Corso di Elettronica di Potenza Facoltà di Ingegneria. Stefano Bifaretti Vincenzo Iacovone

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1 Corso di Elettronica di Potenza Facoltà di Ingegneria Stefano Bifaretti Vincenzo Iacovone

2 Produzione fotovoltaico = 39 GWh Italia idroelettrico geotermico eolico fotovoltaico Oggi la stima è di circa 200 GWh prodotte da impianti fotovoltaici (comprensivi sia del vecchio che del nuovo Conto Energia). 2/105

3 Cella fotovoltaica: Dispositivo fotovoltaico fondamentale che genera elettricità quando viene esposto alla radiazione solare. La cella fotovoltaica tradizionale (di prima e seconda generazione) è costituita da: silicio monocristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo del quale viene mantenuta costante la struttura reticolare); silicio policristallino (viene cresciuto a partire da un cristallo del quale non viene mantenuta costante la struttura reticolare). 3/105

4 Le celle fotovoltaiche di terza e quarta generazione sono: Celle a film sottile (celle al silicio amorfo, CdTe, GaAs, ecc..); Celle organiche (dispositivo fotovoltaico in cui la parte fotoattiva è basata sui composti organici del carbonio). A quest ultima categoria appartengono le celle fotovoltaiche il cui funzionamento si ispira ai processi che regolano la fotosintesi clorofilliana, utilizzando una miscela di materiali in cui un pigmento (Dye) assorbe la radiazione solare e gli altri componenti estraggono la carica per produrre elettricità. 4/105

5 Illuminando la giunzione p-n, i fotoni vengono assorbiti. L energia assorbita permette all elettrone di saltare la barriera di potenziale e portarsi nella zona n. Si generano così delle coppie elettrone lacuna in entrambe le zone n e p. Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati dall assorbimento della luce dalle rispettive lacune spingendoli in direzioni opposte. Se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di elettroni che va dallo strato n allo strato p. Fino a quando la cella resta esposta alla luce, l elettricità fluisce con regolarità sotto forma di corrente continua. 5/105

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7 Evoluzione dell efficienza delle celle fotovoltaiche. I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore. 7/105

8 Evoluzione dell efficienza delle celle fotovoltaiche. I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore. 8/105

9 Il modello di una cella solare è costituito da una generatore di corrente, in grado di fornire una corrente I SC proporzionale all irraggiamento, da un diodo D che tiene in considerazione la sua struttura a semiconduttore e da due resistenze R sh e R s che rappresentano le perdite per effetto Joule. 9/105

10 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) I sc I mpp Modello equivalente Caratteristica I-V V mpp V oc V o [V] Potenza Le grandezze elettriche generate ai capi di una cella solare possono assumere solo un valore appartenente alla caratteristica statica I-V della cella stessa. 10/105

11 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) I sc I mpp Modello equivalente I parametri più significativi individuabili sulla caratteristica sono: la tensione di circuito aperto V oc ; la corrente di corto circuito I SC ; Caratteristica I-V V mpp V o [V] la tensione V mpp e la corrente I mpp nel punto di massima potenza P mpp. V oc Potenza 11/105

12 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) I sc I mpp Modello equivalente Caratteristica I-V V mpp V oc V o [V] Potenza La V oc è la massima tensione raggiungibile dalla cella e si ottiene solo in corrispondenza di I o nulla; la I SC, invece, è la massima corrente che la cella può fornire e si ottiene in corrispondenza a V o nulla. Si può notare, tuttavia, che I o si mantiene circa costante e pari ad I SC per un intervallo di V o piuttosto esteso.

13 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) I sc I mpp Modello equivalente Caratteristica I-V V mpp V oc V o [V] Potenza Come si può osservare dalla caratteristica I-V, esiste un solo punto, indicato con (V mpp, I mpp ), in corrispondenza del quale la cella produce la massima potenza (Maximum Power Point, MPP). 13/105

14 I o [A/cm 2 ] I sc I mpp Modello equivalente V mpp V oc V o [V] Caratteristica I-V Il Fill Factor (FF) è indice di quanto la caratteristica statica approssima la curva ideale (tratto blu), ed è definito dalla formula: 14/105

15 Il principale effetto provocato da R s è la riduzione del Fill-Factor e, per alti valori, anche una riduzione della corrente di corto circuito I sc. Per stimare l effetto di R s nella cella si verifica la pendenza della curva in prossimità di V oc (maggiore è la pendenza minore è R s ). 15/105

16 Per bassi valori di R sh si generano nuovi percorsi per la corrente fotogenerata e quindi una riduzione della potenza generata. Per stimare l effetto di R sh nella cella si verifica la pendenza della curva in prossimità di I sc (minore è la pendenza maggiore è R sh ). Considerando entrambe le resistenze la caratteristica I-V è definita dalla seguente equazione: 16/105

17 In prima approssimazione le resistenze R sh e R s possono essere trascurate; pertanto prenderemo in considerazione il seguente modello semplificato. Modello semplificato Il modello statico preso in esame è valido sia per le celle al silicio che per le celle di tipo organico. 17/105

18 Le celle solari tradizionali forniscono operativamente un valore di tensione di circa 0.6V ed una corrente modesta dell ordine di qualche decina di ma/cm 2 ; pertanto, per ottenere valori più elevati di tensione e corrente, occorre connettere diverse celle fra loro per formare un modulo o pannello fotovoltaico. 18/105

19 I moduli commerciali in silicio, con potenze di W, sono caratterizzati da valori di V mpp intorno ai V, e da valori di I mpp intorno ai 4-6 A. Per consentire la generazione di tensioni più elevate è necessario collegare in serie diversi moduli; tale configurazione viene usualmente indicata con stringa o array di moduli e viene utilizzata, ad esempio, per generare tensioni di 220 V c.a., senza impiegare un trasformatore. La potenza del sistema di generazione fotovoltaico può essere incrementata collegando diverse stringhe in parallelo. 19/105

20 Le curve caratteristiche del modulo son funzione dell irraggiamento e della temperatura. Curve I-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento ed a temperatura costante. 20/105

21 Le curve caratteristiche del modulo son funzione dell irraggiamento e della temperatura. Curve I-V ottenute a diverse temperature e con irraggiamento costante di 1000 W/m 2. 21/105

22 Potenza (W) Pmax T= Tensione (V) Curve P-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento e a temperatura costante. 22/105

23 Quando si connettono tra loro più celle in serie queste sono percorse dalla stessa corrente (ovvero quella minore), mentre la tensione di circuito aperto risultante è la somma delle singole V oc. 23/105

24 Quando ci si trova in condizioni di mismatch elettrico la cella o il modulo meno efficiente (ombreggiato o guasto) non lavora come generatore ma come carico (il punto di lavoro si trova nel terzo quadrante) dissipando potenza. 24/105

25 Funzionamento da carico Funzionamento da generatore 25/105

26 In condizioni di mismatch la cella in polarizzazione inversa dissipa energia e si surriscalda generando un cosiddetto hot spot che porta alla distruzione della cella. Per evitare hot spot si inseriscono diodi di bypass in antiparallelo alle celle o a stringhe di celle in modo che, per tensioni negative, la corrente passa attraverso i diodi di bypass. Commutazione diodo 26/105

27 Se si inserisce un diodo bypass per ogni cella la potenza di uscita del modulo è ridotta solo della potenza della cella coperta più le perdite del diodo bypass. Tuttavia nei moduli commerciali i diodi bypass non sono implementati per ogni cella ma per ogni stringa di 12 o 24 celle. 27/105

28 Come visto, la potenza di un modulo fotovoltaico varia in base alle diverse condizioni climatiche o al mismatch. Per massimizzare l energia prodotta da un modulo o un array fotovoltaico è necessario impiegare un dispositivo di controllo in grado di inseguire il punto di massima potenza. Tale dispositivo è noto con il nome di Maximum Power Point Tracking (MPPT). 28/105

29 L MPPT si basa su un controllo a catena chiusa che permette l adattamento di impedenza del carico visto dal lato sorgente. Tale sistema consente lo spostamento del punto di lavoro in modo che il generatore fotovoltaico possa erogare la massima potenza. Il controllo può essere effettuato pilotando in maniera opportuna gli interruttori statici del convertitore c.c.-c.c. oppure c.c.-c.a. collegato alla sorgente fotovoltaica. 29/105

30 Controllo della corrente fotogenerata e inseguimento del punto di massima potenza (MPPT) La velocità del regolatore della corrente (Reg) deve essere molto maggiore rispetto a quella della variazione della corrente di riferimento (I ref ) fornita dal MPPT. 30/105

31 Necessità di introdurre opportune tecniche per l inseguimento del punto a massima potenza implementate nel sistema di controllo dei convertitori (Algoritmi MPPT). Gli algoritmi MPPT più diffusi sono: 1. Conduttanza Incrementale (INC) 2. Hill Climbing Perturb & Observe (P&O); P&O Adattativi. 31/105

32 L algoritmo INC si basa sulla constatazione che la derivata della potenza P pv rispetto alla tensione V pv, nel punto a massima potenza è zero: dp d I pv pv Vpv di pv I pv 0 dv dv dv V pv pv pv pv 32/105

33 In ogni intervallo k di esecuzione dell algoritmo INC si verifica se: I ref = I ref ottimo I ref (k) viene decrementato di Di I ref (k) = I ref (k - 1) - Di I ref (k) viene incrementato di Di I ref (k) = I ref (k - 1) + Di 33/105

34 P&O (Perturb and Observe) Ad ogni intervallo k, I ref viene aumentato o diminuito di una quantità Di e, a regime, viene misurata P pv (k) = I pv (k) * V pv (k) Si P pv (k) > P pv (k-1) No Sig (k) = Sig (k-1) Sig (k) = -Sig (k-1) I ref (k) = I ref (k-1) + Sig (k) *Di 34/105

35 P&O adattativo Di non è fisso ma varia in accordo con la relazione Di( k) M DP Di( k 1) M = costante dipendente dalla potenza massima erogata dell impianto fotovoltaico DP = P (k) P (k-1) Dinamica veloce per variazioni rapide di potenza. Oscillazione limitata intorno al punto di massima potenza. 35/105

36 L algoritmo INC presenta una complessità computazionale, critica nell implementazione su microcontrollori industriali: si preferisce, pertanto, utilizzare il P&O. Nei P&O il punto operativo, in stato di immobilità, oscilla intorno all MPP causando una perdita di energia disponibile che dipende dalla massima oscillazione di corrente Di utilizzata. 36/105

37 Entrambi gli algoritmi presentati non sono adatti all inseguimento del punto a massima potenza in presenza di parziale ombreggiamento del generatore fotovoltaico (punti di massimo locale). Necessità di utilizzare algoritmi più complessi. 37/105

38 La gestione dell energia resa disponibile dalla sorgente fotovoltaica viene generalmente affidata ad un opportuno sistema elettronico la cui architettura dipende principalmente dall applicazione. In particolare, i sistemi di generazione fotovoltaici possono essere classificati, in primo luogo, in base al carico da alimentare: 1. Sistemi con uscita in c.c. 2. Sistemi con uscita in c.a. I sistemi con uscita in c.c. sono generalmente caratterizzati dalla presenza di un sistema di accumulo (batterie); viceversa, nel caso di sistemi in c.a., la loro presenza dipende dall applicazione. 38/105

39 L architettura dei sistemi con uscita in c.a. varia a seconda dell applicazione. In particolare possono essere suddivisi in tre categorie: 1. sistemi autonomi (stand-alone), utilizzati per alimentare carichi in c.a. senza l ausilio della rete di distribuzione; 2. sistemi di cogenerazione (ibridi), nei quali il sistema PV è impiegato congiuntamente ad un altro generatore per alimentari carichi disconnessi dalla rete di distribuzione; 3. sistemi connessi alla rete di distribuzione elettrica (grid-connected). Possono, inoltre, essere realizzati in versione monofase o trifase. 39/105

40 Grid Connected Stand Alone 40/105

41 Applicazioni Carica batterie di piccola potenza Carica batterie per sistemi stand-alone ad elevata capacità Illuminazione pubblica e domestica, in particolare con LED ad alta potenza 41/105

42 La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura. La corrente i PV generata dalla sorgente può venire utilizzata per alimentare il carico e ricaricare la batteria. Il diodo D viene inserito per impedire che, in alcune situazioni operative (ad esempio ombreggiamento), la corrente possa fluire dalla batteria verso la sorgente. 42/105

43 La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura. Questa modalità di connessione non consente alla batteria di operare sempre in situazioni operative adeguate poiché il suo stato di carica non è controllato. 43/105

44 Inserendo nel circuito un Regolatore di Carica (Charge Regulator) si permette alla batteria di operare nel range di tensione V min <V b <V max previsto dal costruttore. Quando V b <V max la batteria può assorbire corrente dalla sorgente; viceversa, quando la tensione supera il livello massimo consentito la batteria viene scollegata dalla sorgente. Quando, invece, V min <V b <V max la batteria, in assenza di irraggiamento, può alimentare il carico da sola oppure fornire l aliquota di corrente che la sorgente non è in grado di erogare. 44/105

45 i PV S PV S c i L PV Modules i B Battery S b + - V B Load Schema di una possibile realizzazione del Regolatore di carica. Gli interruttori S PV, S c e S b sono comandati da un sistema di controllo che misura le correnti, la tensione di batteria e, nei sistemi più raffinati, anche la sua temperatura. 45/105

46 DC/DC Converter Monodir. i PV i b S c i L PV Modules Battery DC/DC Converter Bidir + - V B Load Una soluzione più complessa consiste nel sostituire gli interruttori S PV e S b con due diversi convertitori c.c., uno di tipo monodirezionale e l altro di tipo bidirezionale. Il convertitore monodirezionale è utilizzato come MPPT mentre il bidirezionale gestisce gli scambi energetici con la batteria e assolve anche il compito di regolazione della carica. Questa soluzione permette di avere tensioni di sorgente e di batteria diverse da quella prevista per il carico.

47 Una seconda soluzione consiste nel sostituire gli interruttori S PV e S c con due convertitori c.c. monodirezionali. Il primo convertitore è sempre utilizzato come MPPT mentre il secondo gestisce gli scambi energetici con la batteria, assolve il compito di regolazione della carica e permette, rispetto al caso precedente, di scollegare il carico dal resto del circuito. 47/105

48 Una terza soluzione economicamente più vantaggiosa consiste nel sostituire solo l interruttore S PV con un convertitore c.c. di tipo monodirezionale. Il convertitore monodirezionale è utilizzato sia come MPPT sia per effettuare un controllo in corrente in modo da regolare la caricascarica della batteria.. Questa soluzione non permette di avere tensioni di sorgente diverse da quelle previste per il carico. 48/105

49 I moduli fotovoltaici che costituiscono la sorgente possono essere connessi all impianto di conversione dell energia in tre modalità: Modalità centralizzata (a); Modalità stringa (b); Modalità multi-stringa (c). 49/105

50 Caratteristiche della modalità centralizzata: Utilizzo di un solo inverter (basso costo per watt, affidabilità limitata); Necessita di diodi di blocco (aumento delle perdite di energia); MPPT unico per tutti i moduli (ridotta efficienza dovuta a mismatch dei moduli); Isolamento solo con trasformatore a 50 Hz (ingombro non trascurabile); Normalmente utilizzato per impianti di elevata potenza (>10 kwp) con inverter trifase. 50/105

51 Caratteristiche della modalità stringa: Utilizzo di un inverter per ogni stringa (maggiori costi per watt) MPPT per ogni stringa (aumento dell energia prodotta rispetto al centralizzato, massimizzazione dell energia prodotta anche con diverso orientamento delle stringhe; ); Maggiore flessibilità ed affidabilità rispetto alla connessione centralizzata. 51/105

52 Caratteristiche della modalità multi-stringa: Utilizzo di un solo inverter e di un convertitore c.c.-c.c. per ogni stringa; MPPT per ogni stringa (eseguito dal convertitore c.c.-c.c.); Adatto per impianti domestici monofase (potenza inferiore ai 6kWp) senza trasformatore; Possibile isolamento galvanico con trasformatore ad alta frequenza (riduzione dell ingombro e maggiore efficienza rispetto ad un trasformatore a 50Hz); Configurazione trifase per impianti con potenza superiore a 6 kwp 52/105

53 Modulo PV DC DC Batteria DC AC Carico AC I sistemi fotovoltaici stand-alone sono impiegati in aree prive di una connessione alla rete di distribuzione dell energia elettrica. Il sistema necessita di un accumulo di energia, tipicamente costituito da batterie, inserito tra il modulo fotovoltaico ed il carico in modo da garantire il funzionamento in condizioni di irraggiamento scarso. 53/105

54 Modulo PV DC DC Batteria DC AC Generatore AC M AC DC Comm. Statico Carico AC I sistemi tradizionali per la generazione di energia utilizzate in aree non raggiunte dalla rete di distribuzione utilizzano generatori diesel. Per estendere la loro autonomia ed il tempo di vita o per ridurre il consumo di carburante, può essere integrato un sistema di generazione fotovoltaico. Tale sistema è usualmente chiamato sistema di generazione ibrido di energia. 54/105

55 Nei sistemi di generazione connessi alla rete di distribuzione elettrica il sistema di accumulo a batterie non è necessario. L inverter provvede all alimentazione del carico locale e, quando si la produzione supera il fabbisogno del carico, l eccesso di energia viene iniettato nella rete di distribuzione con la quale deve essere sincronizzato. 55/105

56 I sistemi fotovoltaici connessi alla rete di distribuzione possono essere classificati come segue: 1. Sistemi a singolo stadio connesso direttamente alla rete senza trasformatore connesso mediante trasformatore a frequenza di rete (50 Hz in Europa, 60 Hz negli USA) 2. Sistemi a doppio stadio senza isolamento galvanico con isolamento galvanico trasformatore a frequenza di rete trasformatore ad alta frequenza Nota: la normativa DK5940 prevede l impiego di un trasformatore a frequenza di rete per impianti di potenza superiore a 20kW 56/105

57 PV Modules Inverter Filter Grid connessione diretta PV Modules Inverter Filter Grid connessione con trasformatore Il più semplice sistema fotovoltaico connesso alla rete è costituito dal solo inverter al quale sono affidati sia il compito dell inseguimento del punto di lavoro a massima potenza del modulo PV sia il controllo della corrente verso l utilizzatore o la rete. La configurazione con connessione senza trasformatore può essere impiegata più facilmente in paesi con basse tensioni di rete (ad esempio negli USA dove la tensione è 110 V c.a.). 57/105

58 Filtro c.c. L i a PV Modules L 1 C 1 C V dc H-Bridge v x Filtro c.a. e a La soluzione più semplice prevede l uso di un ponte ad H come interfaccia tra la sorgente PV e la rete. Il filtro induttivo permette di separare la tensione v x prodotta dall inverter da quella di rete e di ridurre le armoniche della corrente assorbita dalla rete di alimentazione. Il filtro sul lato c.c. lo scopo di ridurre i disturbi sul lato della sorgente. 58/105

59 is [A] vs [V] Forme d onda lato c.a i fase e a 50 0 q -50 i a Time [s] Potenza Attiva Potenza Reattiva P=V eff I eff cosq Q=V eff I eff sinq Potenza Apparente P app =V eff I eff 59/105

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61 Controllo della corrente sul lato c.a. Il regolatore di corrente fornisce il riferimento per la tensione di uscita dell inverter v * x sulla base dell errore tra la corrente desiderata i * s e quella misurata sulla rete. Il segnale sinusoidale di i * s è generato da un Phase Locked Loop (PLL) che stima la frequenza e la fase di e a : * i I * sin( q ) s a La forma d onda sinusoidale stimata ha ampiezza unitaria ed è isofrequenziale ed in fase con la tensione di alimentazione e a. 61/105

62 * i I * sin( q ) s a Controllo di tensione sul lato c.c. L ampiezza della corrente I * a è fornita dal regolatore della tensione continua, di solito realizzato con un semplice regolatore proporzionale integrale (PI) che assicura un errore a regime nullo. Il riferimento di tensione V * PV è fornito da un algoritmo di inseguimento MPPT che provvede a massimizzare l energia estratta dal generatore fotovoltaico. 62/105

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64 PV Modules Inverter Filter Grid filtro LCL a doppio T Come si è evidenziato in precedenza, la tensione di uscita degli inverter è caratterizzata da un contenuto armonico non trascurabile anche quando viene impiegata una tecnica di modulazione. Per ridurre il contenuto armonico al di sotto dei limiti ammessi dalle normative occorre inserire, tra l inverter e la rete, un opportuno filtro. Un semplice filtro induttivo non è in genere sufficiente, pertanto si ricorre ad un filtro di tipo LCL. Il filtro viene applicato anche ai sistemi con doppio stadio. 64/105

65 Un notevole miglioramento delle prestazioni si ottiene impiegando un convertitore a doppio stadio costituito da un convertitore c.c.-c.c., in genere di tipo elevatore in sistemi che non impiegano trasformatore, e da un inverter. 65/105

66 Il convertitore c.c.-c.c. è controllato mediante un algoritmo di inseguimento del punto a massima potenza (MPPT) mentre l inverter regola la tensione V DC sul lato continua e genera una tensione sul lato c.a. tale da mantenere la corrente sul lato alternata in fase con la tensione di rete. 66/105

67 NB: a livello commerciale viene solitamente indicato col nome inverter sia il sistema a singolo stadio che quello a doppio stadio. 67/105

68 Connessione diretta alla rete senza trasformatore. Vantaggi: riduzione del costo, del peso e dell ingombro. Svantaggi: sistema non isolato; elevate tensioni continue sul lato sorgente. 68/105

69 Trasformatore a frequenza di rete Vantaggi: semplice struttura del convertitore c.c. assenza di componente continua iniettata in rete Svantaggi: ingombro dovuto al trasformatore costo elevato 69/105

70 Vantaggi: Trasformatore ad alta frequenza riduzione dell ingombro dovuto al trasformatore; possibilità di utilizzare un convertitore c.c.-c.c. ad alta efficienza (convertitore risonante). Svantaggi: complessità della struttura del convertitore c.c. necessità di contenere l iniezione di c.c. in rete. In Italia l utilizzo di tale configurazione è consentita solo per impianti di potenza inferiore a 20 kwp e solo se viene impiegato un opportuno sistema di controllo sull ampiezza della componente continua in uscita dall inverter.. 70/105

71 Altre Caratteristiche: misura della corrente di dispersione verso terra (Residual Current Monitoring) dovuta alle capacità parassite tra pannelli e terra nei sistemi senza trasformatore; Robustezza ai disturbi, alle variazioni di ampiezza e frequenza, ed ai salti di fase della rete; Riconoscimento del funzionamento ad isola (Anti islanding detection) diagnostica del funzionamento della sorgente FV (malfunzionamenti, situazioni di ombreggiamento) comunicazioni verso l esterno per monitoraggio locale e/o remoto 71/105

72 Utilizzati per potenze superiori ai 6 kwp Connessione mediante trasformatore per potenze superiori ai 20 kwp Rapporto ingombro/potenza più favorevole rispetto al caso monofase 72/105

73 Approccio della SMA impiegato per impianti di elevata potenza ( 1MWp) 3 inverter trifase da 330kWp ciascuno con un proprio trasformatore a bassa tensione (LV) Connessione alla cabina di media tensione MV attraverso un trasformatore esterno 73/105

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77 In questa fase vengono effettuate le prime valutazioni di progettazione: Si decide la posizione di installazione dei moduli (angolo di tilt e orientamento) e degli altri componenti che fanno parte dell impianto; Vengono rilevate le distanze di eventuali ombreggiamenti. 77/105

78 Viene rilevata la clinometria del sito (ovvero le altezze di ostacoli naturali quali colline, montagne, ecc.) e la superficie disponibile; Viene valutato il punto di aggancio alla rete. 78/105

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80 Rappresenta la fase più importante poiché, quanto produrrà l impianto PV, dipende dalle soluzioni progettuali adottate. In particolare il progettista: deve scegliere la posizione ottimale dell impianto per ottimizzare al meglio la lunghezza dei cavi (possibili cadute di tensione elevate); deve ottimizzare la scelta dei cavi e delle protezioni in generale; deve ottimizzare i costi e le efficienze dell impianto. 80/105

81 Scelta non condizionata dell orientamento 81/105

82 Scelta vincolata dell orientamento 82/105

83 La tensione della sezione in corrente continua di un generatore fotovoltaico deve essere opportunamente scelta, in funzione della tipologia e dei componenti utilizzati. Tensione massima: è data dalla somma delle V oc dei moduli collegati in serie (stringa fotovoltaica); Tensione di funzionamento: è determinata dal punto di lavoro del generatore fotovoltaico (per sistemi che utilizzano sistemi di conversione dell energia è sempre quello di massima potenza MPP). 83/105

84 Un corretto accoppiamento generatore fotovoltaico inverter impone che la tensione in uscita dal campo fotovoltaico sia contenuta all interno di un range di tensioni di ingresso ammissibili dall inverter. 84/105

85 Occorre verificare che le tensioni di lavoro critiche del campo fotovoltaico si trovino all interno della finestra di tensione in corrente continua ammessa dall inverter. 85/105