Moduli fotovoltaici e le tecnologie 1



Le prestazioni dei moduli fotovoltaici sono suscettibili a variazioni anche sostanziose in base:

•Al rendimento ed al tipo dei materiali utilizzati;nonché la purezza;
•All'irraggiamento a cui vengono esposte le celle;
•All'angolazione con cui la radiazione solare colpisce il modulo rispetto alla superficie;
•Alla temperatura di esercizio dei materiali, che tendono ad "affaticarsi" per temperature elevate;
•Alla composizione dello spettro di luce.

Con rendimento si intende la percentuale di energia captata e trasformata rispetto a quella totale giunta sulla superficie del modulo, e può essere considerato un indice di correlazione tra watt erogati e superficie occupata, ferme restando tutte le altre condizioni.

A causa del naturale decadimento dei materiali, il rendimento di un pannello fotovoltaico diminuisce di circa un punto percentuale su base annua ,ed è ormai consuetudine che i produttori offrano un'opportuna garanzia che oltre ai difetti di fabbricazione copra questo decremento prestazionale nel tempo.

Attualmente la garanzia più comune è del 90% per i primi 10 anni e dell'80% sul nominale per 20 anni. Si stima che i moduli fotovoltaici odierni abbiano una vita di 50 anni circa, anche se è plausibile ipotizzare la loro dismissione dopo 20-25 anni, a causa della evoluzione tecnologica.
I diversi tipi di celle fotovoltaiche possono riassumersi principalmente in tre categorie:

-Policristallino, in cui il wafer di silicio non è strutturalmente omogeneo ma organizzato in grani localmente ordinati (policristallo).

-Monocristallino, in cui ogni cella è realizzata a partire da un wafer di silicio la cui struttura cristallina è omogenea (monocristallo).

-Film sottile,in cui ogni cella è formata per mezzo della deposizione di più substrati
di una miscela di gas.

Curve caratteristiche di un modulo commerciale:

Policristallino e Monocristallino




Il silicio monocristallino più pregiato ed industrialmente più costoso del policristallino,è ottenuto attraverso un processo denominato melting, a partire da cristalli di silicio di elevata purezza che, una volta fusi, vengono fatti solidificare a contatto con un seme di cristallo,ed opportunamente tagliati in dei wafers
da 250 – 300 μm.


Per quanto riguarda invece il wafer multicristallo ,il processo è analogo e si ottiene dalla fusione e successiva ricristallizzazione del silicio di scarto dell’industria elettronica (“scraps” del silicio).Il costo dei pannelli realizzati in silicio policristallino è inferiore a quello dei pannelli in monocristallo, al prezzo però di un minor rendimento a parità di superficie.

La connessione elettrica fra celle fotovoltaiche,è ottenuta per mezzo di due contatti metallici,uno sulla faccia esposta e l’altro no,per evaporazione sottovuoto dei metalli a bassissima resistenza elettrica.

Questo tipo di celle fotovoltaiche , connesse in serie/parallelo e racchiuse tra un foglio di plastica e una lastra di vetro temperato,costituiscono la grande maggioranza dei moduli commerciali. Dalle dimensioni rettangolari e dal peso che oscilla tra i 6 e i 21 kg ,sono solitamente incorniciati da un profilo di alluminio che ne conferisce un’ottima robustezza.

I rendimenti non sono altissimi, ma più stabili nel tempo , se confrontati con quelli a film sottile:
• 14%-15% nei moduli in silicio monocristallino;
• 12%-13% nei moduli in silicio policristallino.

Il Calcolo della Radiazione Solare e la Producibilità

Metodo Sperimentale di calcolo Liu Jordan
La radiazione solare su una superficie inclinata può essere determinata mediante:
Mappe isoradiative (generalmente non permettono di distinguere le componenti della radiazione diretta e diffusa) pubblicate da vari organismi
Valori tabellati per ciascuna località (Servizio Meteorologico Nazionale)
Metodi di calcolo sperimentali (Norme UNI 10349 – UNI 8477, metodo di Liu e Jordan, ecc.)
Grazie al metodo Liu-Jordan, è possibile calcolare la radiazione media mensile che incide su una superficie inclinata esposta a SUD partendo dai valori, facilmente reperibili e valutati sperimentalmente, di radiazione su superfici orizzontali.
Dal punto di vista progettuale si fa riferimento a valori giornalieri medi mensili e non a valori giornalieri o orari in quanto la mole di valori su base oraria per l’irraggiamento su piano orizzontale corrisponderebbe a serie di 8760 valori.
Il metodo si basa sulla scomposizione della radiazione globale nelle sue componenti diretta diffusa e riflessa.
La radiazione Globale è data dunque da:
G= I+D+R (dove I sta per diretta,D per diffusa e R per riflessa )
L’ipotesi cardine del metodo Liu-Jordan è quella di poter calcolare il tasso di nuvolosità giornaliera Kt attraverso il rapporto tra la radiazione globale giornaliera raccolta orizzontalmente al suolo (Gor) e quella che invece verrebbe raccolta dalla stessa superficie fuori dall’atmosfera (Go).Dai rilievi sperimentali effettuati si è evinto che la relazione che lega la componente diffusa Dor a quella globale Gor ,sempre su piano orizzontale e riferita a dati mensili è la seguente:
1) Dor/Gor=1,39- 4,027Kt + 5,331Kt² - 3,108Kt³
dove:
2) Kt = Gor/Go coefficiente di nuovolosità
I0 =1367 W/m² costante solare
Φ = latitudine
n = giorno progressivo dell’anno
r =1+0,033 cos(360 n /365) = quadrato del rapporto tra la distanza media e la distanza al giorno Sole-Terra
δ = 23,5 sen [360 (284+ n)/365] = declinazione solare
ωs = arcos (- tg δ* tg Φ ) = angolo orario al tramonto del sole su superficie orizzontale, (angolo percorso dal Sole e misurato sulla sfera celeste a partire dal mezzogiorno e sino al tramonto).
Go = I0 * r [cos Φ * cos δ * sen ωs + (π/180) ωs * sen Φ * sen δ ]24/ π = Radiazione captata fuori dall’atmosfera ad una determinate latitudine, declinazione e giorno.
Grazie ai dati poi, della radiazione globale giornaliera media mensile raccolta sul piano orizzontale al suolo Gor, facilmente reperibili (ENEA ,Stazioni Metereologiche ecc..), è possibile, una volta nota la componente diffusa Dor, per ogni giorno di qualunque mese (equazioni 1 e 2 e seguenti) , ricavare la componente diretta Ior con la seguente espressione:
Ior = Gor - Dor
Questo permette, una volta fissato l’angolo β di inclinazione dei moduli fotovoltaici, di valutare la radiazione globale incidente sulla superficie inclinata mediante il calcolo delle sue componenti diretta ,diffusa e riflessa :
G= I + D + R = Rb* Ior + Dor (1+cos β ) / 2 + Gor * ρg (1 – cos β ) / 2
dove:
β = angolo di inclinazione della superficie captante
ρg = riflettività del terreno (fattore di Albedo medio indicativo 0,2)
ωs * β = arcos [-tg δ * tg (Φ – β )] = angolo orario di tramonto del sole sulla superficie inclinata
ωs’= min (ωs : ωs * β )
Rb = A/B = fattore medio d'inclinazione per una superficie inclinata di un angolo β ed orientata a sud
A=(π/180) ωs’* sen δ * (Φ – β ) + sen ωs’ * cos δ* (Φ – β )
B=(π/180) ωs * sen δ * sen Φ + cos δ* sen ωs * cos Φ

5.5 Analisi della producibilità
Un sistema fotovoltaico dedicato all’alimentazione di utenze isolate dalla rete deve essere dimensionato in relazione al carico elettrico da alimentare e dotato di un sistema di accumulo, viceversa un sistema fotovoltaico collegato alla rete ha l’esclusivo compito di convertire l’energia solare in elettrica con le minori perdite possibili,immettendola nella rete a prescindere dai carichi locali.
Il calcolo dell’energia elettrica producibile in questi due casi utilizza la stessa espressione, con coefficienti simili :
Eg = ηbos * A * ηm * G * K = [ kWh ]
dove:
ηbos = rendimento (BOS-Balance of System) , generalmente compreso tra valori di 0.70 e 0.86 , rappresenta l’efficienza di tutti quei dispositivi che si occupano della conversione ,del trasporto ,dell’ accumulo ed dell’interfacciamento dell’energia elettrica prodotta con le utenze e/o la rete. (Inverter,quadri di manovra e protezione,servizi ausilari,sistemi di controllo,di accumulo,di interfaccia ecc..)
ηm = efficienza di conversione del modulo fotovoltaico , stimata dal produttore, solitamente compresa tra il 5% e il 18%.
A = superficie in m² occupata dal sistema di captazione generalmente rilevabile dalle dimensioni dichiarate dal costruttore dei moduli fotovoltaici.
G = radiazione globale solare media ( giornaliera / mensile / annua) incidente sul piano dei moduli .
K = coefficiente di riduzione per eventuali ombreggiamenti (indicativamente compreso tra 0.95 e 0.97)
E’ possibile infine calcolare:
-Le emissioni di CO2 evitate nel tempo di durata dell’impianto in Kilogrammi:
CO2 = Eg * fme * T = [ kg ]
dove:
-Eg = energia elettrica producibile in corrente alternata in un anno [ kWh ]
-fme = 0,531 [ kg CO2/kWh ] = fattore di mix elettrico italiano per CO2
-T = stima degli anni di durata dell’impianto fotovoltaico, solitamente compreso tra i 20 e i 30 anni massimo.
-Resa specifica annuale, in grado di valutare l’efficienza energetica del sistema fotovoltaico nel suo complesso.
Rspec = Eg / Pimp => dove Pimp rappresenta la Potenza in KWp dell’ imp. Fotovoltaico installato.
La stima globale delle perdite per sistemi fotovoltaici di grande taglia, collegati alla rete, generalmente non supera il 25% suddivise in :
-Perdite per scostamento dai dati di targa, nel caso dei moduli questi valori sono riferiti alle condizioni Standard (STC 25°C 1000 W/m²).L’innalzamento della temperatura esterna e del modulo provoca una sostanziale diminuzione del rendimento energetico di conversione.
-Perdite per riflessione ,dovute all’installazione degli impianti fotovoltaici in prossimità di superfici molto scure.
-Perdite di mismatch , dovute alla non uniformità prestazionale dei vari moduli fotovoltaici che componogono la stringa.
-Perdite sui circuiti in corrente continua, causate dalle varie resistenze parassite, cadute di tensione sui diodi di blocco di by-pass ecc..
-Perdite sul sistema di accumulo (solo per impianti isolati)
-Perdite sul sistema di conversione,sono dovute alla curva di efficienza dei convertitori in funzione della potenza di uscita.
-Perdite per servizi ausiliari,acquisizione dati,emergenza,filtri ecc..
-Perdite per basso soleggiamento e ombreggiamento reciproco
-Perdite per polluzione sui moduli (inquinamento)

Convertitori statici Inverter



Per convertitori statici si intendono tutti quei dispositivi di potenza in grado di convertire alcune delle grandezza elettriche in ingresso,solitamente tensione e frequenza,in altre disponibili all’uscita.

Nelle applicazioni fotovoltaiche i convertitori più utilizzati sono gli inverter cc/ca per la conversione da corrente continua a corrente alternata. A seconda poi dello utilizzo i costruttori hanno realizzato delle linee di prodotti espressamente dedicate per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica (on-grid) e per il funzionamento in isola (stand-alone) , con sistema di accumulo tramite batterie.

Pur mantenendo gli stessi principi di funzionamento queste due tipologie presentano caratteristiche e performance diverse dovute al fatto che lato generazione vengono interfacciati con dispositivi diversi : nella prima direttamente i moduli fotovoltaici nella seconda le batterie di accumulo. Per gli inverter dedicati al funzionamento in parallelo alla rete elettrica i valori di tensione e frequenza vengono imposti dalla rete,imponendone a sua volta la sincronizzazione come un vero e proprio generatore, pressoché ideale di corrente alternata.

Questo tipo di inverter solitamente dispone poi di un apposito circuito MPPT (Maximum Power Point Tracker) in grado di individuare istante per istante il punto di massima potenza (caratteristica I-V ), del generatore fotovoltaico permettendo il più alto trasferimento di energia verso il carico situato a valle.

Sebbene la precisione dell'MPPT sia estremamente importante(tipicamente tra il 99-99,6% della massima disponibile), il tempo di assestamento lo è ancor di più. Nelle giornate con nuvolosità variabile ,si verificano infatti, sbalzi di potenza solare ampi e repentini in grado di portare la radiazione incidente sui moduli anche da 100W/m² a 1000-1200W/m² in meno di 2 secondi.

In queste condizioni, che sono molto frequenti, un inverter con tempi di assestamento minori di 5 secondi riesce a produrre fino al 15%-20% di energia in più di uno lento.

Il cuore del convertitore è il ponte di conversione in grado di trasformare la corrente continua in alternata,facendo uso di dispositivi semiconduttori pilotati con sequenze di impulsi di comando controllati; tramite la frequenza di rete o con tecnica PWM (Pulse With Modulation) , in grado di approssimare la forma d’onda in uscita ad una sinusoidale con treni di impulsi a larghezza variabile.



Negli inverter è possibile poi , individuare alcuni componenti e blocchi funzionali che si ripetono , attualmente infatti questi dispositivi molto compatti ospitano al proprio interno:

- Un converitore di potenza;
- Un trasformatore ad alta frequenza isolato in classe II;
- Il sistema di raffreddamento;
- Il circuito MPPT con ingressi multipli;
- Il controllo centrale a microprocessore;
- le protezioni di interfaccia rete;
- Il dispositivo di rilevamento per guasto a terra;
- le protezioni a varistore per sovratensioni;
- la porta di comunicazione.

La scelta degli inverter non ricade solo sul prodotto dalle migliori performance o dalla migliore efficienza di conversione cc/ca, ma deve soddisfare determinati requisiti atti a rendere il più efficiente e sicuro possibile l’intero processo di produzione.
In fase di progetto occorre stabilire i valori minimi e massimi della tensione di uscita dal generatore fotovoltaico contestualizzata nelle condizioni operative limite previste e valutare il possibile accoppiamento con le caratteristiche di ingresso degli inverter.

Negli inverter attualmente disponibili,collegabili alla rete, i costruttori indicano la tensione minima e massima in corrispondenza del punto di massima potenza inseguita (funzione MPPT) in quel preciso istante (VmpptMin e VmmptMax ) e la tensione massima applicabile in ingresso (Vmax ).

Per quanto riguarda i moduli invece sono fondamentali: la tensione a vuoto (VOC) ,la tensione misurata nel punto di massima potenza in condizioni standard (VM) ed il coefficiente di dipendenza temperatura-tensione in mV/°C ( anche %/°C) ( Ktv ) del modulo.


Negli inverter attualmente disponibili,collegabili alla rete, i costruttori indicano la tensione minima e massima in corrispondenza del punto di massima potenza inseguita (funzione MPPT) in quel preciso istante (VmpptMin e VmmptMax ) e la tensione massima applicabile in ingresso (Vmax ).

Per quanto riguarda i moduli invece sono fondamentali: la tensione a vuoto (VOC) ,la tensione misurata nel punto di massima potenza in condizioni standard (VM) ed il coefficiente di dipendenza temperatura-tensione in mV/°C ( anche %/°C) ( Ktv ) del modulo.

Considerando la situazione peggiore con i limiti di temperatura rispettivamente di Tmin = -10°C e Tmax = 70 °C, possiamo impostare tre disequazioni in grado di determinare i corretti valori di tensione per l’accoppiamento inverter moduli, una volta acquisiti i parametri dei costruttori.

- VOC (Tmin )* n = VOC * [ 1 – Ktv * ( Tmin – 25°C ) ] * n < Vmax

La tensione a vuoto della stringa nelle condizioni peggiori (-10°C ) deve essere minore della tensione massima sopportabile dall’inverter .

- VM (Tmax)* n = VM * [ 1 – Ktv * (Tmax – 25°C ) ] * n > VmpptMin

La tensione minima MPPT dell’inverter deve essere minore di quella minima prodotta dal pannello nelle condizioni peggiori (70°C) .

- VM (Tmin)* n = VM * [ 1 – Ktv * (Tmin – 25°C ) ] * n < VmmptMax

La tensione massima MPPT dell’inverter deve essere maggiore di quella massima prodotta dal pannello nelle condizioni migliori (-10°C) .