Dal ruolo degli inverter nella digitalizzazione delle reti al dialogo con moduli e batterie: il forum organizzato da Italia Solare punta i riflettori sui convertitori e le nuove sfide tecnologiche
(Rinnovabili.it) – Gli inverter fotovoltaici stanno progressivamente aumentando di numero all’interno del sistema elettrico nazionale e le nuove tecnologie digitali possono oggi sfruttarne funzionalità impossibili fino a pochi anni fa, facilitando i trend della tradizione energetica. A patto, però, di garantire sempre la perfetta compatibilità tra convertitori e le risorse a cui sono connessi. Questo quanto è emerso oggi dalla seconda sessione del ForumTech 2022, l’evento organizzato da Italia Solare nella cornice della Solar Exhibition & Conference di KEY ENERGY. L’appuntamento ha offerto uno sguardo tecnico e approfondito sul settore degli inverter e sui principali cambiamenti registrati a livello di mercato in questi ultimi anni. A cominciare da una evoluzione tecnologica fondamentale: la digitalizzazione.
“Fino a pochi anni fa le misure delle risorse connesse al convertitore era disponibili per lo più localmente all’inverter”, spiega Luigi Pellegrino, ricercatore Tecnologie di Generazione e Materiali presso l’RSE. “E non sempre anche all’utente, all’aggregatore o al gestore dell’impianto”. Parliamo di dati fondamentali come la producibilità del fotovoltaico, la tensione, la corrente dei moduli o delle stringhe, la temperatura dell’inverter o del sistema di accumulo o lo stato di carica. “Con la digitalizzazione tutte queste informazioni possono essere concentrate sul cloud ed essere rese disponibili anche ad altri operatori terzi. Viceversa, attraverso la nuvola anche gli operatori della rete di distribuzione possono controllare i convertitori”. Un rapporto bidirezionale che abilita di fatto nuove funzionalità.
Come sfruttare i dati dell’inverter? Ad esempio, fornendoli a installatori e costruttori al fine di ottimizzare la gestione della risorsa stessa a cui è connesso l’inverter. Attraverso queste informazioni si potrebbe migliorare l’attività di manutenzione, massimizzare l’energia estraibile dal sistema d’accumulo e la sua vita utile. O ancora aumentare la produzione fotovoltaica.
Non solo. L’acquisizione continua di dati dal campo permette di effettuare una diagnostica delle risorse o dell’inverter stesso, rilevando possibili archi elettrici, valutando lo stato di salute del convertitore e dell’accumulo. Identificando guasti e fenomeni di degrado delle stringhe. “Il costruttore grazie alla digitalizzazione può entrare in possesso di dati provenienti da una molteplicità di impianti simili per tipologia, dimensioni o luogo di installazione. E in tal modo può individuare eventuali problematiche e criticità degli impianti, apportando migliorie al prodotto”.
Allo stesso tempo anche i dati che i DSO e i TSO possono inviare agli inverter fotovoltaici hanno una rilevanza crescente. Soprattutto alla luce delle ultime modifiche normative che permettono alle risorse distribuite di fornire servizi alle reti di trasmissione e di distribuzione.
Senza dimenticare gli impianti in autoconsumo collettivo. “Grazie alla digitalizzazione sarebbe possibile anche dimensionare gli impianti con taglie maggiore e gestirli attraverso sistemi d’accumulo o demand response in modo utile per autoconsumare localmente l’energia”, sottolinea Pellegrino.
Ovviamente non mancano le sfide tecnologiche. A cominciare dall’interoperabilità dei sistemi, dai problemi di cyber security (soprattutto nei piccoli impianti residenziali) e dai tempi di comunicazione. Per Antonio Rossi di PM Service, l’inverter non può più essere considerato solo un convertitore di potenza bensì un sistema complesso a cui sono richieste prestazioni in continuo cambiamento.
“L’evoluzione tecnologica che gli inverter stanno avendo in questo periodo storico, è guidata prevalentemente dal mondo della mobilità elettrica, che pone nuove sfide in termini di efficienza, dimensioni e pesi”, commenta Rossi. E che per alcuni versi rallenta anche le disponibilità per il fotovoltaico.
Materiali innovativi e nuovi componenti e packaging si stanno facendo strada nel mercato, che a sua volta oggi deve adeguarsi alle ultime modifiche normative. Per gli inverter fotovoltaici in particolare i riflettori sono puntati su topologie multilivello con un’attenzione molto forte alle strategie di controllo del convertitore d’uscita. Non solo. “L’inverter è stato oggetto di una transizione importante andando ad implementare una serie di funzionalità quali le comunicazioni TCP/IP, logaritmi di controllo, o il controllo da remoto attraverso protocolli standard”, sottolinea Rossi.
Ma è anche essenziale che questi elementi tengano il passo con i progressi di moduli e batterie.
Come ricorda Giovanni Buogo di SOLIS, negli ultimi anni la dimensione dei wafer di silicio si è progressivamente evoluta dagli originali 125 mm di larghezza ai nuovi standard M6 (166 mm), M10 (182 mm) e G12 (210 mm). E nel mercato si sono diffusi i nuovi moduli bifacciali. Due cambiamenti importanti che richiedono una maggiore attenzione rispetto alla potenza alla corrente in ingresso. Il rischio è infatti quello di entrare in un livello critico di corrente nel caso di un inverter fotovoltaico non compatibile; arrivando ad una perdita di energia e accorciando la vita stessa dell’inverter.
Discorso non troppo dissimile per la relazione tra inverter e batterie per il quale Riccardo Filosa di ZCS sottolinea come esista ormai “un’interazione molto spinta, ma la compatibilità non è scontata” Quali aspetti da tenere in conto? Innanzitutto quello tecnologico. Oggi le batterie a ioni di litio con Battery management system (BMS) o elettronica integrata garantiscono migliori prestazioni grazie ad uno scambio di informazioni bidirezionali tra i due elementi.
Ma va posta attenzione anche all’aspetto progettuale. “A volte è possibile che il dimensionamento della capacità installata non sia corretto rispetto alla disponibilità o alla richiesta di energia”, spiega Filosa, alludendo al rischio di sovradimensionamento. “In questo caso il sistema [inverter+batteria] deve proteggersi contro possibili criticità e malfunzionamenti”. Allo stesso modo è necessario tenere d’occhio la tensione d’esercizio dell’accumulo e le norme di connessione alla rete. Fondamentale anche la scelta dell’ambiente inteso come temperatura ed umidità locale. “Senza un algoritmo di protezione, il sistema invecchierà più velocemente”.
