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CREAZIONE E SPERIMENTAZIONE CONGIUNTA DI MODELLI PER L'OTTIMIZZAZIONE DELL'UTILIZZO DI ENERGIA FOTOVOLTAICA

 


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QUALI SONO I FATTORI CHE INFLUENZANO L'ENERGIA PRODOTTA DA UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO?


I principali fattori che influenzano la produzione di energia da parte di un impianto fotovoltaico sono i seguenti:

  • Irraggiamento solare
All'interno del sole, a temperature di alcuni milioni di gradi centigradi, avvengono reazioni termonucleari di fusione, che sprigionano enormi quantità di energia sotto forma di radiazioni elettromagnetiche. La potenza del campo elettromagnetico incidente sull’unità di superficie prende il nome di irraggiamento solare. Si misura in W/m2.
L’irraggiamento solare sulla superficie dell’atmosfera è pari a 1367 W/ m2. Nell’attraversare l’atmosfera terrestre l’irraggiamento solare si attenua, perché viene in parte riflesso e assorbito. L’irraggiamento solare al suolo raggiunge il valore di 1000 W/m2 in condizioni di cielo sereno a mezzogiorno.
L’irraggiamento solare incidente una certa superficie è ovviamente influenzato anche dalla stagione, dall’angolo di azimut, dall’angolo di inclinazione e dall’ora in cui la superficie irradiata viene esposta.

L’influenza dell’atmosfera terrestre sulla radiazione elettromagnetica, rilevata su un punto della superficie terrestre in un determinato istante è rappresentata dall’indice massa d’aria AM (Air Mass) che vale: 

AM = 1 / cosθ 
dove: 
-θ = è l’angolo di elevazione del sole sull’orizzonte nell’istante considerato;
Valori tipici di AM: 
-AM0: sulla superficie esterna dell’atmosfera (nessuna attenuazione);
-AM1: al livello del mare in una bella giornata con il sole allo zenit (cos θ = 1);
-AM1,5: condizioni STC;
-AM2: al livello del mare in una bella giornata con il sole a 30°sopra l’orizzonte.

  • La radiazione solare

La radiazione solare è l’integrale nel tempo dell’irraggiamento e corrisponde all'energia che si può raccogliere in un periodo di tempo definito in una superficie piana orizzontale e si misura in kWh/m2 ed è dipendente da molti parametri: latitudine, clima, orografia, caratteristiche meteorologiche, etc. 
Esistono delle relazioni che ci consentono di calcolare direttamente i valori della radiazione in funzione dei parametri citati, ma oramai esistono in rete, disponibili freeware, dei supporti di calcolo molto comodi che consentono di identificare in modo diretto tali valori.
Tra le fonti disponibili si possono citare: 
-Banca dati ENEA h3p://www.solaritaly.enea.it/ 
-Norma UNI 10349 e UNI 8477
-IQBAL
-Atlante Solare Europeo PVGIS h3p://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ 
Spesso la radiazione solare si indica in termini di ore annue equivalenti cioè il numero che permette di calcolare l’energia elettrica prodotta dall’impianto. Se in un anno la radiazione è 1200 kWh/m2, si può assumere che sia dovuta ad un irraggiamento di 1 kW/m2 (condizione STC) per un tempo equivalente pari a 1200 ore.

  • Le condizioni STC
Al fine di confrontare le prestazioni tra celle di materiale, tecnologie costruttive e produttori differenti, vi è la necessità di standardizzare i test di performance delle celle. Le condizioni di prova STC (Standard Test Conditions) sono definite dalla norma IEC/EN 60904 e sono: 
-distribuzione spettrale AM 1,5;
-temperatura delle celle 25°C;
-costante solare 1000 W/m2.
Osservazione: l’efficienza di conversione non è relazionata all’energia che il pannello FV produce a parità di potenza nominale bensì, l’efficienza di conversione influisce sulla superficie richiesta per un impianto a parità di potenza da installare
A parità di superficie disponibile, con una tecnologia più efficiente si possono installare potenze maggiori.

  • Perdite per riflessione
Le perdite per riflessione risultano intrinseche con la costruzione degli impianti fotovoltaici (angolo limite di riflessione). Solo particolari ambienti circostanti (es. grandi superfici di colore chiaro) possono aiutare a ridurne il valore. La stima di una perdita di energia di circa il 3% in siti senza particolari condizioni favorevoli risulta del tutto ragionevole. Il portale PVGIS permette di stimare le perdite per riflessione sulla superficie fotovoltaica.
La potenza di una cella fotovoltaica cambia al variare della temperatura. Le condizioni STC definiscono le misure dei parametri a 25°C. La temperatura di lavoro delle celle è normalmente superiore a tale valore definito dalla normativa. 
La temperatura delle celle cambia di ora in ora e di giorno in giorno, quindi bisognerebbe rilevare o ipotizzare l’andamento della temperatura delle celle durante un giorno tipico del mese e poi utilizzare programmi di calcolo per valutare la produzione di energia elettrica in un anno. Da questi algoritmi si può rilevare che mediamente le perdite, per pannelli in silicio cristallino variano dal 6% all’11%, purché sia garantita una corretta ventilazione sul retro dei pannelli. In caso di pannelli con assenza di ventilazione, le perdite per temperatura possono aumentare fino al 15%.
La potenza erogata diminuisce con l’aumento della temperatura. La tensione a vuoto VOC diminuisce all’aumentare della temperatura. La corrente di corto ISC aumenta all’aumentare della temperatura

  • Effetto dell’irraggiamento
La tensione a vuoto VOC diminuisce di poco al diminuire dell’irraggiamento. La corrente di corto ISC diminuisce circa linearmente al diminuire dell’irraggiamento. Al diminuire dell’irraggiamento, generalmente cala il rendimento della cella (dato indicativo a 200 W/m2) 
Per mantenere alti rendimento e generazione elettrica è necessario un “dispositivo di inseguimento della potenza massima”.

  • Perdite mismatching
Sono dovute alla non uniformità di prestazioni elettriche fornite dai vari moduli:
-non uniformità di pannelli in serie (mismatching in corrente);
-non uniformità delle stringhe in parallelo (mismatching in tensione).
Le perdite per mismatching non consentono di sfruttare completamente la potenza di targa dei singoli pannelli. È quindi un fattore di perdita che dipende dalla qualità del prodotto installato e dalla capacità di saper accoppiare in modo efficiente i moduli FV. Le perdite per mismatching risultano quindi funzione dell’architettura elettrica del generatore fotovoltaico con un valore indicativo minimo dell’1% per piccole potenze (qualche Wp), 3 – 4% per medie potenze (qualche kWp), 5 – 6% per grandi potenze (MWp), a meno di opportuni provvedimenti compensativi.
4.2.6. Perdite nelle linee e collegamenti AC DC
La resistenza dei cavi elettrici, la resistenza di contatto sugli interruttori e le perdite per caduta di tensione sui diodi di blocco di protezione delle stringhe sono alcune delle perdite che compongono le perdite sui circuiti elettrici in corrente continua e alternata.
È una perdita che si può ridurre utilizzando componenti appropriati come diodi di blocco a bassa caduta di tensione o sezione dei cavi maggiori. Una buona progettazione elettrica consente di contenere tali perdite entro l’1-2% (in relazione alla potenza installata e di conseguenza alle distanze caratteristiche delle linee).

  • Perdite sul sistema DC/AC
Sono dovute alla curva di efficienza del sistema di conversione DC/AC (inverter). La stima dipende dal tipo di convertitore utilizzato (con o senza trasformatore) e dalla qualità del prodotto scelto. 
Tutti i produttori di inverter forniscono sia il valore del rendimento massimo che il valore del rendimento europeo (calcolato pesando opportunamente le efficienze di conversione a diversi carichi parziali). 
Rendimento europeo: 

ηEURO = 0,03 x η5% + 0,06 x η10% + 0,13 x η20% + 0,10 x η30% + 0,48 x η50% + 0,20 x η100% 


  • Perdite per ombreggiamenti
Le perdite per ombreggiamento reciproco tra moduli adiacenti sono dovute alla geometria e alla disposizione del campo fotovoltaico oltre che ad eventuali ostacoli presenti (camini, alberi, antenne della TV, tralicci elettrici, ecc.).
Tutti questi fenomeni possono ridurre anche sensibilmente le ore di sole nell’arco delle giornate soprattutto in inverno. Sono perdite variabili che vanno calcolate di volta in volta tramite appositi software o tramite calcoli/valutazioni da condurre in sede progettuale.

  • Perdite per inquinamento e polvere sui moduli
Sono strettamente legate al sito di installazione e quindi alle condizioni meteorologiche. Possono essere dovute a polveri che si depositano sulle superfici fotovoltaiche, guano di animali, foglie, ecc. 
In genere siti a bassa piovosità hanno perdite maggiori (effetto lavante dell’acqua piovana soprattutto per tilt compresi tra 20 - 70°). Le perdite dovute agli effetti appena descritti si possono stimare intorno all’1%.


  • I problemi legati al rendimento di una cella
Contatti – I contatti sono strutture costruite sulle facce della giunzione p-n che consentono ai portatori di carica di uscire dalla giunzione per essere disponibili in un circuito esterno. Nel caso delle celle solari i contatti consentono di estrarre i portatori generati dalla luce nello strato assorbitore (lo strato drogato p). I contatti dovrebbero essere selettivi ovvero lasciare passare i portatori di un tipo dal silicio al metallo e bloccare i portatori di segno opposto. 
Un contatto diretto metallo-Si di solito non si comporta in questa maniera. L’approccio maggiormente usato è quello che vede l’inserimento di una regione pesantemente dopata sotto al metallo, di tipo p per l’estrazione delle lacune e di tipo n per l’estrazione degli elettroni. I portatori maggioritari in questa regione transitano senza provocare grosse cadute di tensione ovvero presentando resistenze molto basse. 
Il trasporto invece dei portatori minoritari è descritto dalla velocità di ricombinazione superficiale (SRV). Sebbene la SRV sia elevata, limitata solo dalla diffusione termica, la concentrazione dei portatori minoritari, per un dato prodotto p x n, è compensata dall’alto grado di doping e in questo modo il flusso è ridotto. Il contatto per i portatori minoritari è di solito inserito nella parte frontale della cella (quella illuminata) e il corrispondente strato altamente dopato è detto emettitore. La regione drogata sotto il contatto per i portatori minoritari, sul retro della cella è detto BSF (Back Surface Field).


 

 
 
 
 

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