sistemi solari fotovoltaici

CORSO SACCHI – ENERPOINT

Desio, 5 e 6 marzo 2009

I SISTEMI SOLARI FOTOVOLTAICI

2

MODULI FV - INVERTER

Argomenti

� Moduli fotovoltaici

� Inverter

� Lay-out d’impianto

� Configurazione d’impianto - (esempio)

� Criteri di dimensionamento dei componenti elettrici e delle protezioni

� Prescrizioni ENEL DK 5940 Ed. 2.2

� Schemi tipici di connessione per impianti BT

3

MODULI FV – INVERTER


4

• Curve caratteristiche dei moduli FV

• Parametri di targa del modulo FV

• Coefficienti termici

• Parametri di targa dell’inverter

• Dimensionamento del generatore FV

• Selezione inverter


5

Curve caratteristiche dei moduli FV

TENSIONE, V

1.00

0.75

0.50

0.25

0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72

-40°C

-20°C

20°C

0°C

40°C

60°C

CORRENTE, A

Irraggiamento costante.

Temperatura variabile.

All’aumentare della temperatura la tensione a circuito aperto diminuisce.La corrente di corto circuito aumenta.


6

1.50 kW/m2

1.25 kW/m2

1.00 kW/m2

0.75 kW/m2

0.50 kW/m2

0.25 kW/m2

1.50

1.25

1.00

0.75

0.50

0.25

CORRENTE, A

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

TENSIONE, V


Irraggiamento variabile.

Temperatura costante.

All’aumentare dell’irraggiamento la corrente aumenta.

La tensione a vuoto non è particolarmente influenzata.


7





8





9


Irraggiamento costante.

Temperatura variabile.


10

Parametri di targa del modulo FV

• Pnom – Potenza nominale [Wp]

• VOC – Tensione a circuito aperto [V]

• ISC – Corrente di corto circuito [A]

• VMPP – Tensione relativa al punto di massima potenza [V]

• IMPP – Corrente relativa al punto di massima potenza [A]

• Vsistema – Tensione massima d’isolamento del modulo FV [V]

Stabiliti alle Standard Test Condition (STC)

• Irraggiamento pari a 1000 W/m2

• TCELLA pari a 25°C

• A.M. (Air Mass) pari a 1,5 � circa 42°


11

Parametri di targa del modulo FV


12

Coefficienti termici

Altri parametri del modulo fotovoltaico sono i Coefficienti di temperatura:

• αααα PPPP – c.t. relativo alla potenza [-n%/°C ↔ - mW/°C]

• αααα VOC – c.t. relativo alla VOC [-n%/°C ↔ - mV/°C]

• αααα ISC – c.t. relativo alla ISC [+n%/°C ↔ + mA/°C]

A volte completati da altri due coefficienti di temperatura:

• αααα VMPP – c.t. relativo alla VMPP [-n%/°C ↔ - mV/°C]

• αααα IMPP – c.t. relativo alla IMPP [+n%/°C ↔ + mA/°C]


13

Formule relative ai parametri Tensione

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCOC

OCOC

TTVSTCVTV

α

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCMP

MPMP

TTVSTCVTV

α

Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini percentuali � - %/°C


14

Formule relative ai parametri Tensione

Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini dimensionali � - mV/°C

( ) ( ) ( )OCSTCOCOC

VTTSTCVTV α⋅−+=

( ) ( ) ( )MPSTCMPMP



15

Formule relative ai parametri Corrente

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCSC

SCSC

TTISTCITI

α

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCMP

MPMP

TTISTCITI

α

Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini percentuali � + %/°C


16

Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini dimensionali � + mA/°C

( ) ( ) ( )SCSTCSCSC

ITTSTCITI α⋅−+=



Formule relative ai parametri Corrente


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Parametri di targa dell’inverter

Intervallo o valore massimo relativo alla potenza

nominale [Wp] installabile a “monte” dell’inverter – PDC-MIN ÷ PDC-MAX

Tensione massima di sistema o d’isolamento - VisoRange di tensione MPPT (Maximum Power Point Tracker)

– VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX

Corrente massima d’ingresso – IDC-MAXPotenza nominale d’uscita inverter – PNOM-ACPotenza massima d’uscita inverter – PMAX-AC


18

Dimensionamento del generatore FV

Retta di “carico”del circuito MPPT


19



20



21


+

1 2 3

-

n

+

1 2 3

-

n+ -

Parametri di targa del modulo

Parametri di targa della stringa

Parametri di targa del generatore FV


22


+

+

1

2

3

-

n

+

1

2

3

-

n

-

VOC - VMPPISC - IMPPISC - IMPP

Stringa 1 Stringa P

Corrente di stringa = Corrente del modulo

Corrente del GEN. FV = P x corrente di stringa

Tensione di stringa = n x tensione del modulo

Tensione del GEN. FV = Tensione di stringa


23


( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCOC

OCOC

TTVSTCVTV

α

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCMP

MPMP

TTVSTCVTV

α

�� VOC @ T = - 10°C

�� VMP @ T = - 10°C

�� VMP @ T = + 50°C Milano �� + 50°C


24


( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCSC

SCSC

TTISTCITI

α

( ) ( )( )

−⋅+⋅=

100

100STCMP

MPMP

TTISTCITI

α

�� ISC @ T = + 50°C

�� IMP @ T = + 50°C


25


Riepilogando i dati ottenuti:

�� VOC @ T = - 10°C

�� VMP @ T = - 10°C

�� VMP @ T = + 50°C

�� IMP @ T = + 50°C

Il passo successivo è dedicato all’ INVERTER


26

Selezione inverterstringa 1 stringa N

QUADRO DI CAMPO

INVERTER

Campo FV

Pn1 PnN

Pn1’

Pn’’= Pn1’’+ ……+ PnN’’

Pn’’’

Rete A.C.

�� VOC @ T = - 10°C

�� VMP @ T = - 10°C

�� VMP @ T = + 50°C

�� IMP @ T = + 50°C

PDC-MIN ÷ PDC-MAX

PNOM-FV

VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX

IDC-MAX

PNOM-AC

PMAX-AC

Viso


27

Selezione inverter

PDC-MIN ≤ PNOM-FV ≤ PDC-MAX

1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3


ηEU = 0,03 η5 + 0,06 η10 + 0,13 η20 + 0,1 η30 + 0,48 η50 + 0,2 η100

PAC / PNOM-AC

η = PAC / PDC

100%

28

Selezione inverter

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C

VMP @ T = + 50°C

IMP @ T = + 50°C

VMPP-MIN

IDC-MAX

Vsistema<

VOC @ T = - 10°C Viso<

< VMPP-MAX

>

<

GEN. FV

Modulo

INV


29

LAY-OUT D’IMPIANTO


30

Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra contenuta

Percorso “giro cavi” al max. 30/35 metri


31

Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra abbastanza rilevante

Percorso “giro cavi” superiore ai 30/35 metri

Per convenzione definiamo:

Il quadro elettrico vicino ai moduli FV come Quadro di Parallelo

Il quadro elettrico vicino all’inverter come Quadro di Campo e Manovra


32


In riferimento al Layout 1


33

Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra contenuta


Sistema Multi-inverter


34


Lay-out n°3

Q.CM


35

Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra abbastanza rilevante

Percorso “giro cavi” superiore ai 30/35 metri



36


Lay-out n°4


37


38

Sistema Mono-inverter

Tipo “Centrale”

La distanza tra moduli FV e circuito d’ingresso dell’inverter diventa notevole perchéovviamente aumenta la dimensione dell’impianto


39


Lay-out n°3

Q.dI


40


Lay-out n°3


41


Lay-out n°4

L1(R)

L2(S)

L3(T)

N

Q.dI


42


Lay-out n°4

Q.dI


43

ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE

ESEMPIO

DI

CONFIGURAZIONE

44


La taglia ma soprattutto la configurazione di un impianto

fotovoltaico “nasce” dopo valutazioni ben precise

Le valutazioni e i fattori che influenzano le scelte finali

possono essere molteplici, per esempio alcune:

• La disponibilità dei moduli FV (mercato)

• Spazio disponibile per la posa dei moduli FV

• La presenza di eventuali difficoltà impiantistiche

• La disponibilità degli inverter, e il loro possibile o meno

utilizzo per il progetto specifico

• ……….

45


Ipotizziamo che le difficoltà logistiche e tecniche sulla

situazione impiantistica pre-fotovoltaico siano risolte

oppure assenti

Si possono perseguire due linee di sviluppo per

configurare una determinata taglia d’impianto,

si può schematizzare quindi:

46


InverterModuli FV

INV1

INV2

INV3 Mod1

Mod2

Mod3

Obbiettivo in comune: Determinare la taglia

47


Moduli FV

INV1

INV2

INV3

Supponiamo di voler realizzare

una taglia d’impianto prossima

ai 20 kWp con i moduli

fotovoltaici della Trina Solar

modello TSM-220-PC05

(220 Wp)

48


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,909091

220 Wp x 90 moduli = 19,8 kWp

Per la specifica richiesta vediamo se con gli

inverter Power One possiamo giungere ad una

soluzione

49


- 128,8 mV

+ 4 mA

50


530 V

Da manuale

180 V Da manuale

51


� L’inverter PVI-6000 è dotato di due ingressi, avendo due circuiti MPPT

� I due ingressi possono essere gestiti in modo indipendente l’uno dall’altro, oppure possono essere configurati in modo da funzionare in parallelo elettrico

Supponiamo di configurare l’inverter con entrambi gli MPPT

in parallelo

Quindi in riferimento alla scheda tecnica dell’inverter PVI-6000, il

limite di corrente d’ingresso risulterà essere 18 x 2 = 36 A dc

52


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9

220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C

VMP @ T = + 50°C

IMP @ T = + 50°C

VMPP-MIN

IDC-MAX

Vsistema<

VOC @ T = - 10°C Viso<

< VMPP-MAX

>

<

GEN. FV

Modulo

INV

53


20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9

220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

VOC @ T = - 10°C

VMP @ T = - 10°C

VMP @ T = + 50°C

IMP @ T = + 50°C

180 V

36 A

1000 V<

VOC @ T = - 10°C 600 V<

< 530 V

>

<

GEN. FV

Modulo

INV

54


( ) ( ) ( )OCSTCOCOC




( ) ( ) ( )SCSTCSCSC




=OC

Vα =MP

Vα - 128,8 mV/°C

=SC

Iα =MP

Iα + 4 mA/°C

Consideriamo entrambi i valori a meno delle tolleranze, ovviamente anche di poco i risultati a seguire saranno leggermente scostanti da quelli computati dal “configuratore” del costruttore dell’inverter

55


( ) ( ) ⋅−−+=− 25108,3610OC

V

( ) ( ) ⋅−++=+ 255039,750MP

I

( ) 308,411288.0 =−

( ) ( ) ⋅−−+=− 25108,2910MP

V ( ) 308,341288.0 =−

( ) ( ) ⋅−++=+ 25508,2950MP

V ( ) 58,261288.0 =−

( ) 49,7004.0 =+

V

V

V

A

VMPP-MAX= 530 V 530 V / 41,31 V ≈ 12,8 moduli in serie

Dato che si è ipotizato di gestire 90 moduli, optiamo per 10 moduli in serie, ottenendo quindi 9 stringhe da 10 moduli in serie cadauna

VOC(-10) = 10 x 41,31 V = 413,1 V < 600 V OK !!

VMP(-10) = 10 x 34,31 V = 343,1 V < 530 V OK !!

56


( ) ( ) ⋅−−+=− 25108,3610OC

V ( ) 308,411288.0 =−

( ) ( ) ⋅−−+=− 25108,2910MP

V

( ) ( ) ⋅−++=+ 25508,2950MP

V ( ) 58,261288.0 =−

V

V

V

VMPP-MIN= 180 V

Per 10 moduli in serie si ottiene a +50°C :

VMP(+50) = 10 x 26,58 V = 265,8 V > 180 V OK !!

( ) 308,341288.0 =−

( ) ( ) ⋅−++=+ 255039,750MP

I ( ) 49,7004.0 =+ A

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Per l’ordine di grandezza della taglia d’impianto che si vuole realizzare (19,8 kWp), e dato che le stringhe risultanti risultano essere 9, dove ogni singola stringa èrealizzata con 10 moduli da 220 Wp l’una, si intuisce che il numero di inverter PVI-6000 da adottare è 3.

Quindi ogni inverter dovrà gestire la conversione dell’energia proveniente da 3 stringhe di moduli FV.

Rimane dunque da fare un ultimo controllo.

Bisogna controllare che la corrente risultante dal parallelo elettrico delle 3

stringhe in oggetto NON SUPERI il limite di corrente d’ingresso dell’inverter PVI-6000

(36 A dc)

58


( ) ( ) ⋅−++=+ 255039,750MP

I ( ) 49,7004.0 =+ A

IDC-MAX= 36 A

Con 3 stringhe in parallelo per inverter:

Riepilogando

IMP = 3 x 7,49 A = 22,47 A < 36 A OK !!

59


Configurazione con

3 PVI-6000

VOC @ T = - 10°C = 413,1 V

VMP @ T = - 10°C = 343,1 V

VMP @ T = + 50°C = 265,8 V

IMP @ T = + 50°C = 22,47 A

180 V

36 A

1000 V<

600 V<

< 530 V

>

<

GEN. FV

Modulo

INV

VOC @ T = - 10°C = 413,1 V

1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3

19,8 kWp / 18 kW = 1,1 ≤ 1,3

60


90 moduli TSM-220-PC05 �� 19,8 kWp

10 moduli FV collegati in serie per stringa

Inverter: N°3 inverter Power One PVI-6000

Ogni inverter gestisce 30 moduli (6600 Wp) in

3 stringhe collegate in parallelo per inverter

Concludendo

61

DIMENSIONAMENTO COMPONENTI ELETTRICI

DIMENSIONAMENTO DEI COMPONENTI

ELETTRICI

62

Scaricatori

• Tensione max continuativa DC > Voc stringa @ -10°C, con un po’ di margine (es: 30 V)

• Noi usiamo DEHN serie Dehnguard S, Dehnguard Y PV, CON.TRADEserie L2/20 + I12

• Sempre modelli con finestra visualizzazione stato scaricatore

• Sovratensioni come onde che si propagano bidirezionalmente: scaricatori vicini ad apparecchio da proteggere, come “barriera” all’arrivo del picco di sovratensione

• Compromesso sicurezza – numero scaricatori

Fusibili

• Due per stringa, taglia secondo costruttore modulo (tipico 10 A)

• In basi portafusibili, meglio se a doppio sezionamento

• Il valore è determinato in funzione della Isc e dal n° di stringhe in parallelo

Componenti DC – scaricatori e fusibili

63

• Proteggono ogni stringa dal funzionamento a corrente inversa

• Usiamo uno dei 4 diodi di un ponte di Graetz (KBPC 35 - 1000V 35A)

• Forma di più facile montaggio, usare sempre singolo dissipatore

• Dissipano un po’ di potenza, in genere trascurabile per l’impianto ma non per il quadro che ne contenga molti

Diodi di blocco in un quadro di Parallelo

Diodo di blocco

Componenti DC – Diodi di blocco

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Componenti DC – MultiContact

• molti moduli hanno precablato il modello MC3, crimpabile sui cavi di discesa solo con una speciale e costosa pinza

• Il tipo MC4 è crimpabile con normale attrezzatura da elettricista

• Per innestare uno nell’altro ci sono appositi adattatori: NON si deve tagliare via l’MC3 e sostituirlo perché decade garanzia modulo!

• Estremi di stringa o tratti interstringa: per ognuno di questi casi ci vuole 1 coppia di connettori MC4 + 1 coppia di adattatori

• Anche alcuni inverter e gli String Control hanno l’ingresso con gli MC !

Fronius IG outdoor

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Componenti DC - organi protezione e interruzione

• Per poche stringhe (2-3) si può usare IMS con n°poli adeguato alla tensione e corrente da interrompere (@ MPP)

• Sono però difficili da reperire, si può ovviare con interruttori per DC

• Controllare comunque le indicazioni del costruttore per l’uso in DC

• Es: VMPP-10=358V, IMPP = 15A

• Ricavo circa 150V per polo: con 2 poli seziono solo 300V, quindi mi serve un IMS a 3 poli, che può sezionare 450V

Corrente DC [A]

Tensione sezionabile

per polo [V]

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• Con tante stringhe in parallelo suddivido per gruppi (4-5 stringhe), eventualmente in più di un quadro (es: 50 kWp - 2 quadri)

• Uso interruttori per DC (es: ABB S500 UC) o anche per AC, purché il costruttore ne dichiari le caratteristiche in DC

• magnetotermico tarato il più basso possibile, ma deve lasciar passare la IMPP @ 60°C

• Esempio1:

Voc-10= 437V, Isc=86A, IMPP=78A

TMax T1 sopporta 500Vdc con 3 poli, secondo schema costruttore

Regolazione termica appena sopra 78A

• Esempio2:

Voc-10= 485V, Isc=27A, IMPP=24,4A

In passato si è adottato il modello S500UC sopporta 500 Vdc con 2 poli, secondo il costruttore. La taglia più prossima è la B25

Attualmente l’interruttore S802PV-S32 sopporta 800 Vdc con 2 poli.

La taglia consigliata è la In = 32 A - (In @ 60°C = 25,6 A)

67


Esempio variazione taglia interruttore con la temperatura

68


69

• Posizione: vicini all’uscita inverter perchè è questa l’apparecchiatura da proteggere

• Scopo: Fare in modo che l’inverter veda applicata a sé la tensione di protezione dello scaricatore (Up) in caso di sovratensioni dalla rete

• Monofase � Dehnguard S275 + DehnGAP C/S [schema 1+1]

• Trifase � Dehnguard M TT230/400 per sistemi TT, oppure TNS, TNC… a seconda

• Collegamenti: poli protetti-scaricatore e scaricatore-riferimento di terra brevi (max totale 20 cm)

• IDEALE: si fa entra-esci di fase e neutro sui morsetti scaricatori (schema a V) + da inverter si va direttamente al morsetto terra scaricatore e da qui all’impianto di terra

• NO posa cavi a monte scaricatore vicini e/o paralleli ai cavi a valle

Componenti AC – scaricatori

70

Componenti AC – scaricatori

Esempio di collegamento 1 + 1

DEHN GUARD T-275

DEHN gap C/T

Dall’inverter

Conduttore di fase

Dall’inverter

Conduttore di neutro

Conduttore di terra (giallo verde)

Dall’inverter Al NET

Alla rete

Alla rete

Rete 230 V – 50 HzImpianto FV

Conduttore di terra (giallo verde)

71

Componenti AC - organi protezione e interruzione + cavi

• Uso della normale componentistica per corrente alternata, di marca affidabile (ABB, Schneider, Siemens …)

• Ib = corrente alla PMAX inverter e tensione di rete 0,8Vn• Un cortocircuito è alimentato dalla rete, quindi le protezioni vanno

verso la rete, non vicino all’inverter

• Cavi a doppio isolamento [FG7(O)R…] o cordine [N07V-K…], da valutare a seconda della posa prevista

• Dimensionamento solito per i cavi in AC

• Caduta di tensione <4% sempre da uscita inverter a punto fornitura, meglio stare un poco più bassi (3%)

• NON è più obbligatorio usare cavi schermati tra inverter e contatore produzione essendoci la AEEG n°88/07 (TuttoNormel lug07); CEI 82-25 e DK5940 2.2 dovranno essere modificate

Cavi

72

Allacciamento alla rete

CEI 11-20 V1 e PRESCRIZIONI ENEL

DK 5940

73


PREMESSA

Si prevede che per la fine di Agosto 2009 sarà pubblicata la

Norma CEI 0-16 per gli Utenti di Bassa Tensione.

Tale Norma, come per la relativa ai sistemi in AT e in MT, fisserà

le Regole Tecniche di Connessione degli utenti (sia passivi che

attivi) alla rete in BT.

L’AEEG richiamerà tale Norma come allegato al decreto relativo

all’argomento, e quindi in quanto tale avrà il peso di legge.

Sarà il riferimento per “tutti” sia per i Distributori che per gli

operatori di settore.

74


PREMESSA

La Norma CEI 0-16 per gli Utenti di Bassa Tensione sostituirà a

tutti gli effetti tutte le disposizioni di tutti i Distributori Locali.

Con alta probabilità la maggior parte dei contenuti tecnici

dell’attuale DK 5940 ed. 2.2 saranno replicati.

Il GIFI con le sue consociate sono al lavoro per evidenziare le

“criticità” ed eventualmente comunicarle al CEI.

75


L’allacciamento dei sistemi fotovoltaici alla rete di distribuzione è regolamentato dalle norme CEI 11-20 IV edizione e la rispettiva variante V1 per reti di I e II categoria (BT) e dalle norme CEI 11-32 per la rete di III categoria (AT).

I Distributori Locali emanano poi delle proprie prescrizioni ispirate dalle norme CEI.

ENEL ha pubblicato il documento DK 5940 ed 2.2(Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT di ENEL Distribuzione) ad aprile 2007.

Altri distributori si rifanno in sostanza a quest’ultimo.

76

Allacciamento alla rete - Vincoli

(potenze intese lato AC)

Potenza allacciabilePotenza allacciabile

� In generale: da 0,75kW in su; in BT almeno fino a 100 kW

� Monofase = MAX 6 kW

� Trifase = MAX squilibrio tra le fasi 6 kW

Isolamento galvanico verso la reteIsolamento galvanico verso la rete

• collegandosi tramite convertitori statici (inverter), è

obbligatorio garantirlo tramite trasformatore a 50 Hz.

• Omissibile fino a 20kW se è presente una protezione che

interviene quando la componente continua supera una

certa soglia (0,5% della fondamentale).

77

Dispositivi generale e di generatore

DISPOSITIVO DI GENERATORE

• è installato a valle di ciascun generatore e lo esclude quando è aperto

Sono ammessi:

• interruttore automatico con sganciatore di apertura

• contattore/commutatore combinato con fusibile o con interruttore

automatico

DISPOSITIVO GENERALE

• deve escludere l'intera rete del Cliente produttore dalla rete pubblica,

quando è aperto

• deve essere costituito da un interruttore con sganciatori di massima

corrente

78

Protezioni di INTERFACCIAProtezioni di INTERFACCIA

Devono essere previste tra i generatori e la rete pubblica, sensibili ad

anomalie della tensione e frequenza di rete

� integrate nell’inverter: OK fino a 20 kW e n°3 inverter

� esterne all’inverter: in tutti gli altri casi (dispositivo unico)

� agiscono su contattore o interruttore con bobina di apertura a

mancanza di corrente

Impediscono:

� l’alimentazione della rete da parte degli inverter (pericolo per i manutentori)

� la distruzione dell’inverter al ritorno della tensione di rete (perdita del sincronismo)

L’interfaccia con la rete

79

L’interfaccia con la rete

PROTEZIONI DI INTERFACCIA

Le protezioni di interfaccia, costituite essenzialmente da relé di frequenza e di

tensione, previste dalla Norma CEI 11-20 sono tarate secondo la seguente

tabella.

senza ritardo intenzionale49,7 HzMinima frequenza

senza ritardo intenzionale50,3 HzMassima frequenza

≤ 0,2 s≥ 0,8 VnMinima tensione

≤ 0,1 s≤ 1,2 VnMassima tensione

TEMPO DI INTERVENTOVALORE DI TARATURAPROTEZIONE

80

L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3

L’interfaccia Enerpoint EP3

81


82


83

Estratto della DK 5940 Ed. 2.2

CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO

I gruppi di generazione possono essere di tipo monofase o trifase.

Per gli allacciamenti monofase la massima taglia ammessa è 6 kW.

Per allacciamenti di tipo trifase è ammesso collegare, fra le fasi ed

il neutro, generatori monofase di potenza non uguale purché lo

squilibrio complessivo (differenza fra la potenza installata sulla

fase con più generazione e quella con meno generazione) non

superi 6 kW.

84



La scelta del livello di tensione cui allacciare un produttore

dipende dalla potenza dell’impianto di produzione e da

quella dei carichi passivi e di altri impianti di produzioni

presenti sulla stessa rete.

Generalmente gli impianti di produzione di potenza nominale

complessiva ≤ 50 kW vengono allacciati alla rete di BT ed

allacciati alla rete di MT se di potenza nominale complessiva

superiore a 100 kW.

L’allacciamento alla rete BT può avvenire su linea esistente, su

linea dedicata o tramite cabina di trasformazione MT/BT

dedicata.

85



In ogni caso la scelta del livello di tensione e delle modalità di

allacciamento del cliente produttore verrà effettuata

caso per caso, sulla base delle verifiche preliminari di

allacciamento.

Il cliente produttore deve fornire una documentazione

preliminare, allegata alla domanda di allacciamento, e una

documentazione più dettagliata da allegare al regolamento di

esercizio secondo quanto descritto in allegato B.

L'allacciamento è sempre subordinato alla verifica della

fattibilità tecnica effettuata da ENEL sulla base della

documentazione fornita dal cliente produttore e della

compatibilità con i limiti di sfruttamento dei componenti della

rete stabiliti da ENEL.

86



Nel caso che siano presenti più clienti produttori sulla rete BT

dovranno essere valutati gli effetti della totale

produzione, secondo le indicazioni fornite in seguito.

Non è consentita la messa in parallelo alla rete di distribuzione

BT di generatori rotanti o dispositivi di conversione statici in

grado di sostenere autonomamente la frequenza e la tensione

di rete.

I generatori rotanti che possono essere allacciati direttamente

alle reti di distribuzione BT sono solo quelli che si

comportano durante il funzionamento in parallelo come

generatori asincroni.

87



Nel caso di generatore asincrono autoeccitato e con dispositivo

di interfaccia di tipo quadripolare, deve essere prevista la

commutazione del centro stella del generatore dal neutro della

rete ENEL all'impianto di terra dell'utente, quando si passi dal

funzionamento in parallelo al funzionamento in isola.

Tale commutazione si rende necessaria per mantenere il

sistema elettrico in isola con neutro collegato a terra (il

conduttore di neutro BT ENEL, infatti, non deve mai essere

messo a terra dal cliente).

88

documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2

• Punti non applicabili (es:generatori rotanti) porre “non applicabile”

• 6) anche multifilare se già disponibile, integrarvi indicazioni punto 11

• 8) Contributo cortocircuito = corrente @ Pmax inverter con tensione di rete 0,8Vn

• valore monofase se singolo o multiinverter monofasi squilibrati, valore trifase per inverter trifasi (specificare)

• 9) carichi passivi� in mancanza d’altro, porre potenza contrattuale

all A

all B

Dati e riferimenti cliente, dati nodo connessione, da lettera preventivo ENEL

Dati professionista, cliente, caratteristiche tecniche impianto di generazione (FV)

89

documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2

• 12) organi (Dispositivi) di manovra = interruttori, contattori…

• 13) relè (Protezioni) = comando logico dei dispositivi

• 14) eseguire verifiche e poi barrare casella SI

• 14.8) lasciare bianco (non si ha permesso connessione) anche se in genere tollerato solo per prove

• 16) mettere nota ove si spiega che si possono avere i dati solo dopo intervento Enel, conseguente al presente documento

all C

all D

Informazioni sui rischi del luogo, a cura del cliente

� aiutare il cliente nella parte iniziale tecnica

� consegnare insieme ad A, B o sul posto

Dichiarazione di messa in sicurezza parte di impianto soggetta all’installazione contatori

� responsabilità del cliente o preposto (RI), aiutare nell’individuazione parti e messa fuori tensione

90

Protezione d’interfaccia

Connessione

monofase Pnom

convertitore ≤ 6 kW

Potenza complessiva

dell’impianto ≤ 6 kW

(PI) integrata nel

convertitore

91

N° Convertitori: 3

Connessione monofase o

trifase Pnom del singolo


Potenza complessiva


(PI) integrata in ciascun

convertitore


92

3 inverter, < 20kW


93

N° Convertitori: > 3

Connessione monofase o

trifase Pnom del singolo


Potenza complessiva


(PI) unica ed esterna ai

convertitori


94

6 inverter, < 20kW


95

Schemi tipici di connessione per impianti BT

Connessione impianti BT

96


97

Schemi tipici di connessione per impianti BTL

kWh

Contatore

bidirezionale

id

N230 V

Int. L

Int. Utenze del

cliente

Int. Generale

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

kWh

Contatore misura

energia prodotta

98


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

kWh

Contatore bidirezionale

kWh

Contatore misura

energia prodotta

99


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

kWh

Contatore misura

energia prodotta

kWh


100


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

kWh

Contatore misura

energia prodotta

kWh

Contatore

bidirezionale

101


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

Pochi cm

kWh

Contatore misura

energia prodotta

kWh


102


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

A

B

C

id

L N

D E

Int. fm

Luci PreseLluci Lfm

Sluci Sfm

LFV

SFV

L2

S2

L1

S1

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

Pochi cm

kWh

Contatore misura

energia prodotta

kWh

Contatore

bidirezionale

103


104


id

L

N230 V

Int. L

Int. Generale

del cliente

Limit.

B

id

L N

Int. fm

Luci Prese

LFV

SFV

Campo FV

Inverter

Int. FV

Confine

Int. Sezionatore di manovra

kWh

Contatore misura

energia prodotta

kWh


105

Grazie dell’attenzione !!!

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