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Collaudo d'impianti fotovoltaici di media e grande taglia: un caso specifico

di Edoardo Fiorucci, Giovanni Bucci, Fabrizio Ciancetta Univ. dell'Aquila - Dip. Ingegneria - edoardo.fiorucci@univaq.it


Lavoro presentato al XXV Convegno annuale del Gruppo Misure Elettriche ed Elettroniche – Monopoli (BA), 3-5 Settembre 2012

TESTING OF MEDIUM-SIZED AND LARGE PHOTOVOLTAIC PLANTS: APPLICATION TO A CASE STUDY
Acceptance testing of medium-sized and large photovoltaic (PV) plants requires functional tests executed to verify the proper functionality and energy efficiency. A final certificate ensures the compliance with the technical requirements, as required by the Italian “Conto Energia” program. Tests must be conducted according to several technical norms. The paper describes a measurement system, implemented for testing medium-sized PV plants. A case-study related to the test of an 842 kW plant is reported.

RIASSUNTO
Il collaudo d’impianti fotovoltaici di media e grande taglia prevede verifiche inerenti al corretto funzionamento e l’efficienza energetica; termina con il rilascio di una dichiarazione, obbligatoria per accedere alle tariffe del “Conto Energia”. Le norme specificano in modo puntuale le prestazioni della strumentazione da utilizzare. Nell’articolo è descritta la strumentazione realizzata per il collaudo d’impianti di media taglia, riportando alcuni risultati inerenti a un impianto da 842 kW.

IL COLLAUDO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

La prima fase del collaudo prevede la verifica che l’impianto presenti (i) la continuità elettrica e la corretta connessione tra i moduli fotovoltaici; (ii) la corretta messa a terra di masse e scaricatori; (iii) l’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse (resistenza d’isolamento dell’impianto adeguata ai valori prescritti dalla CEI 64-8/6); (iv) il corretto funzionamento dell’impianto con diversi valori di potenza generata e modalità operative (accensione, spegnimento, mancanza della rete del distributore, ecc.), in ottemperanza a quanto previsto dalla normativa vigente e, in particolare, da quella specificata dal DM 19 febbraio 2007 e successive modifiche e integrazioni.
Le norme riguardanti gli impianti fotovoltaici sono numerose e affrontano differenti aspetti [1-5]. Quella di maggior rilevanza è la CEI 82-25: “Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di media e bassa tensione” [1]. Essa prescrive che, per la verifica dell’efficienza dell’intero sistema, siano misurati: (i) l’irraggiamento solare sul piano dei pannelli; (ii) la temperatura dell’ambiente (all’ombra); (iii) la temperatura dei moduli; (iv) le tensioni DC all’uscita dai moduli; (v) la corrente totale DC all’uscita dei moduli; (vi) la tensione AC lato inverter; (vii) la corrente AC all’uscita dell’inverter; (ix) la potenza attiva generata; (x) l’energia elettrica immessa nella rete. La precisione delle misurazioni, riferita alla catena di misura completa (trasduttori inclusi), è previsto che debba essere migliore o uguale al 5% per l’irraggiamento solare, all’1% per la temperatura ambiente e del modulo e al 2% per i segnali di tensione, corrente e potenza.

Ulteriori importanti requisiti sono dettati dalla CEI EN 61724: “Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici – Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati” [2], nella quale sono specificate le caratteristiche dei sistemi di acquisizione dati (SAD) utilizzabili nel processo di misura. Un importante parametro richiesto riguarda la contemporaneità delle misure, ossia il rilievo simultaneo di tutte le grandezze in esame. Questo requisito è vincolante nella scelta dell’architettura e delle caratteristiche del SAD. La presenza della distorsione armonica di tensioni e correnti richiede opportune bande passanti per i trasduttori e frequenze di campionamento del SAD.

Per redigere il certificato di collaudo dell’impianto è necessario misurarne l’efficienza, in quanto esso dev’essere realizzato con componenti che garantiscano valori minimi delle efficienze dei moduli fotovoltaici a) e dei convertitori di potenza b):

 a) Pcc > 0,85 * Pnom * I/Istc, (1) dove Pcc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico, Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico; I è l'irraggiamento in [W/m2] misurato sul piano dei moduli, Istc è l'irraggiamento in condizioni di prova standard, pari a 1.000 W/m2.

b) Pca > 0,9 * Pcc (2) dove Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di conversione DC/AC.

La misura della potenza Pcc e della potenza Pca dev’essere eseguita in condizioni d’irraggiamento sul piano dei moduli I superiore a 600 W/m2. Qualora nel corso di detta misura sia rilevata una temperatura di lavoro dei moduli, misurata sulla superficie posteriore, superiore a 40 °C, è ammessa la correzione in temperatura della potenza stessa. In questo caso la condizione a) precedente diventa:

a’) Pcc > (1 Ptpv - 0,08) * Pnom * I/Istc (3)

dove Ptpv indica le perdite termiche del generatore fotovoltaico (desunte dalle specifiche dei moduli), mentre tutte le altre perdite del generatore stesso sono tipicamente assunte pari all'8%.
Nel collaudo d’impianti di media e grande taglia entrano in gioco problematiche inerenti l’estensione dell’impianto, con la difficoltà di garantire l’uniformità del valore di I per tutto l’impianto, e l’intensità delle grandezze, quali le correnti lato DC e AC, che possono essere dell’ordine del kA, rendendo difficile la loro trasduzione.

 

LE CARATTERISTICHE DELL'IMPIANTO OGGETTO DEL COLLAUDO

ENERGETICA Italia, in collaborazione con GREEN ENGINEERING di Vasto (CH), ha realizzato un impianto fotovoltaico di potenza 842 kWp nel Comune di Cupello (CH). I docenti e i ricercatori dell’Unità GMEE dell’Università dell’Aquila sono stati incaricati di sviluppare un sistema automatico di misura di elevate prestazioni in grado di eseguire la caratterizzazione dell’impianto, con particolare attenzione alla misurazione della distorsione armonica e alla verifica dell’efficienza energetica, in accordo con la normativa vigente.
L’impianto (Fig. 1) ha una potenza complessiva è di 842 kWp ed è connesso alla rete di distribuzione dell’energia elettrica locale secondo il regime di cessione pura dell’energia. Una linea a 20 kV trasmette l’energia prodotta e immessa dalla cabina di consegna, realizzata nei pressi dell’impianto.

Dal punto di vista visivo gli elementi principali dell’impianto sono: il campo di moduli fotovoltaici, diviso in due sottocampi; la cabina di conversione DC/AC e di trasformazione BT/MT, posta nella zona centrale dell’impianto, e la cabina di consegna ENEL, posta nella parte superiore dell’impianto.
Dal punto di vista elettrico gli elementi principali sono: i due sottocampi di moduli fotovoltaici, due convertitori statici da corrente continua a corrente alternata (inverter) e infine un trasformatore d’innalzamento della tensione BT/MT. Fanno parte dell’impianto anche (i) i cavi elettrici (interrati) d’interconnessione per la trasmissione della potenza elettrica dal campo alla cabina di conversione e da questa a quella di consegna (ii) i dispositivi di protezione e sezionamento, (iii) il sistema di messa a terra, e (iv) un sistema per i servizi ausiliari. I moduli fotovoltaici in silicio policristallino, prodotti da ENERGETICA, sono del tipo E2000/220, con Pmax = 220 W a 1000 W/m2. L’impianto ha, nel suo complesso, 3.828 moduli. Ognuno dei due sottocampi è costituito da 87 stringhe in parallelo, ognuna costituita da 22 moduli fotovoltaici. Ogni sottocampo è connesso a un inverter distinto, un ABB PVS 800 da 500 kW, che include anche un insieme di altri componenti, quali filtri e dispositivi di sezionamento e controllo.

 

IL SISTEMA AUTOMATICO DI MISURA SVILUPPATO

Come accennato, la normativa pone precise prescrizioni soprattutto per quanto concerne la simultaneità delle misure e l’incertezza complessiva. In commercio sono disponibili diversi strumenti, ma le loro prestazioni non sempre sono in linea con quanto atteso. Da verifiche sperimentali eseguite in laboratorio appare spesso disatteso quanto prescritto per la simultaneità delle misure e la frequenza di campionamento. L’uso di multiplexer, o di trasduttori e convertitori AD/DC con tempi di risposta elevati, può ridurre la banda passante del sistema e introdurre uno sfasamento tra il segnale di tensione e quello di corrente, con conseguenti errori nella misura dell’efficienza dell’impianto. Per questi motivi si è deciso di realizzare uno strumento in grado di eseguire le misure garantendo la piena corrispondenza con la normativa. Altro vantaggio di questa scelta è quello di avere un sistema aperto, con la possibilità di eseguire la misura di altri parametri, oltre a quelli richiesti.

Il sistema di misura sviluppato si basa su un’unità d’acquisizione dati multicanale Agilent, costituita da: (i) 1 chassis Agilent U2781A, (ii) 5 schede U2542A DAQ e (iii) 5 terminal block and SCSI-II 68-pin connector U2902A. Il sistema consente il campionamento simultaneo di 20 canali analogici, con una risoluzione di 16 bit, e frequenza di campionamento fino a 500 kSample/s. Con la frequenza di campionamento scelta, pari a 20.480 Sample/s, sono stati acquisiti intervalli di 200 ms, in accordo con la norma IEC 61000-4-7 [6].

I segnali d’interesse sono stati trasdotti con:
1. tensione DC: 1 LEM CV 3-1.000;
2. corrente DC: 1 LEM LF 2005-S;
3. tensioni AC: 3 LEM CV 3-500;
4. correnti AC: 6 LEM LF 2005-S;
5. irraggiamento: solarimetro digitale Sunmeter, 0–1250 W/m2, compensato in temperatura;
6. temperatura dell’aria e dei pannelli: 4 termocoppie di tipo J con moduli di condizionamento.

Si è scelto di utilizzare coppie di trasduttori di corrente in parallelo sulle sbarre AC, a causa delle loro dimensioni.
Le prestazioni del sistema sono state verificate con il Fluke 6.100A Power Standard. Le incertezze delle singole misurazioni sono le seguenti: (i) misurazione della tensione in DC: ±0,2 %, (ii) misurazione della tensione in AC: ±0,2 %; (iii) misurazione della corrente in DC: ± 0,3 %; (iv) misurazione della corrente in AC: ±0,3 %; (v) misurazione della potenza in DC: ±0,5 %; (vi) misurazione della potenza in AC: ±0,5 %; (vii) misurazione dell’irraggiamento: ±3 %; (viii) misurazione della temperatura dell’aria: ±1 %; (ix) misurazione dell’umidità relativa dell’aria: ±2 %; (x) misurazione della temperatura dei moduli fotovoltaici: ±1 %.
In Fig. 2 è riportato lo schema del sistema automatico di misura collegato a uno dei due inverter.

Il software di gestione, misura ed elaborazione è stato realizzato in ambiente National Instruments LabVIEWTM, ed è stato istallato su un pc portatile connesso via USB con l’unità di acquisizione Agilent. Il sistema è in grado di definire e configurare i parametri di esecuzione delle prove, acquisire le grandezze, elaborare le forme d’onda di potenza istantanea (Fig. 3), determinare i parametri di potenza e di efficienza, fornire il risultato della verifica di efficienza in accordo con [1], determinare il contenuto armonico di tensioni e correnti, memorizzare i dati.
Nelle Figg. 3-5 sono riportati alcuni risultati ottenuti, che permettono di valutare le prestazioni dell’impianto. I dati si riferiscono alla verifica di efficienza dell’Inverter 1, con i seguenti valori di grandezze ambientali: irraggiamento 933 W/m2, tensione lato DC 545,4 V, corrente lato DC 683,1 A, potenza lato DC 372,58 kW, temperatura dell’aria 30,2 °C, temperatura media dei pannelli 38,4 °C, umidità relativa dell’aria 46%.

 

RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI

1. Guida CEI 82-25: “Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione”, 2011.
2. CEI EN 61724: “Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici – Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati”, 1999.
3. CEI EN 60904-1(CEI 82-1): “Dispositivi fotovoltaici - Parte 1: misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente”, 2008.
4. CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): “Dispositivi fotovoltaici - Parte 2: prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento”, 2009.
5. CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): “Dispositivi fotovoltaici - Parte 3: principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento”, 2009.
6. IEC 61000-4-7 (CEI 210-70): “Tecniche di prova e misura - Guida generale per le misure di armoniche e interarmoniche e relativa strumentazione, applicabile alle reti di alimentazione ed agli apparecchi ad esse connessi”, 2010.

 

GLI AUTORI

Edoardo Fiorucci è professore aggregato di Misure Elettriche ed Elettroniche presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale, dell’Informazione e di Economia dell’Università dell’Aquila. Si occupa di strumentazione basata su PC, sistemi di misura per la valutazione della qualità dell'alimentazione elettrica, sistemi per il test e il collaudo automatico di macchine elettriche, sensori smart per applicazioni di misura distribuita.

Giovanni Bucci è professore ordinario di Misure Elettriche ed Elettroniche presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale, dell’Informazione e di Economia dell’Università dell’Aquila. Si occupa di strumentazione basata su PC, misure di potenza in regime deformato, sistemi di misura per la valutazione della qualità dell'alimentazione elettrica, sistemi di misura multiprocessore, algoritmi digitali per strumentazione di misura in Real-Time.

Fabrizio Ciancetta è assegnista di ricerca presso il Dipartimento di Ingegneria Industriale, dell’Informazione e di Economia dell’Università dell’Aquila. Si occupa di strumentazione basata su PC, sensori smart per applicazioni di misura distribuita, sistemi di misura per la valutazione della qualità dell'alimentazione elettrica, algoritmi digitali per strumentazione di misura in Real-Time.

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