Rendimento di un impianto Fotovoltaico

Scritto da Administrator Giovedì 12 Ottobre 2006 09:26

Impianti Fotovoltaici - Impianti fotovoltaici

In fase di progetto, al fine di preventivare un valore veritiero di producibilità di un determinato impianto fotovoltaico, bisogna considerare una molteplicità di aspetti.

Primo aspetto da considerare è la rilevazione dell'insolazione del sito in esame, facendo riferimento, noti latitudine, longitudine e altitudine, ai suoi valori di azimut ed all'inclinazione dei moduli fotovoltaici.

Otterremo cosi un valore univoco di irraggiamento medio annuo per metro quadro di superficie sul piano dei moduli.

Procediamo definendo nel complesso tutte le perdite da considerare, incluse quelle dovute ai componenti utilizzati.

 

 

Tali perdite vengono analizzate da un parametro che viene definito BOS (Balance Of System), e sono:

- Perdite di potenza che si sviluppano con lo scostamento dalle condizioni ideali STC rispetto alle condizioni reali di funzionamento di un modulo fotovoltaico.

Sulla produzione teorica di energia producibile dall'impianto nel corso dell'anno, fissiamo questa perdita pari ad un valore di circa 8 punti percentuali, sia nel caso di un impianto stand-alone che nel caso di un impianto grid-connected.

- Perdite per riflessione generate da un aliquota di radiazione luminosa che viene riflessa dal vetro posto a protezione delle celle.

Possono essere considerate pari a circa tre punti percentuali.

- Perdite per mismatching ovvero calo di rendimento generale causato dal collegamento in serie di più moduli fotovoltaici con caratteristiche non perfettamente identiche.

In questo caso il circuito di inseguimento del punto di massima potenza MPPT, non trovando la curva di funzionamento ottimale, si posiziona sulla curva del modulo peggiore penalizzando complessivamente il rendimento dell'intera stringa.

- Perdite lungo le tratte DC causate dalla resistenza offerta dai cavi elettrici, dalle perdite per cadute di tensione sui diodi di blocco e dalle resistenze di contatto sugli interruttori.

Tali perdite possono essere fissate intorno ad un valore pari a circa l'1% se in fase progettuale è stata preventivata una giusta sezione dei cavi .

- Perdite sul sistema di accumulo (per impianti stand alone) dipendenti dal rendimento degli accumulatori e quantificabili intorno a 10 / 12 punti percentuali (nel caso di accumulatore a piombo-acido a vaso aperto).

- Perdite nel gruppo di conversione statica variabili dal 4 al 10% nel caso di inverter grid connected e tra il 4 e 20% nel caso di inverter per applicazioni stand alone.

Le maggiori perdite negli inverter per applicazioni stand-alone è dovuta in massima parte alla presenza dei filtri necessari a ridurre le armoniche alte per "arrontondare" la forma d'onda al carico.

In tali perdite vanno considerate anche quelle causate dai trasformatori di BT (se presenti) e dai trasformatori BT/MT nel caso di impianti collegati alla rete MT.

In linea di massima è preferibile far riferimento al valore del rendimento europeo dichiarato dalle case costruttrici, che tiene conto del rendimento effettuandone una media pesata in diverse condizioni di carico in funzione del grado di utilizzazione generico dell'impianto.

- Perdite per ombreggiamento. E' importante durante il sopralluogo analizzare con estrema precisione il profilo dell'orizzonte visto dall'impianto fotovoltaico.

E' fondamentale eseguire un corretto plottaggio sul diagramma del percorso del sole di ogni eventuale ostacolo che possa intercettare i raggi solari diretti verso il campo FV.

Per tali perdite non è possibile definire un valore in quanto sono generate da fattori esterni variabili di sito in sito.

A tal riguardo presto pubblicheremo una guida su come rilevare, diagnosticare e stimare le riduzioni di captazione causate dagli ombreggiamenti.

E' importante inoltre, nel caso di installazioni su superfici piane, disporre le file di moduli a distanze tali da evitare l'ombreggiamento reciproco degli stessi.

- Perdite per sporcizia, detriti e polveri, dipendenti dal sito di installazione, dalle condizioni meteorologiche e dall'inclinazione dei moduli stessi.

Se previsti, puntuali interventi di pulizia possono ridurre la perdita entro 1 punto percentuale nel corso dell'anno.

- Perdite di efficienza annuale causate dal deperimento della componentistica di sistema stimabile intorno ad un valore medio di 1.5 punti percentuali di riduzione lineare per anno.

E' possibile ora calcolare il rendimento complessivo di un impianto FV, dato dal prodotto del rendimento dei moduli fotovoltaici per il rendimento del sistema BOS, ovvero:

Definito il rendimento del BOS, procediamo ora con l'analizzare il rendimento di un modulo fotovoltaico.

Consideriamo un generico modulo fotovoltaico in silicio monocristallino da 180 Wp:

Il rendimento del modulo, che esprima l'aliquota di potenza solare incidente sulla superficie del modulo che si converte in potenza elettrica sarà dato da:

dove:

G è l'irraggiamento in condizione STC;

A è la superficie del generico modulo [mq];

Pel è la potenza elettrica massima fornita dal modulo [W].

In questo caso il rendimento del modulo è pari a:

Analizziamo un esempio pratico che partendo da una determinata località ci porta a preventivare un valore univoco medio di producibilità annua.

Ipotizziamo di dover realizzare un impianto fotovoltaico da circa 30 kWp, utilizzando 167 moduli su indicati e di avere una superficie a disposizione tale da rendere fattibile l'installazione degli stessi.

Immaginiamo di leggere per una determinata località dalla norma UNI 8477 un valore di irraggiamento medio annuo pari a 1707,3 kWh/mq per anno.

Prima di giungere al valore numerico di produzione annua dell'impianto fotovoltaica definiamo i seguenti parametri:

En = Efficienza nominale del generatore fotovoltaico, o anche rendimento complessivo dell'impianto fv;

Pn = Potenza nominale di picco del generatore fotovoltaico;

Sc = Superficie complessiva del generatore fotovoltaico;

Sm = Superficie singolo modulo fotovoltaico.

Avremo quindi essendo:

che:

Definiamo ora il parametro Em, ovvero l’efficienza operativa media dell’impianto fotovoltaico.

Considerando le seguenti perdite:

Perdite per scostamento dalle condizioni di targa	8%
Perdite per riflessione	3%
Perdite per mismatching	5%
Perdite in corrente continua	1%
Perdite di conversione cc/ca	5.5 %
Perdite per sporcizia, detriti e polveri	1%
Perdite di efficienza annuale	1.5 %

Avremo:

Ovvero che l’energia annua producibile per metro quadro è:

che moltiplicata per la superficie complessiva:

ovvero circa 1270 kWh/kWp per anno.

Ultimo aggiornamento Venerdì 25 Marzo 2011 14:08