MODULI FOTOVOLTAICI: LE PRESTAZIONI SONO QUELLE

MODULI FOTOVOLTAICI:
LE PRESTAZIONI SONO QUELLE ATTESE?
Francesco FARINA *, Alessia GILI *, Roberto POLLANO *, Gianpaolo ROSCIO *, Filippo SPERTINO **
* IRIDE Servizi Spa - cso Svizzera, 95 10143 Torino – web site: www.iride-servizi.it
** POLITECNICO di TORINO – Dip. Ingegneria Elettrica – cso Duca degli Abruzzi, 24 10124 Torino – www.polito.it
1
INTRODUZIONE
Tecnico CT82
e dalla specifica tecnica del 1995
Scegliere di produrre energia mediante tecnologia
elaborata dal European Solar Test Installation del Joint
fotovoltaica permette di ottenere dei benefici, sia dal
Research
punto di vista economico grazie alle incentivazioni
definiscono, tra l’altro, il circuito di misura per rilevare
introdotte dal conto energia, sia dal punto di vista
la curva caratteristica corrente-tensione I(U) di un
ambientale per la mancata immissione di gas serra:
dispositivo FV e quello per rilevare la curva di
tuttavia può capitare che i risultati attesi in fase di
rendimento di conversione DC-AC dell’inverter.
Centre
progetto non coincidano con quelli a cui realmente si
di
2
Ispra
:
questi
documenti
Misure
perviene.
Rete pubblica
Controllo
IRIDE Servizi, società recentemente nata dalla fusione
Trasformatore
DC
2
tra la torinese AEM Torino e la genovese AMGA,
nell’ottica di promuovere la produzione di energia
AC
3
AC
VDC
VAC
3
2
Inverter
elettrica da fonti rinnovabili in ambito cittadino, ha
Utenza
Campo fotovoltaico
realizzato, presso diversi edifici scolastici della Città di
Torino, impianti fotovoltaici con potenza installata di
Fig. 1 - Schema di principio di un impianto FV.
circa 20 kWp. Lo schema di principio dei suddetti
1
impianti è riportato in Fig.1. Per ciascuno dei suddetti
Nel dettaglio vengono riportate le Norme CEI a cui si è fatto
riferimento:
impianti si stima, al netto delle perdite nei moduli e
CEI 82-1 “Dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle
nell’inverter, una produzione annua media di 21 - 22
caratteristiche fotovoltaiche corrente – tensione”.
MWh.
CEI 82-2 “Dispositivi fotovoltaici Parte 2: Prescrizioni per le
Visti gli ancora ingenti investimenti richiesti per la
celle solari di riferimento”.
realizzazione degli impianti, si è ritenuto opportuno
procedere
ad
una
attività
di
verifica
delle
CEI 82-3 “Dispositivi fotovoltaici Parte 3: Principi di misura
reali
per sistemi fotovoltaici (PV) per uso terrestre e irraggiamento
prestazioni degli stessi: il Dipartimento di Ingegneria
spettrale di riferimento”.
Elettrica del Politecnico di Torino è stato incaricato di
CEI 82-15 “Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici.
eseguire le verifiche necessarie.
Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati”.
Quanto segue ha come finalità la descrizione dell’iter di
CEI 82-16 “Schiere di moduli fotovoltaici (FV) in silicio
prova seguito per la verifica dell’impianto tipo e la
monocristallino. Misura sul campo delle caratteristiche I-V”.
successiva analisi dei risultati ottenuti.
CEI 82-20 “Sistemi fotovoltaici: condizionatori di potenza;
procedura per misurare l’efficienza”
L’esecuzione delle prove è avvenuta conformemente
2
alle prescrizioni indicate dalle Norme CEI del Comitato
Commission of the European Communities, Joint
Research
Centre,
“Guidelines
for
the
Assessment
Photovoltaic Plants – Initial and Periodic Tests on PV Plants”
1
of
VERIFICA SPERIMENTALE DELLE PRESTAZIONI
Interruttore
DI IMPIANTO
+
La reale capacità produttiva dell’impianto è stata
determinata
sperimentalmente
attraverso
prove
Condensatore
generatore PV
condotte sia sul generatore FV sia sul sistema di
Shunt (sonda a effetto Hall)
conversione DC/AC .
Massima potenza erogabile dal generatore
Cavo
schermato
Condizionamento
PCMCIA
DAQ
segnali
PC
Scopo della prova è stato determinare la massima
potenza teorica erogabile dall’impianto alle condizioni
Fig. 2 - Schema di misura per la caratteristica I(U).
di prova standard (di seguito STC). Tale dato si ottiene
Alla chiusura dell'interruttore, la tensione ai capi del
attraverso il rilevamento della caratteristica I(U) in
condensatore non può subire discontinuità e perciò il
tutte le possibili condizioni di carico, comprese quelle
dispositivo FV passa istantaneamente dal circuito
di circuito aperto e corto circuito. Per il raggiungimento
del
precedente
obiettivo
è
necessario
aperto al corto circuito come visibile in Fig. 3 all’istante
connettere
t = 10 ms.
l’impianto FV ad un carico variabile che può essere o
un carico elettronico variabile o, in alternativa, un
di
l’acquisizione
tempo
della
sufficientemente
propria
curva
breve
da
tale
I(U)
ritenere
da
permettere
in
un
tempo
trascurabili
Tensione (V)
costante
500
le
variazioni di irradianza solare e di temperatura dei
50
u(t)
400
40
300
30
200
20
Corrente (A)
carico capacitivo. In ogni caso, il carico deve avere una
moduli. Poiché la caratteristica I(U) dipende dai valori
100
10
di irradianza e temperatura ambiente, queste ultime
i(t)
devono essere misurate: per la misura dell'irradianza
0
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
si usa una cella FV campione tarata alle STC e dello
Tempo (ms)
stesso tipo del dispositivo in prova (p. es. silicio
Fig. 3 – Transitorio di carica del condensatore.
monocristallino). Si precisa che cella campione e
Sempre in Fig.3 è riportato il transitorio di carica del
dispositivo in prova devono essere complanari. Per
condensatore che una volta terminato, vede il sistema
contenere l’incertezza di misura entro il percento, è
riportarsi
consigliabile disporre di un sistema di acquisizione dati
caso
specifico,
permettono
per
la
di
circuito
aperto
I valori di
corrente e tensione acquisiti durante tale transitorio
superiori a 10 kSa/s.
di
determinare
la
caratteristica
I(U)
della
cercata alle condizioni di temperatura e irraggiamento
il “metodo della
di prova. In Fig.4 è riportata la caratteristica ottenuta
determinazione
caratteristica I(U) è stato impiegato
condizioni
(approssimativamente dopo circa 30 ms).
almeno a 12 bit con frequenze di campionamento
Nel
nelle
carica del condensatore” che prevede la connessione
(curva
del dispositivo in prova ad un condensatore scarico di
l’andamento della curva di potenza in funzione della
opportuna capacità interponendo in serie tra i due un
tensione P(U) erogata al carico durante il transitorio.
interruttore, secondo lo schema di misura riportato in
Una volta ottenute le precedenti caratteristiche, è
Fig. 2. Sempre con riferimento alla Fig.2, i valori
possibile effettuare delle elaborazioni per riportarle alle
tensione e corrente del dispositivo FV, una volta
STC come rappresentato in Fig.4 (curva blu per la
condizionati ai valori opportuni, vengono inviati tramite
corrente e curva verde potenza) e confrontare i
cavo schermato ad una scheda acquisizione dati dotata
risultati ottenuti con i dati dichiarati dal costruttore.
di interfaccia PCMCIA e istallata su personal computer.
2
rossa)
mentre
la
curva
nera
rappresenta
2
G = 800 W/m TPV = 59,3 °C
Il rendimento è stato infine calcolato come rapporto
I(U)STC
20
Corrente (A)
tra la potenza misurata sul lato AC con quella
P(U)STC
I(U)
30
15
20
10
P(U)
10
5
0
0
600
misurata sul lato DC.
Potenza (kW)
40
ANALISI DEI RISULTATI OTTENUTI
La
0
60
120
180
240
300
360
420
480
540
prestazioni
del
contrasto con il valore di targa nominale dichiarata dal
Le elaborazioni necessarie alla determinazione della
del
delle
misura. Dai risultati ottenuti si evince come, in
Fig. 4 – Curve in condizioni di misura e riportate alle STC.
nominale
sperimentale
stata ripetuta 3 volte per validare la ripetibilità della
Tensione (V)
potenza
verifica
generatore FV e del gruppo di conversione DC/AC è
generatore
FV
sono
costruttore (Pmax,nom = 19,8 kWp), la potenza effettiva
state
erogabile dall’impianto alle STC sia inferiore (Pmax,mis ≅
effettuate in accordo con le norme di seguito riportate:
16,5 kWp). In modo da soddisfare le specifiche di
dispositivi
progetto richieste da IRIDE SERVIZI, si è provveduto
fotovoltaici in silicio cristallino. Procedura di riporto dei
all’integrazione di ulteriori moduli FV. La tabella 1
valori
riassume i risultati sperimentali ottenuti con i moduli
CEI
82-5
“Caratteristiche
misurati
in
I(U)
funzione
di
di
temperatura
e
addizionali e il successivo riporto alle STC mentre in
irraggiamento”;
CEI
82-10
“Dispositivi
fotovoltaici
-
Parte
Fig. 6 sono riportate le curve caratteristiche di corrente
5:
e potenza sia in condizioni di prova sia alle STC dalle
determinazione della temperatura equivalente di cella
quali è evidente il vantaggio apportato dall’integrazione
(ECT) dei dispositivi solari fotovoltaici (PV) attraverso il
dei moduli.
metodo della tensione a circuito aperto”.
Generatore completo
Rendimento del convertitore DC/AC
1°prova
Scopo della prova è stato determinare il rendimento
Condizioni
ambiente
del gruppo di conversione DC/AC rappresentato dalla
connessione
in
cascata
di
un
inverter
ed
un
Valori ricavati
dalla
caratteristica
I -V misurata
trasformatore trifase. Lo schema di misura impiegato
è riportato in Fig.5. Nelle prove effettuate sono state
misurate, con una cadenza di 1 minuto, tensione,
corrente e potenza, sia sul lato DC (metodo volt-
Riporto alle
condizioni
standard STC
amperometrico), che sul lato AC (inserzione Aaron).
Lato AC
=
Campo
PV
Incertezza tipica
3°prova
G [W/m ]
2
970
980
980
Tect [°C]
54,0
54,0
56,0
±2 °C
Pmax [W]
16429
16499
16534
±1,5 %
U(Pmax) [V]
383,3
384,2
384,0
±0,1 %
I(Pmax) [A]
42,9
42,9
43,1
±1,4 %
Uoc [V]
502,1
504,3
503,1
±0,1 %
Isc [A]
48,3
48,4
48,4
±1,4 %
FF
68%
68%
68%
±2,5 %
U(Ptot) [V]
448
447
452
±1,3 %
I(Ptot)
[A]
44,0
43,9
43,3
±2,7 %
Ptot
[kW]
19,7
19,6
19,6
±4 %
Tabella 1 – Risultati delle misure condotte dopo l’integrazione
Inverter trifase
Lato DC
2°prova
dei moduli e dati caratteristici alle STC.
Rete
Trifase
AEM
= ~
2
G = 970 W/m , Tect = 54 °C
20000
50
Pstc
Istc
SV
200:1
SA
SA
1A:
10 mV
1A:
10 mV
SV
200:1
SA
1A:
10 mV
potenza (W)
2
40
12000
30
8000
20
4000
10
200:1
Morsettiera
3
16000
SV
1
corrente (A)
Sonde
Data logger
Connessione alla
scheda DAQ
0
0
100
200
300
400
500
0
600
tensione (V)
Fig. 6 – Curve I(U) e P(U) per il generatore FV integrato in
potenza.
Fig. 5 – Schema di misura impiegato nelle prove sull’inverter.
3
Relativamente alla determinazione sperimentale del
Con la dovuta approssimazione, di seguito si valuta il
rendimento del convertitore DC-AC, è stato adottato il
loro effettivo contributo:
criterio della cosiddetta “Efficienza europea” o Euro-eta
ƒ
riduzione
dell’efficienza
spettrale
ottenendo un rendimento di conversione ηeuropeo =
rispetto alla condizione di collaudo in
0.957. Mediante questa procedura convenzionale di
laboratorio
(spettro
solare
AM=1,5
con
calcolo, riconosciuta dai costruttori europei di inverter
irradianza G = 1000W/m e temperatura T =
per
di
25°C): da studi effettuati risulta che nei mesi
conversione viene espresso come media pesata alle
primaverili, mesi in cui sono state eseguite le
varie
al
misure, l’efficienza spettrale è assimilabile a
funzionamento a carico parziale (sotto il 50% della
circa AM = 1,5, ovvero, a parità di risposta
potenza
spettrale,
applicazioni
fotovoltaiche,
potenze,
dando
nominale).
I
un
il
peso
risultati
rendimento
preminente
delle
misure
2
di
le
lunghezze
d’onda
sono
rendimento alle diverse condizioni di carico e i relativi
ugualmente favorevoli alla conversione con
pesi per il calcolo dell’efficienza europea sono riportati
valori trascurabili di perdita;
in tabella 2 mentre.
%Pnom
5
10
20
30
50
100
ƒ
riduzione della potenza risultante del
generatore FV per effetto di “mismatch”:
Pac (W) η dc-ac
pesi
800
0,9
0,03
1600
0,945
0,06
3200
0,956
0,13
4800
0,956
0,1
8000
0,965
0,48
16000
0,95
0,2
tenendo conto che nella connessione in serie
dei moduli quello con corrente minore limita
le correnti degli altri e che nel parallelo delle
stringhe è la stringa con tensione minore a
limitare la tensione delle altre, si ricava che la
η europeo
0,957
riduzione di potenza non può essere superiore
Tabella 2 – Rendimento dell’inverter per varie potenze.
al 5% secondo i dati forniti dal costruttore;
tuttavia
In Fig. 6 è riportato il rendimento del convertitore alle
più
realistico,
perché
in
accordo con esperienze precedenti, un valore
diverse condizioni di carico. Il grafico evidenzia valori
del 3%;
di rendimento (costantemente) superiori al 95% per
un ampio range di potenza AC (da 2 a 16 kW).
ƒ
riduzione della potenza del generatore
FV
1
per
sporcizia:
è
trascurabile
per
l’avvenuto lavaggio dei moduli;
ƒ
0,9
Rendimento DC-AC
appare
riduzione della potenza del generatore
FV per non idealità dei componenti: la
0,8
caduta di tensione sui diodi, sui fusibili e sui
cavi genera una riduzione della potenza del
0,7
generatore FV stimata pari all’1%.
0,6
Questi quattro contributi presenti in sede di misura
producono una perdita di potenza pari al 4%: dai 19,8
0,5
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
kWp di targa si scende a circa 19 kWp.
16000
PAC (W)
CONCLUSIONI
Fig. 7 – Curva di rendimento dell’inverter trifase
Dai risultati delle misure condotte si deduce che la
potenza totale del generatore, riportata alle condizioni
Effetto delle non idealità
Le
prestazioni
dei
moduli
FV
rispetto
alle
STC, è di circa 19,6 kWp: ciò significa che sono state
STC
soddisfatte le richieste di IRIDE SERVIZI (19,8 kWp
subiscono una diminuzione a causa di una serie di non
con
idealità, come il mismatch delle I(U), la sporcizia, la
riduzione dell’efficienza spettrale, etc.
4
tolleranza
dell’1%),
compatibilmente
con
l'incertezza di misura tipica della procedura di riporto
DATI CARATTERISTICI DELL’IMPIANTO
alle STC (±4%).
In merito al rendimento DC-AC dell’inverter dotato di
trasformatore di connessione alla rete trifase, il calcolo
dell’efficienza secondo la convenzione europea ha dato
Tipo
Impianto
Impianto fotovoltaico connesso alla rete di
distribuzione BT
Produzione
annua
20.000/22.000 kWh
un risultato positivo (95-96%), superiore ai valori
Potenza
nominale (STC)
Dimensioni
1310 × 969 × 39,5 mm
Peso
16,5 kg
il 97%, difficilmente superabile in questa taglia di
Tipo
Silicio monocrostallino
potenza. La soglia di spegnimento risulta essere
Numero moduli
120
intorno a 800 W, pari al 5% della potenza nominale sul
Potenza
19,8 kWp
Peso
4,5 t
Orientamento /
Tilt
SUD / 30°
a valutare l’effettiva potenza installata e il rendimento
Ingombro
totale
350 m2
dell’impianto, in quanto nella maggior parte dei casi i
Tipo
25 kVA con dispositivo
MPPT
dichiarati dalla maggior parte dei costruttori di inverter
Moduli
(92-94%). Il valore massimo di rendimento raggiunge
lato AC.
Generatore
fotovoltaico
Le misure effettuate hanno confermato pertanto la
necessità di procedere all’esecuzione di verifiche volte
dati
nominali
dichiarati
dal
costruttore
risultano
165 Wp ± 10%
ottimistici in quanto testati in condizioni standard e
quindi difficilmente replicabili nella realtà e ciò porta a
non ottenere i benefici sperati in termini di produzione
di energia elettrica.
L’attività di verifica assume pertanto una rilevanza non
trascurabile visto il rapido espandersi della tecnologia
fotovoltaica
in
Italia
e
la
possibilità
concreta
di
usufruire al meglio degli incentivi stanziati in Conto
Energia per poter rientrare dell’investimento effettuato
GLOSSARIO
il prima possibile.
AM = Air Mass (massa d’aria)
G (W/m2) = irradianza solare
Tect (°C) = temperatura equivalente di cella
Isc (A) = corrente di corto circuito
Uoc (V) = tensione a circuito aperto del generatore
fotovoltaico (da cui si ricava la Tect)
FF = Fill Factor, determinato come rapporto tra
potenza massima Pmax e potenza fittizia Uoc ⋅ Isc.
Pmax(STC) = potenza massima del generatore formato
da 120 moduli
5