IL PERFORMANCE RATIO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

E’ uno dei parametri più importanti per misurare l’efficienza e la qualità di un impianto fotovoltaico. Sempre più spesso viene utilizzato nei contratti di O&M come SLA tra proprietari/gestori e aziende di manutenzione.

E’ uno degli indici di performance degli impianti definiti dalla norma CEI EN 61724. In concreto il Performance Ratio definisce il rapporto tra il rendimento energetico effettivo e il possibile rendimento teorico.

Esso non dipende dall’orientamento dell’impianto  e dall’irraggiamento cui esso è soggetto in quanto la radiazione solare effettivamente ricevuta viene misurata sul piano dei moduli.  Grazie al Performance Ratio, è possibile paragonare la qualità progettuale di impianti fotovoltaici  diversi ubicati ovunque. Lo stesso indice, quando rilevato in periodi successivi sullo stesso impianto, è indice del degrado dell’impianto stesso.

Il Performance Ratio (PR) viene espresso in percentuale e definisce il rapporto derivante dal rendimento effettivo e il rendimento teorico dell’impianto fotovoltaico. Indica quindi la percentuale di energia realmente disponibile per l’immissione in rete una volta dedotte le perdite energetiche.

Più il valore PR rilevato per l’impianto fotovoltaico è vicino al 100%, più efficace sarà il funzionamento dell’impianto stesso. Tuttavia un valore del 100% non sarà mai realmente raggiunto poiché nel funzionamento dell’impianto fotovoltaico ci sono sempre delle perdite inevitabili (per es. perdite termiche dovute al riscaldamento dei moduli fotovoltaici).

Impianti fotovoltaici molto efficienti possono comunque raggiungere un Performance Ratio dell’80-85%

Rilevare regolarmente il Performance Ratio, a scadenze prestabilite, non consente tuttavia un confronto assoluto, ma rende possibile un controllo del funzionamento e del rendimento: se al momento della messa in funzione di un impianto fotovoltaico si presuppone che in quel momento funzioni perfettamente, con un valore in uscita di Performance Ratio pari ad un TOT%, tramite il rilevamento di altri valori PR nel corso del tempo è possibile riconoscere anomalie adottando tempestivamente i provvedimenti necessari. Le divergenze del  valore PR sotto forma di valori inferiori alla norma segnalano quindi una possibile avaria dell’ impianto fotovoltaico.

Per calcolare il Performance Ratio di un impianto fotovoltaico è necessario fare alcune considerazioni.

Calcolo del PR

La Formula per il calcolo del Performance Ratio è la seguente

PR=Eon/(Hom*S*h) (1)

Eon = Energia totale prodotta misurata nel punto di consegna [Kwh]

Hom = Energia solare per m2[kWh/m²] misurata sul piano dei moduli tramite sensori. Questo valore va calcolato come media del periodo di osservazione.

S=superfici utile del pannello [m2]

h =  l’efficienza di conversione dei  pannelli ossia il rapporto espresso in % tra l’energia solare raccolta dalla superficie dei pannelli fotovoltaici e la potenza di picco Wp prodotta:

h= Ep/(S*Istc) (2)

Ep = Potenza di picco del pannello [Wp]

S=superfici utile del pannello [m2]

Istc = 1000 W/m², irraggiamento di prova in condizioni standard (STC)

La formula (1) evidenzia che il PR dipende solo ed esclusivamente dal rapporto tra l’energia che immetto in rete e quella che viene raccolta e convertita dai moduli. L’azimuth e il tilt dei moduli non influenzano il PR proprio perché Hom  viene misurato sul piano dei moduli tramite solarimetro.

Sostituendo la formula (2) nella (1)  si arriva ad una formula del PR più semplice da calcolare in quanto priva del rendimento (che si trova comunque nei datasheet dei pannelli) e della superficie totale occupata dai pannelli (non di immediata disponibilità):

 PR=(Eom/Ep)/(Hom/Istc) (3)

dove:

Hom = Energia solare per m2[kWh/m²] misurata sul piano dei moduli tramite sensori.

Questo valore va calcolato come media del periodo di osservazione.

Il rapporto Hom/Istc  viene anche detto Energia nominale prodotta dall’impianto

 

Fattori che influenzano il PR

Temperatura dei moduli fotovoltaici

Alle basse temperature un modulo fotovoltaico è particolarmente efficiente perché la conduzione di corrente viene meno ostacolata dalle vibrazioni del reticolo cristallino del silicio.  Tali perdite si stimano intorno al il 4-5% nel nord Italia, 7-8% nel sud. 

Ciò che influenza però il PR non è la perdita di potenza prodotta dal modulo bensì la differenza di sensibilità verso la temperatura tra il piranometro e i pannelli.

In inverno, il PR assume valori maggiori rispetto all’estate perché la temperatura dei moduli è inferiore ed il loro rendimento maggiore.

Irraggiamento solare e dissipazione 

Quando l’irraggiamento ha valori molto bassi (mattina, sera, a causa di nuvole….) all’inverter non arrivano valori di tensione e corrente compresi nel suo range di funzionamente ideale e perde efficacia nella conversione.  Le perdite dovute a questo fenomeno sono  comprese nel range 2- 4% e si riflettono in maniera negativa nel calcolo del PR.

Sporcamento dei moduli fotovoltaici 

Dipendentemente dall’inclinazione dei pannelli e dall’ambiente dove sono installati, la sporcizia  fa diminuire il rendimento di un impianto di un valore compreso nel range 1-7%.  Se il piranometro è soggetto agli stessi eventi atmosferici dei pannelli, il valore del PR non viene influenzato, altrimenti si può avere un’influenza positiva o negativa nel calcolo del PR.

Ombreggiamento

Il fenomeno può portare a delle perdite notevoli se le stringhe non sono state posizionate in maniera opportuna. L’influenza nel valore del PR può essere positiva o negativa dipendentemente dalla posizione relativa di piranometro e pannelli.

Perdite di conduzione

Le perdite Ohmiche sono dovute all’effetto joule che si verifica durante il passaggio della corrente nei cavi di rame; tali perdite dipendono dalla sezione e dalla lunghezza dei cablaggi.

Le perdite di conduzione sono comprese tra 1-3% e si riflettono totalmente sul PR.

Rendimento dell’inverter

Le perdite nel sistema di conversione sono dovute all’efficienza dell’inverter ed alle perdite nel trasformatore; per sistemi fissi tali perdite possono essere stimate come 1 – η dove η è il cosiddetto “Rendimento Europeo”, ovvero la media pesata del rendimento in diverse condizioni di carico in base a quello che è il grado di utilizzazione generico dell’impianto:

 

h =  0.03h5 + 0.06h10+ 0.13h20+ 0.1h30+ 0.48h50+0.2h100    (4)

 

Il Rendimento Europeo è un dato dichiarato dal produttore dell’inverter e si attesta solitamente sul 95%;  Quindi l’influenza del PR è stimata intorno al 5%. Più l’inverter lavora nella sua zona di massimo rendimento (vedi caratteristiche tecniche) migliore sarà il PR.

 

Differenza di tecnologia delle celle solari tra apparecchio di misurazione  e moduli fotovoltaici

Le curve di sensibilità alla radiazione solare in funzione della lunghezza d’onda sono diverse per piranometri e le celle solari. In generale  sono da preferire piranometri a termopila che offrono una sensibilità uniforme alla lunghezza d’onda  e quindi in grado di assorbire quasi la stessa energia assorbita da una cella amorfa, monocristallina o policristallina. In ogni caso il PR viene influenzato in direzione positiva o negativa dall’accoppiata piranometro-cella fotovoltaica dando luogo ad un errore di misura del PR che ne può compromettere l’effettivo scopo.

Periodo di rilevazione

Se il periodo di rilevazione è troppo breve (cioè inferiore a 1 mese), il PR perde la sua capacità di indice qualitativo dell’impianto e non è utilizzabile per confronta impianti diversi. In questo caso infatti, il sole basso all’orizzonte, temperature basse o elevate e/o  ombreggiamenti influenzano in larga misura il risultato del calcolo e tale risultato non è valido ai fini di una comparazione con quello di un altro impianto. Periodi di rilevazione del PR inferiori ad un mese possono comunque essere utili per evidenziare eventuali anomalie tecniche nell’impianto.

 Grado di rendimento dei moduli fotovoltaici

Il grado di rendimento dei moduli fotovoltaici influisce sensibilmente sul Performance Ratio dell’ impianto fotovoltaico. Maggiore è il grado di rendimento del modulo fotovoltaico e maggiore sarà il valore PR (con corrispondenti condizioni generali come l’elevato irraggiamento solare del sito ecc.).

Degradazione delle celle solari

La degradazione delle cellule solari riconducibile all’età porta negli anni a un valore PR più basso. Le celle solari monocristalline e policristalline invecchiano fino al 20% in 20 anni.

Esempio: calcolo del Performance Ratio per un periodo di osservazione di 1 anno

Supponiamo di avere un impianto da 995,54 KWp a Campobasso che in un anno ha prodotto 1.355.215 KWh.

Se nel corso dell’anno ho misurato una radiazione solare media di 1752 KWh/m2, il PR può essere così calcolato:

PR= (1355215/995540) / (1752/1000) = 0,776  => 77,6%

Il valore ottenuto è un valore tipico dei moderni impianti fotovoltaici che normalmente ottengono un PR incluso nell’intervallo 75%-82%.

Considerazione sul PR

Come spiegato prima, il PR è fortemente condizionato dalle caratteristiche relative tra pannello fotovoltaico e solarimetro. In particolare la radiazione misurata da quest’ultimo che sta a denominatore della (3) deve essere il più preciso possibile per dare un valore di PR verosimile.

Un fattore che influenza il valore di irradianza misurato da un solarimetro è l’angolo di incidenza della radiazione solare diretta e/diffusa. La causa di ciò può essere ad esempio la tipologia costruttiva del solarimetro.  Per esempio  una struttura aperta permette alla cella di silicio di rilevare una maggiore quantità di luce, perché include anche le componenti diffuse.  Invece una struttura “chiusa” del solarimetro costituisce un ostacolo al passaggio ottimale della luce.

Il principio di funzionamento dei solarimetri sono essenzialmente 2:

–          piranometri a termopila che restituisce un valore di tensione proporzionale alla temperatura di una superficie assorbente nei confronti della radiazione

–          sensori che usano l’effetto fotovoltaico il cui principio di funzionamento è esattamente quello delle celle dei moduli fotovoltaici in cui viene generata una corrente di elettroni proporzionale alla radiazione incidente.

La differenza fondamentale nei confronti dell’energia misurata è nei confronti della sensibilità alla frequenza della radiazione incidente.

Infatti, considerando le condizioni STC e un AM (Air Mass) di 1,5 circa il 41% dell’energia è inclusa nella frequenza del visibile, il 15% nella frequenza UV e 44% nell’IR.

Nel piranometro a termopila  la superficie assorbente ha uguale sensibilità alle frequenze IR, visibili e UV in quanto possiede al suo interno un cosiddetto “corpo nero” ed è quindi in grado di misurare adeguatamente l’energia solare.

Un sensore ad effetto fotovoltaico è invece sensibile alla sola radiazione in grado di generare la produzione di elettroni nel semiconduttore. Ad esempio una cella fotovoltaica con silicio amorfo è più sensibile alle frequenze visibili piuttosto che a quelle IR.

E’ evidente quindi che un sensore a termopila è sempre in grado di misurare la radiazione in maniera più precisa (alcuni studi parlano di un errore 0-5%) di un piranometro con fotodiodo (-10%< err  <15%) o di una cella fotovoltaica (-15%<err<0%). Alcune sensori a fotodiodo privi di correttore di coseno arrivano a dare errori di misura fino al 30%.

Il centro di sviluppo Devoteam auSystems ha integrato nel software EMS un sistema innovativo per ridurre l’errore di misura del PR dovuti ad imprecisione del solarimetro.

Il solarimetro virtuale integrato nel software EMS consente di calcolare l’irradianza istante per istante e l’irradiazione giornaliera.

Prendendo come riferimento una giornata ClearSky è possibile calcolare un fattore di conversione Kr(t) dato dal rapporto solarimetro virtuale/solarimetro reale. Questo fattore di conversione viene campionato con una granularità al minuto e per tutto l’arco della giornata. In questo modo eventuali  variazioni di sensibilità del solarimetro reale nell’arco della giornata  vengono evidenziate e, grazie ad un processo di rimodulazione, viene calcolato il cosiddetto “PR rimodulato”.

Grazie a tale soluzione, gli scostamenti dal PR rimodulato risultano effettivamente sintomo di un problema di performance dell’impianto o di un carente servizio di manutenzione.

 

Un altro metodo per ridurre gli errori sul calcolo del PR è quello di usare un piranometro classificato come “secondary standard”, cioè il massimo tra gli strumenti per la misura della radiazione globale secondo la norma ISO-9060. Il costo di questa soluzione può però superare qualche migliaio di euro.

 

 

Esempio di calcolo del Kr(t)

Nel grafico che segue un solarimetro ha caratteristiche costruttive tali da renderlo sensibile alla radiazione solare solo quando il sole ha un’elevazione superiore a 10° rispetto all’orizzonte. In aggiunta l’errore di misura dell’irradianza è maggiore quando la stessa elevazione supera i 30°.  In questo caso, il calcolo del fattore di Kr(t) istante per istante permette di calcolare l’errore di misura commesso dal solarimetro reale.

 

Conclusioni

Se è vero che il PR spesso viene considerato l’indice principe di perfomance di un impianto fotovoltaico è evidente che esso può essere spesso affetto da errori di misura che lo rendono poco attendibile quando lo si vuole usare nei contratti O&M come SLA  o per comparare impianti diversi.  

 

 

 

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