Stato dell arte. FSpertino F. Dip. Ingegneria Elettrica - Politecnico di Torino. POLITECNICO DI TORINO Dipartimento di Ingegneria Elettrica

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1 POLITECNICO DI TORINO Dipartimento di Ingegneria Elettrica Stato dell arte della tecnologia fotovoltaica: installazioni, verifiche e monitoraggi FSpertino F. Dip. Ingegneria Elettrica - Politecnico di Torino

2 Introduzione: pro e contro del FV Gli impianti fotovoltaici convertono la luce (visibile e non) direttamente in energia elettrica con efficienze del 5-19% 19%, non trasformano il calore in energia elettrica (temperature di solo C) contribuendo al global warming, né richiedono acqua per il raffreddamento come le centrali termiche convenzionali (a olio, carbone e gas) e nucleari. Tecnologia Rendimento m-si ; m-si/a-si 13-19% p-si 12-14% a-si ; a-si/ c 5-9% CIS/CIGS 10-11% 11% CdTe/CdS 9-10%

3 Introduzione: pro e contro del FV Altri pregi dei moduli (o pannelli) fotovoltaici sono: elevata affidabilità e lunga vita (>25 anni con EPBT < 4 anni); ridotto costo di manutenzione (pulizia del vetro); assenza di rumore e di inquinamento atmosferico; produzione vicino al consumo; smaltimento privo di scorie a fine vita. I difetti consistono in: fluttuazione della produzione energetica; necessità di componenti aggiuntivi; alto costo di installazione ( /kw p ).

4 Qual è la potenzialità per l Italia? Se per ipotesi, si volesse soddisfare il fabbisogno annuo di energia elettrica col fotovoltaico, quanta superficie ci vorrebbe? Prod.spec. (GWh/GW) Cons.elettr. (TWh) P FV per fabb. totale (GW) Sup.(km 2 ) per 1GW Sup.(km 2 ) per fabb. Sup.(km 2 ) % suolo ,91% L obiettivo Lobiettivo pratico può essere del 15-25% del fabbisogno nei prossimi anni

5 I dati di targa dei moduli FV Parametri tipici dei moduli fotovoltaici: tecnologia della cella; tolleranza sulla potenza nominale (-5%/+5%, -3%/+3%, ); dimensioni della cella (12,5 12,5 cm 2, 15,6 15,6 cm 2, ); coefficienti termici della potenza (-0,2 %/ C, -0,5 %/ C, ); temperatura di normale funzionamento NOCT ( C); tensione di sistema ( V); peso. I flash test riportano dati senza incertezza di misura ed ottenuti con simulatori solari di varia classe (A, B) caratterizzati da: disomogeneità spaziale dell irraggiamento ( 1%, 4%); instabilità dell impulso ( 1%).

6 Taglie standard di celle e moduli Valori tipici per silicio cristallino in STC (G = 1000 W/m 2 et cella =25 C) Cella: P nom = (2,5 4) W U nom = 0,5 V ; U oc = 0,6 V densità di corrente J = ma/cm 2 ; superficie S = cm 2 Modulo con 60 celle in serie (1,6 m 1 m): P nom fino a 240 W U nom 30 V ; U oc 36 V Modulo con 72 celle in serie (1,55 m 08m): 0,8 P nom tipica 180 W U nom 36 V ; U oc 43,2 V

7 Le tecnologie degli inverter Configurazione impiantistica dell unità di condizionamento della potenza: centralizzata (inverter trifase o anche monofase); string inverter; moduli in AC; master-slave. Funzionalità richieste all inverter per connessione alla rete: finestra di inseguimentoi della massima potenza (MPPT); regolazione di potenza attiva e reattiva (fattore di potenza unitario); protezione all interfaccia con la rete. L accoppiamento con la rete avviene con trasformatore: con o senza trasformatore con trasformatore in bassa o in alta frequenza trifase o monofase

8 Le tecnologie degli inverter NelcasodiP nom > 50 kva, si può inserire nell armadio dell inverter anche il trasformatore elevatore bt / MT e le relative protezioni di interfaccia con la rete Potenza nominale P AC Finestra MPPT Tensione massima V DC kva V 900 V Efficienza europea % Tensione di rete bt / MT 400 V/ kv Fattore di potenza PF 1

9 Le tecnologie degli inverter L inverter monofase senza trasformatore necessita della protezione contro l immissione di componenti continue in rete e contro la dispersione a terra di componenti continue Potenza nominale P AC Finestra MPPT Tensione massima V DC 2-10 kva V 800 V Efficienza europea % Tensione di rete V AC 230 V 50 Hz Fattore di potenza PF 1

10 Accoppiamento array-inverter Alcune fasi del progetto Dimensionamento di un impianto FV connesso a rete Modulo Sanyo HIP 230HDE1 <--- Inserire modello Potenza nominale Pm 230 Wp Input Tolleranza "+10% / -5%" Input Lunghezza 1,61 m Input Larghezza 0,861 m Input Superficie 1,386 m 2 Output Efficienzai 16,6% 6% Output t Peso 17 kg f Input Lato cella 150 mm Input N celle 60 Input Corrente di corto circuito Isc 7,22 A Input Tensione a circuito aperto Voc 42,3 V Input Corrente nel punto di potenza massima Im 6,71 A Input Tensione nel punto di potenza massima Vm 34,33 V Input Coefficiente termico di Pm -0,30% / C Input Coefficiente termico di Isc 0,00167 A/ C Input Coefficiente termico di Voc -0,108 V/ C Input Fill Factor FF 75,3% Output Carico meccanico 12,3 kg f /m 2 Output array-inverter Inverter Sunny Tripower 15000TL <--- Inserire modello Potenza nominale Pac VA Input range MPPT (V) Input Tensione massima Vdc 1000 V Input Corrente massima Idc 44 A Input Efficienza Europea 97,5% Input Tensione di rete Vac 400V-50Hz Input Fattore di potenza PF 1 Input Contributo alla corrente di corto circuito 22 A Input Vlt Valutazione delle dll ombre Array fotovoltaico N totale di moduli 66 Input N di moduli / stringa 11 Input N di stringhe 6 Output Potenza totale array Pm(a) tot Wp Output Superficie totale 91 m 2 Output Peso totale 1122 kg Output Tensione nominale di stringa Vn 377 V Output Tensione nominale a vuoto Voc (di stringa) 465 V Output Tensione minima Vn (+75 C) 318 V Output OK Tensione massima Vn (-10 C) 419 V Output OK Tensione massima a vuoto Voc (-10 C) 507 V Output OK Corrente massima In (+75 C) 41 A Output OK Rapporto Pinv / Pm tot ( ) 98,8% Output OK

11 Il software PVGIS del JRC (UE) Uno strumento autorevole e gratuito per una prima stima delle variabili meteo e della producibilità di un qualsiasi sito europeo ed africano:

12 Il progetto: superficie lorda /superficie netta Sito di installazione: tetto piano e shed Superficie 1: azimuth = -66 / tilt = 21 Superficie 2: superficie orizzontale

13 Il progetto: le configurazioni del sistema Studio con Sketch Up e PVGIS sullo shed Configurazione 1 4 file di moduli per minimizzare l ombratura Ore 11 del 21 Dic (solstizio invernale) Configurazione 2 5 file di moduli per massimizzare la produzione Ore 11 del 21 Dic (solstizio invernale)

14 Il progetto: le perdite per ombratura Dati di radiazione rilevati dall Atlante Solare Europeo attraverso il software PVGIS. Confronto fra situazione ottimale e reale in una giornata di Dicembre 300 Irraggiamento Dicembre (4 stringhe) 300 Irraggiamento Dicembre (5 stringhe) ] Irraggia amento [W/m Ora della giornata 2 ] Irraggia amento [W/m Ora della giornata Ottima reale Ottima reale Si rileva una riduzione di circa il 21% della captazione Si rileva una riduzione di circa ca il 33% della captazione

15 Il progetto: le perdite per ombratura Confronto producibilità Ir rradiazione [kw Wh/m 2 ] Mesi Ottimale 4 stringhe 5 stringhe H reale H ottimale = fattore d'ombra annuale 0,95 = config. 4 stringhe (5%) 092 0,92 = config. 5 stringhe ti (8%)

16 Il progetto: la scelta come compromesso La scelta si compie con un analisi tecnico-economica: confronto della producibilità confronto della convenienza economica Config. 4 file di moduli (perdita 5%) Config. 5 file di moduli (perdita 8%) Potenza impianto i = 159,4 kwp Potenza impianto i = 187,3 kwp E TOT = kwh / anno E TOT = kwh / anno 1089 kwh / kwp 1064 kwh / kwp N.B. l ombratura prolungata può danneggiare negli anni l incapsulamento dei moduli

17 Analisi dei costi di installazione Nel corso del 2009 si è registrata una riduzione del costo di installazione del 20%-30% Nel 2010 si hanno tempi di consegna lunghi per moduli FV e soprattutto inverter (fino al 2011) Voci di costo Moduli fotovoltaici 55% Convertitore DC-AC (inverter) 10% Ingegneria (progettazione, direzione lavori, collaudo) 5% Cavi elettrici, protezioni, quadri 5% Strutture di supporto, integrazione architettonica 10% Posa in opera 15% Totale per l'installazione 100%

18 Esempio di valutazione economica 1 caso: occupazione di spazio ottimale per minimizzare le ombre verde: input rosso: output anno flussi cassa VAN energia annua (Torino da sito PVGIS) costo installazione kwh/kw ricavi energia 1 545, , , ,49 tariffa conto energia (integrato oltre 20 kw) 3 545, ,42 0,422 /kwh 4 545, , , ,47 tariffa cessione alla rete 6 545, ,75 0,11 /kwh 7 545,348-2, , ,18 costo manutenzione (%costo instal.) 9 545, ,14 1,0% , , , ,90 tasso di attualizzazione (performance investimento) , ,40 3,0% , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,94 VAN (25 anni) 4.930,94 rapporto VAN finale / costo install. 145%

19 Esempio di valutazione economica 2 caso: massima occupazione di spazio per massimizzare la produzione verde: input rosso: output anno flussi cassa VAN energia annua (Torino da sito PVGIS) costo installazione kwh/kw ricavi energia 1 534, , , ,12 tariffa conto energia (integrato oltre 20 kw) 3 534, ,39 0,422 /kwh 4 534, , , ,22 tariffa cessione alla rete 6 534, ,96 0,11 /kwh 7 534, , , ,85 costo manutenzione (%costo instal.) 9 534, ,16 1,0% , , , ,35 tasso di attualizzazione (performance investimento) , ,92 3,0% , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,92 VAN (30 anni) 4.960,92 rapporto VAN finale / costo install. 155%

20 E se non ci fosse l incentivo? Il confronto col costo dell energia convenzionale va fatto a livello del distributore (0,14-0,16 /kwh per utente industriale/terziario 0,18-0,2 /kwh per utente residenziale) Valore economico dell energia FV ( /kwh), in assenza di incentivo, al variare delcostodiinstallazioneedelkwh/kw p Costo d installazio one [ /kwp] Final yield [kwh/kw p] Costo di funzionamento e manutenzione (O&M) = 1%C i e tasso di interesse i =1% Costo o d installazione [ /k kwp] Final yield [kwh/kw p] Costo O&M = 1%C i e tasso di interesse i =4%

21 Verifica sperimentale di impianti FV Dal 2005 nel DELET è disponibile un SAAD con scheda DAQ (12 bit di risoluzione, 8 canali differenziali, 50 ksa/s difrequenza di campionamento per canale); esso è verificato nel laboratorio di taratura del POLITO Misure DC/AC (DFT fino alla 50 a armonica) Le portate sono estese a 1000 V pk e 2000 A pk con incertezze tipiche di: 0,1% per la tensione, 0,5-1% per la corrente, 0,6-1,1% per la potenza e 2.5% per l irradianza lirradianza

22 Sistema automatico di acquisizione dati Gli strumenti virtuali realizzati in Labview comprendono: un oscilloscopio a memoria con sistema di trigger e un data logger multicanale

23 Circuiti di misura (1) Il transitorio di carica di un adatto condensatore permette di determinare, in una singola scansione ( ms), la caratteristica dinamica I-V di un array FV senza l uso di un carico elettronico + Array FV Condensatore u(t) i(t) Cavo schermato DAQ PCMCIA PC Signal conditioning

24 Circuiti di misura (2) La misura delle efficienze MPPT e DC-AC può essere effettuata con prove a carico su inverter monofasi e trifasi Il ripple a 100Hz è tipico negli inverter monofasi Cavo schermato DAQ PCMCIA PC + i DC - + v DC - + i AC - + v AC - Signal Conditioning Array FV Inverter Rete 230V-50Hz

25 Risultati sperimentali (1) La procedura è stata applicata a impianti FV di varia potenza, per es.: (1) un impianto da 251 kw (m-si + p-si) (2) un impianto da 19,8 kw (p-si) (3) un impianto da 9,12 kw (p-si) Tutti gli impianti non sono soggetti a ombratura per la maggior parte del tempo, soltanto in qualche caso all alba e al tramonto le file anteriori proiettano ombra su quelle posteriori.

26 Risultati sperimentali (2) La procedura è stata applicata a impianti FV di varia potenza: (4) un impianto da 2,1 kw (a-si / µ-si) (5) un impianto da 2,5 kw (m-si / a-si) (6) un impianto da 15 kw (p-si) Tutti gli impianti non sono soggetti a ombratura per la maggior parte del tempo, soltanto in qualche caso all alba e al tramonto le file anteriori proiettano ombra su quelle posteriori.

27 Risultati sperimentali (3) Si usa una cella solare tarata (m-si, p-si) come sensore d irradianza; le curve I-V misurate si estrapolano alle STC, secondo la norma IEC 891 (CEI 82-5) per determinare la potenza nominale in condizioni operative P M I I KI T T T U 2 U1 RS T1 G = 808 W/m 2 T C = 59 C G I SC 2 2 I1 I 1 1 T2 T1 G1 I(U) Istc(U) P(U) Pstc(U) Corrente (A) Curve I-U e P-U 25 di un sistema 20 da 20 kw Potenza (W W) Tensione (V) 0

28 Potenza (W W) Risultati sperimentali (4) Durante il monitoraggio giornaliero, è possibile ottenere l andamento della potenza per la conseguente elaborazione (efficienze MPPT e DC-AC) P DC 0 0, ,3 P AC Efficienza 1 0,9 0,8 07 0,7 0,6 0,5 0,2 0,1 0 MPPT Curve di efficienza di un sistema da 20 kw DC-AC Potenza (W)

29 Risultati sperimentali (5) L analisi energetica con gli opportuni indici (Y r,y f er p )permette di fare una classifica tra gli impianti e quelli di piccola taglia si piazzano ai primi posti Greenergy Dinamo Dalmasso Condominio Sommeiller Deca tecnologia a Si + µ Si m Si + p Si p Si m Si + a Si p Si p Si P nom [kw] 2,1 251,3 9,0 2,5 19,8 15,0 Yr marzo [h d 1] 4,25 4,01 4,23 3,77 3,76 4,07 Yr aprile [h d 1] 5,62 5,48 5,63 5,45 5,34 5,63 Yr maggio [h d 1] 4,99 4,96 5,06 5,23 5,03 5,15 Yr giugno [h d 1] 5,15 5,31 5,26 5,55 5,49 5,33 Y 1 f marzo [h d ] 287 2, , , , , ,07 Y f aprile [h d 1 ] 4,00 4,24 4,25 5,11 2,96 4,16 Y f maggio [h d 1 ] 3,63 3,90 4,00 4,72 2,69 3,81 Y f giugno [h d 1 ] 4,47 4,12 4,55 5,10 2,92 3,98 R p marzo 0,68 0,77 0,77 0,79 0,58 0,75 R p aprile 0,71 0,77 0,75 0,94 0,55 0,74 R p maggio 0,73 0,79 0,81 0,90 0,53 0,74 Valore teorico R p giugno 0,87 0,78 0,86 0,92 0,53 0,75 Riferito a 17 gg p

30 Risultati sperimentali e (6) Criticità riscontrate nei collaudi effettuati: mancatorispettodeidatiditargadeimodulifv; ombratura estiva nel caso dei frangisole; anomalie di funzionamento degli inverter; errata installazione del locale inverter; scarsa affidabilità di componenti di protezione non necessari.