Il trasformatore elevatore è un componente critico ma spesso sottospecificato nella progettazione di impianti solari. Aumenta l'uscita CA a bassa tensione dell'inverter (tipicamente 270 V–800 V) al livello di connessione alla rete a media tensione (MV) (10 kV, 20 kV, 33 kV o superiore) e deve gestire il profilo di carico unico di un impianto solare: armoniche elevate dalla commutazione dell'inverter, uscita altamente variabile da zero a pieno carico migliaia di volte all'anno e potenziale iniezione CC. Un errore nelle specifiche del trasformatore comporta perdite più elevate, guasti prematuri o il rifiuto da parte dell'utilità dell'applicazione di interconnessione. Questa guida copre considerazioni su dimensionamento, selezione del tipo, ottimizzazione delle perdite, conformità agli standard e approvvigionamento per gli ingegneri EPC.
In un tipico impianto solare C&I su scala industriale o di grandi dimensioni, l'architettura elettrica dal pannello alla rete è:
Pannelli solari → Combinatore CC → Inverter di stringa/centrale (270 V–800 V CA) → Trasformatore elevatore BT/MT → Rete di raccolta MT → Trasformatore di alimentazione della sottostazione principale → POI di rete
Ciascun inverter di stringa (ad esempio Sungrow SG250HX, SG350HX; Huawei SUN2000-330KTL) si collega a un trasformatore step-up dedicato con montaggio su pad oppure più inverter condividono un trasformatore in una disposizione skid. Per gli inverter centrali (superiori a 1 MVA), un singolo trasformatore più grande (1,6–4,0 MVA) aumenta la potenza dell'intero inverter.
La potenza nominale in kVA del trasformatore deve adattarsi all'uscita CA dell'inverter con un margine adeguato per il carico armonico e il sovradimensionamento del rapporto CC/CA:
Dimensioni standard dei trasformatori nella gamma relativa all'energia solare (secondo IEC 60076-1): 100, 160, 200, 250, 315, 400, 500, 630, 800, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500 kVA. Selezionare sempre la dimensione standard successiva al di sopra del minimo calcolato: i trasformatori non devono essere caricati oltre il 100% dei kVA nominali su base continua.
| Parametro | Tipo a secco (resina colata, AN/AF) | A bagno d'olio (ONAN/ONAF) |
|---|---|---|
| Valutazioni disponibili | Fino a 10-15 MVA (tipicamente <3,15 MVA per il solare) | Qualsiasi valutazione; Preferibile >1 MVA |
| Classe di tensione | Fino a 36 kV (lato BT fino a 15 kV) | Fino a 220 kV e oltre |
| Rischio incendio | Autoestinguente; adatto per interni, urbani | Rischio di incendio dovuto al petrolio; richiede un'area delimitata |
| Ambientale | Nessun rischio di fuoriuscita di petrolio; nessuno smaltimento del fluido dielettrico | È necessario il contenimento dell'olio; test periodici dell'olio |
| Capacità di sovraccarico | Limitato (10-20% a breve termine) | Buono (20–40% a breve termine, ONAN) |
| Perdite al 75% del carico | 0,8–1,5% (senza carico + carico) | 0,5–0,9% (senza carico + carico) |
| Costo di installazione (per kVA) | Più alto (+15-30%) | Linea di base |
| Manutenzione | Molto basso; nessun controllo dell'olio | Campionamento annuale dell'olio; Ispezione del relè Buchholz |
| La migliore applicazione | C&I roof top, sale MT interne, urbane | Siti remoti, montati a terra, su scala industriale |
Per i trasformatori solari con montaggio a terra su scala industriale, i trasformatori ONAN (olio naturale/aria naturale) o ONAF (olio naturale/aria forzata) immersi in olio sono la scelta standard grazie alle minori perdite e ai costi inferiori. I trasformatori a secco sono preferiti per installazioni C&I su tetto, sale MT interne e siti in cui il rischio di incendio costituisce un problema (scuole, ospedali, aree popolate).
Oltre alla potenza nominale in kVA e al rapporto di tensione, specificare quanto segue nel documento di acquisto del trasformatore:
Tensione di impedenza (Uz%): Tipicamente 4–6% per i trasformatori di distribuzione utilizzati nel solare. Un Uz% inferiore (4%) riduce la caduta di tensione a pieno carico ma aumenta la corrente di cortocircuito presunta (rilevante per il coordinamento della protezione). Un Uz% più elevato (6%) limita la corrente di guasto ma crea una variazione di tensione maggiore durante i cicli di carico. Confermare con l'ingegnere di protezione della rete prima di specificare.
Perdite a vuoto (NLL) e perdite a carico (LL): I trasformatori degli impianti solari trascorrono molto tempo a carico parziale (notti a zero, mattina/sera al di sotto del 30%) e sono a pieno carico solo nelle ore di punta. Le perdite ponderate per l’energia dovrebbero essere ridotte al minimo. Specificare:
Gruppo di vettori: Per gli impianti solari, Dy11 (primario triangolo, secondario stella con neutro) è più comune per i trasformatori elevatori BT/MT. L'avvolgimento delta fornisce un percorso per le correnti a tripla armonica (3a, 9a armonica comune nell'uscita dell'inverter PWM) per circolare senza apparire sulla rete MT. Specificare sempre Dy11 o Dyn11 per i trasformatori elevatori dell'inverter.
Classe di aumento della temperatura e classificazione ambientale:
Gli inverter solari che utilizzano topologie senza trasformatore (tutti i moderni inverter di stringa inclusi Sungrow SG250HX, serie Huawei SUN2000, serie SMA Sunny Tripower) possono iniettare un piccolo componente CC nell'uscita CA. IEC 61727 e IEEE 1547 limitano l'iniezione CC allo 0,5% della corrente CA nominale. Tuttavia, anche questa piccola componente CC può causare una saturazione parziale nel nucleo del trasformatore, aumentando le perdite a vuoto e il rumore.
Per mitigare gli effetti dell'iniezione DC:
Quando più inverter di diversi livelli di potenza si collegano a un singolo trasformatore (comune in blocchi da 1,5–4 MVA con diversi inverter di stringa da 250–350 kW), i trasformatori ad avvolgimento diviso o a doppio secondario consentono connessioni indipendenti condividendo un unico primario. I vantaggi includono:
Specificare la classificazione dell'avvolgimento diviso e l'impedenza di cortocircuito tra i secondari (tipicamente 8–12%) per garantire un'adeguata differenziazione della corrente di guasto per il coordinamento della protezione.
Tutti i trasformatori elevatori per impianti solari devono essere conformi a:
I test di accettazione in fabbrica (FAT) per ciascun trasformatore dovrebbero includere: test del rapporto, verifica del gruppo vettoriale, misurazione della perdita a vuoto, misurazione della perdita di carico al 75% e al 100%, resistenza di isolamento, tenuta dielettrica (tensione applicata e tensione indotta), test di scarica parziale (riempito con olio) e test di aumento della temperatura (tipicamente test di tipo, non di routine per tutte le unità).
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Per i progetti solari commerciali sui tetti, i trasformatori di tipo secco (resina colata) sono fortemente preferiti per tre ragioni: eliminano il rischio di incendio da petrolio negli edifici occupati, non richiedono un'area delimitata (di contenimento) per la fuoriuscita di petrolio e necessitano di una manutenzione minima (nessun campionamento di petrolio). Il costo più elevato dei trasformatori a secco (+15-30% rispetto all’olio) è giustificato dalla riduzione delle opere civili, da una più semplice approvazione normativa e da premi assicurativi più bassi negli ambienti urbani. Per i progetti su tetto inferiori a 1 MVA, i trasformatori a secco da 630 kVA rappresentano la soluzione standard.
Dy11 (delta HV, stella LV con neutro, sfasamento di 30°) o Dyn11 (con neutro accessibile sull'avvolgimento a stella BT) è la specifica standard per i trasformatori step-up degli inverter solari. L'avvolgimento AT delta fornisce un percorso di circolazione per le armoniche triple (3°, 9° ordine) generate dalla commutazione dell'inverter PWM, impedendo a queste armoniche di propagarsi sulla rete MT. L'avvolgimento stellato BT con neutro è adatto al collegamento trifase a 4 fili richiesto dalla maggior parte dei moderni inverter di stringa. Verificare con l'ente erogatore se la messa a terra sul lato MT richiede specificatamente Dyn11.
Il rapporto CC/CA (o rapporto di carico dell'inverter) influisce sul trasformatore in termini di richiesta di corrente di picco, non in base al dimensionamento nominale. Il trasformatore è dimensionato in base alla potenza di uscita CA nominale dell'inverter: la potenza CA massima che l'inverter può produrre indipendentemente dall'ingresso CC. Poiché l'inverter limita la propria uscita alla potenza CA nominale quando l'ingresso CC supera la capacità CA dell'inverter (comune con rapporti CC/CA di 1,2–1,4), il trasformatore non vede mai più della potenza CA nominale dell'inverter. Tuttavia, con rapporti CC/CA elevati, l'inverter funziona alla potenza nominale per più ore al giorno (il clipping è ridotto), quindi la durata del carico termico del trasformatore aumenta: considerare la richiesta di un trasformatore con una classe di temperatura più elevata (F o H) se il rapporto CC/CA supera 1,3.
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