Le prestazioni effettive di un impianto fotovoltaico si discostano spesso dal comportamento nominale, o di targa, come già discusso nel nostro blog. I motivi di questo comportamento sono molteplici e spaziano dall’imprevedibilità delle condizioni metereologiche ai numerosissimi parametri relativi ai moduli di cui ancora non si conosce con precisione l’evoluzione a lungo termine. Per questo si è condotto uno studio sperimentale su svariati campi fotovoltaici a terra installati in Italia, considerando località a diverse latitudini.
Nella prima parte dell’approfondimento si descrive la giornata tipo per un campo fotovoltaico in termini di temperature, irraggiamento ed efficienza. Nel successivo paragrafo si riporta invece un sunto dei risultati e delle più interessanti evidenze derivanti dall’analisi di 40 impianti fotovoltaici, corredato da un confronto con quanto previsto dal modello termico già descritto da EH [1].
Dati sperimentali misurati – giornata campione
In fig. 1 si riportano gli andamenti per una giornata campione della temperatura ambiente(Ta) e dei moduli(Tc), riferiti ad un campo fotovoltaico realizzato con moduli al silicio policristallino, situato in provincia di Ravenna e misurate in una gionata estiva. Quando la temperatura ambiente raggiunge i 35°C si nota come i moduli possono scaldarsi fino a superare i 70°C, scostandosi sostanzialmente dai 25°C previsti dalle condizioni standard STC a cui si riferisce il rendimento di targa.
Figura 1: Temperature ambiente (Ta) e dei moduli (Tc) – Misure riferite ad una giornata estiva, provincia di Ravenna
In fig. 2 si confronta invece la temperatura del modulo con l’irraggiamento misurato (Im), per lo stesso impianto e la stessa giornata di cui sopra.
Figura 2: Irraggiamento (Im) e temperatura dei moduli (Tc) – Misure riferite ad una giornata estiva, provincia di Ravenna
Il rendimento reale (η) associato a questi livelli di temperatura di cella può essere facilmente calcolato sulla base della relazione:
dove ηstd è il rendimento alle condizioni standard IEC,
γ è il coefficiente di potenza
Tc,std è la temperatura a cui si misura il rendimento standard, pari a 25°C.
Il grafico di fig. 3 riporta l’andamento del rendimento reale ottenuto sulla base dei dati misurati e riportati nei grafici precedenti, assumendo ηstd = 14%; si visualizza in particolare il confronto tra η e il rendimento nominale stesso. Senza considerare le ore comprese tra le 7 di sera e le 7 del mattino, dove la produzione di energia è nulla o trascurabile, si nota come l’efficienza di conversione sia sempre, sostanzialmente inferiore a quella dichiarata dal costruttore dei moduli.
Questo fenomeno può portare a notevoli deficit di energia prodotta rispetto a quella prevista e deve quindi essere tenuto in debita considerazione in sede di investimento.
Figura 3: Rendimento nominale e rendimento reale – Misure riferite ad una giornata estiva, provincia di Ravenna
Conoscendo l’irraggiamento in funzione del tempo (Im(t)) è possibile valutare le perdite per temperatura PT, intese come differenza tra l’energia teoricamente producibile e quella prodotta effettivamente a causa del riscaldamento dei moduli.
Va sottolineato come PT cosÌ definito tenga conto solo dell’effetto della temperatura: con ogni probabilità le perdite totali all’uscita dall’inverter sono maggiori di PT a causa del deterioramento dei materiali e di altri fenomeni che penalizzano il rendimento complessivo. In altre parole, non solo la temperatura penalizza il rendimento.
Per la giornata estiva in esame si registra una perdita di circa 0,13 kWh/m2 sugli 0,97 kWh/m2 virtualmente producibili, per cui PT =13 %. Ad esempio un impianto da 500 kWp perde circa 460 kWh durante una giornata estiva a causa del surriscaldamento dei moduli.
Analisi dei campi fotovoltaici
Energyhunters ha valutato e confrontato le prestazioni di circa 40 campi fotovoltaici con potenza superiore a 100 kWp. Gli impianti considerati hanno caratteristiche simili, tali da rendere sensato e significativo il confronto: si tratta di impianti al suolo, realizzati con moduli al silicio policristallino, orientati a sud con strutture simili, in modo da realizzare circa 47 Wp/m2 di terreno e garantire proprietà termiche simili.
Lo studio è basato sui dati (fonte interna EH) raccolti durante una giornata primaverile in temini di energia, temperatura ed irraggiamento ed è stato condotto soprattutto per valutare la bontà del modello termico basato sul NOCT (Normal Operating Cell Temperature [1,3]), ma ha fornito diverse indicazioni interessanti sotto svariati punti di vista.
Nonostante le significative indicazioni ottenute sul comportmento dei moduli fotovoltaici, purtroppo però i dati si riferiscono ad una sola giornata e questo limita la portata delle conclusioni che è possibile trarre.
Tra i risultati degni di nota segnaliamo il rapporto di proporzionalità tra il calo di produttività rispetto all’energia massima teorica e l’errore introdotto dal modello termico nel calcolo dell’energia prodotta. In particolare, il calo di produttività CP è qui definito come la differenza tra l’energia ETH che sarebbe stata prodotta se i moduli avessero operato al rendimento nominale e l’energia realmente immessa in rete, ER, al netto delle perdite di conversione:
con
dove Im è l’irraggiamento misurato sul piano dei moduli. Le perdite così definite sono state confrontate con l’errore commesso nel computo dell’energia a causa dell’adozione del modello termico basato sul NOCT. errNOCT è definito come la differenza tra l’energia prodotta prevista ENOCT, stimata attraverso il modello termico, e l’energia realmente prodotta ER:
La relazione di proporzionalità tra CP ed errNOCT è visualizzata in fig. 4: più l’impianto si avvicina alle condizioni nominali di funzionamento, più preciso sarà il calcolo dell’energia eseguito secondo il modello termico.
Figura 4: Errore dovuto al modello termico vs scostamento di produzione dalle condizioni nominali – Analisi su 40 campi fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp
Si nota inoltre come, nella maggior parte dei casi, errNOCT sia positivo, ovvero l’energia stimata è quasi sempre maggiore di quella realmente prodotta. Allo stesso modo, il fatto che solo in un caso si abbia CP < 0 significa che nessun modulo ha prodotto più dell’energia teorica nella giornata in esame: questa situazione apparentemente paradossale non è invece rara nelle giornate invernali con elevata insolazione, dove le basse temperature ambiente unite agli alti valori di irraggiamento determinano rendimenti di conversione superiori a quelli nominali e quindi CP < 0.
Si è voluto studiare l’effetto del vento sul rendimento dei moduli e i risultati sono riportati in fig. 5. Il vento infatti può potenzialmente ridurre lo scostamento delle prestazioni dei moduli da quelle nominali, refrigerando il sistema. L’analisi condotta sui 40 campi fotovoltaici, però, non evidenzia nessun effetto univoco in questo senso. In particolare, si è graficato come variano le perdite CP rispetto alle condizioni nominali in funzione della velocità del vento, pesata sulla potenza immessa in rete. Come si evince dalla figura, non è ricostruibile nessuna connessione sistematica tra queste due grandezze, non emergendo nessuna diminuzione delle perdite all’aumentare della velocità del vento.
Figura 5: Effetto del vento sullo scostamento della produzione dal valore nominale – Analisi su 40 campi fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp
Allo stesso modo, nemmeno dallo studio delle perdite in funzione della latitudine è emersa una chiara correlazione. Tale analisi è stata approntata allo scopo di verificare la tendenza per cui ad un maggiore irraggiamento, tipico delle regioni meridionali, corrispondono maggiori temperature e perdite. Dal grafico in fig. 6 si nota come all’aumentare della latitudine non si registri una riduzione delle perdite, anche se la dispersione dei dati per le località del nord Italia suggerisce che sarebbe necessario un campione più numeroso di campi fotovoltaici per lo studio di una singola giornata.
Figura 6: Differenza tra produzione nominale e reale in funzione della latitudine – Analisi su 40 campi fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp
Conclusioni
Lo studio sperimentale condotto su 40 campi fotovoltaici di potenza superiore a 100 kWp ha permesso di stabilire che durante una giornata primaverile la produzione reale di un impianto è mediamente del 15% inferiore a quella teoricamente realizzabile se i moduli lavorassero al rendimento nominale. E’ emerso come la produzione di energia sia sovrastimata dal calcolo basato sul modello termico, e l’errore che si commette è tanto maggiore quanto più la temperatura di funzionamento dell’impianto differisce dai 25°C a cui è riferito il rendimento dichiarato dal costruttore. Nessuna indicazione è stata invece riscontrata riguardo l’effetto della ventilazione sui moduli e della latitudine, ma questo è anche parzialmente imputabile al numero ridotto di campioni disponibili e al fatto che si sia considerata una sola giornata.
