Inverter e microinverter

Un inverter per applicazioni fotovoltaiche è caratterizzato dai seguenti dati di targa: Lato generatore fotovoltaico:

• 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 normale.

Lato rete c.a.:

• potenza nominale in c.a. e potenza massima erogabile continuativamente dal gruppo di conversione, nonché il campo di temperatura ambiente alla quale tale potenza può essere erogata;
• corrente nominale erogata in c.a.;
• corrente massima erogata in c.a. (questo dato consente di determinare il “contributo dell’impianto alla corrente di corto circuito”);
• distorsione e fattore di potenza (parametri che definiscono la qualità dell’energia immessa in rete);
• efficienza di picco e condizioni di ingresso/uscita a cui si ottiene la massima efficienza di conversione;
• efficienza a carico parziale (al 5%, 10%, 20%, 30%, 50%) e al 100% della potenza nominale del gruppo di conversione, così come per il cosiddetto “rendimento europeo” (in alternativa, viene fornito il diagramma di efficienza).

Tipicamente la tecnica di commutazione utilizzata è quella forzata (con modulazione ad ampiezza di impulso PWM) ed è in grado di operare in modo completamente automatico, inseguendo il punto di massima potenza (MPPT) del campo fotovoltaico. I valori della tensione e della corrente di ingresso di queste apparecchiature devono essere compatibili con quelli del campo fotovoltaico a cui sono connessi, mentre i valori della tensione e della frequenza in uscita devono essere compatibili con quelli della rete alla quale sono connessi. Gli inverter devono essere dotati di marcatura CE. Norme tecniche di riferimento Una sintesi delle principali norme CEI disponibili in tema è riportata di seguito:

• CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di media e bassa tensione;
• CEI EN 50524 (CEI 82-34): Fogli informativi e dati di targa dei convertitori fotovoltaici;
• CEI EN 50530 (CEI 82-35): Rendimento globale degli inverter per impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica;
• EN 62446 (CEI 82-38): Grid connected photovoltaic systems - Minimum requirements for system documentation, commissioning tests and inspection;
• CEI 0-16: Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica;
• CEI 64-8: Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua;
• CEI EN 60529 (CEI 70-1): Gradi di protezione degli involucri (codice IP).

Scelta della tipologia dell’inverter Oltre la potenza nominale, la tensione e la frequenza di uscita, gli elementi principali per la scelta della tipologia di inverter sono:

• numero degli MPPT
• numero delle fasi

L’MPPT (Maximum Power Point Tracking) è il dispositivo (hardware  e software) interno all’inverter che permette la ricerca del punto di ottimo nel diagramma di funzionamento del generatore CC. Un maggior numero di MPPT aumenta la complessità (e quindi il costo del singolo inverter a parità di altre caratteristiche) ma migliora le prestazioni in termini rendimento in modo più o meno evidente a seconda della dispersione delle caratteristiche di irraggiamento, orientamento, ombre ecc. del generatore CC. La scelta della tipologia dell’inverter dipende dalla potenza dell’impianto: per potenze maggiori di 6 kW si adotta la connessione trifase alla rete; per potenze inferiori a 6 kW si può adottare la connessione monofase. Nella scelta della tipologia del gruppo di conversione occorre tenere conto che il tipo di connessione alla rete del distributore dipende dalla potenza dell’impianto (Norma CEI 0-16, CEI 11-20;V1 e CEI 0-21 per la BT):

• per potenza nominale del gruppo di conversione superiore ai 6 kW, si adotta la connessione trifase alla rete elettrica;
• per potenze inferiori ai 6 kW si può adottare la connessione monofase.

Una connessione trifase, può essere realizzata sia utilizzando inverter con uscita trifase sia inverter monofase in configurazione trifase. Un altro elemento importante nella scelta della tipologia dell’inverter è lo schema dell’impianto che tipicamente può essere con:

• inverter centralizzato
• inverter di stringa
• inverter multi stringa
• inverter di modulo o microinverter

Senza entrare nel dettaglio dei vantaggi e gli svantaggi di ciascuno schema che esulano dallo scopo di questo articolo si cita brevemente che gli schemi caratterizzati da un elevato numero di inverter (e quindi necessariamente di MMPT):

• permettono un adattamento via via più puntuale a condizioni diverse di funzionamento che si verificassero in porzioni diverse dell’impianto
• riducono via via colli di bottiglia legati a potenziali guasti
• aumentano la complicazione impiantistica

viceversa ovviamente le soluzioni caratterizzate da un solo o pochi inverter. Le soluzioni modulari e le soluzioni a più MPPT tendono a sfruttare gli aspetti positivi di tutte le possibilità. Ovviamente non esiste una soluzione ideale ma ogni caso merita un discorso a sé. Nel caso di connessione di impianti FV alla rete BT, gli inverter con potenza superiore a 20 kW devono avere una separazione metallica tra parte in corrente continua (anche se interna all’inverter) e parte in alternata, anche al fine di non iniettare correnti continue nella rete elettrica (Norma CEI 11-20). Dimensionamento Per il coordinamento del generatore FV e le caratteristiche nominali dell’inverter devono essere verificate le seguenti condizioni:

• La massima tensione ammessa all’ingresso dell’inverter deve essere superiore alla tensione a vuoto massima.
• La minima tensione MPPT dell’inverter deve essere inferiore alla minima tensione MPP del generatore FV.
• La massima tensione MPPT dell’inverter deve risultare superiore alla massima tensione MPP del generatore FV.
• La massima corrente ammessa all’ingresso dell’inverter deve risultare maggiore della massima corrente erogata del generatore fotovoltaico.

Per scegliere la potenza dell’inverter, in modo da ottenere un buon rendimento si sceglie in generale una potenza massima in uscita dell’inverter pari al 80%÷110% della potenza nominale del generatore FV. Tale rapporto è però fortemente dipendente dalle condizioni d’installazione dei moduli (latitudine, inclinazione, temperatura ambiente, ecc.) che possono far variare considerevolmente la potenza generata. Microinverter A differenza degli altri inverter i microinverter sono in proporzione 1 a 1 o 1 a 2 con i moduli FV e fissati direttamente a bordo di ciascuno di questi. Realizzano la conversione della corrente, da continua in alternata, direttamente sul tetto o in campo. L’impianto in CC (di solito caratterizzato da una tensione più elevata) viene eliminato. Ogni sottoinsieme modulo e microinverter costituisce quindi un generatore CA autonomo ed indipendente dal resto del sistema alla tensione di rete. La potenza del microinverter è ovviamente proporzionata in base a quella tipica del modulo. Le differenze principali fra un microinverter e un inverter tradizionale per applicazioni fotovoltaiche consistono nelle dimensioni, nella potenza e nell'impiego:

• l'eliminazione della rete in CC cambia gli estremi della progettazione e dell’installazione di impianto (la parte in CC rimane all’interno di un prodotto)
• viene ottimizzata la produzione di ogni singolo modulo riducendo ad esempio il problema della ombre limitando le perdite al solo modulo in ombra.