MANUALE TECNICO - AFDD per fotovoltaico

Arc Fault Detection Device per
impianti fotovoltaici
SENTRON
Manuale
tecnico
Ottobre
2015
Introduzione
1
Note di sicurezza
2
SENTRON
Descrizione
3
Arc fault detection units
5SM6 per sistemi fotovoltaici
Utilizzo
4
Test
5
Consigli pratici
6
F.A.Q.
7
Dati tecnici
8
Dimensioni d’ingombro
9
Manuale tecnico
Schema elettrico
Ottobre 2015
www.siemens.it/AFDD
10
Informazioni legali
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Indice
1
Introduzione................................................................................................................................................ 7
1.1
2
Note di sicurezza..........................................................................................-................................................ 9
2.1
3
5
7
4.1
Applicazioni................................................................................................................................15
4.2
Impiego a livello di controllore di stringa..................................................................................16
4.3
Impiego a livello di controllore di array.................................................................................17
4.4
Funzionamento operativo..........................................................................................................19
Test............................................................................................................................................................ 21
6.1
Consigli pratici.........................................................................................................................23
6.2
Interventi intempestivi / Mancati interventi..........................................................25
F.A.Q.................................................................................................................................... 27
Dati tecnici................................................................................................................................31
Dimensioni d’ingombro.............................................................................................................................. 33
9.1
10
Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti..............................................................27
Dati tecnici ..................................................................................................................................................31
8.1
9
Verifica del reale funzionamento………......................................................................................21
Consigli pratici .......................................................................................................................................... 23
7.1
8
Informazioni generali.................................................................................................................11
Utilizzo..................................................................................................................................................... 15
5.1
6
Informazioni generali – Lo standard UL............................................................................................9
Descrizione................................................................................................................................................ 11
3.1
4
Introduzione..................................................................................................................................7
Dimensioni d’ingombro............................................................................................................33
Schema elettrico...................................................................................................................................... 35
10.1
Schema elettrico.......................................................................................................................35
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015, www.siemens.it/AFDD
5
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015,
7
Introduzione
1.1
1
Introduzione
La Arc fault Detection Unit (ADU) è un dispositivo atto al rilevamento di archi elettrici
in serie nei sistemi fotovoltaici. Questa tipologia di guasto, solitamente imputabile al
deterioramento dell’isolamento o alla perdita di serraggio delle connessioni, può
causare l’innesco d’incendi. Nei circuiti in corrente continua in particolar modo, gli
archi elettrici presentano una maggiore stabilità e risultano molto più pericolosi
rispetto a quanto è possibile osservare nei circuiti in alternata.
Questo documento contiene informazioni rilevanti circa il funzionamento delle unità di
rilevazione gusto e un insieme di analisi pratiche derivate da test che SIEMENS ha
effettuato sul campo.
I dispositivi sono testati in accordo alla standard Nord Americano UL 1699 – Sub B
(questa normative contiene le definizioni, i requisiti e le metodologie di prova
delle apparecchiature destinate alla rilevazioni di archi elettrici).
Data la natura aleatoria di questa tipologia di guasti, non risulta possibile identificare
correttamente il 100% delle situazioni potenzialmente pericolose. A seguito di numerosissimi
test in differenti condizioni e con architetture di sistema diverse, abbiamo sviluppato questo
dispositivo in grado di raggiungere il massimo livello di protezione possibile.
L’impiego della tecnologia Arc fault detection riduce in modo significativo il pericolo
d’incendio negli impianti fotovoltaici.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015,
8
Note di sicurezza
2.1
2
Informazioni Generali – Lo standard UL
Nel panorama normativo Nord Americano esiste uno standard tecnico che definisce i dispositivi
atti al rilevamento degli archi elettrici, la UL 1699 – Sub B. Questo documento, in accordo col
NEC, contiene le definizioni, i requisiti e le metodologie di prova per dispositivi e soluzioni
destinate ad interrompere i circuiti nel caso in cui si stabilissero archi elettrici pericolosi.
La normativa definisce tre tipologie di dispositivi:
● Arc fault circuit interrupter (AFCI) per sistemi fotovoltaici, che integra le funzioni di
rilevamento dell’arco e di aperture del circuito.
● Arc fault detector (PV AFD) per sistemi fotovoltaici, che è destinato al solo rilevamento
● Arc fault interruption device (PV ID) per sistemi fotovoltaici, cui è demandata soltanto
l’apertura del circuito
Tutti i dispositivi indicate nello standard possono essere “type 1 device” (solo archi in
serie) o “type 2 device” (archi in serie e in parallelo).
Requisiti
Lo standard UL 1699 – Sub B definisce le tipologie di arco in serie da rilevare, e i termini
entro i quali andrebbero soppresse:
● 300 W entro 2.0 s con una corrente di 7 A e una distanza d’apertura di 1.6 mm
● 500 W entro 1.5 s con una corrente di 7 A e una distanza d’apertura di 4.8 mm
● 650 W entro 1.2 s con una corrente di 14 A e una distanza d’apertura di 3.2 mm
● 900 W entro 0.8 s con una corrente di 14 A e una distanza d’apertura di 6.4 mm
Sono inoltre richiesti dei test atti a verificare la capacità di rilevamento anche nel caso in cui vi
siano delle perturbazioni sovrapposte, tuttavia le richieste normative non coprono una gran
parte dei casi di guasto che caratterizzano le situazioni pratiche riscontrate negli impianti
fotovoltaici.
9
3
Descrizione
3.1
Informazioni generali
Applicazione tipica
Gli impianti fotovoltaici standard sono composti da un insieme di pannelli solari connessi in
serie tra loro, denominati stringhe, che solitamente raggiungono delle tensioni di 1000 Vc.c..
Queste stringhe possono essere poi collegate in parallelo tra loro, array, al fine di aumentare
la corrente. Questi array vengono poi connessi ad un inverte per fotovoltaico in grado di
convertire la corrente continua generata in corrente alternata, rendendo possibile la
connessione dell’impianto alla rete elettrica. In figura è indicato un esempio di come potrebbe
essere realizzato un impianto, esistono molteplici architetture di sistema differenti.
Figura 3-1
Esempio di impianto fotovoltaico
Funzionamento dei dispositivi di Arc detection
Per capire come è possibile identificare un arco elettrico in un sistema fotovoltaico si rende
necessario esaminare le caratteristiche di questa tipologia di guasto.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
11
Descrizione
3.1 Informazioni generali
Cos’è un arco elettrico?
Un arco elettrico è determinato dal passaggio di corrente in un materiale non
conduttore. A questo fenomeno è correlata un’elevata generazione di calore, che
spesso determina l’innesco di incendi.
Le tipologie di arco elettrico che possono verificarsi sono essenzialmente due:
● Arco in serie
(arco che interessa due conduttori posti in serie al carico)
Questa situazione può verificarsi ad esempio nel caso in cui dei morsetti di
collegamento non risultino serrati in modo corretto.
● Arco in parallelo
(arco che interessa due conduttori posti in parallelo al carico)
Questa situazione può verificarsi quando a seguito di un danno all’isolamento possono
verificarsi delle interazioni tra due conduttori di polarità opposta.
Come identificare gli archi?
Ogni sistema elettrico è affetto da un serie di armoniche non desiderate, definite rumore.
Questo può essere visto come una sequenza casuale di fluttuazioni armoniche del segnale
principale. Il rumore è solitamente generato dalla presenza di dispositivi elettronici può
produrre effetti molto diversi in funzione delle differenti forme in cui si può presentare. La
presenza di un guasto da arco elettrico va ad introdurre del rumore supplementare che si
aggiunge al rumore di fondo del circuito.
In un sistema fotovoltaico, il rumore di fondo è determinabile come una serie di diverse
fluttuazioni armoniche che accompagnano il segnale continuo di corrente e tensione. Un
dispositivo atto all’identificazioni di guasti da arco deve essere in grado di discernere il
rumore di fondo (non pericoloso ai fini della sicurezza d’impianto) dal rumore provocato
dalla formazione di guasto. Le soluzioni tecniche che rendono possibile ciò possono essere
molteplici e diverse tra loro, ma tutte si basano sull’analisi in frequenza del segnale. La
figura mostra un’analisi effettuata in un sistema fotovoltaico a due stringhe.
Figura 3-2
Impianto da 5kW, analisi relativa al tipico rumore di fondo riscontrabile
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
12
Descrizione
3.1 Informazioni generali
Elementi di disturbo riscontrabili nella fase di rilevamento
L’obiettivo dei dispositivi di protezione/rilevamento di archi elettrici sta nel
determinare la presenza di un guasto analizzando il segnale di sistema, spesso
molto complesso e caratterizzato dalla presenza di molteplici forme armoniche. Gli
inverter fotovoltaici generano molto rumore essendo progettati per ricercare
costantemente il punto di maggior efficienza, Maximum Point of Power (MPP). Gli
algoritmi che determinano il modo in cui gli inverter modificano il loro
funzionamento per seguire il MPP possono essere diversi in funzione del
costruttore.
Oltre al rumore di fondo dovuto a quanto sopracitato, occorre anche considerare
ulteriori situazioni nelle quali l’inverter può divenire fonte di disturbo: la fase di
accensione, le fasi di autotest, eventuali picchi di irraggiamento che potrebbero
causare il superamento dei valori di input massimi, situazioni opposte con meteo
nuvoloso, etc..
Tutte queste potenziali fonti di disturbo devono essere valutate con attenzione onde
evitare interventi intempestivi del dispositivo.
Oltre al rumore generato dall’inverter, è poi essenziale definire il massimo campo di
rilevazione (distanza massima tra il punto di installazione del dispositivo e il punto di
formazione dell’arco) che, data la natura degli impianti fotovoltaici, assume grande
rilevanza. I dispositivi di Arc detection hanno un funzionamento ottimale nel caso in
cui il rapporto segnale-rumore sia elevato, in caso contrario gli archi elettrici
potrebbero essere mascherati dal rumore di fondo. La massima distanza di
rilevamento è determinata dal minimo rapporto segnale-rumore che permette un
accurata identificazione del guasto.
Lo standard UL 1699 – Sub B richiede delle prove atte a determinare il corretto
funzionamento degli AFCI o AFD per quanto riguarda il rilevamento del guasto. Questi
test consistono nell’identificazione degli archi elettrici, definiti nel paragrafo 2, quando
provocati sia in prossimità del dispositivo, sia ad una distanza di 66 metri (200 piedi) da
esso. Sono inoltre indicati dei test che hanno lo scopo di evitare gli scatti indesiderati,
ovvero di far si che il dispositivo non vada a segnalare delle anomalie a seguito del solo
rumore di fondo, in questo caso le prove avvengono in combinazione con un inverter.
Esiste un ulteriore fonte di disturbo, che risiede negli archi funzionali, ovvero degli archi
elettrici veri e propri che però sono connessi al corretto funzionamento dell’impianto, ad
esempio l’arco generato dall’apertura del circuito ad opera ad esempio del sezionatore di
stringa.
L’Arc fault Detection Unit SIEMENS 5SM6094-1
Il dispositivo SIEMENS 5SM6094-1 è stato sviluppato e testato in accordo allo standard
tecnico UL 1699 – Sub B. E’ in grado di identificare la presenza di archi elettrici in serie al
circuito. Una volta rilevato il guasto occorre valutare come mettere in sicurezza l’impianto
e gestirne l’eliminazione.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
13
4
Utilizzo
4.1
Applicazioni
Il dispositivo 5SM6094-1 è indicato sia per il controllo della singola stringa che per il
monitoraggio di più stringhe in parallelo, al livello dell’inverter. Ogni configurazione di
sistema influenza il funzionamento dell’unità e per questo motivo vanno considerate
alcune accortezze installative. Fondamentalmente il dispositivo può essere installato sia
sul conduttore positivo (raccomandato) che sul negativo. Si rende necessaria
l’installazione di un dispositivo a protezione di ogni circuito elettrico in modo tale che il
segnale di controllo possa attraversare tutto l’impianto.
Sulla base delle misurazioni effettuate dal dispositivo sul conduttore, è possibile
determinare la presenza di un arco elettrico pericoloso. In questo caso l’unità
segnalerà il trip emettendo un segnale acustico e visivo mediante un LED rosso
lampeggiante, inoltre il contatto di segnalazione cambierà stato. Questa uscita può
essere impiegata sia per azionare il dispositivo di sgancio che per la segnalazione al
sistema di supervisione, se presente.
Va inoltre tenuto conto del fatto che è raccomandata l’installazione di un dispositivo per
ogni MPPT dell’inverter. Nel caso l’inverter abbia un unico MPPT è sufficiente installare
un solo dispositivo, in quanto tutte le stringhe sono collegate in parallelo tra loro e
interessate dallo stesso rumore.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
15
Utilizzo
4.2 Impiego a livello di controllore di stringa
4.2
Impiego a livello di controllore di stringa
Quando il dispositivo è utilizzato per il controllo della stringa, è consigliabile l’installazione
in prossimità dell’inverter. L’unità di rilevamento potrà così essere facilmente accessibile
in caso di guasto e il contatto di segnalazione potrebbe essere facilmente collegato o
direttamente all’inverter o al dispositivo di sezionamento.
Installazione
Tipicamente questa architettura di impianto è impiegata in sistemi con correnti
relativamente basse (non oltre gli 8 A). La figura indica due possibili configurazioni
ammissibili per l’impiego del 5SM6094-1 come controllore di stringa.
Inverter con due MTTP e impianto a due stringhe.
Due stringhe separate con due 5SM6 installati sui
conduttori positivi.
2-MPPT
Inverter con un MTTP e impianto a due stringhe.
Le due stringhe in parallelo vengono controllate da
un solo 5SM6 installato sul conduttore positivo.
1-MPPT
In accordo allo standard UL, l’identificazione del guasto è possibile entro una distanza
massima di 66m dal punto di installazione del 5SM6 (misurati a monte o a valle del
dispositivo).
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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16
Utilizzo
4.3 Impiego a livello di controllore di array
4.3
Impiego a livello di controllore di array
Quando i 5SM6 vengono impiegati come controllori a livello di array è consigliabile
installarli in prossimità dell’inverter o del punto di parallel tra le stringhe (junction box). In
caso di guasto da arco elettrico, il segnale di trip generato può essere impiegato per la
disconnessione della parte d’impianto affetta da guasto mediante il dispositivo di
sezionamento.
Installazione
Questa installazione è tipica di impianti con correnti elevate (sopra i 16 A)
Le possibili configurazioni di sistema con il 5SM6 impiegato a livello di controllore di array
sono indicate nella figura seguente.
Inverter a due MPPT e due quadri di parallelo
Due stringhe in parallelo per ogni MPPT. Va
installato un 5SM6 per ogni MPPT da collegarsi sul
conduttore positivo.
Due array
Inverter a singolo MPPT e un array con quattro
stringhe in parallelo.
In questo caso è possibile montare un solo 5SM6
sul conduttore positivo.
Un array
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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17
Utilizzo
4.3 Impiego a livello di controllore di array
Inverter a due MPPT e due quadri di parallelo
La soluzione ottimale è data dall’installazione di
due 5SM6, uno per ogni conduttore positivo in
uscita dai quadri di parallelo. E’ consigliata
l’integrazione del dispositivo nel quadro di parallelo
con possibilità di sganciare l’organo di
sezionamento.
Due quadri di parallelo
Inverter a singolo MPPT e un quadro di parallelo
In questa situazione d’impianto è consigliabile
installare un solo 5SM6 sul conduttore positivo in
uscita dal quadro di parallelo.
Un quadro di parallelo
In sistemi come in figura per i quali la massima corrente risulti superiore a 40A non è
consentito l’impiego del 5SM6094-1 come controllore a livello di array, ma va impiegato a
livello di controllo di stringa.
In accordo allo standard UL, l’identificazione del guasto è possibile entro una distanza
massima di 66m dal punto di installazione del 5SM6 (misurati a monte o a valle del
dispositivo).
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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18
Utilizzo
4.4 Funzionamento operativo
4.4
Funzionamento operativo
Accensione
L’avvio dell’unità è contestuale alla sua alimentazione (24 Vc.c.). Inizialmente viene
svolto un auto-test (con breve segnale acustico). Il LED verde (Power) lampeggia fino al
termine del periodo di test, una volta completato la luce rimarrà accesa e continua.
Funzionamento normale
L’unità 5SM6 monitora la corrente e analizza il segnale misurato al fine di determinare
l’avvento di eventuali guasti da arco. La situazione è stabile fino al rilevamento di un
arco elettrico o alla perdita di alimentazione.
Identificazione dell’arco
Nel caso in cui venga identificato un arco elettrico, l’unità 5SM6 segnalerà il trip con
l’accensione del LED rosso lampeggiante. Allo stesso tempo viene attivato un segnale
acustico fisso per I primi 30 secondi (successivamente verrà emesso un beep ogni
minute).
Il contatto di stato cambierà stato, è potrà essere impiegato per disconnettere il
circuito mediante il dispositivo di sezionamento tra l’inverter e i pannelli solari.
Reset a seguito di un guasto
L’unità 5SM6 può essere resettata a seguito di un guasto premendo il tasto RESET
mediante un oggetto appuntito (soft reset).
ATTENZIONE
VERIFICARE IL GUASTO SIA RISOLTO PRIMA DI RIALIMENTARE IL CIRCUITO!
Appena il dispositivo viene resettato torna in funzionamento normale e il contatto di
segnalazione torna nella posizione di riposo.
Guasto sull’unità identificato dall’auto-test
Nel caso in cui l’auto-test dovesse riscontrare malfunzionamenti dell’unità di
rilevazione 5SM6 avremo una segnalazione acustica e luminosa (LED rosso e LED
verde lampeggianti), verrà inoltre modificato lo stato del contatto di segnalazione.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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5
Test
5.1
Verifica del reale funzionamento
Test dell’Arc fault detection unit in un sistema reale (sorgente c.c.)
Il funzionamento del 5SM6094-1 può essere verificato connettendo a un sistema in
corrente continua (ad esempio un insieme di batterie per auto) un carico resistivo e
ponendo in serie il dispositivo. E’ possibile simulare la formazione di un arco
elettrico utilizzando il dispositivo descritto nella parte 23 della UL 1699 – Sub B, per
verificare l’efficacia del ADU.
Figura 5-1
Generatore d’arco (secondo UL 1699)
E’ importante segnalare che al fine di verificare il corretto funzionamento dell’unità
vanno considerati alcuni parametri importanti. Anzitutto, è necessario un circuito
in grado di assicurare almeno 100 Vc.c. e 1 A, inoltre l’arco deve essere
mantenuto per almeno 1 secondo. E’ essenziale utilizzare un carico resistive, nel
caso il carico sia induttivo non si otterrebbe alcun effetto. In queste condizione il
5SM6 sarà in grado di identificare l’arco e segnalarlo, come indicato nei paragrafi
precedenti, mediante segnalazione acustica, luminosa e cambio di stato del
contatto di segnalazione.
E’ importante segnalare che la simulazione mediante alimentari c.c. non è
realistica, il rumore introdotto dall’alimentare è di natura profondamente
diversa rispetto a quanto riscontrabile in un impianto fotovoltaico e l’algoritmo
di funzionamento del 5SM6 non è in grado di operare adeguatamente in
queste condizioni.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
21
Test
5.1 Verifica del reale funzionamento
Test dell’Arc fault detection unit in un sistema reale (impianto fotovoltaico)
Il funzionamento del 5SM6094-1 può essere verificato anche connettendolo a un
sorgente fotovoltaica. Utilizzando un simulatore come al punto sopra è possibile
verificarne il funzionamento anche nelle reali condizioni d’esercizio.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
22
6
Consigli pratici
6.1
Consigli pratici
A seguito dell’introduzione sul mercato del dispositivo, il 5SM6 è stato installato e
testato in vari impianti. A seguito di queste prove vengono di seguito segnalate
alcune informazioni pratiche.
Numero di 5SM6 da installare
Il numero di dispositivi da installare varia in funzione dell’architettura dell’impianto
fotovoltaico e dall’estensione dello stesso. SIEMENS raccomanda di installare un
dispositivo ogni MPPT e di verificare che la massima distanza di rilevamento (66
metri) venga rispettata.
Reset Multiplo
Nel caso di impianti di grandi dimensioni dove è installato un elevato numero di
5SM6, è possibile eseguire in modo semplice un reset di tutte le unità di
rilevamento. A tale scopo risulta sufficiente rimuovere/interrompere l’alimentazione
a 24V c.c. per più di 1 secondo, alla riattivazione tutte i dispositivi riprenderanno il
funzionamento normale dopo la fase di auto-test.
Cablaggio
Il cablaggio dell’impianto influenza in modo rilevante il rapporto segnale-rumore
andando ad impattare sulle performance del 5SM6.
1. Cablaggio bilanciato
Nel caso il bilanciamento tra conduttori positivi e negativi non sia equilibrato
potrebbero generarsi delle interferenze. In questa situazione è possibile che si
abbia un erroneo innalzamento del rapporto segnale-rumore nella zona di
rilevamento, provocando quindi l’intervento indesiderato dell’unità 5SM6. E’
importante eseguire un cablaggio bilanciato.
Figura 6-1
Cablaggio
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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23
Consigli pratici
6.1 Consigli pratici
2. Interazioni tra c.c. e c.a.
Non solo le interazioni tra i conduttori in corrente continua possono limitare le
performance dell’unità di rilevamento, ma anche eventuali interferenze
provocate dai conduttori in corrente alternate possono essere fonte di scatti
inopportuni. E’ molto importante che i cavi in corrente continua e quelli in
corrente alternata non condividano mai la stessa canalina.
3. Eccessiva lunghezza dei cavi
Il funzionamento ottimale dell’unità 5SM6 è legato al rapporto segnalerumore. Questo parametro è inversamente proporzionale alla lunghezza dei
cavi, quindi in un sistema molto esteso è possibile che l’unità non riesca a
rilevare correttamente la formazione di archi elettrici.
Disturbi introdotti da altre apparecchiature
Il funzionamento dell’unità 5SM6 è legato all’analisi dello spettro armonico e al
rapporto segnale-rumore. Ogni potenziale fonte di interferenza potrebbe
compromettere il funzionamento ottimale del dispositivo. Nel caso in cui l’impianto
sia situato in ambienti industriali, in presenza di convertitori di frequenza per
motori, onde evitare scatti indesiderati occorre installare i 5SM6 all’interno di quadri
metallici. In questo modo, le unità risulterebbero protette come da una gabbia di
Faraday, e il rischio di scatto indesiderato viene minimizzato.
Archi in parallelo
Sviluppata e testata per l’identificazione degli archi in serie, l’unità 5SM6 in molte
situazioni è in grado di rilevare anche la formazione di archi in parallelo. Ad ogni
modo il dispositivo non è ufficialmente idoneo all’identificazione di archi in parallelo.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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24
Consigli pratici
6.2 Interventi intempestivi / Mancati interventi
6.2
Interventi intempestivi / Mancati interventi
Implementando un sistema per la Arc Fault Detection i due problemi principali
cui si può andare in contro sono due: gli scatti intempestivi e i potenziali mancati
interventi. Quanto di seguito va analizzato caso per caso, valutando la situazione
impiantistica e il comportamento dell’inverter.
● Implementazione di filtri addizionali in caso di scatti intempestivi
Nel caso in cui l’unità 5SM6 dovesse segnalare un guasto, occorre ricercare e
rimuovere la causa. Qualora, a seguito di un analisi sul cablaggio e sulla
componentistica non si riscontrassero anomalie, potrebbe trattarsi di uno
scatto intempestivo. Una delle principali cause di questo fenomeno potrebbe
essere l’inverter, soprattutto in fase di ricerca del MPP. Alcune tipologie di
inverter richiedono l’impiego di un filtro addizionale che aiuta a ridurre il
rumore di fondo sulla linea in corrente continua. Un filtro in modo comune
potrebbe aiutare a evitare questi scatti intempestivi. La presenza del filtro non
limita la capacità di rilevamento degli archi, qualora si presentassero.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
25
7
F.A.Q.
7.1
Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti
Impianto mono-inverter
D:
Nell’impianto è instlalato un solo inverter a singolo MPPT, l’unità
da segnalazioni intempestive di guasto. Cosa è possibile fare?
5SM6094-1
R:
Nel caso in cui a seguito di analisi dell’impianto non si ravvisino cause reali di
guasto è possibile che l’inverter abbia provocato lo sgancio intempestivo dell’unità.
Sono stati svolti test con molti inverter di costruttori differenti, ma non è assicurata
una compatibilità totale con tutti i prodotti sul mercato. Nel capitolo 6.2 sono
elencate alcune possibili soluzioni al problema.
Impianto multi-inverter o inverter a MPPT multipli
D:
Il mio inverter ha più di un MPPT, come posso collegare l’unità 5SM6?
R:
E’ essenziale montare un 5SM6 per ogni MPPT dell’inverter. Ogni stringa o
array di stringhe che viene collegata ai diversi MPPT deve avere una protezione
dedicate. Nel caso in cui i positivi o i negativi di diversi MPPT siano collegati tra
loro è possibile che si generino degli scatti indesiderati.
D:
In caso di inverter con due MPPT è possibile collegare entrambi i positivi in
un unico dispositivo prima di collegarli all’inverter?
R:
No.
In caso di inverter con due MPPT è necessario utilizzare due dispositivi differenti, è
possibile che si verifichino delle mutue interferenze che potrebbero originare scatti
intempestivi.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
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27
F.A.Q.
7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti
D:
Il mio inverter a multipli MPPT ha le unità 5SM6 collegate correttamente.
Per quali ragioni si verificano scatti intempestivi?
R:
Possono esserci una serie di potenziali cause di intervento:
●
Un arco elettrico si è innescato all’interno del circuito.
●
Possibili errori di cablaggio: vedi cap. 6.1.
●
il polo positivo (o negativo) di uno degli MPPT è stato inavvertitamente
collegato con un altro conduttore positivo (o negative) di un altro MPPT.
●
Il polo positivo (o negativo) di uno degli inverter è stato collegato
inavvertitamente con un altro polo positivo (o negativo) di un altro inverter.
●
●
L’inverter sta impiegando algoritmi di ottimizzazione speciali.
La presenza di convertitori di frequenza nei circuiti utilizzatori prossimi
all’inverter generano delle interferenze elettromagnetiche. In questo caso la
soluzione è installare il 5SM6 all’interno di un involucro metallico.
● L’inverter, per sua costruzione, genera distorsioni a frequenze all’interno del
range di lavoro del 5SM6.
Integrazione del 5SM6 negli impianti esistenti.
D:
E’ possibile utilizzare gli AFDD in situazioni d’impianto
con inverter centralizzato?
R:
No, la soluzione è funzionale solo nel caso in cui siano presenti inverter di
stringa.
Quando il dispositivo viene utilizzato in combinazione con inverter centralizzati,
vanno valutate le condizioni descritte nel capitolo 5 per determinare se la tipologia
d’impianto può essere equipaggiata con ADU conformi alla UL 1699 – Sub B. E’
possibile che si verifichino scatti intempestivi causati dalla frequenze di lavoro
dell’inverter centralizzato che solitamente sono diverse rispetto a quelle degli
inverter di stringa.
D:
Nel caso in cui i dettagli descritti nel capitolo 5 siano rispettatati, ma
nonostante ciò si avvisano ancora scatti indesiderati, come è possibile risolvere il
problema?
R:
Quando il 5SM6 viene impiegato in un quadro di parallel, gli inverter sono
solitamente centralizzati o inverter di stringa di grandi dimensioni. In questi casi è
possibile che si verifichino comunque scatti intempestivi. Una possibile soluzione del
problema sarebbe utilizzare un filtro in modo comune.
D:
Come posso proteggere il mio impianto fotovoltaico integrando i 5SM6
nei quadri in campo?
R:
E’ possibile usare un 5SM6 ogni quadro (fino a un Massimo di 8 stringhe)
nel caso in cui entrambi i poli (positivo e negativo) siano presenti e separate da
quelli degli altri quadri di parallelo. Il 5SM6 andrebbe posizionato sul positivo in
ingresso. L’arco di segnale sarebbe trasmetto all’interno di tutti I connettori
connessi entro i 66 metri massimi.
5SM6 Arc Fault Detection Units per fotovoltaico
Manuale tecnico, Ottobre 2015
28
F.A.Q.
7.1 Risoluzione dei problemi ed eliminazione dei guasti
Nel caso ci siano più quadri fotovoltaici vicini è importante assicurasi che i reset delle unità 5SM6
siano simultanei, dato che durante l’inizializzazione l’unità genera delle frequenze che potrebbero
provocare l’intervento di altri dispositive nelle vicinanze. E’ importante verificare che i 5SM6 siano
tutti alimentati tramite la medesima fonte di energia.
D:
Come posso resettare contemporaneamente tutte le unità 5SM6 presenti nel mio impianto
fotovoltaico?
R:
Tutti I 5SM6 devono essere alimentati dalla stessa sorgente a 24V mediante una linea
dedicate che si snoda lungo l’intero campo fotovoltaico. Per resettare le unità è sufficiente
disconnettere l’alimentatore o interrompere il circuito di alimentazione per almeno un secondo prima
di provvedere alla re-inizializzazione dei dispositivi.
Durante il riavvio e la fase di auto-test delle unità verranno generate delle frequenze che
potrebbero causare interventi indesiderati di eventuali altre unità in funzione collegate al medesimo
circuito.
Test in laboratorio:
D: Ho testato il dispositivo in laboratorio con un generatore di corrente continua ravvisando
interventi intempestivi.
R:
Gli alimentatori in corrente continua generano delle frequenze che rientrano nel range di
analisi del 5SM6 per cui potrebbe intervenire. La soluzione è testare il dispositivo collegandolo ad un
impianto fotovoltaico reale.
Per altre richieste contattare il servizio clienti
www.siemens.com/lowvoltage/support
Se possibile inserendo nella richiesta le seguenti informazioni:
● Quale tipologia di dispositivo è installata (codice e possibilmente seriale o data di produzione)
● Come è stato installato e quanti MPPT ha l’inverter
● Dove è stato installato (specificando la tipologia di quadro e il luogo d’installazione, indicando se
è prossimo a dispositivi dotati di convertitori di frequenza)
● Corrente e tensione della stringa/array coi è connesso.
● Marca e modello dell’inverter
● Quando viene rilevato il problema. ad esempio:
– Durante la fase di auto-test del dispositivo
– Durante la fase di accensione dell’inverter
– Ogni mattina durante l’accensione
– Ogni sera durante lo spegnimento
– Durante i giorni di massimo irraggiamento
8
Dati tecnici
8.1
Dati tecnici
1. Unità di rilevamento
Massimi valori di tensione/corrente di stringa
1000 Vc.c. /40 A
Numero di poli
1 polo (positivo o negativo)
Minima sezione di cablaggio
2.5 mm2/AWG14
Massima sezione di cablaggio
10 mm2/AWG8
2. Specifiche del sistema di alimentazione
Tensione di alimentazione
24 Vc.c. (± 10%)
Assorbimento (passivo)
60 mA
Assorbimento (attivo)
120 mA
Massima sezione conduttori di alimentazione
2.5 mm2/AWG14
3. Contatto di allarme
Massimo carico (resistive)
0.3 A a 125 V AC; 1 A a 30 V DC
Minimo valore d’arco rilevabile
100 VDC - 1A
Massima sezione conduttori
2.5 mm2/AWG14
Standard tecnico di riferimento
UL1699B - PV AFD Type 1
4. Altri dati tecnici
Grado di protezione
IP20/NEMA1
Temperatura d’utilizzo
-20°C ÷ +50°C
Temperatura di stoccaggio
-40°C ÷ +75°C
Umidità relativa
5 ÷ 85%
Peso
120 g
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Manuale tecnico, Ottobre 2015
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Dimensioni d’ingombro
9.1
9
Dimensioni d’ingombro
Figura 9-1
Dimensioni d’ingombro
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Manuale tecnico, Ottobre 2015
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10
Schema elettrico
10.1
Schema elettrico
Figura 10-1
Connessioni
Figura 10-2
Esempio di quadro di campo
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