Accoppiare Pannelli FV e Inverter - 3 di 3

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Proseguiamo con la terza parte della nostra trattazione inerente la strategia di accoppiamento fra pannelli e inverter fotovoltaici.
DATASHEET DI UN INVERTER: PARAMETRI ELETTRICI
Nella figura che segue è riportato un esempio di scheda tecnica (datasheet) in cui sono esposti i valori elettrici di ingresso DC di un generico inverter da ...

3,6 kW di potenza (il valore 3,6 kW si riferisce qui alla potenza AC nominale in uscita dall’inverter).

 

Dalla figura precedente possiamo dedurne tra l’altro:

· il numero di MPPT (voce “Numero tracker MPP”): nell’esempio è “2” ovvero è un inverter con doppio MPPT;

· il range di tensione DC di funzionamento ottimale che accetta in ingresso ciascun MPPT: nell’esempio è da 200 VDC a 800 VDC (voce “Gamma di tensione MPP”);

· la tensione minima di funzionamento (voce “tensione di entrata minima” o “tensione di avvio di alimentazione”): nell’esempio è 80 VDC; se il costruttore fornisce tale valore, esso si riferisce alla tensione minima DC in ingresso per cui l’inverter si attiva ovvero inizia a convertire (da corrente DC ad AC) ovvero il valore, oltrepassato il quale, l’inverter inizia a funzionare; ad ogni modo i valori di tensione in ingresso per cui l’inverter funzionerà con i valori di rendimento dichiarato, sono solo quelli all’interno del range MPPT (nell’esempio è, come visto nel punto precedente, da 200 VDC a 800 VDC); generalmente occorre evitare di scegliere stringhe (cioè un numero in serie di pannelli) che abbiano valori di tensione fuori dai range ottimali MPPT anche se magari sono superiori alla tensione minima di funzionamento: infatti anche se l’inverter con tali bassi valori può effettivamente funzionare, sicuramente avrà un rendimento di conversione inferiore a quello dichiarato dal costruttore; ad esempio se la nostra ipotetica serie di pannelli di studio possedesse un valore ai suoi capi di 160 VDC, l’inverter sarebbe in grado di funzionare (e di attivarsi) ma essendo 160 VDC inferiore al valore minimo di ingresso del range ottimale (200VDC), l’inverter stesso non avrà un rendimento alto di conversione ed andremmo perciò a perdere inutilmente potenza;

· la corrente di entrata massima di ciascun MPPT (nell’esempio è 12 A); tale valore fissa di fatto il limite massimo di paralleli di stringhe di pannelli che è possibile realizzare dal momento che il numero di “paralleli” di ciascuna serie come visto aumenta la corrente del singolo pannello di una quantità simile al numero di paralleli stesso;

· la tensione di entrata massima di ciascun MPPT (nell’esempio è 1000 VDC): tale valore, similmente a quello della “Tensione massima di sistema“ dei pannelli fotovoltaici, stabilisce il valore di tensione in ingresso all’inverter superato il quale lo stesso potrebbe danneggiarsi irrimediabilmente ed irreversibilmente; è dunque un valore che è assolutamente consigliato verificare che non si raggiunga mai; dal momento che la tensione dei pannelli aumenta al diminuire della temperatura, occorre quindi verificare che a -10°C la VOC della specifica combinazione serie/paralleli di pannelli in prova non superi il valore di 1000 V;

· la massima potenza del generatore fotovoltaico (voce “Massima potenza di uscita del generatore”): è la massima potenza del campo o sottocampo fotovoltaico (ovvero della combinazione serie/paralleli di pannelli) che il costruttore indica di non superare (nell’esempio è 5,5 kWp).

 

LA TAGLIA DELL’INVERTER
In merito all’ultimo parametro descritto precedentemente (massima potenza del generatore fotovoltaico), dal momento che l’inverter dell’esempio possiede una potenza AC in uscita di 3,6 kW massimi (o nominali), si potrebbe dedurne che all’incirca anche l’ingresso DC dello stesso (proveniente dai pannelli fotovoltaici) non debba essere superiore a 3,6 kWp. Tuttavia si invita a riflettere che un impianto fotovoltaico o un suo sottocampo possono effettivamente possedere una potenza nominale di picco (kWp) che può benissimo essere superiore a quella di uscita AC dell’inverter dal momento che ad esempio per un impianto con 5,5 kWp ci si riferisce per l’appunto ad un valore “di picco”. Potrebbe infatti verificarsi che 5,5 kW DC istantanei ed effettivi in uscita dai pannelli non si raggiungano mai davvero a causa di un non perfetto orientamento dei pannelli stessi o magari per un impianto dotato di due sottocampi con due esposizioni differenti una a est e l’altra a ovest per cui i due sottocampi non raggiungerebbero mai contemporaneamente la loro potenza massima DC in uscita.

Ciò invita a proseguire la riflessione in merito alla considerazione che, rispettate comunque tutte le condizioni inerenti i valori limite di tensione e corrente accettabili in ingresso ad un inverter (verifiche che esporremo a breve), è possibile anche connettere un sottocampo che in determinati momenti possa erogare una potenza DC superiore a quella di uscita AC dell’inverter; in tal caso l’inverter assolutamente non si danneggerà; tuttavia esso non riuscirà comunque a fornire una potenza AC superiore alla sua potenza nominale, ergo l’eventuale istantanea potenza DC in ingresso eccedente quella nominale (di targa) AC in uscita dell’inverter, andrebbe in quegli istanti irrimediabilmente persa. Nel caso in cui il valore di potenza istantanea DC eccedente quello AC in uscita dall’inverter si verifichi sporadicamente, una tale progettazione potrebbe anche essere accettata ed avere un senso perché il costo degli inverter è legato ed aumenta in base alla loro maggior potenza AC in uscita; viceversa occorrerà invece valutare la scelta di un inverter di taglia differente (con potenza AC in uscita più grande).

 

PROGETTAZIONE: VERIFICHE DI ACCOPPIAMENTO INVERTER (O SUOI MPPT) E PANNELLI FOTOVOLTAICI
Ponendo:

§ N = numero di pannelli in serie che compongono la stringa da verificare;

§ M = numero di paralleli di stringhe simili del sottocampo da verificare;

§ TMIN = -10°C (temperatura minima dei pannelli di progetto);

§ TMAX = +70°C (temperatura MASSIMA dei pannelli di progetto);

§ VOC = Tensione a circuito aperto dei pannelli (rilevabile dal datasheet);

§ ISC (o ICC) = Corrente di corto circuito dei pannelli (rilevabile dal datasheet);

§ VMP = Tensione al punto di massima potenza dei pannelli (rilevabile dal datasheet);

§ IMP = Corrente al punto di massima potenza dei pannelli (rilevabile dal datasheet);

§ VMAX_pann = Tensione massima assoluta dei pannelli (da non superare mai e rilevabile dal datasheet dei pannelli);

§ VMAX_invert = Tensione massima assoluta dell’inverter (da non superare mai e rilevabile dal datasheet degli inverter);

§ IMAX-MPPT_invert = Corrente di entrata massima dell’inverter o dello specifico MPPT (rilevabile dal datasheet dell’inverter);

§ β = Coefficiente di temperatura di tensione a circuito aperto del pannello (dato in valori assoluti ovvero in [V/°C] o in [%/°C] e rilevabile dal datasheet dei pannelli);

§ α = Coefficiente di temperatura di corrente di corto circuito (dato in valori assoluti ovvero in [A/°C] o in [%/°C] e rilevabile dal datasheet dei pannelli);

§ VMPPT-min_invert = Valore di tensione di ingresso minimo ottimale (per avere funzionamento in MPPT) dell’inverter (dal datasheet dell’inverter);

§ VMPPT-MAX_invert = Valore di tensione di ingresso MASSIMO ottimale (per avere funzionamento in MPPT) dell’inverter (dal datasheet dell’inverter);

§ VOC_stringa(TMIN) = Tensione a Vuoto alla Minima Temperatura della stringa; è la massima tensione teorica raggiungibile dalla stringa o dal sottocampo dal momento che nel sottocampo è il numero di pannelli della stringa che fissa la tensione ai suoi capi; di seguito è esposta la formula per ricavarne il valore;

§ ISC_sottocampo(TMAX) [ o ICC_sottocampo(TMAX) ] = Corrente di corto circuito alla massima temperatura del sottocampo; è la massima corrente teorica raggiungibile dal sottocampo; nel sottocampo è il numero di stringhe in parallelo che fissa la corrente ai capi del sottocampo stesso; di seguito è esposta la formula per ricavarne il valore;

§ VMP_stringa(TMIN) = Tensione di MPPT alla minima Temperatura della stringa; di seguito è esposta la formula per ricavarne il valore;

§ VMP_stringa(TMAX) = Tensione di MPPT alla Massima Temperatura della stringa; di seguito è esposta la formula per ricavarne il valore;


Se nel datasheet del pannello i parametri di α e β sono espressi in percentuale, occorre ricavarne dapprima i corrispondenti valori in termini assoluti ovvero α in [A/°C] e β in [V/°C] :

  • {α in [A/°C]} = {α in [%/°C]} x ISC : 100 ;
    se sul datasheet α è espresso in [mA/°C] allora {α in [A/°C]} = {α in [mA/°C]} : 1000 ;
  • {β in [V/°C]} = {β in [%/°C]} x VOC : 100 ;

Si calcolano poi i valori seguenti (in cui i coefficienti α e β sono espressi in termini assoluti):

· VMP_stringa(TMIN) = N x {VMP + [β x (TMIN - 25°)]};

· VMP_stringa(TMAX) = N x {VMP + [β x (TMAX- 25°)]};

· ISC_sottocampo(TMAX) = M x {IMP + [α x (TMAX - 25°)]} [oss.: in letteratura si usa definirla anche semplicemente come M x ISC perché il prodotto di tali termini generalmente è più alto della prima equazione scritta quindi ci si pone in maggior sicurezza; ad ogni modo si tratta di un uso improprio dal momento che se si volesse applicare esattamente la teoria, la formula dovrebbe essere [M x ISC x α x (TMAX - 25°)] che risulta ovviamente ancora più alta];

· VOC_stringa(TMIN) = N x {VOC + [β x (TMIN - 25°)]};

Le condizioni da verificare TUTTE (contemporaneamente) affinché ci sia compatibilità e funzionamento ottimale fra sottocampo e inverter sono le seguenti:

· VOC_stringa(TMIN) < VMAX_invert

· VOC_stringa(TMIN) < VMAX_pann

· ISC_sottocampo(TMAX) < IMAX-MPPT_invert

· VMP_stringa(TMAX) > VMPPT-min_invert

· VMP_stringa(TMIN) < VMPPT-MAX_invert

 

ESEMPIO
Riportiamo un dettaglio del precedente datasheet del pannello fotovoltaico di esempio perché utilizzeremo tali dati per i calcoli seguenti.



Se consideriamo i valori specifici di esempio delle schede tecniche (datasheet) degli inverter e dei pannelli delle figure dei datasheet di esempio precedente, possiamo provare a verificare se è accettabile la scelta di una stringa composta da 7 pannelli (N=7) da 260 Wp; vediamo quindi se è possibile collegarla in uno degli MPPT di quell’inverter; Dal momento che il datasheet del pannello ci fornisce i valori di α e β in percentuale, convertiamoli dapprima in termini assoluti:

α[A/°C] = α[%/°C] x ISC : 100 = 0,05 x 8,67 : 100 = 0,004335 A/°C;

β[V/°C] = β[%/°C] x VOC : 100 = -0,33 x 37,9 : 100 = -0,1251 V/°C;

Si calcolano poi:

· VMP_stringa(TMIN) = N x {VMP + [β x (TMIN - 25°)]} = 7 x {31,3 + [(-0,1251) x (-10° - 25°)]} =
7 x {31,3 + [(-0,1251) x (- 35°)]} = 7 x {31,3 + [4,3774500]} = 7 x {35,6774500} = 249,7 V

· VMP_stringa(TMAX) = N x {VMP + [β x (TMAX- 25°)]} = 7 x {31,3 + [(-0,1251) x (70° - 25°)]} =
7 x {31,3 + [(-0,1251) x (45°)]} = 7 x {31,3 + [-5,62815]} = 7 x {25,67185} = 179,7 V

· ISC_sottocampo(TMAX) = M x {IMP + [α x (TMAX - 25°)]} = 1 x {8,33 + [0,004335 x (70° - 25°)]} =
8,33 + [0,004335 x (45°)] = 8,33 + [0,195075] = 8,525 A

· VOC_stringa(TMIN) = N x {VOC + [β x (TMIN - 25°)]} = 7 x {37,9 + [(-0,1251) x (-10° - 25°)]} =
7 x {37,9 + [(-0,1251) x (- 35°)]} = 7 x {37,9 + [4,3774500]} = 7 x {42,2774500} = 295,9 V

Verifichiamo le condizioni di accoppiamento inverter-pannelli (che, come detto, devono essere tutte valide contemporaneamente):

VOC_stringa(TMIN) < VMAX_invert 295,9 V < 1000 V OK
VOC_stringa(TMIN) < VMAX_pann 295,9 V < 1000 V OK
ISC_sottocampo(TMAX) < IMAX-MPPT_invert 8,525 A < 12,0 A OK
VMP_stringa(TMAX) > VMPPT-min_invert 179,7 V > 200,0 V NO!
VMP_stringa(TMIN) < VMPPT-MAX_invert 249,7 V < 800,0 V OK


Non risulta verificata una delle condizioni quindi la stringa non può essere utilizzata cioè collegata all’inverter (al suo MPPT). Se si considera invece una stringa con 8 moduli (N=8) senza esplicitare nuovamente tutti i calcoli appena esposti si ottiene:

VOC_stringa(TMIN) < VMAX_invert 338,2 V < 1000 V OK
VOC_stringa(TMIN) < VMAX_pann 338,2 V < 1000 V OK
ISC_sottocampo(TMAX) < IMAX-MPPT_invert 8,525 A < 12,0 A OK
VMP_stringa(TMAX) > VMPPT-min_invert 205,4 V > 200,0 V OK
VMP_stringa(TMIN) < VMPPT-MAX_invert 285,4 V < 800,0 V OK


dunque stavolta la stringa può essere utilizzata.


Se ipotizzassimo di verificare se è possibile un collegamento di un sottocampo composto da 8+8 moduli (parallelo di due stringhe da 8 moduli) su un solo MPPT dell’inverter del datasheet di esempio considerato, vedremo che non sarebbe verificata la condizione ISC_sottocampo(TMAX) < IMAX-MPPT_invert [17,05 A < 12,0 A NO!]; per poter collegare correttamente e fare in modo che l’inverter funzioni in modo ottimale basterà connettere una stringa su un MPPT dell’inverter e l’altra stringa sull’altro MPPT così che le correnti per ciascun MPPT non eccedano quella massima del singolo MPPT. Da notare che in tale collegamento il campo fotovoltaico complessivo risulterebbe di 16 x 260 Wp = 4,16 kWp mentre l’inverter in uscita erogherebbe al massimo 3,6 kW AC; tale scelta progettuale è formalmente ed elettricamente corretta ovvero nessun componente (fra pannelli e inverter) rischia di danneggiarsi per una cattiva progettazione; ad ogni modo valgono le considerazioni viste in precedenza sulla taglia dell’inverter: se i pannelli sono ad esempio esposti in modo ottimale (circa a sud pieno e con un’inclinazione tra 10 gradi e 40 gradi) è bene impiegare un inverter di taglia maggiore, viceversa ci si può accontentare anche di lasciare l’inverter da 3,6 kW AC.


CONCLUSIONI
I calcoli e le verifiche appena esposti sono svolti solitamente da appositi software dedicati allo scopo che permettono, selezionati gli specifici pannelli e lo specifico inverter, di determinare tutte le combinazioni possibili di stringhe e sottocampi potenzialmente adatti ovvero compatibili. La trattazione teorica che abbiamo voluto enunciare è tuttavia importante per determinare l’origine degli algoritmi di tali software ovvero il motivo per cui una determinata combinazione di serie/paralleli di pannelli può essere impiegata o meno.

 


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Se ti sei perso la prima o la seconda parte di quest'articolo clicca su uno dei link qui sotto:

Accoppiare pannelli FV e inverter (2-3)   Accoppiare pannelli FV e inverter (1-3)
 

 

 

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