Manuale di Riferimento - Danfoss

Requisiti per la connession...
Dimensioni e configurazione dei cavi FV
Per evitare perdite di produzione dell'impianto, la perdita
dovuta ai cavi FV non deve essere superiore all'1 % del
valore nominale. Per un array da 5000 W a 700 V, ciò
corrisponde a una resistenza massima pari a 0,98 Ω.
Supponendo di utilizzare cavi in alluminio (4 mm 2 → 4,8 Ω/
km, 6 mm 2 → 3,4 Ω / km), la lunghezza massima per un
cavo da 4 mm 2 sarà di circa 200 m e per un cavo da 6
mm 2 sarà circa 300 m. La lunghezza totale viene definita
come il doppio della distanza fisica tra l'inverter e l'array
FV più la lunghezza dei cavi FV inclusi nei moduli. Evitare
avvolgimenti dei cavi CC che potrebbero agire come
antenne irradiando i disturbi sulle frequenze radio emesse
dall'inverter. I cavi con polarità positiva e negativa
dovrebbero essere posti uno accanto all'altro, con il minor
spazio possibile tra di loro. Questo serve a ridurre la
tensione indotta in caso di scariche elettriche (fulmini) e a
ridurre il rischio di danni.
CC Max. 1000 V, 12 A
Lunghezza del cavo 4 mm 2 -4,8 Ω /km 200-300 m*
Tabella 4.16 Specificazioni dei cavi
* La distanza tra l'inverter e array FV e ritorno, più la lunghezza
cumulata dei cavi usati dell'array FV.
4.3.1 Consigli e obiettivi riguardanti il
dimensionamento
Ottimizzare la configurazione FV: Tensione
La potenza di uscita dall'inverter può essere ottimizzata
applicando la massima tensione di ingresso a circuito
aperto (Vdcmax) per ingresso. Il limite minimo per la
tensione a circuito aperto è 500 V.
Esempi:
1. In un sistema FV da 75 moduli, ciascuno dei quali
con una tensione a circuito aperto di 40V a -10°C
e 1000 W/m², è possibile collegare fino a 25
moduli in una stringa (25*40 V=1000 V). Il tal
modo si hanno tre stringhe e ogni stringa
raggiunge la massima tensione di ingresso dell'inverter
di 1000 V a -10°C e 1000 W/m 2 , simile agli
esempi 1 e 2 di un sistema FV.
2. Un altro sistema FV ha solo 70 moduli dello
stesso tipo descritto in precedenza. In questo
caso, solo due stringhe raggiungono il valore
ideale di 1000 V. I restanti 20 moduli
raggiungono una tensione di 800 V a -10 °C.
Questa stringa dovrà essere collegata all'ultimo
ingresso dell'inverter, simile all'esempio 4 di un
sistema FV.
3. Infine, un terzo sistema FV composto da 62
moduli dello stesso tipo descritto in precedenza.
Realizzando due stringhe da 25 moduli, restano
solo 12 moduli per l'ultimo ingresso dell'inverter. I
12 moduli producono solamente una tensione a
circuito aperto di 480 V a -10°C. Di conseguenza,
la tensione sull'ultimo ingresso dell'inverter sarà
troppo bassa. La soluzione corretta consiste nel
collegare 22 moduli nel primo ingresso dell'inverter
e due volte 20 moduli nei due ingressi
restanti. Ciò corrisponde a 880 V e 800 V a -10 °C
e 1000 W/m 2 , simile all'esempio 4 di un sistema
FV.
Ottimizzazione della potenza FV
Il rapporto tra la potenza FV installata a condizioni STC
(PSTC) e potenza nominale dell'inverter (PNOM), cioè il
cosiddetto rapporto FV-rete KPV-AC, viene utilizzato per
valutare il dimensionamento dell'inverter. Per ottenere il
massimo delle prestazioni con una soluzione economicamente
efficiente, non dovrebbero essere superati i
seguenti limiti. I valori in Tabella 4.17 sono riportati solo a
titolo indicativo.
Potenza corrispondente per tipo di inverter
TLX Series
Tipo di sistema Max
6k 8k 10k 12.5k 15k
Sistemi a
inseguitore
Sistemi fissi, in
condizioni
ottimali:
Prossimi
all'orientamento
ideale
(tra SO e SE) e
all'inclinazione
ideale (più di
10°)
Sistemi fissi in
condizioni
quasi ottimali:
L'orientamento
oppure l'inclinazione
non
rientrano nei
limiti citati in
precedenza.
Sistemi fissi in
condizioni non
ottimali:
L'orientamento
e l'inclinazione
non rientrano
nei limiti citati
in precedenza.
KPV-AC
1,05
1,12
1,18
1,25
6,3
kWp
6,7
kWp
7,1
kWp
8
kWp
8,4
kWp
9,0
kWp
9,4
kWp
10,0
kWp
10,5
kWp
11,2
kWp
11,8
kWp
12,5
kWp
Tabella 4.17 Ottimizzazione della configurazione FV
13,1
kWp
14,0
kWp
14,7
kWp
15,6
kWp
15,7
kWp
16,8
kWp
17,7
kWp
18,7
kWp
Secondo Dr. B. Burger "Auslegung und Dimensionierung von Wechsel-
richtern für netzgekoppelte PV-Anlagen", Fraunhofer-Institut für
Solare Energiesysteme ISE, 2005.
L00410320-07_06 35
4 4