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Scelta ed installazione di componenti per impianti
fotovoltaici
UNAE – Corso Impianti Fotovoltaci Catania, 18 marzo 2008
Università degli Studi di CataniaFacoltà di Ingegneria
Dipartimento di Ingegneria Elettrica, Elettronica e dei Sistemi
Prof. Ing. Giuseppe M. Tina
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Sommario• La radiazione solare al suolo• La conversione fotovoltaica• La tecnologia fotovoltaico• Caratteristiche elettriche• I moduli fotovoltaici• Dal modulo al campo• Strutture di sostegno• Inseguitore solare• Inverter
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Classificazione sistemi fotovoltaici
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I sistemi fotovoltaici stand-alone
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I sistemi fotovoltaici stand-alone
Piccolo elettrodomestico frullatore Fonte: SolarcLampada da giardino
Fonte: Solarwatt
Carica batterieFonte: Solarc
Automobile elettrica alimentata con sistema fotovoltaico
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I sistemi fotovoltaici stand-aloneBicicletta con
frigorifero solare per
gelati.Fonte: Sepp
Fiedler; SolarLife style GmbH
Rifugio di montagna con
impianto fotovoltaico di piccola taglia.
Fonte: Fa. Sonnenschein
Rifugio alimentato per il 70% tramite il fotovoltaico
Imbarcazione con alimentazione solare. Fonte
D.A. Seebacher; Fa. Aquawatt Yachtbau
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I sistemi fotovoltaici stand-aloneSistema fotovoltaico per l’alimentazione di
una boa
Fermata del bus con
illuminazione fotovoltaica
Sistema fv per l’alimentazione di un sistema di
irrigazione a Berlino.
Fonte MauerparkPrenzlauer Berg
Sistema fv per il pompaggio dell’acqua potabileFonte: Fa. Siemens
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I sistemi fotovoltaici connessi alla rete (grid connected)
Sistema fotovoltaico di tipo grid connectedper un’abitazione mono-familiare
Fonte: ENERGIES
Installazione di un sistema fotovoltaico di tipo grid connected
Centrale di potenza Fonte: Siemens
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La Radiazione solare
La radiazione solare è l’energia elettromagnetica emessa dai processi di fusione nucleare che avvengono nel Sole.
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Le Componenti della Radiazione Solare su un pannello fotovoltaico
Pannello Fotovoltaico
RADIAZIONE DIRETTA
SUOLO
RADIAZIONE RIFLESSA
RADIAZIONE DIFFUSA
Σ
IBC IDCIC=IBC+IDC+IRC
IRC
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I dati di radiazione solare in ItaliaLa densità energetica della radiazione solare presenta valori disomogenei dovuti alla particolare configurazione del territorio, caratterizzato da diversi valori di latitudine e longitudine, nonchépresenza di microclimi.
La disponibilità di energia solare media utilizzabile durante l’anno può variare molto, anche tra due siti distanti pochi chilometri.
La latitudine ha effetti importanti sull’intensità media della radiazione solare, ma non è l’unico fattore che condiziona la quantità di sole di una data località (la latitudine influenza l’altezza media del sole e la massa d’aria che i raggi solari devono attraversare per arrivare al suolo).
Dati sulla radiazione solarePer la progettazione di un impianto fotovoltaico sono necessari i 12 valori di radiazione solare giornaliera media mensile su superficie orizzontale. Tali dati possono essere rilevati da pubblicazioni ufficiali quali: la norma UNI 10349[1], l’Atlante Solare Europeo della Radiazione Solare [2], CNR “Dati climatici per la progettazione edile ed impiantistica” [3] e ENEA “La radiazione solare globale al suolo in Italia nel 1994” e anni seguenti [4].
[1] Norma UNI 10349 - Riscaldamento e raffrescamento degli edifici – Dati Climatici, 2003.
[2] Unione Europea, Atlante Europeo della Radiazione Solare – vol.1: superficie orizzontale – Verlag TUV Rheinland Gmbh, Koln, 1984.
[3] CNR ‘Progetto Finalizzato Energetica’, “Dati climatici per la progettazione edile ed impiantistica” PFR Roma, 1982.
[4] ENEA S.Petrarca et altri, La radiazione solare globale al suolo in Italia negli anni 1996-1997 – 1999 (http://clisun.casaccia.enea.it).
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Confronto dati di insolazione
-6.2%4,140ENEA 1994-1999
-11,6%4,521ENEA 1994-1999
-6,7%4,772Atlante solare europeo05,115UNI 10349
TRAPANI
-5.2%4,188Atlante solare europeo
04,416UNI 10349
ROMA
+5.8%3,788ENEA 1994-1999-6,8%3,339Atlante solare europeo
03,582UNI 10349
MILANO
Scarto rispetto alla norma UNI
10349
Giorno medio annuo kWh/m2FonteCittà
Le diverse fonti bibliografiche forniscono dei valori sensibilmente diversi !!
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Validità territoriale dei dati solari.
( )1212
121 rr
rr
rrr
HHHH ϕϕ
ϕϕ−
−−
+=
L’ENEA nella sue pubblicazioni, oltre alle mappe di distribuzione della radiazione media mensile, ottenute mediante elaborazioni e correlazioni con i dati misurati a terra, riporta la radiazione solare per oltre 1600 Comuni.
Se si dovesse progettare un impianto FV in un comune diverso dalcapoluogo di provincia, quali dati si dovrebbero utilizzare ?
La norma UNI riporta il seguente criterio per il calcolo della irradiazione corretta:
Irradiazione solare nella località 1.
Latitudine della località 1.
Irradiazione solare nella località 2.
Latitudine della località 1.
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1357911
Cat
ania
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92
94
96
98
100
102
104
Rad
iazi
one
sola
re [%
]
Mese
Radiazione solare valori medi mensili percentuali (provincia di Catania - 30 comuni)
Dati ENEA: 1994-1999
∆HMax=+3,7 % GennaioVizzini
∆Hmin=-3,7 % GennaioRandazzo, Linguaglossa
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98.5
99
99.5
100
100.5
101
101.5
'Catania
''Aci
Castel
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Catena
'
'Aci San
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'
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tneo'
'Vizzini
'
'Zaffera
na Etne
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adia
zion
e so
lare
[%]
Valori medi della radiazione annuale percentuale (provincia di Catania - 30 comuni)
Dati ENEA: 1994-1999∆HMax=+1,05 % Vizzini
∆Hmin=-1,21 % Randazzo,
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Radiazione solare giornaliera media mensile -Catania
Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre
ENEAIDRILABUNI 10349
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
Radi
azio
ne [W
h/m
2]
ENEAIDRILABUNI 10349
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Radiazione solare giornosoleggiato
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Radiazione solare giorno Leggermente nuvoloso
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Radiazione solare giorno Nuvoloso
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Radiazione solare giorno Variabile
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Altri dati meteorologici
12,33,19DIC15,93,07NOV19,92,88OTT24,12,63SET26,52,58AGO26,52,77LUG23,52,88GIU19,12,86MAG15,53,5APR12,93,45MAR11,23,75FEB10,73,42GEN[°C][m/s]TUNIVCNRW
TUNI = Valori giornalieri medi mensili della temperatura media giornaliera
VCNRW = Valori medi mensili della velocità del vento
Località = Catania (Lat. =37,30)
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Piranometria termopila
Gli strumenti per la misurazione della radiazione solareRadiazione globale
Piranometri ad effetto
fotovoltaico
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Fattori che influenzano la producibilità di un impianto FV
• Gli angoli caratteristici di installazione delle superficie attive
• Le ombre dirette ed il profilo dell’orizzonte;
Riduzione dell’energia captata dai pannelli fotovoltaici
Catania, 18 marzo 2008 26
Angoli caratteristici di installazione delle superfici attive
Angolo di Inclinazione
(TILT)
Angolo di orientamento
Σ
ΦC
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Transposition factors - FTLa trasposizione è il calcolo della radiazione incidente su un piano inclinato rispetto a quella su un piano orizzontale
La transposizione è calcolata separamente per ciascuna delle tra componenti della radiazione:Componente diretta comporta delle pure operazioni trigonometriche, legate alla posizione della superficie captante rsispetto al raggio solare, quindi non implica nessuna ipotesi fisicaComponente diffusa utilizza dei modelli fisici. Il modello più semplice ipotizza la radiazione diffusa omegea. The albedo component is evaluated in the same manner in both models, as a given fraction (the "albedo coefficient") of the global, weighted by the "orange slice" fraction defined between the horizontal and the tilted plane extension (i.e. the half sphere complement of the "seen" vault of heaven), which is the fraction (1-cosi)/2 of the half-sphere.
Catania, 18 marzo 2008 28
Transposition Factors
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Transposition Factors
Le ombre dirette e il profilo dell’orizzonte
La presenza di un palazzo ( di un camino o persino del ramo di un albero) nelle vicinanze dell’edificio sul quale sono installati i moduli può condurre ad un rilevante decadimento della potenza generata.
Di quanto diminuisce la potenza generata ?
In proporzione alla superficie ombreggiata NO!!!!
Perché, in un insieme di moduli collegati in serie, la corrente di uscita è determinata dalla cella in cui scorre la corrente più bassa.
Tranne ………
Catania, 18 marzo 2008 31
Diagramma delle posizioni del sole: grafico di rappresentazione del movimento apparente del sole
Le coordinate del sole (altezza solare e azimut solare) sono tracciate per diversi periodi dell’anno e per tutte le ore del giorno
Catania, 18 marzo 2008 32
Carte solari – coordinate rettangolari
Tempo solare
Tempo convenzionale
Catania, 18 marzo 2008 33
Carte solari – coordinate polari
Catania, 18 marzo 2008 34
Profilo dei percorsi solari e della linea di orizzonte
Si calcolano le coordinate (altezza e azimut) dei punti estremi dello spigolo superiore dell’‘edificio
In base alle suddette coordinate, sul diagramma della posizione del sole, si determinano tutti quei punti che si trovano al di sotto della linea individuata sul diagramma dai punti dello spigolo
Tutti quei punti rappresentano giorni ed ore in cui la vista del sole viene coperta dallo spigolo dell’edificio
Catania, 18 marzo 2008 35
Campo fotovoltaico disposto su più file
Catania, 18 marzo 2008 36
Ombreggiamento del piano dei moduli disposti su più file
h
W
αL
LβL
Sud
βL = angolo azimutale all’interno del quale si verifica l’ombreggiamento
αL = angolo limite al di sotto del quale i moduli FV delle file dietro la prima cominciano ad essere ombreggiati
Catania, 18 marzo 2008 37
Distanza ottima tra fileFissando la distanza fra le file di pannelli con la condizione di non ombreggiamento reciproco alle ore 12 del giorno del solstizio invernale, si garantisce la condizione di non ombreggiamento in tutti i giorni dell’anno nelle ore centrali della giornata che sono quelle di massimo soleggiamento.
Σ
Σ
W= Minima distanza tra le fileL = Lunghezza dei pannelli
(W/L)
W=1,7·0,824=1,4 m
Catania, 18 marzo 2008 38
Ombreggiamenti nel caso di moduli PV disposti a schiera illimitata
Catania, 18 marzo 2008 39
W=1,2 m
W=1,4 m
Catania, 18 marzo 2008 40
Energia persa per ombreggiamento tra file
La perdita di energia dipende da:• Geometria dell’intera fila (altezza, lunghezza, eventuale azimut, numero di file, ecc)• Disposizione meccanica del modulo sulla fila• Cablaggio elettrico dei moduli per formare la stringa
Formando stringhe orizzontali (moduli disposti orizzontalmente) si ottiene il risultato di “liberare” man mano intere stringhe. Viceversa, se i moduli fossero verticali, occorrerebbe attendere che una superficie ben maggiore (e quindi un maggior tempo) si “liberi” per ottenere lo stesso risultato energetico.
Catania, 18 marzo 2008 41
Sistemi ad inseguimentoI gradi di libertà sono due: angolo azimutale ed angolo di tilt
Sistemi a due assi
Sistemi ad un asse
( )
( ) ( )
−°−⋅+⋅=
−°−
⋅=
=
290cos1
290cos1
βρ
β
DHBHRC
BDC
BBC
III
ICI
II
( )
( ) ( )
+−°−⋅+⋅=
+−°−
⋅=
⋅=
290cos1
290cos1
cos
δβρ
δβ
δ
DHBHRC
BDC
BBC
III
ICI
II
Se Σ=L si ha (polar mount)
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Inseguitore a due assi
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Inseguitore ad un asse (polar mount)
Catania, 18 marzo 2008 44
Inseguitori commerciali
580400Peso (kg)
5 W25 WConsumo di energiain marcia (W)
0,2 <1,0 Consumo di energiaa riposo (W)
360°270°Angolo di azimuth70°(20°-90°)80°(10°-90°)Angolo di tilt3535Superficie FV (m2)4000ELSF 35DEGERtrakerPesos
Catania, 18 marzo 2008 45
Energia disponibile all’uscita dell’inverterTilt 0°
Tilt 90°3641 kWh/year3943 kWh/year
4533 kWh/year Tilt 39° 4718 kWh/year Tilt 30°/60°
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Sistemi ad inseguimento
5807 kWh/year Two axis
5717 kWh/year Tilted axis
4733 kWh/year Horizontal axis
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Insolazione annuale nel caso di sistema PV con inseguitore
Insolazione annuale, assumendo tutti i giorni sereni.
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Sistemi FV ad inseguimento
Inseguitore con motore elettrico.
Differenti sistemi ad inseguimentopresso lo stabilimento UFA a Berlino.
Fonte: SOLON AG, Zwickert
Inseguitore a controllo passivo di tipo termoidraulico.
Fonte: Altec-Solartechnik
Catania, 18 marzo 2008 49
Effetto fotovoltaico
+4
Elettrone di valenza
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Perdite sistema FV – connesso alla rete
76%Rendimento globale sistema FV1%Perdite per polluzione sui moduli5%Perdite sul sistema di conversione cc/ca1%Perdite in corrente continua5%Perdite per mismatching tra stringhe (moduli)3%Perdite per riflessione
8%Perdite per scostamento dalle condizioni di targa (temperatura)
Catania, 18 marzo 2008 51
Forma delle celle FV mono
Le celle con forma circolare sono meno costose di quelle con forma quadrata opseudo-quadrata, data la minor quantità di scarti prodotti in fase di lavorazione.
Forma circolare
Forma quadrata
Forma pseudo-quadrata
D’altra parte, i moduli con celle circolari hanno una resa inferiore poiché la formacircolare delle celle non consente un utilizzo ottimale della superficie utile.
Costituiscono, invece, una valida alternativa quando il generatore fotovoltaico è integrato negli edifici come elemento strutturale semi-trasparente, che consenta il passaggio della luce all’interno dei vani abitativi
Catania, 18 marzo 2008 52
PMP = Punto di massima potenza
IMP
Icc
Retta di carico
La curva caratteristica V-I
La corrente di corto circuito risulta di poco superiore alla Im: ne risulta la evidente difficoltà nell’uso di un interruttore automatico
VMP
Catania, 18 marzo 2008 53
Variazione della Vca e Icc
Andamento delle Icc e della Vca al variare dell’irraggiamento
Catania, 18 marzo 2008 54
Le condizioni standardNorme IEC 904/DIN EN 60904
1) Irraggiamento: 1000 W/m2
2) Temperatura di esercizio della cella: 25 °C con uno scarto di ±2 °C
3) Distribuzione spettrale della radiazione solare conforme alle IEC 904-3 e massa d’aria AM 1,5
Per potenza di picco Pp si intende la potenza misurata in condizioni standard
Catania, 18 marzo 2008 55
Azioni per aumentare il Fill Factor• Diminuire lo spessore della giunzione• Aumentare la concentrazione dei droganti• Ottimizzare la geometria della griglia metallica frontale
Fill Factor (fattore di riempimento)
50-7075-85FF%
AmorfoMonoSilicio
Fill Factor ccca
MPMP
IVIVFF⋅⋅
= Fill Factor RS
VMP Vca
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Efficienza delle celle FV
AEIVFF
AEP cccap
⋅⋅⋅
=⋅
=η APp
STC ⋅=
1000η
ηηη ∆−= STC
sESTCSTC ⋅⋅−=⋅⋅−≈∆ ηηη 04.0
100004.0
( ) STCTC ηη ⋅∆−°⋅−=∆ 25%45.0
Irraggiamento
Temperatura
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-2.213Arseniuro di Gallio-2.133Silicio policristallino-2.299Silicio monocristallino
Coefficiente β [mV/°C]Materiale della cella
Per le celle al silicio amorfocelle al silicio amorfo la dipendenza efficienza-temperatura è molto meno accentuata. In alcuni casi, addirittura il fenomeno ha segno inverso, e cioè si può registrare un leggero aumento di efficienza associato all’aumento di temperatura
Coefficiente β per differenti tipi di celle FV
Catania, 18 marzo 2008 59
∆VOC=-2,3 mV/°C∆ISC=0,2%
∆PMAX=-6÷7 % per ∆T=10 °C
Variazione della curva I-V con la temperatura della cella
Catania, 18 marzo 2008 60
Caratteristiche di un modulo
Catania, 18 marzo 2008 61
Caratteristiche V-I Siemens SM 100
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Ombreggiamento su un modulo senza diodo di bypass
Siemens SM 100
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Ombreggiamento su un modulocon diodo di bypass
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008 64
Ombreggiamento su un pannello cella con due diodi di bypass
Siemens SM 100
Catania, 18 marzo 2008 65
Caratteristiche V-I
Catania, 18 marzo 2008 66
Fattori che influenzano la producibilità di un impianto FV
• La temperatura su moduli fotovoltaici • Protezioni inverter• La qualità dell’energia fornita dall’ente
distributore
Riduzione dell’energia prodotta
Catania, 18 marzo 2008 67
Riduzione producibilità FV causata dall’inverter
Pninv≤Pp (0,7÷1)
Distacco per minima-massima potenza lato DC: (limitazione o distacco)
Distacco per minima massima tensione lato DC:(limitazione o distacco)
Catania, 18 marzo 2008 68
Dispositivi richiesti per l’allacciamento dell’impianto FV alla rete di distribuzione (CEI 11-20)
Catania, 18 marzo 2008 69
Riduzione producibilità FV causata dalla qualità della tensione di rete
Le norme CEI 11-20 stabiliscono che l’impianto FV si debba disconnettere automaticamente dalle rete (intervento dispositivo di interfaccia), se questa fornisce una forma d’onda di tensione differente da quella di normale servizio.
0,1 s49,7 Hzfmin
0,1 s50,3 Hzfmax
0,15 s0,8 VnVmin
0,1 s1,2 VnVmax
Tempo di intervento
Valore di taratura
Protezione
Catania, 18 marzo 2008 70
Indici prestazionali normalizzati
Le energie raccolte sono espresse in [kWh / KWp / day]. Queste quantità, quindi, sono numericamente uguali al “Equivalent operating time” sotto un irraggiamento costante di 1 kW/m². Tali indici possono anche essere espressi come [Hours/day] quando i sistemi lavorano ad un 1 kW/m².
Questi indici sono rapportati all’energia incidente sul piano dei collettori e sono normalizzati rispetto alla Pnom = Potenza nominale installata dell’array nelle condizioni STC (dato di targa dei pannelli) [kWp].
Questi indici sono indipendenti dalla dimensione dell’array, dalla situazione geografica e dall’orientamento del campo FV.
Catania, 18 marzo 2008 71
Definizioni indici Schema a blocchi
Yr Ya Yf
Lc=Yr-Ya Ls=Ya-Yf
Pr=Yf/Yr
Energia solare
Energia Elettrica
DC
Energia Elettrica
ACInverterARRAY
+
MPPT
Catania, 18 marzo 2008 72
Perdite per Mismatch dei pannelli FV: esempio
Catania, 18 marzo 2008 73
Perdite per Mismatch dei pannelli FV:Siemens SM 100
2 moduli in serie e 2 in parallelo
Modello termico
( )apvpvgpv TTUGG −+=ητα
Approccio basato sul seguente bilancio :
wU pv ⋅+= 9.21.24
Per cui a partire da grandezze misurabili (G,Ta,w) si può ottenere la temperaturaTpv
[1] M. Mattei, G. Notton, C. Cristofari, M. Muselli, P. Poggi: “Calculation of the polycrystalline PV moduletemperature using a simple method of energy balance”,Renewable Energy 31 (2006) 553–567
( )[ ]refpvref TT −⋅−⋅= βηη 1
ηref=0,125
β=0,0048 [1/K]
Modello Termico NOCTMetodo NOCT
GNOCTTT acell ∗−
=−800
20
Condizioni NOCT(Nominal Operating Cell Temperature):
→Radiazione solare
→Temperatura ambiente
→NOCT (Nominal Operating Cell Temperature)
→(800 W/m2; 20°C; 1 m/s, circuito aperto)
Indipendenza dal punto di lavoro
Non tiene conto della velocità e direzione del vento
Catania, 18 marzo 2008 76
Accoppiamento Campo FV e inverterLe caratteristiche lato generatore fotovoltaico sono
– Potenza nominale e potenza massima in c.c.– Corrente nominale e corrente massima in c.c.– Tensione nominale e massima tensione ammessa in c.c.– Campo di variazione della tensione di MPPT in funzionamento normaleLa tensione in ingresso deve tenere conto della tensione delle stringhe fotovoltaiche.Per ogni modello di inverter è definita la massima tensione continua applicabile in ingresso.La tensione a vuoto del campo fotovoltaico, stimata alla minima temperatura di funzionamento prevista, deve, quindi, essere inferiore a tale valore di tensione perché al diminuire della temperatura la tensione a vuoto aumenta.
Catania, 18 marzo 2008 77
Accoppiamento delle Tensioni
Catania, 18 marzo 2008 78
Il problema del punto di Massima potenza
I dispositivi usati nell’eseguire il controllo ad MPPT sono i convertitori elettronici di potenza, che attraverso la loro variabile di controllo duty-cycle (δ = Vout/Vin ), regolano la tensione in ingresso in modo che il modulo possa lavorare al valore di tensione che garantisce il massimo trasferimento di potenza. In tal caso il circuito di controllo del convertitore deve identificare la direzione in cui si sposta il punto di massimo ed effettuare le opportune correzioni sul duty-cycle, affinché il sistema si riposizioni sul nuovo punto di massimo.Gli algoritmi di controllo più impiegati sono: metodo Perturb & Observe (P&O) metodo della Conduttanza Incrementale (C.I.).
Catania, 18 marzo 2008 79
Il metodo “Perturb & Observe”Il Perturb & Observe è largamente l’algoritmo più diffuso soprattutto grazie alla sua facilità di implementazione.
Principio di funzionamento: si perturba il punto di lavoro variandone la tensione di riferimento (quindi il duty-cycle del convertitore) in una determinata direzione, ad esempio in aumento, e se la potenza prodotta dal pannello aumenta, in conseguenza a questa variazione, significa che il punto di lavoro si è spostato verso il MPP e quindi la successiva variazione di tensione sarà data nella stessa direzione; al contrario se la potenza erogata diminuisce, il punto di lavoro si è allontanato dal MPP e la successiva perturbazione di tensione dovrà avvenire in direzione opposta.
Catania, 18 marzo 2008 80
Il metodo “Perturb & Observe”
Catania, 18 marzo 2008 81
Il metodo della Conduttanza Incrementale
Tale algoritmo mira a ricavare una stima della posizione del MPP attraverso il calcolo della derivata della potenza erogata rispetto ad una corrispondente variazione della tensione ai capi dei pannelli.
Tale informazione è utile poiché permette di quantificare la vicinanza tra MPP e punto di lavoro in un dato istante; questo perché il valore della derivata della potenza rispetto alla tensione diminuisce avvicinandosi al MPP.
Catania, 18 marzo 2008 82
Il metodo della Conduttanza Incrementale
Catania, 18 marzo 2008 83
BIBLIOGRAFIA
• N. Aste: “Il fotovoltaico in architettura”, Sistemi Editoriali, 2002
• M. Spagnolo: “Il sole nella città l’uso del fotovoltaico nell’edilizia”, Franco Muzzio Editore, 2002
• F. Groppi, C. Zuccaro: “Impianti solari fotovoltaici a norme CEI”, UTET periodici, 2002
• R. Battisti, R. Barile, M. Gamberale, P. Ferro: dispense corso “I sistemi fotovoltaici: progettazione tecnico-architettonica”, ISES ITALIA, PA 13-16 febbraio 2002
• AA.VV. “Fotovoltaico – guida per progettisti e per installatori”, Fondazione IDIS-Città della Scienza – ISES ITALIA, 2004