a.a. 2016/2017 Docente: Stefano Bifaretti

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1 a.a. 2016/2017 Docente: Stefano Bifaretti

2 Evoluzione dell efficienza delle celle fotovoltaiche riferita a risultati di laboratorio; pertanto l efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore. 2/70

3 Evoluzione dell efficienza delle celle fotovoltaiche. I dati si riferiscono a risultati di laboratorio, l efficienza delle celle di normale produzione risulta sensibilmente inferiore. 3/70

4 R s I o I ph D R sh V o k 1.38 x J/Kelvin, costante di Boltzmann q 1.6 x As, carica di un elettrone n 1 2, ideality factor I r Corrente inversa del diodo Il modello di una cella solare è costituito da una generatore di corrente, in grado di fornire una corrente I ph proporzionale all irraggiamento, da un diodo D che tiene in considerazione la sua struttura a semiconduttore e da due resistenze R sh e R s che rappresentano le perdite per effetto Joule. 4/70

5 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) R s I o I sc I mpp 0.30 I ph D R sh V o Modello equivalente V mpp Caratteristica I-V V oc V o [V] Potenza Le grandezze elettriche generate ai capi di una cella solare possono assumere solo un valore appartenente alla caratteristica statica I-V della cella stessa. 5/70

6 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) R s I o I sc I mpp 0.30 I ph D R sh V o Modello equivalente V mpp Caratteristica I-V V o [V] I parametri più significativi individuabili sulla caratteristica sono: la tensione di circuito aperto V oc ; la corrente di corto circuito I SC ; la tensione V mpp e la corrente I mpp nel punto di massima potenza P mpp. V oc Potenza 6/70

7 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) R s I o I sc I mpp 0.30 I ph D R sh V o Modello equivalente V mpp Caratteristica I-V V oc V o [V] Potenza La V oc è la massima tensione raggiungibile dalla cella e si ottiene solo in corrispondenza di I o nulla; la I SC, invece, è la massima corrente che la cella può fornire e si ottiene in corrispondenza a V o nulla. Si può notare, tuttavia, che I o si mantiene circa costante e pari ad I SC per un intervallo di V o piuttosto esteso. 7/70

8 I o [A/cm 2 ] P mpp (V mpp, I mpp ) R s I o I sc I mpp 0.30 I ph D R sh V o Modello equivalente V mpp Caratteristica I-V V oc V o [V] Potenza Come si può osservare dalla caratteristica I-V, esiste un solo punto, indicato con (V mpp, I mpp ), in corrispondenza del quale la cella produce la massima potenza (Maximum Power Point, MPP). 8/70

9 R s I o I o [A/cm 2 ] I sc I mpp 0.30 I ph D R sh V o Modello equivalente V mpp V oc V o [V] Caratteristica I-V Il Fill Factor (FF) è indice di quanto la caratteristica statica approssima la curva ideale (tratto blu), ed è definito dalla formula: 9/70

10 In prima approssimazione le resistenze R sh e R s possono essere trascurate; pertanto prenderemo in considerazione il seguente modello semplificato. I o Modello semplificato I ph D V o Il modello statico preso in esame è valido sia per le celle al silicio che per le celle di tipo organico. 10/70

11 Le celle solari tradizionali forniscono operativamente un valore di tensione di circa 0.6V ed una corrente modesta dell ordine di qualche decina di ma/cm 2 ; pertanto, per ottenere valori più elevati di corrente, occorre connettere in parallelo diverse celle fra loro per formare un modulo. Per ottenere, invece, valori più elevati di tensione diversi moduli vengono connessi in serie per formare un pannello. Modulo FV 11/70

12 I pannelli commerciali in silicio hanno potenze di W e sono caratterizzati da valori di V oc che variano dai 22 V (36 moduli in serie) ai 44 V (72 moduli in serie), e da valori di I sc intorno ai 4-8 A. Per consentire la generazione di tensioni più elevate è necessario collegare in serie diversi pannelli; tale configurazione viene usualmente indicata con stringa o array fotovoltaico e viene utilizzata, ad esempio, per generare tensioni di 220 V c.a., senza impiegare un trasformatore. La potenza del sistema di generazione fotovoltaico può essere incrementata collegando diverse stringhe in parallelo. 12/70

13 Le curve caratteristiche del pannello sono funzione dell irraggiamento e della temperatura. Curve I-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento ed a temperatura costante. 13/70

14 Le curve caratteristiche del pannello sono funzione dell irraggiamento e della temperatura. Curve I-V ottenute a diverse temperature e con irraggiamento costante di 1000 W/m 2. 14/70

15 Potenza (W) T= Pmax Tensione (V) Curve P-V ottenute in diverse condizioni di irraggiamento e a temperatura costante. 15/70

16 Quando si connettono tra loro più moduli in serie questi sono percorsi dalla stessa corrente (ovvero quella minore), mentre la tensione di circuito aperto risultante è la somma delle singole V oc. Modulo FV 16/70

17 Quando ci si trova in condizioni di mismatch elettrico la cella o il modulo meno efficiente (ombreggiato o guasto) non lavora come generatore ma come carico (il punto di lavoro si trova nel terzo quadrante) dissipando potenza. 17/70

18 senza diodo di bypass Funzionamento da carico Funzionamento da generatore 18/70

19 In condizioni di mismatch la cella in polarizzazione inversa dissipa energia e si surriscalda generando un cosiddetto hot spot che porta alla distruzione della cella. Per evitare hot spot si inseriscono diodi di bypass in antiparallelo alle celle o a stringhe di celle in modo che, per tensioni negative, la corrente passa attraverso i diodi di bypass. 19/70

20 Effetto dell ombreggiamento di un modulo appartenente a una stringa di 10 impiegando un diodo di bypass per ogni modulo. Commutazione diodo Sulla curva P-V compaiono massimi relativi 20/70

21 Se si inserisce un diodo bypass per ogni cella la potenza di uscita del modulo si riduce di un valore pari a quello che forniva la cella coperta con l aggiunta delle perdite introdotte dal diodo bypass. Tuttavia nei pannelli commerciali i diodi bypass sono inseriti per ogni stringa di 12o24moduli. 21/70

22 Come visto, la potenza di un modulo fotovoltaico varia in base alle diverse condizioni climatiche o al mismatch. Per massimizzare l energia prodotta dalla sorgente fotovoltaica è necessario impiegare un dispositivo di controllo in grado di inseguire il punto di massima potenza denominato Maximum Power Point Tracking (MPPT). L MPPT si basa su un controllo a catena chiusa che permette l adattamento di impedenza del carico visto dal lato sorgente. Tale sistema consente lo spostamento del punto di lavoro in modo che il generatore fotovoltaico possa erogare la massima potenza. Il controllo può essere effettuato pilotando in maniera opportuna gli interruttori statici del convertitore c.c.-c.c. oppure c.c.-c.a. collegato alla sorgente fotovoltaica. 22/70

23 Controllo della corrente fotogenerata e inseguimento del punto di massima potenza (MPPT) La velocità del regolatore della corrente (Reg) deve essere molto maggiore rispetto a quella della variazione della corrente di riferimento (I ref ) fornita dal MPPT. 23/70

24 Necessità di introdurre opportune tecniche per l inseguimento del punto a massima potenza implementate nel sistema di controllo dei convertitori (Algoritmi MPPT). Gli algoritmi MPPT più diffusi sono: 1. Conduttanza Incrementale (INC) 2. Hill Climbing Perturb & Observe (P&O); P&O Adattativi. 24/70

25 L algoritmo INC si basa sulla constatazione che la derivata della potenza P pv rispetto alla tensione V pv, nel punto a massima potenza è zero: dp di pv pv Vpv di pv I pv 0 dv dv dv V pv pv pv pv 25/70

26 In ogni intervallo k di esecuzione dell algoritmo INC si verifica se: I ref = I ref ottimo I ref (k) viene decrementato di i ref (k) = ref (k-1)- i I ref (k) viene incrementato di i ref (k) = ref (k-1)+ i 26/70

27 P&O (Perturb and Observe) Ad ogni intervallo k, ref viene aumentato o diminuito di una quantità i e, a regime, viene misurata P pv (k) = I pv (k) * V pv (k) Si P pv (k) > P pv (k-1) No Sig (k) = Sig (k-1) Sig (k) = -Sig (k-1) ref (k) = ref (k-1) + Sig (k) * i 27/70

28 P&O adattativo i non è fisso ma varia in accordo con la relazione i( k) M P i( k 1) M = costante dipendente dalla potenza massima erogata dell impianto fotovoltaico P = P (k) P (k-1) Dinamica veloce per variazioni rapide di potenza. Oscillazione limitata intorno al punto di massima potenza. 28/70

29 L algoritmo INC presenta una complessità computazionale, critica nell implementazione su microcontrollori industriali: si preferisce, pertanto, utilizzare il P&O. Nei P&O il punto operativo, in stato di immobilità, oscilla intorno all MPP causando una perdita di energia disponibile che dipende dalla massima oscillazione di corrente i utilizzata. 29/70

30 Entrambi gli algoritmi presentati non sono adatti all inseguimento del punto a massima potenza in presenza di parziale ombreggiamento del generatore fotovoltaico (punti di massimo locale). Necessità di utilizzare algoritmi più complessi. 30/70

31 In una connessione serie di pannelli fotovoltaici che utilizzano diodi di bypass la caratteristica P-V presenta diversi punti di massimo (N diodi in conduzione producono N+1 punti di massimo). Esempio di Curva P-V in presenza di ombreggiamento Esempio di installazione che provoca ombreggiamento I tradizionali metodi MPPT impiegati in alcuni inverter commerciali non permettono di localizzarsi sul punto a massima potenza in presenza di parziale ombreggiamento del generatore fotovoltaico. 31/70

32 La gestione dell energia resa disponibile dalla sorgente fotovoltaica viene generalmente affidata ad un opportuno sistema elettronico la cui architettura dipende principalmente dall applicazione. In particolare, i sistemi di generazione fotovoltaici possono essere classificati, in primo luogo, in base al carico da alimentare: 1. Sistemi con uscita in c.c. 2. Sistemi con uscita in c.a. I sistemi con uscita in c.c. sono generalmente caratterizzati dalla presenza di un sistema di accumulo (batterie); viceversa, nel caso di sistemi in c.a., la loro presenza dipende dall applicazione. 32/70

33 Applicazioni Carica batterie di piccola potenza Alimentazione di satelliti e sistemi impiegati nello spazio Illuminazione pubblica e domestica, in particolare con LED ad alta potenza 33/70

34 La più semplice modalità di connessione di un carico in c.c. che impieghi un accumulatore è quella riportata nella figura. La corrente i PV generata dalla sorgente può venire utilizzata per alimentare il carico e ricaricare la batteria. Il diodo D impedisce che, in condizioni di irraggiamento scarso o nullo, la corrente possa fluire dalla batteria verso la sorgente. La batteria opera in situazioni operative non idonee a garantire un prolungato tempi di vita poiché il suo stato di carica non è controllato. 34/70

35 Inserendo nel circuito un Regolatore di Carica (Charge Regulator) si permette alla batteria di operare nel range di tensione V min <V B <V max previsto dal costruttore. Se V B <V max la batteria può assorbire corrente dalla sorgente; viceversa, quando la tensione supera il livello massimo consentito la batteria viene scollegata dalla sorgente. Quando, invece, V min <V b <V max la batteria, in assenza di irraggiamento, può alimentare il carico da sola oppure fornire l aliquota di corrente che la sorgente non è in grado di erogare. 35/70

36 i PV i L i b PV Modules DC/DC Converter + - V B Battery DC/DC Converter V L Load Il convertitore lato PV è utilizzato come MPPT e gestisce gli scambi energetici con la batteria, assolvendo il compito di regolazione della carica, mentre l altro regola la tensione sul carico V L. Questa soluzione permette di avere la tensione di sorgente e di batteria diversa da quella prevista per il carico (Bus regolato). 36/70

37 i PV i L i b PV Modules DC/DC Converter + - Battery V B =V L Load Una diversa soluzione, economicamente più vantaggiosa, consiste nell utilizzo di un solo convertitore c.c. di tipo monodirezionale. Tale convertitore è utilizzato sia come MPPT, sia per effettuare il controllo della carica della batteria. Questa soluzione non permette di avere tensioni di sorgente diverse da quelle previste per il carico (Bus non regolato). 37/70

38 L architettura dei sistemi con uscita in c.a. varia a seconda dell applicazione. In particolare possono essere suddivisi in tre categorie: 1. sistemi autonomi (stand-alone), utilizzati per alimentare carichi in c.a. senza l ausilio della rete di distribuzione; 2. sistemi di generazione ibridi, nei quali il sistema PV è impiegato congiuntamente ad un altro generatore per alimentari carichi disconnessi dalla rete di distribuzione; 3. sistemi connessi alla rete di distribuzione elettrica (grid-connected). Possono, inoltre, essere realizzati in versione monofase o trifase. 38/70

39 Sorgente PV DC DC Batteria DC AC Carico AC I sistemi fotovoltaici stand-alone sono impiegati in aree prive di una connessione alla rete di distribuzione dell energia elettrica. Il sistema necessita di un accumulo di energia, tipicamente costituito da batterie, inserito tra il modulo fotovoltaico ed il carico in modo da garantirne il funzionamento anche in condizioni di irraggiamento nullo. 39/70

40 Sorgente PV DC DC Batteria DC AC Generatore AC M AC DC Comm. Statico Carico AC I sistemi tradizionali per la generazione di energia utilizzate in aree non raggiunte dalla rete di distribuzione utilizzano generatori diesel. Per estendere la loro autonomia ed il tempo di vita o per ridurre il consumo di carburante, può essere integrato un sistema di generazione fotovoltaico. Tale sistema è usualmente chiamato sistema di generazione ibrido di energia. 40/70

41 I sistemi fotovoltaici connessi alla rete di distribuzione possono essere classificati come segue: 1. Sistemi a singolo stadio connesso direttamente alla rete senza trasformatore connesso mediante trasformatore a frequenza di rete (50 Hz in Europa, 60 Hz negli USA) 2. Sistemi a doppio stadio senza isolamento galvanico con isolamento galvanico trasformatore a frequenza di rete trasformatore ad alta frequenza Nota: la normativa DK5940 prevede l impiego di un trasformatore a frequenza di rete per impianti di potenza superiore a 20kW 41/70

42 connessione diretta connessione con trasformatore Il più semplice sistema fotovoltaico connesso alla rete è costituito dal solo inverter al quale sono affidati sia il compito dell inseguimento del punto di lavoro a massima potenza del modulo PV sia il controllo della corrente verso l utilizzatore o la rete. La configurazione con connessione diretta può essere impiegata più facilmente in paesi con basse tensioni di rete (ad esempio negli USA dove la tensione è 110 V c.a.). 42/70

43 Connessione diretta alla rete senza trasformatore. Vantaggi: riduzione del costo, del peso e dell ingombro. Svantaggi: sistema non isolato; elevate tensioni continue sul lato sorgente. 43/70

44 Trasformatore a frequenza di rete Vantaggi: semplice struttura del convertitore c.c. assenza di componente continua iniettata in rete Svantaggi: ingombro dovuto al trasformatore costo elevato 44/70

45 Vantaggi: Trasformatore ad alta frequenza riduzione dell ingombro dovuto al trasformatore; possibilità di utilizzare un convertitore c.c.-c.c. ad alta efficienza (convertitore risonante). Svantaggi: complessità della struttura del convertitore c.c. necessità di contenere l iniezione di c.c. in rete. In Italia l utilizzo di tale configurazione è consentita solo per impianti di potenza inferiore a 20 kwp e solo se viene impiegato un opportuno sistema di controllo sull ampiezza della componente continua in uscita dall inverter.. 45/70

46 I moduli fotovoltaici che costituiscono la sorgente possono essere connessi all impianto di conversione dell energia in tre modalità: Modalità centralizzata (a); Modalità stringa (b); Modalità multi-stringa (c). 46/70

47 Caratteristiche della modalità centralizzata: Utilizzo di un solo inverter (basso costo per watt, affidabilità limitata); Necessita di diodi di blocco (aumento delle perdite di energia); MPPT unico per tutti i moduli (ridotta efficienza dovuta a mismatch dei moduli); Isolamento solo con trasformatore a 50 Hz (ingombro non trascurabile); Normalmente utilizzato per impianti di elevata potenza (>10 kwp) con inverter trifase. Rete 47/70

48 Caratteristiche della modalità stringa: Utilizzo di un inverter per ogni stringa (maggiori costi per watt) MPPT per ogni stringa (aumento dell energia prodotta rispetto al centralizzato, massimizzazione dell energia prodotta anche con diverso orientamento delle stringhe; ); Maggiore flessibilità ed affidabilità rispetto alla connessione centralizzata. Rete 48/70

49 Caratteristiche della modalità multi-stringa: Utilizzo di un solo inverter e di un convertitore c.c.-c.c. per ogni stringa; MPPT per ogni stringa (eseguito dal convertitore c.c.-c.c.); Adatto per impianti domestici monofase (potenza inferiore ai 6kWp) senza trasformatore; Possibile isolamento galvanico con trasformatore ad alta frequenza; Configurazione trifase per impianti con potenza superiore a 6 kwp Rete 49/70

50 Filtro c.c. I DC L i a PV Modules L 1 C 1 C V DC H-Bridge v x Filtro c.a. e a La soluzione più semplice prevede l uso di un ponte ad H come interfaccia tra la sorgente PV e la rete. Il filtro induttivo permette di separare la tensione v x prodotta dall inverter da quella di rete e di ridurre le armoniche della corrente assorbita dalla rete di alimentazione. Il filtro sul lato c.c. lo scopo di ridurre i disturbi sul lato della sorgente. 50/70

51 La scelta del filtro di ingresso (induttanza L) deve essere effettuata per conformare il contenuto armonico della corrente assorbita dal convertitore ai limiti di previsti dalla normativa di riferimento (es. IEC ). Per quanto concerne il filtro sul lato c.c., occorre osservare che la corrente i 2 fornita dal convertitore risulta ripetitiva con un periodo pari alla metà di quello della rete e che la sua prima armonica (a frequenza 2f) risulta alquanto elevata. Pertanto il filtro risonante L 1 C 1 deve essere accordato sulla frequenza 2f in modo da ridurre le ondulazioni della tensione di uscita dovute alla prima armonica della corrente, mentre la capacità C serve a ridurre le armoniche di tensione di ordine superiore. 51/70

52 L analisi del funzionamento del convertitore verrà effettuata supponendo che il filtro di uscita sia dimensionato in maniera tale da poter trascurare le armoniche presenti sulla tensione di uscita. Se il convertitore viene fatto funzionare in sincronismo con la rete di alimentazione e con una modulazione a tre livelli, la tensione v x ai morsetti di ingresso del convertitore assume l andamento illustrato in figura. La prima armonica della tensione in uscita dall'inverter sarà uguale a: 52/70

53 Forme d onda lato c.a i fase e a is [A] vs [V] i a Time [s] Potenza Attiva Potenza Reattiva P=V eff I eff cos Q=V eff I eff sin Potenza Apparente P app =V eff I eff 53/70

54 q I q I a indica la fase della prima L i a V L I f E a V L f armonica della tensione v x rispetto alla e a ; m è l angolo di sfasamento della prima armonica di corrente rispetto alla e a. v x Filtro c.a. e a Considerando le sole componenti alla frequenza della fondamentale e scegliendo il fasore E a in fase con l asse f: Vx VL Ea 0 V cos V sin E 0 x L a V sin V cos 0 x L Proiezione sull asse f Proiezione sull asse q 54/70

55 Pertanto le ampiezze I f e I q delle due componenti della prima armonica della corrente assorbita dalla rete di alimentazione, rispettivamente in fase ed in quadratura con la tensione di alimentazione, risultano pari a: I I f q VL Vxsin mvdcsin Iacos cos L L L VL V cos E mv cos E Iasin sin L L L x a DC a essendo 55/70

56 Dalle relazioni precedenti è possibile ricavare le espressioni della potenza attiva P e reattiva Q: P /70

57 Eguagliando il valore della potenza sul lato DC a quello della potenza fornita sul lato AC: 2 2 si ottiene una seconda espressione di I f 2 Eguagliando le due espressioni di I f si ottiene la relazione che lega indice m alla corrente assorbita I DC dall Inverter 2 57/70

58 Il controllo del convertitore a catena aperta può essere effettuato scegliendo i valori di edim imponendo, nelle precedenti equazioni, il valore medio di tensione desiderato e Q=0. Attualmente si preferisce impiegare un controllo a catena chiusa della corrente capace di adeguarsi alle variazioni di tensione e frequenza della rete di distribuzione nonché alle variazioni parametriche del carico. Il riferimento di corrente è solitamente scelto in fase con la tensione di alimentazione edi ampiezza tale da fornire il valore desiderato della tensione di uscita. Un controllo a catena chiusa anche della tensione in uscita è necessario per assicurare la regolazione della tensione sul carico. I due anelli di controllo sono strutturati in cascata. 58/70

59 59/70

60 Controllo della corrente sul lato c.a. Il regolatore della corrente i a fornisce il riferimento per la tensione di uscita dell inverter v x*, realizzata attraverso un modulatore PWM, sulla base dell errore tra la corrente desiderata i s* e quella misurata sulla rete. Essendo il riferimento di corrente, a regime, un segnale sinusoidale alla frequenza di alimentazione (50Hz), la larghezza di banda del controllo di corrente deve essere sufficientemente ampia da assicurare l inseguimento del riferimento. Un normale regolatore PI non è in grado di assicurare prestazioni adeguate, pertanto si ricorre pertanto a controllori di tipo risonante o predittivo. 60/70

61 Controllo della corrente sul lato c.a. Il segnale sinusoidale di i s* è generato da un Phase Locked Loop (PLL) che stima la frequenza e la fase di e a sulla base della misura di tensione stessa: * i I * sin( ) s La forma d onda sinusoidale stimata ha ampiezza unitaria ed è isofrequenziale ed in fase con la tensione di alimentazione e a. a 61/70

62 * i I * sin( ) s a Controllo di tensione sul lato c.c. L ampiezza della corrente I a* è fornita dal regolatore della tensione continua, di solito realizzato con un semplice regolatore proporzionale integrale (PI) che assicura un errore a regime nullo. Il riferimento di tensione V PV* è fornito da un algoritmo di inseguimento MPPT che provvede a massimizzare l energia estratta dal generatore fotovoltaico. 62/70

63 Un notevole miglioramento delle prestazioni si ottiene impiegando un convertitore a doppio stadio costituito da un convertitore c.c.-c.c., in genere di tipo elevatore in sistemi che non impiegano trasformatore, e da un inverter. 63/70

64 Il convertitore c.c.-c.c. è controllato mediante un algoritmo di inseguimento del punto a massima potenza (MPPT) mentre l inverter regola la tensione V DC sul lato continua e genera una tensione sul lato c.a. tale da mantenere la corrente sul lato alternata in fase con la tensione di rete. 64/70

65 NB: a livello commerciale viene solitamente indicato col nome inverter sia il sistema a singolo stadio che quello a doppio stadio. 65/70

66 66/70

67 filtro LCL a doppio T Come si è evidenziato in precedenza, la tensione di uscita degli inverter è caratterizzata da un contenuto armonico non trascurabile anche quando viene impiegata una tecnica di modulazione. Per ridurre il contenuto armonico al di sotto dei limiti ammessi dalle normative occorre inserire, tra l inverter e la rete, un opportuno filtro. Un semplice filtro induttivo non è in genere sufficiente, pertanto si ricorre ad un filtro di tipo LCL. Il filtro viene applicato anche ai sistemi con doppio stadio. 67/70

68 Altre Caratteristiche degli inverter commerciali: Misura della corrente di dispersione verso terra (Residual Current Monitoring) dovuta alle capacità parassite tra pannelli e terra nei sistemi senza trasformatore Robustezza ai disturbi, alle variazioni di ampiezza e frequenza, ed ai salti di fase della rete Riconoscimento del funzionamento ad isola (Islanding Detection) Diagnostica del funzionamento della sorgente FV (malfunzionamenti, situazioni di ombreggiamento) Interfacce di comunicazione per monitoraggio locale e/o remoto 68/70

69 Utilizzati per potenze superiori ai 6 kwp Connessione mediante trasformatore per potenze superiori ai 20 kwp Rapporto ingombro/potenza più favorevole rispetto al caso monofase 69/70

70 Approccio della SMA impiegato per impianti di elevata potenza ( 1MWp) 3 inverter trifase da 330kWp ciascuno con un proprio trasformatore a bassa tensione (LV) Connessione alla cabina di media tensione MV attraverso un trasformatore esterno 70/70

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