Dimensionamento impianto fotovoltaico by roby

3. Dimensionamento elettrico dell’impianto fotovoltaico in bt fino a 20 kWp

3.1. Layout generale delle apparecchiature elettriche Un impianto di generazione fotovoltaica è costituito dal campo fotovoltaico (l’insieme dei moduli), dagli eventuali quadri di campo, dagli inverter e dai relativi quadri di parallelo, e dai dispositivi di protezione. Il layout delle apparecchiature di un impianto della potenza nominale < 20 kWp, riportato in figura 3.1, mette in evidenza le apparecchiature elettriche necessarie per il corretto funzionamento e per la messa in parallelo dell’impianto con la rete elettrica. La norma cei 0-21 ha introdotto l’obbligo dell’inserimento del Sistema di protezione di interfaccia SPI per gli impianti con potenza nominale maggiore di 6 kWp. È bene considerare che la configurazione impiantistica più semplice, come quella riportata nel layout seguente, prevede la realizzazione di un’unica stringa di moduli; nel caso specifico sono sette moduli fotovoltaici in serie, connessi a un inverter di tipo monofase in parallelo con la rete. Si noti la presenza dei due contatori dell’energia, M1 per l’energia prodotta messa in opera subito a valle dell’inverter e M2 per il contatore di energia scambiata (di tipo bidirezionale). Tale configurazione rappresenta un impianto in regime di autoconsumo dell’energia prodotta e incentivata1; nel caso di un impianto in regime di vendita o di scambio sul posto della corrente prodotta è necessario l’inserimento di un solo contatore dell’energia. Nel caso in cui l’impianto realizzato preveda l’utilizzo di due o più inverter si fa presente la necessità dell’utilizzo di un quadro di parallelo (Q//) a valle dei convertitori statici. In figura 3.1 sono riportate le apparecchiature elettriche di un impianto di generazione fotovoltaica messo in opera su una copertura a falda; nello specifico i moLa configurazione impiantistica con due contatori (M1 e M2), alla luce di quanto disciplinato dal Quinto Conto Energia è necessaria solo ed esclusivamente se l’impianto aderisce al regime incentivante (tariffa premio sull’energia consumata e tariffa omnicomprensiva). 1

38 Progettazione di impianti fotovoltaici

Figura 3.1. Planimetria generale delle apparecchiature elettriche di un impianto di generazione fotovoltaica

duli occupano la falda a sud, la stringa fotovoltaica e il cavo per la messa a terra delle strutture sono portati al qg tramite tubazione tipo taz che corre in copertura. L’inverter è installato all’interno dei locali, in un luogo asciutto e ben ventilato, nei pressi del qg e d.gen dove è stato posato il contatore dell’energia prodotta M1. Come si nota dal layout l’impianto si compone di due parti ben distinte tra loro: il lato corrente continua cc caratterizzato dal campo fotovoltaico e il lato corrente alternata ca. Nei paragrafi successivi saranno approfonditi i dimensionamenti elettrici dell’intero generatore fotovoltaico, dei cavi e dei relativi dispositivi di protezione.

39 Dimensionamento elettrico dell’impianto fotovoltaico in bt fino a 20 kWp  cap 3

3.2. Lato corrente continua La parte di un impianto di generazione fotovoltaica caratterizzata dai moduli fotovoltaici è in corrente continua fino all’ingresso del convertitore statico (inverter) necessario per la conversione tra il lato cc e il lato ca. Ne consegue che la tipologia di cavi da utilizzare e il loro dimensionamento devono tenere conto di tale condizione.

3.2.1. Dimensionamento dei cavi e modalità di posa La tipologia di cavi necessaria per il lato corrente continua e il dimensionamento varia in funzione di alcuni fattori: § tipologia di cavo (generalmente il cavo utilizzato è di tipo solare); § posa del cavo (il cavo solare è resistente ai raggi uv per cui è possibile prevedere una sua installazione in copertura; nel caso in cui sia necessaria la posa interrata2 i cavi devono essere passati all’interno di un cavidotto); § temperatura (temperatura di esercizio di – 40 °C ÷ 120 °C); § correnti e tensioni (tensione di isolamento U0/U 0,6/1 kV; la sezione del cavo varia in funzione delle caratteristiche elettriche del circuito); § altre considerazioni specifiche (cavo con guaina priva di alogeni, garantito da organismo di certificazione). Si specifica, inoltre, che nel cablaggio dell’impianto si devono tenere sempre distinti (separati) i circuiti del lato corrente continua e quelli del lato corrente alternata. In fase di dimensionamento dei cavi lato cc si deve verificare che siano in grado di sostenere la corrente cto (cortocircuito) tra i poli e verso terra.

3.2.2. Quadri di campo e quadri di parallelo All’interno di un sistema di generazione fotovoltaica si inseriscono i quadri di campo per poter effettuare il sezionamento e la protezione del lato cc a monte dell’ingresso delle stringhe nell’inverter. Generalmente i quadri di campo sono costituiti da sezionatori con fusibili e da scaricatori di tensione. Nel caso in cui si proceda alla realizzazione di più stringhe in parallelo tra loro si deve prevedere l’utilizzo di diodi di blocco. Nel caso in cui l’architettura del lato cc dell’impianto preveda la realizzazione di più stringhe da far arrivare a un inverter dove il numero di ingressi è inferiore al numero delle stringhe del campo realizzato, si deve prevedere la realizzazione di un quadro di parallelo (Q// lato cc) che permetta di fare il parallelo tra le stringhe. 2 Nelle applicazioni di impianti a terra in campo aperto si consiglia di valutare la presenza di eventuali roditori per prevedere l’uso di cavi antiroditore e garantire il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico nel tempo.

40 Progettazione di impianti fotovoltaici

Figura 3.2. Fotografie di string comb/string box

Mettendo in parallelo stringhe di moduli fotovoltaici è bene ricordare che la tensione di uscita dal Q// rimane invariata (sarà coincidente con la tensione delle stringhe in arrivo), mentre la corrente in uscita dal Q// sarà uguale alla somme delle singole correnti delle stringhe. Generalmente i Q// sul lato cc sono costituiti da sezionatori di manovra e in alcuni casi da scaricatori di sovratensione. In alcuni casi i Q// vengono chiamati dalle case produttrici string box o string comb; nella figura 3.2 si riporta un’immagine di tali apparecchiature.

3.3. Lato corrente alternata Il lato corrente alternata di un impianto fotovoltaico sta a valle del convertitore statico e comprende il tratto tra l’inverter e il punto di consegna. Per effettuare il parallelo con la rete – in questo caso la rete di bt (bassa tensione) – è necessario l’inserimento del dispositivo generale dell’impianto, il dispositivo di interfaccia e il dispositivo generatore. Dispositivo generale

Il dispositivo generale permette la separazione dell’impianto fotovoltaico dalla rete e si trova a valle del contatore di produzione (M1). La tipologia di interruttore da utilizzare è di tipo automatico, idoneo al sezionamento. Dispositivo di interfaccia

Il dispositivo di interfaccia serve a separare l’impianto di generazione fotovoltaica dal resto dell’impianto; per una potenza fino a 6 kWp (in monofase) e fino a 20 kWp (in trifase) può essere integrato all’interno dell’inverter.

41 Dimensionamento elettrico dell’impianto fotovoltaico in bt fino a 20 kWp  cap 3

Figura 3.3. Fotografie di inverter fotovoltaici di tipo monofase e trifase

Sistema di protezione di interfaccia

La norma CEI 0-21 ha introdotto l’obbligo dell’utilizzo di tali dispositivi esterni ai convertitori statici in tutti gli impianti con potenza nominale superiore ai 6 kWp al fine di garantire parametri di frequenza e tensione congrui ai parametri di rete. Dispositivo generatore

Il dispositivo generatore è necessario per garantire il corretto sezionamento del campo fotovoltaico o del relativo sottocampo in caso di guasto; può essere utilizzato un interruttore automatico oppure un apposito contattore protetto da fusibili.

3.4. Inverter e stringhe Al fine di garantire il corretto funzionamento dell’impianto di generazione fotovoltaica deve essere redatta un’attenta analisi delle stringhe. In fase di progettazione si devono prevedere accorgimenti volti all’ottimizzazio-

Figura 3.4. Tensioni in ingresso all’inverter in funzione della temperatura di cella (fonte: Power One)

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ne delle tensioni in ingresso al convertitore (inverter) e alla suddivisione delle stringhe del campo fotovoltaico in funzione degli ombreggiamenti. Gli inverter sono dotati di propri mppt3 in grado ottimizzare la resa dell’impianto; in fase di progettazione è bene far effettuare l’inseguimento solare a stringhe di moduli in serie quanto più omogenee tra loro. Ne consegue che, nel caso di un’installazione con una stringa parzialmente soggetta a ombreggiamenti e un’altra stringa in campo aperto, è bene far capo con entrambe le stringhe a due inseguitori solari indipendenti per ottimizzare la resa complessiva del sistema. Lo stesso ragionamento vale per stringhe di moduli che interessano piani di posa con caratteristiche di orientamento e/o tilt differenti tra loro. La verifica della compatibilità tra campo fotovoltaico e inverter è, quindi, di estrema importanza per la produzione fotovoltaica, in quanto l’inverter deve essere in grado di trasferire l’energia in rete in modo efficiente a diversi livelli di tensione in ingresso. È bene, inoltre, considerare che l’energia resa disponibile dal campo fotovoltaico è a livelli di tensione e potenza variabili nell’arco del giorno e al variare delle stagioni e delle condizioni di irraggiamento, nonché in funzione dei parametri ambientali (temperatura ambiente, temperatura di cella, polvere ecc.). Esistono, quindi, diversi parametri in grado di valutare l’effettiva capacità dell’inverter di lavorare nelle reali condizioni di funzionamento dei sistemi di generazione fotovoltaica.

3.4.1. Verifica dell’inverter in funzione delle stringhe realizzate Per verificare il corretto accoppiamento tra campo fotovoltaico e inverter è necessario conoscere nel dettaglio le caratteristiche elettriche dei moduli fotovoltaici, la suddivisione del campo fotovoltaico in stringhe e le caratteristiche degli inverter. Nello specifico per quanto riguarda i moduli fotovoltaici è necessario conoscere i dati reperibili dalle schede tecniche del prodotto riportati nella tabella 3.1. Tabella 3.1. Esempio delle caratteristiche elettriche dei moduli fotovoltaici Caratteristiche elettriche necessarie

Potenza nominale

Tensione a vuoto (Voc)

Corrente di cortocircuito (Isc)

Tensione a potenza di picco (Vmp)

Dati esemplificativi del modulo fotovoltaico 250 Wp @ 1000 W/m2, 25 °C, AM 1,5 61,5 V 5,35 A

50,5 V

mppt (Maximum power point tracking): ogni inverter per applicazioni solari è dotato di un algoritmo interno in grado di verificare istantaneamente i valori di tensione e corrente e di elaborare il loro prodotto che indica potenza in watt. L’algoritmo provoca piccole variazioni nei parametri di conversione (duty cycle) per stabilire, per confronto, se il modulo fotovoltaico sta lavorando in condizioni di massima potenza. In caso di esito negativo interviene sul circuito per portare l’impianto in condizione ottimale.

43 Dimensionamento elettrico dell’impianto fotovoltaico in bt fino a 20 kWp  cap 3 Corrente a potenza di picco (Imp)

4,95 A

Massima tensione di sistema

1000 Vdc

Coefficiente di temperatura Isc (TK Isc)

0,038%/°C

Coefficiente di temperatura Voc (TK Voc)

– 0,34%/°C

Coefficiente di temperatura Pmax (TK Pmax)

– 0,48%/°C

Normal operating cell temperature (noct)

45 ± 2 °C

Per quanto riguarda l’inverter, i dati necessari per la verifica del dimensionamento sono riassunti nella tabella 3.2. Tabella 3.2. Esempio delle caratteristiche elettriche degli inverter Tipologia/Famiglia:

Caratteristiche generali

Dati esemplificativi inverter

Valori di ingresso

Tensione massima di ingresso ammissibile Campo di tensione mppt di ingresso

Inverter centralizzato pvi central 1000

485 – 850 Vdc

Numero inseguitori mppt indipendenti

6 (Configurazione multi-master)

Massima corrente totale in ingresso

738 Adc

Configurazione multi-master (per modulo)

123 6

Numero di ingressi dc

Tensione di alimentazione ausiliare esterna

Valori di uscita

Potenza nominale ac

Corrente nominale ac

TN-S, 3 x 400 V, 50/60 Hz 330 kW 606 A

Campo di tensione di uscita ac

3 x 320 V ± 20%

Frequenza di rete nominale

50/60 Hz

Fattore di potenza / campo di regolazione (cos φ)

1 /– 0,95…+ 0,95 (@ Pac nominale) < 3% (@ Pac nominale)

Distorsione corrente ac

Frequenza di commutazione convertitori

Dotazioni

Collegamento pvi-stringcomb

Monitoraggio della dispersione verso terra

18 KHz RS485 Sì

Interruttore di potenza lato ac

Sì

Scaricatori di sovratensione ac monitorati

Sì

Interruttore di potenza lato dc

Scaricatori di sovratensione dc monitorati

Sì

Dimensioni e peso

Dimensioni (altezza per larghezza per profondità) Peso cei

11-20

Standard

Sì 1250 x 2116 x 893,5 mm 1100 kg

DK5940

DK5740

IEC61683

EN50082

EN61000

IEC61727 Certificazione ce

EN50081 Sì

44 Progettazione di impianti fotovoltaici

Note le caratteristiche elettriche delle componenti, è necessario conoscere il numero di moduli fotovoltaici in serie e il numero delle stringhe per verificare la compatibilità tra campo fotovoltaico e sistemi di conversione. Data la variabilità del comportamento del campo fotovoltaico in funzione sia dei dati di irraggiamento che del fattore temperatura, la verifica delle tensioni in ingresso all’inverter dovrà essere fatta anche alle tensioni estreme di esercizio. Per quanto riguarda la temperatura minima, va detto che è strettamente collegata alle caratteristiche meteorologiche del sito di installazione; generalmente per installazioni al nord Italia tale verifica viene fatta a – 15/ – 20 °C, al centro Italia a – 5/10 °C mentre al sud Italia a 0/– 5 °C previe differenze attese date dall’altitudine del sito e/o da altre particolari condizioni al contorno. Per quanto riguarda, invece, la temperatura massima a cui si troverà a operare il sistema, la stima è strettamente connessa alla tipologia di posa dei moduli fotovoltaici: impianti integrati su coperture si troveranno a lavorare a temperatura più elevate dei campi fotovoltaici messi in opera a terra o in siti più ventilati. Per una corretta valutazione della compatibilità tra campo fotovoltaico e inverter si consiglia di effettuare le verifiche anche con i simulatori messi a disposizione per ogni inverter dalle relative case produttrici.

3.4.2. Scelta del luogo per l’installazione dell’inverter Gli inverter devono essere messi in opera il più vicino possibile al campo fotovoltaico – al fine di ridurre le perdite sul lato cc – e in un luogo ben ventilato. Gli inverter disponibili sul mercato sono da esterno e da interno; in generale è buona regola provvedere a una loro protezione almeno dai raggi diretti del sole e all’installazione in ambiente fresco e possibilmente asciutto. A seconda del sito di installazione è bene valutare la tipologia del sistema di raffreddamento del convertitore scelto: se si prevede di installare l’inverter in campo aperto con presenza di polvere, si consiglia di optare per inverter dotati di ventilazione naturale senza ventole per il raffreddamento; invece se l’installazione interessa un luogo chiuso (come un vano tecnico) areato si può utilizzare un inverter a ventilazione forzata, verificando sempre che il rumore emesso dai sistemi di raffreddamento sia conforme e adatto all’ambiente in cui viene inserito. Infine, si consiglia di scegliere un luogo ben accessibile per la messa in opera degli inverter, in modo da poter collocare nei pressi del convertitore il contatore dell’energia prodotta.

3.5. Verifica dei sottocampi Per garantire un corretto dimensionamento del campo fotovoltaico e delle relative stringhe in funzione dell’inverter scelto in fase di progettazione si devono effettuare alcune verifiche.

45 Dimensionamento elettrico dell’impianto fotovoltaico in bt fino a 20 kWp  cap 3

Verifica dell’omogeneità della stringa fotovoltaica

Si deve verificare che i moduli fotovoltaici di una stessa stringa siano caratterizzati da condizioni di posa omogenee e che le caratteristiche elettriche dei moduli fotovoltaici siano uguali tra loro e conformi ai parametri accettati in ingresso all’inverter. Verifica delle tensioni di stringa

Le stringhe e i sottocampi di un impianto fotovoltaico devono essere studiati al fine di ottimizzare il range di operatività dell’inverter prescelto, stringhe e sottocampi sono quindi soggetti a verifiche sia in fase di dimensionamento che in fase di collaudo (descritto al capitolo 8). Uso di string box/string comb

Nei casi in cui l’impianto sia caratterizzato da un numero elevato di stringhe è bene utilizzare string comb o string box necessarie per effettuare il parallelo tra le stringhe del campo fotovoltaico. In tale caso la verifica del sottocampo deve essere fatta sui parametri elettrici in uscita dalla string box il cui sottocampo dovrà essere conforme coi parametri in ingresso all’inverter.

3.6. Dispositivi di protezione e di interfaccia I dispositivi di protezione e di interfaccia da inserire all’interno dell’impianto fotovoltaico sono descritti nella Guida per le connessioni a cura di enel Distribuzione, nella quale si riportano le funzioni di protezione di interfaccia previste come disciplinato dalla norma cei 11-20. Il sistema di protezione di interfaccia (spi) è costituito essenzialmente da relè di frequenza e di tensione. 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 (opzionale).

In relazione ai valori di taratura e ai tempi di intervento indicati nella Guida per le connessioni per tutti i tipi di guasto sulla rete pubblica si ha di regola l’intervento del relè di frequenza; i relè di tensione, invece, assolveranno a una funzione prevalentemente di rincalzo. In condizioni particolari, per esempio con alta probabilità di equilibrio fra potenza assorbita dai carichi e prodotta dai generatori sulla stessa linea bt o sullo stesso trasformatore mt/bt (da media a bassa tensione), il gestore di rete potrà richiedere al produttore una protezione a derivata di frequenza.

46 Progettazione di impianti fotovoltaici

Le funzioni del sistema di protezione d’interfaccia possono essere realizzate tramite: 1. un dispositivo dedicato (relè); 2. il sistema di controllo integrato nel dispositivo di conversione statica. La tabella 3.3 indica quando è possibile utilizzare un sistema di controllo integrato nel dispositivo di conversione statica. Tabella 3.3. Tipologia dei sistemi di protezione di interfaccia (fonte: Guida per le connessioni Enel Distribuzione, rielaborazione) Potenza complessiva dell’impianto

Sistema Tipologia del generatore

Monofase

≤ 6 kW

≤ 20 kW

Generatori collegati tramite Funzioni spi anche assolte da sistema controllo integrato sistema di conversione nel convertitore (dc/ac o ac/ac) Generatori rotanti (asincroni) direttamente collegati alla rete pubblica

Trifase

> 20 kW Funzioni spi assolute da dispositivo dedicato (separato dal sistema di conversione)

Funzioni spi assolte da dispositivo dedicato

Il sistema di protezione dedicato è necessario anche nel caso di impianti di potenza complessiva inferiore ai 20 kW, nei casi in cui l’architettura elettrica dell’impianto preveda l’utilizzo di un numero maggiore di 3 inverter dotati di dispositivo di protezione di interfaccia integrato. In tabella 3.4 si riportano le tarature richieste dalla Guida per le connessioni enel Distribuzione da impostare sul sistema di protezione di interfaccia. Tali tarature non devono poter essere modificate, se non previo accordo con il gestore di rete. Tabella 3.4. Tarature dei sistemi di protezione di interfaccia (fonte: Guida per le connessioni Enel Distribuzione) Protezione

Soglia prescritta

(59.S1)

1,1 Vn

(59.S2)

1,15 Vn

Soglia impostata 253 V

440 V

264,5 V

460 V

(27.S1)

0,85 Vn

195,5 V

(81 > .S1)

50,5 Hz

(81 > .S2)

51,5 HZ

(27.S2)

(81 < .S1)

(81 < .S2)

0,4 Vn

49,5 Hz

47,5 Hz

340 V

92 V

49,5 Hz

47,5 Hz

160 V

Comando locale

Dati indicati nel preventivo

Segnale esterno

Dati indicati nel preventivo

49,5 Hz

47,5 Hz

Tempo di intervento Variabile in funzione del valore iniziale e finale di tensione, al massimo 603 s 0,2 s 0,4 s

0,2 s

≤ 0,1 s

Tempo di intervento rilevato

0,2 s

0,4 s

0,2 s

0,1 s