GUIDA AL FOTOVOLTAICO : l’Inverter (parte 4/5)

Conoscere il fotovoltaico

Proseguiamo la nostra guida al fotovoltaico analizzando le differenti tipologie di inverter e le relative caratteristiche imparando a conoscere i parametri elettrici di questo importante componente del nostro impianto. In questo modo avremo totale padronanza della progettazione di un corretto impianto, scegliendo l’inverte più appropriato ed ottimizzando il rendimento complessivo.

1.5.1 Inverter con e senza trasformatore

I primi modelli di inverter erano dotati di grossi trasformatori per l’accoppiamento con la rete. Ne erano un esempio il famoso Sunway M della Elettronica Santerno. Questi inverter oltre ad essere molto pesanti per via dell’enorme trasformatore (la  potenza del trasformatore è pari a quella dell’inverter) tendevano ad avere frequenze di switching molto basse (< 12kHz) richiedendo l’adozione di elevate capacità per filtrare il bus Dc e risultando fastidiosi all’udito con il loro tipico fischio. Inoltre la presenza del trasformatore e l’architettura richiedeva adeguati sistemi attivi per lo smaltimento del calore. La risultante di tutti questi difetti non può essere che bassi rendimenti generalmente tra il 90 ed il 92%.

Lo studio di nuove tecnologie ha portato allo sviluppo di inverter senza trasformatore (transformerless) con rendimenti molto più elevati e la perdita dell’isolamento galvanico, precedentemente garantito dal trasformatore in bassa frequenza, tra sezione Dc e Ac dell’inverter. L’introduzione di nuovi componenti ha permesso anche di elevare le frequenze di switching dei dispositivi di commutazione consentendo una notevole riduzione della componente capacitiva e portando a sostituire i tradizionali condensatori elettrolitici con i più durevoli e performanti condensatori al polipropilene. Il perfezionamento degli algoritmi legati agli Mppt ha permesso a questa tipologia di inverter di raggiungere rendimenti prossimi al 98%.

Alcune aziende però (Fronius e Mastervolt in particolare) si sono specializzate nella realizzazione di inverter particolari che garantissero i vantaggi della tecnologia senza trasformatore e l’isolamento galvanico tra sezioni Dc e Ac. Infatti la necessità dell’isolamento galvanico è richiesta  con l’utilizzo dei pannelli amorfi o in film sottile per i quali è necessario mettere a terra generalmente il polo negativo; unica eccezione sono i pannelli della Sunpower che da specifica del produttore richiedono la messa a terra del polo positivo. La tecnologia sviluppata per ottenere il giusto mix tra l’architettura con trasformatore e quella senza prevede l’introduzione di un trasformatore ad alta frequenza che si presenta quindi con dimensioni notevolmente più piccole di quelli tradizionali a bassa frequenza. I rendimenti inoltre sono prossimi a quelli ottenuti senza trasformatore e sfiorano il 97% anche se il costo dell’inverter tende ad essere leggermente maggiore rispetto al concorrente transformerless.

Un valido motivo per considerare l’utilizzo di un trasformatore ad alta frequenza con normali moduli cristallini (siano essi mono che poli) è il fatto che questi limitino le dispersioni verso terra dei pannelli diminuendo nel tempo il deterioramento. È infatti scientificamente dimostrato che a parità di impianto, i pannelli connessi all’inverter con isolamento galvanico hanno subito un minor degrado garantendo una resa migliore dell’impianto, soprattutto dal punto di vista economico.

 

1.5.2 Il microinverter

Si tratta di una tecnologia sviluppata da qualche anno e che ha preso piede fondamentalmente negli Stati Uniti e praticamente prevede un singolo inverter, di dimensioni particolarmente contenute, per ogni pannello collocato proprio sotto di esso (alcuni modelli gestiscono due pannelli fotovoltaici).

Tutti i modelli presenti in commercio sono dotati di trasformatore ad alta frequenza poiché sono stati sviluppati per il mercato statunitense che richiede espressamente la presenza di isolamento galvanico negli inverters. Per l’Europa, ed in particolare l’Italia, dove l’isolamento galvanico non è fondamentale (almeno sotto determinate potenze) questo prodotto risulta economicamente svantaggioso e utile solo in particolarissime situazioni.

Il vantaggio di avere un inverter per pannello equivale ad avere tanti Mppt quanti sono i pannelli fotovoltaici del nostro impianto, con quindi una totale ottimizzazione della resa di ogni singolo pannello risolvendo fenomeni di ombreggiamento dei singoli moduli a discapito di una intera stringa. Il sistema si presta quindi bene all’utilizzo su tetti molti “frastagliati” sui quali non è possibile dare lo stesso orientamento e la stessa inclinazione ai moduli che compongono la stessa stringa.

Si tratta comunque di una soluzione molto avanzata che permette un livello di diagnosi dell’impianto molto accurato visto che si hanno praticamente a disposizione i valori di tensione e corrente di ogni singolo modulo fotovoltaico e la resa ottenuta da ognuno di essi. Lo sviluppo, in futuro, di una versione senza trasformatore, quindi più economica, potrebbe favorire ed avvantaggiare questo tipo di impianti a scapito dei tradizionali inverter di stringa.

1.5.3 Parametri elettrici degli inverter

Per identificare e comprendere quali sono i parametri elettrici di un inverter prenderemo ad esempio una scheda tecnica della serie MT della SolarMax. Si tratta di inverter trifase con tagli di potenza che partono da 8 fino a 15kW. Naturalmente ogni scheda tecnica è diversamente strutturata ed ogni produttore tende ad riportare le voci che più esaltano il proprio prodotto. Alcune voci invece sono standard e devono forzatamente essere presenti come ad esempio alcune tensioni, correnti e potenze.

Ogni scheda tecnica è divisa in almeno 2 sezioni : Parametri Dc, Parametri Ac.

1.5.3.1 Parametri Dc

Il range di tensione Mppt è l’intervallo nel quale l’inseguitore del punto di massima potenza si comporta in maniera ottimale e non rappresenta forzatamente la gamma di tensione al quale l’inverter può funzionare in quanto possiamo notare che l’inverter sopporta una tensione massima di 900Vdc mentre la minima tensione non è specificata, quindi in questo caso assumeremo come minima tensione di funzionamento il valore più basso del range Mppt. La tensione minima per potenza nominale è la minima tensione che il campo fotovoltaico deve assumere per ottenere la potenza nominale della macchina e dipende fondamentalmente dalla massima corrente che ogni singolo Mppt può sopportare. Prendiamo ad esempio il modello 8MT2 : dal parametro Corrente Dc Massima infatti scopriamo che il primo inseguitore può sopportare una corrente massima di 18 ampere mentre il secondo solamente di 9 ampere. Quindi calcoliamo che :

(300Vdc x 18A) + (300Vdc x 9A) = 5400W + 2700W = 8100 Watt

ed essendo già la corrente al limite masssimo ammesso è chiaro che abbassando ulteriormente la tensione non raggiungeremo più la potenza nominale dell’inverter.

Trattandosi di una macchina multi Mppt è indicato oltre al numero di inseguitori anche la potenza massima supportata da ognuno di essi. Se questo dato non viene riportato in maniera esplicita, significa che la potenza è ripartita in maniera uguale tra ogni mppt. Nel nostro caso notiamo che il primo Mppt ha una potenza di 9kW mentre il secondo di 4,5kW. È chiaro che in questo caso non è fondamentale l’impiego di entrambi gli inseguitori per ottenere il corretto funzionamento dell’inverter anche se l’impiego di entrambi agevola sicuramente la configurazione dell’inverter.

 

1.5.3.2 Parametri Ac

Tra i parametri Ac troviamo il valore di corrente erogato per singola fase la cui presenza è fondamentale per il corretto dimensionamento dei conduttori di uscita. Oltre alla tensione di uscita viene anche riportato il minimo e massimo Cosϕ ed il tipo di connessione verso la rete che nel caso di questi inverter è trifase con neutro e terra.

Di seguito sono poi riportati i valori di rendimento massimo ed europeo. Questi parametri sono sdoppiati in quanto il primo è calcolato nelle condizioni ideali di tensione, corrente e temperatura della macchina mentre il secondo rispetta determinati parametri secondo norme europee ben precise. Il rendimento europeo è stato introdotto per garantire una maggiore trasparenza di questo parametro anche se è stato dimostrato che alcuni grandi produttori di inverter hanno centrato il rendimento delle loro macchine proprio sui parametri usati nei test di rendimento Europeo.

Un parametro importante è il grado di protezione IP dell’inverter che permette di determinare il luogo più adatto all’installazione così come è fondamentale tenere conto del range di temperatura alla quale l’inverter può funzionare. Come possiamo vedere nella nostra scheda tecnica sono indicate due temperature: la prima con range -20/+60°C indicata come range di funzionamento mentre la seconda +20/+50°C è indicata come intervallo per potenza nominale. Questo significa che fino a 50°C l’inverter si comporterà in maniera normale, ma superata questa soglia la macchina andrà in “derating” ossia inizierà a diminuire automaticamente la propria potenza in uscita per tentare di diminuire il calore generato e tornare sotto la soglia dei 50°C. Superata invece la soglia dei 60°C, l’inverter si bloccherà per sovratemperatura. Per questo motivo, anche se si tratta di inverter installabili all’esterno, è sempre bene fare in modo che non siano esposti direttamente ai raggi del sole mentre nel caso di inverter da interno mai chiuderli in contenitori troppo piccoli che non permettano un adeguato scambio di aria.

1.6 Sezionatori lato AC

All’uscita dell’inverter le norme impongono l’installazione di un sezionatore magnetotermico e di un interruttore differenziale di taglia adeguata alla corrente erogata dall’inverter. Un particolare dell’interruttore differenziale è la sua corrente di dispersione che non deve essere di 30mA (0,03A) ma di 300mA (0,3A) in quanto le dispersioni verso terra introdotte dall’impianto e dall’inverter sono superiori ai 30mA abitualmente utilizzati come soglia negli impianti civili. Per questo motivo deve essere sostituito anche il differenziale dell’abitazione lato utenze, per impedire che scatti continuamente a causa dell’impianto fotovoltaico.

 

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2 Comments

  1. Boris L. 10 giugno 2013
  2. ferfabry76 11 giugno 2013

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