Sistemi Fotovoltaici TM Sistemi Fotovoltaici & Inverter Aurora Power One Italy S.p.A Maggio 2007 Directory Sistemi FV Moduli FV Inverter AURORA Configurazione e Monitoraggio Strutture metalliche Installazione Normative Sistemi FV Contatti Continua… Sistemi FV Energia Elettrica dal Sole • Sistemi Fotovoltaici: tipologie ed installazione Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Stand Alone PV array Battery Charger/Inverter Battery bank AC loads Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Sistemi “Off-Grid” Regolatore di carica ••• = = ••• carichi DC ≈ DC/AC Inverter carichi AC ••• = = carichi AC (“rete virtuale”) ≈ DC/AC Inverter carichi DC = ≈ Inverter Bi-direzionale Energia FV convertita in potenza elettrica AC per alimentare le utenze (tramite inverter) L’energia FV in eccesso ai fabbisogni è accumulata in un banco di batterieÆ disponibile per le utenze durante la notte o quando le condizioni ambientali sono sfavorevoli Applicazioni tipiche: sistemi telecom remoti, piccole comunità/villaggi, aree rurali, riserve naturali Taglia inverter: generalmente inferiore ai 5kW, in installazioni fino a 100-200KW. Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni connesse alla rete (“grid-connected”) Grid-tied PV Inverter PV array ••• ••• AC loads Utility Grid PV array L’energia FV è convertita in potenza elettrica AC per alimentare le utenze (tramite un inverter). La quantità di energia che eccede il consumo viene immessa in rete. Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Sistemi “grid-connected” SIstemi “centralizzati” e di “stringa”: Inverter Centralizzati. Tipicamente utilizzati in impianti FV di grossa taglia per ridurre i costi di installazione rispetto ai sistemi distribuiti In genere combinato con pannelli a film sottile. Taglia tipica inverter >50KW Inverter di Stringa. Introdotti su larga scala da SMA nel 1995. Massima flessibilità di installazione grazie alla modularità Migliore immunità ai guasti. Maggiore efficienza e resa energetica rispetto ai centralizzati (no mismatch, migliori prestazioni di MPPT) Sostanzialmente più costoso della soluzione centralizzata a livello di componente (il delta a livello di sistema è opinabile) Taglia tipica inverter <10KW Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni FV: su tetto 1) Retrofit “Integrazione Architettonica” (BIPV) (I moduli sostituiscono le tegole/copertura) “Retrofit” (moduli sovrapposti e complanari alla copertura del tetto) Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni FV: montaggio a terra o tetto piano 2) Strutture a triangolo I pannelli sono ancorati a telai metallici che mantengono i moduli alla inclinazione ottimale per ottenere la massima resa energetica. Applicazione ideale per gli inverter di stringa!!! Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni FV: Integrazione Architettonica 3) Integrazione architettonica: facciate, lucernari, finestre I moduli FV sono integrati su un unico piano complanare alla facciata dell’edificio Vantaggi: Grande disponibilità di superfici utili Effetto combinato di ombreggiamento Facilità di pulizia Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni FV: Inseguitori (trackers) 4) Inseguitori a singolo asse Il telaio che sostiene la stringa di pannelli è fissato ad un palo Mediante servomeccanismo la vela segue l’arco solare da alba a tramonto. Angolo di inclinazione (tilt) fisso (può essere modificato a cadenza stagionale) Le immagini mostrano una struttura combinata a girasole e concentratore solare. E’ richiesto l’uso di inverter di stringa, ciascuno a controllo di ogni vela/inseguitore Vantaggi: L’efficienza energetica aumenta del 25%-35% rispetto ai sistemi stazionari Svantaggi: Aumenta il costo dell’impianto (acquisto + manutenzione) Ridotta affidabilità a causa della presenza di parti in movimento soggette ad usura Sistemi Fotovoltaici: tipologie e installazione Installazioni FV: Inseguitori (trackers) 5) Inseguitori a doppio asse Struttura mobile sostenuta da un palo o pilone Attraverso servomeccanismi la vela dei pannelli segue l’arco solare dall’alba al tramonto (sistema a calendario astronomico) o si allinea automaticamente alle condizioni di irraggiamento ottimali (inseguitore solare “puro”) L’angolo di inclinazione si aggiusta automaticamente al raggio ottimale. Richiede l’uso di inverter di stringa, ciascuno a controllo di un singolo tracker Vantaggi: L’efficienza energetica aumenta del 30%-40% rispetto ai sistemi stazionari Svantaggi: Aumenta il costo dell’impianto (acquisto + manutenzione) Ridotta affidabilità a causa della presenza di parti in movimento soggette ad usura Moduli Fotovoltaici Moduli FV RADIAZIONE SOLARE Parametri di Progetto PRINCIPIO di FUNZIONAMENTO Effetto Fotovoltaico TECNOLOGIA MODULI FV Caratteristiche dei Moduli Moduli Fotovoltaici Radiazion Solare → energia elettromagnetica prodotta dai processi di fusione dell’idrogeno Densità di Potenza → radiazione solare per secondo ed unità di superficie. • Fuori dalla atmosfera terrestre la potenza che incide su una superficie unitaria perpendicolare ai raggi solari è circa 1360W/m² (±3% a causa della ellitticità dell’orbita), questo valore è noto come Costante Solare • Sulla superficie terrestre (livello del mare) in condizioni ambientali “ottimali” e a mezzogiorno, la densità di potenza è circa 1000W/m² Moduli Fotovoltaici Il concetto di “Air Mass” si introduce per tenere conto della dipendenza della intensità della radiazione solare dall’angolo di incidenza dei raggi solari Air Mass → AM = 1/sin(h) Zenit angle Moduli Fotovoltaici La Radiazione Solare che raggiunge la superficie terrestre si divide in 3 componenti: Diretta – Diffusa - Riflessa Il rapporto tra queste 3 componenti dipende da: Condizioni ambientali - angolo di inclinazione - presenza di superfici/corpi riflettenti Angolo di Tilt β e Azimuth γ di una superficie β γ Sud Moduli Fotovoltaici Radiazione solare media giornaliera che incide su una superficie con angolo di tilt “β “ differente Orientazione = SUD (azimut γ=0); Latitudine φ=40° Nord; CIELO SERENO!!! [MJ/m2/giorno] 20 15 β = 60° 10 5 Orizzontale β = 30° Massimizzazione delle prestazioni di Inverter Verticale Fotovoltaici per il Conto Energia 0 Jan Feb Mar Apr May Giu Jul Aug Sep Oct Nov Dec Moduli Fotovoltaici Radiazione solare media giornaliera su base annuale rispetto all’angolo di tilt della superficie captante Orientazione = SUD (azimut γ=0); Latitudine φ=43,68° Nord (Roma) [Wh/m2] 4300 4200 4100 4000 3900 Massimizzazione delle prestazioni di Inverter max 3800 Fotovoltaici Conto 30 Energia 10per il 20 50 0 40 [gradi] Moduli Fotovoltaici Orientazione e Tilt ottimale L’efficienza di raccolta dell’energia è proporzionale alla radiazione solare totale che raggiunge la superficie dei pannelli su base annuale ≈ 30° Gli angoli di azimut e tilt dei moduli devono essere prescelti al fine di massimizzare la radiazione solare incidente (vedi grafico): Ottima orientazione (azimut): SUD Ottimo angolo di tilt: dipende dalla latitudine del luogo. In Italia l’angolo medio ottimale è ≈ 30° Moduli Fotovoltaici Dati della Radiazione Solare La radiazione solare su una superficie inclinata può essere determinata mediante: Mappe isoradiative (generalmente non permettono di distinguere le componenti della radiazione diretta e diffusa) pubblicate da vari organismi Valori tabellati per ciascuna località (Servizio Meteorologico Nazionale) Metodi di calcolo sperimentali (Norme UNI 10349 – UNI 8477, metodo di Liu e Jordan, ecc.) Moduli Fotovoltaici La Conversione Fotovoltaica La conversione diretta dell’energia solare in energia elettrica, utilizza il fenomeno fisico dell’interazione della radiazione luminosa con gli elettroni di valenza nei materiali semiconduttori, denominato Effetto Fotovoltaico Caratteristiche elettriche di un semiconduttore Moduli Fotovoltaici Utilizzando come semiconduttore il silicio DENSITA' SPETTRALE DI POTENZA [W/m²] Frazione dello spettro della radiazione solare potenzialmente convertibile in energia elettrica per un semiconduttore al silicio 75% 1800 Tuttavia al diminuire della lunghezza d’onda, ai fotoni risulta associata un energia sempre maggiore ed in eccesso rispetto a quella richiesta per liberare la coppia elettrone - lacuna 1000 W/m² (AM1) 1350 W/m² (AM0) 1200 800 Radiazione con contenuto energetico sufficiente a liberare una coppia elettrone - lacuna La percentuale di energia solare che e’ teoricamente possibile convertire in energia elettrica e’: 44% 400 LUNGHEZZA D'ONDA 0 0,3 0,5 1,0 1,5 1.15 2,0 2,5 [µm] La rimanente parte, pari al 56%, è trasformata in calore Moduli Fotovoltaici Caratteristica Corrente – Tensione di una Cella Solare I ID In questo quadrante la cella si comporta come un normale diodo in conduzione diretta VD Caratteristica al buio Quadrante della conduzione inversa Im Vm In questo quadrante la cella diventa un generatore di corrente elettrica V Caratteristica cella esposta al sole Maximum Power Point (MPP) ID VD Moduli Fotovoltaici Caratteristica I-V rispetto alla Temperatura I [A] 1.00 PVTECH 2006 – Milano 27 Ottobre, 2006 0.75 0.50 0.25 Corrente di Corto Circuito ICC (V=0) Tensione a vuoto Voc (I=0) -40°C -20°C 0°C 20°C 40°C delle60°C prestazioni Massimizzazione di Inverter 0.00 Fotovoltaici per il Conto0.53Energia V [V] 0.00 0.20 0.57 0.60 0.64 0.68 0.72 Moduli Fotovoltaici Caratteristica I-V rispetto alla Radiazione Solare I [A] 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 PVTECH 2006 – Milano 27 Ottobre, 2006 1000 W/m2 900 W/m2 800 W/m2 700 W/m2 600 W/m2 500 W/m2 Caratteristica I-V di un modulo commerciale (50Wp) @ 40°C Massimizzazione delle prestazioni di Inverter Fotovoltaici Energia 0.0 2.0 4.0 per 6.0 il 8.0 Conto 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 V [V] 0.0 Moduli Fotovoltaici Curva di Potenza e Caratteristica I-V di una Cella Solare I [A] 1.00 Im 0.75 PVTECH 2006 – Milano 27 Ottobre, 2006 Caratteristica I-V 0.40 Maximum Power Point Pm= Vm⋅ Im 0.30 0.50 0.25 P [W] 0.20 Curva di Potenza P= V⋅ I 0.10 Massimizzazione delle prestazioni di Inverter 0.00 0.00 Fotovoltaici per 0.00 0.20il Conto 0.40 Energia 0.60 V [V] V m Moduli Fotovoltaici Le caratteristiche elettriche del modulo dipendono dalla TEMPERATURA!! Valori tipici dei coefficienti per una cella al silicio α Isctyp ≈ + 0,04 [%/°C] (+ 0,03 / + 0,06 %/°C) β Voctyp ≈ - 2 [mV/°C] (-1,8 / -2,3 mV/°C) γ Pmptyp ≈ - 0,4 [%/°C] (-0,3 / -0,55 %/°C) Moduli Fotovoltaici Caratteristiche Elettriche del modulo e IRRAGGIAMENTO Note: A temperatura di cella costante la Potenza e Corrente del modulo sono proporzionali all’irraggiamento. La tensione a vuoto Voc cala sensibilmente solo per valori di irraggiamento bassi (< 200W/m2) Moduli Fotovoltaici Tipologie di celle fotovoltaiche La maggior parte delle celle fotovoltaiche attualmente in commercio è costituita da semiconduttori in silicio per i seguenti motivi: • Disponibilità pressoché illimitata (risorse del pianeta) • • Largo utilizzo nell’industria elettronica (processi tecnologici di raffinazione, lavorazione e drogaggio ben affinati) • • • Possibilità di riciclare gli scarti dell’industria elettronica in quanto l’industria fotovoltaica tollera concentrazioni di impurità tipicamente di 10-5÷10-6 (contro i valori di 10-8 ÷ 10-9 relativi all’industria elettronica) Moduli Fotovoltaici Tipologie di celle fotovoltaiche Celle al silicio monocristallino • •• η ≈ 13-18 % Gemmazione e crescita cristallina - Il silicio a cristallo singolo è ottenuto da un processo detto melting a partire da cristalli di silicio di elevata purezza che, una volta fusi, vengono fatti solidificare a contatto con un seme di cristallo. Il silicio solidifica nella forma di un lingotto cilindrico costituito da un unico cristallo del diametro di 13 ÷20cm e lunghezza di circa 200cm; Taglio – Il lingotto viene “affettato” con particolari seghe in wafers con spessore di 250 ÷350μm (spinto sfruttamento del lingotto contro un’estrema fragilità dei wafers) Moduli Fotovoltaici Celle al silicio policristallino • •• η ≈ 9–13 % Forma - Il silicio policristallino è caratterizzato dalla presenza di più cristalli aggregati fra di loro con forme, dimensioni ed orientamenti differenti; Costi contenuti – (rispetto al silicio monocristallino) Celle al silicio amorfo η ≈ 5-9 % Forma – Il semiconduttore, sotto forma di gas, è depositato in strati dell’ordine di 10μm su qualsiasi superficie (tecnica dei film sottili); •• Instabilità delle prestazioni elettriche – ? • • • Tecnica della giunzione multipla – Con il drogaggio differente di vari strati di silicio collegati in serie si ottengono celle con diverse sensibilità allo spettro solare. Il risultato si traduce in un maggior rendimento e resa energetica; • • • • Costi contenuti – (rispetto al silicio policristallino) • Moduli Fotovoltaici La connessione elettrica tr ale celle fotovoltaiche è ottenuta per mezzo di due contatti metallici, uno sulla faccia esposta e l’altro sul retro della cella. In generale i contatti si ottengono per evaporazione sotto vuoto di metalli ad elevata conducibilità e successivi trattamenti termici al fine di assicurare una buona aderenza alla superficie della cella. Contatto Posteriore: copre tutta la superficie della cella per assicurare una elevata conducibilità elettrica e termica. Contatto Frontale: esposto alla radiazione solare deve avere una configurazione geometrica tale da consentire un buon compromesso tra trasparenza alla radiazione solare incidente e massima raccolta degli elettroni liberati dal processo di conversione. Moduli Fotovoltaici Cella al Silicio Policristallino Elettrodo frontale a “pettine” Nastro (per la connessione in serie delle celle adiacenti) Moduli Fotovoltaici Struttura di un modulo Vetro temperato (≈ 3mm) resistente alla grandine Giunto laterale Resina ad alto isolamento (EVA) Cella Solare Strato protettivo (Tedlar) Cornice di Alluminio anodizzato Certificazione: IEC 61215 Isolamento in Classe II Vita utile minima garantita 20 anni Degrado Efficienza nel tempo approx. -1%/anno. I costruttori offrono garanzie contro il decadimento della resa (tipicamente 90% del nominale a 10 anni e 80% a 20 anni) Moduli Fotovoltaici MONO e POLY Cella Monocristallina: Cella Policristallina: • Superficie scura e uniforme • Angoli smussati (fette di silicio ricavate da un monocristallo cilindrico) • Minore fattore di riempimento risp. al policristallino • Superficie iridescente • Forma squadrata • Fattore di riempimento più elevato Moduli Fotovoltaici Campo Fotovoltaico CELLA PANNELLO o MODULO STRINGA CAMPO Fotovoltaico ARRAY Power One: Inverter AURORA OUTDOOR IP65 ISOLATI OUTDOOR IP65 NON - ISOLATI INDOOR NON - ISOLATI OUTDOOR IP65 NON - ISOLATI AURORA AURORA AURORA AURORA PVIPVI-30003000-I-OUTD PVIPVI-3600/3300/20003600/3300/2000-OUTD PVIPVI-3600/3300/2000 PVI6000/5000PVI6000/5000-OUTD PVIPVI-30003000-I-OUTDOUTD-US ((-F) UL1741 PVIPVI-30003000-I-OUTDOUTD-ES ((-F) Real Decreto PVIPVI-36003600-OUTDOUTD-US ((-F) UL1741 PVIPVI-36003600-OUTDOUTD-DE ((-F) VDE0126 PVIPVI-36003600-OUTDOUTD-IT ((-F) DK5950 PVIPVI-36003600-OUTDOUTD-ES ((-F) Real Decreto PVIPVI-33003300-OUTDOUTD-ESES-F Real Decreto PVIPVI-20002000-OUTDOUTD-DE VDE0126 PVIPVI-20002000-OUTDOUTD-IT DK5950 PVIPVI-20002000-OUTDOUTD-ES Real Decreto PVIPVI-36003600-US UL1741 PVIPVI-36003600-DE VDE0126 PVIPVI-36003600-IT DK5950 PVIPVI-36003600-ES Real Decreto PVIPVI-33003300-ES Real Decreto PVIPVI-20002000-DE VDE0126 PVIPVI-20002000-IT DK5950 PVIPVI-20002000-ES Real Decreto PVIPVI-60006000-OUTDOUTD-US UL1741 * PVIPVI-60006000-OUTDOUTD-DE VDE0126 PVIPVI-60006000-OUTDOUTD-IT DK5940 PVIPVI-60006000-OUTDOUTD-ES Real Decreto PVIPVI-50005000-OUTDOUTD-US UL1741 * PVIPVI-50005000-OUTDOUTD-DE VDE0126 PVIPVI-50005000-OUTDOUTD-ES Real Decreto * Omologazione UL in corso Inverter: i valori di Aurora Massima affidabilità Maggiore raccolta di energia Facile da installare e usare Monitoraggio completo Inverter Aurora: affidabilità Affidabilità_1 • • • Minimizzazione del numero dei Condensatori Elettrolitici Utilizzo di condensatori elettrolitici “Long Life” Utilizzo dove possibile di condensatori film e ceramici in tecnologia SMT o PTH in sostituzione degli elettrolitici. • • Utilizzo di ventilatori ad altissima affidabilità con “vita utile”> 25 anni Ventilatori ridondanti e funzionanti a velocità variabile V = f(Tint) • • Relè di altissima affidabilità e ridondanti Tecnica di connessione alla rete avanzata per minimizzare il numero di commutazioni dei relè all’alba e tramonto Inverter Aurora: affidabilità Affidabilità_2 • • • • Massima efficienza elettrica del mercato. Utilizzo di uP e DSP per il controllo ottimale dell’inverter. Protezione contro le sovratensioni transitorie di ingresso ed uscita Protezione completa sugli IGBT e MOSFet dei convertitori. • • Contenitori IP21 (mod. da interno) e IP65 (mod. da esterno). Schede elettroniche impregnate, che ne consentono l’uso in ambienti ostili ad elevata salinità ed umidità. Inverter Aurora: massima raccolta di energia Caratteristiche di un Inverter che concorrono alla massimizzazione della resa energetica • La efficienza elettrica dei circuiti e la sua variabilità rispetto alle condizioni di funzionamento • La precisione statica e dinamica dell’algoritmo di controllo del Punto di Massima Potenza (Maximum Power Point Tracking – MPPT) • La stabilità della connessione alla rete in presenza di disturbi e micro-interruzioni • La possibilità di frazionare il campo fotovoltaico Inverter Aurora: raccolta di energia e flessibilità Maggiore raccolta di energia e flessibilità • Efficienza di picco fino al 97% (Euro efficienza 96,5%). • Curve di efficienza piatte poco sensibili rispetto alla tensione di ingresso e alla potenza erogata. • Efficienza massima al centro dell’intervallo di tensione di ingresso (unicità di Aurora) • L’algoritmo MPPT per l’intercettazione ed il controllo del punto di massima potenza è estremamente veloce (~ 1 sec) e preciso (99,8%), con due canali indipendenti. • Bassa sensibilità ai buchi ed alle micro-interruzioni di rete: Aurora rimane connesso alla rete in caso di “buchi di rete” fino al massimo consentito dalla normativa. • Aurora ha “DUE CANALI INDIPENDENTI E PARALLELABILI” che lo rendono il più flessibile sul mercato. Inverter Aurora: Efficienza Grazie alla tecnologia “Transformer-Less” le perdite sono minimizzate a beneficio della efficienza di conversione In aggiunta, l’architettura “Dual Stage” di Aurora offre i seguenti vantaggi: - L’Inverter opera sempre al livello di tensione ottimale per massimizzare l’efficienza - Intervallo di tensione MPPT di ingresso molto ampio e curve di efficienza estremamente piatte rispetto alle variazioni di tensione - Il campo fotovoltaico può essere diviso in due stringhe separate ed indipendenti Inverter Aurora: massima raccolta di energia • Efficienza di picco: 96% PVI-3600 • Euro efficienza: 95% • Curve di efficienza estremamente “piatte” e ben centrate rispetto alla tensione di ingresso e potenza di uscita Inverter Aurora: massima efficienza elettrica Aurora PVI-6000, massima efficienza di conversione • • • Efficienza di picco: 97% Euro efficienza: 96,5% (ηEuro) Efficienza certificata “CEC”: 96,5% (ηCEC) Æ attualmente la più alta al mondo!! ηEuro= 0,03xη5 + 0,06xη10 + 0,13xη20 + 0,1xη30 + 0,48xη50 + 0,2xη100 ηCEC= 0,04xη10 + 0,05xη20 + 0,12xη30 + 0,21xη50 + 0,53xη75 + 0,05xη100 PVI-6000 Efficiency: AURORA PVI-6000 PVI-6000 Aurora PVI-6000, innovazione: • Nuova tecnica di controllo del “ponte H” (IGBT), ridotte perdite di commutazione • Curve di efficienza “piatte”, ben centrate nell’intervallo di tensione di ingresso e potenza di uscita Efficienza 480 97 96,8 96,5 96,2 96,2 95 400 96,5 96,8 Tensione 345 97 96,5 95,9 10% 20% 300 96,2 30% 50% 75% Potenza di uscita specifica (%) 250 100% MPPT 95,9 95,6 95,3 95 94,7 94,4 94,1 93,8 93,5 93,2 92,9 92,6 Inverter Aurora: algoritmo MPPT • L’inverter deve controllare i moduli affinchè operino sempre nel loro punto di massima potenza (Maximum Power Point Tracking). • Se l’inseguimento non avviene in modo “preciso” e “veloce” le perdite di resa energetica possono essere significative, specialmente in condizioni ambientali e di irraggiamento variabili. In giornate con grande variabilità l’algoritmo MPPT veloce e preciso di Aurora assicura sempre la massima raccolta di energia Inverter Aurora: algoritmo MPPT • Misure effettuate secondo il protocollo di test del Sandia Laboratory (Inverter Performance Test Protocol - IPTP) • La variabilità delle condizioni ambientali è simulata tramite profili di irraggiamento ad onda triangolare • Prove comparative certificate da un autorevole laboratorio indipendente e accreditato: Arsenal Research di Vienna Aurora Inverter 1 Inverter 2 Precisione Statica 99.8% 99.7% 99.5% Tempo di risposta 1.4 sec 25 sec 129 sec Precisione Dinamica 99.3% 93.1% 79.5% Aurora PVI-6000: nuovo algoritmo MPPT Aurora PVI-6000, massima raccolta di energia Aurora PVI-6000 Novità!! • Nuovo algoritmo MPPT, MPPT assicura una maggiore raccolta di energia e precisione anche in caso di stringhe parzialmente ombreggiate. • Funzione di scansione periodica del MPPT , per intercettare e seguire il “massimo assoluto” della curva di potenza tra più “massimi relativi”, in condizioni di ombreggiamento parziale dell’array. Aurora PVI-6000: nuovo algoritmo MPPT Aurora PVI-6000: vantaggi del nuovo MPPT • Cancellazione del ripple a 100Hz, 100Hz per una migliore precisione ed efficienza di raccolta (cancellazione delle perdite di potenza ~ΔPm/2 causate dal ripple riflesso sui terminali DC di ingresso) Pm I [A] P [W] Caratteristica I-V 1.00 Im 0.40 Maximum Power Point Pm= Vm⋅ Im 0.75 0.30 0.50 0.20 0.25 0.10 Curva di Potenza P=VxI Vm 0.00 0.00 0.20 0.40 Ripple riflesso 0.00 0.60 V [V] Pm Pm - ΔPm Aurora PVI-6000: nuovo algoritmo MPPT • Inverter convenzionali → il ripple prodotto dal funzionamento dell’inverter (più marcato nei convertitori monofase) si propaga fino ai morsetti del campo fotovoltaico, riducendo l’efficienza del sistema • Aurora PVI-6000 → rimozione dell’oscillazione a 100Hz …ottenuta senza penalizzare la velocità di funzionamento del controllo MPPT ! Controllo MPPT convenzionale Nuovo controllo MPPT di Aurora PVI-6000 Aurora PVI-6000: funzione di “scansione periodica” • Funzione di scansione periodica del MPPT , per intercettare e seguire il “massimo assoluto” della curva di potenza tra più “massimi relativi”, in condizioni di ombreggiamento parziale dei pannelli massimo “assoluto” Picchi di potenza “Relativi” ¾ Impedisce che l’inverter rimanga bloccato su un massimo relativo. Inverter Aurora: immunità ai disturbi di rete • Buchi di rete e micro-interruzioni possono portare a distacchi indesiderati e conseguenti perdite di produzione • Aurora è vicino al comportamento “ideale” consentito dagli standard applicabili. Aurora Magnetek Inverter Aurora: raccolta di energia e flessibilità Due canali MPPT INDIPENDENTI Stringa #1 8 moduli Sud-Ovest Stringa #2 9 moduli Sud-Est Moduli installati su falde differenti del tetto ? Come aggiungere moduli ad un impianto esistente ? Moduli differenti (modello e/o produttore) montati sullo stesso impianto? Inverter Aurora: facile da installare e usare Facile da installare e usare • Leggero e compatto: solo 7.5kg (Indoor) • Grande display grafico (valori energetici, curva di potenza giornaliera e parametri elettrici inverter/impianto) • Massima protezione ambientale • Software completo per la configurazione • Software di monitoraggio di facile uso PVI-3600 (Indoor) Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000: uso facilitato, tutte le impostazioni si effettuano tramite menù accessibili da display o direttamente dal vano connessioni frontale 1.Impostazione modo di funzionamento MPPT a canali indipendenti/parallelo mediante dip switch 2.Interfaccia RS485 accessibile da morsettiera o connettori RJ45 (capacità fino a 250 nodi) 3 3.Memorizzazione dati produzione energetica su memoria sostituibile 4.Batteria al litio rimpiazzabile dal vano connessioni 4 2 1 Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000, continua… 5. Contatto di Allarme per segnalazione guasto o mancata produzione (configurabile da menù) 6. Messaggio di allarme a display personalizzato 5 Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000, continua… 7. Contatto di Remote On/Off configurabile da menù 8. Ingresso lettura frequenza per versione eolica 8 7 Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000, continua… • Ampio display facilmente leggibile a distanza • Connettori Multicontact® Solar2TM (Ø4 mm) per montaggio semplificato • Interfaccia USB per configurazione o monitoraggio Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000, continua… • Memorizzazione potenza di picco del giorno e assoluta • Impostazione del valore di tensione AC nominale • Possibilità di impostare la tensione di attivazione di ingresso (Vstart) tra 120Vdc e 350Vdc (default = 200Vdc) Aurora PVI-6000: installazione ed uso PVI-6000 (Outdoor) Novità di Aurora PVI-6000, continua… • Possibilità di impostare il ritardo di spegnimento dell’inverter per bassa tensione di ingresso (Vin≤0,7Vstart), onde limitare disconnessioni ripetute e lo stress sui relè di interfaccia • Possibilità di abilitare la funzione di scansione periodica MPPT, per individuare eventuali massimi relativi Inverter Aurora: Diagramma a Blocchi – Modelli Isolati UTILITY - LOW VOLTAGE GRID BUY/SELL METER - M2 kWh RESIDENTIAL ELECTRICAL PANEL SS1 DC ELECTRICAL PANEL + DC IN 1 - F2 +_ EMI FILTER F1 EXTERNAL DISCONNECT BOX INVERTER S1 kWh AC OUT Booster 2 DC IN 2 PV CB1 SS2 Booster1 PV GFCI Gas Arrestor S2 1A CBn CB4 CB3 CB2 Continuous Equipment Ground MAIN HOUSE GROUNDING SYSTEM PV PV PV PV PV1-PV18 PHOTO VOLTAIC MODULES TO LOADS Inverter Aurora: Diagramma a Blocchi – Senza Trasformatore UTILITY - LOW VOLTAGE GRID BUY/SELL METER - M2 kWh RESIDENTIAL ELECTRICAL PANEL SS1 DC ELECTRICAL PANEL EXTERNAL DISCONNECT BOX INVERTER S1 F1 + DC IN 1 - CB1 SS2 Booster1 kWh F2 AC OUT Booster 2 _+ DC IN 2 PV PV Riso GAS ARRESTOR DC+AC GFCI S2 CBn CB4 CB3 CB2 Continuous Equipment Ground MAIN HOUSE GROUNDING SYSTEM PV PV PV PV PV1-PV18 PHOTO VOLTAIC MODULES TO LOADS Inverter Aurora: Modelli Indoor • • • • • • • • • • Tecnologia Transformer-Less per la massima efficienza: fino al 96% Massima protezione ambientale grazie al contenitore IP21 e schede verniciate Algoritmo di controllo MPPT avanzato e veloce per la massima raccolta di energia Design leggero e compatto: 3600W di potenza in uscita in 440mm x 465mm x 57mm e peso inferiore a 7.5kg Display LCD grafico e data-logger integrato (1 anno) Doppio canale di ingresso ad MMPT indipendenti per processare due array separati (solo modelli da 3600W) Uscita sinusoidale pura Sistema di protezione anti-isola avanzato (dove previsto) Certificato per connessione alla rete secondo i principali standard internazionali Interfaccia seriale RS232 ed RS485 integrate. Modello: PVI-2000 PVI-3600 Potenza AC nominale (pk): 2kW (2) 3,6kW (3,6) Germania VDE 0126 Italia Certificato per la connessione alla rete in CEI 11-20, DK5940 Spagna - Certificazioni Real Decreto RD1663/2000 USA UL 1741 Inverter Aurora: Modelli Outdoor Transformerless • • • PVI-2000/3600-OUTD PVI-3600-OUTD-F • • • • • • • • Robusto contenitore IP65 a tenuta stagna, adatto alla installazione negli ambienti più ostili Algoritmo MPPT velocissimo per la massima raccolta di energia Dimensioni compatte ed elevata densita di potenza: 3600W in 420mm x 326mm x 141mm per soli 13kg Il dissipatore frontale mantiene l’unità pulita e più efficiente nel tempo Tecnologia Transformer-Less per la massima efficienza: fino al 96% Doppio canale di ingresso ad MMPT indipendenti per processare due array separati (solo modelli da 3600W) Uscita sinusoidale pura Sistema di protezione anti-isola avanzato (dove previsto) Certificato per connessione alla rete secondo i principali standard internazionali Display LCD frontale per la verifica dei parametri di funzionamento Connettori DC standard Multi-Contact Modello: Potenza AC nominale (pk): PVI-2000-OUTD PVI-3600-OUTD 2kW (2) 3,6kW (3,6) Germania VDE 0126 Italia Certificato per la connessione alla rete in CEI 11-20, DK5940 Spagna - Certificazione Real Decreto RD1663/2000 USA UL 1741 Inverter Aurora: Modelli Outdoor Transformerless • • • • • • • PVI-5000/6000-OUTD • • Efficienza di picco 97% ed efficienza CEC & Euro efficienza @ 96,5% Contenitore IP65 a tenuta stagna, adatto alla installazione negli ambienti più ostili Nuovo algoritmo MPPT per una maggiore raccolta di energia e precisione, anche in caso di stringhe parzialmente ombreggiate Doppio ingresso ad MPPT indipendenti con intervallo di tensione/corrente e potenza molto ampio per facilitare la configurazione dell’array (90-580Vdc/18Adc/4kW per canale!!) Sistema di raffreddamento ottimizzato: piena potenza (6kW) garantita fino a 50°C ambiente Certificato per connessione alla rete secondo i principali standard internazionali Display LCD a 2 righe e tastiera frontale per monitoraggio ed impostazione di tutti I principali parametri di esercizio Connettori DC Multi-Contact (Ø4mm) Interfaccia seriale RS485 e Usb integrate Modello: Potenza AC nominale (pk): PVI-5000-OUTD PVI-6000-OUTD 4,6kW (5) 6kW (6) Germania Certificato per la connessione alla rete in - VDE 0126 Italia Spagna USA Certificazioni CEI 11-20, DK5940 Real Decreto RD1663/2000 UL 1741 Inverter Aurora: Modello Outdoor 50/60Hz Isolato • • • • • • • PVI-2000-I-OUTD PVI-3600-I-OUTD • • • • • • Robusto contenitore IP65 a tenuta stagna, adatto alla installazione negli ambienti più ostili Algoritmo MPPT velocissimo per la massima raccolta di energia Design compatto: 2500W (3000W max) di potenza in 420mm x 326mm x 232mm Il dissipatore frontale mantiene l’unità più pulita ed efficiente nel tempo Isolamento con trasformatore a 60Hz ad alta efficienza, tecnologia toroidale per la massima efficienza e silenziosità di esercizio Doppio canale di ingresso ad MMPT indipendenti per processare due array separati Elevata capacità di sovraccarico: funzionamento a 3000W nella maggior parte delle condizioni Uscita sinusoidale pura Sistema di protezione anti-isola avanzato (dove previsto) Certificazione UL 1741 per la connessione alla rete Display LCD frontale per la verifica dei parametri di funzionamento Connettori DC standard Multi-Contact Interfaccaia seriale RS485 integrata Modello: Potenza AC nominale (pk): Certificato per la connessione alla rete in PVI-3000-I-OUTD 2,5kW (3) Spagna USA Certificazione Real Decreto RD1663/2000 UL 1741 Aurora Inverter: note di installazione Installazione Max. Potenza disponibile fino a…Tamb uso in interni 40°C PVI-2000-OUTD PVI-2000-I-OUTD PVI-3000-I-OUTD PVI-3600-OUTD Outdoor Evitare esposizione diretta al sole!! 20-35°C (3kW / 3,6kW) 45°C (2kW) PVI-3000-I-OUTD-F PVI-3600-OUTD-F Outdoor – senza condizioni (ambienti ostili) 45-50°C Modello PVI-2000 PVI-3600 PVI-5000 PVI-6000 Indoor/Outdoor – senza condizioni (ambienti ostili) 50°C Derating Termico e di Potenza – Modelli Indoor • • • • • La protezione termica interviene quando la temperatura massima del dissipatore supera i >70°C Doppia ventola (ridondante) controllata in temperatura Le ventole iniziano ad operare solo a max. carico e per temperature ambiente superiori a 20°C Il derating di potenza dipende da diverse condizioni: temperatura ambiente dell’aria, inerzia termica, circolazione d’aria, ombreggiamenti, tensione di rete, irraggiamento, etc…. Tipicamente il PVI-3600 inizia a limitare la potenza di uscita solo oltre i 40°C ambiente PVI-3600 Derating di potenza vs. Temperatura Ambiente Condizioni di Laboratorio PVI-3600 Derating di Potenza vs Tensione di Ingresso Derating Termico e di Potenza – Modelli Outdoor • • • • La protezione termica interviene quando la temperatura massima del dissipatore supera i >70°C Il derating di potenza dipende da diverse condizioni: temperatura ambiente dell’aria, inerzia termica, circolazione d’aria, ombreggiamenti, tensione di rete, irraggiamento, etc…. Tipicamente il PVI-3000-I-OUTD limita oltre i 30°C, mentre il PVI-3600-OUTD oltre i 35°C ambiente Risultati dei test di laboratorio, effettuati in aria ferma e dopo regimazione a pieno carico per 7 ore, mostrano che in condizioni “estreme” il PVI-3000-I-OUTD limita oltre i 25°C mentre il PVI-3600-OUTD supera I 30°C. PVI-3000-I-OUTD Derating di Potenza vs. Temperatura Ambiente Condizioni di Laboratorio PVI-3000-I-OUTD Derating di Potenza vs. Tensione di Ingresso Inverter Aurora: “buone” e “cattive” tecniche di montaggio BENE! POSIZIONE Verso nord e ben ventilato PROTEZIONE Dai raggi del sole grazie all’ombra dei pannelli o delle strutture ACCESSIBILITA’ Al pannello laterale (3,6kW) Inverter Aurora: “buone” e “cattive” tecniche di montaggio BENE! TERMICAMENTE Protetti dai raggi del sole grazie all’ombra dei panneli o delle strutture. Nessuna interferenza termica tra inverter adiacenti MALE!!! ACCESSIBILITA’ Il pannello laterale è inagibile! OK! Impossibile! Inverter Aurora: “cattive” tecniche di montaggio MALE!!! DISPOSIZIONE Il calore generato dall’inverter inferiore surriscalda l’aria che raggiunge l’inverter superiore CONSIGLIO: Laddove possibile non sovrapporre gli inverter outdoor!!! NO Sovrapposti SI Interlacciati Inverter Aurora: “buone” e “cattive” tecniche di montaggio GESTIONE TERMICA - INDOOR CATTIVA!!! La schiera è troppo serrata. L’aria calda in uscita da ciascuna macchina diventa aria di raffreddamento per l’inverter adiacente alla destra troppo stretto! NO! BENE Nessuna interferenza tra l’aria di ingresso e quella calda in uscita OK! ≥ 20cm Inverter Aurora: monitoraggio completo Funzioni di monitoraggio locale complete: AURORA COMMUNICATOR • Porte seriali integrate: RS485, RS232 Æ modelli indoor RS485 Æ outdoor USB Æ PVI-6000 e nuove generazioni Aurora • Per installazioni con uno o più inverter • Raccolta dei dati e delle statistiche con grafici esportabili • Ideale per monitoraggio locale degli impianti FV Inverter Aurora: monitoraggio remoto Aurora Easy Control la soluzione per il monitoraggio remoto • Connettivita’ remota tramite: modem analogico o ISDN o ADSL o GSM o Ethernet/Internet • Sistema attivo di invio allarmi selezionabile: email o SMS o fax • Possibilita’ di servizio di portale web con prestazioni avanzate e diagnostica grafica dei siti Inverter Aurora: Certificazioni Tutta la linea di inverter Aurora è certificata per la connessione alla rete in accordo con gli standard internazionali e le normative nazionali applicabili nei principali paesi: • Italia: certificati secondo CEI 11-20 e DK-5940 • Germania: certificati in accordo a VDE0126 e VDEW • Spagna: Dichiarazione di Conformità al Real Decreto RD 1663/2000 • USA: certificati in accordo allo standard UL 1741 Inverter Aurora: EMC Conformi a FCC (CISPR22 in Europa) Classe B, per le emissioni condotte ed irradiate Inverter Aurora: note importanti per il corretto funzionamento Importante!!: ¾ Massima tensione di ingresso Vin < 600 Vdc (limite massimo del numero di pannelli in serie, @ Tamb minima) ¾ L’inverter si connette alla rete per Vin > 200 Vdc per almeno 10sec (limite minimo del numero di pannelli in serie, @ Tamb massima, Psole=minima) ¾ Idc max < 10 A ; Isc < 12 A (2kW & 3.6kW) Idc max < 18 A ; Isc < 22 A (5kW & 6kW) (limite massimo del numero di stringhe in parallelo per canale, @ Tamb massima) ¾ I sensori di Tensione/Corrente ed Impedenza forniscono al uP lo stato della rete AC e generano un allarme in caso di perdita di isolamento verso terra (dispersione in DC & AC) (queste informazioni sono elaborate da uP e DSP per assicurare il livello di sicurezza richiesto dalle normative più restrittive per il funzionamento in parallelo alla rete) Inverter Aurora: avvio Sequenza di partenza ¾ Tensione di stringa Vin > 100-130 Vdc e Pin > 8W Inverter si accende… led verde lampeggiante (display : attesa sole) Se Pin < 8W, l’inverter si spegne e la sequenza riavvia (tutti i led lampeggiano in sequenza) ¾ ¾ Tensione di stringa Vin > 200 Vdc L’inverter misura e sorveglia i parametri di rete : Tensione, Frequenza ed R-iso. L’inverter effettua un “auto-test” dei relè di interfaccia integrati e dei sensori di misura Questa fase dura 60-90 secondi. (led verde lampeggiante) (display : misura dei parametri) Se tutti i controlli sono OK e l’irraggiamento è sufficiente…. ¾ ¾ ¾ ¾ L’inverter inizia a raccogliere energia dai pannelli ed esportarla in rete (Led Verde Æ ON!!) (Display : si visualizza l’energia prodotta e gli altri parametri elettrici di funzionamento) Se l’irraggiamento non è sufficiente… e Vin < 90 Vdc la sequenza si riavvia!! ¾ Inverter Aurora: avvio Segnalazioni Led ARANCIO acceso: Problema sulla rete AC Malfunzionamento o parametri interni fuori tolleranza TEMPORANEAMENTE Led ROSSO acceso: Guasto verso terra R.iso bassa!!! (< 1 MΩ) L’inverter ripete ciclicamente la misura del parametro che ha generato l’errore o la condizione di guasto. Se la misura rientra nei limiti consentiti , l’inverter si riconnette automaticamente ed inzia ad esportare in rete. Aurora PVI-Central Architettura scalare. Moduli da 50KW ad inserzione/disinserzione rapida. Efficienza massima oltre 97.5% (inverter), oltre 95,7% (intero sistema). Range di tensione di ingresso MPPT: 430Vdc-880Vdc. Basso rumore acustico <54dB. Minima invalidazione funzionale per singolo guasto. Archittettura a “cluster” con sotto blocchi da 50KW totalmente indipendenti. Possibilita’ di configurazione Master-Slave o Multi-Master. Compatibile con sistema di monitoraggio Aurora Easy Control. Novità 2007 Aurora PVI-Central Novità 2007 Interruttori DC Interruttori AC Fusibili DC Modulo base 50kW Interruttore AC Zona Trasformatore e interfaccia Rete (opzionali per immissione in BT) Aurora PVI-Central Schema di principio 100kW (esclusa zona trasformatore) Novità 2007 Aurora PVI-Central Novità 2007 Schema di principio (Modulo base) 1 2 PWM 3 levelli 450v-1000v CAMPO FOTOVOLTAICO D6 D4 D2 1 2 2 2 2 FREQUENZA DI LAVORO=18KHZ 150u 1 150u 1 150u 1 600v IGBT trasformatore isolamento TO UTILITY GRID Aurora PVI-Central (100kW) Novità 2007 Efficienza Sistema 5, 1% 10 ,0 % 15 ,0 % 20 ,0 % 25 ,0 % 30 ,0 % 35 ,0 % 40 ,0 % 45 ,0 % 50 ,0 % 55 ,0 % 60 ,0 % 65 ,0 % 70 ,1 % 75 ,2 % 80 ,0 % 85 ,0 % 90 ,0 % 95 ,0 10 % 0, 0% 98,00% 97,50% 97,00% 96,50% 96,00% 95,50% 95,00% 94,50% 94,00% 93,50% 93,00% 92,50% 92,00% 91,50% 91,00% 90,50% 90,00% 89,50% 89,00% Efficienza VDC 550V Efficienza VDC 550V e trasformatore Efficienza VDC 620V Efficienza VDC 620V e trasformatore Aurora PVI-Central (100kW) Novità 2007 Aurora Æ INNOVAZIONE Modularita’ nell’architettura degli inverter centralizzati Aurora PVI-Central (100kW) Impianto Sperimentale ENEA di Monte Aquilone Novità 2007 Aurora PVI-Central (100kW) Novità 2007 Impianto Sperimentale ENEA di Monte Aquilone Æ “giornata ideale” Aurora PVI-Central (100kW) Novità 2007 Impianto Sperimentale ENEA di Monte Aquilone Æ “giornata variabile-1” Aurora PVI-Central (100kW) Novità 2007 Impianto Sperimentale ENEA di Monte Aquilone Æ “giornata variabile-2” Inverter Aurora: monitoraggio & configurazione Inverter AURORA Monitoraggio & Configurazione Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer Il software dedicato ai tecnici, installatori e manutentori di impianti FV Monitoraggio del singolo inverter (RS485/RS232) o di un impianto completo tramite bus RS-485 Assegnazione automatica degli indirizzi per impianti multipli Æ nessuna impostazione manuale!!! Monitoraggio di tutti i parametri di funzionamento: stato del sistema e dei singoli stadi, parametri ingresso/uscita, parametri interni. Funzione di raccolta dati avanzata, configurabile per tipologia e frequenza di campionamento dei dati Funzione diagnostica: download dell’archivio interno degli errori e dei warning di ciascun inverter Impostazione dei parametri di configurazione ed interfaccia rete Æ protetta da password!! Tabella configurazione inverter per applicazioni eoliche come ausilio al progettista e per la regolazione in loco della curva di potenza ottimale del generatore Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – avvio!! Menù di avvio Tabella riepilogativa del sistema Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione 1 Aurora Installer – scansione inverter ¾ Funzione utile per impianti multipli ¾ Gli indirizzi possono essere assegnati automaticamente e direttamente “in loco”. Non è necessario impostare manualmente l’indirizzo di ciascuna unità in fase di installazione!! Procedura: 1. Accedere alla finestra “AutoSearch Command Panel” dal menù “View” della barra in alto. 2. Premere “Erase Addresses” per inizializzare gli inverter 3. Premere il bottone “Start”: il sistema inizierà la scansione per indirizzo da 2 a 63 (nel caso alcuni inverter fossero già stati indirizzati manualmente). 4. Al termine della scansione per indirizzo il software continua la scansione per s/n assegnando indirizzi consecutivi crescenti alle unità ordinate per s/n crescente. 3 2 Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – monitoraggio accurato degli inverter ¾ Fornisce informazioni dettagliate di ciascuna unità ¾ Premere il bottone a freccia a lato dell’inverter prescelto per accedere alla finestra “Mode Selection” Sono disponibili 3 diverse modalità di accesso: Normal Æ monitoraggio, produzione energetica e diagnostica Extended Æ come Normal più editor della memoria e configurazione dei parametri Wind (solo per versioni Aurora Wind) Advanced Æ completo accesso ai parametri di impostazione/configurazione dell’inverter e a tutti i dati disponibili Password per accedere alle modalità “Extended” e “Advanced” Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – quadro sinottico di monitoraggio Data Logger manager ¾ Verifica dello stato e dei settaggi dell’inverter in un sol colpo!! Selezione inverter Inverter “ID Card” Stato globale e dei sottosistemi Parametri di ingresso, uscita e interni Verifica/Impostazioen Ora & Data Modalità MPPT (solo per PVI-3600) Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – tavola dell’Energia ¾“Immagine” della memoria interna dell’inverter ¾E’ possibile cancellare la memoria interna e riconfigurare l’inverter in caso di adeguamento dell’impianto Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – tavola della Diagnostica ¾ Download degli eventi di “Alarm” e “Warning” memorizzati nella Eprom ¾Tutte le informazioni essenziali sono disponibili per ciascun evento generato durante il funzionamento dell’inverter ¾Raccolta degli ultimi 100 allarmi e warning (memoria ciclica) ¾La lista Alarm / Warning può essere salvata in formato “txt” per facilitare l’analisi del guasto e documentare gli interventi sul campo Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – configurazione del Data-Logger ¾ La mix di dati da includere nella acquisizione è completamente configurabile in base alle esigenze di diagnosi dell’operatore o della applicazione ¾Intervallo di campionamento regolabile nell’intervallo da 0,5sec fino a 30sec in base alle esigenze dell’applicazione (un campionamento accurato è utile per le applicazioni eoliche) ¾I file di Log possono essere salvati nella posizione preferita e selezionabile a discrezione dell’operatore Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – tavola della Memoria (solo modo extended / advanced) ¾ Download del “Settings & History Memory” (file formato .hex), la “scatola nera” dove sono registrate tutte le modifiche di impostazione e configurazione effettuate sulla macchina!! ¾ Download del “Data Log Memory” (file formato .csv) leggibile tramite Excel per analizzare le performance di produzione energetica dell’inverter Aurora Installer: software tool di verifica e configurazione Aurora Installer – tavola System Parameters (solo modo “advanced”) ¾Finestra di configurazione per regolare ed aggiustare i parametri di interfaccia rete o altre impostazioni di funzionamento dell’inverter Parametri Anti-Islanding Finestra di Tensione/Frequenza x Interfaccia Rete Impostazione Start Voltage di ingresso Aurora Communicator Con il software Aurora Communicator è facile avere tutte le informazioni del sistema sotto controllo • Adatto ad installazioni singole o multiple • Raccolta dati e gestione statistiche con grafici esportabili • Ideale per il monitoraggio locale degli impianti Aurora Communicator Finestra riepilogo sistema 1 3 2 4 Aurora Communicator Finestra visualizzazione configurazione sistema 1 Finestra selezione lingua Aurora Communicator 2 Finestra monitoraggio singolo inverter Aurora Communicator 3 Aurora Communicator 4 Sistemi FV: installazione Sistemi fotovoltaici Strutture metalliche– Installazione Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE INTEGRATA AL TETTO 1/5 Fase 1) Evidenziare l’ingombro del campo FV sul tetto. Fase 2) Togliere la copertura del tetto e i listelli Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE INTEGRATA AL TETTO 2/5 Fase 3) Rimontare I listelli in accordo con le dimensioni dei moduli, cablare e assemblare. Fase 4) Installare le lamine di metallo nella parte inferiore tra le tegole e i moduli. Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE INTEGRATA AL TETTO 3/5 Fase 5) Fissare la staffa sopra i moduli FV. Fase 6) Collegare i moduli usando i cablaggi Multi-Contact. Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE INTEGRATA AL TETTO 4/5 Fase 7) Montare i moduli nelle staffe. Fase 8) Collocare i moduli e ripetere i passi 5 e 6 fino a che tutti i moduli siano installati. Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE INTEGRATA AL TETTO 5/5 Fase 9) Installare una scorsalina di metallo, o di rame Fase 10) Installare le giunture nella parte superiore e finire il tetto con le tegole adiacenti. Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE SU SUPERFICI PIANE 1/3 Fase 1) Installazione dei supporti: posizionare i puntelli tondi o triangolari e quelli trasversali. Distribuire uniformemente i puntelli tondi o triangolari sulla lunghezza di quelli trasversali. Fase 2) Portare il telaio in una posizione ottimale ed esposta alla luce (non ombreggiata). Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE SU SUPERFICI PIANE 2/3 Fase 3) Fissare la struttura sulla superficie. In caso di gruppi a più file si può ottenere una maggiore statica collegandoli tra loro con ,p. es., profili a L. Fase 4) Posare il modulo sulle traverse e fissarlo sul bordo in modo che le celle siano parallele alle traverse Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE SU SUPERFICI PIANE 3/3 OSSERVAZIONI ¾ La distanza consigliata tra l’estremo inferiore del modulo e la superficie piana è da 10 a 30 cm a seconda dell’innevamento medio dell’ubicazione ¾ Quando tutte le file dei moduli sono state installate è possibile sulle estremità delle traverse montare delle piastre di copertura come decorazione ¾ Nel caso di più file, distanziare le file di una distanza tale da minimizzare il più possibile l’ombreggiamento dei moduli retrostanti. Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE RETROFIT 1/2 Fase 1) Spostare le tegole e scoprire il falso puntone. Fissare i ganci di sostegno e rimettere le tegole nella posizione iniziale Fase 2) Fissare le traverse tramite i ganci. Assicurarsi che le traverse affiancate siano allineate con precisione Sistemi FV: installazione INSTALLAZIONE RETROFIT 2/2 Fase 3) Fissare i bordi dei moduli sulle traverse, avendo cura di allinearli con precisione Se necessario, quando tutte le file dei moduli sono state installate, sulle estremità delle traverse si possono montare delle piastre di copertura, come decorazione. Sistemi e Inverter FV: Normative Requisiti Normativi per Systemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Criteri per la connessione alla rete elettrica a Bassa Tensione Protezioni (dispositivi e funzioni) Criteri di Sicurezza (installazione/componenti) Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Sistemi “GRID-CONNECTED” Nonostante i tentativi di armonizzazione da parte degli Enti Europei (CENELEC), ciascun paese ha sviluppato i propri standard e normativeÆ specialmente nei paesi dove sono presenti sistemi di incentivazione (tipo Conto Energia) . Questa sezione raccoglie le normative più importanti in vigore nei paesi europei e negli USA con i requisiti specifici che impattano sulla progettazione e le caratteristiche degli inverter USA UL1741: Sicurezza, EMC e specifiche funzionalità legate alla connessione in rete. Conformità certificata da un Ente Accreditato (UL/CSA) CEC (California): Certifica l’efficienza degli inverter con validità per la determinazione del contributo. Il Test e i dati devono essere certificati da un Ente Accreditato (UL/CSA) NEC (National Electric Code): Fornisce linee guida per le installazioni FV in tema di sicurezza. Può avere un impatto notevole sul progetto e costruzione degli inverter (vedi NEC2005) Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Germania, VDE0126: Sicurezza, EMC e funzioni di interfaccia rete. Conformità ratificata da un ente accreditato Italia, ENEL DK5940: Sicurezza, EMC e funzioni di interfaccia rete. Conformità ratificata da un ente accreditato Spagna, Real Decreto: Sicurezza, EMC e funzioni di interfaccia rete. Auto-certificazione del costruttore. EURO EFFICIENZA (EU): Rating di efficienza simile al CEC, ma valutato in punti di funzionamento differenti Requisiti specifici per la connessione alla rete in base a regolamenti nazionali Æ Implicazioni sul progetto degli inverter FV La tabella riassume i più importanti requisiti che riguardano la configurazione di uscita degli inverter in Europa. Requisito Base Germania VDE0126 Italia ENEL DK5940 Spagna Real Decreto Sistema 1F / 3F 1F fino a 4.6KW 3F oltre 4.6KW 1F fino a 6KW 3F oltre 6KW 1F fino a 5KW 3F oltre 5KW Trasformatore di Isolamento Non richiesto (raccomandato oltre i 100KW) Obbligatorio oltre i 20KW Raccomandato oltre i 100KW BT (230/380Vac) MT (10KVac - 30KVac) BT fino a 100KW; Da definire oltre i 100KW BT fino a 50KW (75KW) MT oltre i 75KW Come in Germania. Da concordare con il gestore locale Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CRITERIO BASE: sistema di protezione “anti-isola” 9 Il funzionamento isolato di una porzione della rete elettrica pubblica non è permesso. In caso di interruzione della rete (intenzionale o meno), il sistema fotovoltaico deve rilevare la condizione di funzionamento in “isola” e immediatamente interrompere il funzionamento. 9 Questo meccanismo di sorveglianza e protezione è noto come protezione “anti-islanding” PERCHE’ non è tollerato il funzionamento in “isola” Rischio di fulminazione degli operatori che intervengono su linee che credono inattive!!! Rischio di danni alle apparecchiature degli utenti collegati a quella porzione di rete interessata dal fenomeno di “islanding”, a causa del funzionamento incontrollato del sistema FV e potenzialmente al di fuori delle condizioni limite di tensione e frequenza. Danni alle apparecchiature se il ripristino della rete non è sincronizzato all’inverter Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Protezione di “Anti-Islanding” Germania e USA sono i paesi precursori che hanno spinto per l’introduzione di requisiti specifici atti a prevenire i fenomeni di “islanding” e per lo sviluppo di metodi di verifica e approvazione delle protezioni di “anti-islanding” implementate sugli inverter. Germania accetta 3 metodi alternativi e richiede un max. ritardo di intervento di 5 sec: sec a) Controllo della terna 3-fase Æ spegnimento nel caso in cui almeno una delle fasi esce dalla finestra di tolleranza b) Variazione della impedenza di rete > 1Ω (metodo dell’impulso) c) Carico risonante (Q>2) accordato alla frequenza di rete e con componente resistiva uguale a quella dell’impedenza di uscita dell’inverter. USA L’anti-islanding si basa solamente sul metodo “c” (Q>1), ma con un max. ritardo di intervento di 2 sec AURORA: utilizziamo il metodo “c ”- del carico risonante, per mantenere uniformità nelle versioni commercializzate. Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CRITERIO BASE: protezioni & sicurezza DIsconnessione AUTOMATICA e TEMPESTIVA dalla rete in caso di: di Il generatore FV produce perturbazioni alla rete (protezione della “qualità” della rete) Qualsiasi malfunzionamento della rete locale a cui è collegato l’impianto Apertura intenzionale o indesiderata (automatica) dei dispositivi di protezione/limitazione di rete Alimentazione della rete pubblica da parte del generatore FV dopo interruzione di servizio (“AntiIslanding”) Guasti o anomalie della rete pubblica Dispositivo di Protezione di Interfaccia: dispositivo di disconnessione automatica generalmente integrato nell’inverter che disconnette il generatore FV dalla rete entro un tempo limite di intervento nel caso in cui sia rilevata una o più delle condizioni anomale descritte sopra Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CRITERIO BASE: protezioni & sicurezza Dispositivo di Protezione di Interfaccia: requisiti di base e deviazioni nazionali nei vari paesi ¾ In ogni paese sono definiti i requisiti di protezione base in termini di un limite massimo e minimo della tensione e frequenza di rete che sono consentiti durante il funzionamento del sistema FV. Se uno di questi parametri esce dalla finestra consentita l’inverter deve interrompere la connessione alla rete entro un tempo limite prefissato. Parametro Rete Paese Germania (230Vac/50Hz) Soglia T-intervento Italia (230Vac/50Hz) Soglia Spagna (230Vac/50Hz) T-intervento Soglia USA (240Vac/60Hz “split”) T-intervento Soglia T-intervento Max. Tensione (% of Vnom) Limite 115% 0,2 s 120% 0,1 s 110% Non specif. 110% (120) 1 s (0,16) Aurora 113% 0,16 s 118% 0,06 s 108% 1,8 s 108% (118) 0,9 s (0,12) Min. Tensione (% of Vnom) Limite 80% 0,2 s 80% 0,2 s 85% Non specif. 88% (50) 2 s (0,16) Aurora 82% 0,16 s 82% 0,16s 87% 1,8 s 90% (55) 1,8 s (0,12) Max. Frequenza (Hz) Limite 50,2 0,2 s 50,3 (1) Al + presto 51 Non specif. 60,5 0,16 s Aurora 50,18 0,16 s 50,28 0,06 50,95 0,06 60,42 0,12 s Min. Frequenza (Hz) Limite 47,5 0,2 s 49,7 (1) Al + presto 49 Non specif. 59,3 0,16 s Aurora 47,52 0,16 s 49,72 0,06 49,05 0,06 59,38 0,12 s Si 5 sec (4) No (dF/dT in casi speciali) Si 2 sec (2) Anti Islanding Ritardo di riri-connessione 20 sec 20 sec no 60 sec Nota: (1) Aumenta a ± 1 Hz in casi speciali e salvo consenso di Enel Distribuzione 5 min!! Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CRITERIO BASE: “Isolamento Galvanico” e iniezione di Corrente Continua in Rete Quando l’inverter/sistema è dotato di trasformatore di isolamento a bassa frequenza (50/60Hz) la rete è intrinsecamente protetta da eventuali correnti continue residue prodotte dal generatore FV in condizioni di guasto. Gli inverter transformer-less sono tollerati (sebbene dovrebbero essere preferiti per gli ovvi vantaggi di efficienza!) ma devono limitare la componente continua della corrente iniettata in rete in accordo ai requisiti specifici nazionali. Inoltre in molti paesi è richiesta una protezione dedicata, che arresta il processo di conversione e disconnette l’inverter dalla rete nel caso in cui siano superati i limiti consentiti Requisito Germania VDE 0126 Italia DK 5940, CEI 11-20 Spagna RD 1663 / 2000 USA UL 1741 Obbligatorio > 20kWp Non richiesto (ma raccomandato >100kWp) No obbligo (per gli stati che aderiscono al NEC 2005) < 0,5% di Inom < 0,5% of Inom Non specificato (è accettata la VDE0126) < 0,5% of Inom Protezione contro iniezione corrente DC in caso di guasto SI (entro 200msec) limite @ 1ADC SI limite @ 0,5% of Inom Non specificato (è accettata la VDE0126) Non specificato (è accettata la VDE0126) Comportamento di Aurora in condizioni normali Idc < 0,3% Inom Idc < 0,3% Inom Idc < 0,3% Inom Idc < 0,3% Inom Isolamento Galvanico a Bassa Frequenza Non richiesto (ma raccomandato >100kWp) Limite iniezione corrente DC Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CRITERIO BASE: Corrente di Dispersione a Terra (Guasto a Terra) & misura R-iso La VDE in Germania è il precursore della sicurezza sul lato DC dei sistemi Fotovoltaici I requisiti sono più restrittivi per i sistemi transformer-less, in quanto in questo caso la tensione di rete AC si sovrappone alla componente continua presente ai capi del generatore fotovoltaico (array) Nei sistemi “transformer-less” il sistema non è “immune” al primo guasto verso terra!! Per questo motivo la norma VDE0126 richiede un sistema di protezione equivalente ad un interruttore differenziale avanzato: avanzato 1) Monitoraggio in tempo reale della corrente di dispersione a terra (componente AC + DC!!!) con un sofisticato “profilo” di protezione dinamica. (interruttore differenziale avanzato) Misura preventiva (prima della connessione in rete) della resistenza di isolamento verso terra del generatore FV (R.iso). La connessione alla rete avviene solo se la R.iso eccede un limite minimo predefinito Ridondanza: ogni misura deve essere effettuata e controllata da 2 CPU separate, ognuna delle quali controlla un dispositivo di protezione di interfaccia separato (relay). Il sistema deve disconnettersi non solo al superamento di un limite massimo rilevato dalla singola CPU, ma anche in caso di incongruenza nel confronto dei risultati delle 2 CPU 2) 3) DC/DC 1 L DC/DC 2 PV1 N PV2 R.iso DC + AC GFCI Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Corrente di Dispersione a Terra (Guasto a Terra) & misura R-iso: limiti e caratteristiche La resistenza di isolamento R.iso deve essere misurata prima della connessione alla rete (misura della resistenza in dc) e il limite è proporzionale al livello di tensione a vuoto dell’array. Corrente di dispersione Æ insieme ad un limite “statico” assoluto di 300mA il circuito di lettura deve essere in grado di rilevare variazioni rapide pari a 30mA/sec, in quanto potenzialmente prodotte da personale della manutenzione esposto al rischio di folgorazione perché entrato in contatto con pannelli fotovoltaici in perdita!! Parametro Limiti della VDE 0126 Tempo di intervento (VDE 0126) AURORA (tutte le versioni!!) Corrente di dispersione (AC + DC) Idisp < 300 mA < 300 ms Idisp< 200mA Δ Idisp = 30mA / sec < 300 ms Δ Idisp = 60mA / sec < 150 ms Δ Idisp = 150mA / sec < 40 ms ≥ 1kΩ/V (ma ≥ 500kΩ) nessuna connessione alla rete se inferiore al limite Corrente di dispersione (AC + DC) Transitori rapidi Resistenza di isolamento R-iso dei pannelli (prima della connessione) Conforme > 1MΩ La corrente di dispersione indotta dall’accoppiamento capacitivo dell’array verso terra non è trascurabile, specialmente nella stagione umida. SI raccomanda pertanto l’uso di interruttori differenziali con Id=300mA al fine di evitare scatti intempestivi e indesiderati e conseguenti perdite di produttività. TUTTE LE VARIANTI NAZIONALI DI AURORA (Incl. IT, ES & US) integrano questa funzione di sicurezza!!! Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete CARATTERISTICHE DEL DISPOSITIVO E PROTEZIONE DI INTERFACCIA DI RETE : Integrato nell’inverter è in genere composto da una combinazione di relè elettromeccanicie circuiti di lettura e protezione con livelli di soglia e tempi di intervento “certificati”. In Italia l’organo di interruzione deve essere a “sicurezza intrinseca”: con bobina del relè alimentata direttamente dalla rete. In caso di guasto o assenza rete questo assicura l’apertura del dispositivo e separazione dalla rete. Gli inverter Aurora incorporano 4 relè (vedi schema sotto) al fine di assicurare non solo la SICUREZZA INTRINSECA, ma anche la RIDONDANZA (in accordo allo standard più restrittivo VDE 0126) RIDONDANZA Ogni coppia di relè è controllata da due circuiti di lettura/protezione separati e indipendenti (DSP1 e DSP2, in accordo alla VDE 0126) AURORA verifica lo stato di isolamento di ogni relè PRIMA di abilitare la connessione alla rete DSP1 DSP2 DC AC Dispositivo di Protezione di Interfaccia MAGNETEK AURORA 3,6kW Normative dei Sistemi Fotovoltaici Connessi alla Rete Sezionamento DC & AC – raccomandazioni e criteri di selezione dei componenti Un campo fotovoltaico sviluppa tensioni pericolose, fino a 600Vdc. 600Vdc Per evitare rischi di folgorazione ad utilizzatori/installatori durante il servizio e la manutenzione (scariche e bruciature dovute all’arco) e danni all’inverter un dispositivo di manovra/sezionatore è sempre richiesto sul lato c.c. del circuito. circuito Esempio PVI-3600 PV Array 1 Sezionatore DC 12A/600VDC Prima di ogni intervento sul lato DC, seguire la sequenza di disconnessione raccomandata: MT 20A/240V Id=300mA (1) Aprire il lato AC (interruttore MT) (2) Aprire il lato DC, agendo sul sezionatore Rete AC 1 PV Array 2 2 Taglia suggerita Sezionatore DC (per canale) Sezionatore AC Differenziale PVIPVI-2000 PVIPVI-3600 PVIPVI-6000 12A/600Vdc 12A/600Vdc 20A/600Vdc 12 A 20 A 32 A 300 mA 300 mA 300 mA Aurora Contatti Contatti Power One Italy SpA Via S. Giorgio, 642 52028 Terranuova Bracciolini (AR) Marketing: Ing. Paolo Casini Tel. 055-9195313 Fax 055-9195248 Cell. 335-271285 [email protected] Tecnico: Ing. Fabio Ronconi Tel. 055-9195262 Fax 055-9195248 Cell. 335-8746458 [email protected] Ing. Marco Trova Tel. 055-9195226 Fax 055-9195248 Cell. 333-3649682 [email protected]
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