Le tolleranze di potenza, il mismatch delle curve I-V e i flash reports dei moduli fotovoltaici

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1 Le tolleranze di potenza, il mismatch delle curve I-V e i flash reports dei moduli fotovoltaici F. Spertino filippo.spertino@polito.it Dip. Ingegneria Elettrica - Politecnico di Torino Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

2 Introduzione: tolleranze e flash test Negli ultimi anni i costruttori di moduli fotovoltaici hanno ridotto le tolleranze sulla potenza nominale dal ±1% al ±5%; ±3%; ±2%. Ciò fa pensare che le perdite per mismatch delle curve I-V non siano più un problema anche negli impianti con potenze dal megawatt in su. Oss.: i dati di targa sono ottenuti con prove a luce artificiale (flash di pochi ms) in camera termostatizzata. Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

3 Introduzione: tolleranze e flash test I sun simulators hanno varie classi di incertezza perché 1. lo spettro del flash è diverso da quello solare; 2. l'illuminazione non è uniforme sulla superficie; 3. il flash genera un impulso instabile. Nel migliore dei casi si raggiungono incertezze del ±1% per la disuniformità e del ±1% per la instabilità. Nel peggiore dei casi le incertezze salgono a ±6% per la disuniformità e del ±6% per la instabilità. Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

4 Introduzione: tolleranze e flash test In realtà, i parametri elettrici delle celle solari sono suddivisi in numerose classi di potenza (6-12) e queste classi non sono separate ma si intersecano tra loro, se si tiene conto dell'incertezza di misura. Le tolleranze sulle potenze nominali dei moduli, a loro volta, risentono di questo difetto di definizione e la potenza minima garantita di una classe di potenza rientra nella classe di potenza immediatamente inferiore. Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

5 Parametri per la tolleranza e il mismatch La potenza massima, risultante dalla connessione in serie/parallelo dei moduli/stringhe, è sempre inferiore alla somma delle potenze massime (di picco) dei moduli prima della connessione, anche nell'ipotesi di usare "superconduttori" senza perdite. Si possono definire due parametri simili... l ( array) mis = N m i= 1 ( i) ( P ) N m i= 1 P P ( i) ( array) considerando le P (i) dei flash reports Δp = P ( array) N N P m m P considerando la P di targa per tutti i moduli Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

6 Connessione in serie con mismatch Spesso il mismatch è maggiore sulla corrente che sulla tensione, i moduli sono dotati di diodi di bypass I sc1 I sc1 I PP2 I PP1 I sc2 current current I PP2 V = V oc1 PP1 = Voc2 = VPP2 oc V = V PP I PP 1 = I PP (1 + ε ) 2P I PP I (1 2 = PP ε V PP V voltage oc ) power P Il caso di due moduli in serie... voltage 2V 2V PP oc Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

7 Connessione in serie con mismatch Per calcolare il mismatch, è preferibile usare il modello non lineare per le curve I-V, perché l'approssimazione "rettilinea" è troppo pessimistica. Qui si vede il caso semplice con 2 soli moduli 8 7 fully non linear model linear piecewise approximation mismatch losses (%) tolerance (%) Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

8 Connessione in serie con mismatch Considerando il caso più generale con N s moduli in serie, di cui N s1 aventi potenza al limite superiore e i restanti (N s1 N s ) al limite inferiore, si nota che la condizione di massimo mismatch cambia al variare della tolleranza (dal 7% all'8%)... mismatch losses (%) tolerance = 5% tolerance = 1% percentage of modules at maximum power limit Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

9 Connessione in parallelo con mismatch Nel parallelo di moduli (dotati di diodi di blocco) con mismatch di tensione le cose sono simili... 2I sc current I sc I PP I = sc1 = I sc2 I sc PP1 = I PP2 I PP 1 = PP (1 + ε ) I = V PP V current I sc V PP 2 = V PP (1 ε ) 2P V PP2 V oc2 V oc1 voltage power P Il caso di 2 moduli in parallelo... voltage V PP2 V oc1 V oc2 Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

10 Connessione mista con mismatch Nel caso serie/parallelo (2 2) con 2 moduli affetti da "I-mismatch" e 2 affetti da "V-mismatch", il caso peggiore è quando si trovano nella stessa stringa moduli con mismatch di corrente e di tensione Table I. String configurations and the corresponding mismatch modules P max ismatch losses ε = 1% ε = 5% P 4.6 % 1.4 % 1 3 2P ( 1+ ε ) 1.2 %.36 % P 1.3 %.36 % P 1.6 %.4 % 2 4 2P ( 1 ε ) 1.5 %.4 % P % % Table II. Array configurations and the related mismatch combination ε = 1% ε = 5% %.71% %.79% %.8% Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

11 Due casi reali a confronto Si presentano i risultati per un impianto da 2 W con moduli recenti a bassa tolleranza e per un impianto da 2 kw con moduli più vecchi a maggiore tolleranza. L'impianto da 2 W è fatto con 8 array da 25 kw per un totale di 928 moduli, ma solo per il 5% sono disponibili i flash reports. Parameters PV module type P-22 I-165 Rated voltage V PP [V] Rated current I PP [A] Open circuit voltage V oc [V] Short circuit current I sc [A] Rated power P [W] 215±3% 165±1% Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

12 Casi reali a confronto: l'impianto da 2 W Per i moduli recenti le distribuzioni dei parametri elettrici di 46 moduli sono regolari e vicine ai valori nominali: la produzione di serie rispecchia i dati di targa V oc I sc deviation (%) -5 5 deviation (%) deviation from rated power (%) V PP I PP -5 5 deviation (%) -5 5 deviation (%) Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

13 Casi reali a confronto: l'impianto da 2 W La simulazione delle stringhe è stata estesa a 1 possibili combinazioni delle 46 curve I-V dei moduli da 215 W current [A] voltage [V] Perdite di mismatch su un array sono < 1% Rated power Nm P kw odule power P ) kw Actual power ismatch Deviation mismatch losses (%) m (i (array) P kw (array) l.57 % mis Δ p -.61 % Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

14 Casi reali a confronto: l'impianto da 2 kw Per i moduli più vecchi le distribuzioni dei parametri elettrici di 12 moduli non sono regolari né vicine ai valori nominali: la produzione di serie non rispecchia del tutto i dati di targa V oc -5 5 deviation (%) I sc -5 5 deviation (%) deviation from rated power (%) V PP I PP -5 5 deviation (%) -5 5 deviation (%) Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

15 La simulazione delle stringhe è stata estesa a 2 possibili combinazioni delle 12 curve I-V dei moduli da 165 W Casi reali a confronto: l'impianto da 2 kw current [A] voltage [V] Perdite di mismatch sull'array sono < 1% mismatch losses (%) Rated power Nm P 19.8 kw odule power P ) kw m (i (array) Actual power P kw (array) ismatch l mis.56 % Deviation Δ p % Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

16 Prove sperimentali sull'impianto da 2 W Sono stati provati tutti gli 8 array in condizioni reali di irradianza e temperatura (vicine alle STC), ma con varie fonti di perdita: tolleranza di potenza e mismatch delle curve I-V; riflessione del vetro limitata perché G = W/m 2 e sporcizia contenuta per la pioggia caduta prima delle misure (2%); sezioni dei cavi adeguate per le lunghezze in gioco, diodi e fusibili con bassa c.d.t. (2%). Parameters Arrays with 72 strings Arrays with 73 strings #1 #2 #3 #4 # 5 # 6 # 7 # 8 G [W/m 2 ] T c [ C] P [kw] V PP [V] I PP [A] V oc [V] I sc [A] FF 61.8% 64.3% 65.6% 66.% 63.2% 69.2% 64.8% 67.6% V PP / V oc I PP / I sc STC [kw] V STC [V] I STC [A] Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

17 Prove sperimentali sull'impianto da 2 W L'incertezza di misura sulla P (array) è del 4%; gli scarti di potenza sono molto superiori al previsto, solo l'array 6 ha uno scarto ragionevole che evidenzia un 3-4% per tolleranza di potenza e mismatch delle curve I-V. 6 5 I-V G = 961 W/m 2 T c = 32.5 C STC 3 25 Ulteriore 3-5% attribuito ad anomalie nei fusibili Current [A] STC P-V Power [kw] G T c V oc I (array) sc P P ± 2.5 % ± 2 C ±,1 % ± 1 % ± 1,1 % ±4 % Voltage [V] Arrays with 72 strings Arrays with 73 strings Parameters #1 i #2 #3 #4 # 5 # 6 # 7 ii # 8 iii Rated power [kw] (array) P [kw] Δ p (%) Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

18 Conclusioni La valutazione della tolleranza di potenza e del mismatch delle curve I-V sulla base dei flash report ha prodotto valori intorno al percento per campioni di 46 e 12 moduli, rispettivamente. D'altra parte, la valutazione sperimentale ha evidenziato un'incidenza del 3-4% anche tenendo conto dell'incertezza di misura. La discrepanza tra le due valutazioni è da ricercarsi nella mancanza dell'incertezza di misura (conseguente al tipo di sun simulator usato) per i dati dei flash test dei costruttori. Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

19 Ringraziamenti Questa presentazione si basa sull articolo "Are manufacturing I-V mismatch and reverse currents key factors in large photovoltaic arrays?" F. Spertino and J. Sumaili Akilimali IEEE TRANSACTIONS ON INDUSTRIAL ELECTRONICS, VOL. 56, NO. 11, NOV. 29, pp realizzato nell'ambito del progetto biennale PVENAS (A procedure based on Experimental testing and meteo-database processing to assess the yearly energy production of grid-connected PhotoVoltaic systems) co- finanziato dal Politecnico di Torino e dalla Regione Piemonte. Sistemi fotovoltaici in conto energia, workshop PVENAS - Torino, 16 Dicembre 29

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