Arc Fault Detection Device per impianti fotovoltaici · Arc Fault Detection Device per impianti...

Arc Fault Detection Device per impianti fotovoltaici SENTRON

Manuale tecnico

Ottobre 2015

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SENTRON

Arc fault detection units 5SM6 per sistemi fotovoltaici

Manuale tecnico

Introduzione 1

Note di sicurezza 2

Descrizione 3

Utilizzo 4

Test 5

Consigli pratici 6

F.A.Q.

Dati tecnici 8

Dimensioni d’ingombro 9

Schema elettrico 10

Ottobre 2015 www.siemens.it/AFDD

Informazioni legali Warning notice system

This manual contains notices you have to observe in order to ensure your personal safety, as well as to prevent damage to property. The notices referring to your personal safety are highlighted in the manual by a safety alert symbol, notices referring only to property damage have no safety alert symbol. These notices shown below are graded according to the degree of danger.

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5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico Manuale tecnico, Ottobre 2015, www.siemens.it/AFDD 5

Indice

1 Introduzione................................................................................................................................................ 7

1.1 Introduzione..................................................................................................................................7 2 Note di sicurezza..........................................................................................-................................................ 9

2.1 Informazioni generali – Lo standard UL............................................................................................9 3 Descrizione................................................................................................................................................ 11

3.1 Informazioni generali.................................................................................................................11 4 Utilizzo..................................................................................................................................................... 15

4.1 Applicazioni................................................................................................................................15 4.2 Impiego a livello di controllore di stringa..................................................................................16 4.3 Impiego a livello di controllore di array.................................................................................17 4.4 Funzionamento operativo..........................................................................................................19

5 Test............................................................................................................................................................ 21 5.1 Verifica del reale funzionamento………......................................................................................21

6 Consigli pratici .......................................................................................................................................... 23 6.1 Consigli pratici.........................................................................................................................23 6.2 Interventi intempestivi / Mancati interventi..........................................................25

7 F.A.Q.................................................................................................................................... 27 7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti..............................................................27

8 Dati tecnici ..................................................................................................................................................31 8.1 Dati tecnici................................................................................................................................31

9 Dimensioni d’ingombro.............................................................................................................................. 33 9.1 Dimensioni d’ingombro............................................................................................................33

10 Schema elettrico...................................................................................................................................... 35 10.1 Schema elettrico.......................................................................................................................35

5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico Manuale tecnico, Ottobre 2015, 7

5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico Manuale tecnico, Ottobre 2015, 8

Introduzione 1

1.1 Introduzione La Arc fault Detection Unit (ADU) è un dispositivo atto al rilevamento di archi elettrici in serie nei sistemi fotovoltaici. Questa tipologia di guasto, solitamente imputabile al deterioramento dell’isolamento o alla perdita di serraggio delle connessioni, può causare l’innesco d’incendi. Nei circuiti in corrente continua in particolar modo, gli archi elettrici presentano una maggiore stabilità e risultano molto più pericolosi rispetto a quanto è possibile osservare nei circuiti in alternata.

Questo documento contiene informazioni rilevanti circa il funzionamento delle unità di rilevazione gusto e un insieme di analisi pratiche derivate da test che SIEMENS ha effettuato sul campo.

I dispositivi sono testati in accordo alla standard Nord Americano UL 1699 – Sub B (questa normative contiene le definizioni, i requisiti e le metodologie di prova delle apparecchiature destinate alla rilevazioni di archi elettrici).

Data la natura aleatoria di questa tipologia di guasti, non risulta possibile identificare correttamente il 100% delle situazioni potenzialmente pericolose. A seguito di numerosissimi test in differenti condizioni e con architetture di sistema diverse, abbiamo sviluppato questo dispositivo in grado di raggiungere il massimo livello di protezione possibile. L’impiego della tecnologia Arc fault detection riduce in modo significativo il pericolo d’incendio negli impianti fotovoltaici.

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Note di sicurezza 2

2.1 Informazioni Generali – Lo standard UL Nel panorama normativo Nord Americano esiste uno standard tecnico che definisce i dispositivi atti al rilevamento degli archi elettrici, la UL 1699 – Sub B. Questo documento, in accordo col NEC, contiene le definizioni, i requisiti e le metodologie di prova per dispositivi e soluzioni destinate ad interrompere i circuiti nel caso in cui si stabilissero archi elettrici pericolosi. La normativa definisce tre tipologie di dispositivi:

● Arc fault circuit interrupter (AFCI) per sistemi fotovoltaici, che integra le funzioni di

rilevamento dell’arco e di aperture del circuito.

● Arc fault detector (PV AFD) per sistemi fotovoltaici, che è destinato al solo rilevamento

● Arc fault interruption device (PV ID) per sistemi fotovoltaici, cui è demandata soltanto l’apertura del circuito Tutti i dispositivi indicate nello standard possono essere “type 1 device” (solo archi in serie) o “type 2 device” (archi in serie e in parallelo).

Requisiti

Lo standard UL 1699 – Sub B definisce le tipologie di arco in serie da rilevare, e i termini entro i quali andrebbero soppresse: ● 300 W entro 2.0 s con una corrente di 7 A e una distanza d’apertura di 1.6 mm ● 500 W entro 1.5 s con una corrente di 7 A e una distanza d’apertura di 4.8 mm ● 650 W entro 1.2 s con una corrente di 14 A e una distanza d’apertura di 3.2 mm ● 900 W entro 0.8 s con una corrente di 14 A e una distanza d’apertura di 6.4 mm

Sono inoltre richiesti dei test atti a verificare la capacità di rilevamento anche nel caso in cui vi siano delle perturbazioni sovrapposte, tuttavia le richieste normative non coprono una gran parte dei casi di guasto che caratterizzano le situazioni pratiche riscontrate negli impianti fotovoltaici.

11 5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico Manuale tecnico, Ottobre 2015

Descrizione 3

3.1 Informazioni generali Applicazione tipica Gli impianti fotovoltaici standard sono composti da un insieme di pannelli solari connessi in serie tra loro, denominati stringhe, che solitamente raggiungono delle tensioni di 1000 Vc.c.. Queste stringhe possono essere poi collegate in parallelo tra loro, array, al fine di aumentare la corrente. Questi array vengono poi connessi ad un inverte per fotovoltaico in grado di convertire la corrente continua generata in corrente alternata, rendendo possibile la connessione dell’impianto alla rete elettrica. In figura è indicato un esempio di come potrebbe essere realizzato un impianto, esistono molteplici architetture di sistema differenti.

Figura 3-1 Esempio di impianto fotovoltaico

Funzionamento dei dispositivi di Arc detection

Per capire come è possibile identificare un arco elettrico in un sistema fotovoltaico si rende necessario esaminare le caratteristiche di questa tipologia di guasto.


Descrizione 3.1 Informazioni generali

Cos’è un arco elettrico? Un arco elettrico è determinato dal passaggio di corrente in un materiale non conduttore. A questo fenomeno è correlata un’elevata generazione di calore, che spesso determina l’innesco di incendi. Le tipologie di arco elettrico che possono verificarsi sono essenzialmente due:

● Arco in serie (arco che interessa due conduttori posti in serie al carico) Questa situazione può verificarsi ad esempio nel caso in cui dei morsetti di collegamento non risultino serrati in modo corretto.

● Arco in parallelo (arco che interessa due conduttori posti in parallelo al carico) Questa situazione può verificarsi quando a seguito di un danno all’isolamento possono verificarsi delle interazioni tra due conduttori di polarità opposta.

Come identificare gli archi? Ogni sistema elettrico è affetto da un serie di armoniche non desiderate, definite rumore. Questo può essere visto come una sequenza casuale di fluttuazioni armoniche del segnale principale. Il rumore è solitamente generato dalla presenza di dispositivi elettronici può produrre effetti molto diversi in funzione delle differenti forme in cui si può presentare. La presenza di un guasto da arco elettrico va ad introdurre del rumore supplementare che si aggiunge al rumore di fondo del circuito. In un sistema fotovoltaico, il rumore di fondo è determinabile come una serie di diverse fluttuazioni armoniche che accompagnano il segnale continuo di corrente e tensione. Un dispositivo atto all’identificazioni di guasti da arco deve essere in grado di discernere il rumore di fondo (non pericoloso ai fini della sicurezza d’impianto) dal rumore provocato dalla formazione di guasto. Le soluzioni tecniche che rendono possibile ciò possono essere molteplici e diverse tra loro, ma tutte si basano sull’analisi in frequenza del segnale. La figura mostra un’analisi effettuata in un sistema fotovoltaico a due stringhe.

Figura 3-2 Impianto da 5kW, analisi relativa al tipico rumore di fondo riscontrabile


Descrizione 3.1 Informazioni generali

Elementi di disturbo riscontrabili nella fase di rilevamento L’obiettivo dei dispositivi di protezione/rilevamento di archi elettrici sta nel determinare la presenza di un guasto analizzando il segnale di sistema, spesso molto complesso e caratterizzato dalla presenza di molteplici forme armoniche. Gli inverter fotovoltaici generano molto rumore essendo progettati per ricercare costantemente il punto di maggior efficienza, Maximum Point of Power (MPP). Gli algoritmi che determinano il modo in cui gli inverter modificano il loro funzionamento per seguire il MPP possono essere diversi in funzione del costruttore.

Oltre al rumore di fondo dovuto a quanto sopracitato, occorre anche considerare ulteriori situazioni nelle quali l’inverter può divenire fonte di disturbo: la fase di accensione, le fasi di autotest, eventuali picchi di irraggiamento che potrebbero causare il superamento dei valori di input massimi, situazioni opposte con meteo nuvoloso, etc..

Tutte queste potenziali fonti di disturbo devono essere valutate con attenzione onde evitare interventi intempestivi del dispositivo.

Oltre al rumore generato dall’inverter, è poi essenziale definire il massimo campo di rilevazione (distanza massima tra il punto di installazione del dispositivo e il punto di formazione dell’arco) che, data la natura degli impianti fotovoltaici, assume grande rilevanza. I dispositivi di Arc detection hanno un funzionamento ottimale nel caso in cui il rapporto segnale-rumore sia elevato, in caso contrario gli archi elettrici potrebbero essere mascherati dal rumore di fondo. La massima distanza di rilevamento è determinata dal minimo rapporto segnale-rumore che permette un accurata identificazione del guasto. Lo standard UL 1699 – Sub B richiede delle prove atte a determinare il corretto funzionamento degli AFCI o AFD per quanto riguarda il rilevamento del guasto. Questi test consistono nell’identificazione degli archi elettrici, definiti nel paragrafo 2, quando provocati sia in prossimità del dispositivo, sia ad una distanza di 66 metri (200 piedi) da esso. Sono inoltre indicati dei test che hanno lo scopo di evitare gli scatti indesiderati, ovvero di far si che il dispositivo non vada a segnalare delle anomalie a seguito del solo rumore di fondo, in questo caso le prove avvengono in combinazione con un inverter. Esiste un ulteriore fonte di disturbo, che risiede negli archi funzionali, ovvero degli archi elettrici veri e propri che però sono connessi al corretto funzionamento dell’impianto, ad esempio l’arco generato dall’apertura del circuito ad opera ad esempio del sezionatore di stringa.

L’Arc fault Detection Unit SIEMENS 5SM6094-1

Il dispositivo SIEMENS 5SM6094-1 è stato sviluppato e testato in accordo allo standard tecnico UL 1699 – Sub B. E’ in grado di identificare la presenza di archi elettrici in serie al circuito. Una volta rilevato il guasto occorre valutare come mettere in sicurezza l’impianto e gestirne l’eliminazione.


Utilizzo 4

4.1 Applicazioni Il dispositivo 5SM6094-1 è indicato sia per il controllo della singola stringa che per il monitoraggio di più stringhe in parallelo, al livello dell’inverter. Ogni configurazione di sistema influenza il funzionamento dell’unità e per questo motivo vanno considerate alcune accortezze installative. Fondamentalmente il dispositivo può essere installato sia sul conduttore positivo (raccomandato) che sul negativo. Si rende necessaria l’installazione di un dispositivo a protezione di ogni circuito elettrico in modo tale che il segnale di controllo possa attraversare tutto l’impianto. Sulla base delle misurazioni effettuate dal dispositivo sul conduttore, è possibile determinare la presenza di un arco elettrico pericoloso. In questo caso l’unità segnalerà il trip emettendo un segnale acustico e visivo mediante un LED rosso lampeggiante, inoltre il contatto di segnalazione cambierà stato. Questa uscita può essere impiegata sia per azionare il dispositivo di sgancio che per la segnalazione al sistema di supervisione, se presente.

Va inoltre tenuto conto del fatto che è raccomandata l’installazione di un dispositivo per ogni MPPT dell’inverter. Nel caso l’inverter abbia un unico MPPT è sufficiente installare un solo dispositivo, in quanto tutte le stringhe sono collegate in parallelo tra loro e interessate dallo stesso rumore.


Utilizzo 4.2 Impiego a livello di controllore di stringa

4.2 Impiego a livello di controllore di stringa

Quando il dispositivo è utilizzato per il controllo della stringa, è consigliabile l’installazione in prossimità dell’inverter. L’unità di rilevamento potrà così essere facilmente accessibile in caso di guasto e il contatto di segnalazione potrebbe essere facilmente collegato o direttamente all’inverter o al dispositivo di sezionamento. Installazione

Tipicamente questa architettura di impianto è impiegata in sistemi con correnti relativamente basse (non oltre gli 8 A). La figura indica due possibili configurazioni ammissibili per l’impiego del 5SM6094-1 come controllore di stringa.

Inverter con due MTTP e impianto a due stringhe. Due stringhe separate con due 5SM6 installati sui conduttori positivi.

2-MPPT

Inverter con un MTTP e impianto a due stringhe. Le due stringhe in parallelo vengono controllate da un solo 5SM6 installato sul conduttore positivo.

1-MPPT

In accordo allo standard UL, l’identificazione del guasto è possibile entro una distanza massima di 66m dal punto di installazione del 5SM6 (misurati a monte o a valle del dispositivo).


Utilizzo 4.3 Impiego a livello di controllore di array

4.3 Impiego a livello di controllore di array Quando i 5SM6 vengono impiegati come controllori a livello di array è consigliabile installarli in prossimità dell’inverter o del punto di parallel tra le stringhe (junction box). In caso di guasto da arco elettrico, il segnale di trip generato può essere impiegato per la disconnessione della parte d’impianto affetta da guasto mediante il dispositivo di sezionamento. Installazione

Questa installazione è tipica di impianti con correnti elevate (sopra i 16 A) Le possibili configurazioni di sistema con il 5SM6 impiegato a livello di controllore di array sono indicate nella figura seguente.

Inverter a due MPPT e due quadri di parallelo Due stringhe in parallelo per ogni MPPT. Va installato un 5SM6 per ogni MPPT da collegarsi sul conduttore positivo.

Due array

Inverter a singolo MPPT e un array con quattro stringhe in parallelo. In questo caso è possibile montare un solo 5SM6 sul conduttore positivo.

Un array


Utilizzo 4.3 Impiego a livello di controllore di array

Inverter a due MPPT e due quadri di parallelo La soluzione ottimale è data dall’installazione di due 5SM6, uno per ogni conduttore positivo in uscita dai quadri di parallelo. E’ consigliata l’integrazione del dispositivo nel quadro di parallelo con possibilità di sganciare l’organo di sezionamento.

Due quadri di parallelo

Inverter a singolo MPPT e un quadro di parallelo In questa situazione d’impianto è consigliabile installare un solo 5SM6 sul conduttore positivo in uscita dal quadro di parallelo.

Un quadro di parallelo

In sistemi come in figura per i quali la massima corrente risulti superiore a 40A non è consentito l’impiego del 5SM6094-1 come controllore a livello di array, ma va impiegato a livello di controllo di stringa. In accordo allo standard UL, l’identificazione del guasto è possibile entro una distanza massima di 66m dal punto di installazione del 5SM6 (misurati a monte o a valle del dispositivo).


Utilizzo 4.4 Funzionamento operativo

4.4 Funzionamento operativo

Accensione L’avvio dell’unità è contestuale alla sua alimentazione (24 Vc.c.). Inizialmente viene svolto un auto-test (con breve segnale acustico). Il LED verde (Power) lampeggia fino al termine del periodo di test, una volta completato la luce rimarrà accesa e continua. Funzionamento normale

L’unità 5SM6 monitora la corrente e analizza il segnale misurato al fine di determinare l’avvento di eventuali guasti da arco. La situazione è stabile fino al rilevamento di un arco elettrico o alla perdita di alimentazione. Identificazione dell’arco

Nel caso in cui venga identificato un arco elettrico, l’unità 5SM6 segnalerà il trip con l’accensione del LED rosso lampeggiante. Allo stesso tempo viene attivato un segnale acustico fisso per I primi 30 secondi (successivamente verrà emesso un beep ogni minute). Il contatto di stato cambierà stato, è potrà essere impiegato per disconnettere il circuito mediante il dispositivo di sezionamento tra l’inverter e i pannelli solari. Reset a seguito di un guasto L’unità 5SM6 può essere resettata a seguito di un guasto premendo il tasto RESET mediante un oggetto appuntito (soft reset).

ATTENZIONE

VERIFICARE IL GUASTO SIA RISOLTO PRIMA DI RIALIMENTARE IL CIRCUITO!

Appena il dispositivo viene resettato torna in funzionamento normale e il contatto di segnalazione torna nella posizione di riposo. Guasto sull’unità identificato dall’auto-test

Nel caso in cui l’auto-test dovesse riscontrare malfunzionamenti dell’unità di rilevazione 5SM6 avremo una segnalazione acustica e luminosa (LED rosso e LED verde lampeggianti), verrà inoltre modificato lo stato del contatto di segnalazione.


Test 5

5.1 Verifica del reale funzionamento Test dell’Arc fault detection unit in un sistema reale (sorgente c.c.) Il funzionamento del 5SM6094-1 può essere verificato connettendo a un sistema in corrente continua (ad esempio un insieme di batterie per auto) un carico resistivo e ponendo in serie il dispositivo. E’ possibile simulare la formazione di un arco elettrico utilizzando il dispositivo descritto nella parte 23 della UL 1699 – Sub B, per verificare l’efficacia del ADU.

Figura 5-1 Generatore d’arco (secondo UL 1699)

E’ importante segnalare che al fine di verificare il corretto funzionamento dell’unità vanno considerati alcuni parametri importanti. Anzitutto, è necessario un circuito in grado di assicurare almeno 100 Vc.c. e 1 A, inoltre l’arco deve essere mantenuto per almeno 1 secondo. E’ essenziale utilizzare un carico resistive, nel caso il carico sia induttivo non si otterrebbe alcun effetto. In queste condizione il 5SM6 sarà in grado di identificare l’arco e segnalarlo, come indicato nei paragrafi precedenti, mediante segnalazione acustica, luminosa e cambio di stato del contatto di segnalazione. E’ importante segnalare che la simulazione mediante alimentari c.c. non è realistica, il rumore introdotto dall’alimentare è di natura profondamente diversa rispetto a quanto riscontrabile in un impianto fotovoltaico e l’algoritmo di funzionamento del 5SM6 non è in grado di operare adeguatamente in queste condizioni.


Test 5.1 Verifica del reale funzionamento

Test dell’Arc fault detection unit in un sistema reale (impianto fotovoltaico) Il funzionamento del 5SM6094-1 può essere verificato anche connettendolo a un sorgente fotovoltaica. Utilizzando un simulatore come al punto sopra è possibile verificarne il funzionamento anche nelle reali condizioni d’esercizio.


Consigli pratici 6

6.1 Consigli pratici A seguito dell’introduzione sul mercato del dispositivo, il 5SM6 è stato installato e testato in vari impianti. A seguito di queste prove vengono di seguito segnalate alcune informazioni pratiche. Numero di 5SM6 da installare Il numero di dispositivi da installare varia in funzione dell’architettura dell’impianto fotovoltaico e dall’estensione dello stesso. SIEMENS raccomanda di installare un dispositivo ogni MPPT e di verificare che la massima distanza di rilevamento (66 metri) venga rispettata.

Reset Multiplo Nel caso di impianti di grandi dimensioni dove è installato un elevato numero di 5SM6, è possibile eseguire in modo semplice un reset di tutte le unità di rilevamento. A tale scopo risulta sufficiente rimuovere/interrompere l’alimentazione a 24V c.c. per più di 1 secondo, alla riattivazione tutte i dispositivi riprenderanno il funzionamento normale dopo la fase di auto-test.

Cablaggio

Il cablaggio dell’impianto influenza in modo rilevante il rapporto segnale-rumore andando ad impattare sulle performance del 5SM6. 1. Cablaggio bilanciato

Nel caso il bilanciamento tra conduttori positivi e negativi non sia equilibrato potrebbero generarsi delle interferenze. In questa situazione è possibile che si abbia un erroneo innalzamento del rapporto segnale-rumore nella zona di rilevamento, provocando quindi l’intervento indesiderato dell’unità 5SM6. E’ importante eseguire un cablaggio bilanciato.

Figura 6-1 Cablaggio


Consigli pratici 6.1 Consigli pratici

2. Interazioni tra c.c. e c.a. Non solo le interazioni tra i conduttori in corrente continua possono limitare le performance dell’unità di rilevamento, ma anche eventuali interferenze provocate dai conduttori in corrente alternate possono essere fonte di scatti inopportuni. E’ molto importante che i cavi in corrente continua e quelli in corrente alternata non condividano mai la stessa canalina.

3. Eccessiva lunghezza dei cavi

Il funzionamento ottimale dell’unità 5SM6 è legato al rapporto segnale-rumore. Questo parametro è inversamente proporzionale alla lunghezza dei cavi, quindi in un sistema molto esteso è possibile che l’unità non riesca a rilevare correttamente la formazione di archi elettrici.

Disturbi introdotti da altre apparecchiature Il funzionamento dell’unità 5SM6 è legato all’analisi dello spettro armonico e al rapporto segnale-rumore. Ogni potenziale fonte di interferenza potrebbe compromettere il funzionamento ottimale del dispositivo. Nel caso in cui l’impianto sia situato in ambienti industriali, in presenza di convertitori di frequenza per motori, onde evitare scatti indesiderati occorre installare i 5SM6 all’interno di quadri metallici. In questo modo, le unità risulterebbero protette come da una gabbia di Faraday, e il rischio di scatto indesiderato viene minimizzato. Archi in parallelo Sviluppata e testata per l’identificazione degli archi in serie, l’unità 5SM6 in molte situazioni è in grado di rilevare anche la formazione di archi in parallelo. Ad ogni modo il dispositivo non è ufficialmente idoneo all’identificazione di archi in parallelo.


Consigli pratici 6.2 Interventi intempestivi / Mancati interventi

6.2 Interventi intempestivi / Mancati interventi

Implementando un sistema per la Arc Fault Detection i due problemi principali cui si può andare in contro sono due: gli scatti intempestivi e i potenziali mancati interventi. Quanto di seguito va analizzato caso per caso, valutando la situazione impiantistica e il comportamento dell’inverter.

● Implementazione di filtri addizionali in caso di scatti intempestivi Nel caso in cui l’unità 5SM6 dovesse segnalare un guasto, occorre ricercare e rimuovere la causa. Qualora, a seguito di un analisi sul cablaggio e sulla componentistica non si riscontrassero anomalie, potrebbe trattarsi di uno scatto intempestivo. Una delle principali cause di questo fenomeno potrebbe essere l’inverter, soprattutto in fase di ricerca del MPP. Alcune tipologie di inverter richiedono l’impiego di un filtro addizionale che aiuta a ridurre il rumore di fondo sulla linea in corrente continua. Un filtro in modo comune potrebbe aiutare a evitare questi scatti intempestivi. La presenza del filtro non limita la capacità di rilevamento degli archi, qualora si presentassero.


F.A.Q. 7

7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti Impianto mono-inverter D: Nell’impianto è instlalato un solo inverter a singolo MPPT, l’unità 5SM6094-1 da segnalazioni intempestive di guasto. Cosa è possibile fare?

R: Nel caso in cui a seguito di analisi dell’impianto non si ravvisino cause reali di guasto è possibile che l’inverter abbia provocato lo sgancio intempestivo dell’unità. Sono stati svolti test con molti inverter di costruttori differenti, ma non è assicurata una compatibilità totale con tutti i prodotti sul mercato. Nel capitolo 6.2 sono elencate alcune possibili soluzioni al problema.

Impianto multi-inverter o inverter a MPPT multipli

D: Il mio inverter ha più di un MPPT, come posso collegare l’unità 5SM6? R: E’ essenziale montare un 5SM6 per ogni MPPT dell’inverter. Ogni stringa o array di stringhe che viene collegata ai diversi MPPT deve avere una protezione dedicate. Nel caso in cui i positivi o i negativi di diversi MPPT siano collegati tra loro è possibile che si generino degli scatti indesiderati.

D: In caso di inverter con due MPPT è possibile collegare entrambi i positivi in un unico dispositivo prima di collegarli all’inverter?

R: No. In caso di inverter con due MPPT è necessario utilizzare due dispositivi differenti, è possibile che si verifichino delle mutue interferenze che potrebbero originare scatti intempestivi.


F.A.Q. 7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti

D: Il mio inverter a multipli MPPT ha le unità 5SM6 collegate correttamente. Per quali ragioni si verificano scatti intempestivi?

R: Possono esserci una serie di potenziali cause di intervento: ● Un arco elettrico si è innescato all’interno del circuito. ● Possibili errori di cablaggio: vedi cap. 6.1. ● il polo positivo (o negativo) di uno degli MPPT è stato inavvertitamente

collegato con un altro conduttore positivo (o negative) di un altro MPPT.

● Il polo positivo (o negativo) di uno degli inverter è stato collegato inavvertitamente con un altro polo positivo (o negativo) di un altro inverter.

● L’inverter sta impiegando algoritmi di ottimizzazione speciali. ● La presenza di convertitori di frequenza nei circuiti utilizzatori prossimi

all’inverter generano delle interferenze elettromagnetiche. In questo caso la soluzione è installare il 5SM6 all’interno di un involucro metallico.

● L’inverter, per sua costruzione, genera distorsioni a frequenze all’interno del range di lavoro del 5SM6.

Integrazione del 5SM6 negli impianti esistenti. D: E’ possibile utilizzare gli AFDD in situazioni d’impianto con inverter centralizzato? R: No, la soluzione è funzionale solo nel caso in cui siano presenti inverter di stringa. Quando il dispositivo viene utilizzato in combinazione con inverter centralizzati, vanno valutate le condizioni descritte nel capitolo 5 per determinare se la tipologia d’impianto può essere equipaggiata con ADU conformi alla UL 1699 – Sub B. E’ possibile che si verifichino scatti intempestivi causati dalla frequenze di lavoro dell’inverter centralizzato che solitamente sono diverse rispetto a quelle degli inverter di stringa.

D: Nel caso in cui i dettagli descritti nel capitolo 5 siano rispettatati, ma nonostante ciò si avvisano ancora scatti indesiderati, come è possibile risolvere il problema? R: Quando il 5SM6 viene impiegato in un quadro di parallel, gli inverter sono solitamente centralizzati o inverter di stringa di grandi dimensioni. In questi casi è possibile che si verifichino comunque scatti intempestivi. Una possibile soluzione del problema sarebbe utilizzare un filtro in modo comune.

D: Come posso proteggere il mio impianto fotovoltaico integrando i 5SM6 nei quadri in campo?

R: E’ possibile usare un 5SM6 ogni quadro (fino a un Massimo di 8 stringhe) nel caso in cui entrambi i poli (positivo e negativo) siano presenti e separate da quelli degli altri quadri di parallelo. Il 5SM6 andrebbe posizionato sul positivo in ingresso. L’arco di segnale sarebbe trasmetto all’interno di tutti I connettori connessi entro i 66 metri massimi.

F.A.Q. 7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti

Nel caso ci siano più quadri fotovoltaici vicini è importante assicurasi che i reset delle unità 5SM6 siano simultanei, dato che durante l’inizializzazione l’unità genera delle frequenze che potrebbero provocare l’intervento di altri dispositive nelle vicinanze. E’ importante verificare che i 5SM6 siano tutti alimentati tramite la medesima fonte di energia.

D: Come posso resettare contemporaneamente tutte le unità 5SM6 presenti nel mio impianto fotovoltaico? R: Tutti I 5SM6 devono essere alimentati dalla stessa sorgente a 24V mediante una linea dedicate che si snoda lungo l’intero campo fotovoltaico. Per resettare le unità è sufficiente disconnettere l’alimentatore o interrompere il circuito di alimentazione per almeno un secondo prima di provvedere alla re-inizializzazione dei dispositivi. Durante il riavvio e la fase di auto-test delle unità verranno generate delle frequenze che potrebbero causare interventi indesiderati di eventuali altre unità in funzione collegate al medesimo circuito. Test in laboratorio: D: Ho testato il dispositivo in laboratorio con un generatore di corrente continua ravvisando interventi intempestivi. R: Gli alimentatori in corrente continua generano delle frequenze che rientrano nel range di analisi del 5SM6 per cui potrebbe intervenire. La soluzione è testare il dispositivo collegandolo ad un impianto fotovoltaico reale. Per altre richieste contattare il servizio clienti www.siemens.com/lowvoltage/support Se possibile inserendo nella richiesta le seguenti informazioni: ● Quale tipologia di dispositivo è installata (codice e possibilmente seriale o data di produzione) ● Come è stato installato e quanti MPPT ha l’inverter ● Dove è stato installato (specificando la tipologia di quadro e il luogo d’installazione, indicando se è prossimo a dispositivi dotati di convertitori di frequenza) ● Corrente e tensione della stringa/array coi è connesso. ● Marca e modello dell’inverter ● Quando viene rilevato il problema. ad esempio: – Durante la fase di auto-test del dispositivo – Durante la fase di accensione dell’inverter – Ogni mattina durante l’accensione – Ogni sera durante lo spegnimento – Durante i giorni di massimo irraggiamento

5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico Manuale tecnico, Ottobre 2015 31

Dati tecnici 8

8.1 Dati tecnici 1. Unità di rilevamento

Massimi valori di tensione/corrente di stringa 1000 Vc.c. /40 A Numero di poli 1 polo (positivo o negativo) Minima sezione di cablaggio 2.5 mm2/AWG14 Massima sezione di cablaggio 10 mm2/AWG8

2. Specifiche del sistema di alimentazione

Tensione di alimentazione 24 Vc.c. (± 10%) Assorbimento (passivo) 60 mA Assorbimento (attivo) 120 mA Massima sezione conduttori di alimentazione 2.5 mm2/AWG14

3. Contatto di allarme

Massimo carico (resistive) 0.3 A a 125 V AC; 1 A a 30 V DC Minimo valore d’arco rilevabile 100 VDC - 1A Massima sezione conduttori 2.5 mm2/AWG14 Standard tecnico di riferimento UL1699B - PV AFD Type 1

4. Altri dati tecnici

Grado di protezione IP20/NEMA1 Temperatura d’utilizzo -20°C ÷ +50°C Temperatura di stoccaggio -40°C ÷ +75°C Umidità relativa 5 ÷ 85% Peso 120 g


Dimensioni d’ingombro 9

9.1 Dimensioni d’ingombro

Figura 9-1 Dimensioni d’ingombro


Schema elettrico 10

10.1 Schema elettrico

Figura 10-1 Connessioni

Figura 10-2 Esempio di quadro di campo

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