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L’innovazione tecnologica nella componentistica elettronica ed i nuovi scenari nei sistemi ad isola totale

Qualsiasi risultato s’intenda ottenere bisogna che vi sia sempre lo strumento adatto che ci avvicini al traguardo. Per tale ragione è stato impossibile sino ad ora realizzare mini centrali di produzione d’energia che possano interfacciare tutte le esigenze di tutte le utenze da 3 a 300Kw sia mono che in trifase.
L’evoluzione tecnologica legata a nuovi dispositivi elettronici che svolgono la funzione d’interruttori di alta potenza, legati a potenti microprocessori che ricostruiscono la forma d’onda sinusoidale a 50 Hz per simulare perfettamente i parametri elettrici della rete pubblica, ci hanno consentito di progettare macchine elettriche che nelle varie taglie possono servire totalmente in isola le utenze domestiche ed industriali.
I semiconduttori di ultima generazione (IGBT – Insulated Gate Bipolar Transistor), Transistor Bipolare a Gate Isolato, sono la chiave delle eccezionali prestazioni delle mini centrali di produzione di energia da fonte rinnovabile che hanno consentito alla Ecotecnologie di mettere totalmente in campo le metodologie con cui il Riutilizzatore progettato nel lontano 2001 sta finalmente operando.
Sino a 3 anni fa lavoravamo con MOSFET (Transistor ad Effetto di Campo in tecnologia MOS – Metal Oxside Semiconductor). I MOSFET la cui resistenza Drain – Source, risultava inferiore ad un componente di potenza tradizionale come i transistor Darlington, la cui resistenza minima si avvicina a 1,5 Ohm, all’inizio degli anni 90’ erano considerati il Top della tecnologia dei semiconduttori di potenza. Il loro unico limite è la tensione massima di rottura che non poteva superare i 500 Volt. Pertanto applicati in dispositivi di elevata potenza si doveva aumentare la corrente sino a limiti ben precisi o parallelare più dispositivi.

Simbolo IGBT
Simbolo componente IGBT
 
In realtà l’IGBT è la fusione tra un MOSFET ed un Transistor a giunzione bipolare. Quindi mette insieme i vantaggi sia dell’uno che dell’altro dispositivo. Anche se le correnti massime sopportabili dal IGBT sono inferiori a quelle del Tiristore (componente di commutazione per eccellenza) utilizzando moduli con più IGBT in parallelo si ottengono componenti capaci di commutare correnti di 1,2 kA con tensione massima di 6 kV.
Quindi l’IGBT è un dispositivo di potenza adatto a trattare correnti elevate, che abbina al pregio dell’alta impedenza di ingresso dei transistor MOS quello della bassa tensione di saturazione dei transistor a giunzione bipolare (BJT).
In ingresso è presente un MOS di bassa potenza che pilota il BJT di uscita con potenza elevata. Siccome il MOS risulta interessato solo dalla bassa corrente di base del BJT, anche l’area del chip, che nei MOS di potenza è estesa, risulta ridotta.

Sviluppo Nella Progettazione Di Minicentrali

Da questi dati e con i risultai ottenuti da svariati anni di ricerca e prototipizzazione sono nate le nostre minicentrali di energia, che sono il risultato di anni di ricerca e miglioramenti delle performance elettriche ed elettroniche con lo scopo ultimo di dare all’utente il massimo dei servizi al minimo dei costi. Attraverso questi dispositivi si può operare in alta tensione in continua (260 -520 volt) e quindi ridurre drasticamente le correnti circolanti e quindi le perdite per effetto joule o di conversione – l’aumento delle rese consente alle nostre macchine di poter gestire elevate potenze con lo stesso dispositivo.
Un altro esempio è l’innovativa scheda di gestione dei flussi di energia. Tale scheda determina le priorità di fornitura dell’energia che arriva principalmente da fonte rinnovabile e dopo da remoto.
Inoltre il gestore di flusso garantisce direttamente l’energia alla macchina e solo dopo aver soddisfatto le esigenze del carico d’utenza, provvede alla carica del pacco d’accumulo o al prelievo da esso.
Questa priorità di gestione salvaguarda il pacco d’accumulo che durante le ore di massima insolazione non viene minimamente utilizzato, se non per mantenere la carica equalizzata degli elementi interni delle batterie.
Questo comporta una vita media elevata ed una garanzia reale di 10 anni; inoltre tali flussi li possiamo visionare in un comodo tablet che in wireless ci conferisce tutte le informazioni gestibili con uno storico di settimane – mesi.
Piccole grandi innovazioni che messe tutte insieme fanno del Riutilizzatore elettronico della Ecotecnologie una risorsa ecocompatibile unica di cui non possiamo proprio fare a meno.

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Impianti fotovoltaici con immissione in rete non a norma e conseguenza distruttive per la presenza di spike ad alta tensione

Oggi vogliamo approfondire l’annoso problema dell’innalzamento della tensione di rete durante il normale funzionamento dell’impianto fotovoltaico. Il problema è molto discusso in ambito tecnico e spesso diventa oggetto di contenzioso con il fornitore di energia elettrica pubblica alla quale il nostro impianto fotovoltaico è connesso. Possiamo osservare nella seguente figura un tipico profilo giornaliero di tensione di rete rilevata su un impianto fotovoltaico (in questo caso, per esempio, da 6 kWp) sul quale si verifica tale problema:
Innalzamento tensione fuori range CEI-021
Come possiamo notare, proprio nell’orario centrale della giornata, periodo temporale in cui l’inverter eroga corrente elettrica generata dal campo fotovoltaico, si verifica un innalzamento della tensione di rete. Questo innalzamento causa l’inevitabile intervento della protezione di interfaccia (SPI) (interna all’inverter per impianti < 6 kWp ed estera per impianti > 6 kWp) come definito dalla norma CEI-021, alla quale tutti i costruttori di inverter o di protezioni di interfaccia esterne sono adeguati. L’intervento della SPI e la conseguente disconnessione dell’inverter generano, inevitabilmente, una perdita di energia per l’utente finale ovvero il soggetto responsabile dell’impianto fotovoltaico. Quindi una perdita di guadagno in termini economici, come possiamo notare nella seguente figura:
Mancata produzione per spegnimento inverter
Partiamo col dire che il problema non è sempre causato da una rete elettrica pubblica (del distributore di energia) mal dimensionata. Spesso può dipendere anche da un errato dimensionamento del collegamento in AC effettuato tra l’uscita dell’inverter e il punto di consegna. Vediamo quale è il percorso che la corrente prodotta dall’impianto fotovoltaico esegue dall’uscita dell’inverter in poi:
Schema impianto
La corrente percorre le due linee di collegamento AC chiamate linea A e linea B, la prima di nostra competenza quindi da noi dimensionata, la seconda di competenza del gestore di rete. Analizziamo i due possibili casi in cui il fenomeno si presenta, cercando di capire come fare a stabilire la causa di tale problema e a trovare la possibile soluzione.
Caso A – Dimensionamento non corretto del cavo di collegamento AC tra inverter e punto di consegna (linea di collegamento A):
Un corretto dimensionamento di tale collegamento (quindi della sezione del cavo da utilizzare) dovrebbe tenere conto della corrente massima erogata dall’inverter che deve scorrere verso il punto di consegna (tale corrente corrisponde alla (I out, max.) della scheda tecnica dell’inverter utilizzato. La sezione del conduttore dovrebbe essere scelta sia in funzione di tale corrente che della lunghezza del collegamento, al fine di limitare le perdite all’incirca sotto il 1%.
PROVA N° 1 Nel caso in cui rileviamo un innalzamento della tensione di rete durante il funzionamento dell’impianto dobbiamo subito eseguire la misura della caduta di tensione sul collegamento inverter-punto di consegna (nello schema chiamata linea A). Per semplificare questa operazione si eseguono due misure il più temporalmente vicine tra loro, la prima all’uscita dell’inverter (nello schema precedente chiamata V inv) e la seconda sul punto di consegna ovvero sotto il contatore di scambio con la rete elettrica pubblica (chiamata V pc). Un collegamento ben dimensionato dovrebbe produrre due misure pressoché identiche (a meno dell’1% circa di perdite che abbiamo stabilito possibile nel dimensionamento), quindi caduta di tensione molto bassa (circa 2V) sul nostro collegamento in AC al punto di consegna. Quindi dovrà essere verificata l’equazione Vinv-Vpc < 2 V. Si conclude quindi che una differenza di tensione tra i morsetti di uscita dell’inverter ed il punto di consegna dell’energia superiore a 2 Volt è causata da un errato dimensionamento della linea di collegamento AC. In particolare si avrà un aumento della tensione ai morsetti di uscita dell’inverter rispetto alla tensione del punto di consegna (quindi si verifica che Vinv-Vpc >> 2V). Tale aumento è direttamente proporzionale alla corrente erogata dall’inverter e quindi sarà tanto più elevato quanto maggiore sarà la potenza erogata dall’inverter.
PROVA N° 2 Con impianto fotovoltaico acceso ed inverter che eroga potenza sulla linea AC, accendere tante utenze domestiche quante per raggiungere una potenza assorbita pari circa a quella prodotta dall’inverter. In questo caso dovremmo ancora constatare una tensione alta in prossimità dell’inverter e quindi la persistenza del problema. In questo modo possiamo escludere la possibilità che il problema sia causato da una scarsa qualità della rete di distribuzione a monte del punto di consegna (cioè del cavo a monte del contatore di scambio di proprietà del distributore ovvero della linea B).
Caso B – Dimensionamento non corretto della linea di distribuzione pubblica a monte del contatore di scambio (linea di collegamento B):
Con la figura seguente chiariamo cosa succede nel caso in cui la linea mal dimensionata sia quella di distribuzione, non di nostra competenza, che arriva a monte del contatore di scambio sul punto di consegna (nello schema chiamata linea B). A differenza del caso precedente, eseguendo due misure una all’uscita dell’inverter in funzione (V inv) e una nel punto di consegna (Vpc), rileviamo una tensione pressoché identica (Vinv-Vpc < 2 V). Questo è indice di una caduta di tensione molto bassa sul collegamento AC di nostra competenza. Rileviamo però una tensione alta (anche intorno ai 260V) in tutte e due le misure eseguite. Spegnere l’inverter (oppure la prova può essere eseguita anche durante le ore serali) ed assorbire il più possibile con tutte le utenze domestiche (accendere forno elettrico, climatizzatori etc.) fino ad una potenza assorbita circa uguale a quella disponibile impegnata contrattualmente con il gestore. Misurare la tensione nel punto di consegna (Vpc) ovvero sotto il contatore di scambio. Come nella figura seguente si rileverà una tensione molto bassa (circa 200 V o anche inferiore nei casi peggiori) indice di una forte caduta di tensione sulla linea di distribuzione del gestore (linea B). A questo punto abbiamo la certezza che il problema non sia causato da un erroneo dimensionamento delle linee di nostra competenza. Come si può osservare nella figura seguente, sempre per il nostro impianto campione da 6 kWp, la tensione, in questa situazione scende anche al livello di 188V, comunque fuori il range contrattuale del venditore di energia elettrica che corrisponde al +-10% dal valore nominale di 230V. Quindi la tensione di rete, in qualsiasi circostanza, non dovrebbe mai essere fuori i valori di 207 V < V rete < 253 V. Tensione di rete regolamentare
La tensione sarà chiaramente tanto più bassa quanto maggiore sarà l’assorbimento nell’abitazione quindi quanto maggiore sarà la corrente richiesta al gestore in prelievo (che provocherà una caduta di tensione maggiore sulla linea di distribuzione). Essendo l’impedenza della linea B molto alta (quindi essendo i cavi di una sezione insufficiente per il trasporto dell’energia richiesta in prelievo o in immissione) anche quando il nostro inverter cercherà di immettere in rete la corrente prodotta, non riuscendo quest’ultima a passare, lo stesso inverter aumenterà la tensione di uscita (Vinv) al fine di erogare la potenza disponibile in quel momento (ricordando che la potenza di uscita dell’inverter è data da Pout = Vout * Iout).
PROVA N°3 Con inverter in funzione e tensione Vinv ovvero Vpc molto alta accendere tutti gli elettrodomestici dell’abitazione, fino ad assorbire una potenza circa uguale a quella erogata dall’inverter in quel momento. In questa situazione misurare la tensione Vpc (oppure anche Vinv). Si noterà come la tensione questa volta si sia normalizzata alla tensione nominale di circa 230V o comunque sia scesa ad un valore che permetta all’inverter il suo regolare funzionamento. Questo dipende dal fatto che non dovendo, la corrente prodotta dall’inverter, attraversare la linea B ad alta impedenza e quindi non incontrando nessun “collo di bottiglia”, non causerà l’aumento della tensione da parte dell’inverter. Nel caso in cui il vostro problema sia dovuto ad un mal dimensionamento della linea pubblica, nell’attesa che il gestore di rete risolva il problema con il potenziamento delle linee, si consiglia di accendere alcuni elettrodomestici durante le ore centrali di produzione dell’impianto al fine di evitare la continua disconnessione dalla rete dell’inverter a causa della protezione di interfaccia, per tensione di rete elevata (molti inverter segnalano il problema con l’errore a display “GRID FAIL”). La citata CEI-021 prevede il rispetto dei seguenti valori di tensione entro i quali l’inverter deve rimanere per evitare la sua disconnessione automatica. In particolare la soglia 59.S1 (1,1 Vn) sarà la massima tensione ammessa = 1,1 * 230 V = 253 V mentre la soglia 27.S1 (0,85 Vn) sarà la minima tensione ammessa = 0,85 * 230 V = 195,5 V. Quindi la tensione di riferimento oltre la quale il nostro impianto sarà disconnesso dalla rete secondo la CEI-021 è di 253 V.
Soglie e relativi valori prescritti dalla CEI-021:
tabella protezione-soglia
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Gli accumuli elettrochimici e la gestione delle somme algebriche della produzione e dei consumi

 
Quando si parla di accumulatori elettrochimici ci si riferisce in genere a sistemi di accumulo al Piombo Acido AGM – GEL e a recupero dei gas. Nel rapporto prezzo/prestazioni attualmente sono i sistemi di accumulo più performanti, soprattutto nei sistemi di conversione in alta tensione per i motivi esposti nell’articolo Batterie al Litio e Batterie al Piombo a confronto. Spesso i clienti ci pongono delle domande precise sul funzionamento di questi contenitori di energia, la cui unità di misura “kWh” riassume il concetto di potenza nel tempo.
Se ad esempio abbiamo 40 unità da 100 Amp – 12 Volt, l’accumulo totale è 48 kWh, per cui se dovessimo avere un carico da 48 kW lo potremmo gestire per un’ora e un carico da 4,8 kW lo potremmo gestire per circa 10 ore. Questi semplici concetti facilmente assimilabili, diventano un po’ più complessi quando bisogna gestire le somme algebriche della produzione e dei consumi. Quando per non stressare le batterie ed assicurare a queste una vita media abbastanza lunga da poter ammortare con più facilità i costi di questo importante componente dell’impianto decidiamo di scaricarle al massimo del 40%, abbiamo giornalmente una quantità di energia ciclica da caricare e scaricare di circa 20 kWh. Quindi tutto quello che viene prodotto viene consumato e nelle ore di bassa insolazione o di sera il contributo massimo che le batterie possono dare è di 20 kWh.
Una delle condizioni da considerare in questo calcolo è la produzione che essendo insieme ai consumi variabili aleatori, quindi mai costanti, complicano un po’ le cose. Ma andiamo con ordine:
1) Se fissiamo una delle due variabili più attendibili cioè i consumi su un valore costante (60 kWh) e decidiamo di far variare la produzione in modo che in alcune giornate la produzione si attesta a 50 kWh ed essendo i consumi a 60 kWh, il contributo massimo delle batterie non sarà più 20 kWh ma 10 kWh in considerazione che 10 kWh l’accumulo lo ha già dovuto cedere ai consumi. Pertanto in questo caso la macchina in automatico si collega in rete prima che nel caso in cui ha disponibili per le ore serali 20 kWh.
2) Lo stesso vale per la seconda variabile, la produzione; infatti se fissiamo la produzione a 60 kWh ed i consumi sempre a 60 kWh, l’accumulo ha intatte i suoi 20 kWh da consegnare all’utenza nelle ore serali e notturne. In questo caso la macchina si collega in rete dopo che nel caso precedente.
3) Essendo la produzione ed i consumi entrambi variabili aleatori e quindi difficilmente gestibili con una equazione lineare, ma variano al variare delle condizioni meteo e dello stile di vita dell’utente si viene a creare una infinita condizione di aggancio e sgancio da rete la sera, mai costante e decisamente dipendente solo da ciò che si consuma e ciò che si produce. Sta all’uso virtuoso dell’utente nel gestire i consumi e far in modo che la produzione possa sempre mantenersi più alta rispetto ai consumi, lasciare che le batterie la sera arrivano con quella riserva gestibile che possa dare all’utenza anche autonomia nelle ore in cui manca il sole.
4) Pertanto non è possibile fare una analisi della capacità d’accumulo del pacco batterie semplicemente perché dalle ore 18,00 alle ore 20,00 (dal momento in cui il sole viene a scemare sino al momento in cui la macchina si collega in rete) e considerando nella frazione di tempo citata un consumo di 10 kWh dell’utenza, che le batterie hanno perduto il 50% della loro capacità di carica. L’analisi se deve venire fatta deve riguardare tutte le 24h con un controllo puntuale della produzione e dei consumi nell’arco di tempo citato. Questo perché potrebbe essere che per l’aleatorietà della produzione e dei consumi, si ha una relativamente bassa produzione ed un consumo più accentuato con relativo prelievo dal pacco d’accumulo.
5) Bisogna gestire la globalità della produzione/consumo nelle 24h e se la prima voce è inferiore alla seconda la differenza è energia proveniente dal pacco d’accumulo che essendo tarato per dare solo una quota del totale disponibile, la macchina chiede energia dalla rete prima di quando la prima voce supera la seconda.
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Calcoli statistici e calcoli reali in un impianto fotovoltaico Ibrido

 
Una piccola premessa “tecnica” solo per capire perché si è introdotto il concetto di NOCT. Al fine di paragonare le prestazioni di tutti i pannelli fotovoltaici, si sono introdotte le STC (Standard Test Condition) ovvero le condizioni di prova standard. Le norme IEC/EN 60904 hanno stabilito le seguenti condizioni:
• Irraggiamento solare 1000 W/mq
• Temperatura delle celle 25°C
• Distribuzione spettrale AM = 1,5

I pannelli funzionano però nella realtà a temperature ed irraggiamento diversi dalle condizioni standard di test (STC). Si è quindi introdotta la NOCT (parametro fondamentale del pannello) ovvero la Normal Operating Cell Temperature. Si tratta della temperatura che assume la cella fotovoltaica in condizioni “Operative Normali”:
• Irraggiamento 800W/mq
• Temperatura ambiente 20°C
• Velocità dell’aria sul retro del modulo 1m/s

Tornando al titolo dell’approfondimento, dicevamo che il calore fa male al pannello fotovoltaico. Una delle caratteristiche dei moduli, è quella di diminuire la potenza erogata all’aumentare della temperatura. Quando cioè il sole fornisce il maggiore irraggiamento, a causa della temperatura il pannello diminuisce la potenza erogata. Il dato sensibile che riguarda questo aspetto è il coefficiente di Temperatura per la Potenza, indicato sulle schede tecniche come %/°C. È un coefficiente negativo e in pratica indica la percentuale di diminuzione della potenza all’aumento di 1 grado di temperatura. Più basso è il coefficiente migliore è il pannello.
Per quanto riguarda invece la NOCT, lo stesso è un parametro importante in quanto indica la capacità della cella di smaltire il calore, in condizioni operative normali un pannello con NOCT più bassa, lavora a temperature più basse e quindi ha perdite minori per temperatura.

• Potenza Massima: La potenza massima è il picco di potenza che una cella raggiunge in condizioni standard, ed è indicata solitamente sul pannello. Nella realtà è pressoché impossibile che tali livelli vengano raggiunti, anche se con le ultime innovazioni tecnologiche i valori di potenza massima si avvicinano sempre più a quelli ideali.

• Temperatura Operativa Normale della Cella (NOCT): Questo parametro indica la temperatura presente all’interno di una cella solare che opera nelle seguenti condizioni: irradiazione 800 W/m2, temperatura dell’aria di 20°C, velocità del vento di 1 m/s e un angolo di incidenza della luce solare di 45°. NOCT è un parametro fondamentale utilizzato nei vari metodi di valutazione della qualità delle celle. Esso può essere utilizzato insieme al coefficiente di temperatura di potenza massima per avere una migliore stima delle perdite di potenza dovute alla temperatura in condizioni operative reali. La differenza tra la temperatura dell’ambiente e la temperatura della cella è dipendente dall’intensità della luce solare. Se un particolare pannello solare ha ad esempio una NOCT di 40°C e un coefficiente di temperatura di potenza massima di -0,5%/°C, la perdita di potenza dovuta alla temperatura può essere stimata intorno al 7,5% (=0,5% x (40°C – 25°C).
grafico-irraggiamentoIl dato di potenza massima (800W/m2) in condizioni NOCT è stato desunto non da calcoli matematici ma da analisi diretta sul campo in cui si mette in evidenza che la massima potenza radiante che arriva dal sole nei mesi tra Maggio- Giugno – Luglio e Agosto va da un minimo di 700 ad un massimo di 830W/mq tra le 12 e le 16 pomeridiane.

Esempio di calcolo di producibilità reale per modulo fotovoltaico Conergy Power Plus 250P

 

Specifiche meccaniche e dati aggiuntivi
Dimensioni del modulo (L × W × H)³ 1.650 × 992 × 40 mm
Dimensioni della cella 156 × 156 mm
Numero di celle 60
Tipo di cella Cella policristallina. Tecnologia a 3 bus bar
NOCT  45°C ± 2°C
Massimo carico consentito 5.400 Pa
Tipo di copertura anteriore Vetro solare temprato 3,2 mm
Peso del modulo 18,5 kg
Tensione massima di sistema 1.000 V
Massima corrente inversa 15 A

 

Parametri elettrici in condizioni standard
Conergy PX 245P 265P
Massima potenza ≥245 W ≥265 W
Tolleranza sulla potenza –0%/+3% –0%/+3%
Efficienza del modulo 0,1497 0,1619
Tensione 30,1 V 31,4 V
Corrente 8,14 A 8,44 A
Tensione a vuoto 37,5 V 38,6 V
Corrente di corto circuito 8,76 A 9,03 A

 

Parametri elettrici a 800 W/m², NOCT e AM 1,5
Conergy PX 245P 250P
Massima potenza 181 W 184 W
Tensione a vuoto 34,8 V 34,9 V
Corrente di corto circuito 7,16 A 7,21 A
Tensione alla massima potenza 27,8 V 28,0 V
Corrente alla massima potenza 6,50 A 6,56 A

1) Considerando un esempio tipo di un impianto con 9 stringhe da 9 moduli cadauna con moduli da 250Wp – modello Conergy 250P- , avremo nel progetto d’impianto 81 moduli da 250Wp con potenza totale di 20,25Kwp in condizioni Standard NTC (Standard Test Condition) . La condizione NTC conporta la misurazione di potenza con Lampade Solari che alla distanza di 10 centimetri conferiscono al modulo una potenza d’illuminazione di 1000 Watt per metro quadro. Queste sono condizioni uniche che servono solo ad identificare la potenza “NOMINALE” del modulo.
2) In realtà l’impianto composto da 81 moduli opera in condizioni NOCT, in cui la cella opera con temperatura ambiente di 20°C ad una temperatura di 46°C con una perdita reale del 24% rispetto alla potenza nominale. Infatti dai dati tecnici del modulo in questione si desume che ad una potenza nominale di 250Wp in condizioni NTC corrisponde una potenza reale in condizioni NOCT di 189,60Wp , esattamente il 24% meno rispetto alla potenza di cartello. Quindi quando l’impianto è in funzione nelle condizioni migliori d’irraggiamento il singolo pannello in realtà ha una potenza REALE di 189,60Wp x 81 Moduli = 15,35Kwp
3) Se vogliamo arrivare al medesimo risultato partendo da un calcolo diverso , cioe considerando la potenza d’irraggiamneto in condizioni NOCT , la resa dichiarata e la superficie utile illuminata, avremo:
800 Wm² x 15,28 (resa modulo) x 1,56 m² (superficie utile illuminata) = 189,60Wp
4) Se da questa potenza di picco REALE volessimo calcolarci l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico bisogna considerare le stagionalità nella produzione ed il valore medio in base alle latitudini. Semplicemente ci rifacciamo al grafico sottostante che il Joint Research Centre della Commissione Europea ha messo a punto per le aree di produzione in Italia. Si evince che in Sicilia la produzione và da 1400 a 1500kWh/kWp di fotovoltaico . Quindi per l’esempio d’impianto a cui ci rifacciamo e volendo riassumere:

Potenza nominale NTC 20,25 kWp
Potenza reale NOCT 15,35 kWp
Energia prodotta media annuale nominale (NTC) 30.375 kWh
Energia prodotta media giornaliera (NTC) nei mesi di max. produzione 83 kWh
Energia prodotta media annuale reale (NOCT) 23,025 kWh
Energia prodotta media giornaliera (NOCT) nei mesi di max. produzione 63 kWh

mappa
Dai dati estrapolati si desume che bisogna fare molta attenzione tra ciò che in fase di progettazione si presenta al cliente e a ciò che nella realtà poi l’impianto realizza in considerazione di tutte le variabili in gioco. Naturalmente le potenze e le energie prodotte sono a monte degli inverter Riutilizzatori in mono-trifase che installiamo. Ciò che il cliente in effetti sfrutta è l’energia a valle dell’inverter . Pertanto ai dati suddetti bisogna togliere le perdite di conversione cc/ac che per le nostre macchine sono inferiori al 3%.
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Batterie al Litio e Batterie al Piombo a confronto

La nostra ricerca

 
foto termica batteria ioni di litioLe macchine elettriche (Riutilizzatori) che operano nei nostri impianti ad Isola – Ibridi – e SuperIbridi, lavorano nella fase di conversione CC/CA in alta tensione 240 Volt CC – 480 Volt CC rispettivamente in monofase ed in trifase. I vantaggi di queste condizioni operative sono molteplici e ci consentono di essere al Top delle prestazioni nella fascia di mercato da 3kW a 300kW. Le basse correnti operative, unite alla bassissima dispersione termica e alle alte rese, ci consentono di avere la macchina giusta per lavorare h24-365gg l’anno nelle peggiori condizioni ambientali. In questo modo siamo in grado di conferire all’utenza la massima stabilità e continuità, oltre naturalmente al risparmio dato che la sorgente primaria è l’energia fotovoltaica. Una delle ragioni per cui non utilizziamo batterie agli ioni di Litio è dovuto al fatto che dovremmo mettere per le macchine monofasi stringhe da 70 unità in serie e per le trifasi 140 unità; quindi parallelarne in numero sufficiente per raggiungere l’accumulo adeguato nei grandi impianti. Centinaia di unità che ci costringerebbero a controlli infiniti per evitare che la singola cella vada in crisi nei momenti di carica e scarica profonda. Inoltre se la gestione di carica e scarica in queste particolari batterie non è gestita con controlli elettronici per singola cella si può venire a creare una sovraccarica o una scarica distruttiva che porta la cella ad esplodere (come da foto). Le normali batterie al piombo acido gel hanno al momento un rapporto prezzo prestazione molto basso che ci consente di operare alimentando i nostri impianti per anni senza alcun problema. Solo in tal modo possiamo garantirle 10 anni.
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