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, papà 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

1.2.6 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

Capitolo 2 - Analisi del mercato di inverter grid-

connected 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.

Presentazione dell’azienda II

SELCO GROUP SPA

SELCO SRL

INTECO SRL

SELCO WELD LTD

SELCO DEUTSCHLAND

SELCO FRANCE SARL

SELCO POLAN SP. ZO.O.

OOO “SELCO RU”

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

SELCO SOLDADURA SL

SELCO MANUFACTURING

SRL

SELCO ENGINEERING

SRL

SOCIETA’ COMMERCIALI

SOCIETA’ COMMERCIALI ESTERE

SOCIETA’ MANUFACTURING

SOCIETA’ DI INGEGNERIZZAZIONE

SELCO CZECH REPUBLIC S.R.O.

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 delle schede

elettroniche è realizzata 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, automatizzate ed

informatizzate, sono infatti

attrezzate in funzione della massima

flessibilità, con processi e metodi

che consentono agli operatori di

lavorare nelle migliori condizioni.

Presentazione dell’azienda IV

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 si aspetta. Il

nuovissimo magazzino 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.

Presentazione dell’azienda VI

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:

( )02

21 vvhvmE MAXMAX −⋅=⋅⋅= (1.1.1)

EMAX

Fig. 1.01 - Energia cinetica

massima dei fotoelettroni in

funzione della frequenza della

radiazione incidente.

ν 0 ν

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

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 ν⋅h ,

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 ν⋅h : 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:

inpn == (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

( )TkEi

GeTBn ⋅−⋅⋅= /32 (1.2.1.2)

dove:

B = parametro che dipende dal materiale = 31104.5 ⋅ per il silicio

EG= Energy Gap = 1.12 eV per il silicio

k = costante di Boltzmann = 51062.8 −⋅ 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 ( ) 310/32 /105.1 cmportatorieTBn TkEi

G ⋅=⋅⋅= ⋅−

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 x

Fig. 1.02 – Esempio di concentrazione non uniforme.

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

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:

dxdpqDJ pp −= (1.2.2.1)

dove:

Jp = densità di corrente sul piano perpendicolare all’asse x [A/m2]

q = carica dell’elettrone = C19106.1 −⋅

Dp = costante di diffusione delle lacune nel silicio intrinseco= scm212 ⋅ .

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:

dxdnqDJ nn = (1.2.2.2)

dove:

Dn = costante di diffusione degli elettroni nel silicio intrinseco = scm234⋅ .

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:

placunederiva Ev µ⋅=_ (1.2.2.3)

dove µp è la mobilità delle lacune ed è espressa in m2/Vs.

Per il silicio intrinseco /Vscm480 2=pµ .

Gli elettroni liberi si muoveranno in verso opposto al campo E e la loro velocità di

deriva sarà pari a:

nelettronideriva Ev µ⋅=_ (1.2.2.4)

dove µn è la mobilità delle lacune ed è espressa in m2/Vs.

Per il silicio intrinseco /Vscm1350 2=nµ .

Così facendo si ha una densità di carica positiva pq ⋅ [C/m3] che si muove lungo la

direzione delle x positive con velocità placunederiva Ev µ⋅=_ . Ne segue che in un

secondo la carica AEpq p ⋅⋅⋅⋅ µ [C] attraverserà la sezione di area A. Dividendo per

l’area A si ottiene la densità di corrente causata dalla deriva delle lacune:

pEpqJ µ⋅⋅⋅= (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:

( ) EnpqJ np ⋅⋅+⋅⋅= µµ (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.

qTkDD

Vp

p

n

nT

⋅===

µµ (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:

Dn Nn =0 (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

D

innni N

nppnn

2

0002 =⇒⋅= (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

Ap Np =0 (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:

A

ipppi N

nnpnn

2

0002 =⇒⋅= (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 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

+ + + + + + - - - - - - - - + + + + + + - - - - - - - - regione p regione n+ + + + + + - - - - - - - - + + + + + + - - - - - - - -

+

+

+

-

-

-

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 spingerà 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 diffonderà 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

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ⋅⋅= 20 ln

i

DAT

nNNVV (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 dxdVE −= si trova:

0

0ln

0

p

nj

n

n

nn

nn

qkTV

ndn

qTk

ndnD

dV

dxdnqD

dxdVnq

=

⋅==

=+−

µ

µ

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= 22 lnln

i

DAT

i

DAj

nNNV

nNN

qkTV (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:

(1.2.4.4)

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

0112

VNNq

WDA

sdep ⋅⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

ε

13

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

L’energia di un fotone è data da:

][ jouleschhEλ

ν ⋅=⋅= (1.2.5.1)

dove: h è la costante di Plank che vale sjh ⋅⋅= −341063.6 .

c è la velocità della luce smc /10998.2 8⋅= .

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

JeV 19106.11 −⋅= 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.

][][

24.1 eVm

Eµλ

= (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:

mE

µλ 11.112.124.124.1

=== (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 elettrone-

lacuna 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

hν

Giunzione IPHO

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:

mmm DL τ⋅= (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.

- - - n

p + + +

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

+ V -

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:

+ + + + + + - - - - - - - - + + + + + + - - - - - - - - regione p regione n+ + + + + + - - - - - - - - + + + + + + - - - - - - - -

-

-

-

+

+

+

18

( ) ( )( )TkqVn

VVnnn epepxp T ⋅⋅⋅=⋅= /

0/

0 (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:

( ) ( )[ ] ( ) pn Lxxnnnnn epxppxp /

00−−⋅−+= (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:

ppp DL τ⋅= (1.2.6.3)

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:

( ) ( ) pnT LxxVVn

p

pp eep

LD

qJ //0 1 −−⋅−⋅= (1.2.6.4)

p n diffusione lacune diffusione elettroni

19

In x = xn la densità vale:

( )1/0 −⋅= TVV

np

pp ep

LD

qJ (1.2.6.5)

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

la densità di corrente:

( )1/0 −⋅= TVV

pn

nn en

LD

qJ (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:

( ) ( )11 /2/2 −⋅⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅⋅⋅=−⋅⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⋅⋅⋅= TT VV

An

n

Dp

pi

VV

An

n

Dp

pi e

NLD

NLD

nqAeNL

DNL

DnqAI

I0

che può essere espressa come:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−⋅= 10

kTqV

eII (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:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−−= 10_

kTqV

PHOCELLPV eIII (1.2.6.8)

hν

IPV_CELL

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.

n p

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:

AR

P OUTMAX

⋅= _η (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 Costo dei Materiali Efficienza Cristallino Amorfo Cristallino CdTe Cristallino CIS Amorfo CdTe CdTe CIS CIS 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:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−−= 10_

kTqV

PHOCELLPV eIII (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:

PHOSC II = (1.4.2)

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

25

0

0

1

01

II

e

eIII

PHOkTqV

kTqV

PHO

=−

=⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−⋅−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛≈⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ +=

00

0 lnlnI

Iq

kTI

IIq

kTV PHOPHOOC (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

CA

dTdI SC

°= 1.0 (1.4.4)

C

mVdT

dVOC

°−= 2.2 (1.4.5)

1%5.0 −°−= CdT

dPMAX (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:

WIVP 5.135.0 =⋅=⋅=

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:

mmMAX IVP ⋅= (1.4.7)

che viene anche espressa come:

OCSCmmMAX VIFFIVP ⋅⋅=⋅= (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 ES-115-GL ES-120-GL ES-170-RL ES-180-RL ES-190-RL

TecnologiaString Ribbon

String Ribbon

String Ribbon

String Ribbon

String Ribbon

String Ribbon

N° Celle 72 72 72 108 108 108 Pp 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 7.48V 7.62V 7.68V 7,55A 7,78A 8,05A Diodi bypass si 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.evergreensolar.com

31

Tab. 1.03 - Esempio di Pannelli Fotovoltaici SHARP

NE - L5E2E NE - Q5E2E NT-175E1 NU - SOE3E NT - S5E3E Tecnologia poli poli mono mono mono N° Celle 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 5,46A 5,46A 5,40A 8,37A 5.75A Efficienza Cella 14.70% 14,60% 16,40% 15,70% 17,10% Efficienza modulo 13.30% 12,70% 13,50% 13,70% 14,20% Diodi bypass 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

H1500 - 125W

H1540 - 130W

H1540 - 135W

H1540 - 140W

Tecnologia mono mono mono mono mono N° Celle 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 VOC 21V 21V 22.6V 22,70V 23V ISC 7.22A 8.20A 8.20A 8.45A 8.65A Diodi bypass 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.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

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.

Fig. 1.20 – Inverter centralizzato per P>10kW

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

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.

Fig. 1.21 – Inverter di stringa per 3kW<P<10kW

35

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.

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

Fig. 1.22 – Inverter integrato per 50W<P<400W

36

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.

37

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:

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

CAMPO FOTOVOLTAICO

REGOLATORE DI CARICA

BATTERIA CARICO IN C.C.

INVERTER CARICO IN C.A.

38

interfacciare il sistema di alimentazione alla rete elettrica pubblica, che richiede

caratteristiche ben precise di valore nominale di tensione, frequenza e sfasamento.

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.

CAMPO FOTOVOLTAICO INVERTER

UTENZA

QUADRO ELETTRICO DI INTERFACCIA

RETE

39

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 Potenza in kW Tariffe incentivanti € / kWh Classe 1 1 ≤ P ≤ 20 0,445 (servizio di scambio sul posto) Classe 2 20 < P ≤ 50 0,460

Classe 3 50 < P ≤ 1.000 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.

Fig. 1.28 - Applicazione dedicata.

CAMPO FOTOVOLTAICO INVERTER POMPA Azionamento a

frequenza variabile

40

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.

= ≈

42

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 – Schema a blocchi degli inverter PV commerciali: a) con trasformatore

LF. b) Con trasformatore HF. c) Senza trasformatore.

43

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

IN String B

Fig. 2.04 – Esempio di ingresso di un inverter che riceve in ingresso più stringhe

ma con un solo MPPT.

MPPT

44

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 Al resto del circuito.

IN String B 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.

MPPT

MPPT

45

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.

46

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.

47

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.

48

● European Efficiency = Parametro di efficienza pesata. Tiene conto dell’ efficienza

nelle diverse condizioni operative.

%100%50%30%20%10%5 2.048.01.013.006.003.0 ηηηηηηη ⋅+⋅+⋅+⋅+⋅+⋅=EU (2.2.3.1)

dove %Xη 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.

49

● 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.

50

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.

51

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.

N°

marca

Anno

MO

DE

LL

OP

nom _D

Cm

ax PV Pow

erV

NO

M_D

CM

PP Range

VM

AX

_DC

V

min_for_Pnom

Inom_D

CIM

AX

_DC

[kW]

[kW]

[V]

[V]

[V]

[A]

[A]

1A

IXC

ON

2002PS2500

2,52,9

-125-500

500-

1212

2A

IXC

ON

2003PT300

2,52,9

-125-500

500-

1212

3A

LPHA

-SO

LAR

IS 35003,8

--

96-200-

--

424

ASP

1996TC

G2500/6

2,53

9682-120

145-

2630

5A

SP1996

TCG

4000/64

4,596

82-120145

-41

466

ATER

SA2005

CIC

LO-3000

2,753

-250-550

550250

1212

7B

EAC

ON

2006M

4PLUS

4,65,4

4850-100

11057

68100

8B

EAC

ON

2006M

4 4,6

5,448

50-101110

5768

1009

CO

NER

GY

2004W

R3300

2,693,6

280150-400

500150

9,619

10C

ON

ERG

Y2006

IPG 4000

45

-220-750

800220

16,216,2

11C

ON

NEC

TE ENER

GY

2005C

E4003,3

462

55-77100

6253

6212

DELTA

ENER

GY

2003G

RID

FIT22002,45

-270

125-350400

1809,1

12,513

DELTA

ENER

GY

2005PV

I25002,75

-270

125-351400

18010,2

1414

DELTA

ENER

GY

2006SI3300

3,63-

270125-400

470180

14,524

15D

IEHL

2006PLA

TINU

M 3100S

2,73,1

400300-750

750320

7,89

16EA

I2005

SI3-05-G4,2

5-

600-750750

6006

7,517

EXEN

DIS

2003G

RID

FIT22002,44

2,64270

125-350400

1809

1218

EXEN

DIS

2005G

RID

FIT25002,75

3,3270

125-350400

15010,2

1819

FRO

NIU

S2004

IG2000

2,132,5

280150-400

500150

7,614,2

20FR

ON

IUS

2004IG

2500LV2,53

3280

150-400500

1509,05

16,8521

FRO

NIU

S2001

IG30

2,693,6

280150-400

500150

9,619,2

22FR

ON

IUS

2004IG

30002,88

3,3280

150-400500

15010,3

10,323

FRO

NIU

S2003

IG40 IN

DO

OR

3,765,5

280150-401

500150

13,4429,39

24FR

ON

IUS

2003IG

40 OU

TDO

OR

3,765,5

280150-402

500150

13,4429,39

25FR

ON

IUS

2004IG

40004,26

5,4280

150-403500

15015,21

28,3726

G&

H2001

SB2500

2,53,1

-125-390

450150

1616

27G

&H

2005SB

30002,89

3,8-

200-390450

20016

1628

ING

ETEAM

2001SU

N 2.5

34

340125-450

450195

1616

29IN

GETEA

M2004

SUN

2.5TL3

4340

125-450450

19516

1630

ING

ETEAM

2005SU

N 3.3TL

45

340125-451

450195

2222

31IN

GETEA

M2005

SUN

3.3 4

5340

125-452450

19522

22

N° D

C connectors

N° M

PPTP

nom _A

CP

MA

X _A

C

Inom_A

CIM

AX

_AC

50Hz

60Hz

max η

ηE

UD

esignG

aranzia[kW

][kW

][A

][A

]%

%A

nni

3-

2,32,5

9,610,5

SIN

O95

93,5LF

2 OPT 5

1-

2,42,5

1011

SIN

O95

94,2TL

2 OPT 5

--

3,5-

14,6-

NO

SI92

90,8-

51

-2,3

2,310

10SI

NO

9491,5

LF2

1-

3,53,5

1515

SIN

O94

92LF

23

12,75

2,7510,9

10,9SI

NO

96,2795,5

TL2 O

PT 3-53

14

7,534

65N

OSI

93,592

LF5

31

47,5

3465

NO

SI92,9

91,4LF

55

-2,5

2,6510,9

11,52-

-94,3

92,7H

F5

21

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O96,7

96TL

51

13

312,5

13N

OSI

94-

-5

--

2,2-

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SIN

O93,5

91,5-

51

12,5

-12

14SI

NO

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-5

31

3,3-

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O96

93H

F5

11

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O95,3

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5 OPT 20

21

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SISI

9492

TL2

4-

2,22,2

910

--

9492

HF

54

-2,5

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12,8-

-94

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F5

41

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NO

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F7

41

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F7

51

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41

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F7

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5 OPT 20

51

3,54,1

15,2217,83

SISI

94,393,5

HF

5 OPT 20

31

44

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NO

SI95,2

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F7

11

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O93

91LF

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NO

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31

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31

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3

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AC

O2005

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AC

O2004

3500 XI

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800350

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CER

A2004

KC

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--

1636

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1012

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MA

GN

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4-

36090-580

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1220

39M

AG

NETEK

2004PV

I-36004

-360

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2040

MA

STERV

OLT

2004Q

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2041

MITSU

BISH

I2006

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MO

TECH

-PV

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43O

ELMA

EIR2006

PAC

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OM

RO

N2001

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IRA

N2004

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PAIR

AN

2004PESO

S PVI 3500

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OEN

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OEN

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PHO

ENIX

TEC2005

SUN

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450-

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OTO

WA

TT2005

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--

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AR

P2004

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AR

P2003

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VE

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-200-630

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A1999

SUN

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600224

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O94,5

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313

13N

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-5

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SI96

95TL

52

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13SI

SI96

94,5H

F5

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SISI

95,5-

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-2

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SISI

>96>94,5

TL5

21

44,4

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SISI

9694

TL2 O

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--

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--

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-4

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-TL

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F-

33

33

1515

SISI

91-

HF

-4

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-H

F-

33

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1515

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-H

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11

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SIN

O94

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NO

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TL5

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O94,5

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12N

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PT 103

-2,2

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12N

OSI

94,193,2

LF5 O

PT 103

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2,59,6

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SI94,1

93,2LF

5 OPT 10

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LF5 O

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68

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A2005

SUN

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BO

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500200

2020

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A2005

SUN

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200200-500

500200

2020

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A2005

SUN

NY

BO

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C4,04

4,04200

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19520

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2006SU

NN

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OY

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KO

NZEPT

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LAR

KO

NZEPT

-SK

N 1040

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-120-200

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15,5-

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LAR

KO

NZEPT

2002SK

N 1050 M

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180120-200

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LAR

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C2005

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LAR

STOC

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LAR

STOC

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LAR

STOC

C2005

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600-

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LAR

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C2005

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LAR

STOC

C2005

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-22

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LAR

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C2005

PS4000-HV

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LAR

STOC

C2005

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600-

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LAR

STOC

C2005

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450-

-33

86SO

LAR

WO

RLD

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--

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-14

-87

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OO

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--

200-500600

-14

-88

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RW

OR

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IND

OO

R3,6

--

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-20

-89

SOLA

RW

OR

LD-

SPI 3000 MV

OU

TDO

OR

3,6-

-100-350

450-

20-

90SO

LAR

WO

RLD

-SPI 4500 H

V O

UTD

OO

R5,4

--

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-21

-91

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1592

SOLEC

TRIA

2004PV

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2,7-

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19014

1593

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SLOTR

ON

IC2005

SOLPLU

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330-750850

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SPUTN

IK2005

SOLA

RM

AX

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400-

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SPUTN

IK2005

SOLA

RM

AX

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90-560600

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1099

STECA

2005STEC

AG

RID

2000MA

STER2,1

2,5210

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21010

10100

SUN

SET2005

SUN

STRIN

G 4000

4-

-125-400

500-

-30

101SU

NSET

2005SU

N3G

RID

40004

--

125-400800

--

11,5102

SUN

TECH

NIC

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2,693,6

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103SU

NTEC

HN

ICS

2003STW

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800220

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13

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31

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PT 102

13,8

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PT 102

24

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--

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--

-2,5

-12

--

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-4

-4

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24-

-96,5

96,1TL

-2

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F5 O

PT 102

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O93,9

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23,3

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1315,5

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O94,4

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F5 O

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34

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-8

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O94,4

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23,3

3,6-

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NO

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O94,2

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PT 10-

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NO

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-3

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-8

SIN

O94,5

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12N

OSI

93,9-

HF

51

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OSI

93,9-

HF

53

12,5

2,8510,9

12,4SI

NO

97,296,6

TL5 O

PT 103

13,5

415,3

17,4SI

NO

97,396,8

TL5 O

PT 103

-2,5

2,7511

12SI

NO

9795,5

TL5

31

3,83,8

1618

SIN

O95

93,6TL

53

14,18

4,1816

19SI

NO

9795,8

TL5

22

22

8,720

SIN

O95

92,6H

F5

22

22

8,720

SIN

O95

92,4H

F5

21

3,453,8

-16,5

SISI

94,593,3

HF

62

13,45

3,8-

16,5SI

SI95,7

94,8TL

55

12,5

2,6510,9

11,52SI

SI94,2

92,7H

F5 O

PT 102

13,4

3,814,8

16,5SI

NO

96,796

TL5 O

PT 10

104SU

NTEC

HN

ICS

2006STW

3400 C3,55

4-

220-750800

22016,2

16,2105

SUN

TECH

NIC

S2006

STW 3600

3,765

280150-400

500150

13,4429,39

106SU

NW

AY

S2003

SUN

WA

YS N

T 20062,3

2,75400

350-750850

3505,75

7107

SUN

WA

YS

2003SU

NW

AY

S NT 4000

3,44,125

400350-751

850350

8,510

108SU

NW

AY

S2005

SUN

WA

YS 5000

4,34,8

400350-752

850350

10,813

109TO

TAL EN

ERG

IE2003

GR

IDFIT 2200

2,453,06

270125-350

400200

9,112,5

110TO

TAL EN

ERG

IE2005

GR

IDFIT 2500

2,753,43

270125-351

400150

10,218

111X

AN

TREX

2005G

T 2.5DE

2,432,65

-195-550

600195

-14,1

112X

AN

TREX

2006G

T 2.8SP2,63

3-

195-551600

195-

15,7113

XA

NTR

EX2003

GT 3.0-240

3,3-

-195-552

600195

-16,6

114X

AN

TREX

2005G

T 3.8SP3,47

4-

195-553600

195-

21,3115

XA

NTR

EX2005

GT 3.8D

E3,7

4-

195-554600

195-

21,3

Legenda: - = Non dichiarato

LF = Tecnologia con trasformatore a frequenza di linea.

HF = Tecnologia con trasform

atore ad alta frequenza.TL = Tecnologia senza trasform

atore.

21

3,43,8

14,816,5

SIN

O96,7

96TL

5 OPT 10

51

3,54,1

15,2217,83

SISI

94,393,6

HF

5 OPT 10

21

2,22,2

9,612,08

SIN

O97

96,2TL

5 OPT 10

21

3,33,3

14,317,9

SIN

O97

96,4TL

5 OPT 10

21

44,2

17,422,8

SIN

O97

96,5TL

5 OPT 10

41

2,22,2

9,611,2

SIN

O93,5

90H

F5

41

2,52,5

10,912,8

SIN

O93,5

91H

F5

21

2,32,5

1012,5

SIN

O95

94H

F5 O

PT 102

12,5

2,810,89

14,3SI

NO

9594

HF

5 OPT 10

2-

33

12,514,2

NO

SI94,6

-H

F5 O

PT 102

13,3

3,814,35

19SI

NO

95,394,5

HF

5 OPT 10

21

3,53,8

15,2219

SIN

O95,3

94,5H

F5 O

PT 10

60

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

0

1

2

3

4

5

6

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Anno immissione

N° M

odel

li

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.

Fig. 2.06 – 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

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Anno immissione

N° M

odel

li

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

0

2

4

6

8

10

12

14

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Anno di immissione

N° M

odel

li

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

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

Rendimento inverter con trasformatore a frequenza di linea

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento

Perc

entu

ale

di in

vert

er c

on u

n da

to re

nd_

2.3.2 Massima efficienza ed efficienza europea delle varie tipologie.

L’analisi prosegue mettendo in evidenza i rendimenti medi per tipo di applicazione. I

dati raccolti sono visualizzati negli istogrammi comparativi, che seguono:

Fig. 2.09 – Percentuale di inverter LF che hanno un rendimento compreso tra X%

e X+1%.

64

Rendimento inverter senza trasformatore

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento

Perc

entu

ale

inve

rter

con

un

dato

rend

Rendimento inverter con trasformatore HF

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento

Perc

entu

ale

inve

rter

con

un

dato

rend

_

Fig. 2.10 – Percentuale di inverter HF che hanno un rendimento compreso tra X%

e X+1%. Fig. 2.11 – 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

Rendimento EU per inverter con trasformatore LF

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento Percentuale

Perc

entu

ale

di in

vert

er c

on u

n da

to re

ndim

Rendimenti EU per inverter con trasformatore HF

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

90% 91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento Percentuale

Perc

entu

ale

di in

vert

er c

on u

n da

to re

nd

Fig. 2.12– Percentuale di inverter LF che hanno un rendimento EU compreso tra X% e X+1%.

Fig. 2.13– Percentuale di inverter HF che hanno un rendimento EU compreso tra

X% e X+1%.

67

Rendimento EU per inverter senza trasformatore TL

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

91% 92% 93% 94% 95% 96% 97% 98%

Rendimento percentuali

Perc

entu

aled

i inv

erte

r con

un

dato

rend

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

Percentuale di inverter nel mercato distribuiti sul range 2kW-4kW

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

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

Range di potenza [kW]

Perc

entu

ale

prod

o

Fig. 2.15 – Andamento dell’efficienza in funzione della tensione di MPP.

2.3.3 Distribuzione delle varie tipologie.

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:

rms

rmsrms

III

THD_1

2

_122 −

= (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.

Internet

SMS/FAX

EMAIL

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.

Campo

fotovoltaico

Inverter

Sistema

Visualizzazione

Sensori

Sistema Segnalazioni

allarme

PC

Sistema trasmissione dati

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

Figura 3.01 – Schema di collegamento di un impianto di produzione fotovoltaico alla rete ENEL come da direttiva DK 5940.

Inverter DC/AC

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.

79

Sistema Monofase Trifase

Potenza

Tipo

< 6kW

< 20kW

>20kW

Impianti collegati tramite sistema di conversione

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. 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. Anche interno al sistema di conversione.

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

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 InterventoMassima tensione unipolare/tripolare <1.2Vn < 0,1s

Minima tensione unipolare/tripolare >0.8Vn < 0,2s

Massima frequenza unipolare 50,3Hz o 51Hz(1) senza ritardo intenzionale

Minima frequenza unipolare 49 o 49,7Hz(1) senza ritardo intenzionale Derivata di

frequenza

( se richiesta)

unipolare 0,5 Hz/s senza ritardo intenzionale

(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

h

Corrente armonica massima ammessa

[A]

3

5

7

9

11

13

15 < h < 39

2,3

1,14

0,77

0,4

0,33

0,21

0,15*(15/h)

Armoniche Pari

h

Corrente armonica massima ammessa

[A] 2

4

6

8 < h < 40

1,08

0,43

0,30

0,23*(8/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:

100⋅=i

O

PP

η (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:

100⋅=iP

OPPAR P

Pη (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 potenza parziale d’ingresso si deve considerare ogni potenza

ausiliaria 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:

( ) ηη ⋅−⋅− 12.0 (3.2.2.3)

- Circuito di test raccomandato.

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.

PS

A1 W1

V1

PC UnderTest

W2

V2

A2 PF

F

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:

( )

10022

2 ⋅⋅

=AV

WPF (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

Irraggiamento Totale Temperatura dell’aria in uno schermo contro le radiazioni Velocità del vento

GI

TAM

SW

W/m2

°C

m/s

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

Parametro Simbolo Unità di misura

Tensione d’uscita Corrente d’uscita Potenza d’uscita Temperatura dei moduli Angolo di inclinazione dell’inseguitore Angolo azimutale dell’inseguitore

VA

IA

PA

TM

ФT

ФA

V

A

W

°C

gradi

gradi

Tabella 3.05 – Parametri del campo fotovoltaico.

92

- Parametri dell’energia immagazzinata.

Parametro Simbolo Unità di misura

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

VS

ITS

IFS

PTS

PFS

V

A

A

W

W

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

Parametro Simbolo Unità di misura

Tensione del carico Corrente del carico Potenza del carico

VL

IL

PL

V

A

W

Tabella 3.07 – Parametri del carico.

93

- Parametri rete di distribuzione.

Parametro Simbolo Unità di misura

Tensione di rete Corrente verso la rete di distribuzione Corrente dalla linea di distribuzione Potenza verso la rete di distribuzione pubblica Potenza dalla rete di distribuzione pubblica

VU

ITU

IFU

PTU

PFU

V

A

A

kW

kW

Tabella 3.08 – Parametri della rete di distribuzione. - Parametri da misurare in tempo reale.

GI VA,IA VL , IL

PA PL TAM SW

ITS, PTS IFS, PFS IFU, PFU ITU,PTU

VBU, IBU PBU

Fig. 3.03 – Misura dei parametri in tempo reale.

Array Fotovoltaico

Condizionatore di potenza Carico

Generatori di supporto Rete di

distribuzione pubblica

Dispositivi di immagazzinamento

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 accessibilità.

c) Prova dell’involucro.

d) Prove di idoneità 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) Immunità 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

lettere

Significato per la protezione

dell’apparecchiattura

Significato per la protezione delle persone

0 1 2 3 4 5 6

Contro la penetrazione di corpi estranei: 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

Contro l’accesso a parti pericolose

con:

non protetto dorso della mano dito attrezzo filo filo filo

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

98

Seconda cifra caratteristica.

Cifra o lettere Significato per la protezione

dell’apparecchiattura

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Contro la penetrazione di acqua con effetti dannosi: 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

lettere

Significato per la protezione delle persone

A B C D

Contro l’accesso a parti pericolose con: dorso della mano dito attrezzo filo

Tabella 3.11 – Significato della lettera addizionale del codice IP.

99

Lettera supplementare (opzionale).

Cifra o

lettere

Significato per la protezione

dell’apparecchiatura.

H M S W

Informazioni supplementari relative a: apparecchiature ad alta tensione prove con acqua con apparecchiatura in moto prova con acqua con apparecchiatura non in moto condizioni atmosferiche

Tabella 3.12 – 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.

kVVn

iTOCMAX ⋅⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= ∑

=1min_ (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 intervento

N° di cicli massimo prima di intervenire

V < 0.5 Vn

0.5 Vn < V < 0.88 Vn

1.10 Vn < V < 1.37 Vn

1.37 Vn < V

0.1s 2s 2s (2/60)s

6 120 120 2

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:

nn VVV ⋅≤≤⋅ 10.189.0 (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

f < 59.3Hz

0.1s

0.1s

6

6

Tabella 3.15 – Risposta a condizioni anomale di frequenza.

Pertanto, la frequenza deve essere compresa nel range:

HzfHz 5.603.59 ≤≤ (3.3.2.2)

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

s

Hztf 5.0<∆∆ (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

12 < h < 16

18 < h < 22

24 < h < 34

h > 36

1

0.5

0.375

0.15

0.075

Tabella 3.16 – Distorsione massima per le armoniche pari.

Armoniche Dispari

h

Massima distorsione Ammessa (%)

3 < h < 9

11 < h < 15

17 < h < 21

23 < h < 33

h > 33

4

2

1.5

0.6

0.3

Tabella 3.17 – 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

25-50

50-100

100-250

>250

1

2

3

4

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 condizioni di

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.

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 c) Phase.

d) Equipment grounding Conductor e) On and Off.

Figura 3.10 – Esempio di marcature.

Tipo di Involucro Marchio Opzionale

1

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

3R

4 o 4X

4X o 6P

2, 12, 12K o 13

3, 3S, 12, 12K o 13

“indoor use only”

“rainlight”

“rainproof”

“waterlight”

“corrosion resistance”

“drip tight”

“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

● DIN EN 61427:2002-03 – 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. HzfHz 5149 ≤≤ .

● Protezione di massima e minima tensione. VnVVn ⋅≤≤⋅ 1.185.0 .

● 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: 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)

● IMMUNITA’: DIN EN 61000-6-1 (CEI 210-64)

DIN EN 61000-6-2 (CEI 210-54)

● SICUREZZA: 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 SOMMARIO

---- ---- 11-20 11-20

11-20;V1

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

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 continuità (UPS).

61173 61173 82-4

82-4

Anno 1998

Ed. Prima

I Protezione contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici (FV) per la produzione di energia - Guida

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 sovratensioni (incluse le fulminazioni) e definire i tipi di protezione quali messa a terra, schermatura, captazione di scariche atmosferiche e dispositivi di 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, così 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

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.

---- 50178 22-15 22-15

Anno 1999

Ed. Prima

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

- 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

61000-3-3 61000-3-3 CEI 110-28

V1 e 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

CEI 110-28; V1

Questa Variante alla CEI EN 61000-3-3 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

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

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

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

Anno

1999

Ed. Prima

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

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

Ed. 1.0

Revisioni:

1) 17/01/2005

2) 11/07/2006

Titolo: Standard for Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System equipment for Use With Distributed Energy Resources

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

1. Clarification of the Inclusion of Interconnection Equipment for Stand-Alone 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"

6. Replacement of the Utility-Interconnection 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.

NEC Anno

2005

---- Articolo 690

Solar

Photovoltaic

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.

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

AS4777.2 2005 ---- Grid connection of energy systems via inverters - Inverter requirements.

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 Compatibility-Information 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 – 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 ^

refI .

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 uOUT - - ZOUT1 ZIN2

Fig. 4.5– Connessione in cascata di due convertitori.

( ) ( )

2

1

21

1IN

OUTIN

OUT

ZZ

sWsWu

u

+

⋅= (4.1.1)

W1(s)

W2(s)

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:

δ−

⋅=1

FVBUS

VkV (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.

+ + VBUS VBUS LINE -

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

DC/DC

DC/AC

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. L D + + vL - + VIN S 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:

INL Vv = (4.2.1.1)

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

seguente relazione:

142

( ) ONScon 1

00 =⋅+= ∫

t

INLL dtVL

Iti (4.2.1.2)

All’istante t = tON si apre l’interruttore. Ai capi dell’induttanza si presenta una

differenza di potenziale pari a:

0<−= OINL VVv (4.2.1.3)

Pertanto, la corrente nell’induttanza decresce linearmente dal valore massimo raggiunto

all’istante t = tON secondo la relazione:

( ) ( ) ( )∫ >=⋅−+=t

tINONLL

ON

dtVVL

titi ON0 tper t OFFScon 1 (4.2.1.4)

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.

143

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

( )

( ) ( )

( )δ

δδδ

δδ

−⋅=

=⋅+−⋅−+⋅

=⋅−⋅−+⋅⋅

=⋅−+⋅

1

0

01

0

0

00

0

0

VV

VVVVV

TVVTV

tVVtV

IN

INININ

SINSIN

OFFINONIN

δ−=

110

INVV

(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:

δ−

==1

10

m

BUS

IN VU

VV

(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 L D IFV + vL - + + iC CIN 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 vLINE

S3 S4

-

Fig. 4.15 – Stadio DC/AC

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:

MAXTR

MAXcoontrolloa v

vm

_

_= (4.2.1.1.1)

dove:

MAXcoontrollov _ = ampiezza del segnale di controllo.

MAXTRv _ = ampiezza del segnale triangolare.

a) Rapporto di modulazione di frequenza mf:

RETE

Sf f

fm = (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.

vOUT

t

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 BUSa Um ⋅ , 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.

+UBUS

-UBUS

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:

( )tUmv BUSaOUT ωsin1_ ⋅⋅= 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 S2

UBUS A

B vOUT

S3 S4

Gamba A N Gamba B

Fig. 4.19 – Stadio DC/AC a ponte intero.

⎩⎨⎧

==<==>

0 e S e S

4

1

ANTRcontrollo

BUSANTRcontrollo

vONvvUvONvv

e⎩⎨⎧

==<−==>−

0 e S e S

3

2

BNTRcontrollo

BUSBNTRcontrollo

vONvvUvONvv

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.

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.

+ + C1 S1

UBUS/2

UBUS

+ C2 S2

UBUS/2

152

vOUT

t

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.

+UBUS/2

-UBUS/2

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.

Fig. 4.26 – Stadio isolato DC/DC Flyback.

+ ● + + v1 v2 + - ● - CIN vIN C0 VBUS

- S D -

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:

(4.2.4.1)

1

2

1 NN

VV

MIN

BUS

δδ−

== (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.

( ) SBUSSIN TNN

VTV ⋅−⋅⋅=⋅⋅ δδ 12

1

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.

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.

●

N1 ● N2 + ● N1 V2 VFV

- S1 S2

157

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

1

212

2

1

2

1

NN

vvNN

vv

=⇒= (4.2.5.1)

v2

1

2

NN

VFV ⋅

t

1

2

NN

VFV ⋅−

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

1

2

NN

VFV ⋅

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:

gridL vvv −= 2 (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.

0Li

t

a)

iL0(t)

0Li

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 più complessa. In

conclusione, tale soluzione risulta vantaggiosa per applicazioni ad elevate correnti e

basse tensioni d’uscita, mentre per applicazioni fotovoltaiche risulta più 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 – Caratteristica Potenza-Tensione di tre moduli fotovoltaici sottoposti a diverse condizioni di irraggiamento.

Fig. 4.38 – Caratteristica Potenza – Tensione della serie dei tre pannelli

A

B

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.

Im IOUT IOUT

+

+ IC +

V1 I1 X1 V1 I1 X1

- -

+ + V2 I2 X2 VOUT V2 I2 X2 - - + + Vm Im Xm Vm 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

iiOUT VV

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:

121 ........ IIIII imm >>>>>> − (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:

COUTIN IVP ⋅= (4.3.1.2.3)

( )∑=

−⋅=m

iimiOUT IIVP

1 (4.3.1.2.4)

dove IC è il valore della corrente entrante nel circuito GCC.

Assumendo che le perdite del GCC siano trascurabili, vale la relazione:

OUTIN PP = (4.3.1.2.5)

da cui si ottiene:

( )∑=

−⋅=⋅m

iimiCOUT IIVIV

1 (4.3.1.2.6)

Essendo la corrente d’uscita espressa dalla seguente relazione:

166

( )

=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−⋅⋅−=

=⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−⋅⋅−=

=−⋅

−=

=−=

∑

∑∑

∑

=

==

=

m

iiimOUT

OUTm

m

iii

m

imi

OUTm

m

i OUT

imim

CmOUT

IVIVV

I

IVIVV

I

VIIV

I

III

1

11

1

1

1

∑=

⋅⋅=m

iii

OUTOUT IV

V I

1

1 (4.3.1.2.7)

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

∑=

⋅=⋅=m

iiiOUTOUTOUT IVIVP

1 (4.3.1.2.8)

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:

00 =⇒=⋅= CCOUTIN IIVP

mCmOUT IIII =−= (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

iiOUTi IIV

10 (4.3.1.2.10)

Per la corrente d’uscita vale:

∑=

⋅⋅=m

iii

OUTOUT IV

VI

1

1 (4.3.1.2.11)

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

∑=

⋅=⋅=m

iiiOUTOUTOUT IVIVP

1 (4.3.1.2.12)

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

V2 VI VOUT

S3 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:

i

m

iiOUT II ⋅= ∑

=

−

1δ (4.3.1.3.1)

dove:

SW

OFFii T

T )(=δ (4.3.1.3.2)

Ti(OFF) = tempo di spegnimento dello switch.

TSW = Periodo di commutazione.

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 T2(OFF) S3 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 LOAD

V2 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:

( ) SS TVTV ⋅−⋅=⋅⋅ 1211 1 δδ (4.3.1.4.1)

Si indichi ( ) SS TT ⋅=⋅− 111 δδ e si noti che:

( ) SSS TTT ⋅=⋅−=⋅ 221 1 δδδ (4.3.1.4.2)

Sostituendo l’ espressione (4.3.1.4.2) nella (4.3.1.4.1), si ottiene:

SS TVTV ⋅⋅=⋅⋅ 1221 δδ

2

1

2

1

δδ

=VV (4.3.1.4.3)

dove, 121 =+δδ .

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:

OUT

OUTOUTOUTOUTOUT V

PIIVP =⇒⋅= (4.3.1.4.4)

172

dove:

2211 IVIVPOUT ⋅+⋅= e 21 VVVOUT += (4.3.1.4.5)

Considerando che 121 =+δδ , sostituendo si ottiene:

( )

=+

⋅+⋅=

=⋅+⋅

⋅+⋅⋅

=

=+⋅

⋅+⋅⋅=

=+

⋅+⋅==

21

2211

2

2221

2

22112

22

12

2212

12

21

2211

δδδδ

δδδ

δδδ

δδ

δδ

II

VV

IIV

VV

IVIV

VVIVIV

VP

IOUT

OUTOUT

2211 IIIOUT ⋅+⋅= δδ (4.3.1.4.6)

Pertanto, la potenza totale d’uscita può essere espressa con la seguente relazione:

2211210 IVIVPPP ⋅+⋅=+=

0220110 VIVIP ⋅⋅+⋅⋅= δδ (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]:

0<∂∂

⋅OUT

ii V

Iδ (4.3.1.5.1)

Tenendo costante l’intervallo ( ) SS TT ⋅=⋅− 111 δδ , la derivata seconda della potenza

d’uscita rispetto alla tensione d’uscita può essere espressa come:

022

2

21

2

20

2

<∂

∂+

∂

∂=

∂

∂

OUTOUTOUT VP

VP

VP

(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

iii II

10 δ (4.3.1.5.3)

∑=

⋅=m

iii IVP

10 (4.3.1.5.4)

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 potenza-

tensione 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 (ZVS-

CV 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+

U1 S- D-

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 C U2 U1/2 S- 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:

⎪⎪⎩

⎪⎪⎨

⎧

⋅==

+⋅=+=

dtdv

Cii

vdt

diLvvu

CCL

CL

CLi (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

( )[ ] ( )

( ) ( )[ ]⎪⎪

⎩

⎪⎪

⎨

⎧

−⋅⋅=

+−⋅⋅=

0

0

CCL

CLLi

VsVsCsI

sVIsIsLs

U

(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).

( )( )[ ]

( ) [ ]

( ) [ ]11

1

)(

200

2

2

00

002

00

+⋅⋅⋅+⋅⋅+⋅⋅⋅

=+⋅⋅

⋅+⋅⋅⋅+=

⋅+⋅⋅⋅+=+⋅⋅⋅

+−⋅−⋅⋅⋅⋅=

CLssUILsVCLs

CLs

ILVCLss

U

sV

ILVCLss

UCLssV

sVIVCsVCssLs

U

iLCLC

i

C

LCi

C

CLCCi

( )⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +⋅

⋅+⋅+⋅

=

LCss

CLU

CI

sVssV

iLC

C 12

00

2

(4.3.2.2.3)

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

Laplace:

( )

LCs

DsBsA

LCss

CLU

CI

sVssV

iLC

C 11 22

00

2

+

+⋅+=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +⋅

⋅+⋅+⋅

= (4.3.2.2.4)

da cui si ottiene:

179

⎪⎪

⎩

⎪⎪

⎨

⎧

=

−==

CI

D

UVBUA

L

iC

i

0

0 (4.3.2.2.5)

( )( )

( )

( ) 022

0

2

0

20

2

00

11

1

11

1

LiCi

L

iCi

LiC

iC

ICLC

LCs

LC

LCs

sUVs

U

LCs

CI

LCs

sUVs

U

LCs

CI

UVs

sU

sV

⋅⋅+

++

⋅−+=

=+

++

⋅−+=

=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +

+−⋅+=

( ) ( ) 0020

20

20

20 LiCi

C IZss

sUVs

U s V ⋅⋅

++

+⋅−+=

ωω

ω (4.3.2.2.6)

dove:

risonanza di pulsazione 10 ==

LCω (4.3.2.2.7)

ticacaratteris impedenza 0 ==CLZ (4.3.2.2.8)

Antitrasformando l’ultima espressione si ricava:

( ) ( ) ( ) ( )tIZtUVUtv LiCiC ⋅⋅⋅+⋅⋅−+= 00000 sincos ωω (4.3.2.2.9)

180

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

espressione:

( ) ( ) ( )tZ

VUtIti Ci

LL ⋅⋅−

+⋅= 00

000 sincos ωω (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 ( )LCf π210 = .

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 t1 t2 t3 t4

Fig. 4.48 - Forme d’onda ottenute con simulazione PSpice del convertitore

risonante.

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

1 ω S/ω0

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 fS VDC

+

-

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

Guadagno +

compensazione VCO

Voltage Controlled Oscillator

Convertitore DC-DC

SLR

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:

⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪

⎨

⎧

==−=

===

===

ONS e ON S se

ONS e ON S se 0

ONS e ON S se

432

32

211

PVOUT

OUT

PVOUT

Vv

v

Vv

(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:

(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.

( )123 −⋅+= pnV

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:

livelli. 3 p

Vn = (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 0>dVdP allora

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

0<dVdP .

Quando 0<dVdP , il punto di lavoro si sta allontanando dal Maximum Power Point e

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

∆p >= 0

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.

Sì No

Si No Si No

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

START

Misurare v(n), i(n)

∆p >= 0

VREF = VREF + VINC VREF = VREF - VINC VREF = VREF - VINC VREF = VREF + VINC

RETURN

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

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

∆v >= 0

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 A P1 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:

⎪⎪⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪⎪⎪

⎨

⎧

<

>

=

MPP.dell' destra a 0

MPP.dell' sinistra a 0

MPP. nell' 0

dVdP

dVdP

dVdP

(4.4.2.1)

Si esprima dP/dV in funzione dei valori istantanei di tensione e corrente. La relazione

precedente diventa, perciò:

( )VIVI

dVdIVI

dVIVd

dVdP

∆∆

⋅+≅⋅+=⋅⋅

= (4.4.2.2)

La condizione di massima potenza vale:

VIVI

VIVI

dVdP

∆∆

⋅−=

=∆∆

⋅+

=

0

0

VI

VI

−=∆∆ (4.4.2.3)

193

Il sistema può essere descritto, di conseguenza, nel seguente modo:

⎪⎪⎪⎪⎪

⎩

⎪⎪⎪⎪⎪

⎨

⎧

−<∆∆

−>∆∆

−=∆∆

MPP.dell' destra a

MPP.dell' sinistra a

MPP. nell'

VI

VI

VI

VI

VI

VI

(4.4.2.4)

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

∆I = 0 ∆I/∆V = - I/V

∆I > 0 ∆I/∆V > - I/V

No Sì Sì Sì No No Sì No No Sì

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

START

Misurare v(n), i(n)

VREF = VREF + VINC VREF = VREF - VINC VREF = VREF - VINC VREF = VREF + VINC

RETURN

∆v = 0

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:

OCm VkV ⋅= 1 (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.

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

START

Misurare VOC

Vm = k1 VOC

Imposto δ

RETURN

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:

SCm IkI ⋅= 2 (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.

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

START

Misurare ISC

Im = k2 ISC

Imposto δ

RETURN

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 grid-

connected di potenze dell’ordine del kW.

201

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