Guida all‘inverterCome riconoscere

e scegliere la qualità

a cura di

prefazione Giovanni Silvestrini

supervisione tecnica Ing. Massimo Castegnaro

Conergy Academy

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Via

Teocrito

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Manuale schemi di impianti fotovoltaici: supplemento a Progetto Energia n. 68 (maggio 2011)

www.ediliziainrete.it portale di riferimento

Publisher/Direttore responsabile: Gisella Bertini Malgarini

Periodico diretto da: Giuliano Dall’O’

Periodico coordinato da: Annalisa Galante

annalisa.galante@bema.it

Marketing e Vendita: Mara Portesan

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Organo uffi ciale SACERT

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6 numeri all’anno. Italia € 36,00 - Europa € 60,00. L’abbonamento

decorre dal primo numero raggiungibile. (Pagamento a mezzo c/c

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parziale senza autorizzazione dell’Editore.

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Progetto Energia è una rivista di BE-MA editrice che, insieme a

GIGA editrice, N.TE.CREW e Fondazione Gaetano Bertini Malgarini

onlus, è parte di BE-MA GROUP.

Coordinamento progetto:

Matteo Rocchetto e Lara Reniero

hanno collaborato:

Massimo Castegnaro, Gianni Silvestrini

Progetto grafi co e impaginazione:

Indice

L’impianto fotovoltaico

L’inverter fotovoltaico

Il rendimento

Il dispositivo MPPT

Le topologie costruttive

Tensione di ingresso

Elementi che infl uenzano la vita utile dell’inverter

Inverter centrale o di stringa?

Conergy IPG S

L’impianto fotovoltaico

Prefazione

Conergy IPG T

Conergy IPG C/CIS

Conergy VisionBox

Profi lo Conergy

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Energiaprogetto

Organo ufficiale

Informativa Privacy ai sensi del D.lgs 196/03 per il trattamento dei dati. La informiamo che, le finalità del trattamento dei dati relativi ai destinatari del presente periodico consistono nell’assicurare l’aggiornamento dell’informazione tecnica a soggetti identificati per la loro attività professionale mediante l’invio della presente rivista o di altre dello stesso editore riguardanti la medesima sfera di attività. In qualsiasi momento, Lei potrà chiedere al Titolare del Trattamento dei dati personali, BE-MA editrice Srl con sede in Milano, via Teocrito n. 50, la consultazione, la modifica, il blocco o la cancellazione dei Suoi dati secondo quanto previsto dall’art. 7 della stessa normativa, scrivendo a segreteria@bema.it

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Il fotovoltaico sta confermandosi come la tecnologia delle

sorprese per la rapidità della sua crescita e per le prospettive

di diffusione a medio e lungo termine. La potenza installata

nel mondo è mille volte superiore rispetto a quella degli anni ‘80

e la crescita nel 2010 è stata del 129% superiore rispetto all’anno

precedente. E’ interessante mettere a fuoco questi numeri perché

il mondo della produzione elettrica attraversa una fase delicata

dopo il gravissimo incidente di Fukushima. E’ probabile che

questo colpo al nucleare comporterà la ridefi nizione delle

politiche energetiche di molti paesi e che al solare verrà chiesto

di giocare un ruolo sempre più incisivo, cosa che non poteva

succedere all’indomani di Chernobyl quando le installazioni

fotovoltaiche raggiungevano i 30 MWp/anno.

Sarà molto interessante valutare i cambiamenti che

si verifi cheranno innanzitutto in Germania, già capofi la mondiale

della riscossa delle rinnovabili. Ricordiamo che lo scenario

del governo prevedeva che fra vent’anni la metà dell’energia

elettrica sarebbe stata verde e che entro il 2050 almeno l’80%

della domanda elettrica sarebbe stata coperta dalle rinnovabili.

Cosa dobbiamo aspettarci adesso con la fuoriuscita anticipata

dal nucleare? Una ulteriore corsa del fotovoltaico che gode

di incentivi molto più bassi rispetto all’Italia e che punta

a raggiungere una potenza di 70 GWp nel 2020, una forte crescita

dei parchi eolici off-shore, il potenziamento della rete con una

particolare accento sulle smart grids, ed infi ne un’attenzione alle

soluzioni per l’accumulo dell’energia. In pratica è probabile che

verranno rivisti al rialzo sia gli obbiettivi al 2020 che quelli al 2050.

Naturalmente, ancora per qualche tempo, saranno

necessari incentivi per garantire la diffusione del fotovoltaico.

Questi dovranno progressivamente ridursi nel tempo, secondo

una dinamica che dovrà essere attentamente calibrata per evitare

che i mercati crescano senza controllo e poi collassino, come

successo in Spagna. L’Italia è il secondo paese al mondo per

potenza solare installata e si trova in una fase delicata derivata

dal surriscaldamento del mercato. Il raggiungimento di una

massa critica di imprese che operano nel settore e il fortissimo

supporto dell’opinione pubblica fanno però pensare che non

si cadrà in una politica di “stop and go” e che il mercato

continuerà a svilupparsi anche nei prossimi anni. L’obbiettivo

di 8 GWp al 2020 verrà probabilmente già raggiunto quest’anno

e per la fi ne del decennio nel nostro paese si potrebbe arrivare

a 30 GWp.v

Tornando ai numeri della crescita delle rinnovabili in Italia nel

2010, questi sono in effetti sorprendenti. Anche se si tratta

ancora di valore non defi nitivo, si può stimare una produzione

potenziale di oltre 10 TWh/a. Cioè la potenza verde installata

lo scorso anno è in grado di generare una quantità di elettricità

analoga a quella ipoteticamente producibile da un reattore

nucleare da 1.600 MW. Si tratta del 3% della domanda elettrica

del paese, un risultato eccezionale dopo un lungo periodo

di calma piatta per le rinnovabili, interrotto solo un paio di anni

fa quando è iniziato il loro risveglio.

Per quanto riguarda specifi catamente il fotovoltaico,

il raggiungimento della “grid parity”, ad iniziare dalle regioni

del sud, faciliterà la diffusione della tecnologia. Questi successi

pongono con urgenza la necessità di affrontare i problemi

di regolazione della rete e di accelerare l’introduzione delle smart

grids. Ormai in Italia ci sono oltre 10 GW di potenza eolica

e solare intermittente e questo valore è destinato a crescere.

Bisognerà far dialogare una domanda che varia nel tempo

con una potenza che ha una componente fl uttuante. Gli inverters,

che nell’ultimo decennio si sono evoluti migliorando le proprie

caratteristiche, giocheranno un ruolo importante anche nell’era

delle smart grids incorporando sempre nuove funzioni. Gli edifi ci

saranno al centro di questi cambiamenti. Da un lato, sempre più,

diventeranno produttori di elettricità verde. Il Decreto legislativo

del 3 marzo 2011, tra l’altro, prevede per le nuove costruzioni

degli obblighi progressivamente crescenti di copertura della

domanda energetica con le rinnovabili. Dall’altro occorrerà

intervenire sui consumi di energia. La modalità più semplice

è quella di infl uire sui modelli comportamentali, ad esempio

rendendo disponibili agli utenti le informazioni sui consumi

e sui costi dell’energia in tempo reale. Ma si interverrà anche

in modo automatico in risposta alle condizioni al contorno.

I contatori intelligenti verranno adattati per indicare le esigenze

della rete e potranno inviare segnali ad elettrodomestici

ed impianti di climatizzazione consentendo di adattare il loro

utilizzo in relazione alle informazioni che provengono dall’esterno.

Si espanderà progressivamente anche l’impiego di sistemi

di accumulo, prima con la diffusione di bacini idroelettrici

di pompaggio peraltro già presenti nel paese, poi con sistemi

decentrati, condominiali, in grado di stoccare l’energia in eccesso

e di cederla quando invece la domanda aumenta. In una fase

successiva, a fronte di una larga diffusione delle auto elettriche,

anche la ricarica dei veicoli potrà essere gestita per assecondare

i profi li della richiesta.

Prefazionea cura di

Gianni SilvestriniDirettore scientifi co Kyoto ClubPresidente Exalto

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L’impianto fotovoltaico

Dalla cella al generatore fotovoltaico

Fotovoltaico è una parola che signifi ca produzione di energia elettrica tramite la luce; l’energia

fotovoltaica sfrutta infatti la radiazione solare, convertendo direttamente l’energia dei fotoni,

presenti nella radiazione solare, in energia elettrica, senza uso di combustibili, senza

emissione di inquinanti e senza l’uso di parti in movimento: una tecnologia, quindi, semplice

e virtualmente priva di manutenzione.

Il funzionamento dei dispositivi fotovoltaici si basa sulla capacità di alcuni materiali, detti

semiconduttori, di emettere elettroni se opportunamente trattati e sottoposti all’energia luminosa

del sole.

Il materiale più utilizzato per produrre la cella fotovoltaica, elemento base di ogni modulo

fotovoltaico, è il silicio, questo sia per la grande disponibilità in natura, sia per la grande

conoscenza tecnologica accumulata: il silicio infatti è l’elemento base di tutti i dispositivi utilizzati

nell’industria elettronica.

La cella fotovoltaica è una sottilissima lamina di silicio, opportunamente lavorata, di dimensioni

tipiche 6” x 6”, cioè circa 150 mm x 150 mm, sulla cui superfi cie sono stati posti degli elettrodi

in grado di convogliare l’energia elettrica prodotta; una cella così composta è in grado di produrre,

sottoposta alla massima radiazione solare di 1000W/m2, una corrente (I) di circa 8 Ampere,

con una tensione (V) ai suoi capi di circa 0,5V.

Il modulo fotovoltaico è essenzialmente

una struttura metallica che contiene

al suo interno un certo numero di celle

fotovoltaiche (normalmente 60), protette

opportunamente dall’umidità e dagli agenti

atmosferici, e collegate tra loro in serie;

il modulo fotovoltaico, quindi, sarà in grado

di erogare la corrente di 8 Ampere a una

tensione di lavoro pari alla somma delle

singole tensioni di cella, di circa 30 V.

Ne risulta perciò un modulo di dimensioni

circa 1 m x 1,65 m, con potenza tipica

(P = V X I) che varia da 200 a 240 Watt.

Essendo questa potenza insuffi ciente

per il normale utilizzo, un generatore

fotovoltaico non è costituito da un singolo

modulo; ad esempio un normale impianto

domestico da 3 KW può essere costituito

da 13 moduli di potenza 230W l’uno:

P=230W X 13 = 2990W = 2.99KW

Per raggiungere le elevate potenze

richieste, i grossi impianti fotovoltaici

possono essere costituiti da parecchie

centinaia di moduli, collegati tra loro

in serie, in modo da sommarne le tensioni

fi no a raggiungere il valore più opportuno,

normalmente di alcune centinaia di volt.

La struttura così costituita si chiama

stringa fotovoltaica e può essere

composta da un numero di moduli

compreso tra 10 e 20 collegati tra loro

in serie.

do

Ampere a una

oro pari alla somma delle

ni di cella, di circa 30 V. V.V.V. V. V.

ò un modulo di dimensioosiosiosioosioooioiooosiosiooiosioioiooioioosiosisiosiooossiiss ninnininini ninininini ni ninini ninnni nininininni innni iinn

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fi gura 01: cella fotovoltaica

fi gura 02: modulo fotovoltaico

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Se la potenza non è suffi ciente, saranno

utilizzate tante stringhe fotovoltaiche fi no

a raggiungere la potenza richiesta.

L’insieme delle stringhe utilizzate, e quindi

l’insieme di tutti i moduli, viene chiamato

generatore fotovoltaico.

Il generatore fotovoltaico è una struttura

che presenta una tensione continua

ai suoi capi di alcune centinaia di volt

e una corrente massima, se le stringhe sono

collegate in parallelo, pari al multiplo della

corrente di stringa. Come una grande “pila

solare” il generatore erogherà energia

in funzione della radiazione solare

che lo colpisce.

Gli impianti fotovoltaici

Gli impianti fotovoltaici sono generalmente

suddivisi in due grandi famiglie:

| Impianti per l’elettrifi cazione di utenze

isolate dalla rete (si parla anche

di applicazioni “off grid”, di applicazioni

“stand alone”, “ad isola”): per siti quindi

poco accessibili dove non è distribuita

l’energia elettrica, ad esempio i rifugi

alpini.

| Impianti per l’alimentazione di utenze

collegate alla rete pubblica (applicazioni

“on grid” o “grid connected”):

la stragrande maggioranza delle attuali

applicazioni del fotovoltaico, applicazioni

di cui ci occuperemo in questa

pubblicazione.

In generale, l’energia prodotta dall’impianto

fotovoltaico può essere o meno utilizzata

dall’utente contemporaneamente alla sua

produzione, in quanto non è detto

che l’utente durante il giorno consumi tutta

l’energia in quel momento prodotta.

Ci può ad esempio essere il caso

di un’applicazione industriale, in cui

il consumo legato all’utilizzo dei macchinari

avvenga effettivamente di giorno,

contemporaneamente alla produzione,

oppure un caso, diametralmente

opposto, di un’applicazione domestica,

in cui l’utente essendo fuori casa durante

il giorno, consumerà energia durante

fi gura 03: stringa fotovoltaica

fi gura 04: impianto fotovoltaico

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La “connessione attiva”

Nelle applicazioni on grid, l’utente non

è più utilizzatore passivo della rete elettrica,

ma diventa soggetto attivo, produttore

di energia elettrica che immetterà in rete

nei momenti di eccesso di produzione

del proprio impianto, per poi prelevarla

nei momenti di sovra-utilizzo

o nelle ore notturne.

La misura dell’energia prodotta e scambiata

Il punto di connessione alla rete pubblica

diventa quindi per l’utente attivo il punto

in cui avviene lo scambio di energia

con la rete (si parla normalmente

di “scambio su posto”).

Le utenze collegate in rete usufruiscono

in Italia di un sistema di incentivazioni alla

produzione, detto “conto energia”.

fi gura 05: Schema di base di un impianto fotovoltaico on-grid

Per tali impianti è prevista l’erogazione

di un incentivo economico, da parte del

“GSE” (Gestore dei Servizi Energetici),

proporzionale all’energia prodotta.

Nasce quindi l’esigenza di misurare tale

energia e per questo scopo è presente

un contatore di misura aggiuntivo, posto

all’uscita dell’inverter.

Il normale contatore sito nel punto

di connessione alla rete, che per un utente

passivo misura solo l’energia prelevata

dalla rete, diventa quindi un misuratore

bidirezionale, che opera sull’energia sia

prelevata che immessa in rete (vedi fi g. 05).

Lo scopo del misuratore bidirezionale

è quello di misurare quanta energia

viene prelevata e quanta immessa, per

quest’ultima si otterrà un ritorno economico,

da parte del GSE, delle spese contabilizzate

nella bolletta da parte del gestore di rete.

La misura deve tenere conto anche

di quando avviene questo scambio, essendo

la tariffa energetica variabile secondo

fasce orarie.

le ore serali, quando necessariamente

non vi è produzione.

Nasce quindi il problema di dove

accumulare l’energia prodotta in eccesso

e dove prelevarla per le esigenze nelle ore

di non irraggiamento solare.

Nel primo caso (applicazioni off grid),

l’energia in eccesso deve essere stoccata

durante il giorno in grossi accumulatori che

distribuiranno l’energia elettrica

durante le ore notturne.

Nel secondo caso (applicazioni on grid),

non è necessaria la presenza

di un accumulatore (le batterie stazionarie

sono ingombranti, costose e richiedono

una costante manutenzione) in quanto

per stoccare l’energia prodotta

in eccesso dall’impianto, e prelevarla

quando richiesta, si può utilizzare la rete

elettrica stessa, a cui l’impianto viene

collegato in parallelo.

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Un inverter fotovoltaico è un dispositivo che

presenta un ingresso, a cui viene collegato

il generatore fotovoltaico, e una uscita,

alla quale si collega la rete dell’utilizzatore.

La funzione dell’ inverter è quella

di trasformare la corrente continua (cc)

erogata dal generatore fotovoltaico,

che non può essere utilizzata dalle normali

applicazioni, in corrente alternata

sinusoidale (ca), conforme ai requisiti

richiesti dalle applicazioni domestiche

o industriali.

L’inverter fotovoltaico

Assieme al generatore, l’inverter costituisce

quindi il componente fondamentale

di un impianto fotovoltaico.

Come abbiamo visto, l’inverter si interfaccia

con la rete elettrica per immettere l’energia

prodotta dall’impianto fotovoltaico, fornirà

di conseguenza una tensione sinusoidale,

di frequenza pari a 50 Hz (vedi fi g. 01).

Per le utenze domestiche, la rete di allaccio è monofase con tensione nominale di 230V:

su tale rete l’inverter erogherà energia proveniente dall’impianto.

Per le applicazioni nella piccola industria /artigianato, invece, l’energia elettrica è normalmente

distribuita in modo trifase, con una tensione di 400V c.a., è quindi necessaria la presenza di inverter

fotovoltaici trifase, o più inverter monofase collegati in modo opportuno per effettuare lo scambio

di energia con la rete.

Per grossi impianti, la tensione di erogazione non è più a 400V ma molto più alta, per cui per

collegarsi alla rete elettrica oltre a un inverter trifase è necessaria la presenza di un trasformatore

che innalzi i valori dalla bassa tensione (BT, 400V) alla media tensione (MT, di valore 15.000-20.000 V).

In Italia, secondo la normativa del Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI 11-20, Variante 1),

è possibile il collegamento alla rete monofase per una potenza massima di 6 kW (6000 W),

al di sopra della quale l’inverter dovrà essere trifase.

L’inverter trifase si allaccerà alla Bassa Tensione (BT) per una potenza massima di 100 KW,

estendibili in certi casi fi no a 200 kW.

Per potenze superiori, fi no a 6 MW (6000 kW), il collegamento avverrà con trasformatore

in Media Tensione MT.

fi gura 01: esempio di corrente sinusoidale

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Un inverter per ogni esigenza

La scelta dell’inverter per un impianto

fotovoltaico è piuttosto complessa.

In commercio si trovano moltissime tipologie

di prodotto, ognuna delle quali

è apparentemente in grado di soddisfare

tutte le esigenze dei soggetti coinvolti

(progettista, installatore e utente fi nale).

In realtà non esiste una soluzione univoca:

alcuni requisiti che deve possedere

un inverter variano a seconda del tipo

di applicazione in cui verrà

utilizzato, altri vanno valutati

a prescindere dall’applicazione.

Di seguito forniremo, a progettista

e installatore, alcuni consigli e parametri

utili per la scelta dell’inverter ottimale.

fi gura 03: impianto industriale con inverter trifase

fi gura 02: grande impianto con cabina inverter

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9

un rendimento alto già a una potenza

di ingresso minima, in modo da sfruttare

al meglio anche le ore di minor irraggiamento.

All’aumentare dell’energia prodotta

dall’impianto, il rendimento cresce

ulteriormente fi no a raggiungere picchi

elevatissimi: il rendimento massimo (η MAX)

può raggiungere valori del 97-98%

nei prodotti migliori.

Un dato altrettanto importante è la costanza

del rendimento: la curva dovrebbe infatti

raggiungere valori molto elevati e rimanere

“piatta” per un range di potenza il più ampio

possibile, in modo da mantenere la massima

produttività in tutte le condizioni

di irraggiamento, dal minimo della mattina

o delle giornate più cupe, al massimo

irraggiamento delle giornate estive più

luminose. Ogni modulo fotovoltaico eroga

la sua massima potenza con l’irraggiamento

massimo a cui viene testato in laboratorio

(pari a 1000 W/m2), con valori inferiori

la potenza sarà proporzionalmente inferiore.

Un irraggiamento solare di 1000 W/m2

è diffi cilmente raggiungibile nelle applicazioni

pratiche, studi sul campo hanno

dimostrato che per circa il 90% della vita

di esercizio un generatore fotovoltaico

lavorerà con irraggiamenti compresi

tra 200 e 900 W/m2, quindi esso non fornirà

quasi mai all’inverter la massima potenza

che può generare, ma si assesterà

prevalentemente su valori intermedi,

variabili continuamente durante

la giornata.

Il rendimento

Un inverter fotovoltaico produce energia

elettrica grazie all’energia fornita

dal generatore fotovoltaico. Il rendimento,

o effi cienza (Pac), di un inverter è il rapporto

tra quanto erogato verso la rete elettrica

(potenza in alternata ), e l’energia in ingresso

all’inverter stesso (potenza del generatore,

Pdc), prodotta dal generatore fotovoltaico.

Naturalmente tale rapporto sarà sempre

inferiore ad 1, in quanto non tutta l’energia

potrà essere convertita, ma una parte verrà

dissipata dall’inverter nel suo funzionamento

(autoconsumo dell’inverter:

Poiché l’energia fotovoltaica è una risorsa

preziosa, ne deve essere sprecata il minimo

possibile, per cui è fondamentale che

il rendimento dell’inverter sia molto alto, con

un valore quindi più vicino possibile all’unità.

Il rendimento di un inverter però non

è costante: alle prime luci dell’alba, quando

il generatore eroga una potenza minima,

il rendimento è minore, in quanto l’energia

necessaria all’inverter per il proprio

funzionamento (Pautoconsumo) risulta essere

una fetta importante dell’energia al suo

ingresso (vedi fi g. 01, a bassa potenza

il valore dell’effi cienza parte da 0).

Crescendo l’irraggiamento solare, e con

esso l’energia del generatore, il rendimento

cresce; è importante che l’inverter abbia

Rendimento Europeo

Il parametro Rendimento Europeo rende

conto della uniformità di rendimento

al variare della potenza.

Per calcolarlo viene conteggiata una media

dei rendimenti al variare dell’ irraggiamento:

al 5, 10, 20, 30, 50 e 100% della potenza

in ingresso.

La media è “pesata”, vale a dire che

i rendimenti vengono moltiplicati per dei

coeffi cienti, in funzione dell’effettivo tempo

di utilizzo nella giornata.

Ad esempio, in una tipica giornata di sole,

l’irraggiamento che produce il 5% di potenza

all’ingresso dell’inverter sarà presente per

pochi minuti, all’alba e al tramonto, quindi

il suo valore deve valere (“pesare”) poco

nella media (coeffi ciente 0,03 nella formula).

Verrà viceversa dato massimo peso

al rendimento corrispondente al 50%

di carico, perché i valori intermedi di potenza

del generatore fotovoltaico sono a lungo

presenti nella giornata (coeffi ciente 0,48

nella formula), e così via.

I valori di effi cienza europea ed effi cienza

massima sono obbligatoriamente presenti

in tutti i data sheet degli inverter. Questi

parametri sono elevatissimi, quasi

prossimi al 100% sui moderni prodotti

di elevata qualità.

L’effi cienza europea è naturalmente inferiore

a quella massima, essendo questa il picco

dell’effi cienza, ma il suo valore è quello

che viene normalmente utilizzato nel calcolo

dell’effettiva produttività dell’impianto,

essendo l’irraggiamento continuamente

variabile durante il giorno.

Un’indicazione della costanza di rendimento

di un inverter è fornita anche dallo

scostamento tra questi due valori

(η MAX - η Euro): tanto più il valoredell’effi cienza

europea si avvicina al valore massimo,

tanto più la curva si assesterà su valori

costanti al variare del carico, evitando picchi

di effi cienza, di scarso interesse pratico.

η = PacPdc

Pac = Pdc Pautoconsumo

η = Pdc< 1

Pdc Pautoconsumo

fi gura 01: grafi co del rendimento di un inverter

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10

Effi cienza al variare della tensione

Un’ultima considerazione riguardo

al rendimento, va fatta considerando

che quest’ultimo può variare non solo

in funzione della percentuale di carico,

ma anche

in funzione della tensione del generatore

fotovoltaico.

Non è infatti possibile che un inverter

abbia sempre lo stesso rendimento,

a qualunque tensione di lavoro.

Facendo un esempio concreto,

se un impianto è costituito da 30 moduli,

è possibile collegarlo utilizzando 3 stringhe

in parallelo da 10 moduli, o 2 stringhe

in parallelo da 15 moduli.

Questo due scelte comportano una diversa

tensione operativa dell’impianto, bisogna

quindi valutare quale di queste tensioni

è ottimale per l’effi cienza in ogni situazione

di irraggiamento.

Il costruttore fornisce obbligatoriamente

i dati di rendimento massimo ed europeo,

ma non è tenuto a comunicare quale sia

il valore di tensione di ingresso su cui

si basano i calcoli.

L’inverter può quindi lavorare in un range

di tensione diverso da quello per cui

il costruttore ha fornito i dati di effi cienza

(che tipicamente sarà la tensione ottimale).

Il tecnico dovrebbe quindi prendere

in considerazione inverter le cui schede

tecniche riportino non solo i dati obbligatori

η MAX e η Euro, ma anche l’andamento

in funzione della tensione del generatore.

Nel defi nire la lunghezza della stringa

il progettista accorto, conoscendo

l’andamento dell’effi cienza, dovrà cercare

se possibile di formare stringhe di moduli

con tensioni di lavoro che massimizzino

l’effi cienza dell’impianto.

Consumo notturno

Durante la notte l’inverter è spento e i circuiti

di controllo sono in “stand-by”; in questi casi

è spesso possibile, alimentando l’inverter

con normale presa di corrente, effettuare

delle verifi che della produzione giornaliera

accendendo il display e visualizzando i dati

in memoria: è importante che in queste

condizioni il consumo sia minimo.

Potenza minima in ingresso

All’alba l’inverter comincerà a erogare

energia in rete solo quando l’irraggiamento

avrà raggiunto un valore minimo, tale

da garantire l’effettivo auto-sostentamento

dell’inverter: un basso valore della potenza

minima implica un funzionamento anche

in condizioni di scarso irraggiamento, quindi

maggiore produzione di energia.

fi gura 02: per una valutazione completa vengono

fornite varie curve di rendimento

in funzione del carico, ogni curva ha come

parametro la tensione di ingresso.

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11

fi gura 01: grafi co MPPT

Il dispositivo MPPT

La presenza di un dispositivo che consente

di massimizzare la potenza prelevabile

dal campo fotovoltaico, chiamato MPPT

(Maximum Power Point Tracker, “inseguitore

del punto di massima potenza”), è forse,

insieme all’elevata effi cienza, uno dei punti

più caratterizzanti e qualifi canti di un inverter

fotovoltaico.

Per poter comprendere l’utilità di tale

dispositivo, analizzeremo la curva

caratteristica di un modulo che riporta

la corrente e la tensione erogata.

La corrente (I) erogata da un modulo

fotovoltaico, o da una stringa di modu-

li, è proporzionale alla radiazione solare

incidente. La tensione elettrica della stringa

di moduli (V) può invece essere impostata

dall’inverter: da 0 (stringa in corto circuito)

a una tensione massima (circuito aperto).

Poiché la tensione moltiplicata per

la corrente mi fornisce la potenza elettrica

erogata dal modulo:

P = V X I

L’obbiettivo è di massimizzare questo

risultato, per ottenere il massimo

dal generatore solare a parità di radiazione

incidente.

Essendo la corrente imposta dalle condizioni

di luce, la tensione andrà quindi scelta in

modo opportuno; tale valore non può essere

aumentato in modo indefi nito: superato

un certo livello, infatti, la corrente erogata,

prima pressoché costante al variare della

tensione, tenderà a precipitare rapidamente

a zero, rendendo nullo il prodotto e quindi

annullando, di fatto, la potenza .

La curva caratteristica di un modulo

fotovoltaico ha un andamento di questo

tipo: (vedi fi g. 01).

Nel diagramma sono rappresentati

i parametri di corrente / tensione

di un modulo fotovoltaico (curve in rosso)

al variare della radiazione incidente,

da una curva alla massima radiazione

di 1000 W/m2, per scendere fi no alle curve

relative ai valori minimi di radiazione.

La potenza erogata (il prodotto V x I),

essendo praticamente costante la corrente,

ha un andamento che cresce linearmente

con la tensione, (curve in azzurro sul

diagramma, una per ogni livello di radiazione):

ciò è valido fi no a un punto di massimo,

detto punto MPP, (Maximum Power Point,

punto di potenza massima), oltre il quale

il brusco calo della corrente lo fa calare a 0.

Per ogni livello di radiazione va quindi

individuato il punto MPP, la corrispondente

corrente IMPP e la tensione VMPP: questo

sarà il punto di lavoro ottimale per il modulo

fotovoltaico in quella data condizione

di lavoro.

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12

MPPT: velocità o accuratezza?

Al pari dell’effi cienza, l’accuratezza

dell’MPPT costituisce l’elemento

che infl uisce maggiormente sull’effettiva

produttività dell’inverter; maggiore

è l’effi cacia nell’inseguire ogni istante

il punto di lavoro e maggiore sarà

la produttività dell’impianto.

Risulta infatti evidente che sarebbe

perfettamente inutile effettuare un grande

sforzo per disporre della massima effi cienza

in un inverter, passando ad esempio dal 96

al 97%, se poi ci si trovasse, a causa

di un dispositivo MPPT ineffi cace,

ad assorbire energia dal generatore

fotovoltaico in un punto di lavoro che fosse

lontano dal punto ottimale, un punto

ad esempio con una potenza del 10%

inferiore a quella massima (vedi fi g. 02).

Sfortunatamente per questo algoritmo

non esistono attualmente parametri

di misura “uffi ciali” che siano riportati nella

documentazione tecnica di ogni inverter,

come può essere il dato dell’effi cienza

europea; risulta quindi oggettivamente

diffi cile per l’acquirente scegliere un inverter

in base alla bontà del suo MPPT, se non

pretendendo dal costruttore indicazioni più

complete possibili sulla effettiva effi cacia,

in tutte le condizioni di tensione e potenza

di ingresso.

MPP Tracker

Da quanto detto risulta evidente che per

un inverter fotovoltaico è necessario

disporre di un dispositivo interno,

e del relativo algoritmo di comando,

che permetta di effettuare l’inseguimento

(in inglese Tracking) del punto di massima

potenza nel modo più rigoroso possibile:

il valore si sposta infatti continuamente

al variare delle condizioni ambientali,

come ad esempio al mutare

dell’irraggiamento o della temperatura

(si parla quindi di dispositivo MPPT,

Maximum Power Point Tracker).

Ci sono comunque alcune considerazioni

importanti da effettuare per la valutazione

di un MPPT.

Tipicamente i costruttori mettono

in evidenza la velocità del proprio sistema,

ovvero la velocità con la quale reagisce

alle variazioni dei parametri di lavoro

del generatore fotovoltaico. Tuttavia,

un recente studio del Fraunhofer Institute

(l’istituto di ricerca applicata più grande

d’Europa v. 03) mette in dubbio la rilevanza

della velocità dell’MMPT rispetto alla sua

accuratezza, questa posizione trova

conferma se si analizzano gli elementi

che determinano il cambiamento del punto

di massima potenza in un generatore

fotovoltaico.

fi gura 02: esempio di MPPT errato

Punto di lavoro errato

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13

Variazioni di temperatura

Prendiamo ad esempio le variazioni

di temperatura dei moduli: se da un lato

queste variazioni hanno una forte infl uenza

sull’MPP, poiché modifi cano tensione

e corrente dei moduli, dall’altro questi

cambiamenti si verifi cano molto lentamente

a causa della massa termica consistente,

non richiedono quindi una particolare

velocità di adeguamento (vedi fi g. 03).

Variazioni di irraggiamento

Contrariamente all’opinione comune,

il variare dell’irraggiamento, a differenza

della variazione della temperatura, non

infl uenza in modo signifi cativo l’MPP,

se non a livelli di radiazione modesta.

Come visualizzato dal grafi co seguente,

una diminuzione di irraggiamento riduce

proporzionalmente la corrente emessa dal

modulo, ma non modifi ca signifi cativamente

fi gura 03: Andamento di tensione e corrente

su un modulo fotovoltaico al variare

della temperatura: la variazione

di tensione è consistente, e con essa

la variazione dell’MPPT.

fi gura 04: La tensione ottimale rimane

pressoché costante al variare della

radiazione incidente, fi no a radiazioni

attorno ai 300W/m2

la tensione, che resta pressoché costante

tra i 1.000 e i 300 W/m2, non richiedendo

quindi un punto di lavoro (tensione di lavoro)

signifi cativamente diverso.

Oltretutto, misure effettuate da numerosi

centri di ricerca hanno dimostrato che una

variazione di irraggiamento di 100 W/m2

non può impiegare meno di 1 s

a manifestarsi, quindi anche in questo caso

non è necessario che l’MPPT sia

eccezionalmente veloce (vedi fi g. 04).

In conclusione, lo studio del Fraunhofer ISE

ha dimostrato che l’algoritmo ottimale deve

esser in grado di variare la tensione

di lavoro con una velocità modesta,

compresa tra lo 0,1% e l’1% della tensione

Vmpp ogni secondo.

Un comportamento signifi cativo, invece,

è rappresentato dalla capacità di procedere

a piccoli passi, piccoli step di variazione

della tensione, per garantire un’elevata

accuratezza di inseguimento.

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14

Le topologie costruttive

Il trasformatore

Dal punto di vista costruttivo, esistono

svariate tipologie di inverter utilizzate dai

costruttori, la cui scelta deriva da vari

fattori: la potenza in gioco, la necessità

di avere un range di tensione in ingresso

più o meno ampio e la necessità o meno

dell’isolamento galvanico del generatore

rispetto alla rete.

Si possono comunque individuare tre

macro-famiglie di inverter fotovoltaici:

| Inverter con trasformatore

di isolamento alla frequenza di rete;

| Inverter con trasformatore

di isolamento in alta frequenza;

| Inverter non isolati.

Inverter con trasformatore

di isolamento alla frequenza di rete

Si tratta di una topologia che ha avuto

sviluppo con i primi modelli di inverter

fotovoltaici, ma presente ancora

sul mercato in tutte le taglie di potenza.

L’uso del trasformatore è comune su molti

inverter centrali venduti in Italia per

potenze superiori a 20 KW, per potenze

inferiori, infatti, non costituisce la scelta

tecnologica più indicata, se non in casi

applicativi particolari.

Gli inverter con trasformatore alla

frequenza di rete sono costituiti

essenzialmente da un singolo convertitore

di tipo switching, che si occupa

di trasformare la tensione da continua

ad alternata. L’algoritmo di comando

di tale convertitore dovrà inoltre

necessariamente permettere anche

il tracking del punto di massima potenza

(MPPT), mentre in cascata al convertitore

dovrà essere presente un fi ltro per creare

la tensione sinusoidale, nel punto

di connessione alla rete in cui presente

il trasformatore (vedi fi g. 01).

Il trasformatore ha molteplici funzioni:

| Adegua il livello di tensione del circuito

primario; il trasformatore è normalmente

progettato in modo da elevare la tensione

sinusoidale presente al suo ingresso,

in modo da adeguare la tensione

del generatore (di solito insuffi ciente)

alla tensione della rete.

| Applica una separazione galvanica

tra generazione fotovoltaica e utenza;

fondamentale per le applicazioni dove

viene richiesto l’isolamento galvanico,

in Italia la legislazione attuale prescrive

questo processo per potenze immesse

in rete superiori a 20 KW, ecco perché

normalmente gli inverter superiori a 20

KW ne sono dotati.

Principio di funzionamento

Come detto la funzione dell’inverter è quella di trasformare una tensione continua, fornita

dal generatore fotovoltaico, in una tensione alternata sinusoidale, una tensione, cioè,

che subisce una inversione di polarità con una frequenza ben stabilita (il nome inverter

suggerisce infatti la funzione di ”invertitore di polarità”), in Europa tale frequenza è di 50 volte

al secondo (50Hz).

Per ottenere da una tensione continua una tensione di tipo sinusoidale si utilizzano

dei convertitori di tipo “switching”, degli apparati quindi che sono essenzialmente costituiti

da dispositivi elettronici di potenza, fatti funzionare come degli interruttori, accesi o spenti,

a una frequenza molto elevata.

Modulando opportunamente i tempi di accensione e di spegnimento di questi interruttori

(switch), si ottiene un’onda quadra con una composizione armonica, avente la fondamentale

di frequenza pari alla sinusoide che si dovrà riprodurre (tecnica detta “PWM”, Pulse Width

Modulation, o modulazione di ampiezza dell’impulso).

La presenza di un successivo fi ltro permette di ricostruire la forma d’onda sinusoidale richiesta

dalla rete, eliminando tutte le componenti armoniche presenti nell’onda quadra modulata.

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15

| Permette, dato l’isolamento galvanico,

di collegare a massa un polo del

generatore fotovoltaico,

un collegamento altrimenti vietato sugli

impianti non isolati. Collegare un polo

del generatore fotovoltaico a massa

è prescritto in molti impianti

che utilizzano moduli a fi lm sottile,

mentre non è necessario con l’uso

dei normali moduli cristallini.

| Fornisce un’intrinseca protezione contro

l’immissione di corrente continua in rete:

le norme italiane impongono pesanti

prescrizioni rispetto alla non immissione

di corrente continua in rete, poiché per

principio fi sico un trasformatore non

può trasferire energia se non alternata,

la presenza di un trasformatore

direttamente collegato alla rete

garantisce la non immissione di corrente

continua.

N.B: Il valore massimo della componente

continua ammissibile in rete è regolato in Italia

dalla norma CEI 11-20-V1; tale valore è limitato allo 0,5% della corrente effi cace sinusoidaleimmessa in rete.

La topologia a trasformatore di rete

ha però dei difetti intrinseci,

che la rendono consigliabile solo nei casi

di effettiva necessità, infatti, essendo

il trasformatore in bassa frequenza,

ha un ingombro e un peso notevoli,

rendendo poco maneggevole l’inverter.

La cosa è ben poco gradita, specialmente

nei piccoli inverter di stringa, che debbono

essere facilmente installabili.

Il suo uso inoltre comporta un calo

di rendimento (2-3%) dell’inverter, rispet-

to ai modelli privi di trasformatore, a causa

delle perdite intrinseche dello stesso.

Inverter con trasformatore

di isolamento in alta frequenza

Questi tipi di inverter presentano

normalmente più stadi di conversione

switching collegati uno all’altro in cascata.

Normalmente uno di questi stadi prevede

per il suo funzionamento l’uso di un tras-

formatore.

Poiché la dimensione di un trasformatore

è inversamente proporzionale alla

frequenza a cui viene comandato,

ed essendo in questo caso la frequenza

di comando molto elevata, si ottengono

dimensioni molto compatte e l’inverter

risulta avere peso e ingombri ridotti

(vedi fi g. 02).

Rimangono comunque alcune problematiche

legate all’uso del trasformatore

in alta frequenza, in quanto, benché

si riesca a ridurre drasticamente

l’ingombro del trasformatore, quest’ultimo

comunque presenta una dissipazione non

trascurabile, che riduce di conseguenza

il rendimento dell’inverter; la topologia

complessa, con più stadi in cascata,

complica l’intera struttura e normalmente

contribuisce a ridurre ulteriormente

il rendimento. Inoltre, la presenza

di un trasformatore permette l’ isolamento

galvanico dell’impianto, in questo caso

però, non essendo posto direttamente

sull’uscita, non è garantita l’intrinseca

protezione contro l’immissione di corrente

continua in rete .

fi gura 01 schema d’inverter con trasformatore

di isolamento alla frequenza di rete

fi gura 02: schema d’inverter con trasformatore

di isolamento in alta frequenza

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16

Inverter non isolati Questa categoria di inverter non prevede

alcun tipo di trasformatore di isolamento,

ciò permette di evitare importanti pesi

e ingombri, ottenendo invece

rendimenti molto elevati.

Le confi gurazioni sono varie, ma quella

più comune prevede due convertitori

in cascata: il primo convertitore (boost)

provvede a elevare la tensione di ingresso

fi no a un valore stabilito, per permettere

al secondo stadio (invertitore) di funzionare

in modo ottimale, generando la tensione

alternata verso la rete (vedi fi g. 03).

Il primo convertitore è incaricato

di eseguire l’inseguimento dell’MPP, inoltre

elevando la tensione di ingresso fi no

al valore richiesto, permette al generatore

fotovoltaico di funzionare anche

con tensioni molto basse.

Si ottiene così un range di tensione

molto ampio in ingresso, un vantaggio

che permette, come vedremo, grande

libertà nel dimensionamento delle stringhe.

Gli inverter non isolati hanno quindi

il pregio di garantire il massimo in termini

di rendimento e leggerezza, fornendo

inoltre una grande versatilità data l’ampia

gamma di tensioni in ingresso; si tratta

quindi della scelta tecnologica

più avanzata, che ha trovato ampio

impiego negli inverter di piccola taglia,

in particolare in quelli di potenza inferiore

a 20 KW.

Tale confi gurazione, a seconda di come

viene realizzata, può comunque

comportare alcune criticità di utilizzo

con i moduli a fi lm sottile, molto sensibili

alle fl uttuazioni della tensione rispetto

a terra.

fi gura 03: schema d’inverter non isolato

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17

Cos’è la protezione di interfaccia?

L’inverter ha il compito di immettere

energia in rete, per fare questo deve

adattare la propria tensione e la propria

frequenza a quella della rete stessa:

in pratica si può dire che agisce come

un generatore di corrente sinusoidale

verso la rete.

Se però questi valori differiscono dai limiti

massimi stabiliti dalla normativa,

un dispositivo automatico di disinserzione,

detto dispositivo o protezione

di interfaccia (PI), deve scollegare

l’inverter dalla rete, in tempi molto

rapidi (0,1 secondi per la BT,

bassa tensione).

I principali parametri controllati sono

la tensione (non deve essere troppo alta

o troppo bassa, ad esempio

per un collegamento in BT i limiti sono

±20% rispetto al valore di tensione

nominale) e la frequenza (per la BT i limiti

concessi prima del distacco sono 50,3 Hz

e 49,7Hz).

È chiaro comunque che la tensione

e la frequenza di lavoro sono imposte

dalle condizioni operative della rete, non

dall’inverter, quest’ultimo può solo

adeguarsi ed è obbligato a scollegarsi

in caso di sforamento dei limiti.

Nel caso sfortunato di rete particolarmente

distorta, magari per cause indipendenti

dall’utente (casi tipici possono essere

di utenti molto lontani dalla cabina

di trasformazione o utenti in zone

industriali, spesso soggette ad inserzioni

di carichi impulsivi sulla linea), l’inverter

può essere soggetto a sbalzi notevoli

di tensione e conseguenti frequenti interru-

zioni di erogazione.

Le interruzioni comportano un calo

di produttività dell’impianto, in quanto

il distacco è immediato, ma il successivo

ricollegamento richiede spesso alcuni

minuti di diagnosi della effettiva bontà

della rete prima della riconnessione.

In generale, pur garantendo le specifi che

di omologazione del dispositivo

di interfaccia, il costruttore dovrà garantire

una ridotta propensione allo

scollegamento in caso di “falso

allarme”, come nel caso di perturbazioni

momentanee della rete (ad esempio

dovute a inserzioni/disinserzioni di carichi

induttivi).

Perchè l‘inverter si scollega dalla rete in caso di black-out?

La ragione dello scollegamento obbligatorio è legata ai seguenti rischi:

| Rischio di shock elettrico: per evitare di continuare ad alimentare il guasto, introducendo

così situazioni di pericolo per le persone addette alla manutenzione.

| Guasti alle apparecchiature: l’inverter, una volta mancata rete, non è in grado di garantire

una adeguata stabilità alla forma d’onda di tensione, e alla sua frequenza, di conseguenza

tale alimentazione potrebbe non essere conforme alle specifi che garantite dal gestore

di rete, con possibile danneggiamento dei carichi locali.

| Ulteriori guasti al ritorno dell’erogazione di energia: in caso di richiusura automatica

o manuale di interrutori sulla rete di distribuzione, la PI evita che il generatore possa trovarsi

in discordanza di fase, tensione o frequenza con la rete nel momento di riconnessione.

Da cos‘è costituita la protezione di interfaccia?

Per impianti connessi alla rete BT del distributore, la protezione è costituita da un contat-

tore o da un interrutore automatico, che interviene su tutte le fasi interessate e sul neutro,

di categoria AC-7 se monofase, o AC-1 se trifase (CEI EN60947-4-1).

Nel caso degli inverter privi di isolamento galvanico, che normalmente rispondono alle norme

di sicurezza tedesche VDE0126-1-1, vi è un doppio dispositivo bipolare di sgancio dalla rete

(2 relè bipolari), per avere ridondanza nella protezione.

Viene inoltre monitorata anche la presenza di una eventuale componente continua:

secondo la norma CEI 11-20 V1: Idc massima < 0,5% I effi cace erogata in rete.

Norme di riferimento: per la media tensione il riferimento è la norma CEI 0-16 V2, per la bassa tensione in attesa di una apposita norma CEI, valgono le norme redatte dal singolo gestore di rete, (ad esempio per ENEL la norma DK 5940).

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18

Tensione di ingresso

Come detto, un impianto fotovoltaico

è formato da una o più stringhe a seconda

della potenza.

Specialmente per i piccoli inverter

di stringa, un dato molto importante è

l’ampiezza del range di tensione accettato

all’ingresso dell’inverter stesso.

Esempio1

Supponiamo di dover dimensionare un impianto con una potenza di 3 KW sulla falda di un tetto,

per fare questo potremmo utilizzare 13 moduli monocristallini con una potenza di 230W:

P = 230X13 ― 2990W

Oppure potremmo utilizzare 12 moduli da 235W:

P = 235X12 ― 2020W

Nel primo caso otteniamo una potenza superiore, pur senza sforare il limite imposto di 3 KW,

quindi la scelta, a meno che non vi siano problemi di spazio sulla falda per cui non si possono

disporre più di 12 moduli, è consigliabile. Supponiamo di effettuare questa scelta.

Essendo 13 un numero dispari, non si possono fare due stringhe, di esempio 6 e 7 moduli,

perché queste non sono parallelabili sullo stesso ingresso lavorando a tensioni diverse.

In questo caso si dovrebbero utilizzare due inverter distinti, o un inverter particolare con due

ingressi e due dispositivi MPPT separati, scelte comunque più costose rispetto all’uso

di un singolo inverter.

L’uso di una singola stringa da 13 moduli, implica però la presenza di una tensione piuttosto

elevata di ingresso, che non tutti gli inverter sono in grado di sopportare: sommando infatti

la tensione a vuoto a bassa temperatura (che è la tensione massima dei moduli) di 13

moduli monocristallini, ne risulta tipicamente una tensione superiore a 500V, che è il limite

di molti prodotti commerciali.

Per un semplice impianto da 3 KW, risulta quindi necessario non usare un inverter qualunque,

ma disporre di un inverter con tensione massima di ingresso di 550 o meglio 600V per avere

margine di sicurezza maggiore.

Esempio 2

Supponiamo ora di dover dimensionare un impianto da 4500W sempre sul tetto di una abitazio-

ne;

per avere la potenza massima utilizziamo 20 moduli policristallini da 225W:

P = 225X20 ― 4500W

L’uso di una singola stringa porta una non trascurabile comodità: permette di minimizzare l’uso

dei cavi di collegamento tra moduli e inverter, infatti, eseguendo la calata dal tetto al locale

inverter sarà utilizzata solo una coppia di cavi (+ cavo di massa). Oltre a un vantaggio

economico sul costo dei cablaggi, ci può essere quindi un vantaggio pratico. Tipicamente

infatti, se non prevista in origine, questa calata presenta delle diffi coltà poiché i cavi devono

passare attraverso le canalette predisposte sulla casa, tipicamente già sature di cablaggi...

La scelta di predisporre una singola stringa da 20 moduli implica però una tensione massima,

come somma della tensione dei singoli moduli, che risulta molto elevata, tipicamente superiore

a 800V: si richiede perciò l’uso di inverter con caratteristiche superiori.

Supponendo viceversa di usare 2 stringhe in parallelo da 10 moduli, magari per la comodità

di effettuare 2 stringhe su zone diverse del tetto, ci troviamo di fronte a problematiche diverse.

Innanzitutto, essendo i moduli in parallelo, le correnti si sommano, quindi considerando

la corrente massima del modulo (I corto circuito che tipicamente supera gli 8 Ampere), si deve

utilizzare un inverter che possa sopportare una corrente di ingresso di almeno 16-17 Ampere:

non tutti gli inverter possono sopportare tale corrente.

In secondo luogo l’uso di soli 10 moduli in serie implica che la tensione MPPT di lavoro sia

piuttosto bassa: moltiplicando per 10 la tensione MPPT di un tipico modulo alla massima po-

tenza si ottiene un valore prossimo a 300V; considerando poi che alla effettiva temperatura di

utilizzo la tensione MPP del modulo cala, ci si deve tenere un margine di sicurezza tipico

del 15-20%, avendo quindi una tensione di lavoro minima:

VMPPT, min = 300x0.85 = 255V

Se il range di tensione MPPT è molto

ampio, e con esso la tensione massima

accettata in ingresso è suffi cientemente

alta, si avrà un inverter molto versatile,

infatti questo permetterà l’utilizzo di

stringhe di lunghezza diversa, il che può

essere molto utile per i piccoli impianti,

dove il numero di moduli è limitato

e spesso questioni logistiche

di disposizione dei moduli

su falde del tetto richiedono di utilizzare

stringhe di lunghezza imposta.

Facciamo alcuni esempi:

~

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Da questi due semplici esempi

si comprende come l’uso di inverter con

grande tolleranza di tensione ed elevata

corrente massima permette grande

versatilità, riuscendo a coprire

praticamente tutti i casi pratici.

Vorremmo ora porre in evidenza un altro

aspetto che depone a vantaggio dell’uso

di un numero limitato di stringhe.

Analizziamo a proposito il grafi co che

riporta, per un impianto da 15 kWp,

le perdite percentuali nei cavi

di collegamento in base alla tensione

di lavoro dell’impianto, e al numero

di stringhe (vedi fi g. 01).

Come si può vedere, formare 8 stringhe

con tensione massima di 400V (come

nel primo caso), anziché 3 stringhe con

tensione massima di 1000V (ultimo caso

sul grafi co), permette di guadagnare oltre

lo 0,9% di effi cienza e questo si traduce in

una grande quantità di energia in più che

viene prodotta in oltre 20 anni di funziona-

mento dell’impianto.

L’uso di stringhe più lunghe permette di

minimizzare le perdite nei collegamenti,

oltre a ridurre i tempi di installazione e i

costi dei cavi di collegamento.

Questi aspetti economici assumono na-

turalmente valenza crescente al crescere

della potenza dell’impianto.

Facciamo un esempio con un impianto da

100KW: con 420 moduli da 235W l’uno,

per una potenza di c.a. 100KW, può essere

realizzato un impianto con 21 stringhe da

20 moduli l’una, per una tensione massima

superiore ad 800V.

21 stringhe X 20 moduli = 420 moduli

Se il nostro inverter viceversa avesse un

limite superiore alla tensione in ingresso

più basso, ad esempio 600V, si tratterebbe

di collegare 30 stringhe di soli 14 moduli

l’una:

30 stringhe X 14 moduli = 420 moduli

Ciò richiederebbe il 50% di cablaggi in

più, con i relativi costi e l’incremento delle

perdite sul rame.

Basi di calcolo:

| Potenza di 15 kW

| Moduli cristallini

| 100 m di cavo per stringa

| Diametro cavo 6 mm2

fi gura 01: grafi co della percentuale di potenza

persa in relazione alla confi gurazione

delle stringhe

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20

Elementi che infl uenzano la vita utile dell’inverter

L’inverter costituisce, assieme ai moduli

fotovoltaici, il componente fondamentale

dell’impianto fotovoltaico e,

contemporaneamente, uno dei suoi

componenti più critici, questo a causa

della sua intrinseca complessità

costruttiva. Un guasto dell’inverter

comporta conseguenze importanti sulla

redditività dell’impianto, pertanto va, per

quanto possibile, evitato; un inverter però

può essere soggetto anche

a malfunzionamenti che non ne impediscano

il funzionamento, ma che molto più

subdolamente ne riducano l’effi cienza

e quindi riducano la produttività

dell’impianto.

Per cautelarsi il più possibile da queste

problematiche, il progettista, nel

dimensionare l’impianto, dovrebbe tenere

in considerazione alcuni punti

fondamentali che coinvolgono sia la scelta

dell’inverter che le scelte impiantistiche.

Le problematiche che coinvolgono l’inverter

Qualità costruttiva

Ovviamente la qualità dei componenti

utilizzati, e il loro corretto dimensionamento

da parte del costruttore dell’inverter,

sono l’elemento principe che determina

l’effi cienza nel tempo del prodotto.

Affi darsi a costruttori di provata

esperienza è quindi importante per avere

la certezza dell’affi dabilità del prodotto

nel tempo.

Protezione dagli agenti atmosferici

Spesso le esigenze applicative richiedono

che l’inverter sia alloggiato in ambienti

non ottimali: per la presenza di umidità

(installazioni all’aperto, in cantine o zone

umide delle abitazioni) o per la presenza

di polveri (installazioni all’aperto

o in soffi tte…).

L’accumulo di polveri o umidità all’interno

di un inverter può essere molto dannoso

per i circuiti elettronici, è necessario quindi

l’utilizzo di prodotti che garantiscano

la massima protezione dagli agenti

atmosferici.

Il livello di protezione è indicato con

la sigla “IP” seguita da un numero di due

cifre, un valore crescente in base al livello

di isolamento dalla polvere (prima cifra)

e dall’umidità (seconda cifra). Il valore

minimo da utilizzare dovrebbe essere

un isolamento di tipo IP54, tipico di molti

inverter dotati di ventilatori interni, che

tuttavia non protegge dall’accumulo

nel tempo di umidità e sporcizia all’interno

dell’apparato.

Il pressoché totale isolamento dall’esterno

che garantisce il livello di isolamento IP65,

è una garanzia in più sulla vita dell’inverter.

Problematiche legate alla temperatura

di funzionamento

Nel caso di applicazioni in ambienti caldi,

assume massima importanza l’effi cienza

del sistema di raffreddamento dell’inverter.

I componenti elettronici in generale

(condensatori, dispositivi di potenza…)

hanno una vita utile, o se vogliamo una

perdita di effi cienza, che è inversamente

proporzionale alla loro temperatura

di funzionamento. Inoltre l’aumento

di temperatura comporta per i componenti

elettronici anche un calo di effi cienza, con

conseguente calo di effi cienza dell’inverter.

Oltre al generoso dimensionamento

dei componenti, utile per evitarne stress

termici, è quindi importante provvedere

a un raffreddamento ottimale, che può

essere effettuato sia utilizzando

la ventilazione naturale, sia utilizzando

apposite ventole.

Con la ventilazione naturale si orientano

le superfi ci da raffreddare in verticale

e si sfrutta (effetto camino) la naturale

propensione dell’aria calda a salire verso

l’alto; tale tecnica ha il vantaggio di non

utilizzare alcuna parte in movimento,

garantendo massima affi dabilità,

ma effi cienza radiante modesta.

Normalmente quindi questa tecnica

non viene utilizzata per il raffreddamento

del dissipatore principale, dove sono posti

i componenti di potenza, per evitare

di dover usare un dissipatore molto

grande, che appesantirebbe

eccessivamente l’inverter.

L’uso delle ventole comporta una ben

superiore effi cienza nel raffreddamento,

ma per evitare fenomeni di accumulo

di polveri e umidità sui dispositivi

elettronici, le ventole vanno poste

all’esterno dell’involucro, convogliando

l’aria sui dissipatori di potenza posti con

la loro parte radiante rivolta all’esterno

dello chassis.

Le ventole dovrebbero essere azionate

solamente quando strettamente

necessario (in presenza di alte temperature

esterne e/o potenze in ingresso elevate);

l’uso limitato a poche ore nei giorni più

caldi, anziché per parecchie ore ogni

giorno, evita infatti inutili rumorosità

e preserva l’integrità delle ventole stesse

che, anche se di elevata qualità, hanno

comunque una vita operativa limitata.

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21

Nota1: non potendo escludere la possibilità

di dover effettuare la sostituzione delle ventole,

per gli inverter che lavorano nelle condizioni più

disagevoli, va privilegiata la possibilità di poter

effettuare l’operazione da parte dell’installatore,

senza la necessità di complicate manovre;

negli inverter di stringa non deve essere

necessario aprire lo chassis, operazione

effettuabile solo da personale specializzato.

Nota2: una corretta ventilazione è importante

per ottenere le massime prestazioni dall’inverter,

specialmente per quanto riguarda i grandi impianti

con inverter centralizzati. Non è sempre agevole

calcolare le aperture, i fi ltri e le ventole

che devono essere installate nel locale inverter

per creare un ambiente ottimale per il suo

funzionamento. Quando possibile, per i grandi

impianti, è meglio scegliere cabine inverter

già predisposte dal costruttore, che sicuramente

sono in grado di rispettare tutti i requisiti

per una suffi ciente ventilazione e un opportuno

smaltimento del calore.

Manutenzione

Un’adeguata e completa manutenzione

è fondamentale per l’effi cienza

degli inverter.

Nei piccoli inverter di stringa, grazie

ad alcuni accorgimenti costruttivi,

le operazioni sono molto limitate,

se non nulle.

Nei grandi impianti, invece, come viene

fatta manutenzione al generatore

fotovoltaico (pulizia dei moduli,

controllo dei cablaggi…) allo stesso

modo non va dimenticato di effettuare

una manutenzione preventiva

e programmata dell’inverter, con

particolare riguardo alle parti più

facilmente deperibili (condensatori,

ventole, ma anche alle protezioni esterne

come fusibili, SPD…); operazioni che,

prevenendo possibili guasti, permettono

di avere inverter effi cienti per tutta la vita

utile dell’impianto.

Box IP65

per dispositivi elettronici

Ventole

Dissipatore esterno

fi gura 01: esempio di sistema

di raffreddamento dell’inverter

CO_MAN~1.indd 21 21/04/11 14.53

22

Inverter: quanta potenza?

Date le caratteristiche del generatore fotovoltaico, la potenza nominale non è mai effettivamente

erogabile (il calo causato dalla alta temperatura di funzionamento effettivo, impedisce al modulo

di erogare la potenza massima di targa ottenibile solo nei test di laboratorio condotti a 25°C).

Quindi non è strettamente necessario utilizzare un inverter avente potenza massima in ingresso

maggiore o uguale a quella di targa del campo FV, per poterne sfruttare effettivamente

tutta l’energia.

Vi è quindi la pratica, molto comune, di sottodimensionare leggermente l’inverter rispetto al

campo fotovoltaico, specialmente quando sia ammessa dal costruttore una sovraccaricabilità

temporanea (gli inverter centrali a trasformatore tipicamente ammettono un sovraccarico del

10-20% per 1-2 ore…)

Una tipica scelta è quella di utilizzare un generatore avente una potenza fotovoltaica pari

all’85 – 100% della potenza nominale del generatore FV, questo in particolare nei siti (nord Italia)

dove diffi cilmente si possono avere valori di irraggiamento solare massimi.

Naturalmente il risparmio economico che può derivare da questa scelta va opportunamente

soppesato: si deve considerare ad esempio che un eccessivo derating dell’inverter rispetto

all’impianto, che comporta l’uso di una potenza sempre prossima a quella massima,

non depone a vantaggio della vita del prodotto.

Le problematiche che coinvolgono

il progetto dell’impianto

In generale, per evitare un invecchiamento

precoce, o la rottura dell’inverter,

il progetto dell’impianto dovrà essere

effettuato a regola d’arte, evitando alcune

problematiche.

| Tensione del generatore

Si dovrà utilizzare l’inverter secondo

i parametri massimi di funzionamento,

in particolare si dovrà rispettare, a lato

generatore, la massima tensione

di funzionamento a vuoto, il valore

massimo riscontrabile alle minime

temperature ambiente a cui è sottoposto

il generatore fotovoltaico.

| Corrente del generatore

Andranno monitorate anche la corrente

e la massima potenza in ingresso:

benché questa problematica

normalmente non comporti

un guasto immediato, ma solo

l’affaticamento dell’inverter, quest’ultimo

lavorerà al limite, auto-proteggendosi,

limitando di fatto la corrente assorbita

(e ovviamente limitando anche l’energia

immessa in rete!).

| Installazione

Il luogo di installazione dell’inverter

dovrà essere idoneo, rispettando

le prescrizioni del costruttore sia per

quanto riguarda le temperature

ambiente massime e minime, sia

per il grado di umidità massima

concesso.

Nel caso di applicazioni si dovrà fare

attenzione ad utilizzare in esterno solo

inverter adatti (inverter per uso “outdoor”,

in genere IP65),

evitando comunque, per quanto

possibile, un’esposizione diretta agli

agenti atmosferici. È raccomandabile

inoltre rispettare le prescrizioni del

costruttore per quanto riguarda gli spazi

fi sici richiesti attorno all’inverter per

il raffreddamento, per evitare rischi

di blocco dell’inverter o derating

di funzionamento a causa delle

sovratemperature.

| Protezioni elettriche

Nonostante la generalizzata presenza

di appositi dispositivi di protezione

all’interno dell’inverter (varistori,

scaricatori a gas) si raccomanda l’uso

di adeguate protezioni esterne (SPD…)

contro le sovratensioni di origine

atmosferica, opportunamente

dimensionate sia lato rete che lato

generatore fotovoltaico (valutazione del

rischio secondo la norma CEI 81-10/2),

infatti come tutte le apparecchiature

elettroniche, gli inverter sono molto

sensibili alle sovratensioni elettriche

indotte da scariche di fulmini.

In genere nei piccoli impianti posti

su abitazioni si utilizzano sul quadro

DC SPD dimensionati per le scariche

indirette, mentre è opportuno che

l’impianto elettrico dell’abitazione sia

dotato di SPD (adatti anche

a scariche dirette) posti sul punto

di connessione alla rete elettrica, questo

fra l’altro permette di proteggere tutto

l’impianto elettrico dell’abitazione,

non solo l’inverter fotovoltaico.

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23

Inverter centrale o di stringa?

Qualunque generatore fotovoltaico, dal più piccolo impianto domestico, agli impianti multi

megawatt di potenza, prevede la suddivisione dell’intero numero di moduli fotovoltaici

in stringhe , cioè un numero prefi ssato di moduli, tipicamente da 10 a 24 secondo le esigenze,

collegati tra loro in serie; ogni stringa dovrà avere una potenza solitamente compresa

tra 2 e 6 KW.

Gli inverter di stringa sono così chiamati perché prevedono il collegamento in parallelo

di una o al massimo alcune stringhe di moduli al loro ingresso.

Esistono, di contro, inverter con potenze di centinaia di KW, detti inverter centrali o centralizzati,

che accentrano al loro ingresso l’energia dei molti paralleli di stringhe che formano le grosse

installazioni.

Per le applicazioni domestiche, data la potenza in gioco, verranno utilizzati esclusivamente

inverter di stringa, mentre per potenze superiori, fi no a qualche decina di KW, si prevedranno

più inverter di stringa, inverter monofase o meglio trifase.

Ognuno di essi avrà in ingresso una o più stringhe in parallelo, con le relative uscite in alternata

collegate anch’esse in parallelo tra di loro e opportunamente connesse alla rete.

Con il crescere della potenza del generatore fotovoltaico nasce la necessità di stabilire come

collegare il generatore alla rete: con un numero sempre crescente di piccoli inverter di stringa

o con uno o più grossi inverter centrali? Vediamo pregi e difetti delle due fi losofi e impiantistiche,

aiutandoci anche con alcuni esempi.

Inverter centralizzati

Come detto, la soluzione centralizzata

prevede la messa in parallelo sullo stesso

ingresso dell’inverter di molte stringhe

di moduli, ognuna delle quali avrà una

potenza di qualche KW, fi no a raggiungere

la potenza di picco richiesta.

La messa in parallelo di molte stringhe

va però eseguita seguendo un certo

numero di regole fondamentali.

Dato l’unico ingresso dell’inverter, sarà

presente un solo inseguitore MPPT, quindi

il punto di lavoro (tensione di lavoro) sarà

uguale per tutti: è fondamentale perciò

che le stringhe si comportino nel modo più

uniforme possibile, per ottenere da ognuna

di esse, e quindi dal loro parallelo,

la massima potenza erogabile.

Se le varie stringhe infatti non presentano

lo stesso punto di lavoro ottimale MPP,

il punto di lavoro scelto dall’unico

inseguitore non può che essere frutto

di un compromesso, che non garantisce

quindi l’erogazione della massima potenza.

| Risulta quindi evidente che si dovranno

utilizzare moduli tutti della stessa

marca, modello e classe di potenza.

| Sarà da privilegiare la massima

uniformità possibile, utilizzando moduli

con limitate dispersioni delle

caratteristiche elettriche: questo può

essere fatto utilizzando i fl ash report

(un listato del produttore che riporta

le caratteristiche elettriche di ogni

modulo fotovoltaico), avendo cura

di collegare all’interno della stessa

stringa moduli con la stessa corrente

IMPP e ponendo in parallelo stringhe

aventi il più possibile uguale tensione

VMPP. Esiste comunque un criterio

semplifi cato, anche se non rigorosissimo,

che evita di effettuare questa analisi;

tale procedimento prevede l’utilizzo

di moduli con limitata tolleranza

in potenza, ad esempio tolleranza

di potenza pari a ±1- 2 % anziché ±3-5%.

| Naturalmente le stringhe dovranno

avere tutte la stessa lunghezza (stesso

numero di moduli), altrimenti non

potrebbero avere la stessa tensione

ottimale di lavoro.

| Infi ne, clausola molto importante,

i moduli dovranno essere tutti esposti

allo stesso modo, evitando il più

possibile di porre in parallelo stringhe

soleggiate con stringhe soggette

a ombreggiamenti sistematici durante

la giornata: condizione che

complicherebbe la ricerca del punto

di lavoro ottimale, ma che soprattutto,

in assenza di particolari dispositivi

(quadri di parallelo con diodi di blocco),

rischierebbe di danneggiare

irreparabilmente i moduli ombreggiati.

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24

Quadri di parallelo “intelligenti”

Una considerazione importante sul

monitoraggio delle stringhe va fatta negli

impianti con inverter centralizzati. Essendo

tutte le stringhe in parallelo, risulta diffi cile,

se non impossibile, individuare la presenza

di moduli non perfettamente funzionanti,

cosa che non si limita a un danno legato

al calo produttivo, ma che potrebbe

portare anche a un danneggiamento

dell’intera stringa a cui tali moduli sono

collegati.

Per questo è necessario l’uso di particolari

quadri, che collegano più stringhe, detti

quadri di parallelo. Quadri che consentano

la verifi ca dei parametri di ogni singola

stringa e che, in caso di anomalia grave,

arrivino allo scollegamento della stessa,

per preservarla dai danneggiamenti.

Tali quadri effettuano la trasmissione

dei dati registrati, permettendo il perfetto

monitoraggio in locale o a distanza tramite

collegamento internet dell’intero

impianto, consentendo al tecnico

una visione d’assieme dell’impianto

e la possibilità di effettuare manutenzioni

mirate ed effi caci.

Inverter di stringa

Nel caso venga realizzato l’impianto con

inverter di stringa anziché centralizzato,

ci si trova di fronte a diverse problematiche.

Innanzitutto la differenza fondamentale

è data dalla maggiore fl essibilità dovuta

al minimo numero di stringhe collegate

allo stesso inverter: i criteri di uguaglianza

di esposizione, modello dei moduli,

lunghezza delle stringhe, ecc., sono infatti

validi solamente per le stringhe che sono

poste in parallelo, non per tutto l’impianto.

In questo senso, oltre a una semplifi cazione,

dal punto di vista tecnico la scelta

dell’inverter di stringa può essere

vincolante nel caso di installazione

su tetti di edifi ci, in cui alcune stringhe

siano sottoposte durante la giornata

ad ombreggiamenti da parte di altre

strutture. In questo caso risulta

conveniente il collegamento in parallelo

di stringhe di moduli tutti sottoposti

allo stesso tipo di ombreggiamento,

con un proprio piccolo inverter posto

in parallelo a un inverter centrale che

colleghi le stringhe non ombreggiate.

Lo stesso dicasi nel caso di falde con

diverso orientamento: ogni falda dovrà

avere un proprio inverter.

Un’altra peculiarità della soluzione

distribuita è dovuta a ogni eventuale

fermo macchina, che comporta

la non produzione di una parte limitata

dell’impianto, limitando quindi le perdite

economiche.

Inoltre normalmente, data la leggerezza

e la semplicità di allaccio di questi

inverter, la sostituzione diventa molto

rapida, con conseguente minimizzazione

dei tempi improduttivi, specie se si tiene

sempre a disposizione a magazzino

un inverter di scorta o se comunque

il fornitore è in grado di inviare l’inverter

di ricambio in tempi brevi.

Dal punto di vista del cablaggio, dalla

parte in continua vi può essere una

riduzione della lunghezza dei cavi grazie

al posizionamento degli inverter di stringa

vicini alle relative stringhe, con conseguente

semplifi cazione dei quadri D C.

fi gura 01: esempio di collegamento delle stringhe

al dispositivo di monitoraggio

CO_MAN~1.indd 24 21/04/11 14.53

25

Viceversa si avrà sul lato alternata

un numero maggiore di cablaggi,

la complicazione del quadro elettrico,

dovendo collegare le uscite di molti

inverter in parallelo, oltre a maggiori

perdite nei collegamenti rispetto alla

soluzione centralizzata.

Nella scelta se centralizzato o di stringa,

vanno poi valutate eventuali differenze

di performance degli inverter; spesso

gli inverter centralizzati dispongono

di effi cienze superiori e di maggiore

tensione massima di ingresso, con

inferiore numero di stringhe da collegare.

In realtà queste differenze si sono ridotte

nel tempo, per cui i migliori costruttori

dispongono oggi di effi cienze e tensioni

massime elevate anche nei loro inverter

di stringa.

Per fi nire ci sono almeno altri due aspetti

che vanno valutati.

Innanzitutto è fondamentale nei grossi

impianti la possibilità di monitorare

le performance delle stringhe

con programmi che permettano

la visualizzazione sul computer, locale

o remoto, del comportamento dell’intero

impianto. Nel caso di inverter di stringa

questo è possibile solamente

se il costruttore mette effettivamente

a disposizione dei sistemi di monitoraggio

completo anche per i piccoli inverter,

che permetta quindi il collegamento

semplice e il monitoraggio di un numero

elevato di inverter contemporaneamente.

In secondo luogo va considerato che gli

impianti di potenza superiore a 100 – 200

KW richiedono la connessione alla rete

in media tensione (15-20.000 V), anziché

all’usuale tensione di 400V erogata

dall’inverter. Questo implica la presenza

di un trasformatore elevatore, con relative

perdite. Molti inverter centralizzati

prevedono la presenza di un trasformatore

al loro interno, necessario nel caso

di collegamento in bassa tensione

per garantire un isolamento galvanico

dell’impianto (richiesto in Italia, CEI 11-20,

per potenze superiori a 20 KW), ma che

nel caso di connessione in media tensione

risulterebbe ridondante, calando

le prestazioni dell’impianto.

Per le connessioni in media tensione,

una soluzione comune è di utilizzare 2

o più inverter centrali, privi di trasformatore,

utilizzando per la messa in parallelo alla

rete le apposite cabine inverter fornite dal

costruttore, che prevedono la presenza

di un trasformatore in media tensione

e tutti i dispositivi per la connessione.

Questa moderna scelta permette

di rendere sicura e veloce la connessione,

garantendo l’uso di componenti

perfettamente compatibili perché testati

dal costruttore, a garanzia della

produttività dell’impianto. Nell’ipotesi

di impianti in media tensione con inverter

di stringa, si utilizzeranno evidentemente

degli inverter transformerless, prevedendo

l’isolamento galvanico all’interno

della cabina, che dovrà essere però

dimensionata volta per volta.

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26

Conversione di stringa

PRO

| Aumenta la fl essibilità del sistema: meno

stringhe in parallelo, possibilità

di evitare sofi sticati dispositivi

di parallelo delle stringhe, possibilità

di usare moduli diversi o con diverso

orientamento;

| Gestione di zone d’ombra nel generatore

fotovoltaico;

| Più facilità di manutenzione, trasporto

e sostituzione del singolo inverter

di stringa;

| Singoli guasti non portano al fermo

dell’intero impianto;

| Il collegamento dalla stringa all’inverter

può essere semplifi cato, con

connessioni più corte, spesso all’aperto,

in prossimità della stringa e non

su locale apposito;

| Monitoraggio dell’effi cienza della singola

stringa con appositi dispositivi remoti.

CONTRO

| L’inverter centrale spesso accetta

tensioni maggiori (stringhe più lunghe)

e il rendimento può essere superiore;

| Spesso l’uso dell’inverter centrale risulta

più economico rispetto all’uso di molti

inverter di stringa;

| Il monitoraggio a distanza dell’impianto

può non essere completo in caso

di inverter di stringa, se non attraverso

appositi dispositivi;

| Spesso, per la media tensione, l’uso

di inverter centrali transformerless

è favorito dalla presenza di soluzioni

già predisposte dal produttore,

permettendo risparmio di tempo

e sicurezza del risultato.

Dall’analisi si comprende come la scelta migliore tra centralizzato o distribuito si trova spesso

nel mezzo: non è consigliabile realizzare un impianto fotovoltaico di grandi dimensioni con tanti

piccoli inverter, né realizzarlo con uno solo.

Facendo un esempio concreto, se si deve progettare un impianto da 500 kWp è generalmente

più conveniente adottare 5 inverter da 100 kWp piuttosto che 50 da 10 kWp. Una scelta

di questo tipo permette di ottenere i vantaggi dell’una e dell’altra soluzione: buona distribuzione

di potenza tra i vari inverter con un numero di cablaggi contenuto, che permette di ridurre

le perdite di trasmissione dell’energia.

Quadro di parallelo

fi gura 02: schema esemplifi cativo

di un impianto

con inverter centralizzato

fi gura 03: schema esemplifi cativo

di un impianto con inverter

di stringa

CO_MAN~1.indd 26 21/04/11 14.53

27

Conergy IPG S

Gli inverter Conergy IPG S sono disponibili nelle classi di potenza 3, 4 e 5 kW. Sono ideali

per impianti di piccole e medie dimensioni e possono essere combinati con tutti i tipi di moduli

tradizionali. Grazie agli alti valori di effi cienza, alla tecnologia brevettata ed alla lavorazione

di qualità, sono la scelta ottimale per ottenere elevati rendimenti dell’impianto nel tempo.

A tutto ciò si aggiunge il funzionamento semplice, l’estensione di garanzia ed i servizi

di manutenzione opzionali.

Alto rendimento e lunga durataa

| Massima resa: effi cienza massima fi no al 97,7%

ed effi cienza europea fi no al 97%

| Massimo rendimento in condizioni

di irraggiamento variabile: preciso sistema

di MPP Tracking

| Lunga durata grazie alla lavorazione di alta qualità

e al sistema di raffreddamento PowerCool

| Investimento sicuro grazie alla garanzia sul prodotto

di 5 anni (estendibile su richiesta)

Progettazione fl essibile ed installazione semplice

| Massima fl essibilità nel dimensionamento

delle stringhe di moduli grazie all’ampio range

di tensione in ingresso

| Risparmio di tempi e costi: impianti fi no a 5 kWp

possono essere realizzati con un’unica stringa

| Funzionamento affi dabile anche in condizioni

ambientali sfavorevoli grazie alla classe

di protezione IP 65

| Semplice processo di avviamento e diagnosi

grazie al Service Tool

Efficienza

Flessibilità

Lunga durata

Minimo de-rating

Montaggio rapido

Dati tecniciIngresso DC Conergy IPG 3 S Conergy IPG 4 S Conergy IPG 5 S

Range di tensione MPP 250-750 V 250-750 V 275-750 V

Tensione massima DCTT 940 V 940 V 940 V

Corrente massima DC 19 A 19 A 19 A

Inseguitori MPP 1 1 1

Numero ingressi DC 1 1 1

Connettori DC MC IV compatibili MC IV compatibili MC IV compatibili

Comportamento consovraccarico DC

Modifica del punto di lavoro sulla curva caratteristica del generatore solare

Uscita AC

Alimentazione Monofase Monofase Monofase

Connessione AC Connettore Connettore Connettore

Tensione di reteTT 1 184-264,5 VACV

Tipo di rete TN/TT TN/TT TN/TT

Frequenza di rete 47,5-50,2 Hz 47,5-50,2 Hz 47,5-50,2 Hz

Potenza AC (max.) 3 kW 4 kW 5 kW

Potenza nominale AC 3 kW 4 kW 4,6 kW

Fattore di distorsione < 3% < 3% < 3%

Massima corrente d’uscita 14 A 19 A 22 A

Efficienza

Efficienza massima 97,5% 97,6% 97,7%

Efficienza europea 96,4% 96,8% 97%

Protezione

Grado di protezione IP 65 IP 65 IP 65

Monitoraggio collegamento di terra SI SI SI

Protezione da sovratensioni DC Varistori e scaricatori Varistori e scaricatori Varistori e scaricatori

Protezione inversione di polarità DC Diodi Diodi Diodi

Dati generali

Display LCD LCD LCD

Comunicazione Conergy CAN Conergy CAN Conergy CAN

Disponibilità dati 1 mese 1 mese 1 mese

Peso 22 kg 22 kg 22 kg

Raffreddamento PowerCool PowerCool PowerCool

Temperatura ambienteTT da -20°C a + 56°C / fino a + 50 °C senza de-rating

Dimensioni (Lungh x Larg x Prof) 390 x 675 x 229 mm

Consumo notturno < 0,2 W < 0,2 W < 0,2 W

Tipologia Senza trasformatore Senza trasformatore Senza trasformatore

Garanzia 5 anni (estendibile a 10/15/20/25)

Certificazioni CE, GS

1 Verificare che la rete non presenti una tensione maggiore di 6 V tra neutro e terra.

184-264,5 VACV 184-264,5 VACV

_ __

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28

Conergy IPG T

Potenza al cubo: gli inverter trifase Conergy IPG T sono la scelta ideale per impianti fotovoltaici

di medie dimensioni. Disponibili nelle classi di potenza 8, 11 e 15 kW, possono essere utilizzati

con tutte le tipologie di moduli e in combinazione con gli inverter di stringa Conergy IPG S.

Un elevato fattore di effi cienza, la tecnologia brevettata ed una lavorazione di alta qualità

rendono questi inverter la soluzione ideale per la massima resa dell’impianto nel tempo.

Flessibilità di progettazione

| Adatti per ogni confi gurazione d’impianto

e tipologia di modulo.

| Compatibili con moduli cristallini o a fi lm sottile.

| 3 classi di potenza combinabili tra loro.

| La tecnologia trifase evita asimmetrie di potenza

sulle fasi.

Installazione semplice

| L’installazione di un dispositivo trifase richiede minore

spazio e tempi d’installazione ridotti rispetto

a più unità monofase.

| Disponibile su richiesta l’innovativo

“Conergy Service Tool” che misura e visualizza

la curva tensione/corrente del campo fotovoltaico.

Massima effi cienza

| Fattore di effi cienza massima del 98% per la massima

resa del sistema.

| MPP Tracking rapido e preciso per una veloce

reazione ai cambiamenti di irraggiamento.

| Rendimento ottimale anche con basso irraggiamento.

Affi dabilità e durata

| Garanzia di 5 anni sul prodotto.

| Possibile estensione di garanzia per la totale sicurezza

dell’investimento.

| L’innovativo sistema di raffreddamento PowerCool

consente l’utilizzo anche con temperature elevate

(fi no a 50°C senza de-rating).

| Il grado di protezione IP 65 assicura lunga vita

di esercizio in qualsiasi ambiente interno o esterno,

anche polveroso.

Inverter di stringa Dati tecnici

Ingresso Conergy IPG 8 T Conergy IPG 11 T Conergy IPG 15 T

Potenza generatore solare consigliata (STC) 8,7 kW 12 kW 16,3 kW

Massima tensione d’ingresso (Vdcmax) 1.000 V 1.000 V 1.000 V

Minima tensione d’ingresso(Vdcmin) 350 V 400 V 450 V

Tensione d’ingresso di risveglio (Vdcstart) 300 V 300 V 300 V

Tensione nominale d’ingresso (Vdc, r) 700 V 700 V 700 V

Massima tensione MPP (Vmppmax) 800 V 800 V 800 V

Minima tensione MPP (Vmppmin) 350 V 400 V 450 V

Massima corrente d’ingresso (Idcmax) 25 A 30 A 35 A

Potenza di risveglio 40 Wdc 40 Wdc 40 Wdc

Inseguitori MPP 1 1 1

Ingressi DCConnettori compatibili MC4(4 mm2 e 6 mm2 inclusi nella confezione, max 10 mm2)

Numero di ingressi DC 3 3 3

Accuratezza MPP > 99 % > 99 % > 99 %

Uscita

Tensione nominale della rete (Vac, r) 400 V 400 V 400 V

Massima tensione della rete L-N (Vacmax)* 264,5 V 264,5 V 264,5 V

Minima tensione della rete L-N (Vacmin)* 184 V 184 V 184 V

Massima corrente d’uscita (Iacmax) 14,5 A 20 A 22 A

Potenza nominale (Pac, r) 8 kVA 11 kVA 15 kVA

Massima potenza (Pacmax) 8 kVA 11 kVA 15 kVA

Frequenza nominale (fr) 50 Hz 50 Hz 50 Hz

Massima frequenza (fmax)* 50,2 Hz 50,2 Hz 50,2 Hz

Minima frequenza (fmin)* 47,5 Hz 47,5 Hz 47,5 Hz

Cos Phi 1 1 1

Tipo rete TN/TT TN/TT TN/TT

Distorsione (alla potenza nominale) 3 % 3 % 3%

Terminali d’uscita Connettore incluso nella confezione (cavo flessibile diametro massimo 10 mm2)

Tipo allaccio rete Trifase Trifase Trifase

Scostamento fattore cos Phi regolabile da/a0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato

0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato

0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato

Consumo in stand-by/notturno 0,6 W 0,6 W 0,6 W

Efficienza

Efficienza massima 98,0 % 98,0 % 98,0 %

Efficienza europea 96,4 % 97,0 % 97,4 %

Raffreddamento

Tipo raffreddamento** Conergy PowerCool

Dimensione/Peso

Dimensioni in mm (Larg. x Alt. x Prof.) 510 x 790 x 245

Peso 44 kg

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29

Conergy IPG C Conergy CIS 400-1200

I nuovi inverter centrali Conergy IPG C sono caratterizzati da alta effi cienza ed affi dabilità

in ogni condizione di utilizzo. Soddisfano tutti i requisiti di rete e garantiscono massima

sicurezza. Realizzati con componenti di qualità e facili da utilizzare e confi gurare, rappresentano

la soluzione ideale per impianti fotovoltaici di grandi dimensioni.

Massima effi cienza

| Elevata ef cienza massima del 98,8% per la massima

resa del sistema

| Eccellente resa energetica anche in condizioni

di scarso irraggiamento

| Diagnosi da remoto via Internet tramite il web server

integrato e il portale web

Affi dabilità e lunga durata

| 5 anni di garanzia

| Possibilità di prolungare la garanzia a 20 anni

per la massima sicurezza dell‘investimento

| L’utilizzo di componenti di alta qualità assicura elevata

affi dabilità a lungo termine

Flessibilità di progettazione

| Adatto a pressoché tutti i tipi di modulo

e con gurazioni di sistema

| Soddisfa tutte le norme e le direttive europee rilevanti

per il collegamento alla rete e può essere impiegato

in tutti i Paesi

| Ingombro ridotto grazie ad un formato particolarmente

compatto

Installazione semplice e veloce

| Tempi d‘installazione ridotti grazie al quadro

di parallelo integrato

| Facile messa in funzione

| Facile con gurazione dei parametri di rete speci

ci del Paese tramite touch-screen

Ma

| E

r

| E

d

| D

i

Af

| 5

| P

p

| L

a

Fle

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e

| S

p

i

| I

c

Ins

| T

La stazione inverter Centrale Conergy CIS lunga oltre sette metri è consegnata presso il sito

di costruzione del parco solare completamente preconfi gurata ed è subito pronta all‘uso.

Questo modello di stazione, testato per i grandi parchi solari fi no alla classe megawatt, contiene

già tutti i componenti necessari per il funzionamento - dagli inverter al trasformatore

e ai sistemi di commutazione per i sistemi di controllo.

er

vata

anti

to

ente

Massima effi cienza

| Elevata ef cienza massima del 98,2%

| Componenti di alta qualità con la più moderna

tecnologia degli inverter centrali Conergy IPG C

Affi dabilità e lunga durata

| La cabina inverter Conergy è certi cata dall’Ente

Bureau Veritas

| Ampio sistema di aerazione con ventilatori

termostatati

| Massima af dabilità grazie ai componenti

perfettamente armonizzati nel sistema

Flessibilità di progettazione

| Soluzioni da 400 kW a 1,2 MW a intervalli di 100 kW

| Realizzata sulla base delle speci che del cliente

| Soddisfa tutte le norme e le direttive europee rilevanti

per il collegamento alla rete e può essere impiegata

in tutti i Paesi

Installazione semplice e veloce

| Cabina inverter completa, precon gurata e pronta

all’uso

| Trasformatore ad alta ef cienza incluso e collegamento

diretto alla rete

| Tempi di trasporto e montaggio ridotti

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Conergy VisionBox

Il sistema Conergy VisionBox consente di monitorare l’impianto fotovoltaico in modo effi ciente

e pratico. Conergy VisionBox non è un semplice visualizzatore dei dati dell’impianto,

ma un sistema di monitoraggio completo. Il portale web e l’ampia gamma di interfacce

lo rendono una soluzione eccezionalmente fl essibile per monitorare ed analizzare un impianto.

Varie opzioni di connessione

Conergy VisionBox è in grado di monitorare qualsiasi combinazione di inverter Conergy IPG S,

Conergy IPG T e Conergy IPG C fi no ad un massimo di 60 dispositivi.

Monitoraggio avanzato

| Utilizzo semplice ed intuitivo grazie all’ampio schermo

touch-screen.

| Il portale web consente di monitorare l’impianto

da qualsiasI PC connesso ad internet.

| Archiviazione ed analisi dettagliata dei dati:

i dati possono essere salvati su una chiavetta USB

e trasferiti su computer per successive analisi.

| Segnalazione automatica delle anomalie sul display

e tramite LED. L’allarme può essere anche inviato

via sms, fax o e-mail.

| Sensori di irraggiamento e temperatura opzionali

collegabili al sistema (raccomandati per impianti

con inverter unico).

| Porta USB standard per il trasferimento dati

e l’aggiornamento software.

| Installazione ed avviamento rapidi.

| Predisposto per il calcolo dell’energia

auto-consumata.

| Installazione ed avviamento rapidi.

| Predisposto per il calcolo dell’energia

auto-consumata.

Sistema di monitoraggio per impianti fotovoltaici

Conergy VisionBox

Specifiche

Dimensioni (Largh. x Alt. x Prof.) 187 x 300 x 54 mm

Peso 675 g

Grado di protezione IP 20

Temperatura ambiente –10 °C a +60 °C

Installazione Montaggio a muro

Interfacce Ethernet, ingresso SORelay per allarmi esterni (30 V/500 mA)USB 2.0 (2x tipo A/1x tipo B)Interfaccia CAN (per inverter di stringa Conergy)Interfaccia CANopen per sensore digitale di temperature ed irraggiamento

Alimentazione 12–24 V (alimentatore, 230 V, incluso nella confezione)

Consumo < 8 W con display acceso (LAN, CAN bus senza trasferimento dati)< 2 W con display in standby (LAN, CAN bus senza trasferimento dati)

Memoria 32 MB ROM + SD Card, 1 GB integrata128 MB RAM

Interfaccia utente Display touchscreen a colori: largh. 11,5 cm x alt. 8,5 cm, 65.536 colori, VGA

Lingue Italiano, Inglese, Tedesco, Spagnolo, Francese e Greco

Allarmi Portale internet (e-mail, SMS, fax)*DisplayLEDContatto Relay

Altre funzioni Aggiornabile tramite chiavetta USBEsportazione dei dati tramite chiavetta USBAccesso remoto tramite web browser integrato

* Conergy si riserva il diritto di offrire alcuni di questi servizi a pagamento in futuro.

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Conergy Italia S.p.a.Conergy Italia è una delle realtà più consolidate del fotovoltaico italiano,

con un fatturato 2010 di 150 milioni di euro ed oltre 150 MW venduti dalla sua

nascita nel 2005. L’azienda ha sede a Vicenza e un’unità di sviluppo progetti

in Puglia.

Conergy Italia fa parte del Gruppo Conergy, uno degli operatori più storici

ed importanti del fotovoltaico internazionale. Il Gruppo, con sede

ad Amburgo (Germania), è presente da più di 10 anni nel settore e ha fi liali

dirette in 16 Paesi del mondo.

Conergy produce una gamma completa di componenti per impianti

fotovoltaici, costituendo un unico punto d’acquisto specializzato dove

gli installatori possono reperire tutto l’occorrente per la realizzazione

di un impianto: moduli, inverter mono e trifase, strutture di montaggio

per ogni applicazione, sistemi di monitoraggio ed accessori.

Lo stabilimento Conergy di Frankfurt Oder (Germania) è uno dei siti

produttivi di moduli fotovoltaici più moderni al mondo. Qui si producono

non solo i moduli, ma anche i wafer di silicio e le celle e tutti i processi sono

svolti con un altissimo grado di automazione e numerosi controlli di qualità

ad ogni stadio.

È così che nascono i moduli Conergy PowerPlus, che si posizionano ai più

alti livelli di mercato in termini di resa, affi dabilità, robustezza e durata.

All’installatore Conergy offre anche numerosi servizi, come kit

pre-confi gurati per piccoli impianti, assistenza pre e post-vendita,

formazione, programmi di partnership.

La Divisione Conergy Grandi Impianti si occupa dello sviluppo

e realizzazione “chiavi in mano” di impianti fotovoltaici di grandi dimensioni:

dalla ricerca sito e studio di fattibilità alla progettazione, dall’installazione

al collaudo fi no alla gestione e manutenzione dell’impianto in esercizio,

Conergy è in grado di garantire ai committenti utili certi e minimi rischi

di investimento.

Con più di 500 MW di capacità installata la divisione inverter di Conergy AG

è tra i leader al mondo. Qui, gli esperti Conergy, sviluppano inverter

sia per target residenziali che grandi impianti e sistemi di monitoraggio

che garantiscono un processo di installazione lineare. Le soluzioni

fotovoltaiche Conergy nascono nelle sedi Amburgo e Bad Vilbel.

Gli inverter di stringa Conergy sono tra i migliori nella loro categoria

e grazie a una tecnologia brevettata permettono una varietà di applicazioni

in quasi tutti gli ambienti.

Come testimoniano diversi premi assegnati da fonti autorevoli,

questi prodotti raggiungono livelli di effi cienza molto elevati, fi no ad oltre

il 98%.

Installatore Fotovoltaico Accreditato Conergy

Nel 2008 Conergy ha lanciato l’iniziativa “Installatore Fotovoltaico

Accreditato” con lo scopo di promuovere una collaborazione virtuosa

con gli installatori fi nalizzata allo sviluppo del fotovoltaico di qualità in Italia.

Per Conergy e i suoi partner, “fotovoltaico di qualità” signifi ca proporre,

progettare e realizzare impianti fotovoltaici con la massima resa energetica

e fi nanziaria per almeno 20 anni. L’iniziativa ha dato vita ad una rete

di partner che conta oggi circa 180 installatori su tutto il territorio italiano.

Gli Installatori Accreditati possono accedere a numerosi servizi: l’uso

dell’apposito logo come marchio di qualità, un sistema di incentivi, soluzioni

fi nanziarie riservate, offerte promozionali dedicate, segnalazioni di potenziali

clienti interessati all’installazione di un impianto, aggiornamenti

periodici, diverse forme di visibilità e promozione.

Consulente Fotovoltaico Accreditato Conergy

I “Consulenti Fotovoltaici Accreditati” costituiscono una rete di collaboratori

che segnalano a Conergy opportunità di realizzazione di impianti fotovoltaici

chiavi in mano. Possono diventare Consulenti Conergy tutti quei

professionisti o aziende – architetti, ingegneri, studi di progettazione,

consulenti energetici o fi nanziari, commercialisti, società commerciali

nel settore energia - che, nella loro quotidiana attività lavorativa, entrano

in contatto con potenziali clienti di impianti fotovoltaici e sono interessati

a diversifi care la propria attività proponendo il fotovoltaico come forma

di investimento.

FotovoltaicoConsulente

Accreditato

Per informazioni scrivere a

installatori@conergy.it

Per informazioni scrivere a

consulenti@conergy.it

Massimo Castegnaro

Ingegnere elettronico, ha conseguito la laurea presso l’università di Padova

nel 1991.

Nel corso della sua esperienza lavorativa svolta presso primarie ditte venete,

ha maturato signifi cative esperienze nella progettazione di apparati elettronici

di potenza, in particolare si è dedicato alla progettazione di inverter, con vari

ambiti applicativi.

Dal 2007 opera come libero professionista nei settori dell’elettronica industriale

e delle energie rinnovabili.

In questo ambito svolge collaborazioni come progettista elettronico presso

ditte operanti nell’ambito dell’elettronica industriale.

Svolge inoltre attività di consulenza, formazione tecnica e progettazione

di impianti fotovoltaici presso primarie ditte operanti nell’ambito delle energie

rinnovabili.

Giovanni Silvestrini

Gianni Silvestrini, ricercatore del Cnr, è direttore scientifi co del Kyoto Club

e della rivista QualEnergia. Autore di numerosi articoli scientifi ci, coordina

il master “Ridef – energia per Kyoto” del Politecnico di Milano.

Ha vinto l’European solar prize 2001.

Ha ricoperto la funzione di direttore generale presso il Ministero dell’ambiente

e di consigliere per le fonti rinnovabili del Ministro dello sviluppo economico

Pier Luigi Bersani.

E’ presidente di Exalto, una nuova società della green economy.

E’ coautore le libro “La corsa della green economy” pubblicato nel 2010.

Gli innovativi sistemi di monitoraggio completano il pacchetto di inverter

di stringa che Conergy offre, fornendo al cliente un sistema trasparente

sia sul campo che via internet.

Oltre agli inverter di stringa per i sistemi di piccole e medie dimensioni,

gli esperti di Conergy sviluppano e producono Inverter Centrali per grandi

impianti. Con un‘effi cienza di picco del 98,9%, sono anche loro

tra i leader della loro categoria. Oltre ad essere molto effi cienti, gli Inverter

Centrali garantiscono durata e facilità di manutenzione. Conergy, grazie

anche a questo prodotto, è in grado di fornire un servizio integrato.

Questa guida è stata realizzata in collaborazione con:

Conergy Italia ha ottenuto le Certifi cazioni ISO 9001

(certifi cato n° 501009225), OHSAS 18001 (certifi cato n° 11-102-808)

e l’attestazione SOA OG 9 VII n° 9512/04/00.

Per maggiori informazioni sui nostri prodotti, sulla normativa e sui contratti

di manutenzione visitare il nostro sito internet www.conergy.it

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E N E R G I A D A L S O L E

Conergy Italia SpA

Via Zamenhof 200

36100 Vicenza

Tel. +39 0444 380 131

Fax. +39 0444 580 122

info@conergy.it

www.conergy.it

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