View
4
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
L a produzione di energia elettrica per mezzo di pannelli fotovoltaici installati suitetti degli edifici ha un grande potenziale nel mondo agricolo e, in particolare,nelle aziende zootecniche caratterizzate da ampie superfici coperte.
In tale prospettiva è importante disporre di strumenti tecnici in grado di fornire analisidelle prestazioni e stime previsionali delle rese energetiche ottenibili dai vari tipid’impianti nelle date situazioni di esercizio favorendo così un’ottimizzazione degliinvestimenti.Il presente lavoro si è quindi focalizzato sull’analisi delle produzioni energetiche forniteda tre diversi impianti fotovoltaici installati in un’azienda zootecnica di bovini da latte,sita in provincia di Reggio Emilia (Latitudine 44°), allo scopo di valutare il ruolo svoltodai vari fattori nella determinazione dei rendimenti e di poter altresì verificare l’affidabilità di modelli previsionali creati per fornire stime preventive delle possibili reseenergetiche.
A tale scopo si sono presi in esame due modelli teorici predittivi:uno di nostra creazione, che determina la prestazione diun impianto a partire dai dati climatici e di insolazionelocali e tiene conto in modo analitico delle efficienze/perdite di tutti i componenti la catena impiantistica (dalcollettore fotovoltaico all’allacciamento alla rete elettrica); un secondo modello che consiste in un softwaremolto utilizzato in ambito tecnicocommerciale denominato PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System), dell’Istituto per l’Energia – Joint Research Centerdella Comunità Europea, 2012, disponibile sul Web (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis), il quale fornisce una pro
di R.A. Malagnino e P. Zappavigna
Analisidi tre diversi impianti
installati in un’aziendaper bovini da latte
situata in provinciadi ReggioEmilia
FotovoltaicoCosa influenzail rendimentoenergetico
Gli autori sono del Dipartimentodi Scienze e Tecnologie Agroalimentaridell’Università di Bologna.
DAL PROGETTO “RE SOLE”
I l presente lavoro si basa su dati raccolti nell’ambito del Progetto
“Re Sole” (Sviluppo delle diverse tecnologie per il risparmio
energetico e per lo sfruttamento di energia solare negli allevamenti
dell’Emilia Romagna), coordinato dal Crpa di Reggio Emilia,
finanziato dall’assessorato Agricoltura della Regione Emilia
Romagna e cofinanziato da Bit spa di Parma, Project Group di San
Polo (Re), Bluengineering srl di Rubiera (Re), Kiepe Electric spa di
Cernusco sul Naviglio (Mi) e Isomec srl di Parma. P.Z. l
cedura sintetica di stima della resa elettrica di impianti fotovoltaici di varia caratterizzazione tecnologica, per località sitein Europa e Nord Africa.
Materiali e metodi1.1. Caratteristiche degli impiantifotovoltaiciGli impianti analizzati sono, come si èdetto, tre, installati con tre diverse modalità, tutti di tipo “gridconnected” ossiadirettamente collegati alla rete elettricanazionale. L’impianto 1 è installato sullafalda sud di una stalla a stabulazione libera per bovine da latte di recente costruzione (Figura 1), in aderenza alla superficie della falda, secondo la modalità“a totale integrazione architettonica”. Anche l’impianto 2 è a totale integrazione
ed è suddiviso in tre sottocampi: si trattadi una falda di una stalla a stabulazionefissa per bovine da latte e di due falde diun fienile con tetto a capanna (Figura 2).Infine, l’impianto 3, è installato a terra eoccupa una superficie totale di circa 0,8ettari (Figura 3). La Tabella 1 riporta leprincipali caratteristiche tecniche degliimpianti in esame.1.2. Database di monitoraggio impiantiPer tutti gli impianti l’analisi prestazionaleè stata condotta su un’annata di eserciziocompleta (2012) con un approfondimento concernente un insieme di quattro periodi settimanali rappresentativi di ognistagione.I dati reali forniti dai contatori degli impianti 1 e 2 si riferiscono all’energia elettrica prodotta, in forma cumulata giornaliera, e alla potenza istantanea erogata(220 V AC), rilevate a intervalli di dieciminuti. Questi dati sono stati dapprimasincronizzati temporalmente per ovviareall’assenza di rilevamenti a causa d’interventi manutentivi e, in seguito, sono statifiltrati eliminando le osservazioni ritenutenon attendibili. I dati mancanti invece nonsono stati sostituiti (es. per l’impianto 2dal 17/08 al 10/11). L’intervallo temporale minimo delle nostre elaborazioni èquello orario per gli impianti 1 e 2, mentre
per l’impianto 3, essendo disponibili unicamente i dati giornalieri d’energia elettrica prodotta e non di potenza erogata,l’intervallo minimo risulta essere il giorno.1.3. Database meteoclimaticiPer quanto riguarda i database meteoclimatici, non essendo direttamente ottenibili dai sistemi di monitoraggio presentinegli impianti, si è fatto riferimento a duedatabase di carattere generale: il primo èderivato dalla piattaforma web Dexter,dell’Arpa dell’Emilia Romagna, e forniscedati sull’irraggiamento solare incidentesu di una superficie orizzontale, sullatemperatura dell’aria a livello del pannellofotovoltaico e sulla velocità media delvento, misurati su base oraria (nel nostrocaso sono stati impiegati quelli rilevatidalla stazione meteo più vicina alla località d’interesse, distante circa 6 km); il secondo è tratto dal database del citatomodello PVGIS e deriva da elaborazionid’immagini satellitari fatte dalla collaborazione CMSAF (http://www.cmsaf.eu)su un arco temporale di 12 anni.In questo modo si è realizzato un quadrocompleto della disponibilità d’insolazioneannua nella zona d’impianto. In Figura 4,sono riportate le disponibilità giornalieremedie annue di energia raggiante (kWh/m2/giorno) per ogni impianto/sezionedell’azienda secondo le due fonti testé
• Figura 1 Impianto fotovoltaico 1: falda ovest di stalla a stabulazione liberaper bovine da latte.
• Figura 2 Impianto fotovoltaico 2: sezioni A, falda ovest di stalla astabulazione fissa, e C, falda est del fienile.
• Figura 3 Impianto fotovoltaico 3: installazionea terra.
descritte. Inoltre, della stazione Arpa sono stati impiegati i rilevamenti orari dellatemperatura dell’aria e della velocità delvento, registrati nel 2012 (Figura 5), alfine di valutare l’effetto della stagionalitàsull’efficienza dei pannelli fotovoltaiciesaminati.1.4. Modelli previsionali di resaelettrica da impianti fotovoltaiciAvendo definito il quadro della disponibil
tà teorica di energia solare nei diversiperiodi dell’anno, l’energia elettrica producibile da ciscun impianto fotovoltaicopuò essere stimata attraverso un procedimento di calcolo che segue il flussologico riportato in Figura 6.L’insieme degli input del modello contiene: a) i dati ambientali di funzionamento equelli strutturali, ossia i fattori di posizione geografica (latitudine e longitudine),
orientazione (angoli di Tilt e Azimut), tipod’installazione (integrato o a terra), eventuali perdite locali (es. ombreggiamenti,polveri); b) i dati tecnici d’impianto, riguardanti la tecnologia fotovoltaica (silicio mono e policristallino, a film sottile,ecc.) e la componentistica installata nellalinea di condizionamento di potenza (inverter, trasformatore, ecc.).Attraverso queste informazioni, la produ
IMPIANTO FV 1 2 3
Anno di avvio 2009 2009 2011
Ubicazione Stalla Stalla e fienile Terreno di 8000 m2
Tipologia installazione Integrato su tetto Integrato su tetto A terra
Tilt (°) 17 SEZIONE
A 15
32B 6
C 6
Azimut (°) 7 Ovest SEZIONE
A 99 Ovest
0 SudB 81 Est
C 99 Ovest
Potenza installata (kWp) 99,2 98,25 479,52
Superficie (m2) 719,65 702,23 3309,05
Pannello FV
TipologiaHyundai HISM200F Hyundai HISM203F Sunowe SF185
(Si policristallino) (Si policristallino) (Si monocristallino)
Potenza (W) 200 203 185
Area (m2) 1,4503 1,4503 1,2766
Rend. (%) 13,8 14 14,5
Inverter
Tipologia6 Danfoss TLX 15k
6 Danfoss TLX 15k 24 Albatech APL201 Danfoss TLX 10k
Configurazione Centralizzato Multistringa (MasterSlave) Dedicato per stringa
Rend. EU (%) 97,5 97,5 97
Sistema di monitoraggio Weblogger Weblogger SolarLog1000
Rend. trasformatore (%) 98,5 98,5 98,5
Allacciamento BT BT MT
TABELLA 1: CARATTERISTICHE TECNICHE DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI ESAMINATI. PER L’IMPIANTO 2,LE SEZIONI A, B
zione elettrica annua dell’impianto fotovoltaico è valutata in via generale mediante un algoritmo che, tenendo contoanche delle perdite di conversione previste e/o prevedibili, genera una previsionedi resa elettrica per qualsiasi periodo dell’anno di esercizio tipo.In questa stima sono messi in conto varifattori di perdita energetica classificabiliin tre macrovoci: 1) attenuazioni dell’energia solare prima dell’arrivo sulla superficie fotosensibile; 2) inefficienze,
tecnologica e funzionale, del pannello fotovoltaico; 3) perdite nella linea di condizionamento dell’energia elettrica generata per l’immissione nella rete di distribuzione. In Tabella 2 sono riportati dei valoritipici di perdita per ognuno di questi fattori dissipativi espressi come percentuale dell’energia solare convertibile in elettricità.Nella prima macrovoce di perdita rientrano quei fenomeni di riduzione dellaradiazione solare realmente incidente
dovuti a cause esterne all’impianto (es., lapresenza di corpi ombreggianti adiacenti,strati di polvere, neve e/o ghiaccio edelevata nuvolosità, specialmente nel periodo invernale).La più importante inefficienza dipendeperò dalla seconda voce, ossia la tecnologia impiegata nel modulo fotovoltaico. Ipannelli al silicio mono e policristallinopresentano in media valori di rendimentonominale pari rispettivamente a16÷20% e 12÷14%. Negli impianti integrati si predilige la seconda soluzionesoprattutto per motivi economici (superficie disponibile ridotta che non giustifical’impiego di tecnologie costose, come ilmonocristallino tipico d’installazioni digrande potenza). Altra dissipazione nelpannello è dovuta a un eccessivo riscaldamento dello stesso specialmente inestate, in media dell’8% (Tabella 2).Esistono infine perdite che riguardano lalinea di condizionamento di potenza elettrica DC/AC costituita da numerosi dispositivi, tra i quali inverter, inseguitore dimassima potenza (MPPT) e trasformatore, che insieme generano una perdita totale d’impianto (BOS: Balance of System) su base annua pari a circa il 14%. Ilmaggior contributo deriva dall’inverter edalla relativa configurazione (Tabella 2).Le installazioni più diffuse sono: a) inverter centralizzato, che gestisce le stringhein un collegamento in parallelo: soluzionesemplice e poco costosa, ma che gestisce male eventuali ombreggiamenti equindi adatta a impianti con unici orientamento e inclinazione (v. impianto 1); b)inverter di stringa, che costituisce, di fatto, un impianto a sé e offre le miglioriprestazioni energetiche nella gestionedegli ombreggiamenti (impianto 3); c) inverter multistringa, soluzione intermediatra le due precedenti e applicata nel casodell’impianto 2 in regime masterslave(ogni inverter si attiva progressivamenteall’aumentare dell’energia solare incidente in ogni sottocampo).L’inverter svolge l’importante compito di
• Figura 4 Disponibilità giornaliera media annua di energia solare normale al variare della geometria dicaptazione (Angoli Tilt e Azimut) di ogni impianto/sezione secondo i database d’insolazione Arpa (2012)e Pvgis.
• Figura 5 Andamenti medi mensili della temperatura e della velocità del vento nel sito d’installazionedegli impianti fotovoltaici (rielaborazione su dati Arpa del 2012).
convertire l’energia elettrica prodotta dalgeneratore fotovoltaico, da corrente continua (DC) ad alternata (AC), per l’utilizzodiretto o per l’immissione in rete. Questocomplesso apparato elettronico è in grado di condizionare e regolare il funzionamento dell’impianto, grazie a specificisoftware e dispositivi hardware che pilotano la produzione fotovoltaica verso lamassima potenza possibile nelle diversecondizioni operative (funzione MPPT,Maximum Power Point Tracker); quindi,un’eventuale deviazione influisce negativamente sulla resa elettrica dell’interoimpianto.Tenuto conto di tutti questi fattori d’inefficienza la resa elettrica annua di un impianto fotovoltaico di tipo “grid connected”, può cautelativamente essere sti
mata in circa il 18% dell’energia solarecaptabile. Tale valore si ottiene detraendo dal 100% teorico tutte le perdite riportate in Tabella 2: l’8% di perdite dipreconversione, il 60% delle dissipazioni nel pannello e il 14% delle perdite nelsistema a valle (BOS).1.5. Modelli di stima dell’energiaelettrica consideratiIl nostro modello previsionale, sviluppatoin ambiente Microsoft Excel secondo lalogica mostrata in Figura 6, acquisisce iseguenti input: a) dati meteoclimatici dastazione Arpa; b) parametri tecnici d’impianto (orientazione, potenza totale installata, rendimenti nominali di tutta lacomponentistica, dal pannello al trasformatore di tensione); c) valori da fontibibliografiche circa le perdite di conver
sione per cablaggi, invecchiamento, ecc.,generalmente valutate su base annua.Su questa base di dati un apposito algoritmo fornisce gli andamenti orari dell’energia solare captabile, delle perdite diconversione nei collettori e nel sistemadi condizionamento di potenza, dell’energia elettrica producibile; esso offrealtresì all’utente la possibilità di ottenereun report su base annuale, sia dell’efficienza complessiva, sia della resa elettrica annua.Si osserva che per l’impianto 3, non essendo disponibili dati reali della potenzaoraria erogata, si è stimato un rendimento dell’inverter, quindi dell’intero sistemadi potenza, su base media annua mediante valori bibliografici.Il modello PVGIS, invece, attraverso un
Energia solare captabile 100%
Processo di conversione FVPerdita energetica (% energia solare captabile)
Parziale Totale
Preconversione FV
Riflessione 4
8Polvere 1
Neve 1
Ombreggiamento 2
Pannello FVTecnologia 52
60Funzionale (Temperatura) 8
Sistema di condizionamentopotenza DC/AC
Cablaggi DC 1
14
(BOS) Inseguitore MPPT 2
Inverter 5
Clipping 1
Trasformatore 3
Cablaggi AC 1
Tempi d’inattività 1
Energia elettrica producibile 18%
TABELLA 2: VALORI INDICATIVI DI PERDITA ENERGETICA NEL PROCESSO DI CONVERSIONEFOTOVOLTAICA IN PERCENTUALE DELL’ENERGIA SOLARE CAPTABILE E CONVERTIBILE IN ELETTRICITÀ.
database meteoclimatico geo referenziato (CMSAF) e i dati d’input dell’utentein termini di potenza installata totale dell’impianto, tipo d’impianto e di pannellofotovoltaico con relativa orientazione econfigurazione, ovvero perdite previstenel sistema di condizionamento di potenza, fornisce un piano previsionale di resaelettrica mensile per anno solare tipocongiuntamente alla stima delle perditedi conversione su base media annua.
Risultati e discussione1.6. Analisi delle produzioni dienergia elettrica registrate nell’anno di esercizioLe produzioni di energia elettrica, registrate dai contatori aziendali durante il2012, sono state (Tabella 4) pari a 109,6MWh, 76,2 MWh e 694,3 MWh, rispettivamente per gli impianti fotovoltaici 1, 2 e3; per l’impianto 2 si tratta di un consuntivo solo parziale perché privo di molti dati,come detto in precedenza.Ai fini di una valutazione tecnicoeconomica, specie se comparativa fra più impianti, si ritiene preferibile fare riferimento alla produzione elettrica parametrataalla superficie o alla potenza installata.Su questa base (Tabella 4) si rileva che
l’impianto 3 ha prodotto mediamente circa 0,57 kWh/m2/giorno, più di quantogenerato dagli impianti 1 e 2 che presentano valori pari rispettivamente a 0,46 e0,45 kWh/m2/giorno.Con riferimento alla Figura 7, si segnalacome si siano verificate, nel corso dell’anno, importanti fluttuazioni delle produzioni elettriche nei tre impianti dovuteall’alternarsi delle stagioni e alla variabili
tà delle condizioni di esercizio e meteoclimatiche locali.In un confronto prestazionale dei tre impianti, considerando le stagioni estreme,inverno ed estate, si osserva che l’impianto 3 è stato il più produttivo nel periodo invernale grazie alla miglior geometriadi captazione (0,35 kWh/m2/giorno),mentre, tra quelli integrati su tetto, l’impianto 1 ha prodotto più dell’impianto 2(0,15 contro 0,08 kWh/m2/giorno) acausa di strati di neve e ghiaccio formatisi sulla copertura quasi orizzontale di sostegno (il fienile) in particolare in febbraio (Figura 7). L’impianto 3, pur restando ilpiù efficiente in assoluto anche in estate,grazie ad una migliore ventilazione, harilevato il più piccolo incremento interstagionale (invernoestate) di produzione elettrica specifica (+0,47 kWh/m2/giorno) a causa dell’inclinazione non ottimale dei pannelli per il periodo estivo.Invece, gli impianti 1 e 2, hanno realizzatolo stesso incremento interstagionale(+0,50 kWh/m2/giorno).1.7. Stima dell’energia elettrica teoricamente producibileI valori di energia attesi, secondo il nostromodello previsionale e secondo il softwa
• Figura 6 Diagramma di flusso logico di modelli previsionali della resa elettrica di impianti fotovoltaici.
• Figura 7 Produzione elettrica mensile per metro quadro di superficie captante relativa agli impiantifotovoltaici 1, 2 e 3 durante il 2012. Le linee a tratti si riferiscono a dati non disponibili.
re PVGIS, per gli impianti fotovoltaici inesame, sono riportati nei paragrafi seguenti secondo la stessa sequenza logica di calcolo mostrata in Figura 6, vale adire tenendo distintamente conto dell’energia solare captabile da ogni superficie e dell’efficienza di conversione degliimpianti (pannelli e catena di conversione).1.7.1. Disponibilità di energia solare incidente sui pannelli fotovoltaiciPer una data località geografica, la disponibilità media annua di energia solarecaptabile è funzione dell’orientazione(Azimut) e dell’inclinazione (Tilt) del pannello fotovoltaico.In generale, un incremento dell’angolo diTilt produce effetti differenti in funzionedell’orientamento del piano fotovoltaico(Figura 8). Infatti, per un orientamento aSud, se cresce l’inclinazione rispetto all’orizzontale, l’energia solare captabileaumenta fino a un valore massimo cuicorrisponde un angolo di Tilt ottimale di32÷36° (condizione di massima efficienza assoluta annua). Al contrario, perorientamenti a est e a ovest, un incremento d’inclinazione produce l’effettoopposto, come si vede in Figura 8, giacché a un aumento di efficienza conseguibile quando il sole è più basso, in inverno,corrisponde un peggioramento equivalente quando il sole è più alto, nei mesiestivi. Più sfavorevole in assoluto èl’orientazione a nord in cui l’energia solare potenzialmente disponibile tende adannullarsi con il pannello in posizione verticale.Per questi motivi, la miglior geometria dicaptazione nei casi da noi esaminati risulta quella dell’impianto 3 (a terra) conun valore medio annuo di energia solarecaptabile di 4,7 kWh/m2/giorno comeconfermato dalle elaborazioni sui dati Arpa (Figura 4).Per gli impianti fotovoltaici integrati è invece fondamentale la conformazione deltetto (monofalda, a capanna, a shed) e
delle eventuali strutture di supporto.L’impianto 1 si trova in condizioni abbastanza favorevoli grazie all’elevata pendenza della falda di tetto. Infatti, l’energiasolare captabile è pari a 4,5 kWh/m2/giorno (sia secondo Arpa, sia secondoPVGIS) con una differenza, rispetto aquanto stimato per il più correttamenteorientato impianto 3, solamente del 6%.Ciò rivela che la soluzione integrata sutetto, nel caso di edifici con asse longitudinale orientato estovest e con coperture di discreta pendenza, possiede unbuon grado di competitività rispetto allasoluzione con disposizione libera (sia come orientazione che come inclinazione)dei pannelli, grazie allo sfruttamento della meglio esposta falda a sud.Nel caso dell’impianto 2, per le faldeesposte a est e ovest del tetto a capannadel fienile, (Figura 4), la disponibilità annua di energia solare captabile è prossima a quella ottenibile da un pannello orizzontale nel sito d’interesse (3,8÷4 kWh/m2/giorno). Inoltre, confrontando, a parità di orientazione, la falda ovest del fienilecon quella della stalla a stabulazione fissa (Impianto 2), si osserva come la maggior pendenza di quest’ultima non generiun grande calo dell’energia solare capta
bile rispetto all’orizzontale. Al contrario,domina, rispetto alla pendenza, il fattoreorientazione: infatti, dal confronto, a parità d’inclinazione, tra la falda sud dell’impianto 1 e quella ovest dell’Impianto 2, lamiglior orientazione della prima installazione determina un incremento di energia solare captabile, riferita alla condizione di piano orizzontale, superiore del14% rispetto alla seconda.1.7.2. Efficienza degli impianti fotovoltaici sulla base dei dati d’insolazione ArpaLe principali inefficienze negli impiantiesaminati sono riconducibili al funzionamento dei pannelli fotovoltaici e del sistema di condizionamento di potenza elettrica DC/AC.In generale, essendo variabili nel tempo,sono stati scelti quattro periodi settimanali, uno per stagione, e si è analizzata lavariabilità dei rendimenti stimati sia per ipannelli fotovoltaici che per la linea dicondizionamento a valle (Figura 9).Rendimento dei pannelliPer quanto riguarda il rendimento deipannelli, si evidenzia la miglior tecnologiadell’Impianto 3, al silicio monocristallino,durante tutta l’annata di esercizio, convalori massimi durante le stagioni inverno
• Figura 8 Variazioni percentuali di energia solare captabile annualmente da un piano fotovoltaico,comunque esposto e inclinato rispetto alla condizione orizzontale, in funzione degli angoli di Tilt (da 0° a90°) e Azimut (da Sud a Nord). Le variazioni sono calcolate sulla base dei dati d’insolazione CMSAFPVGIS nel sito d’interesse.
(13,34%) e primavera (13,02%), e minimi nel periodo estivoautunnale(12,52%) per effetto delle più alte temperature (Figura 9a). I valori di rendimento da noi stimati risultano comunqueinferiori a quello nominale (14,5%).Anche i pannelli al silicio policristallino(impianti 1 e 2) presentano, durante lastagione estiva, rendimenti stimati inferiori ai rispettivi valori nominali, per entrambi gli impianti, attorno all’11,6%, conuna riduzione di circa 3 punti rispetto al
valore dichiarato dal costruttore (13,8%e 14% rispettivamente); riduzione di efficienza comunque superiore al 2% circa,valutato nel caso dell’impianto 3 grazie almiglior raffrescamento estivo.I pannelli degli impianti 1 e 3 mostranoun rendimento stimato abbastanza costante nell’anno con variazioni non oltrel’1% rispetto ai relativi valori nominali. Siosserva, infatti, in Figura 9a, un andamento simile con valori massimi in inverno e primavera, e minimi in estate e au
tunno. Al contrario, il rendimento stimatodel pannello 2, pur registrando le stesseprestazioni estive del pannello 1, risentenegativamente della configurazione sutre sezioni dell’impianto e, conseguentemente, delle tre differenti esposizioni; inparticolare, quelle delle sezioni sul fienileche, essendo quasi orizzontali, non garantiscono una captazione di energia solare continua nel tempo. Infatti, in inverno,il rendimento stimato del pannello 2 èinferiore di 4 punti percentuali rispetto al14% nominale, a causa di prolungati periodi di copertura nevosa.Rendimento della catena di conversionea valleIn Figura 9b si osserva che, mentre ilrendimento stimato della linea di condizionamento di potenza (BOS) dell’impianto 3 risulta costante durante tuttol’anno in quanto, come si è detto, stimato su base media annua (Par. 1.5) , irendimenti BOS stimati per gli impianti 1e 2, mostrano un andamento variabile neltempo in funzione dell’efficienza mediadegli inverter valutata durante ogni periodo campione. Infatti, durante la primaverae l’estate, i periodi dell’anno di massimaproduzione elettrica, quindi di maggiorcarico di esercizio degli inverter, i rendimenti BOS stimati degli impianti 1 e 2tendono a valori più elevati, in media pariall’84%, mentre, in autunno e inverno,sono al di sotto dell’82%.Inoltre, confrontando, a parità di stagione,i valor medi del rendimento del sistema dicondizionamento dell’impianto 3 conquelli degli impianti 1 e 2 si evidenzia unvalore di efficienza maggiore del primo, evariabile da un massimo del 7,5%, in inverno e autunno, a un minimo del 5,5%, inprimavera ed estate. Questa differenzaha una duplice causa.In primo luogo, il maggior tasso di obsolescenza delle installazioni integrate su tetto (più vecchie di due anni) in quanto ognianno di esercizio produce una riduzionedell’1% sul rendimento complessivod’impianto; in secondo luogo, il valore no
• Figura 9 Rendimenti stimati dei pannelli (a) e dei sistemi di condizionamento di potenza Bos (b) degliimpianti fotovoltaici durante le settimane campione di ogni stagione. I valori si riferiscono al giorno mediosettimanale.
minale considerato per l’inverter dell’impianto 3 (Par. 1.5), non variabile nel tempo rispetto a quanto fatto nel caso degliimpianti 12, (Figura 9b), genera unastima dell’efficienza complessiva annuadell’Impianto 3 di circa il 4% superiore aquelle realizzate per gli impianti 1 e 2.1.7.3. Efficienza degli impianti fotovoltaici: confronto con il modelloPVGISAnaloga stima delle perdite annue puòessere fatta secondo il software PVGISriguardo alle dissipazioni termiche neipannelli e a quelle complessive dell’impianto a valle.Con riferimento alla Tabella 3, si può osservare che tanto le nostre previsioni diperdita termica nei pannelli, quanto quelle del modello PVGIS confermano comel’impianto 3 a terra sia il migliore perchémeglio ventilato e orientato, mentre leinstallazioni integrate su tetto sono caratterizzate da maggiori dissipazioni, specialmente l’Impianto 2.Le previsioni del nostro modello sono abbastanza concordi con quelle fornite daPVGIS nel caso dell’Impianto 1, mentre
per gli Impianti 2 e 3, differiscono pereccesso, in media del 2,45%. Ciò è imputabile, nel caso dell’Impianto 2, a unamaggior temperatura di esercizio stimatanel nostro modello rispetto a quella fornita da PVGIS, specialmente nel periodoestivo, mentre, per l’Impianto 3, tale differenza è causata dal più intenso effetto diraffrescamento per ventilazione, nell’estate del 2012, previsto nel nostro modello.Per quanto concerne le perdite nel sistema di condizionamento di potenza(BOS), le stime fornite dal nostro modelloe quelle di PVGIS sono concordi nel casodegli impianti 1 e 2, evidenziando unoscostamento del ±0,40%. Per l’Impianto3 si registra una perdita di sistema inferiore di circa il 6% rispetto a quanto valutato per gli impianti 1 e 2 perché, comeprima detto, in questo caso si è considerato il rendimento nominale dell’inverterdel 97% (es. se si fosse adottato un rendimento annuo calcolato analiticamentedel 93%, come fatto nel nostro modelloper gli Impianti 1 e 2, le perdite di sistema, anziché del 10,1%, aumenterebbero
fino al 13,9% Tabella 3).E’ interessante infine osservare che l’Impianto 3 non presenta livelli di efficienzatotale tanto più elevati, secondo entrambii modelli previsionali, rispetto agli impianti1 e 2. Infatti, confrontando l’impianto 3con l’1 si ha una differenza di perditatotale variabile dal 4%, secondo PVGIS,al 5,7%, secondo il nostro modello. Ciòsignifica che gli impianti fotovoltaici integrati, se ben orientati e dimensionati,possono raggiungere livelli di efficienzateorici prossimi a quelli degli impianti aterra.1.8. Validazione dei modelli previsionali di resa elettrica degli impianti fotovoltaiciUna validazione delle stime di resa elettrica, quella realizzata sulla base del nostro modello, secondo i dati d’insolazioneArpa, e quella fornita dal software PVGiS,è stata realizzata per comparazione conle produzioni reali degli impianti fotovoltaici registrate nel 2012. Per questo si èadottato un parametro sintetico dato dalrapporto fra la differenza tra resa elettrica stimata e reale e quella reale espressoin percentuale(∆E= (EsER)∕ER .Entrambi i modelli hanno fornito stimenel complesso soddisfacenti, quanto aproduzione annua, con un’approssimazione che si mantiene all’interno di un10% circa: per eccesso, nel caso degliimpianti 1 e 2, e per difetto, nel casodell’impianto 3 (Tabelle 4 e 5).Inoltre, il nostro modello sembrerebbefornire previsioni più precise nel casodell’impianto 3, mentre, per le installazioni integrate su tetto, impianti 1 e 2, ilmodello PVGIS fornisce stime più prossime alla resa elettrica reale. Quest’ultimacircostanza trova una parziale spiegazione nell’eventualità che il soleggiamentoverificatosi in azienda sia stato inferiore aquello registrato nella stazione Arpa peralcuni periodi. Se, infatti, si fa riferimentoalle previsioni di perdita totale (Tabella 3),la previsione di PVGIS, a parità di perdita
IMPIANTO FV 1 2 3
Perdite diconversione
(%energia solareteorica)
Modellosu datiArpa
ModelloPVGIS
Modellosu datiArpa
ModelloPVGIS
Modellosu datiArpa
ModelloPVGIS
Pannello(Temperatura, bassoirraggiamento, ecc.)
13,40 13,70 14,60 12,90 12,80 9,60
BOS(Inverter, cavi,fenomeni diriflessione, ecc.)
16,40 16,00 16,50 16,90 10,10 16,30
Totale 27,60 27,20 27,90 27,20 22,00 24,10
I valori sono espressi in percentuale rispetto all’energia solare incidente sui pannellifotovoltaici.
TABELLA 3: PERDITE DI CONVERSIONE PREVISTE DAL NOSTROMODELLO, SECONDO I DATI METEOCLIMATICI ARPA, E QUELLEFORNITE DAL SOFTWARE PVGIS RELATIVAMENTE AGLI IMPIANTIFOTOVOLTAICI 1, 2 E 3 DURANTE IL 2012.
totale, nel caso degli impianti 1 e 2, risulta più precisa del 9% rispetto a quella delnostro modello, su base annua, e, in maggior misura, nel periodo invernale, (Tabella 5). Tuttavia l’ipotesi di una sovrastimadell’intensità d’insolazione Arpa rispettoal reale aziendale, non trova confermaper quanto riguarda l’impianto 3, la cuiproduzione prevista è inferiore al reale.Anzi, se si applicasse per il rendimentodell’inverter di questo impianto un modello analitico di stima analogo a quantofatto per gli impianti 1 e 2, la perditatotale dell’impianto aumenterebbe contribuendo ad abbassare ulteriormente lastima di resa elettrica del nostro modellorispetto alla produzione reale. Ne deriverebbe una riduzione del relativo •• annuoverso valori negativi più elevati, più prossimi, peraltro, alle previsioni PVGIS (dal2,76% al 10,90%). Si osserva dunqueun’incertezza generale sulla stima delleperdite di preconversione fotovoltaicaper l’annata in esame o, comunque, l’esistenza di fattori di variabilità dell’intensitàsolare non considerati in entrambi i modelli.In definitiva, l’Impianto 3 ha presentatonel 2012 una produzione elettrica maggiore rispetto alle previsioni, sia secondoil modello basato sui dati Arpa sia secondo quello PVGIS. Nel caso delle installazioni complanari, l’Impianto 1, quantunque della stessa potenza del 2, ha prodotto più di quest’ultimo, sia secondo idati di produzione elettrica reale, che secondo le stime fornite dai modelli previsionali di cui sopra, grazie alla miglioreesposizione e orientazione ovvero allaconfigurazione del sistema BOS.
ConclusioniL’analisi prestazionale condotta sui datireali di produzione di energia elettricadegli impianti esaminati ha in primo luogoevidenziato che l’installazione a terra (impianto 3) è quella energeticamente piùefficiente, per unità di superficie fotovoltaica, rispetto alle installazioni integrate
sui tetti degli edifici, con una differenzaannua del 26% durante il 2012 (Tabelle3 e 4). Concorrono a tale risultato unaserie di fattori: l’orientazione quasi ottimale (16%) e la miglior componentistica(10%), ivi includendo la miglior tecnologia fotovoltaica (1%), il maggior raffrescamento estivo (3%), il sistema d’inversione con inverter dedicato per stringa(4%), ideale per gestire eventuali ombreggiamenti e/o variazioni repentinedell’energia solare incidente, la minor obsolescenza tecnica (2%).Il modello di stima dell’energia elettricaproducibile da ogni impianto fotovoltaicoqui illustrato, utilizzando i dati meteoclimatici misurati nella più vicina stazioneArpa e quelli tecnici reperibili sulla componentistica degli impianti, ha consentitodi ottenere risultati direttamente raffrontabili, per l’annata di esercizio esaminata,con le previsioni fornite dal software tecnicocommerciale PVGIS, che impiega,invece, database meteoclimatici basatisu serie di rilevamenti satellitari ultradecennali.I risultati ottenuti dal nostro modello hanno evidenziato una maggior variabilitànella previsione della resa elettrica mensile al variare delle stagioni rispetto aquanto desumibile da PVGIS a causa diperdite di preconversione non facilmente valutabili (es. neve) o comunque fattoridissipativi non noti a priori. Tuttavia le
nostre previsioni di perdita totale per gliimpianti esaminati sono state in generaleconcordi con quelle fornite da PVGIS.Per quanto riguarda la stima delle reseelettriche, il software PVGIS ha fornitorisultati più vicini alle produzioni reali perquanto riguarda le installazioni integratesu tetto, con una precisione maggiore del9% rispetto al nostro modello. Viceversaquest’ultimo ha fornito una previsione piùaccurata del 7% per l’impianto a terra.Tale differenza può derivare tanto dall’incertezza sulle perdite di preconversioneassunte nel nostro modello, quanto dalladiversa distribuzione dell’intensità solare,quale inevitabilmente si ottiene confrontando rilevamenti a terra di un dato anno,(come sono i dati Arpa), con misure satellitari mediate su una serie di più anni,(quali si trovano in PVGIS). Probabilmente si tratta di un concorso di entrambe lecause ipotizzate. Ciò detto si evince chePVGIS ben si presta per previsioni di mediolungo termine (es. vita tecnica di unimpianto), ma meno per valutazioni subase annua o comunque di breve duratatemporale.I due modelli previsionali hanno inoltremostrato come, passando dall’installazione a terra a quelle integrate sul tetto, laperdita di energia prodotta sia compresatra il 6% e l’11% (Tabella 3 e 4). Unadifferenza non di grande rilievo che cipermette di affermare che gli impianti
IMPIANTO FV 1 2 3
Energia elettrica prodotta nel 2012 (MWhel) 109,6 76,2 694,3
Produzione elettrica media giornaliera nel 2012(kWhel/m2/giorno)
0,458 0,446 0,574
Resa elettrica giornaliera mediaannua stimata
(kWhel/m2/giorno)
Modello su dati Arpa 0,509 0,497 0,56
Modello PVGIS 0,47 0,455 0,493
TABELLA 4: PRODUZIONI ELETTRICHE REALI ANNUE E MEDIEGIORNALIERE PER METRO QUADRO DEGLI IMPIANTIFOTOVOLTAICI 1,2 3 E RELATIVE PREVISIONI DI RESA ELETTRICASECONDO IL NOSTRO MODELLO SUI DATI D’INSOLAZIONE ARPA,E SECONDO IL SOFTWARE PVGIS.
fotovoltaici installati su tetto, se si dispone di falde ben orientate e inclinate, condizione solitamente facile da realizzare inun’azienda zootecnica dotata di ampiesuperfici coperte, possono costituire unavalida soluzione anche rispetto alle installazioni a terra le quali, peraltro, comportano effetti negativi sul piano ambientale.Questo, naturalmente, se si adottano tuttigli accorgimenti progettuali e gestionaliche consentano di ottimizzare le prestazioni di detti impianti. Dal punto di vistacostruttivo, gli aspetti fondamentali daconsiderare sono, innanzitutto, l’orientazione, l’esposizione e la conformazionedel tetto (vedi, per le condizioni ottimali,l’articolo “Pannelli Solari. Se si applicanoalle stalle” di P. Liberati e P. Zappavigna,n. 13/2013); inoltre assume rilevanteimportanza la tipologia della componentistica installata, con particolare riguardoai pannelli e agli inverter posti nella lineadi condizionamento di potenza a valle.L’influenza della tecnologia fotovoltaicaimpiegata è importante specialmente perimpianti integrati con orientazione nonottimale e/o con impianti suddivisi in piùsezioni. Nella progettazione di queste installazioni si deve ammettere a priori unaproduttività, energetica ed economica, ridotta rispetto a quella garantita da un
impianto di stessa potenza, ma conorientazione idonea. Per questo motivo,la scelta della tecnologia fotovoltaica deve tener conto anche dell’aspetto economico perché un pannello al silicio monocristallino offre sì migliori rendimentienergetici, di uno in policristallino, ma èanche più costoso. Perciò se non è impiegato nelle condizioni ottimali potrebbeportare a svantaggi sul piano del ritornoeconomico. In effetti, i pannelli al siliciopolicristallino impiegati negli impianti integrati qui esaminati, hanno sì rendimentinominali più bassi rispetto a quelli in monocristallino, ma consentono anche dicaptare meglio la quota d’irraggiamentodiffuso, particolarmente rilevante nelNord Italia per la presenza di frequentiannuvolamenti o nebbia.Altro fattore importante è il mantenimento di una bassa temperatura del pannello,specie in situazione stiva quando si raggiungono temperature di esercizio oltre i60°C. Abbiamo, infatti, osservato che leperdite di conversione in estate possonoarrivare fino al 14% rispetto al 10÷12%dell’impianto a terra. Pertanto occorrerebbe prevedere una buona circolazioned’aria attorno ai collettori, cosa più problematica, ma non impossibile da ottenere, per i moduli a integrazione totale (es.con un adeguato distanziamento fra fon
do del pannello e copertura tenendo altresì conto della direzione delle brezzeestive).La linea di condizionamento di potenzaDC/AC è anch’essa sede di dissipazionilegate fondamentalmente al tipo e allaconfigurazione degli inverter, ossia al lorocorretto dimensionamento e funzionamento al variare del carico. Solo quest’ultimo aspetto, infatti, può generare unaperdita fino a un massimo del 7% subase annua, secondo le nostre stime.Nel complesso, le perdite di sistema producono una riduzione fino al 17% dell’energia solare convertibile, sia secondoil nostro modello che sulla base delleprevisioni fornite da PVGIS. La sceltadella configurazione degli inverter, per installazioni integrate, dipende dall’orientazione e dalla presenza di più sottocampifotosensibili. Se per un impianto integrato su un’unica falda ben esposta, si predilige un inverter centralizzato, più economico, nel caso d’installazioni con più sezioni e orientazioni, è consigliabile ricorrea una configurazione multistringa, più costosa ma che offre un livello di efficienzapiù elevato dando la possibilità di gestireeventuali attenuazioni solari in modo disaccoppiato (sia ombreggiamenti di edifici adiacenti che la maggior nuvolositàdurante i mesi invernali).Infine si osserva come, dal punto di vistadella gestione di un impianto fotovoltaico, sia utile disporre oltre che di un contatore dell’elettricità prodotta, anche diun sistema di monitoraggio adeguatoche, mediante misurazioni in loco dell’intensità d’irraggiamento normale ai pannelli e della loro temperatura, consentadi ricavare indicazioni qualitative sulleprestazioni del sistema. Impiegando modelli previsionali di resa elettrica, comequello da noi realizzato, con questi dati è,infatti, possibile eseguire una valutazione qualitativa ex post del processo diconversione e individuare soluzioni attea ottimizzare le prestazioni degli impianti,esistenti o di nuova costruzione. •
IMPIANTO FV 1 2 3
ΔE (%)Modello sudati Arpa
Modello Modello sudati Arpa
Modello Modello sudati Arpa
Modello
PVGIS PVGIS PVGIS
Inverno 25,71 11,63 13,99 8,46 24,78 8,39
Primavera 10,21 2,28 12,67 5,12 8,15 11,92
Estate 8,26 1,96 10,97 3,51 9,82 14,28
Autunno 15,31 13,33 6,62 17,69 4,72 0,22
ANNO 11,07 2,49 11,43 1,91 2,76 10,6
TABELLA 5: VARIAZIONI ••, STAGIONALI E ANNUE, DELL’ENERGIAELETTRICA STIMATA SECONDO IL MODELLO PREVISIONALE SUIDATI ARPA, E SECONDO IL SOFTWARE PVGIS, RISPETTO AQUELLA REALMENTE PRODOTTA DAGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 1,2 E 3 DURANTE IL 2012.
Recommended