I SISTEMI SOLARI FOTOVOLTAICI




    CORSO SACCHI – ENERPOINT
      Desio, 5 e 6 marzo 2009
MODULI FV - INVERTER

Argomenti

  Moduli fotovoltaici
  Inverter
  Lay-out d’impianto
  Configurazione d’impianto - (esem...
MODULI FV - INVERTER




MODULI FV – INVERTER




                           3
MODULI FV - INVERTER




•   Curve caratteristiche dei moduli FV
•   Parametri di targa del modulo FV
•   Coefficienti ter...
MODULI FV - INVERTER
                   Curve caratteristiche dei moduli FV
            CORRENTE, A


     1.00


        ...
MODULI FV - INVERTER
                   Curve caratteristiche dei moduli FV
    CORRENTE, A

                  1.50 kW/m2
...
MODULI FV - INVERTER
Curve caratteristiche dei moduli FV
                              Irraggiamento
                     ...
MODULI FV - INVERTER
Curve caratteristiche dei moduli FV
                              Irraggiamento
                     ...
MODULI FV - INVERTER
Curve caratteristiche dei moduli FV
                              Irraggiamento
                     ...
MODULI FV - INVERTER
         Parametri di targa del modulo FV


•   Pnom – Potenza nominale [Wp]
•   VOC – Tensione a cir...
MODULI FV - INVERTER
Parametri di targa del modulo FV




                                   11
MODULI FV - INVERTER
                      Coefficienti termici
Altri parametri del modulo fotovoltaico sono i Coefficient...
MODULI FV - INVERTER
      Formule relative ai parametri Tensione

                          100 + αVOC ⋅ (T − TSTC ) 
 ...
MODULI FV - INVERTER
      Formule relative ai parametri Tensione


  VOC (T ) = VOC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC


  V ...
MODULI FV - INVERTER
       Formule relative ai parametri Corrente

                             100 + αI SC ⋅ (T − TSTC ...
MODULI FV - INVERTER
       Formule relative ai parametri Corrente


   I SC (T ) = I SC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I SC


...
MODULI FV - INVERTER
           Parametri di targa dell’inverter


Intervallo o valore massimo relativo alla potenza
nomin...
MODULI FV - INVERTER
Dimensionamento del generatore FV


                       Retta di “carico”
                       d...
MODULI FV - INVERTER
Dimensionamento del generatore FV




                                    19
MODULI FV - INVERTER
Dimensionamento del generatore FV




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MODULI FV - INVERTER
    Dimensionamento del generatore FV

    +                      -
                                 ...
MODULI FV - INVERTER
              Dimensionamento del generatore FV


    +                                            Co...
MODULI FV - INVERTER
      Dimensionamento del generatore FV

                        100 + αVOC ⋅ (T − TSTC ) 
VOC (T )...
MODULI FV - INVERTER
     Dimensionamento del generatore FV

                          100 + αI SC ⋅ (T − TSTC ) 
I SC (...
MODULI FV - INVERTER
           Dimensionamento del generatore FV
Riepilogando i dati ottenuti:

                         ...
MODULI FV - INVERTER
                                                   Selezione inverter
PNOM-FV                  string...
MODULI FV - INVERTER
                       Selezione inverter
η = PAC / PDC




                                         ...
MODULI FV - INVERTER
              Selezione inverter



                             <     Vsistema
          VOC @ T = -...
LAY-OUT D’IMPIANTO




LAY-OUT D’IMPIANTO




                        29
LAY-OUT D’IMPIANTO


          Distanza tra moduli FV e
          quadro di campo e manovra
          contenuta
          ...
LAY-OUT D’IMPIANTO


          Distanza tra moduli FV e
          quadro di campo e manovra
          abbastanza rilevante...
LAY-OUT D’IMPIANTO


          In riferimento al Layout 1
          Percorso “giro cavi” al max.
          30/35 metri



...
LAY-OUT D’IMPIANTO

            Distanza tra moduli FV e
            quadro di campo e manovra
            contenuta
     ...
LAY-OUT D’IMPIANTO


Sistema Multi-inverter
     Lay-out n° 3




             Q.CM




                                  ...
LAY-OUT D’IMPIANTO


           Distanza tra moduli FV e
           quadro di campo e manovra
           abbastanza rileva...
LAY-OUT D’IMPIANTO




Sistema Multi-inverter
     Lay-out n° 4        36
LAY-OUT D’IMPIANTO




                     37
LAY-OUT D’IMPIANTO


            La distanza tra moduli FV e
            circuito d’ingresso
            dell’inverter div...
LAY-OUT D’IMPIANTO




Q.dI




        Sistema Multi-inverter
             Lay-out n° 3        39
LAY-OUT D’IMPIANTO




     Sistema Multi-inverter
                              40
          Lay-out n° 3
LAY-OUT D’IMPIANTO



                         L1    L2    L3    N
                         (R)   (S)   (T)




          ...
LAY-OUT D’IMPIANTO




Sistema Multi-inverter
     Lay-out n° 4

                            Q.dI

                       ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE




      ESEMPIO
          DI
CONFIGURAZIONE



                            43
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


La taglia ma soprattutto la configurazione di un impianto
fotovoltaico “nasce” dopo valutazion...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE



Ipotizziamo che le difficoltà logistiche e tecniche sulla
situazione impiantistica pre-fotovo...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE



                                    Inverter
   Moduli FV




INV1           INV3          Mo...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE




                      Supponiamo di voler realizzare
   Moduli FV
                      una ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


        20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,909091



     220 Wp x 90 moduli = 19,8 kWp




Per la specif...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE




                              + 4 mA



                            - 128,8 mV


           ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE
                    Da manuale
            180 V




                                  530 V
   ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


  L’inverter PVI-6000 è dotato di due ingressi, avendo
due circuiti MPPT
  I due ingressi poss...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE

                  20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9


               220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

    ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE

                  20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9


               220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp

    ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


 V OC (T ) = V OC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC
 V MP (T ) = V MP (STC ) + (T − TSTC ) ⋅ α V ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V
V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V
V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE



Per l’ordine di grandezza della taglia d’impianto che si vuole
     realizzare (19,8 kWp), e ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE




      I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49     A


      IDC-MAX= 36 A

Co...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE

Configurazione con        1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3
3 PVI-6000
                           ...
ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE


                Concludendo



90 moduli TSM-220-PC05       19,8 kWp
10 moduli FV collegati in...
DIMENSIONAMENTO COMPONENTI ELETTRICI




 DIMENSIONAMENTO
  DEI COMPONENTI
     ELETTRICI




                            ...
Componenti DC – scaricatori e fusibili

Scaricatori
 • Tensione max continuativa DC > Voc stringa @ -10°C, con un
   po’ d...
Componenti DC – Diodi di blocco

•   Proteggono ogni stringa dal funzionamento a corrente inversa
•   Usiamo uno dei 4 dio...
Componenti DC – MultiContact




•   molti moduli hanno precablato il modello MC3, crimpabile sui cavi di discesa
    solo...
Componenti DC - organi protezione e interruzione
 •              Per poche stringhe (2-3) si può usare IMS con n°poli adeg...
Componenti DC - organi protezione e interruzione

 • Con tante stringhe in parallelo suddivido per gruppi (4-5 stringhe),
...
Componenti DC - organi protezione e interruzione




           Esempio variazione taglia interruttore con la temperatura
...
Componenti DC - organi protezione e interruzione




                                            68
Componenti AC – scaricatori

• Posizione: vicini all’uscita inverter perchè è questa
  l’apparecchiatura da proteggere
• S...
Componenti AC – scaricatori


                                                                                Alla rete


...
Componenti AC - organi protezione e interruzione + cavi


  • Uso della normale componentistica per corrente alternata, di...
Allacciamento alla rete




  CEI 11-20 V1 e
PRESCRIZIONI ENEL
     DK 5940




                             72
Allacciamento alla rete

                            PREMESSA
Si prevede che per la fine di Agosto 2009 sarà pubblicata la...
Allacciamento alla rete


                             PREMESSA
La Norma CEI 0-16 per gli Utenti di Bassa Tensione sostitu...
Allacciamento alla rete


L’allacciamento dei sistemi fotovoltaici alla rete di distribuzione
è regolamentato dalle norme ...
Allacciamento alla rete - Vincoli

                                         (potenze intese lato AC)

Potenza allacciabile...
Dispositivi generale e di generatore

DISPOSITIVO GENERALE
• deve escludere l'intera rete del Cliente produttore dalla ret...
L’interfaccia con la rete

Protezioni di INTERFACCIA
Devono essere previste tra i generatori e la rete pubblica, sensibili...
L’interfaccia con la rete

PROTEZIONI DI INTERFACCIA
Le protezioni di interfaccia, costituite essenzialmente da relé di fr...
L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3

     L’interfaccia Enerpoint EP3




                                          80
L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3




                                          81
L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3




                                          82
Estratto della DK 5940 Ed. 2.2


             CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
I gruppi di generazione possono essere di ...
Estratto della DK 5940 Ed. 2.2


            CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
La scelta del livello di tensione cui allac...
Estratto della DK 5940 Ed. 2.2

            CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
In ogni caso la scelta del livello di tensio...
Estratto della DK 5940 Ed. 2.2

           CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
Nel caso che siano presenti più clienti produ...
Estratto della DK 5940 Ed. 2.2



           CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO
Nel caso di generatore asincrono autoeccita...
documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2


        Dati e riferimenti cliente, dati nodo connessione, da
all A   lettera pre...
documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2

• 12) organi (Dispositivi) di manovra = interruttori, contattori…
• 13) relè (Prot...
Protezione d’interfaccia



Connessione
monofase Pnom
convertitore ≤ 6 kW


Potenza complessiva
dell’impianto ≤ 6 kW


(PI...
Protezione d’interfaccia

                    N° Convertitori: 3
                    Connessione monofase o
              ...
Protezione d’interfaccia




                    3 inverter, < 20kW




                                   92
Protezione d’interfaccia

                    N° Convertitori: > 3
                    Connessione monofase o
            ...
Protezione d’interfaccia




                     6 inverter, < 20kW




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Schemi tipici di connessione per impianti BT




   Connessione impianti
           BT




                               ...
Schemi tipici di connessione per impianti BT




                                          96
Schemi tipici di connessione per impianti BT
                   L
    230 V
                   N




                     ...
Schemi tipici di connessione per impianti BT
                   L
    230 V
                   N




                     ...
Schemi tipici di connessione per impianti BT
                   L
    230 V
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Schemi tipici di connessione per impianti BT
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    230 V
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Schemi tipici di connessione per impianti BT
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    230 V
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Schemi tipici di connessione per impianti BT
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Schemi tipici di connessione per impianti BT




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Schemi tipici di connessione per impianti BT
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                     ...
Grazie
dell’attenzione !!!




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Sistemi solari fotovoltaici

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CORSO SACCHI ENERPOINT
Desio, 5 e 6 marzo 2009

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Sistemi solari fotovoltaici

  1. 1. I SISTEMI SOLARI FOTOVOLTAICI CORSO SACCHI – ENERPOINT Desio, 5 e 6 marzo 2009
  2. 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 2
  3. 3. MODULI FV - INVERTER MODULI FV – INVERTER 3
  4. 4. MODULI FV - INVERTER • Curve caratteristiche dei moduli FV • Parametri di targa del modulo FV • Coefficienti termici • Parametri di targa dell’inverter • Dimensionamento del generatore FV • Selezione inverter 4
  5. 5. MODULI FV - INVERTER Curve caratteristiche dei moduli FV CORRENTE, A 1.00 Irraggiamento 0.75 costante. -40°C Temperatura -20°C 0.50 variabile. 0°C 20°C 0.25 40°C 60°C 0.53 0.57 0.6 0.64 0.68 0.72 TENSIONE, V All’aumentare della temperatura la tensione a circuito aperto diminuisce. La corrente di corto circuito aumenta. 5
  6. 6. MODULI FV - INVERTER Curve caratteristiche dei moduli FV CORRENTE, A 1.50 kW/m2 1.50 Irraggiamento 1.25 kW/m2 1.25 variabile. 1.00 kW/m2 1.00 Temperatura 0.75 kW/m2 costante. 0.75 0.50 kW/m2 0.50 0.25 kW/m2 0.25 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 TENSIONE, V All’aumentare dell’irraggiamento la corrente aumenta. La tensione a vuoto non è particolarmente influenzata. 6
  7. 7. MODULI FV - INVERTER Curve caratteristiche dei moduli FV Irraggiamento variabile. Temperatura costante. 7
  8. 8. MODULI FV - INVERTER Curve caratteristiche dei moduli FV Irraggiamento variabile. Temperatura costante. 8
  9. 9. MODULI FV - INVERTER Curve caratteristiche dei moduli FV Irraggiamento costante. Temperatura variabile. 9
  10. 10. MODULI FV - INVERTER 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° 10
  11. 11. MODULI FV - INVERTER Parametri di targa del modulo FV 11
  12. 12. MODULI FV - INVERTER Coefficienti termici Altri parametri del modulo fotovoltaico sono i Coefficienti di temperatura: α P – c.t. relativo alla potenza [-n%/°C ↔ - mW/° • C] α VOC – c.t. relativo alla VOC [-n%/°C ↔ - mV/° • C] α ISC – c.t. relativo alla ISC [+n%/°C ↔ + mA/° • C] A volte completati da altri due coefficienti di temperatura: α VMPP – c.t. relativo alla VMPP [-n%/°C ↔ - mV/° • C] α IMPP – c.t. relativo alla IMPP [+n%/°C ↔ + mA/° • C] 12
  13. 13. MODULI FV - INVERTER Formule relative ai parametri Tensione 100 + αVOC ⋅ (T − TSTC )  VOC (T ) = VOC (STC ) ⋅     100 100 + α V MP ⋅ (T − TSTC )  V MP (T ) = V MP (STC ) ⋅     100 Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini percentuali - %/°C 13
  14. 14. MODULI FV - INVERTER Formule relative ai parametri Tensione VOC (T ) = VOC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC V MP (T ) = V MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V MP Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini dimensionali - mV/°C 14
  15. 15. MODULI FV - INVERTER Formule relative ai parametri Corrente 100 + αI SC ⋅ (T − TSTC )  I SC (T ) = I SC (STC ) ⋅     100 100 + αI MP ⋅ (T − TSTC )  I MP (T ) = I MP (STC ) ⋅     100 Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini percentuali + %/°C 15
  16. 16. MODULI FV - INVERTER Formule relative ai parametri Corrente I SC (T ) = I SC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I SC I MP (T ) = I MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I MP Nel caso in cui i coefficienti termici sono espressi in termini dimensionali + mA/°C 16
  17. 17. MODULI FV - INVERTER 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 - Viso Range di tensione MPPT (Maximum Power Point Tracker) – VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX Corrente massima d’ingresso – IDC-MAX Potenza nominale d’uscita inverter – PNOM-AC Potenza massima d’uscita inverter – PMAX-AC 17
  18. 18. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV Retta di “carico” del circuito MPPT 18
  19. 19. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV 19
  20. 20. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV 20
  21. 21. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV + - Parametri di targa del modulo n 2 1 3 Parametri di targa della stringa + - Parametri di targa del generatore FV n 2 1 3 + - 21
  22. 22. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV + Corrente di stringa = + + Corrente del modulo 1 1 2 Corrente del GEN. FV = 2 P x corrente di stringa 3 3 ISC - IMPP ISC - IMPP VOC - VMPP Tensione di stringa = n x tensione del modulo n n Tensione del GEN. FV = - - Tensione di stringa - Stringa P Stringa 1 22
  23. 23. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV 100 + αVOC ⋅ (T − TSTC )  VOC (T ) = VOC (STC ) ⋅     100 100 + α V MP ⋅ (T − TSTC )  V MP (T ) = V MP (STC ) ⋅     100 VOC @ T = - 10°C VMP @ T = - 10°C VMP @ T = + 50°C Milano + 50°C 23
  24. 24. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV 100 + αI SC ⋅ (T − TSTC )  I SC (T ) = I SC (STC ) ⋅     100 ISC @ T = + 50°C 100 + αI MP ⋅ (T − TSTC )  I MP (T ) = I MP (STC ) ⋅     100 IMP @ T = + 50°C 24
  25. 25. MODULI FV - INVERTER Dimensionamento del generatore FV 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 25
  26. 26. MODULI FV - INVERTER Selezione inverter PNOM-FV stringa 1 stringa N VOC @ T = - 10°C VMP @ T = - 10°C Pn1 PnN VMP @ T = + 50°C Campo FV Pn1’ IMP @ T = + 50°C QUADRO DI CAMPO PDC-MIN ÷ PDC-MAX Pn’’= Pn1’’+ ……+ PnN’’ VMPP-MIN ÷ VMPP-MAX Pn’’’ IDC-MAX Viso INVERTER PNOM-AC PMAX-AC 26 Rete A.C.
  27. 27. MODULI FV - INVERTER Selezione inverter η = PAC / PDC PAC / PNOM-AC 100% 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 27
  28. 28. MODULI FV - INVERTER Selezione inverter < Vsistema VOC @ T = - 10°C Modulo < Viso VOC @ T = - 10°C < VMP @ T = - 10°C VMPP-MAX GEN. FV INV > VMP @ T = + 50°C VMPP-MIN < IMP @ T = + 50°C IDC-MAX 28
  29. 29. LAY-OUT D’IMPIANTO LAY-OUT D’IMPIANTO 29
  30. 30. LAY-OUT D’IMPIANTO Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra contenuta Percorso “giro cavi” al max. 30/35 metri 30
  31. 31. LAY-OUT D’IMPIANTO 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 31
  32. 32. LAY-OUT D’IMPIANTO In riferimento al Layout 1 Percorso “giro cavi” al max. 30/35 metri 32
  33. 33. LAY-OUT D’IMPIANTO Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra contenuta Percorso “giro cavi” al max. 30/35 metri Sistema Multi-inverter 33
  34. 34. LAY-OUT D’IMPIANTO Sistema Multi-inverter Lay-out n° 3 Q.CM 34
  35. 35. LAY-OUT D’IMPIANTO Distanza tra moduli FV e quadro di campo e manovra abbastanza rilevante Percorso “giro cavi” superiore ai 30/35 metri Sistema Multi-inverter 35
  36. 36. LAY-OUT D’IMPIANTO Sistema Multi-inverter Lay-out n° 4 36
  37. 37. LAY-OUT D’IMPIANTO 37
  38. 38. LAY-OUT D’IMPIANTO La distanza tra moduli FV e circuito d’ingresso dell’inverter diventa notevole perché ovviamente aumenta la dimensione dell’impianto Sistema Mono-inverter Tipo “Centrale” 38
  39. 39. LAY-OUT D’IMPIANTO Q.dI Sistema Multi-inverter Lay-out n° 3 39
  40. 40. LAY-OUT D’IMPIANTO Sistema Multi-inverter 40 Lay-out n° 3
  41. 41. LAY-OUT D’IMPIANTO L1 L2 L3 N (R) (S) (T) Q.dI Sistema Multi-inverter Lay-out n° 4 41
  42. 42. LAY-OUT D’IMPIANTO Sistema Multi-inverter Lay-out n° 4 Q.dI 42
  43. 43. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 43
  44. 44. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 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 • ………. 44
  45. 45. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 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: 45
  46. 46. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE Inverter Moduli FV INV1 INV3 Mod1 Mod3 INV2 Mod2 Obbiettivo in comune: Determinare la taglia 46
  47. 47. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE Supponiamo di voler realizzare Moduli FV una taglia d’impianto prossima ai 20 kWp con i moduli fotovoltaici della Trina Solar modello TSM-220-PC05 (220 Wp) INV1 INV3 INV2 47
  48. 48. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 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 48
  49. 49. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE + 4 mA - 128,8 mV 49
  50. 50. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE Da manuale 180 V 530 V Da manuale 50
  51. 51. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 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 51
  52. 52. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9 220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp < Vsistema VOC @ T = - 10°C Modulo < Viso VOC @ T = - 10°C < VMP @ T = - 10°C VMPP-MAX GEN. FV INV > VMP @ T = + 50°C VMPP-MIN < IMP @ T = + 50°C IDC-MAX 52
  53. 53. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 20.000 Wp / 220 Wp ≈ 90,9 220 Wp x 90 moduli = 19,8kWp < 1000 V VOC @ T = - 10°C Modulo < 600 V VOC @ T = - 10°C < VMP @ T = - 10°C 530 V GEN. FV INV > VMP @ T = + 50°C 180 V < IMP @ T = + 50°C 36 A 53
  54. 54. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE V OC (T ) = V OC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α V OC V MP (T ) = V MP (STC ) + (T − TSTC ) ⋅ α V MP I SC (T ) = I SC (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I SC I MP (T ) = I MP (STC ) + (T − T STC ) ⋅ α I MP α V OC = α V MP = - 128,8 mV/°C α I SC = α I MP = + 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 54
  55. 55. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 34 ,308 V V MP (+ 50 ) = 29 ,8 + (+ 50 − 25 )⋅ (− 0.1288 ) = 26 ,58 V I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 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 OK !! VMP(-10) = 10 x 34,31 V = 343,1 V < 530 V OK !! VOC(-10) = 10 x 41,31 V = 413,1 V < 600 V 55
  56. 56. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE V OC (− 10 ) = 36 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 41,308 V V MP (− 10 ) = 29 ,8 + (− 10 − 25 )⋅ (− 0 .1288 ) = 34 ,308 V V MP (+ 50 ) = 29 ,8 + (+ 50 − 25 )⋅ (− 0.1288 ) = 26 ,58 V I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 A VMPP-MIN= 180 V Per 10 moduli in serie si ottiene a +50°C : OK !! VMP(+50) = 10 x 26,58 V = 265,8 V > 180 V 56
  57. 57. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE 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 è realizzata 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) 57
  58. 58. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE I MP (+ 50 ) = 7,39 + (+ 50 − 25 )⋅ (+ 0.004 ) = 7 ,49 A IDC-MAX= 36 A Con 3 stringhe in parallelo per inverter: OK !! IMP = 3 x 7,49 A = 22,47 A < 36 A Riepilogando 58
  59. 59. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE Configurazione con 1,05 ≤ PNOM-FV / PNOM-AC ≤ 1,3 3 PVI-6000 19,8 kWp / 18 kW = 1,1 ≤ 1,3 GEN. FV < 1000 V VOC @ T = - 10°C = 413,1 V Modulo < 600 V VOC @ T = - 10°C = 413,1 V < VMP @ T = - 10°C = 343,1 V 530 V INV > VMP @ T = + 50°C = 265,8 V 180 V < IMP @ T = + 50°C = 22,47 A 36 A 59
  60. 60. ESEMPIO DI CONFIGURAZIONE Concludendo 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 60
  61. 61. DIMENSIONAMENTO COMPONENTI ELETTRICI DIMENSIONAMENTO DEI COMPONENTI ELETTRICI 61
  62. 62. Componenti DC – scaricatori e fusibili 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.TRADE serie 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 62
  63. 63. Componenti DC – Diodi di blocco • 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 Diodo di blocco Diodi di blocco in un quadro di Parallelo 63
  64. 64. 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 64
  65. 65. 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 Tensione sezionabile per polo [V] Corrente DC [A] 65
  66. 66. Componenti DC - organi protezione e interruzione • 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) 66
  67. 67. Componenti DC - organi protezione e interruzione Esempio variazione taglia interruttore con la temperatura 67
  68. 68. Componenti DC - organi protezione e interruzione 68
  69. 69. Componenti AC – scaricatori • 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 69
  70. 70. Componenti AC – scaricatori Alla rete Dall’inverter Alla rete Conduttore di fase DEHN gap C/T DEHN GUARD T-275 Rete 230 V – 50 Hz Impianto FV Dall’inverter Conduttore di neutro Al NET Dall’inverter Conduttore di terra (giallo verde) Conduttore di terra (giallo verde) Esempio di collegamento 1 + 1 70
  71. 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 • 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 71
  72. 72. Allacciamento alla rete CEI 11-20 V1 e PRESCRIZIONI ENEL DK 5940 72
  73. 73. Allacciamento alla rete 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. 73
  74. 74. Allacciamento alla rete 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. 74
  75. 75. Allacciamento alla rete 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. 75
  76. 76. Allacciamento alla rete - Vincoli (potenze intese lato AC) Potenza 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 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). 76
  77. 77. Dispositivi generale e di generatore 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 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 77
  78. 78. L’interfaccia con la rete Protezioni 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° inverter 3 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) 78
  79. 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. PROTEZIONE VALORE DI TARATURA TEMPO DI INTERVENTO Massima tensione ≤ 1,2 Vn ≤ 0,1 s Minima tensione ≥ 0,8 Vn ≤ 0,2 s Massima frequenza 50,3 Hz senza ritardo intenzionale Minima frequenza 49,7 Hz senza ritardo intenzionale 79
  80. 80. L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3 L’interfaccia Enerpoint EP3 80
  81. 81. L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3 81
  82. 82. L’interfaccia con la rete – Scheda EP-3 82
  83. 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. 83
  84. 84. Estratto della DK 5940 Ed. 2.2 CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO 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. 84
  85. 85. Estratto della DK 5940 Ed. 2.2 CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO 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. 85
  86. 86. Estratto della DK 5940 Ed. 2.2 CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO 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. 86
  87. 87. Estratto della DK 5940 Ed. 2.2 CRITERI GENERALI DI ALLACCIAMENTO 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). 87
  88. 88. documenti tecnici – ENEL DK 5940 ed2.2 Dati e riferimenti cliente, dati nodo connessione, da all A lettera preventivo ENEL Dati professionista, cliente, caratteristiche tecniche all B impianto di generazione (FV) • 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 88
  89. 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 Informazioni sui rischi del luogo, a cura del cliente all C aiutare il cliente nella parte iniziale tecnica consegnare insieme ad A, B o sul posto Dichiarazione di messa in sicurezza parte di all D impianto soggetta all’installazione contatori responsabilità del cliente o preposto (RI), aiutare nell’individuazione parti e messa fuori tensione 89
  90. 90. Protezione d’interfaccia Connessione monofase Pnom convertitore ≤ 6 kW Potenza complessiva dell’impianto ≤ 6 kW (PI) integrata nel convertitore 90
  91. 91. Protezione d’interfaccia N° Convertitori: 3 Connessione monofase o trifase Pnom del singolo convertitore ≤ 6 kW Potenza complessiva dell’impianto ≤ 20 kW (PI) integrata in ciascun convertitore 91
  92. 92. Protezione d’interfaccia 3 inverter, < 20kW 92
  93. 93. Protezione d’interfaccia N° Convertitori: > 3 Connessione monofase o trifase Pnom del singolo convertitore ≤ 6 kW Potenza complessiva dell’impianto ≤ 20 kW (PI) unica ed esterna ai convertitori 93
  94. 94. Protezione d’interfaccia 6 inverter, < 20kW 94
  95. 95. Schemi tipici di connessione per impianti BT Connessione impianti BT 95
  96. 96. Schemi tipici di connessione per impianti BT 96
  97. 97. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Int. Generale A L1 S1 Campo FV B Int. Utenze del L2 cliente id S2 Int. FV id Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm kWh LFV D E SFV Lfm Lluci Luci Prese Sluci Sfm 97
  98. 98. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. A L1 S1 Campo FV B Int. FV id Int. Generale L2 del cliente id S2 Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm kWh LFV D E SFV Lfm Lluci Luci Prese Sluci Sfm 98
  99. 99. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. A L1 S1 Campo FV B Int. Generale L2 del cliente id S2 Int. FV id Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm kWh LFV D E SFV Lfm Lluci Luci Prese Sluci Sfm 99
  100. 100. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. A L1 S1 Campo FV B Int. Generale L2 del cliente id S2 Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm Int. FV kWh id LFV D E SFV Lfm Lluci Luci Prese Sluci Sfm 100
  101. 101. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. A L1 S1 Campo FV B Int. Generale L2 del cliente id S2 Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm Int. FV kWh id LFV D E SFV Lfm Lluci Pochi cm Luci Prese Sluci Sfm 101
  102. 102. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. A L1 S1 Campo FV B Int. Generale L2 del cliente id S2 Contatore Inverter C misura energia prodotta L N Int. L Int. fm Pochi cm Int. FV kWh id LFV D E SFV Lfm Lluci Luci Prese Sluci Sfm 102
  103. 103. Schemi tipici di connessione per impianti BT 103
  104. 104. Schemi tipici di connessione per impianti BT L 230 V N Contatore Confine bidirezionale kWh Limit. Int. Sezionatore di manovra Campo FV B Int. Generale del cliente id Int. FV id Contatore Inverter misura energia prodotta L N Int. L Int. fm kWh LFV SFV Luci Prese 104
  105. 105. Grazie dell’attenzione !!! 105

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