Ogni impianto solare collegato a una rete a media tensione (MV), in genere superiore a 1 MW, richiede un trasformatore elevatore che converta l'uscita CA a bassa tensione dell'inverter (tipicamente 400 V o 630 V) nella media tensione dell'utilità (da 6 kV a 35 kV). La selezione sbagliata dei kVA del trasformatore, del gruppo vettoriale o della classe di perdita crea un collo di bottiglia che limita la potenza dell'impianto o una costosa sovraspecificazione. Questa guida copre il processo di selezione del trasformatore per ingegneri di impianti solari e sviluppatori di progetti.
Perché i trasformatori per il solare sono diversi
I trasformatori solari hanno caratteristiche di servizio uniche rispetto ai trasformatori industriali:
- Carico variabile: I trasformatori solari passano da zero all'alba a pieno carico a mezzogiorno e tornano a zero al tramonto: un ciclo giornaliero che il trasformatore deve gestire per oltre 25 anni
- Contenuto armonico: I moderni inverter di stringa producono una distorsione armonica molto bassa (distorsione armonica totale, THD ≤ 3% per la serie Sungrow SG-CX), ma l'elevata tensione CC (1.000–1.500 V CC) crea requisiti per una progettazione specifica dell'isolamento del trasformatore
- Nessuno spunto magnetizzante sul carico: A differenza dei trasformatori per motori, i trasformatori solari non rilevano lo spunto di carico meccanico, ma l'algoritmo MPPT dell'inverter può causare rapidi cambiamenti di carico che richiedono considerazione dell'impedenza del trasformatore
- Sovraccarico nell'accoppiamento DC: Per le configurazioni BESS accoppiate in CC, il trasformatore potrebbe dover gestire contemporaneamente sia la scarica FV che quella BESS, aumentando la potenza di picco al di sopra del valore nominale della targa FV
Metodologia di dimensionamento dei kVA
La potenza nominale in kVA del trasformatore deve coprire la massima potenza di uscita CA degli inverter collegati con un margine per perdite e sovraccarico:
kVA trasformatore = Σ kVA CA inverter × da 1,05 a 1,10
Il fattore sovradimensionamento 1,05–1,10 rappresenta:
- Perdite nel rame del trasformatore (perdite di carico) alla corrente nominale - tipicamente 0,5–1,5% della potenza nominale
- Sovraccarico durante i picchi di irraggiamento (l'aumento del bordo nuvoloso può spingere brevemente l'uscita dell'inverter al di sopra del valore nominale)
- Espansione futura della capacità (un margine del 10% impedisce la sostituzione del trasformatore se viene aggiunta una seconda fase)
Esempio: un cluster di 10 × Sungrow SG150CX inverter (150 kW CA ciascuno) richiedono un trasformatore minimo di: 10 × 150 kVA × 1,08 = 1.620kVA. Seleziona la dimensione standard successiva: 1.600 kVA o 2.000 kVA.
Selezione del gruppo di vettori
Il gruppo vettoriale del trasformatore definisce la relazione di fase tra gli avvolgimenti primari (AT) e secondari (LV) e il modo in cui viene gestito il neutro. Per gli impianti solari le configurazioni più comuni sono:
| Gruppo vettoriale | Quando usato | Note |
|---|---|---|
| Din11 | La maggior parte delle applicazioni solari europee | Delta HV / Star LV con neutro. Più comune per gli inverter di stringa. Fornisce un percorso di corrente a sequenza zero sul lato BT (rilevamento dei guasti a terra dell'inverter). |
| YNyn0 | Solare statunitense/nordamericano | Stella neutrale / Stella neutrale. Comune per le applicazioni di utilità in cui sono messi a terra sia il neutro AT che quello BT. |
| Dina1 | Solare cinese (GB/T) | Sfasamento di 30° tra HV e LV. Richiesto da alcuni operatori di rete cinesi per la cancellazione delle armoniche nelle configurazioni a doppio trasformatore. |
Per la maggior parte dei progetti internazionali che collegano reti MT da 11 kV a 33 kV, Dyn11 è la scelta standard. Confermare sempre il gruppo vettoriale richiesto con lo studio di interconnessione del servizio di pubblica utilità o il documento sugli standard di connessione alla rete prima di ordinare il trasformatore.
Classi di efficienza e perdite
Le perdite del trasformatore sono costituite da due componenti:
- Perdite a vuoto (perdite nel nucleo): Costante indipendentemente dal carico: il trasformatore utilizza questa potenza 24 ore su 24 anche quando l'impianto non è in produzione. Specificato in watt alla frequenza nominale.
- Perdite di carico (perdite di rame): Proporzionale alla corrente al quadrato. Con un carico del 50%, le perdite di carico sono pari al 25% del valore a pieno carico.
Per le applicazioni solari, le perdite a vuoto meritano un'attenzione speciale perché gli impianti solari sono a carico zero o basso per oltre 10 ore al giorno (notte). Un trasformatore ad alta efficienza con basse perdite a vuoto ripaga il premio in termini di risparmio energetico durante la vita dell'impianto.
| Classe di efficienza IEC | Parametro di perdita a vuoto (1.000 kVA) | Caso d'uso |
|---|---|---|
| Standard (AAA) | ~1.000 W | Infrastruttura di rete standard |
| Alta efficienza (A0/A0k) | ~700 W | Buono per l'energia solare: minori perdite notturne |
| Nucleo amorfo (premium) | ~250 W | Ideale per l'energia solare: si ammortizza in 3-5 anni rispetto allo standard |
Per un trasformatore da 1.000 kVA con perdite a vuoto di 1.000 W contro 250 W in funzione per 8.760 ore/anno a un costo energetico di 0,10 USD/kWh: risparmio annuo = 6.575 kWh × 0,10 USD = $ 658/anno. Con un rimborso di 3-5 anni sul premio del nucleo amorfo, ciò è quasi sempre giustificato dal punto di vista economico.
Impedenza del trasformatore e compatibilità dell'inverter
L'impedenza del trasformatore (espressa in percentuale, tipicamente 4–6%) determina la corrente di guasto erogata durante un cortocircuito e influisce sulla stabilità della tensione di rete dell'inverter in caso di variazioni del carico. Un'impedenza maggiore riduce la corrente di guasto (quadro più sicuro) ma aumenta la caduta di tensione sotto carico. Per la maggior parte dei collegamenti dei trasformatori degli impianti solari, l'impedenza standard è del 4–6%; consultare le specifiche del produttore dell'inverter per l'intervallo di impedenza accettabile.