Partire dal campo FV esistente: tradurre la vostra configurazione in dati di dimensionamento dell’inverter
Rilevare i valori del modulo: Pmpp, Voc, Vmpp, Isc e coefficienti di temperatura (%/°C)
Per un dimensionamento dell’inverter corretto, partite dalla scheda tecnica del modulo, non da una lettura del contatore. Annotate i valori STC di Pmpp, Voc, Vmpp, Isc. Aggiungete i coefficienti di temperatura, in %/°C, almeno su Voc e Pmpp. Voc è il valore che “sale” al freddo. È quello che determina il rischio di superamento della tensione DC.
Descrivere le stringhe: numero di moduli in serie, numero di stringhe in parallelo, cablaggio e sezioni
Documentate Ns (moduli in serie) e Np (stringhe in parallelo). Rilevate le lunghezze andata e ritorno, il tipo di cavo PV1-F o equivalente, le sezioni (mm²) e le protezioni di stringa, se presenti. Questo rilievo fissa la corrente DC da trasportare, quindi le cadute di tensione e l’ammissibilità degli ingressi inverter.
Identificare orientamenti e ombreggiamenti: perché un ingresso MPPT per orientamento cambia il dimensionamento dell’inverter
Mappate gli orientamenti (azimut, inclinazione) e gli ostacoli. Un orientamento diverso o un ombreggiamento strutturale impone in pratica un MPPT dedicato. Altrimenti, la stringa più penalizzata frena l’insieme e voi sovradimensionate inutilmente l’inverter oppure ne degradate la finestra MPPT. Per quantificare l’impatto, fate riferimento a coefficienti di orientamento adeguati.
Regolare la potenza del campo rispetto alla potenza dell’inverter: puntare al rapporto giusto senza promettere troppo
Capire la differenza tra Pdi picco (campo) / Pnominale (inverter): il picco è raramente raggiunto
La Pdi picco del campo è data in condizioni STC. In sito, irradiamento, angolo d’incidenza, perdite DC e soprattutto temperatura di cella abbassano la potenza istantanea. La Pnominale dell’inverter è invece una potenza AC continua. Nel dimensionamento dell’inverter, confrontate quindi un valore DC “da catalogo” con una capacità AC reale.
Scegliere un leggero sovradimensionamento del campo: effetti sulla produzione e sul clipping
Un campo leggermente più potente dell’inverter aumenta la produzione nella maggior parte delle ore, senza modificare il tetto AC. Il rovescio della medaglia si chiama clipping. Quando il campo supera il limite AC, l’inverter taglia il picco. Questo è accettabile solo se il clipping resta marginale su base annua e documentato nello studio. Per oggettivare questo punto, fate riferimento a una stima di produzione che quantifica perdite e clipping sull’anno.
Validare l’adeguatezza AC/DC: limiti pratici in funzione del sito, dell’inclinazione, della temperatura e degli obiettivi del cliente
Fissate un rapporto DC/AC coerente con la risorsa, l’inclinazione, la ventilazione posteriore e la strategia. Autoconsumo, immissione in rete, limitazione di rete o priorità di producibilità. Tenete un margine sulla potenza AC in estate e verificate anche la tenuta in ingresso DC per evitare sorprese in esercizio.
Mettere in sicurezza la tensione: il calcolo a freddo che evita di danneggiare l’inverter
Calcolare la tensione a vuoto di stringa al grande freddo: Voc corretta dal coefficiente di temperatura
Per un dimensionamento dell’inverter corretto, partite dalla Voc del modulo a STC e dal suo coefficiente βVoc (%/°C) riportato sulla scheda tecnica. La Voc aumenta quando la cella si raffredda. Calcolate la Voc a freddo con la correzione lineare. Prendete una temperatura minima di cella realistica per il sito, in mancanza la temperatura esterna minima aumentata a fini di sicurezza.
Determinare il numero massimo di moduli in serie: restare sotto la tensione DC massima ammissibile
Il criterio è semplice. Nmax = parte intera di VDC max inverter divisa per Voc_freddo del modulo. Confrontate anche la tensione ammissibile dei sezionatori DC, dei parafulmini e dei connettori. L’obiettivo è restare sotto il limite nel caso peggiore.
Individuare il caso dimensionante: l’errore classico “dimensiono sulla potenza” e dimentico la Voc a freddo
Sul campo, il guasto arriva quando si sceglie l’inverter in kW e si validano le stringhe “a sensazione”. In una mattina di gelo, la Voc della stringa supera la VDC max e l’elettronica subisce la sovratensione. Ultimo punto: orientamenti diversi vanno su MPPT distinti, altrimenti perdete produzione e complicate i controlli.
Assicurare il funzionamento in estate: restare nella finestra MPPT nonostante il caldo
Calcolare la Vmpp di stringa alla temperatura di cella più alta: applicare il coefficiente (%/°C)
Per il punto estivo, partite dalla scheda tecnica del modulo a STC. Rilevate Vmpp_STC e il coefficiente di temperatura di Vmpp, in %/°C (negativo). Stimate poi la temperatura massima di cella del sito, quindi calcolate Vmpp stringa: Vmpp_mod(T) = Vmpp_STC × (1 + coef/100 × (Tcell - 25)). Moltiplicate per Ns.
Fissare il numero minimo di moduli in serie: Vmpp deve restare nella finestra MPPT dell’inverter
Ricavate Ns_min = ceiling(VMPPT_min inverter / Vmpp_mod(Tcell_max)). Nel dimensionamento dell’inverter, mantenete un margine per le cadute di tensione DC e l’invecchiamento. Se Ns è troppo basso, l’inverter esce dalla ricerca MPP e va in limitazione, o addirittura si sgancia.
Gestire le configurazioni multi-stringa: lunghezze, cadute di tensione ed equilibrio degli ingressi
Nelle configurazioni multi-stringa, allineate Ns sulla stessa entrata MPPT quando gli orientamenti sono identici. Per falde diverse, separate le stringhe su ingressi separati o MPPT distinti. Verificate la caduta di tensione del cavo a Impp e la ripartizione delle correnti in parallelo. Riferimento metodologico: NF C 15-712-1 e IEC 62548.
Verificare le correnti e gli ingressi: evitare la saturazione, soprattutto in multi-stringa
Confrontare Isc maggiorata del coefficiente di sicurezza normativo con la corrente di ingresso ammissibile
Nel dimensionamento dell’inverter, non limitatevi alla potenza. Prendete la corrente di cortocircuito del modulo (Isc) e applicate il coefficiente di sicurezza normativo, quindi confrontate il tutto con la corrente di ingresso massima indicata sulla scheda tecnica dell’inverter (per MPPT o per ingresso).
Verificare la corrente per ingresso e la corrente totale: impatti dei paralleli di stringhe
Non appena mettete stringhe in parallelo, le correnti si sommano. Verificate il limite per ingresso e il limite totale DC dell’apparecchio. Un errore classico è essere conformi su ogni stringa, ma fuori limite una volta raggruppate.
Assegnare correttamente le stringhe: un orientamento per MPPT e i rischi dei mix sullo stesso ingresso
Assegnate un orientamento e una distribuzione dei moduli coerenti per MPPT. Mescolare Est/Ovest o lunghezze diverse sullo stesso ingresso crea punti di massima potenza divergenti, e voi perdete produzione complicando al tempo stesso la diagnosi. Per approfondire l’impatto dell’orientamento, vedere orientamento e inclinazione dei pannelli FV.
