza caratteristica C

(4.3.2.2.7) (4.3.2.2.8)

Antitrasformando l’ultima espressione si ricava:

vC (t ) = U i + (VC 0 − U i ) ⋅ cos(ω 0 ⋅ t ) + Z 0 ⋅ I L 0 ⋅ sin (ω 0 ⋅ t )

(4.3.2.2.9)


180

Eseguendo lo stesso procedimento per iL si ricava l’andamento descritto dalla seguente espressione:

i L (t ) = I L 0 ⋅ cos(ω 0 t ) +

U i − VC 0 ⋅ sin (ω 0 ⋅ t ) Z0

(4.3.2.2.10)

Il verso della corrente iL determina se la tensione u2 è positiva o negativa, mentre è il sistema di controllo ad imporre la polarità di u1. Ad ogni commutazione, il sistema reagisce, perciò, con una risposta al gradino descrivibile dalle equazioni precedentemente ricavate, partendo dalle condizioni iniziali IL0 e VC0, ovvero il valore della corrente dell’induttanza e della tensione ai capi del condensatore, all’istante in cui si verifica la commutazione da +ui a -ui o viceversa. 4.3.2.3 Forme d’onda.

Il sistema proposto opera con una frequenza di commutazione superiore alla frequenza

(

)

di risonanza f 0 = 1 2π LC . In figura 4.48 sono illustrati gli andamenti della corrente e della tensione ottenuti da una simulazione con il software PSpice.


181

iL

0

t

vC

0

t

0

t

t0 Fig. 4.48 risonante.

t1 t2

t3

t4

Forme dâ&#x20AC;&#x2122;onda ottenute con simulazione PSpice del convertitore


182

All’istante t0, momento in cui la corrente nell’induttore è nulla , inizia a condurre l’interruttore S+. All’istante t1, prima che finisca il semiperiodo di oscillazione della corrente, l’interruttore S+ è forzato ad aprirsi con corrente non nulla, obbligando così la corrente positiva iL a passare attraverso il diodo D-. Poiché al circuito oscillante, è ora applicata una tensione negativa (-u1-u2) e la corrente nel diodo viene condotta a zero rapidamente, nell’intervallo di tempo t ∈ [t1, t2]. Non appena D- entra in conduzione, S- è chiuso a tensione e corrente nulla e inizia a condurre non appena il verso della corrente si inverte. Prima che termini il semiperiodo di oscillazione, lo switch S- è forzato ad aprirsi con corrente non nulla, istante t4. A questo punto entra in conduzione D+ e lo switch S+ può essere chiuso a tensione e corrente nulla in modo da iniziare a condurre non appena il verso della corrente iL si inverte. La corrente i2 è la corrente iL raddrizzata. Il suo andamento è illustrato in figura 4.49. i2

0

t Fig. 4.49 – Forma d’onda della corrente i2.

In figura 4.50 è illustrato l’andamento della tensione d’uscita al variare della frequenza per frequenze al di sopra del valore di risonanza.


183

I2

U2 ω S/ω0

1

Fig. 4.50 – Caratteristica d’uscita del convertitore risonante.

Quindi per una data tensione d’ingresso e per un determinato carico, la tensione U2 può essere regolata controllando la frequenza di commutazione fS del convertitore come illustrato in figura 4.51. VDC_REF

ε

+

-

Guadagno + compensazione

VCO Voltage Controlled Oscillator

fS

Convertitore DC-DC SLR

Fig. 4.51 – Schema di controllo stadio DC/DC risonante.

VDC


184

4.3.3 Topologie multilivello. 4.3.3.1 Premessa.

I convertitori multilivello presentati in [40] e [56] permettono di generare una forma d’onda sinusoidale con una bassa distorsione armonica. Dovuto all’elevato numero di interruttori da utilizzare, resta comunque da verificare la possibilità di ottenere rendimenti elevati, dell’ordine del 94%, cosa indispensabile per un inverter commerciale.

4.3.3.2 Convertitore Multilivello Half – Bridge Diode Calmped (HBDC).

S1

VPV1

S2

+

S3

vOUT

vLINE

-

VPV2 S4

Fig. 4.52 – Convertitore Multilivello HBDC.

In figura 4.52 è illustrato un convertitore HBDC di tipo three-level. I tre possibili valori della tensione d’uscita sono: ⎧vOUT = VPV 1 ⎪ ⎪⎪ ⎨vOUT = 0 ⎪ ⎪ ⎩⎪vOUT = −V PV 2

se S1 = ON e S 2 = ON se S 2 = ON e S3 = ON se S3 = ON e S 4 = ON

(4.3.3.2.1)


185

In questa configurazione circuitale, non essendoci uno stadio elevatore, la tensione di stringa deve essere più alta del picco della tensione di rete, per poter garantire l’iniezione di potenza in linea. La struttura three-level può essere modulata per ottenere topologie multilivello a cinque o più livelli. In figura 4.53 è illustrato lo schema di un convertitore HBDC a cinque livelli.

Fig. 4.53 - HBDC a cinque livelli.

Questa topologia costruttiva presenta il vantaggio di effettuare la doppia connessione a terra, moduli fotovoltaici e rete, permettendo così l’eliminazione delle correnti capacitive di dispersione verso terra. Inoltre, la distorsione armonica è assai contenuta. Per contro, l’elevato numero di switch e la complessità del sistema di controllo ne ha, finora, pregiudicato l’utilizzo in applicazioni commerciali.


186

4.3.3.3 Convertitore Cascaded H-Bridge.

In figura 4.55 è illustrato lo schema della topologia multivello Cascaded H- Bridge. In particolare, è illustrata la connessione in serie di due moduli full-bridge, dove ogni ponte può generare in uscita una tensione a tre livelli. Si consideri, come effettuato in [56], p il numero di convertitori a ponte intero connessi in serie, allora, il numero di livelli nV della tensione d’uscita può essere calcolato come segue:

nV = 3 + 2 ⋅ ( p − 1)

(4.3.3.3.1)

Con p=2, per esempio, si ottengono 5 livelli. Selezionando diversi valori di tensione DC per i vari moduli fotovoltaici si può utilizzare la ridondanza della struttura al fine di incrementare il numero di livelli della tensione d’uscita con la riduzione della distorsione armonica

Fig. 4.54 – Inverter multilivello di tipo Cascaded H-Bridge.


187

4.3.3.4 Configurazione Multilivello Isolata.

In figura 4.55 è illustrata una topologia Multilivello Isolata realizzata con la connessione di tre inverter a ponte intero. La struttura è ovviamente modulare e può essere realizzata con p stadi di tipo full bridge. In generale, come proposto in [56], collegando p stadi di tipo full bridge, come illustrato, si ottiene in uscita una forma d’onda a: nV = 3 p livelli.

(4.3.3.4.1)

Nell’esempio di figura 4.55, il numero di stadi è p=3, il che produce una tensione d’uscita a 27 livelli. Il vantaggio di questa topologia è sicuramente l’alto numero di livelli per la tensione d’uscita che permette di ottenere una bassissima distorsione armonica. Per contro, l’alto numero di interruttori e l’utilizzo di n trasformatori ha pregiudicato il suo utilizzo in applicazioni commerciali.

Fig. 4.55 – Topologia multilivello isolata. 4.3.3.5 Conclusioni.

Le configurazioni multilivello sono proposte in letteratura per la loro modularità e per la generazione di forme d’onda con bassissima distorsione armonica. L’elevato numero di componenti, con conseguente aumento dei costi, e le buone prestazioni in fatto di distorsione armonica delle configurazioni a due stadi, non ne giustifica, attualmente, l’applicazione in ambito fotovoltaico grid-connected.


188

4.4 Algoritmi MPPT. 4.4.1 MPPT Perturbe and Observe (P&O).

L’algoritmo di inseguimento del punto di massima potenza, più diffuso e utilizzato negli inverter commerciali, è il metodo Perturba e Osserva. La sua larga diffusione è dovuta soprattutto alla sua semplice implementazione. Tale algoritmo si basa sull’analisi della caratteristica potenza – tensione di una stringa fotovoltaica. Perturbando la tensione di lavoro in una data direzione, se si rileva che

dP > 0 allora dV

significa che il punto di lavoro si sta muovendo verso il punto di massima potenza (MPP). L’algoritmo continuerà a perturbare in tale direzione finché non si otterrà dP < 0. dV Quando

dP < 0 , il punto di lavoro si sta allontanando dal Maximum Power Point e dV

l’algoritmo comincerà, quindi, a perturbare il campo fotovoltaico nella direzione opposta per riportare il sistema verso il punto di massimo. P

Semipiano Sinistro

Semipiano Destro

V Fig. 4.56 – Andamento della caratteristica P-V.

L’algoritmo per prima cosa provvede alla misurazione della tensione e della corrente della stringa fotovoltaica e successivamente calcola la potenza e la sua variazione rispetto al campione precedentemente memorizzato. Dalle variazioni di potenza e tensione, l’algoritmo identifica se il sistema si trova ad operare nel semipiano alla destra


189

o nel semipiano alla sinistra del punto di massima potenza e provvede quindi a sommare o sottrarre l’incremento di perturbazione VINC in modo da spostare il punto di lavoro a tensione più alta o più bassa, ovvero verso il punto di massima potenza. In fig. 4.57 è rappresentato un flow-chart di una possibile implementazione del metodo P&O. START

Misurare v(n), i(n)

Calcolare p(n)=v(n)*i(n)

Calcolare ∆v(n)=v(n)-v(n-1) ∆p=p(n)-p(n-1)

Si

∆p >= 0

VREF = VREF + VINC

No

∆v >= 0

No

Si

VREF = VREF - VINC

VREF = VREF - VINC

∆p >= 0

No

VREF = VREF + VINC

RETURN

Fig. 4.57– Flow Chart dell’algoritmo P&O (Perturb and Observe)


190

Un limite di questa semplice implementazione, consiste nella continua oscillazione del punto di lavoro attorno all’MPP.

P A

B

V Fig. 4.58 – Oscillazione del punto di lavoro nella caratteristica P-V per un algoritmo P&O.

L’entità dell’oscillazione può essere ridotta riducendo il passo di perturbazione. Avere un passo di perturbazione breve porta ad avere un MPPT lento. Per risolvere questo inconveniente si può effettuare un incremento variabile che diventa sempre più piccolo a mano a mano che ci si avvicina al punto di massima potenza. Questo algoritmo può fallire in caso di rapide variazioni delle condizioni atmosferiche. P

C P2 P1

A B

V Fig. 4.59 – Fallimento dell’algoritmo P&O.


191

Si consideri la situazione illustrata in figura 4.59. Il punto di lavoro è collocato nel punto A che corrisponde ad una tensione VA della stringa. L’algoritmo incrementerà il riferimento di tensione in modo da spostare il punto a tensione VA + ∆V. Se all’interno dell’intervallo di campionamento, le condizioni atmosferiche cambiano rapidamente, in modo da passare dalla curva di potenza P1 alla curva di potenza P2, il sistema non si porterà nel punto di lavoro B, ma si porterà in C. Così facendo si registra un incremento della potenza d’uscita e si mantiene la stessa direzione di perturbazione, con il conseguente allontanamento dall’MPP. Pertanto, se la radiazione incrementa costantemente, il punto di lavoro tende a divergere, provocando il fallimento dell’algoritmo stesso.


192

4.4.2 MPPT Incremental Conductance (ICT).

Un altro esempio di algoritmo utilizzato dall’industria fotovoltaica è basato sul metodo della conduttanza incrementale. Questo metodo si basa sul fatto che la pendenza della curva dP/dV, di un campo fotovoltaico, vale: ⎧ dP ⎪ dV = 0 ⎪ ⎪ ⎪⎪ dP >0 ⎨ ⎪ dV ⎪ ⎪ ⎪ dP < 0 ⎪⎩ dV

nell' MPP.

a sinistra dell' MPP.

(4.4.2.1)

a destra dell' MPP.

Si esprima dP/dV in funzione dei valori istantanei di tensione e corrente. La relazione precedente diventa, perciò: dP d ⋅ (V ⋅ I ) dI ∆I = = I +V ⋅ ≅ I +V ⋅ dV dV ∆V dV

(4.4.2.2)

La condizione di massima potenza vale:

dP =0 dV ∆I =0 I +V ⋅ ∆V ∆I I = −V ⋅ ∆V I ∆I =− ∆V V

(4.4.2.3)


193

Il sistema può essere descritto, di conseguenza, nel seguente modo: I ⎧ ∆I ⎪ ∆V = − V ⎪ ⎪ ⎪⎪ ∆I I >− ⎨ V ⎪ ∆V ⎪ ⎪ ⎪ ∆I < − I ⎪⎩ ∆V V

nell' MPP.

a sinistra dell' MPP.

(4.4.2.4)

a destra dell' MPP.

La direzione di perturbazione successiva, ottenuta sommando o sottraendo un valore di riferimento VINC, è ricavata dal semplice confronto tra la conduttanza istantanea I/V e la conduttanza incrementale ∆I/∆V. In caso di variazioni rapide delle condizioni atmosferiche l’algoritmo insegue bene il punto di massima potenza, a differenza del metodo P&O. Però, la sua implementazione richiede una capacità elaborativi superiore realizzabile con un DSP. Nelle applicazioni grid-connected questo ultimo aspetto non risulta problematico in quanto i sistemi di controllo degli stadi DC/AC vengono realizzati con DSP. Pertanto, tale algoritmo sembra preferibile al precedente. Si riporta, di seguito, il diagramma di flusso relativo al funzionamento dell’algoritmo sopra descritto.


194

START

Misurare v(n), i(n)

No

∆v = 0

∆I/∆V = - I/V

No

No

∆I/∆V > - I/V

VREF = VREF + VINC

∆I = 0

∆I > 0

No

VREF = VREF - VINC

No

VREF = VREF - VINC

VREF = VREF + VINC

RETURN

Fig. 4.60 – Flow Chart dell’algoritmo ICT (Incremental Conductance)


195

4.4.3 MPPT Costant Voltage (CV).

Il metodo CV si basa sull’esistenza di una relazione di proporzionalità tra la tensione a vuoto del campo fotovoltaico e la tensione nel punto di massima potenza Vm. Tale relazione è espressa da: Vm = k1 ⋅ VOC

(4.4.3.1)

dove k1 ha valori compresi tra 0.71 e 0.78. Dopo una determinazione sperimentale della costante k1, fatta sul campo fotovoltaico, l’algoritmo imposta momentaneamente a zero la corrente della stringa fotovoltaica e misura la tensione a vuoto. A questo punto, il controllore MPPT imposterà i parametri di controllo del convertitore DC/DC in modo che la tensione nel punto di lavoro sia il 71%-78% del valore misurato.

START

Misurare VOC

Vm = k1 VOC

Imposto δ

RETURN

Fig. 4.61 – Flow Chart dell’algoritmo CV (Costant Voltage)


196

Questo algoritmo non sembra idoneo ad applicazioni fotovoltaiche grid-connected. La costante k1 deve essere determinata per ogni campo fotovoltaico e il suo valore inevitabilmente cambia nel tempo. Quindi, si realizzerebbe un sistema in cui il punto di lavoro non sarebbe il punto di massima potenza, ma una sua stima con conseguente perdita di potenza utile.


197

4.4.4 MPPT Short Circuit Current (SC).

Il metodo SC si basa sul fatto che esiste una relazione di proporzionalità tra la corrente nel punto di massima potenza Im e la corrente di cortocircuito del campo fotovoltaico, ovvero: I m = k 2 ⋅ I SC

(4.4.4.1)

dove k2 ha valori compresi tra 0.78 e 0.92 e viene determinata con metodi sperimentali. L’algoritmo misura la corrente di cortocircuito e imposta i parametri del convertitore in modo tale che la corrente fornita dal campo fotovoltaico sia pari a Im. Il grosso limite di questo metodo, sta nel dover rilevare la corrente di cortocircuito ISC durante il funzionamento del sistema e per questo motivo non è quasi mai usato nella pratica.

START

Misurare ISC

Im = k2 ISC

Imposto δ

RETURN

Fig. 4.62 – Flow Chart dell’ algoritmo SC (Short Circuit Current).


198


199

Conclusioni. Gli inverter fotovoltaici presenti attualmente in commercio sono riconducibili a tre topologie costruttive: 1) Inverter con trasformatore a frequenza di rete. 2) Inverter con trasformatore ad alta frequenza. 3) Inverter senza trasformatore. In alcuni Stati le normative impongono l’isolamento galvanico o il dual grounding che si traduce nella necessità di una struttura dotata di un trasformatore d’isolamento. Per questo motivo, attualmente, le topologie isolate sono quelle maggiormente utilizzate. L’ingresso dell’inverter è solitamente predisposto per collegare più stringhe distinte, ma nella maggior parte dei casi vengono connesse in parallelo all’interno dell’inverter stesso e quindi collegate ad un unico circuito MPPT, pertanto, non si è in presenza di una reale gestione multistringa e gli inverter vengono così definiti “centrali”. Recentemente sono stati immessi sul mercato i primi inverter multistringa realizzati con uno stadio MPPT per ogni stringa e un convertitore DC/AC che processa la totale potenza DC d’ingresso, aumentando quindi le prestazioni globali del sistema. Attualmente non esiste una norma di prodotto per gli inverter fotovoltaici, ma ogni Paese e ogni rete elettrica ha la propria legislazione. Un inverter deve rispettare le direttive emanate dalle compagnie elettriche del Paese nel quale viene commercializzato e attenersi a tutte le norme di apparecchiatura elettronica di potenza vigenti. In ogni caso gli enti internazionali IEEE ed IEC stanno lavorando per l’emanazione di standard. Nel 2000 la IEEE ha pubblicato :” Standard 929 IEEE – Reccomended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) System up to 10kW” e nel 2004: “IEEE 1547 – IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems”. La IEC ha in fase di elaborazione le seguenti norme: a) IEC 61727: “Characteristics of Utility Interface for Photovoltaic (PV) Systems. Aggiornamento della IEC 61727 (1995-06) Characteristic of Utility Interface”. b) IEC 62109: “Safety of Power Converters for Use in Photovoltaic Power Systems – Part 1 – General Requirements”.


200

c) IEC 60364-7-712 “Electrical Installations of Buildings – Part 7 - 712 : Requirements for Special Installations or Locations – Solar Photovoltaic (PV) Power Supply Systems”.

Dalle analisi effettuate si ricava che la struttura tipica, sia per le soluzioni centrali che per quelle multistringa, è una configurazione a due stadi realizzata con uno stadio DC/DC innalzatore, che svolge anche la funzione di MPPT, e uno stadio DC/AC che inietta potenza in rete nel rispetto delle normative vigenti. I due stadi sono collegati per mezzo di un bus o DC link sul quale si trova l’elemento di accumulo, capacitivo o induttivo e dove la tensione del bus è mantenuta costante dal sistema di controllo dell’inverter. Un’analisi più approffondita merita la configurazione GCC proposta in letteratura in quanto si presta a ridurre e/o risolvere i problemi legati all’ombreggiamento parziale delle stringhe, ma attualmente non risulta ancora applicata ad inverter fotovoltaici gridconnected di potenze dell’ordine del kW.


201

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Tesi - Fotovoltaico - Studio dei Sistemi Fotovoltaici Grid-Connected  

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