Impianto 10 kWp KO: ipotesi su cosa fare

[planaremagico]

Ciao a tutti,
mi è capitato un intervento di manutenzione su un impianto fotovoltaico con molte criticità.
Si tratta di un impianto da 10 kWp con inverter Fronius IG Plus (1 MPPT) e moduli Soltecture SCG62-HF-F (moduli con celle CIS a film sottile da 60 Wp).
Il generatore fotovoltaico è costituito da 168 moduli.
Sull’inverter appare un messaggio di errore: Status 502 che fa riferimento a delle dispersioni.
In caso di dispersioni limitate basta premere Enter ed il messaggio sparisce: questo è dovuto al fatto che l’inverter ha un trasformatore e può continuare a funzionare anche in presenza di dispersioni, purché contenute (almeno questo è quello che credo di aver capito da una conversazione con il servizio di assistenza Fronius).
Nel caso specifico l’errore non scompare e l’inverter non parte, infatti il generatore fotovoltaico ha diversi moduli danneggiati in modo piuttosto grave in diversi punti dell’impianto.
Non ho uno schema elettrico e quindi non so quante stringhe abbia

Posso però fare delle ipotesi.

INVERTER: Tensione DC massima = 600 V; Range tensioni MPPT = 230-500 V
MODULI: Potenza nominale = 60 W; Voc = 53,1 V; Vmpp = 40,3 V; Isc = 1,74 A; Immp = 1,49 A
Ora poiché all’inverter arrivano 4 fg7 2x6 vuol dire che i 168 moduli sono stati suddivisi in 4 macrogruppi da 42 moduli.
Quante stringhe ci sono per ogni gruppo da 42 moduli?
Se provo a fare delle semplici simulazioni aritmetiche, non potendo esserci un numero di moduli per stringa coi decimali, l’unico numero di stringhe realizzabile con 42 moduli totali è 6 stringhe da 7 moduli ciascuna.

42/3 = 14 moduli a stringa (tensione di stringa troppo alta)
42/4 = 10,5 moduli per stringa
42/5 = 8,4 moduli per stringa
42/6 = 7 moduli per stringa

Quindi in tutto questo impianto di soli 10 kWp ha ben 24 stringhe parallelate di 7 moduli ciascuna.

Concordate con questa premessa?

Le 6 stringhe di ciascun gruppo vengono parallelate sotto i moduli in una scatola di derivazione stagna. Da ciascuna scatola parte un 2x6 che arriva all’inverter.
Ora il problema è che quei moduli non sono più reperibili sul mercato e siccome l’inverter ha un unico inseguitore, non posso semplicemente rimuovere i moduli danneggiati.
E non potendoli sostituire non mi rimane che rimuovere tutti i moduli danneggiati e modificare i cablaggi in modo da realizzare stringhe identiche.
Ora poiché di moduli rotti ce ne saranno almeno una decina, non potendo ridurre il numero dei moduli per stringa (la tensione di ingresso sarebbe troppo bassa) l’unica soluzione che rimane è ridurre il numero delle stringhe e portarle da 24 a 20 (4 raggruppamenti di moduli da 5 stringhe ciascuno).
Ogni stringa continuerebbe ad avere 7 moduli ciascuna.
I moduli totali utilizzati sarebbero pertanto 20x7 = 140 moduli.
Ne avanzerebbero 28 di cui almeno una decina sono danneggiati.
Gli altri 15 che rimangono saranno utilizzati per le future sostituzioni.
Del resto, se non avessi dei moduli di scorta, ogni volta che si dovesse guastare un modulo diventerebbe un bel problema perché le stringhe risulterebbero sbilanciate.

Che ne pensate, può funzionare?

L’impianto sarebbe meno potente (60 x 140 = 8,4 kWp) ma al cliente questo non interessa, ha la necessità di far funzionare l’impianto (incentivato, installato nella prima metà del 2012) e non può spendere troppo.
Un domani non è escluso che possa implementarlo con un piccolo impianto da 1,6 kWp.

Ciao e grazie

[planaremagico]

Aggiornamento:
Il cliente mi ha contattato per dirmi che ha rimosso i 7 moduli visibilmente danneggiati (6 su una striga, 1 su un'altra) e l'impianto ha ripreso a funzionare.
Come non lo so, visto che sullo stesso MPPT ci sono molte stringhe con tensioni e correnti diverse.
Mi ha anche detto che ha verificato che ci sono 9 moduli in serie.
Ma come è possibile che ci siano stringhe da 9 moduli se i moduli totali sono 168?
168/9 = 18,7 stringhe non hanno senso.
Boh, se qualcuno ha una sua ipotesi sono tutto orecchie per ascoltarla.
Ciao.

[Danielex]

L'ipotesi è che quell'impianto è un pasticcio

In una situazione del genere sostituire l'intero parco di generazione non è un delitto.

Sono 10 kWp, quindi non è una spesa considerevole (considerando anche l'importo che viene incassato per via del C.E.).

Installi n. 30 moduli da 350 W, in totale fa 10500 W (ci stai nella tolleranza del 5%).
Realizzi n. 3 stringhe con 10 moduli ciascuna e il cliente con la producibilità maggiore si ripaga anche l'investimento nel giro di qualche anno (più di qualche ).

Inoltre eviti potenziali incidenti e fermi dell'impianto non programmati in futuro.

Proponilo quantomeno, se il cliente non accetta sono affaracci suoi.

[planaremagico]

Grazie per il consiglio Danielex, anche a me l'idea di una manutenzione non mi entusiasmava, anche perché vaglielo a spiegare al cliente finale che in caso di guasti futuri la colpa non è del manutentore ma della fragilità del sistema.
Al cliente ho cercato di spiegare la natura del problema e lui ha pensato, come scrivevo, di salire sul tetto e rimuovere semplicemente i moduli in apparenza guasti. L'impianto ora ha ripreso a funzionare ma non ho la più pallida idea di come funzioni. Diciamo che l'inverter è partito perché le eventuali dispersioni riguardavano proprio i moduli che il cliente stesso ha rimosso.

Ma con stringhe così sbilanciate, tutte parallelate tra loro, il problema delle correnti inverse sarà inevitabile e potrebbero determinare il danneggiamento di altri moduli (che sono già logori e poco performanti), concordi?
Ora non so se le correnti inverse generano danni di diversa gravità a seconda del tipo di cella (silicio cristallino o CIS a film sottile) ma di sicuro bene non fanno.
Pertanto questa TOPPA messa dal cliente ho paura che sia peggiore del BUCO e che presto altri moduli potrebbero saltare generando gli stessi identici problemi.