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Guida all‘inverterCome riconoscere
e scegliere la qualità
a cura di
prefazione Giovanni Silvestrini
supervisione tecnica Ing. Massimo Castegnaro
Conergy Academy
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Via
Teocrito
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20128 M
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2011)
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Manuale schemi di impianti fotovoltaici: supplemento a Progetto Energia n. 68 (maggio 2011)
www.ediliziainrete.it portale di riferimento
Publisher/Direttore responsabile: Gisella Bertini Malgarini
Periodico diretto da: Giuliano Dall’O’
Periodico coordinato da: Annalisa Galante
Marketing e Vendita: Mara Portesan
Organo uffi ciale SACERT
Abbonamenti e diffusione: [email protected]
6 numeri all’anno. Italia € 36,00 - Europa € 60,00. L’abbonamento
decorre dal primo numero raggiungibile. (Pagamento a mezzo c/c
postale n°11109204 intestato a BE-MA editrice o carta di credito).
Per maggiori informazioni: 800-125562
Produzione tecnica: Margherita Sola
Customer Care: Loredana Lanfredi
Sogetti pubblicitari: Liliana Feneri
Stampa e confezione: SATE - Zingonia (BG)
Costo produzione copia € 2,90
Aut. Trib. di Milano n. 160 del 23/02/2000
Pubblicità non eccedente del 45%
© BE-MA editrice - Milano
Tutti i diritti sono riservati - E’ vietata la riproduzione anche
parziale senza autorizzazione dell’Editore.
Via Teocrito 47 - 20128 Milano
Tel. 02252071 - Fax 0227000692
Progetto Energia è una rivista di BE-MA editrice che, insieme a
GIGA editrice, N.TE.CREW e Fondazione Gaetano Bertini Malgarini
onlus, è parte di BE-MA GROUP.
Coordinamento progetto:
Matteo Rocchetto e Lara Reniero
hanno collaborato:
Massimo Castegnaro, Gianni Silvestrini
Progetto grafi co e impaginazione:
Indice
L’impianto fotovoltaico
L’inverter fotovoltaico
Il rendimento
Il dispositivo MPPT
Le topologie costruttive
Tensione di ingresso
Elementi che infl uenzano la vita utile dell’inverter
Inverter centrale o di stringa?
Conergy IPG S
L’impianto fotovoltaico
Prefazione
Conergy IPG T
Conergy IPG C/CIS
Conergy VisionBox
Profi lo Conergy
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Energiaprogetto
Organo ufficiale
Informativa Privacy ai sensi del D.lgs 196/03 per il trattamento dei dati. La informiamo che, le finalità del trattamento dei dati relativi ai destinatari del presente periodico consistono nell’assicurare l’aggiornamento dell’informazione tecnica a soggetti identificati per la loro attività professionale mediante l’invio della presente rivista o di altre dello stesso editore riguardanti la medesima sfera di attività. In qualsiasi momento, Lei potrà chiedere al Titolare del Trattamento dei dati personali, BE-MA editrice Srl con sede in Milano, via Teocrito n. 50, la consultazione, la modifica, il blocco o la cancellazione dei Suoi dati secondo quanto previsto dall’art. 7 della stessa normativa, scrivendo a [email protected]
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Il fotovoltaico sta confermandosi come la tecnologia delle
sorprese per la rapidità della sua crescita e per le prospettive
di diffusione a medio e lungo termine. La potenza installata
nel mondo è mille volte superiore rispetto a quella degli anni ‘80
e la crescita nel 2010 è stata del 129% superiore rispetto all’anno
precedente. E’ interessante mettere a fuoco questi numeri perché
il mondo della produzione elettrica attraversa una fase delicata
dopo il gravissimo incidente di Fukushima. E’ probabile che
questo colpo al nucleare comporterà la ridefi nizione delle
politiche energetiche di molti paesi e che al solare verrà chiesto
di giocare un ruolo sempre più incisivo, cosa che non poteva
succedere all’indomani di Chernobyl quando le installazioni
fotovoltaiche raggiungevano i 30 MWp/anno.
Sarà molto interessante valutare i cambiamenti che
si verifi cheranno innanzitutto in Germania, già capofi la mondiale
della riscossa delle rinnovabili. Ricordiamo che lo scenario
del governo prevedeva che fra vent’anni la metà dell’energia
elettrica sarebbe stata verde e che entro il 2050 almeno l’80%
della domanda elettrica sarebbe stata coperta dalle rinnovabili.
Cosa dobbiamo aspettarci adesso con la fuoriuscita anticipata
dal nucleare? Una ulteriore corsa del fotovoltaico che gode
di incentivi molto più bassi rispetto all’Italia e che punta
a raggiungere una potenza di 70 GWp nel 2020, una forte crescita
dei parchi eolici off-shore, il potenziamento della rete con una
particolare accento sulle smart grids, ed infi ne un’attenzione alle
soluzioni per l’accumulo dell’energia. In pratica è probabile che
verranno rivisti al rialzo sia gli obbiettivi al 2020 che quelli al 2050.
Naturalmente, ancora per qualche tempo, saranno
necessari incentivi per garantire la diffusione del fotovoltaico.
Questi dovranno progressivamente ridursi nel tempo, secondo
una dinamica che dovrà essere attentamente calibrata per evitare
che i mercati crescano senza controllo e poi collassino, come
successo in Spagna. L’Italia è il secondo paese al mondo per
potenza solare installata e si trova in una fase delicata derivata
dal surriscaldamento del mercato. Il raggiungimento di una
massa critica di imprese che operano nel settore e il fortissimo
supporto dell’opinione pubblica fanno però pensare che non
si cadrà in una politica di “stop and go” e che il mercato
continuerà a svilupparsi anche nei prossimi anni. L’obbiettivo
di 8 GWp al 2020 verrà probabilmente già raggiunto quest’anno
e per la fi ne del decennio nel nostro paese si potrebbe arrivare
a 30 GWp.v
Tornando ai numeri della crescita delle rinnovabili in Italia nel
2010, questi sono in effetti sorprendenti. Anche se si tratta
ancora di valore non defi nitivo, si può stimare una produzione
potenziale di oltre 10 TWh/a. Cioè la potenza verde installata
lo scorso anno è in grado di generare una quantità di elettricità
analoga a quella ipoteticamente producibile da un reattore
nucleare da 1.600 MW. Si tratta del 3% della domanda elettrica
del paese, un risultato eccezionale dopo un lungo periodo
di calma piatta per le rinnovabili, interrotto solo un paio di anni
fa quando è iniziato il loro risveglio.
Per quanto riguarda specifi catamente il fotovoltaico,
il raggiungimento della “grid parity”, ad iniziare dalle regioni
del sud, faciliterà la diffusione della tecnologia. Questi successi
pongono con urgenza la necessità di affrontare i problemi
di regolazione della rete e di accelerare l’introduzione delle smart
grids. Ormai in Italia ci sono oltre 10 GW di potenza eolica
e solare intermittente e questo valore è destinato a crescere.
Bisognerà far dialogare una domanda che varia nel tempo
con una potenza che ha una componente fl uttuante. Gli inverters,
che nell’ultimo decennio si sono evoluti migliorando le proprie
caratteristiche, giocheranno un ruolo importante anche nell’era
delle smart grids incorporando sempre nuove funzioni. Gli edifi ci
saranno al centro di questi cambiamenti. Da un lato, sempre più,
diventeranno produttori di elettricità verde. Il Decreto legislativo
del 3 marzo 2011, tra l’altro, prevede per le nuove costruzioni
degli obblighi progressivamente crescenti di copertura della
domanda energetica con le rinnovabili. Dall’altro occorrerà
intervenire sui consumi di energia. La modalità più semplice
è quella di infl uire sui modelli comportamentali, ad esempio
rendendo disponibili agli utenti le informazioni sui consumi
e sui costi dell’energia in tempo reale. Ma si interverrà anche
in modo automatico in risposta alle condizioni al contorno.
I contatori intelligenti verranno adattati per indicare le esigenze
della rete e potranno inviare segnali ad elettrodomestici
ed impianti di climatizzazione consentendo di adattare il loro
utilizzo in relazione alle informazioni che provengono dall’esterno.
Si espanderà progressivamente anche l’impiego di sistemi
di accumulo, prima con la diffusione di bacini idroelettrici
di pompaggio peraltro già presenti nel paese, poi con sistemi
decentrati, condominiali, in grado di stoccare l’energia in eccesso
e di cederla quando invece la domanda aumenta. In una fase
successiva, a fronte di una larga diffusione delle auto elettriche,
anche la ricarica dei veicoli potrà essere gestita per assecondare
i profi li della richiesta.
Prefazionea cura di
Gianni SilvestriniDirettore scientifi co Kyoto ClubPresidente Exalto
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L’impianto fotovoltaico
Dalla cella al generatore fotovoltaico
Fotovoltaico è una parola che signifi ca produzione di energia elettrica tramite la luce; l’energia
fotovoltaica sfrutta infatti la radiazione solare, convertendo direttamente l’energia dei fotoni,
presenti nella radiazione solare, in energia elettrica, senza uso di combustibili, senza
emissione di inquinanti e senza l’uso di parti in movimento: una tecnologia, quindi, semplice
e virtualmente priva di manutenzione.
Il funzionamento dei dispositivi fotovoltaici si basa sulla capacità di alcuni materiali, detti
semiconduttori, di emettere elettroni se opportunamente trattati e sottoposti all’energia luminosa
del sole.
Il materiale più utilizzato per produrre la cella fotovoltaica, elemento base di ogni modulo
fotovoltaico, è il silicio, questo sia per la grande disponibilità in natura, sia per la grande
conoscenza tecnologica accumulata: il silicio infatti è l’elemento base di tutti i dispositivi utilizzati
nell’industria elettronica.
La cella fotovoltaica è una sottilissima lamina di silicio, opportunamente lavorata, di dimensioni
tipiche 6” x 6”, cioè circa 150 mm x 150 mm, sulla cui superfi cie sono stati posti degli elettrodi
in grado di convogliare l’energia elettrica prodotta; una cella così composta è in grado di produrre,
sottoposta alla massima radiazione solare di 1000W/m2, una corrente (I) di circa 8 Ampere,
con una tensione (V) ai suoi capi di circa 0,5V.
Il modulo fotovoltaico è essenzialmente
una struttura metallica che contiene
al suo interno un certo numero di celle
fotovoltaiche (normalmente 60), protette
opportunamente dall’umidità e dagli agenti
atmosferici, e collegate tra loro in serie;
il modulo fotovoltaico, quindi, sarà in grado
di erogare la corrente di 8 Ampere a una
tensione di lavoro pari alla somma delle
singole tensioni di cella, di circa 30 V.
Ne risulta perciò un modulo di dimensioni
circa 1 m x 1,65 m, con potenza tipica
(P = V X I) che varia da 200 a 240 Watt.
Essendo questa potenza insuffi ciente
per il normale utilizzo, un generatore
fotovoltaico non è costituito da un singolo
modulo; ad esempio un normale impianto
domestico da 3 KW può essere costituito
da 13 moduli di potenza 230W l’uno:
P=230W X 13 = 2990W = 2.99KW
Per raggiungere le elevate potenze
richieste, i grossi impianti fotovoltaici
possono essere costituiti da parecchie
centinaia di moduli, collegati tra loro
in serie, in modo da sommarne le tensioni
fi no a raggiungere il valore più opportuno,
normalmente di alcune centinaia di volt.
La struttura così costituita si chiama
stringa fotovoltaica e può essere
composta da un numero di moduli
compreso tra 10 e 20 collegati tra loro
in serie.
do
Ampere a una
oro pari alla somma delle
ni di cella, di circa 30 V. V.V.V. V. V.
ò un modulo di dimensioosiosiosioosioooioiooosiosiooiosioioiooioioosiosisiosiooossiiss ninnininini ninininini ni ninini ninnni nininininni innni iinn
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fi gura 01: cella fotovoltaica
fi gura 02: modulo fotovoltaico
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Se la potenza non è suffi ciente, saranno
utilizzate tante stringhe fotovoltaiche fi no
a raggiungere la potenza richiesta.
L’insieme delle stringhe utilizzate, e quindi
l’insieme di tutti i moduli, viene chiamato
generatore fotovoltaico.
Il generatore fotovoltaico è una struttura
che presenta una tensione continua
ai suoi capi di alcune centinaia di volt
e una corrente massima, se le stringhe sono
collegate in parallelo, pari al multiplo della
corrente di stringa. Come una grande “pila
solare” il generatore erogherà energia
in funzione della radiazione solare
che lo colpisce.
Gli impianti fotovoltaici
Gli impianti fotovoltaici sono generalmente
suddivisi in due grandi famiglie:
| Impianti per l’elettrifi cazione di utenze
isolate dalla rete (si parla anche
di applicazioni “off grid”, di applicazioni
“stand alone”, “ad isola”): per siti quindi
poco accessibili dove non è distribuita
l’energia elettrica, ad esempio i rifugi
alpini.
| Impianti per l’alimentazione di utenze
collegate alla rete pubblica (applicazioni
“on grid” o “grid connected”):
la stragrande maggioranza delle attuali
applicazioni del fotovoltaico, applicazioni
di cui ci occuperemo in questa
pubblicazione.
In generale, l’energia prodotta dall’impianto
fotovoltaico può essere o meno utilizzata
dall’utente contemporaneamente alla sua
produzione, in quanto non è detto
che l’utente durante il giorno consumi tutta
l’energia in quel momento prodotta.
Ci può ad esempio essere il caso
di un’applicazione industriale, in cui
il consumo legato all’utilizzo dei macchinari
avvenga effettivamente di giorno,
contemporaneamente alla produzione,
oppure un caso, diametralmente
opposto, di un’applicazione domestica,
in cui l’utente essendo fuori casa durante
il giorno, consumerà energia durante
fi gura 03: stringa fotovoltaica
fi gura 04: impianto fotovoltaico
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La “connessione attiva”
Nelle applicazioni on grid, l’utente non
è più utilizzatore passivo della rete elettrica,
ma diventa soggetto attivo, produttore
di energia elettrica che immetterà in rete
nei momenti di eccesso di produzione
del proprio impianto, per poi prelevarla
nei momenti di sovra-utilizzo
o nelle ore notturne.
La misura dell’energia prodotta e scambiata
Il punto di connessione alla rete pubblica
diventa quindi per l’utente attivo il punto
in cui avviene lo scambio di energia
con la rete (si parla normalmente
di “scambio su posto”).
Le utenze collegate in rete usufruiscono
in Italia di un sistema di incentivazioni alla
produzione, detto “conto energia”.
fi gura 05: Schema di base di un impianto fotovoltaico on-grid
Per tali impianti è prevista l’erogazione
di un incentivo economico, da parte del
“GSE” (Gestore dei Servizi Energetici),
proporzionale all’energia prodotta.
Nasce quindi l’esigenza di misurare tale
energia e per questo scopo è presente
un contatore di misura aggiuntivo, posto
all’uscita dell’inverter.
Il normale contatore sito nel punto
di connessione alla rete, che per un utente
passivo misura solo l’energia prelevata
dalla rete, diventa quindi un misuratore
bidirezionale, che opera sull’energia sia
prelevata che immessa in rete (vedi fi g. 05).
Lo scopo del misuratore bidirezionale
è quello di misurare quanta energia
viene prelevata e quanta immessa, per
quest’ultima si otterrà un ritorno economico,
da parte del GSE, delle spese contabilizzate
nella bolletta da parte del gestore di rete.
La misura deve tenere conto anche
di quando avviene questo scambio, essendo
la tariffa energetica variabile secondo
fasce orarie.
le ore serali, quando necessariamente
non vi è produzione.
Nasce quindi il problema di dove
accumulare l’energia prodotta in eccesso
e dove prelevarla per le esigenze nelle ore
di non irraggiamento solare.
Nel primo caso (applicazioni off grid),
l’energia in eccesso deve essere stoccata
durante il giorno in grossi accumulatori che
distribuiranno l’energia elettrica
durante le ore notturne.
Nel secondo caso (applicazioni on grid),
non è necessaria la presenza
di un accumulatore (le batterie stazionarie
sono ingombranti, costose e richiedono
una costante manutenzione) in quanto
per stoccare l’energia prodotta
in eccesso dall’impianto, e prelevarla
quando richiesta, si può utilizzare la rete
elettrica stessa, a cui l’impianto viene
collegato in parallelo.
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Un inverter fotovoltaico è un dispositivo che
presenta un ingresso, a cui viene collegato
il generatore fotovoltaico, e una uscita,
alla quale si collega la rete dell’utilizzatore.
La funzione dell’ inverter è quella
di trasformare la corrente continua (cc)
erogata dal generatore fotovoltaico,
che non può essere utilizzata dalle normali
applicazioni, in corrente alternata
sinusoidale (ca), conforme ai requisiti
richiesti dalle applicazioni domestiche
o industriali.
L’inverter fotovoltaico
Assieme al generatore, l’inverter costituisce
quindi il componente fondamentale
di un impianto fotovoltaico.
Come abbiamo visto, l’inverter si interfaccia
con la rete elettrica per immettere l’energia
prodotta dall’impianto fotovoltaico, fornirà
di conseguenza una tensione sinusoidale,
di frequenza pari a 50 Hz (vedi fi g. 01).
Per le utenze domestiche, la rete di allaccio è monofase con tensione nominale di 230V:
su tale rete l’inverter erogherà energia proveniente dall’impianto.
Per le applicazioni nella piccola industria /artigianato, invece, l’energia elettrica è normalmente
distribuita in modo trifase, con una tensione di 400V c.a., è quindi necessaria la presenza di inverter
fotovoltaici trifase, o più inverter monofase collegati in modo opportuno per effettuare lo scambio
di energia con la rete.
Per grossi impianti, la tensione di erogazione non è più a 400V ma molto più alta, per cui per
collegarsi alla rete elettrica oltre a un inverter trifase è necessaria la presenza di un trasformatore
che innalzi i valori dalla bassa tensione (BT, 400V) alla media tensione (MT, di valore 15.000-20.000 V).
In Italia, secondo la normativa del Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI 11-20, Variante 1),
è possibile il collegamento alla rete monofase per una potenza massima di 6 kW (6000 W),
al di sopra della quale l’inverter dovrà essere trifase.
L’inverter trifase si allaccerà alla Bassa Tensione (BT) per una potenza massima di 100 KW,
estendibili in certi casi fi no a 200 kW.
Per potenze superiori, fi no a 6 MW (6000 kW), il collegamento avverrà con trasformatore
in Media Tensione MT.
fi gura 01: esempio di corrente sinusoidale
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Un inverter per ogni esigenza
La scelta dell’inverter per un impianto
fotovoltaico è piuttosto complessa.
In commercio si trovano moltissime tipologie
di prodotto, ognuna delle quali
è apparentemente in grado di soddisfare
tutte le esigenze dei soggetti coinvolti
(progettista, installatore e utente fi nale).
In realtà non esiste una soluzione univoca:
alcuni requisiti che deve possedere
un inverter variano a seconda del tipo
di applicazione in cui verrà
utilizzato, altri vanno valutati
a prescindere dall’applicazione.
Di seguito forniremo, a progettista
e installatore, alcuni consigli e parametri
utili per la scelta dell’inverter ottimale.
fi gura 03: impianto industriale con inverter trifase
fi gura 02: grande impianto con cabina inverter
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un rendimento alto già a una potenza
di ingresso minima, in modo da sfruttare
al meglio anche le ore di minor irraggiamento.
All’aumentare dell’energia prodotta
dall’impianto, il rendimento cresce
ulteriormente fi no a raggiungere picchi
elevatissimi: il rendimento massimo (η MAX)
può raggiungere valori del 97-98%
nei prodotti migliori.
Un dato altrettanto importante è la costanza
del rendimento: la curva dovrebbe infatti
raggiungere valori molto elevati e rimanere
“piatta” per un range di potenza il più ampio
possibile, in modo da mantenere la massima
produttività in tutte le condizioni
di irraggiamento, dal minimo della mattina
o delle giornate più cupe, al massimo
irraggiamento delle giornate estive più
luminose. Ogni modulo fotovoltaico eroga
la sua massima potenza con l’irraggiamento
massimo a cui viene testato in laboratorio
(pari a 1000 W/m2), con valori inferiori
la potenza sarà proporzionalmente inferiore.
Un irraggiamento solare di 1000 W/m2
è diffi cilmente raggiungibile nelle applicazioni
pratiche, studi sul campo hanno
dimostrato che per circa il 90% della vita
di esercizio un generatore fotovoltaico
lavorerà con irraggiamenti compresi
tra 200 e 900 W/m2, quindi esso non fornirà
quasi mai all’inverter la massima potenza
che può generare, ma si assesterà
prevalentemente su valori intermedi,
variabili continuamente durante
la giornata.
Il rendimento
Un inverter fotovoltaico produce energia
elettrica grazie all’energia fornita
dal generatore fotovoltaico. Il rendimento,
o effi cienza (Pac), di un inverter è il rapporto
tra quanto erogato verso la rete elettrica
(potenza in alternata ), e l’energia in ingresso
all’inverter stesso (potenza del generatore,
Pdc), prodotta dal generatore fotovoltaico.
Naturalmente tale rapporto sarà sempre
inferiore ad 1, in quanto non tutta l’energia
potrà essere convertita, ma una parte verrà
dissipata dall’inverter nel suo funzionamento
(autoconsumo dell’inverter:
Poiché l’energia fotovoltaica è una risorsa
preziosa, ne deve essere sprecata il minimo
possibile, per cui è fondamentale che
il rendimento dell’inverter sia molto alto, con
un valore quindi più vicino possibile all’unità.
Il rendimento di un inverter però non
è costante: alle prime luci dell’alba, quando
il generatore eroga una potenza minima,
il rendimento è minore, in quanto l’energia
necessaria all’inverter per il proprio
funzionamento (Pautoconsumo) risulta essere
una fetta importante dell’energia al suo
ingresso (vedi fi g. 01, a bassa potenza
il valore dell’effi cienza parte da 0).
Crescendo l’irraggiamento solare, e con
esso l’energia del generatore, il rendimento
cresce; è importante che l’inverter abbia
Rendimento Europeo
Il parametro Rendimento Europeo rende
conto della uniformità di rendimento
al variare della potenza.
Per calcolarlo viene conteggiata una media
dei rendimenti al variare dell’ irraggiamento:
al 5, 10, 20, 30, 50 e 100% della potenza
in ingresso.
La media è “pesata”, vale a dire che
i rendimenti vengono moltiplicati per dei
coeffi cienti, in funzione dell’effettivo tempo
di utilizzo nella giornata.
Ad esempio, in una tipica giornata di sole,
l’irraggiamento che produce il 5% di potenza
all’ingresso dell’inverter sarà presente per
pochi minuti, all’alba e al tramonto, quindi
il suo valore deve valere (“pesare”) poco
nella media (coeffi ciente 0,03 nella formula).
Verrà viceversa dato massimo peso
al rendimento corrispondente al 50%
di carico, perché i valori intermedi di potenza
del generatore fotovoltaico sono a lungo
presenti nella giornata (coeffi ciente 0,48
nella formula), e così via.
I valori di effi cienza europea ed effi cienza
massima sono obbligatoriamente presenti
in tutti i data sheet degli inverter. Questi
parametri sono elevatissimi, quasi
prossimi al 100% sui moderni prodotti
di elevata qualità.
L’effi cienza europea è naturalmente inferiore
a quella massima, essendo questa il picco
dell’effi cienza, ma il suo valore è quello
che viene normalmente utilizzato nel calcolo
dell’effettiva produttività dell’impianto,
essendo l’irraggiamento continuamente
variabile durante il giorno.
Un’indicazione della costanza di rendimento
di un inverter è fornita anche dallo
scostamento tra questi due valori
(η MAX - η Euro): tanto più il valoredell’effi cienza
europea si avvicina al valore massimo,
tanto più la curva si assesterà su valori
costanti al variare del carico, evitando picchi
di effi cienza, di scarso interesse pratico.
η = PacPdc
Pac = Pdc Pautoconsumo
η = Pdc< 1
Pdc Pautoconsumo
fi gura 01: grafi co del rendimento di un inverter
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10
Effi cienza al variare della tensione
Un’ultima considerazione riguardo
al rendimento, va fatta considerando
che quest’ultimo può variare non solo
in funzione della percentuale di carico,
ma anche
in funzione della tensione del generatore
fotovoltaico.
Non è infatti possibile che un inverter
abbia sempre lo stesso rendimento,
a qualunque tensione di lavoro.
Facendo un esempio concreto,
se un impianto è costituito da 30 moduli,
è possibile collegarlo utilizzando 3 stringhe
in parallelo da 10 moduli, o 2 stringhe
in parallelo da 15 moduli.
Questo due scelte comportano una diversa
tensione operativa dell’impianto, bisogna
quindi valutare quale di queste tensioni
è ottimale per l’effi cienza in ogni situazione
di irraggiamento.
Il costruttore fornisce obbligatoriamente
i dati di rendimento massimo ed europeo,
ma non è tenuto a comunicare quale sia
il valore di tensione di ingresso su cui
si basano i calcoli.
L’inverter può quindi lavorare in un range
di tensione diverso da quello per cui
il costruttore ha fornito i dati di effi cienza
(che tipicamente sarà la tensione ottimale).
Il tecnico dovrebbe quindi prendere
in considerazione inverter le cui schede
tecniche riportino non solo i dati obbligatori
η MAX e η Euro, ma anche l’andamento
in funzione della tensione del generatore.
Nel defi nire la lunghezza della stringa
il progettista accorto, conoscendo
l’andamento dell’effi cienza, dovrà cercare
se possibile di formare stringhe di moduli
con tensioni di lavoro che massimizzino
l’effi cienza dell’impianto.
Consumo notturno
Durante la notte l’inverter è spento e i circuiti
di controllo sono in “stand-by”; in questi casi
è spesso possibile, alimentando l’inverter
con normale presa di corrente, effettuare
delle verifi che della produzione giornaliera
accendendo il display e visualizzando i dati
in memoria: è importante che in queste
condizioni il consumo sia minimo.
Potenza minima in ingresso
All’alba l’inverter comincerà a erogare
energia in rete solo quando l’irraggiamento
avrà raggiunto un valore minimo, tale
da garantire l’effettivo auto-sostentamento
dell’inverter: un basso valore della potenza
minima implica un funzionamento anche
in condizioni di scarso irraggiamento, quindi
maggiore produzione di energia.
fi gura 02: per una valutazione completa vengono
fornite varie curve di rendimento
in funzione del carico, ogni curva ha come
parametro la tensione di ingresso.
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11
fi gura 01: grafi co MPPT
Il dispositivo MPPT
La presenza di un dispositivo che consente
di massimizzare la potenza prelevabile
dal campo fotovoltaico, chiamato MPPT
(Maximum Power Point Tracker, “inseguitore
del punto di massima potenza”), è forse,
insieme all’elevata effi cienza, uno dei punti
più caratterizzanti e qualifi canti di un inverter
fotovoltaico.
Per poter comprendere l’utilità di tale
dispositivo, analizzeremo la curva
caratteristica di un modulo che riporta
la corrente e la tensione erogata.
La corrente (I) erogata da un modulo
fotovoltaico, o da una stringa di modu-
li, è proporzionale alla radiazione solare
incidente. La tensione elettrica della stringa
di moduli (V) può invece essere impostata
dall’inverter: da 0 (stringa in corto circuito)
a una tensione massima (circuito aperto).
Poiché la tensione moltiplicata per
la corrente mi fornisce la potenza elettrica
erogata dal modulo:
P = V X I
L’obbiettivo è di massimizzare questo
risultato, per ottenere il massimo
dal generatore solare a parità di radiazione
incidente.
Essendo la corrente imposta dalle condizioni
di luce, la tensione andrà quindi scelta in
modo opportuno; tale valore non può essere
aumentato in modo indefi nito: superato
un certo livello, infatti, la corrente erogata,
prima pressoché costante al variare della
tensione, tenderà a precipitare rapidamente
a zero, rendendo nullo il prodotto e quindi
annullando, di fatto, la potenza .
La curva caratteristica di un modulo
fotovoltaico ha un andamento di questo
tipo: (vedi fi g. 01).
Nel diagramma sono rappresentati
i parametri di corrente / tensione
di un modulo fotovoltaico (curve in rosso)
al variare della radiazione incidente,
da una curva alla massima radiazione
di 1000 W/m2, per scendere fi no alle curve
relative ai valori minimi di radiazione.
La potenza erogata (il prodotto V x I),
essendo praticamente costante la corrente,
ha un andamento che cresce linearmente
con la tensione, (curve in azzurro sul
diagramma, una per ogni livello di radiazione):
ciò è valido fi no a un punto di massimo,
detto punto MPP, (Maximum Power Point,
punto di potenza massima), oltre il quale
il brusco calo della corrente lo fa calare a 0.
Per ogni livello di radiazione va quindi
individuato il punto MPP, la corrispondente
corrente IMPP e la tensione VMPP: questo
sarà il punto di lavoro ottimale per il modulo
fotovoltaico in quella data condizione
di lavoro.
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12
MPPT: velocità o accuratezza?
Al pari dell’effi cienza, l’accuratezza
dell’MPPT costituisce l’elemento
che infl uisce maggiormente sull’effettiva
produttività dell’inverter; maggiore
è l’effi cacia nell’inseguire ogni istante
il punto di lavoro e maggiore sarà
la produttività dell’impianto.
Risulta infatti evidente che sarebbe
perfettamente inutile effettuare un grande
sforzo per disporre della massima effi cienza
in un inverter, passando ad esempio dal 96
al 97%, se poi ci si trovasse, a causa
di un dispositivo MPPT ineffi cace,
ad assorbire energia dal generatore
fotovoltaico in un punto di lavoro che fosse
lontano dal punto ottimale, un punto
ad esempio con una potenza del 10%
inferiore a quella massima (vedi fi g. 02).
Sfortunatamente per questo algoritmo
non esistono attualmente parametri
di misura “uffi ciali” che siano riportati nella
documentazione tecnica di ogni inverter,
come può essere il dato dell’effi cienza
europea; risulta quindi oggettivamente
diffi cile per l’acquirente scegliere un inverter
in base alla bontà del suo MPPT, se non
pretendendo dal costruttore indicazioni più
complete possibili sulla effettiva effi cacia,
in tutte le condizioni di tensione e potenza
di ingresso.
MPP Tracker
Da quanto detto risulta evidente che per
un inverter fotovoltaico è necessario
disporre di un dispositivo interno,
e del relativo algoritmo di comando,
che permetta di effettuare l’inseguimento
(in inglese Tracking) del punto di massima
potenza nel modo più rigoroso possibile:
il valore si sposta infatti continuamente
al variare delle condizioni ambientali,
come ad esempio al mutare
dell’irraggiamento o della temperatura
(si parla quindi di dispositivo MPPT,
Maximum Power Point Tracker).
Ci sono comunque alcune considerazioni
importanti da effettuare per la valutazione
di un MPPT.
Tipicamente i costruttori mettono
in evidenza la velocità del proprio sistema,
ovvero la velocità con la quale reagisce
alle variazioni dei parametri di lavoro
del generatore fotovoltaico. Tuttavia,
un recente studio del Fraunhofer Institute
(l’istituto di ricerca applicata più grande
d’Europa v. 03) mette in dubbio la rilevanza
della velocità dell’MMPT rispetto alla sua
accuratezza, questa posizione trova
conferma se si analizzano gli elementi
che determinano il cambiamento del punto
di massima potenza in un generatore
fotovoltaico.
fi gura 02: esempio di MPPT errato
Punto di lavoro errato
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13
Variazioni di temperatura
Prendiamo ad esempio le variazioni
di temperatura dei moduli: se da un lato
queste variazioni hanno una forte infl uenza
sull’MPP, poiché modifi cano tensione
e corrente dei moduli, dall’altro questi
cambiamenti si verifi cano molto lentamente
a causa della massa termica consistente,
non richiedono quindi una particolare
velocità di adeguamento (vedi fi g. 03).
Variazioni di irraggiamento
Contrariamente all’opinione comune,
il variare dell’irraggiamento, a differenza
della variazione della temperatura, non
infl uenza in modo signifi cativo l’MPP,
se non a livelli di radiazione modesta.
Come visualizzato dal grafi co seguente,
una diminuzione di irraggiamento riduce
proporzionalmente la corrente emessa dal
modulo, ma non modifi ca signifi cativamente
fi gura 03: Andamento di tensione e corrente
su un modulo fotovoltaico al variare
della temperatura: la variazione
di tensione è consistente, e con essa
la variazione dell’MPPT.
fi gura 04: La tensione ottimale rimane
pressoché costante al variare della
radiazione incidente, fi no a radiazioni
attorno ai 300W/m2
la tensione, che resta pressoché costante
tra i 1.000 e i 300 W/m2, non richiedendo
quindi un punto di lavoro (tensione di lavoro)
signifi cativamente diverso.
Oltretutto, misure effettuate da numerosi
centri di ricerca hanno dimostrato che una
variazione di irraggiamento di 100 W/m2
non può impiegare meno di 1 s
a manifestarsi, quindi anche in questo caso
non è necessario che l’MPPT sia
eccezionalmente veloce (vedi fi g. 04).
In conclusione, lo studio del Fraunhofer ISE
ha dimostrato che l’algoritmo ottimale deve
esser in grado di variare la tensione
di lavoro con una velocità modesta,
compresa tra lo 0,1% e l’1% della tensione
Vmpp ogni secondo.
Un comportamento signifi cativo, invece,
è rappresentato dalla capacità di procedere
a piccoli passi, piccoli step di variazione
della tensione, per garantire un’elevata
accuratezza di inseguimento.
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14
Le topologie costruttive
Il trasformatore
Dal punto di vista costruttivo, esistono
svariate tipologie di inverter utilizzate dai
costruttori, la cui scelta deriva da vari
fattori: la potenza in gioco, la necessità
di avere un range di tensione in ingresso
più o meno ampio e la necessità o meno
dell’isolamento galvanico del generatore
rispetto alla rete.
Si possono comunque individuare tre
macro-famiglie di inverter fotovoltaici:
| Inverter con trasformatore
di isolamento alla frequenza di rete;
| Inverter con trasformatore
di isolamento in alta frequenza;
| Inverter non isolati.
Inverter con trasformatore
di isolamento alla frequenza di rete
Si tratta di una topologia che ha avuto
sviluppo con i primi modelli di inverter
fotovoltaici, ma presente ancora
sul mercato in tutte le taglie di potenza.
L’uso del trasformatore è comune su molti
inverter centrali venduti in Italia per
potenze superiori a 20 KW, per potenze
inferiori, infatti, non costituisce la scelta
tecnologica più indicata, se non in casi
applicativi particolari.
Gli inverter con trasformatore alla
frequenza di rete sono costituiti
essenzialmente da un singolo convertitore
di tipo switching, che si occupa
di trasformare la tensione da continua
ad alternata. L’algoritmo di comando
di tale convertitore dovrà inoltre
necessariamente permettere anche
il tracking del punto di massima potenza
(MPPT), mentre in cascata al convertitore
dovrà essere presente un fi ltro per creare
la tensione sinusoidale, nel punto
di connessione alla rete in cui presente
il trasformatore (vedi fi g. 01).
Il trasformatore ha molteplici funzioni:
| Adegua il livello di tensione del circuito
primario; il trasformatore è normalmente
progettato in modo da elevare la tensione
sinusoidale presente al suo ingresso,
in modo da adeguare la tensione
del generatore (di solito insuffi ciente)
alla tensione della rete.
| Applica una separazione galvanica
tra generazione fotovoltaica e utenza;
fondamentale per le applicazioni dove
viene richiesto l’isolamento galvanico,
in Italia la legislazione attuale prescrive
questo processo per potenze immesse
in rete superiori a 20 KW, ecco perché
normalmente gli inverter superiori a 20
KW ne sono dotati.
Principio di funzionamento
Come detto la funzione dell’inverter è quella di trasformare una tensione continua, fornita
dal generatore fotovoltaico, in una tensione alternata sinusoidale, una tensione, cioè,
che subisce una inversione di polarità con una frequenza ben stabilita (il nome inverter
suggerisce infatti la funzione di ”invertitore di polarità”), in Europa tale frequenza è di 50 volte
al secondo (50Hz).
Per ottenere da una tensione continua una tensione di tipo sinusoidale si utilizzano
dei convertitori di tipo “switching”, degli apparati quindi che sono essenzialmente costituiti
da dispositivi elettronici di potenza, fatti funzionare come degli interruttori, accesi o spenti,
a una frequenza molto elevata.
Modulando opportunamente i tempi di accensione e di spegnimento di questi interruttori
(switch), si ottiene un’onda quadra con una composizione armonica, avente la fondamentale
di frequenza pari alla sinusoide che si dovrà riprodurre (tecnica detta “PWM”, Pulse Width
Modulation, o modulazione di ampiezza dell’impulso).
La presenza di un successivo fi ltro permette di ricostruire la forma d’onda sinusoidale richiesta
dalla rete, eliminando tutte le componenti armoniche presenti nell’onda quadra modulata.
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| Permette, dato l’isolamento galvanico,
di collegare a massa un polo del
generatore fotovoltaico,
un collegamento altrimenti vietato sugli
impianti non isolati. Collegare un polo
del generatore fotovoltaico a massa
è prescritto in molti impianti
che utilizzano moduli a fi lm sottile,
mentre non è necessario con l’uso
dei normali moduli cristallini.
| Fornisce un’intrinseca protezione contro
l’immissione di corrente continua in rete:
le norme italiane impongono pesanti
prescrizioni rispetto alla non immissione
di corrente continua in rete, poiché per
principio fi sico un trasformatore non
può trasferire energia se non alternata,
la presenza di un trasformatore
direttamente collegato alla rete
garantisce la non immissione di corrente
continua.
N.B: Il valore massimo della componente
continua ammissibile in rete è regolato in Italia
dalla norma CEI 11-20-V1; tale valore è limitato allo 0,5% della corrente effi cace sinusoidaleimmessa in rete.
La topologia a trasformatore di rete
ha però dei difetti intrinseci,
che la rendono consigliabile solo nei casi
di effettiva necessità, infatti, essendo
il trasformatore in bassa frequenza,
ha un ingombro e un peso notevoli,
rendendo poco maneggevole l’inverter.
La cosa è ben poco gradita, specialmente
nei piccoli inverter di stringa, che debbono
essere facilmente installabili.
Il suo uso inoltre comporta un calo
di rendimento (2-3%) dell’inverter, rispet-
to ai modelli privi di trasformatore, a causa
delle perdite intrinseche dello stesso.
Inverter con trasformatore
di isolamento in alta frequenza
Questi tipi di inverter presentano
normalmente più stadi di conversione
switching collegati uno all’altro in cascata.
Normalmente uno di questi stadi prevede
per il suo funzionamento l’uso di un tras-
formatore.
Poiché la dimensione di un trasformatore
è inversamente proporzionale alla
frequenza a cui viene comandato,
ed essendo in questo caso la frequenza
di comando molto elevata, si ottengono
dimensioni molto compatte e l’inverter
risulta avere peso e ingombri ridotti
(vedi fi g. 02).
Rimangono comunque alcune problematiche
legate all’uso del trasformatore
in alta frequenza, in quanto, benché
si riesca a ridurre drasticamente
l’ingombro del trasformatore, quest’ultimo
comunque presenta una dissipazione non
trascurabile, che riduce di conseguenza
il rendimento dell’inverter; la topologia
complessa, con più stadi in cascata,
complica l’intera struttura e normalmente
contribuisce a ridurre ulteriormente
il rendimento. Inoltre, la presenza
di un trasformatore permette l’ isolamento
galvanico dell’impianto, in questo caso
però, non essendo posto direttamente
sull’uscita, non è garantita l’intrinseca
protezione contro l’immissione di corrente
continua in rete .
fi gura 01 schema d’inverter con trasformatore
di isolamento alla frequenza di rete
fi gura 02: schema d’inverter con trasformatore
di isolamento in alta frequenza
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Inverter non isolati Questa categoria di inverter non prevede
alcun tipo di trasformatore di isolamento,
ciò permette di evitare importanti pesi
e ingombri, ottenendo invece
rendimenti molto elevati.
Le confi gurazioni sono varie, ma quella
più comune prevede due convertitori
in cascata: il primo convertitore (boost)
provvede a elevare la tensione di ingresso
fi no a un valore stabilito, per permettere
al secondo stadio (invertitore) di funzionare
in modo ottimale, generando la tensione
alternata verso la rete (vedi fi g. 03).
Il primo convertitore è incaricato
di eseguire l’inseguimento dell’MPP, inoltre
elevando la tensione di ingresso fi no
al valore richiesto, permette al generatore
fotovoltaico di funzionare anche
con tensioni molto basse.
Si ottiene così un range di tensione
molto ampio in ingresso, un vantaggio
che permette, come vedremo, grande
libertà nel dimensionamento delle stringhe.
Gli inverter non isolati hanno quindi
il pregio di garantire il massimo in termini
di rendimento e leggerezza, fornendo
inoltre una grande versatilità data l’ampia
gamma di tensioni in ingresso; si tratta
quindi della scelta tecnologica
più avanzata, che ha trovato ampio
impiego negli inverter di piccola taglia,
in particolare in quelli di potenza inferiore
a 20 KW.
Tale confi gurazione, a seconda di come
viene realizzata, può comunque
comportare alcune criticità di utilizzo
con i moduli a fi lm sottile, molto sensibili
alle fl uttuazioni della tensione rispetto
a terra.
fi gura 03: schema d’inverter non isolato
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Cos’è la protezione di interfaccia?
L’inverter ha il compito di immettere
energia in rete, per fare questo deve
adattare la propria tensione e la propria
frequenza a quella della rete stessa:
in pratica si può dire che agisce come
un generatore di corrente sinusoidale
verso la rete.
Se però questi valori differiscono dai limiti
massimi stabiliti dalla normativa,
un dispositivo automatico di disinserzione,
detto dispositivo o protezione
di interfaccia (PI), deve scollegare
l’inverter dalla rete, in tempi molto
rapidi (0,1 secondi per la BT,
bassa tensione).
I principali parametri controllati sono
la tensione (non deve essere troppo alta
o troppo bassa, ad esempio
per un collegamento in BT i limiti sono
±20% rispetto al valore di tensione
nominale) e la frequenza (per la BT i limiti
concessi prima del distacco sono 50,3 Hz
e 49,7Hz).
È chiaro comunque che la tensione
e la frequenza di lavoro sono imposte
dalle condizioni operative della rete, non
dall’inverter, quest’ultimo può solo
adeguarsi ed è obbligato a scollegarsi
in caso di sforamento dei limiti.
Nel caso sfortunato di rete particolarmente
distorta, magari per cause indipendenti
dall’utente (casi tipici possono essere
di utenti molto lontani dalla cabina
di trasformazione o utenti in zone
industriali, spesso soggette ad inserzioni
di carichi impulsivi sulla linea), l’inverter
può essere soggetto a sbalzi notevoli
di tensione e conseguenti frequenti interru-
zioni di erogazione.
Le interruzioni comportano un calo
di produttività dell’impianto, in quanto
il distacco è immediato, ma il successivo
ricollegamento richiede spesso alcuni
minuti di diagnosi della effettiva bontà
della rete prima della riconnessione.
In generale, pur garantendo le specifi che
di omologazione del dispositivo
di interfaccia, il costruttore dovrà garantire
una ridotta propensione allo
scollegamento in caso di “falso
allarme”, come nel caso di perturbazioni
momentanee della rete (ad esempio
dovute a inserzioni/disinserzioni di carichi
induttivi).
Perchè l‘inverter si scollega dalla rete in caso di black-out?
La ragione dello scollegamento obbligatorio è legata ai seguenti rischi:
| Rischio di shock elettrico: per evitare di continuare ad alimentare il guasto, introducendo
così situazioni di pericolo per le persone addette alla manutenzione.
| Guasti alle apparecchiature: l’inverter, una volta mancata rete, non è in grado di garantire
una adeguata stabilità alla forma d’onda di tensione, e alla sua frequenza, di conseguenza
tale alimentazione potrebbe non essere conforme alle specifi che garantite dal gestore
di rete, con possibile danneggiamento dei carichi locali.
| Ulteriori guasti al ritorno dell’erogazione di energia: in caso di richiusura automatica
o manuale di interrutori sulla rete di distribuzione, la PI evita che il generatore possa trovarsi
in discordanza di fase, tensione o frequenza con la rete nel momento di riconnessione.
Da cos‘è costituita la protezione di interfaccia?
Per impianti connessi alla rete BT del distributore, la protezione è costituita da un contat-
tore o da un interrutore automatico, che interviene su tutte le fasi interessate e sul neutro,
di categoria AC-7 se monofase, o AC-1 se trifase (CEI EN60947-4-1).
Nel caso degli inverter privi di isolamento galvanico, che normalmente rispondono alle norme
di sicurezza tedesche VDE0126-1-1, vi è un doppio dispositivo bipolare di sgancio dalla rete
(2 relè bipolari), per avere ridondanza nella protezione.
Viene inoltre monitorata anche la presenza di una eventuale componente continua:
secondo la norma CEI 11-20 V1: Idc massima < 0,5% I effi cace erogata in rete.
Norme di riferimento: per la media tensione il riferimento è la norma CEI 0-16 V2, per la bassa tensione in attesa di una apposita norma CEI, valgono le norme redatte dal singolo gestore di rete, (ad esempio per ENEL la norma DK 5940).
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Tensione di ingresso
Come detto, un impianto fotovoltaico
è formato da una o più stringhe a seconda
della potenza.
Specialmente per i piccoli inverter
di stringa, un dato molto importante è
l’ampiezza del range di tensione accettato
all’ingresso dell’inverter stesso.
Esempio1
Supponiamo di dover dimensionare un impianto con una potenza di 3 KW sulla falda di un tetto,
per fare questo potremmo utilizzare 13 moduli monocristallini con una potenza di 230W:
P = 230X13 ― 2990W
Oppure potremmo utilizzare 12 moduli da 235W:
P = 235X12 ― 2020W
Nel primo caso otteniamo una potenza superiore, pur senza sforare il limite imposto di 3 KW,
quindi la scelta, a meno che non vi siano problemi di spazio sulla falda per cui non si possono
disporre più di 12 moduli, è consigliabile. Supponiamo di effettuare questa scelta.
Essendo 13 un numero dispari, non si possono fare due stringhe, di esempio 6 e 7 moduli,
perché queste non sono parallelabili sullo stesso ingresso lavorando a tensioni diverse.
In questo caso si dovrebbero utilizzare due inverter distinti, o un inverter particolare con due
ingressi e due dispositivi MPPT separati, scelte comunque più costose rispetto all’uso
di un singolo inverter.
L’uso di una singola stringa da 13 moduli, implica però la presenza di una tensione piuttosto
elevata di ingresso, che non tutti gli inverter sono in grado di sopportare: sommando infatti
la tensione a vuoto a bassa temperatura (che è la tensione massima dei moduli) di 13
moduli monocristallini, ne risulta tipicamente una tensione superiore a 500V, che è il limite
di molti prodotti commerciali.
Per un semplice impianto da 3 KW, risulta quindi necessario non usare un inverter qualunque,
ma disporre di un inverter con tensione massima di ingresso di 550 o meglio 600V per avere
margine di sicurezza maggiore.
Esempio 2
Supponiamo ora di dover dimensionare un impianto da 4500W sempre sul tetto di una abitazio-
ne;
per avere la potenza massima utilizziamo 20 moduli policristallini da 225W:
P = 225X20 ― 4500W
L’uso di una singola stringa porta una non trascurabile comodità: permette di minimizzare l’uso
dei cavi di collegamento tra moduli e inverter, infatti, eseguendo la calata dal tetto al locale
inverter sarà utilizzata solo una coppia di cavi (+ cavo di massa). Oltre a un vantaggio
economico sul costo dei cablaggi, ci può essere quindi un vantaggio pratico. Tipicamente
infatti, se non prevista in origine, questa calata presenta delle diffi coltà poiché i cavi devono
passare attraverso le canalette predisposte sulla casa, tipicamente già sature di cablaggi...
La scelta di predisporre una singola stringa da 20 moduli implica però una tensione massima,
come somma della tensione dei singoli moduli, che risulta molto elevata, tipicamente superiore
a 800V: si richiede perciò l’uso di inverter con caratteristiche superiori.
Supponendo viceversa di usare 2 stringhe in parallelo da 10 moduli, magari per la comodità
di effettuare 2 stringhe su zone diverse del tetto, ci troviamo di fronte a problematiche diverse.
Innanzitutto, essendo i moduli in parallelo, le correnti si sommano, quindi considerando
la corrente massima del modulo (I corto circuito che tipicamente supera gli 8 Ampere), si deve
utilizzare un inverter che possa sopportare una corrente di ingresso di almeno 16-17 Ampere:
non tutti gli inverter possono sopportare tale corrente.
In secondo luogo l’uso di soli 10 moduli in serie implica che la tensione MPPT di lavoro sia
piuttosto bassa: moltiplicando per 10 la tensione MPPT di un tipico modulo alla massima po-
tenza si ottiene un valore prossimo a 300V; considerando poi che alla effettiva temperatura di
utilizzo la tensione MPP del modulo cala, ci si deve tenere un margine di sicurezza tipico
del 15-20%, avendo quindi una tensione di lavoro minima:
VMPPT, min = 300x0.85 = 255V
Se il range di tensione MPPT è molto
ampio, e con esso la tensione massima
accettata in ingresso è suffi cientemente
alta, si avrà un inverter molto versatile,
infatti questo permetterà l’utilizzo di
stringhe di lunghezza diversa, il che può
essere molto utile per i piccoli impianti,
dove il numero di moduli è limitato
e spesso questioni logistiche
di disposizione dei moduli
su falde del tetto richiedono di utilizzare
stringhe di lunghezza imposta.
Facciamo alcuni esempi:
~
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Da questi due semplici esempi
si comprende come l’uso di inverter con
grande tolleranza di tensione ed elevata
corrente massima permette grande
versatilità, riuscendo a coprire
praticamente tutti i casi pratici.
Vorremmo ora porre in evidenza un altro
aspetto che depone a vantaggio dell’uso
di un numero limitato di stringhe.
Analizziamo a proposito il grafi co che
riporta, per un impianto da 15 kWp,
le perdite percentuali nei cavi
di collegamento in base alla tensione
di lavoro dell’impianto, e al numero
di stringhe (vedi fi g. 01).
Come si può vedere, formare 8 stringhe
con tensione massima di 400V (come
nel primo caso), anziché 3 stringhe con
tensione massima di 1000V (ultimo caso
sul grafi co), permette di guadagnare oltre
lo 0,9% di effi cienza e questo si traduce in
una grande quantità di energia in più che
viene prodotta in oltre 20 anni di funziona-
mento dell’impianto.
L’uso di stringhe più lunghe permette di
minimizzare le perdite nei collegamenti,
oltre a ridurre i tempi di installazione e i
costi dei cavi di collegamento.
Questi aspetti economici assumono na-
turalmente valenza crescente al crescere
della potenza dell’impianto.
Facciamo un esempio con un impianto da
100KW: con 420 moduli da 235W l’uno,
per una potenza di c.a. 100KW, può essere
realizzato un impianto con 21 stringhe da
20 moduli l’una, per una tensione massima
superiore ad 800V.
21 stringhe X 20 moduli = 420 moduli
Se il nostro inverter viceversa avesse un
limite superiore alla tensione in ingresso
più basso, ad esempio 600V, si tratterebbe
di collegare 30 stringhe di soli 14 moduli
l’una:
30 stringhe X 14 moduli = 420 moduli
Ciò richiederebbe il 50% di cablaggi in
più, con i relativi costi e l’incremento delle
perdite sul rame.
Basi di calcolo:
| Potenza di 15 kW
| Moduli cristallini
| 100 m di cavo per stringa
| Diametro cavo 6 mm2
fi gura 01: grafi co della percentuale di potenza
persa in relazione alla confi gurazione
delle stringhe
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20
Elementi che infl uenzano la vita utile dell’inverter
L’inverter costituisce, assieme ai moduli
fotovoltaici, il componente fondamentale
dell’impianto fotovoltaico e,
contemporaneamente, uno dei suoi
componenti più critici, questo a causa
della sua intrinseca complessità
costruttiva. Un guasto dell’inverter
comporta conseguenze importanti sulla
redditività dell’impianto, pertanto va, per
quanto possibile, evitato; un inverter però
può essere soggetto anche
a malfunzionamenti che non ne impediscano
il funzionamento, ma che molto più
subdolamente ne riducano l’effi cienza
e quindi riducano la produttività
dell’impianto.
Per cautelarsi il più possibile da queste
problematiche, il progettista, nel
dimensionare l’impianto, dovrebbe tenere
in considerazione alcuni punti
fondamentali che coinvolgono sia la scelta
dell’inverter che le scelte impiantistiche.
Le problematiche che coinvolgono l’inverter
Qualità costruttiva
Ovviamente la qualità dei componenti
utilizzati, e il loro corretto dimensionamento
da parte del costruttore dell’inverter,
sono l’elemento principe che determina
l’effi cienza nel tempo del prodotto.
Affi darsi a costruttori di provata
esperienza è quindi importante per avere
la certezza dell’affi dabilità del prodotto
nel tempo.
Protezione dagli agenti atmosferici
Spesso le esigenze applicative richiedono
che l’inverter sia alloggiato in ambienti
non ottimali: per la presenza di umidità
(installazioni all’aperto, in cantine o zone
umide delle abitazioni) o per la presenza
di polveri (installazioni all’aperto
o in soffi tte…).
L’accumulo di polveri o umidità all’interno
di un inverter può essere molto dannoso
per i circuiti elettronici, è necessario quindi
l’utilizzo di prodotti che garantiscano
la massima protezione dagli agenti
atmosferici.
Il livello di protezione è indicato con
la sigla “IP” seguita da un numero di due
cifre, un valore crescente in base al livello
di isolamento dalla polvere (prima cifra)
e dall’umidità (seconda cifra). Il valore
minimo da utilizzare dovrebbe essere
un isolamento di tipo IP54, tipico di molti
inverter dotati di ventilatori interni, che
tuttavia non protegge dall’accumulo
nel tempo di umidità e sporcizia all’interno
dell’apparato.
Il pressoché totale isolamento dall’esterno
che garantisce il livello di isolamento IP65,
è una garanzia in più sulla vita dell’inverter.
Problematiche legate alla temperatura
di funzionamento
Nel caso di applicazioni in ambienti caldi,
assume massima importanza l’effi cienza
del sistema di raffreddamento dell’inverter.
I componenti elettronici in generale
(condensatori, dispositivi di potenza…)
hanno una vita utile, o se vogliamo una
perdita di effi cienza, che è inversamente
proporzionale alla loro temperatura
di funzionamento. Inoltre l’aumento
di temperatura comporta per i componenti
elettronici anche un calo di effi cienza, con
conseguente calo di effi cienza dell’inverter.
Oltre al generoso dimensionamento
dei componenti, utile per evitarne stress
termici, è quindi importante provvedere
a un raffreddamento ottimale, che può
essere effettuato sia utilizzando
la ventilazione naturale, sia utilizzando
apposite ventole.
Con la ventilazione naturale si orientano
le superfi ci da raffreddare in verticale
e si sfrutta (effetto camino) la naturale
propensione dell’aria calda a salire verso
l’alto; tale tecnica ha il vantaggio di non
utilizzare alcuna parte in movimento,
garantendo massima affi dabilità,
ma effi cienza radiante modesta.
Normalmente quindi questa tecnica
non viene utilizzata per il raffreddamento
del dissipatore principale, dove sono posti
i componenti di potenza, per evitare
di dover usare un dissipatore molto
grande, che appesantirebbe
eccessivamente l’inverter.
L’uso delle ventole comporta una ben
superiore effi cienza nel raffreddamento,
ma per evitare fenomeni di accumulo
di polveri e umidità sui dispositivi
elettronici, le ventole vanno poste
all’esterno dell’involucro, convogliando
l’aria sui dissipatori di potenza posti con
la loro parte radiante rivolta all’esterno
dello chassis.
Le ventole dovrebbero essere azionate
solamente quando strettamente
necessario (in presenza di alte temperature
esterne e/o potenze in ingresso elevate);
l’uso limitato a poche ore nei giorni più
caldi, anziché per parecchie ore ogni
giorno, evita infatti inutili rumorosità
e preserva l’integrità delle ventole stesse
che, anche se di elevata qualità, hanno
comunque una vita operativa limitata.
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Nota1: non potendo escludere la possibilità
di dover effettuare la sostituzione delle ventole,
per gli inverter che lavorano nelle condizioni più
disagevoli, va privilegiata la possibilità di poter
effettuare l’operazione da parte dell’installatore,
senza la necessità di complicate manovre;
negli inverter di stringa non deve essere
necessario aprire lo chassis, operazione
effettuabile solo da personale specializzato.
Nota2: una corretta ventilazione è importante
per ottenere le massime prestazioni dall’inverter,
specialmente per quanto riguarda i grandi impianti
con inverter centralizzati. Non è sempre agevole
calcolare le aperture, i fi ltri e le ventole
che devono essere installate nel locale inverter
per creare un ambiente ottimale per il suo
funzionamento. Quando possibile, per i grandi
impianti, è meglio scegliere cabine inverter
già predisposte dal costruttore, che sicuramente
sono in grado di rispettare tutti i requisiti
per una suffi ciente ventilazione e un opportuno
smaltimento del calore.
Manutenzione
Un’adeguata e completa manutenzione
è fondamentale per l’effi cienza
degli inverter.
Nei piccoli inverter di stringa, grazie
ad alcuni accorgimenti costruttivi,
le operazioni sono molto limitate,
se non nulle.
Nei grandi impianti, invece, come viene
fatta manutenzione al generatore
fotovoltaico (pulizia dei moduli,
controllo dei cablaggi…) allo stesso
modo non va dimenticato di effettuare
una manutenzione preventiva
e programmata dell’inverter, con
particolare riguardo alle parti più
facilmente deperibili (condensatori,
ventole, ma anche alle protezioni esterne
come fusibili, SPD…); operazioni che,
prevenendo possibili guasti, permettono
di avere inverter effi cienti per tutta la vita
utile dell’impianto.
Box IP65
per dispositivi elettronici
Ventole
Dissipatore esterno
fi gura 01: esempio di sistema
di raffreddamento dell’inverter
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Inverter: quanta potenza?
Date le caratteristiche del generatore fotovoltaico, la potenza nominale non è mai effettivamente
erogabile (il calo causato dalla alta temperatura di funzionamento effettivo, impedisce al modulo
di erogare la potenza massima di targa ottenibile solo nei test di laboratorio condotti a 25°C).
Quindi non è strettamente necessario utilizzare un inverter avente potenza massima in ingresso
maggiore o uguale a quella di targa del campo FV, per poterne sfruttare effettivamente
tutta l’energia.
Vi è quindi la pratica, molto comune, di sottodimensionare leggermente l’inverter rispetto al
campo fotovoltaico, specialmente quando sia ammessa dal costruttore una sovraccaricabilità
temporanea (gli inverter centrali a trasformatore tipicamente ammettono un sovraccarico del
10-20% per 1-2 ore…)
Una tipica scelta è quella di utilizzare un generatore avente una potenza fotovoltaica pari
all’85 – 100% della potenza nominale del generatore FV, questo in particolare nei siti (nord Italia)
dove diffi cilmente si possono avere valori di irraggiamento solare massimi.
Naturalmente il risparmio economico che può derivare da questa scelta va opportunamente
soppesato: si deve considerare ad esempio che un eccessivo derating dell’inverter rispetto
all’impianto, che comporta l’uso di una potenza sempre prossima a quella massima,
non depone a vantaggio della vita del prodotto.
Le problematiche che coinvolgono
il progetto dell’impianto
In generale, per evitare un invecchiamento
precoce, o la rottura dell’inverter,
il progetto dell’impianto dovrà essere
effettuato a regola d’arte, evitando alcune
problematiche.
| Tensione del generatore
Si dovrà utilizzare l’inverter secondo
i parametri massimi di funzionamento,
in particolare si dovrà rispettare, a lato
generatore, la massima tensione
di funzionamento a vuoto, il valore
massimo riscontrabile alle minime
temperature ambiente a cui è sottoposto
il generatore fotovoltaico.
| Corrente del generatore
Andranno monitorate anche la corrente
e la massima potenza in ingresso:
benché questa problematica
normalmente non comporti
un guasto immediato, ma solo
l’affaticamento dell’inverter, quest’ultimo
lavorerà al limite, auto-proteggendosi,
limitando di fatto la corrente assorbita
(e ovviamente limitando anche l’energia
immessa in rete!).
| Installazione
Il luogo di installazione dell’inverter
dovrà essere idoneo, rispettando
le prescrizioni del costruttore sia per
quanto riguarda le temperature
ambiente massime e minime, sia
per il grado di umidità massima
concesso.
Nel caso di applicazioni si dovrà fare
attenzione ad utilizzare in esterno solo
inverter adatti (inverter per uso “outdoor”,
in genere IP65),
evitando comunque, per quanto
possibile, un’esposizione diretta agli
agenti atmosferici. È raccomandabile
inoltre rispettare le prescrizioni del
costruttore per quanto riguarda gli spazi
fi sici richiesti attorno all’inverter per
il raffreddamento, per evitare rischi
di blocco dell’inverter o derating
di funzionamento a causa delle
sovratemperature.
| Protezioni elettriche
Nonostante la generalizzata presenza
di appositi dispositivi di protezione
all’interno dell’inverter (varistori,
scaricatori a gas) si raccomanda l’uso
di adeguate protezioni esterne (SPD…)
contro le sovratensioni di origine
atmosferica, opportunamente
dimensionate sia lato rete che lato
generatore fotovoltaico (valutazione del
rischio secondo la norma CEI 81-10/2),
infatti come tutte le apparecchiature
elettroniche, gli inverter sono molto
sensibili alle sovratensioni elettriche
indotte da scariche di fulmini.
In genere nei piccoli impianti posti
su abitazioni si utilizzano sul quadro
DC SPD dimensionati per le scariche
indirette, mentre è opportuno che
l’impianto elettrico dell’abitazione sia
dotato di SPD (adatti anche
a scariche dirette) posti sul punto
di connessione alla rete elettrica, questo
fra l’altro permette di proteggere tutto
l’impianto elettrico dell’abitazione,
non solo l’inverter fotovoltaico.
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Inverter centrale o di stringa?
Qualunque generatore fotovoltaico, dal più piccolo impianto domestico, agli impianti multi
megawatt di potenza, prevede la suddivisione dell’intero numero di moduli fotovoltaici
in stringhe , cioè un numero prefi ssato di moduli, tipicamente da 10 a 24 secondo le esigenze,
collegati tra loro in serie; ogni stringa dovrà avere una potenza solitamente compresa
tra 2 e 6 KW.
Gli inverter di stringa sono così chiamati perché prevedono il collegamento in parallelo
di una o al massimo alcune stringhe di moduli al loro ingresso.
Esistono, di contro, inverter con potenze di centinaia di KW, detti inverter centrali o centralizzati,
che accentrano al loro ingresso l’energia dei molti paralleli di stringhe che formano le grosse
installazioni.
Per le applicazioni domestiche, data la potenza in gioco, verranno utilizzati esclusivamente
inverter di stringa, mentre per potenze superiori, fi no a qualche decina di KW, si prevedranno
più inverter di stringa, inverter monofase o meglio trifase.
Ognuno di essi avrà in ingresso una o più stringhe in parallelo, con le relative uscite in alternata
collegate anch’esse in parallelo tra di loro e opportunamente connesse alla rete.
Con il crescere della potenza del generatore fotovoltaico nasce la necessità di stabilire come
collegare il generatore alla rete: con un numero sempre crescente di piccoli inverter di stringa
o con uno o più grossi inverter centrali? Vediamo pregi e difetti delle due fi losofi e impiantistiche,
aiutandoci anche con alcuni esempi.
Inverter centralizzati
Come detto, la soluzione centralizzata
prevede la messa in parallelo sullo stesso
ingresso dell’inverter di molte stringhe
di moduli, ognuna delle quali avrà una
potenza di qualche KW, fi no a raggiungere
la potenza di picco richiesta.
La messa in parallelo di molte stringhe
va però eseguita seguendo un certo
numero di regole fondamentali.
Dato l’unico ingresso dell’inverter, sarà
presente un solo inseguitore MPPT, quindi
il punto di lavoro (tensione di lavoro) sarà
uguale per tutti: è fondamentale perciò
che le stringhe si comportino nel modo più
uniforme possibile, per ottenere da ognuna
di esse, e quindi dal loro parallelo,
la massima potenza erogabile.
Se le varie stringhe infatti non presentano
lo stesso punto di lavoro ottimale MPP,
il punto di lavoro scelto dall’unico
inseguitore non può che essere frutto
di un compromesso, che non garantisce
quindi l’erogazione della massima potenza.
| Risulta quindi evidente che si dovranno
utilizzare moduli tutti della stessa
marca, modello e classe di potenza.
| Sarà da privilegiare la massima
uniformità possibile, utilizzando moduli
con limitate dispersioni delle
caratteristiche elettriche: questo può
essere fatto utilizzando i fl ash report
(un listato del produttore che riporta
le caratteristiche elettriche di ogni
modulo fotovoltaico), avendo cura
di collegare all’interno della stessa
stringa moduli con la stessa corrente
IMPP e ponendo in parallelo stringhe
aventi il più possibile uguale tensione
VMPP. Esiste comunque un criterio
semplifi cato, anche se non rigorosissimo,
che evita di effettuare questa analisi;
tale procedimento prevede l’utilizzo
di moduli con limitata tolleranza
in potenza, ad esempio tolleranza
di potenza pari a ±1- 2 % anziché ±3-5%.
| Naturalmente le stringhe dovranno
avere tutte la stessa lunghezza (stesso
numero di moduli), altrimenti non
potrebbero avere la stessa tensione
ottimale di lavoro.
| Infi ne, clausola molto importante,
i moduli dovranno essere tutti esposti
allo stesso modo, evitando il più
possibile di porre in parallelo stringhe
soleggiate con stringhe soggette
a ombreggiamenti sistematici durante
la giornata: condizione che
complicherebbe la ricerca del punto
di lavoro ottimale, ma che soprattutto,
in assenza di particolari dispositivi
(quadri di parallelo con diodi di blocco),
rischierebbe di danneggiare
irreparabilmente i moduli ombreggiati.
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Quadri di parallelo “intelligenti”
Una considerazione importante sul
monitoraggio delle stringhe va fatta negli
impianti con inverter centralizzati. Essendo
tutte le stringhe in parallelo, risulta diffi cile,
se non impossibile, individuare la presenza
di moduli non perfettamente funzionanti,
cosa che non si limita a un danno legato
al calo produttivo, ma che potrebbe
portare anche a un danneggiamento
dell’intera stringa a cui tali moduli sono
collegati.
Per questo è necessario l’uso di particolari
quadri, che collegano più stringhe, detti
quadri di parallelo. Quadri che consentano
la verifi ca dei parametri di ogni singola
stringa e che, in caso di anomalia grave,
arrivino allo scollegamento della stessa,
per preservarla dai danneggiamenti.
Tali quadri effettuano la trasmissione
dei dati registrati, permettendo il perfetto
monitoraggio in locale o a distanza tramite
collegamento internet dell’intero
impianto, consentendo al tecnico
una visione d’assieme dell’impianto
e la possibilità di effettuare manutenzioni
mirate ed effi caci.
Inverter di stringa
Nel caso venga realizzato l’impianto con
inverter di stringa anziché centralizzato,
ci si trova di fronte a diverse problematiche.
Innanzitutto la differenza fondamentale
è data dalla maggiore fl essibilità dovuta
al minimo numero di stringhe collegate
allo stesso inverter: i criteri di uguaglianza
di esposizione, modello dei moduli,
lunghezza delle stringhe, ecc., sono infatti
validi solamente per le stringhe che sono
poste in parallelo, non per tutto l’impianto.
In questo senso, oltre a una semplifi cazione,
dal punto di vista tecnico la scelta
dell’inverter di stringa può essere
vincolante nel caso di installazione
su tetti di edifi ci, in cui alcune stringhe
siano sottoposte durante la giornata
ad ombreggiamenti da parte di altre
strutture. In questo caso risulta
conveniente il collegamento in parallelo
di stringhe di moduli tutti sottoposti
allo stesso tipo di ombreggiamento,
con un proprio piccolo inverter posto
in parallelo a un inverter centrale che
colleghi le stringhe non ombreggiate.
Lo stesso dicasi nel caso di falde con
diverso orientamento: ogni falda dovrà
avere un proprio inverter.
Un’altra peculiarità della soluzione
distribuita è dovuta a ogni eventuale
fermo macchina, che comporta
la non produzione di una parte limitata
dell’impianto, limitando quindi le perdite
economiche.
Inoltre normalmente, data la leggerezza
e la semplicità di allaccio di questi
inverter, la sostituzione diventa molto
rapida, con conseguente minimizzazione
dei tempi improduttivi, specie se si tiene
sempre a disposizione a magazzino
un inverter di scorta o se comunque
il fornitore è in grado di inviare l’inverter
di ricambio in tempi brevi.
Dal punto di vista del cablaggio, dalla
parte in continua vi può essere una
riduzione della lunghezza dei cavi grazie
al posizionamento degli inverter di stringa
vicini alle relative stringhe, con conseguente
semplifi cazione dei quadri D C.
fi gura 01: esempio di collegamento delle stringhe
al dispositivo di monitoraggio
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Viceversa si avrà sul lato alternata
un numero maggiore di cablaggi,
la complicazione del quadro elettrico,
dovendo collegare le uscite di molti
inverter in parallelo, oltre a maggiori
perdite nei collegamenti rispetto alla
soluzione centralizzata.
Nella scelta se centralizzato o di stringa,
vanno poi valutate eventuali differenze
di performance degli inverter; spesso
gli inverter centralizzati dispongono
di effi cienze superiori e di maggiore
tensione massima di ingresso, con
inferiore numero di stringhe da collegare.
In realtà queste differenze si sono ridotte
nel tempo, per cui i migliori costruttori
dispongono oggi di effi cienze e tensioni
massime elevate anche nei loro inverter
di stringa.
Per fi nire ci sono almeno altri due aspetti
che vanno valutati.
Innanzitutto è fondamentale nei grossi
impianti la possibilità di monitorare
le performance delle stringhe
con programmi che permettano
la visualizzazione sul computer, locale
o remoto, del comportamento dell’intero
impianto. Nel caso di inverter di stringa
questo è possibile solamente
se il costruttore mette effettivamente
a disposizione dei sistemi di monitoraggio
completo anche per i piccoli inverter,
che permetta quindi il collegamento
semplice e il monitoraggio di un numero
elevato di inverter contemporaneamente.
In secondo luogo va considerato che gli
impianti di potenza superiore a 100 – 200
KW richiedono la connessione alla rete
in media tensione (15-20.000 V), anziché
all’usuale tensione di 400V erogata
dall’inverter. Questo implica la presenza
di un trasformatore elevatore, con relative
perdite. Molti inverter centralizzati
prevedono la presenza di un trasformatore
al loro interno, necessario nel caso
di collegamento in bassa tensione
per garantire un isolamento galvanico
dell’impianto (richiesto in Italia, CEI 11-20,
per potenze superiori a 20 KW), ma che
nel caso di connessione in media tensione
risulterebbe ridondante, calando
le prestazioni dell’impianto.
Per le connessioni in media tensione,
una soluzione comune è di utilizzare 2
o più inverter centrali, privi di trasformatore,
utilizzando per la messa in parallelo alla
rete le apposite cabine inverter fornite dal
costruttore, che prevedono la presenza
di un trasformatore in media tensione
e tutti i dispositivi per la connessione.
Questa moderna scelta permette
di rendere sicura e veloce la connessione,
garantendo l’uso di componenti
perfettamente compatibili perché testati
dal costruttore, a garanzia della
produttività dell’impianto. Nell’ipotesi
di impianti in media tensione con inverter
di stringa, si utilizzeranno evidentemente
degli inverter transformerless, prevedendo
l’isolamento galvanico all’interno
della cabina, che dovrà essere però
dimensionata volta per volta.
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Conversione di stringa
PRO
| Aumenta la fl essibilità del sistema: meno
stringhe in parallelo, possibilità
di evitare sofi sticati dispositivi
di parallelo delle stringhe, possibilità
di usare moduli diversi o con diverso
orientamento;
| Gestione di zone d’ombra nel generatore
fotovoltaico;
| Più facilità di manutenzione, trasporto
e sostituzione del singolo inverter
di stringa;
| Singoli guasti non portano al fermo
dell’intero impianto;
| Il collegamento dalla stringa all’inverter
può essere semplifi cato, con
connessioni più corte, spesso all’aperto,
in prossimità della stringa e non
su locale apposito;
| Monitoraggio dell’effi cienza della singola
stringa con appositi dispositivi remoti.
CONTRO
| L’inverter centrale spesso accetta
tensioni maggiori (stringhe più lunghe)
e il rendimento può essere superiore;
| Spesso l’uso dell’inverter centrale risulta
più economico rispetto all’uso di molti
inverter di stringa;
| Il monitoraggio a distanza dell’impianto
può non essere completo in caso
di inverter di stringa, se non attraverso
appositi dispositivi;
| Spesso, per la media tensione, l’uso
di inverter centrali transformerless
è favorito dalla presenza di soluzioni
già predisposte dal produttore,
permettendo risparmio di tempo
e sicurezza del risultato.
Dall’analisi si comprende come la scelta migliore tra centralizzato o distribuito si trova spesso
nel mezzo: non è consigliabile realizzare un impianto fotovoltaico di grandi dimensioni con tanti
piccoli inverter, né realizzarlo con uno solo.
Facendo un esempio concreto, se si deve progettare un impianto da 500 kWp è generalmente
più conveniente adottare 5 inverter da 100 kWp piuttosto che 50 da 10 kWp. Una scelta
di questo tipo permette di ottenere i vantaggi dell’una e dell’altra soluzione: buona distribuzione
di potenza tra i vari inverter con un numero di cablaggi contenuto, che permette di ridurre
le perdite di trasmissione dell’energia.
Quadro di parallelo
fi gura 02: schema esemplifi cativo
di un impianto
con inverter centralizzato
fi gura 03: schema esemplifi cativo
di un impianto con inverter
di stringa
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Conergy IPG S
Gli inverter Conergy IPG S sono disponibili nelle classi di potenza 3, 4 e 5 kW. Sono ideali
per impianti di piccole e medie dimensioni e possono essere combinati con tutti i tipi di moduli
tradizionali. Grazie agli alti valori di effi cienza, alla tecnologia brevettata ed alla lavorazione
di qualità, sono la scelta ottimale per ottenere elevati rendimenti dell’impianto nel tempo.
A tutto ciò si aggiunge il funzionamento semplice, l’estensione di garanzia ed i servizi
di manutenzione opzionali.
Alto rendimento e lunga durataa
| Massima resa: effi cienza massima fi no al 97,7%
ed effi cienza europea fi no al 97%
| Massimo rendimento in condizioni
di irraggiamento variabile: preciso sistema
di MPP Tracking
| Lunga durata grazie alla lavorazione di alta qualità
e al sistema di raffreddamento PowerCool
| Investimento sicuro grazie alla garanzia sul prodotto
di 5 anni (estendibile su richiesta)
Progettazione fl essibile ed installazione semplice
| Massima fl essibilità nel dimensionamento
delle stringhe di moduli grazie all’ampio range
di tensione in ingresso
| Risparmio di tempi e costi: impianti fi no a 5 kWp
possono essere realizzati con un’unica stringa
| Funzionamento affi dabile anche in condizioni
ambientali sfavorevoli grazie alla classe
di protezione IP 65
| Semplice processo di avviamento e diagnosi
grazie al Service Tool
Efficienza
Flessibilità
Lunga durata
Minimo de-rating
Montaggio rapido
Dati tecniciIngresso DC Conergy IPG 3 S Conergy IPG 4 S Conergy IPG 5 S
Range di tensione MPP 250-750 V 250-750 V 275-750 V
Tensione massima DCTT 940 V 940 V 940 V
Corrente massima DC 19 A 19 A 19 A
Inseguitori MPP 1 1 1
Numero ingressi DC 1 1 1
Connettori DC MC IV compatibili MC IV compatibili MC IV compatibili
Comportamento consovraccarico DC
Modifica del punto di lavoro sulla curva caratteristica del generatore solare
Uscita AC
Alimentazione Monofase Monofase Monofase
Connessione AC Connettore Connettore Connettore
Tensione di reteTT 1 184-264,5 VACV
Tipo di rete TN/TT TN/TT TN/TT
Frequenza di rete 47,5-50,2 Hz 47,5-50,2 Hz 47,5-50,2 Hz
Potenza AC (max.) 3 kW 4 kW 5 kW
Potenza nominale AC 3 kW 4 kW 4,6 kW
Fattore di distorsione < 3% < 3% < 3%
Massima corrente d’uscita 14 A 19 A 22 A
Efficienza
Efficienza massima 97,5% 97,6% 97,7%
Efficienza europea 96,4% 96,8% 97%
Protezione
Grado di protezione IP 65 IP 65 IP 65
Monitoraggio collegamento di terra SI SI SI
Protezione da sovratensioni DC Varistori e scaricatori Varistori e scaricatori Varistori e scaricatori
Protezione inversione di polarità DC Diodi Diodi Diodi
Dati generali
Display LCD LCD LCD
Comunicazione Conergy CAN Conergy CAN Conergy CAN
Disponibilità dati 1 mese 1 mese 1 mese
Peso 22 kg 22 kg 22 kg
Raffreddamento PowerCool PowerCool PowerCool
Temperatura ambienteTT da -20°C a + 56°C / fino a + 50 °C senza de-rating
Dimensioni (Lungh x Larg x Prof) 390 x 675 x 229 mm
Consumo notturno < 0,2 W < 0,2 W < 0,2 W
Tipologia Senza trasformatore Senza trasformatore Senza trasformatore
Garanzia 5 anni (estendibile a 10/15/20/25)
Certificazioni CE, GS
1 Verificare che la rete non presenti una tensione maggiore di 6 V tra neutro e terra.
184-264,5 VACV 184-264,5 VACV
_ __
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Conergy IPG T
Potenza al cubo: gli inverter trifase Conergy IPG T sono la scelta ideale per impianti fotovoltaici
di medie dimensioni. Disponibili nelle classi di potenza 8, 11 e 15 kW, possono essere utilizzati
con tutte le tipologie di moduli e in combinazione con gli inverter di stringa Conergy IPG S.
Un elevato fattore di effi cienza, la tecnologia brevettata ed una lavorazione di alta qualità
rendono questi inverter la soluzione ideale per la massima resa dell’impianto nel tempo.
Flessibilità di progettazione
| Adatti per ogni confi gurazione d’impianto
e tipologia di modulo.
| Compatibili con moduli cristallini o a fi lm sottile.
| 3 classi di potenza combinabili tra loro.
| La tecnologia trifase evita asimmetrie di potenza
sulle fasi.
Installazione semplice
| L’installazione di un dispositivo trifase richiede minore
spazio e tempi d’installazione ridotti rispetto
a più unità monofase.
| Disponibile su richiesta l’innovativo
“Conergy Service Tool” che misura e visualizza
la curva tensione/corrente del campo fotovoltaico.
Massima effi cienza
| Fattore di effi cienza massima del 98% per la massima
resa del sistema.
| MPP Tracking rapido e preciso per una veloce
reazione ai cambiamenti di irraggiamento.
| Rendimento ottimale anche con basso irraggiamento.
Affi dabilità e durata
| Garanzia di 5 anni sul prodotto.
| Possibile estensione di garanzia per la totale sicurezza
dell’investimento.
| L’innovativo sistema di raffreddamento PowerCool
consente l’utilizzo anche con temperature elevate
(fi no a 50°C senza de-rating).
| Il grado di protezione IP 65 assicura lunga vita
di esercizio in qualsiasi ambiente interno o esterno,
anche polveroso.
Inverter di stringa Dati tecnici
Ingresso Conergy IPG 8 T Conergy IPG 11 T Conergy IPG 15 T
Potenza generatore solare consigliata (STC) 8,7 kW 12 kW 16,3 kW
Massima tensione d’ingresso (Vdcmax) 1.000 V 1.000 V 1.000 V
Minima tensione d’ingresso(Vdcmin) 350 V 400 V 450 V
Tensione d’ingresso di risveglio (Vdcstart) 300 V 300 V 300 V
Tensione nominale d’ingresso (Vdc, r) 700 V 700 V 700 V
Massima tensione MPP (Vmppmax) 800 V 800 V 800 V
Minima tensione MPP (Vmppmin) 350 V 400 V 450 V
Massima corrente d’ingresso (Idcmax) 25 A 30 A 35 A
Potenza di risveglio 40 Wdc 40 Wdc 40 Wdc
Inseguitori MPP 1 1 1
Ingressi DCConnettori compatibili MC4(4 mm2 e 6 mm2 inclusi nella confezione, max 10 mm2)
Numero di ingressi DC 3 3 3
Accuratezza MPP > 99 % > 99 % > 99 %
Uscita
Tensione nominale della rete (Vac, r) 400 V 400 V 400 V
Massima tensione della rete L-N (Vacmax)* 264,5 V 264,5 V 264,5 V
Minima tensione della rete L-N (Vacmin)* 184 V 184 V 184 V
Massima corrente d’uscita (Iacmax) 14,5 A 20 A 22 A
Potenza nominale (Pac, r) 8 kVA 11 kVA 15 kVA
Massima potenza (Pacmax) 8 kVA 11 kVA 15 kVA
Frequenza nominale (fr) 50 Hz 50 Hz 50 Hz
Massima frequenza (fmax)* 50,2 Hz 50,2 Hz 50,2 Hz
Minima frequenza (fmin)* 47,5 Hz 47,5 Hz 47,5 Hz
Cos Phi 1 1 1
Tipo rete TN/TT TN/TT TN/TT
Distorsione (alla potenza nominale) 3 % 3 % 3%
Terminali d’uscita Connettore incluso nella confezione (cavo flessibile diametro massimo 10 mm2)
Tipo allaccio rete Trifase Trifase Trifase
Scostamento fattore cos Phi regolabile da/a0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato
0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato
0,7 sotto-eccitato fino a0,7 sovra-eccitato
Consumo in stand-by/notturno 0,6 W 0,6 W 0,6 W
Efficienza
Efficienza massima 98,0 % 98,0 % 98,0 %
Efficienza europea 96,4 % 97,0 % 97,4 %
Raffreddamento
Tipo raffreddamento** Conergy PowerCool
Dimensione/Peso
Dimensioni in mm (Larg. x Alt. x Prof.) 510 x 790 x 245
Peso 44 kg
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Conergy IPG C Conergy CIS 400-1200
I nuovi inverter centrali Conergy IPG C sono caratterizzati da alta effi cienza ed affi dabilità
in ogni condizione di utilizzo. Soddisfano tutti i requisiti di rete e garantiscono massima
sicurezza. Realizzati con componenti di qualità e facili da utilizzare e confi gurare, rappresentano
la soluzione ideale per impianti fotovoltaici di grandi dimensioni.
Massima effi cienza
| Elevata ef cienza massima del 98,8% per la massima
resa del sistema
| Eccellente resa energetica anche in condizioni
di scarso irraggiamento
| Diagnosi da remoto via Internet tramite il web server
integrato e il portale web
Affi dabilità e lunga durata
| 5 anni di garanzia
| Possibilità di prolungare la garanzia a 20 anni
per la massima sicurezza dell‘investimento
| L’utilizzo di componenti di alta qualità assicura elevata
affi dabilità a lungo termine
Flessibilità di progettazione
| Adatto a pressoché tutti i tipi di modulo
e con gurazioni di sistema
| Soddisfa tutte le norme e le direttive europee rilevanti
per il collegamento alla rete e può essere impiegato
in tutti i Paesi
| Ingombro ridotto grazie ad un formato particolarmente
compatto
Installazione semplice e veloce
| Tempi d‘installazione ridotti grazie al quadro
di parallelo integrato
| Facile messa in funzione
| Facile con gurazione dei parametri di rete speci
ci del Paese tramite touch-screen
Ma
| E
r
| E
d
| D
i
Af
| 5
| P
p
| L
a
Fle
| A
e
| S
p
i
| I
c
Ins
| T
La stazione inverter Centrale Conergy CIS lunga oltre sette metri è consegnata presso il sito
di costruzione del parco solare completamente preconfi gurata ed è subito pronta all‘uso.
Questo modello di stazione, testato per i grandi parchi solari fi no alla classe megawatt, contiene
già tutti i componenti necessari per il funzionamento - dagli inverter al trasformatore
e ai sistemi di commutazione per i sistemi di controllo.
er
vata
anti
to
ente
Massima effi cienza
| Elevata ef cienza massima del 98,2%
| Componenti di alta qualità con la più moderna
tecnologia degli inverter centrali Conergy IPG C
Affi dabilità e lunga durata
| La cabina inverter Conergy è certi cata dall’Ente
Bureau Veritas
| Ampio sistema di aerazione con ventilatori
termostatati
| Massima af dabilità grazie ai componenti
perfettamente armonizzati nel sistema
Flessibilità di progettazione
| Soluzioni da 400 kW a 1,2 MW a intervalli di 100 kW
| Realizzata sulla base delle speci che del cliente
| Soddisfa tutte le norme e le direttive europee rilevanti
per il collegamento alla rete e può essere impiegata
in tutti i Paesi
Installazione semplice e veloce
| Cabina inverter completa, precon gurata e pronta
all’uso
| Trasformatore ad alta ef cienza incluso e collegamento
diretto alla rete
| Tempi di trasporto e montaggio ridotti
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Conergy VisionBox
Il sistema Conergy VisionBox consente di monitorare l’impianto fotovoltaico in modo effi ciente
e pratico. Conergy VisionBox non è un semplice visualizzatore dei dati dell’impianto,
ma un sistema di monitoraggio completo. Il portale web e l’ampia gamma di interfacce
lo rendono una soluzione eccezionalmente fl essibile per monitorare ed analizzare un impianto.
Varie opzioni di connessione
Conergy VisionBox è in grado di monitorare qualsiasi combinazione di inverter Conergy IPG S,
Conergy IPG T e Conergy IPG C fi no ad un massimo di 60 dispositivi.
Monitoraggio avanzato
| Utilizzo semplice ed intuitivo grazie all’ampio schermo
touch-screen.
| Il portale web consente di monitorare l’impianto
da qualsiasI PC connesso ad internet.
| Archiviazione ed analisi dettagliata dei dati:
i dati possono essere salvati su una chiavetta USB
e trasferiti su computer per successive analisi.
| Segnalazione automatica delle anomalie sul display
e tramite LED. L’allarme può essere anche inviato
via sms, fax o e-mail.
| Sensori di irraggiamento e temperatura opzionali
collegabili al sistema (raccomandati per impianti
con inverter unico).
| Porta USB standard per il trasferimento dati
e l’aggiornamento software.
| Installazione ed avviamento rapidi.
| Predisposto per il calcolo dell’energia
auto-consumata.
| Installazione ed avviamento rapidi.
| Predisposto per il calcolo dell’energia
auto-consumata.
Sistema di monitoraggio per impianti fotovoltaici
Conergy VisionBox
Specifiche
Dimensioni (Largh. x Alt. x Prof.) 187 x 300 x 54 mm
Peso 675 g
Grado di protezione IP 20
Temperatura ambiente –10 °C a +60 °C
Installazione Montaggio a muro
Interfacce Ethernet, ingresso SORelay per allarmi esterni (30 V/500 mA)USB 2.0 (2x tipo A/1x tipo B)Interfaccia CAN (per inverter di stringa Conergy)Interfaccia CANopen per sensore digitale di temperature ed irraggiamento
Alimentazione 12–24 V (alimentatore, 230 V, incluso nella confezione)
Consumo < 8 W con display acceso (LAN, CAN bus senza trasferimento dati)< 2 W con display in standby (LAN, CAN bus senza trasferimento dati)
Memoria 32 MB ROM + SD Card, 1 GB integrata128 MB RAM
Interfaccia utente Display touchscreen a colori: largh. 11,5 cm x alt. 8,5 cm, 65.536 colori, VGA
Lingue Italiano, Inglese, Tedesco, Spagnolo, Francese e Greco
Allarmi Portale internet (e-mail, SMS, fax)*DisplayLEDContatto Relay
Altre funzioni Aggiornabile tramite chiavetta USBEsportazione dei dati tramite chiavetta USBAccesso remoto tramite web browser integrato
* Conergy si riserva il diritto di offrire alcuni di questi servizi a pagamento in futuro.
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Conergy Italia S.p.a.Conergy Italia è una delle realtà più consolidate del fotovoltaico italiano,
con un fatturato 2010 di 150 milioni di euro ed oltre 150 MW venduti dalla sua
nascita nel 2005. L’azienda ha sede a Vicenza e un’unità di sviluppo progetti
in Puglia.
Conergy Italia fa parte del Gruppo Conergy, uno degli operatori più storici
ed importanti del fotovoltaico internazionale. Il Gruppo, con sede
ad Amburgo (Germania), è presente da più di 10 anni nel settore e ha fi liali
dirette in 16 Paesi del mondo.
Conergy produce una gamma completa di componenti per impianti
fotovoltaici, costituendo un unico punto d’acquisto specializzato dove
gli installatori possono reperire tutto l’occorrente per la realizzazione
di un impianto: moduli, inverter mono e trifase, strutture di montaggio
per ogni applicazione, sistemi di monitoraggio ed accessori.
Lo stabilimento Conergy di Frankfurt Oder (Germania) è uno dei siti
produttivi di moduli fotovoltaici più moderni al mondo. Qui si producono
non solo i moduli, ma anche i wafer di silicio e le celle e tutti i processi sono
svolti con un altissimo grado di automazione e numerosi controlli di qualità
ad ogni stadio.
È così che nascono i moduli Conergy PowerPlus, che si posizionano ai più
alti livelli di mercato in termini di resa, affi dabilità, robustezza e durata.
All’installatore Conergy offre anche numerosi servizi, come kit
pre-confi gurati per piccoli impianti, assistenza pre e post-vendita,
formazione, programmi di partnership.
La Divisione Conergy Grandi Impianti si occupa dello sviluppo
e realizzazione “chiavi in mano” di impianti fotovoltaici di grandi dimensioni:
dalla ricerca sito e studio di fattibilità alla progettazione, dall’installazione
al collaudo fi no alla gestione e manutenzione dell’impianto in esercizio,
Conergy è in grado di garantire ai committenti utili certi e minimi rischi
di investimento.
Con più di 500 MW di capacità installata la divisione inverter di Conergy AG
è tra i leader al mondo. Qui, gli esperti Conergy, sviluppano inverter
sia per target residenziali che grandi impianti e sistemi di monitoraggio
che garantiscono un processo di installazione lineare. Le soluzioni
fotovoltaiche Conergy nascono nelle sedi Amburgo e Bad Vilbel.
Gli inverter di stringa Conergy sono tra i migliori nella loro categoria
e grazie a una tecnologia brevettata permettono una varietà di applicazioni
in quasi tutti gli ambienti.
Come testimoniano diversi premi assegnati da fonti autorevoli,
questi prodotti raggiungono livelli di effi cienza molto elevati, fi no ad oltre
il 98%.
Installatore Fotovoltaico Accreditato Conergy
Nel 2008 Conergy ha lanciato l’iniziativa “Installatore Fotovoltaico
Accreditato” con lo scopo di promuovere una collaborazione virtuosa
con gli installatori fi nalizzata allo sviluppo del fotovoltaico di qualità in Italia.
Per Conergy e i suoi partner, “fotovoltaico di qualità” signifi ca proporre,
progettare e realizzare impianti fotovoltaici con la massima resa energetica
e fi nanziaria per almeno 20 anni. L’iniziativa ha dato vita ad una rete
di partner che conta oggi circa 180 installatori su tutto il territorio italiano.
Gli Installatori Accreditati possono accedere a numerosi servizi: l’uso
dell’apposito logo come marchio di qualità, un sistema di incentivi, soluzioni
fi nanziarie riservate, offerte promozionali dedicate, segnalazioni di potenziali
clienti interessati all’installazione di un impianto, aggiornamenti
periodici, diverse forme di visibilità e promozione.
Consulente Fotovoltaico Accreditato Conergy
I “Consulenti Fotovoltaici Accreditati” costituiscono una rete di collaboratori
che segnalano a Conergy opportunità di realizzazione di impianti fotovoltaici
chiavi in mano. Possono diventare Consulenti Conergy tutti quei
professionisti o aziende – architetti, ingegneri, studi di progettazione,
consulenti energetici o fi nanziari, commercialisti, società commerciali
nel settore energia - che, nella loro quotidiana attività lavorativa, entrano
in contatto con potenziali clienti di impianti fotovoltaici e sono interessati
a diversifi care la propria attività proponendo il fotovoltaico come forma
di investimento.
FotovoltaicoConsulente
Accreditato
Per informazioni scrivere a
Per informazioni scrivere a
Massimo Castegnaro
Ingegnere elettronico, ha conseguito la laurea presso l’università di Padova
nel 1991.
Nel corso della sua esperienza lavorativa svolta presso primarie ditte venete,
ha maturato signifi cative esperienze nella progettazione di apparati elettronici
di potenza, in particolare si è dedicato alla progettazione di inverter, con vari
ambiti applicativi.
Dal 2007 opera come libero professionista nei settori dell’elettronica industriale
e delle energie rinnovabili.
In questo ambito svolge collaborazioni come progettista elettronico presso
ditte operanti nell’ambito dell’elettronica industriale.
Svolge inoltre attività di consulenza, formazione tecnica e progettazione
di impianti fotovoltaici presso primarie ditte operanti nell’ambito delle energie
rinnovabili.
Giovanni Silvestrini
Gianni Silvestrini, ricercatore del Cnr, è direttore scientifi co del Kyoto Club
e della rivista QualEnergia. Autore di numerosi articoli scientifi ci, coordina
il master “Ridef – energia per Kyoto” del Politecnico di Milano.
Ha vinto l’European solar prize 2001.
Ha ricoperto la funzione di direttore generale presso il Ministero dell’ambiente
e di consigliere per le fonti rinnovabili del Ministro dello sviluppo economico
Pier Luigi Bersani.
E’ presidente di Exalto, una nuova società della green economy.
E’ coautore le libro “La corsa della green economy” pubblicato nel 2010.
Gli innovativi sistemi di monitoraggio completano il pacchetto di inverter
di stringa che Conergy offre, fornendo al cliente un sistema trasparente
sia sul campo che via internet.
Oltre agli inverter di stringa per i sistemi di piccole e medie dimensioni,
gli esperti di Conergy sviluppano e producono Inverter Centrali per grandi
impianti. Con un‘effi cienza di picco del 98,9%, sono anche loro
tra i leader della loro categoria. Oltre ad essere molto effi cienti, gli Inverter
Centrali garantiscono durata e facilità di manutenzione. Conergy, grazie
anche a questo prodotto, è in grado di fornire un servizio integrato.
Questa guida è stata realizzata in collaborazione con:
Conergy Italia ha ottenuto le Certifi cazioni ISO 9001
(certifi cato n° 501009225), OHSAS 18001 (certifi cato n° 11-102-808)
e l’attestazione SOA OG 9 VII n° 9512/04/00.
Per maggiori informazioni sui nostri prodotti, sulla normativa e sui contratti
di manutenzione visitare il nostro sito internet www.conergy.it
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E N E R G I A D A L S O L E
Conergy Italia SpA
Via Zamenhof 200
36100 Vicenza
Tel. +39 0444 380 131
Fax. +39 0444 580 122
www.conergy.it
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