Fotovoltaico 1 oppure 2 stringhe?

[dmarz]

grazie delle delucidazioni, cerco di riassumere quello che credo di aver capito:

La rogna arriverà alla prima alba serena in inverno: con una temperatura inferiore a +4°C l'inverter è bello che fumato. E non è che siccome d'inverno non ci sono 1000 W/mq siete tranquilli, perché la cella è un generatore di corrente quasi puro. Già con 150 W/mq siete praticamente alla Voc di targa.

per cautelarsi appunto da questa tipologia di situazioni io credevo che la massima Voc dei pannelli moltiplicata per il numero di pannelli in serie dovesse essere inferiore appunto a quel valore che di solito i costruttori di inverter indicano come "massima tensione ingresso MPPT": stai dicendo invece che nemmeno questo è sufficiente e per essere sempre tranquilli va considerato un ulteriore margine? se la risposta è "si" come va calcolato?

In era multistringa i fusibili sono diventati non soltanto inutili, ma pure pericolosi perchè niente ti impedisce di aprirli prima di sezionare.

su questo ti do ragione: il fusibile nudo e crudo non va usato come sezionatore, e può essere pericoloso se uno va a sezionarlo senza sapere quello che sta facendo, la mia era solo una proposta di soluzione al "massimo risparmio" visto che i sezionatori lato DC sono costosetti... è vero che oramai tutti i costruttori montano sezionatori lato CC, ma non so se siano effettivamente "sotto carico"; come scrivi tu la soluzione con sezionatore è sicuramente la più "adeguata"

però anche qui una questione di dimensionamento non mi è chiara: se il valore della Isc fornibile dai pannelli dovesse essere superiore a quello della Isc massima sopportabile in ingresso dal costruttore dell'inverter è sicuro comunque non mettere alcuna protezione tra stringa e inverter?

Sulla questione scaricatori invece la tua risposta non mi è molto chiara: suggerisci di lasciar perdere e far fare tutto ai varistori che oramai tutti i produttori mettono agli ingressi MPPT? Cioè se la sovratensione è lieve allora faranno il loro lavoro senza problemi, se invece la sovratensione è elevata sei disposto a sacrificare l'inverter perchè non ti fideresti nemmeno degli scaricatori esterni?

Grazie e confido proprio che la discussione possa rimanere "rilassata" in modo che tutti possano imparare qualcosa senza "tensioni" che non hanno alcun senso.

 

[Lele79]

Scusate ma allora beucio l inverter?

 

[Lele79]

Mi sembra sembra che tutti abbiano sempre calcolato la somma voc dei pannelli per stare sicuri, poi comunque se c'è qualche problema l inverter va in protezione no?
scusate la mia ignoranza.
Anche il tecnico mi ha detto che dovrebbe essere ok.
Dovrebbe.

 

[dmarz]

allora per me la frase "l'inverter va in protezione" significa che smette di funzionare e dunque di assorbire corrente dalle stringhe: ecco che in quel momento si trova proprio la tensione Voc totale di stringa applicata ai morsetti; a questo punto o è progettato per sopportarla oppure si potrebbe danneggiare (scarica).
Io ho sempre interpretato che la massima tensione in ingresso DC che si legge sui datasheet degli inverter sia proprio quel valore di tenuta assicurato: al di sopra di tale valore nulla è garantito.
Anche perchè quel valore di tensione dovrebbe essere indicativo (con adeguati margini che solo il costruttore conosce) della soglia di scarica dei varistori installati internamente all'inverter ai quali si è già accennato.
Se invece c'è qualche altra "convenzione" che non conosco sarei ben contento se qualcuno me la spiegasse e lo ringrazierei molto!!!

 

[rob_nosfe]

va considerato un ulteriore margine? se la risposta è "si" come va calcolato?

La tensione massima di funzionamento di una stringa è la somma delle tensioni modulo al punto di massima potenza. Le schede tecniche (dei moduli) lo indicano in genere con Vmpp.
L'ideale è che quella tensione sia più spesso possibile vicina alla tensione a cui l'inverter converte al massimo dell'efficienza. Quest'ultima è indicata con "Tensione nominale DC" nelle schede tecniche (degli inverter).

Ma comunque non deve essere fuori dalla finestra di MPP dell'inverter.
Non è che non va in senso assoluto: se sei sotto non è garantita alcuna efficienza, che scende fino a toccare lo 0% alla tensione minima assoluta dell'inverter (di solito è circa il 70% della tensione dichiarata "di avvio").
Se sei sopra invece l'inverter sposta il punto di lavoro all'indietro per rientrare nella sua tensione massima di conversione, quindi stai buttando via energia.

C'è però una seconda condizione da verificare, ancor più importante perché incide sulla sicurezza del sistema: in nessuna condizione la differenza di potenziale in continua deve superare la tensione che l'inverter è progettato per gestire. Parliamo di tensione a circuito aperto, non a pieno carico.

Non importa se quella tensione è maggiore della massima tensione di lavoro dell'inverter (cioè fuori dalla sua finestra di MPP), tanto appena imporrà un certo lavoro alla stringa la tensione di questa si stabilizzerà a quella di MPP per quella temperatura.
In che rapporto sono tra loro questi valori? Dipende dal fattore di riempimento e dalla curva caratteristica del pannello, e di riflesso da quella dell'intera stringa.
La curva caratteristica assomiglia a un ramo di iperbole e lo disegnano nel retro delle schede tecniche dei pannelli.

Toh, vi butto qua il primo link che mi propone Google su come leggere una curva caratteristica.

Mi sembra che tutti abbiano sempre calcolato la somma voc dei pannelli per stare sicuri,

No, ti sbagli. Nessuno fa i calcoli in STC, è proprio sbagliato come approccio. Un progettista simile verrebbe radiato dall'albo.
Manca un passaggio fondamentale: come varia la curva caratteristica durante l'anno? Per farlo ci si basa su beta e gamma, due coefficienti presenti sulla scheda tecnica del modulo.
Fanno timore perché sono espressi in %/K ma sono facilissimi da gestire, e dei due beta è di gran lunga il più importante.
Semplificando al massimo, sul grafico della curva caratteristica il sole moltiplica le ordinate, il caldo divide le ascisse. Di quanto le divide? Del fattore beta moltiplicato per la differenza tra la temperatura di esercizio e la temperatura STC (25°C).
Lo scrivo ancor più terra terra: più sole c'è più il grafico si alza; più caldo fa più il grafico si schiaccia verso sinistra.

E chiaramente, più stringhe si parallelano e più il grafico si alza; più le stringhe sono lunghe e più il grafico si amplifica verso destra, ma questo credo sia scontato. Collegamenti in serie e in parallelo.
Vi aiuto invece con le temperature di cella da considerare: d'inverno non si va sotto i -10°C, d'estate non si va sopra i +70°C (anche perché a 80°C siamo a rischio delaminazione).

In questo caso, se fossimo a casa mia... beh, prima di tutto non avrei comperato roba in prima persona, perché c'è il rischio concreto che nessun installatore voglia fornirmi la sola manodopera e/o nessun perito sia disponibile a firmarmi la DiCo. Almeno non a prezzi ragionevoli. E se i prezzi non sono ragionevoli tanto valeva lasciar fare tutto a loro.
Se però avessi trovato questi materiali sotto l'albero di Natale, ti direi di controllare se l'inverter supporta il funzionamento a ingressi paralleli, ovvero se permette di disabilitare uno dei due inseguitori, ovvero MPPT. E' un "cinesone da battaglia", e lo conosco solo di fama.

Se supporta questa modalità di funzionamento sei a cavallo: vai con la singola stringa, max 11 moduli.
La colleghi con 2 raccordi bifidi Multi-Contact, ma ocio che quelli rigidi tipo questi servono per parallelare 2 stringhe in un unico ingresso. Tu invece devi spartire la corrente di una stringa su 2 ingressi, ti servono quelli fatti così col cavo. Questi sono i paralleli di stringa che nel mio sproloquio di stamane l'installatore sbadato aveva dimenticato di montare.

Se invece l'inverter non supporta il funzionamento a ingressi paralleli, devi fare per forza 2 stringhe e allora cercati moduli con correnti più basse e tensioni più alte.
Lascia stare tutti i moduli a 108 celle, girati sui 144 celle (es. Trina serie NEG9, non la NEG18) oppure sugli HJT (es. REC Alpha)

 

[dmarz]

in nessuna condizione la differenza di potenziale in continua deve superare la tensione che l'inverter è progettato per gestire.

ecco esattamente quello che chiedevo: questo valore descritto è quello che di solito i datasheet degli inverter riportano come "massima tensione ingresso MPPT" o si tratta di un valore che non si trova nei datasheet e bisogna calcolare?

Parliamo di tensione a circuito aperto, non a pieno carico.

Dunque per calcolarla per una stringa prendo la Voc (STC) la moltiplico per il numero di pannelli in serie e faccio la correzione con il coefficiente di %/K relativo alla Voc; essendo di solito negativo questo coefficiente va considerata la minima temperatura prevista per il sito di installazione, che è il caso più sfavorevole. A quel punto se tale valore è inferiore a quello dell'ingresso MPPT la sicurezza dovrebbe essere garantita: è corretto il ragionamento?

 

[DeltaMj]

Sta cosa della perdita di produzione dell'intera stringa era sicuramente vera nel 2000, ma ormai è una leggenda legata al funzionamento degli inverter del passato.
Lascio a chi ha voglia/tempo l'onere di verificare che il Deye in questione abbia il global scan come chiunque altro.

Potrei pubblicare lo screenshot della curva di produzione, inverter Deye 6 pannelli Longi 440 su unica striga, in una giornata completamente serena di fine settembre, e poi quello di ottobre, con un pannello che comincia a essere in ombra progressivamente, con soli 10 cm c'è un taglio della curva molto evidente.
Non sono un tecnico, ma questa è la situazione, ed è quello che da sempre ho visto, letto e viene spiegato sulle ombre. Non a caso, mi sono anche imbattuto in un video girato in una fiera, dove venivano presentati nuovi pannelli fatti in più sezioni che contengono questo problema, ma trattasi di novità.
Vista la mia seppur minima preparazione, mi capita che la gente mi chieda.... e le porcherie fatte da professionisti saltano fuori spesso, l'ultima di un mese fa, inverter Zucchetti, una stringa, 5 pannelli a est, 5 a ovest, inutile dire a che livelli di produzione siamo dopo due anni e il fatto che l'installatore si è lavato le mani...
Quello che scrivi a livello tecnico è molto interessante, ma mi chiedo quanti ne tengono realmente conto.

Per quel che riguarda quante strighe sul Deye dell'utente, ho dato un parere generico più che altro per le problematiche di cui sopra.

 

[rob_nosfe]

Stai tentando di dimostrare che siccome mediamente la gente stringa alla pene di segugio, è giusto così perché un motivo ci sarà.
Holer Togni sarebbe riuscito a ribaltare pure una Lamborghini, ma questo dimostra il suo talento di pilota, non l'instabilità delle Lambo.

Allo stesso modo parlare di una generica "ombra di 10 cm" non significa nulla. Io riuscirei a piazzartela in modo talmente malizioso da dimostrarti qualunque teoria. È quel che ha fatto AIKO nel 2022 coi suoi moduli LBV, venendo sbugiardata dai test indipendenti.
Ne parlai proprio qui dentro con dmarz che propose questo link per approfondire la tecnologia.

Ma il loro non è un caso isolato, guarda dove va a finire ogni singolo test indipendente sugli ottimizzatori di potenza... Ovvio che SolarEdge nei webinar ti racconta un'altra storia. Non falsa, bada ben, solo cherry-picked.

Il fatto è che tu mi salti dal caso super-generico (ombra di 10 cm, messa dove come quando? non si sa) a quello super-specifico (omino AIKO con fontanella e cartoncino in mano). In mezzo c'è il mondo, basta saperlo stringare. Io sto parlando proprio del mondo là in mezzo, fatto di comunissimi moduli HC a triplo diodo e inverter in global scan.

Io non te lo so dire perché a casa tua hai certe performance, ma posso tirare a indovinare: Longi produceva i moduli 440 usando 108 celle M10. Fare stringhe da soli 6 moduli con quella tecnologia non va bene, perché siamo a soli 180V, quando Deye ha una finestra che apre a 150V. Capisci che appena arriva un'ombra con o senza global scan abbiamo un problema?
Una stringa corta la rende vulnerabile alle ombre perché l'inverter non ha spazio per muovere il suo tracker.
E a volte la cosa è pure aggravata dai moduli orientati un po' a caso (orizzontali anziché verticali o viceversa).

 

[DeltaMj]

Veramente i Volt sono 200/215, in base alla temperatura, che magari non sono i 350v che sarebbe l'ottimo.
L'ombra è quella di un camino che da Ottobre gira su un pannello e potrebbe essere la norma per molti impianti.
Detto questo, non mi interessa fare del mio caso la norma anche se potrebbe esserlo, ho postato la mia esperienza ed evidentemente chi spiega che le ombre sono deleterie per la produzione, sbaglia o non la spiega bene.

Grazie comunque.