SMA Solar Technology AG presenta il nuovo "piccolo" Sunny Tripower, disponibile sul mercato anche nelle classi di potenza da 5 a 9 kW, in grado di soddisfare anche gli impianti fotovoltaici residenziali. L'elevata flessibilità, l'alto grado di rendimento e la tecnologia di comunicazione d'avanguardia sono solo alcune delle sue caratteristiche d'eccellenza. Come il classico Sunny Tripower da 10 a 17 kW, anche il "piccolo" Sunny Tripower integra la tecnologia Optiflex, ovvero il doppio inseguitore asimmetrico. "Questo consente agli installatori di beneficiare di un'elevata compatibilità con tutte le tipologie di moduli e di un dimensionamento semplificato, realizzato in base all'esatto numero di moduli richiesti con un solo inverter" spiega Wilfried Vogt, Product Manager di SMA. Il nuovo Sunny Tripower per impianti residenziali non ha nulla da invidiare al più famoso modello trifase. "Le caratteristiche tecnologiche del prodotto lo posizionano come il punto di riferimento per gli impianti fotovoltaici su tetti di medie e grandi dimensioni. Il dispositivo, inoltre, raggiunge un eccellente grado di rendimento, superiore al 98%, e riesce a gestire in maniera efficiente l'ombreggiamento, grazie all'algoritmo OptiTrack Global Peak. Il nuovo Sunny Tripower ha di serie la connessione via Bluetooth nonché la possibilità di collegarsi direttamente, tramite SMA Webconnect, al Sunny Portal, il portale gratuito che permette la gestione e il monitoraggio dell'impianto comodamente dal proprio pc o dallo smartphone, dovunque ci si trovi. Per questo, il Synny Tripower consente di monitorare online fino a quattro inverter contemporaneamente. Il sistema è Plug & Play: basta inserire il cavo LAN all'esterno e collegarlo al router DSL. Il sistema di monitoraggio consente di rilevare in tempi rapidissimi eventuali irregolarità o anomalie di funzionamento e intervenire così tempestivamente per ripristinare il normale funzionamento dell'impianto. Un sicuro vantaggio che garantisce il massimo rendimento dell'impianto fotovoltaico".
Il tratto di circuito in corrente continua fra il quadro di campo e l'inverter è denominato "circuito principale in CC".
Dimensionate la sezione di cavo del circuito principale in CC a seconda della corrente di corto circuito del generatore e in modo tale che le perdite elettriche non superino l'1% della potenza dell'impianto.
Al contrario di quanto succede nel tratto dal generatore fotovoltaico al quadro di campo, dove si usano i tipici cavi per impianti solari, per il cavo del circuito principale in CC è possibile impiegare normali cavi tipo NYM o NYY, a condizione che l'installazione sia eseguita a prova di corto circuiti fase/fase e fase/terra. Per raggiungere la sezione necessaria si possono unire anche più anime di uno stesso cavo in una sola fase. In ogni caso non è consentito usare a questo scopo il conduttore di terra color giallo-verde.
Collegate i cavi del circuito principale in CC al quadro di campo, solo se quest'ultimo risulta libero da tensione e l'interruttore principale in CC o i relativi morsetti sezionatori risultano aperti. Per la vostra sicurezza personale, chiudete i morsetti sezionatori o l'interruttore principale in CC solo poco prima della messa in servizio dell'impianto.
É particolarmente importante prevedere cavi separati per il polo positivo e quello negativo del circuito principale. Questo eviterà, nel caso in cui avvenga un guasto meccanico (per esempio se il cavo viene forato per errore) o a causa di un surriscaldamento (durante il normale funzionamento e in caso di incendi), che possa verificarsi un corto circuito e formarsi un arco elettrico continuativo.
Osservare sempre l'assegnazione dei colori di polarità: polo positivo = rosso, polo negativo = nero.
Posate i cavi dei due poli del circuito principale in CC a una distanza di almeno 50 mm tra loro. In questo modo si riduce il rischio di corto circuito in caso di rottura degli isolamenti (per esempio durante la perforazione in una collocazione sotto l'intonaco) e al tempo stesso si mantiene basso l'inserimento di sovratensioni indotte.
Proteggete accuratamente i cavi del circuito principale in CC soprattutto dai danni provocati da persone e animali.
Il microinverter è un dispositivo elettronico che sostituisce totalmente gli inverter tradizionali. All'atto dell'installazione in cantiere, esso viene collegato alla struttura di fissaggio dei moduli fotovoltaici e opera la conversione della corrente, da continua ad alternata, in modalità digitale, subito in uscita dal modulo stesso. Un impianto di questo genere è quindi tutto già in corrente alternata, similmente a un normale impianto elettrico. Indipendentemente dalle dimensioni o dalla potenza, l'impianto fotovoltaico a microinverter ha sempre lo schema di una semplice spina di pesce, costituita da una dorsale principale nella quale confluiscono, collegate in parallelo, tutte le diramazioni che vi portano la corrente alternata proveniente dai moduli del campo fotovoltaico, ciascuno dei quali lavora in perfetta integrazione con il suo microinverter. La dorsale è composta da uno o più cavi di adeguata sezione e portata, che progettisti e installatori scelgono sul mercato a loro piacimento e posizionano con la massima flessibilità in base alle esigenze del sito e all'ottimizzazione complessiva. Le diramazioni, cioè i cavi che dal microinverter portano la corrente alternata alla dorsale, sono solitamente fornite dai produttori già pronte per un'installazione rapida e senza rischi di errore. Il portfolio di Enphase Energy, uno dei maggiori produttori di microinverter presenti sul mercato, per esempio, comprende il sistema di cablaggio proprietario Engage, che è di tipo "plug and play", rispetta gli standard per l'installazione all'aperto ed è già dotato di connettori integrati. Una singola diramazione di Engage è in grado di supportare fino a 4,4 kW monofase. Il dimensionamento esatto può essere fatto direttamente dall'installatore in cantiere, tagliando il cavo alla lunghezza desiderata senza necessità di particolari attrezzature. Il collegamento in parallelo delle diramazioni alla dorsale è anch'esso molto flessibile e non ha vincoli di posizionamento. Solitamente in quel punto si installa un sezionatore magnetotermico (di modello e dimensioni opportuni) per ulteriore protezione.
Grazie ad una struttura così essenziale, aperta e flessibile qual'è la spina di pesce, la progettazione di un impianto fotovoltaico a microinverter è notevolmente semplificata: non è necessario usare software particolari per dimensionare le stringhe; non bisogna studiare la struttura ottimale dei cablaggi in base ai molteplici vincoli e alle esigenze di sicurezza; non va adottato alcuno degli accorgimenti tecnici necessari, invece, per le elevate tensioni continue. Non sono richiesti quadri di campo o altri dispositivi. Il locale tecnico per ospitare i trasformatori, previsti dalla normativa quando si lavora in media-alta tensione, è comunque meno complesso rispetto al locale necessario per gli inverter tradizionali, ha dimensioni più contenute e non necessita di climatizzazione. Progettisti e architetti possono, inoltre, dar spazio alla loro creatività con soluzioni tecniche, compositive e, perché no, anche estetiche prima impensabili. Non sussistendo il problema della limitazione di corrente tipica dei collegamenti in serie (detta anche "effetto domino" o "effetto albero di Natale"), negli impianti a microinverter è possibile utilizzare di più e meglio le falde dei tetti e ogni altra superficie esposta, installando moduli fotovoltaici con qualunque combinazione di inclinazione e orientamento e con ampio assortimento di marca, tipo, età. Inoltre, nel momento in cui si dovesse sostituire un modulo guasto con uno nuovo e più performante, quest'ultimo lavorerebbe al massimo delle sue prestazioni. L'insieme di tali semplificazioni, da un lato si traduce in un risparmio dei tempi e dei costi di progettazione (stimato dagli operatori nell'ordine del 15%); dall'altro dà maggior garanzia di ottenere un impianto ottimale, capace di elevate prestazioni.
Anche il lavoro di cantiere risulta facilitato. Agli installatori non è richiesta la certificazione necessaria, invece, per chi opera con corrente continua. Le modalità di installazione del microinverter variano ovviamente in base al tipo di impianto. Solitamente però questo apparecchio viene fissato sui medesimi profilati metallici che supportano i moduli fotovoltaici. Nel caso, per esempio, del microinverter M215 di Enphase, lo strumento è dotato sulla parte superiore di una staffa metallica modulata, che consente di inserirlo nello spessore dei profilati e lo mantiene in posizione parallela ad essi. Il fissaggio si effettua stringendo un solo bullone, introdotto lungo un'asola appositamente sagomata a "S". I collegamenti, sia al modulo fotovoltaico (lato CC) sia al cavo Engage (lato CA), avvengono utilizzando le tre terminazioni già predisposte, con innesti che non ammettono errore. Assai semplice è anche l'operazione di installazione del gateway di comunicazione Envoy (sul quale si basa il sistema di monitoraggio), che non richiede ulteriori cablaggi.
Cuore dell'impianto elemento critico per eccellenza e principale fattore nel livello di prestazione dell'impianto. L'inverter converte l'energia elettrica in corrente continua (DC) generata dalle stringhe in corrente alternata, provvedendo ad immetterla in rete attraverso una complessa operazione di sincronizzazione, nel rispetto dei parametri elettrici e le norme di sicurezza dettate dalle norme CEI (0-21) e dai regolamenti del gestore della rete. Esistono in commercio numerose tipologie di inverter: centralizzati, micro inverter, inverter monofase o trifase ad uno o più ingressi MPPT. Questi rendono disponibili i parametri di funzionamento e di prestazione attraverso porte di comunicazione con protocolli assolutamente non standardizzati ma proprietari e sempre più complessi. Le porte comunicano elettricamente attraverso linee di trasmissione dati RS - 485, reti ethernet oppure attraverso connessioni wireless. Attraverso queste porte i sistemi di monitoraggio acquisiscono i dati, li analizzano, li storicizzano e ne calcolano le prestazioni e le mostrano all'utente attraverso interfacce grafiche. Il loro numero su un impianto dipende dalla potenza installata ma anche dai criteri progettuali utilizzati. Esiste una filosofia progettuale centralizzata che tende ad utilizzare pochi inverter di grande potenza. Esiste inoltre una filosofia progettuale distribuita che impiega molti inverter di piccola potenza distribuiti sul campo fotovoltaico. La prima tende a privilegiare gli aspetti manutentivi, la seconda punta a ridurre le perdite di potenza sui cavi in DC ed a frammentare la conversione riducendo i disservizi in caso di guasto.
Lo scorso 23 dicembre è stata pubblicata la tanto attesa CEI 0-21 "Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti a Bassa Tensione (BT) delle imprese distributrici di energia elettrica". La normativa fornisce le prescrizioni di riferimento per la corretta connessione degli impianti degli utenti, tenendo conto delle caratteristiche funzionali, elettriche e gestionali della maggior parte delle reti in BT italiane. Oltre a ciò, sono indicate le modalità di test atti a verificare e certificare i convertitori statici (PV inverter) che dovranno essere installati nella rete elettrica italiana. La CEI sostituisce completamente la ormai conosciuta "Guida per le connessioni alla rete elettrica di ENEL Distribuzione edizione 2.1" ed entrerà in vigore a partire dal 23 giugno 2012, ossia sei mesi dopo la data di pubblicazione della norma. Le novità rispetto alla precedente normativa sono le seguenti:
Squilibri di potenza transitori: superiori a 6 kW (per impianti trifase realizzati con più unità monofase, in condizioni di funzionamento normale resta valido il limite di 6 kW per il massimo squilibrio tra le fasi - LSP= Limite di Squilibrio di Potenza); Tale limite può essere superato in maniera transitoria: permanente <= 6kW; temporaneo per 30 minuti <= 10 kW; temporaneo per 1 minuto > 10 kW. Un automatismo deve garantire il distacco al superamento di uno dei limiti di squilibrio transitorio.
Condizioni di connessione, riconnessione ed erogazione graduale della potenza: l'obiettivo della prova è prevenire la connessione con frequenza e tensione al di fuori dei limiti stabiliti dal Distributore e ridurre le perturbazioni alla rete in fase di connessione o ripristino dopo l'intervento della protezione di interfaccia. L'inverter, prima di riconnettersi, deve controllare i parametri di reti per un tempo minimo di 5 minuti; dopo la connessione, la potenza deve essere erogata in maniera graduale da vuoto fino al massimo della potenza erogabile con un gradiente non superiore al 20% Pn/min.
Immissione della componente continua - Idc Injection - rimozione del trasformatore se l'inverter è dotato di protezione sensibile alla componente continua della corrente in uscita. Implementazione di una doppia soglia: protezione contro deriva a Icc >= 0,5% In, tempo di intervento 1 s; protezione contro guasto a Icc > 1 A, tempo di intervento 200 ms.
Requisiti costruttivi dei generatori oltre 3 kW per l'immissione di potenza reattiva.
Partecipazione al controllo della tensione tramite gestione della potenza reattiva. L'inverter deve integrare delle curve di potenza reattiva con possibilità di selezione sulla base delle indicazioni del distributore. Le curve sono: Cos (P) - controllo in base alla potenza erogata; Q (U) - controllo in base alla tensione di rete.
Per impianti oltre 6 kW insensibilità degli abbassamenti di tensione (LVFRT). Lo scopo della prova è quello di evitare la disconnessione di grandi porzioni di produzione distribuita e ilo conseguente rischio di insorgenza di perturbazioni di rete e black-out.
Limitazione della potenza attiva generata. La limitazione della potenza attiva prevede i seguenti step: limitazione della potenza attiva in caso di sovra frequenza; limitazione della potenza attiva su comando esterno.
Protezione di interfaccia: nuovi limiti per PI integrata e nuove funzioni: nuovi limiti e caratteristiche della PI: impianti <= 6 kW (può essere integrata nell'inverter); impianti > 6 kW (deve essere esterna); comando di telescatto. Capacità di ricevere segnali su protocollo serie IEC 61850.
Definizione accurata del Protocollo di Test di tipo sugli inverter.
