Come migliorare le prestazioni del fotovoltaico in ombra? O, più precisamente, su quali moduli e tecnologia è meglio puntare per garantire un buon funzionamento dell’impianto in caso di ombreggiamento?
A rispondere è oggi il nuovo studio rapporto tecnico “Performance of Partial Shaded PV Generators Operated by Optimized Power Electronics” redatto dalla IEA PVPS, il Programma sui sistemi fotovoltaici dell’Agenzia internazionale per l’energia. Il documento esamina le prestazioni di vari sistemi elettronici di potenza, tra cui inverter di stringa (SINV) ed elettronica di potenza a livello di modulo (MLPE), categoria in cui rientrano sia gli ottimizzatori fotovoltaici che i microinverter. Quindi offre una tabella comparativa in cui mostra la soluzione migliore a seconda del grado di ombreggiatura dell’impianto.
Fotovoltaico in ombra, le soluzioni tecniche
L’ombreggiatura non omogenea dell’impianto fotovoltaico può comportare perdite sproporzionatamente elevate. Il problema si presenta soprattutto con le installazioni in ambito urbano (tetti e facciate degli edifici) dove è più probabile che i sistemi solari si debbano confrontare con ostacoli fisici inevitabili. Dalle ombre proiettate dai camini e dalle antenne a quelle degli edifici adiacenti o degli alberi circostanti.
In vista del grande ruolo affidato al fotovoltaico urbano nella transizione energetica, per il gruppo di lavoro della IEA PVPS è fondamentale avere sottomano una panoramica delle sfide e delle soluzioni tecniche più efficienti in questo campo.
“Gli sviluppi attuali nell’ingegneria FV mostrano che le massime prestazioni risiedono nella combinazione tra posizionamento ottimizzato dei pannelli, l’utilizzo di moduli tolleranti all’ombreggiatura ed elettronica di potenza ottimizzata”.
Ovviamente la scelta del sito e la collocazione dell’impianto rappresentano passaggi fondamentali ma spesso e volentieri in un contesto costruito si hanno poche opzioni.
Lato pannelli invece il mercato offre moduli fotovoltaici tolleranti all’ombra con diodi di bypass. Installati nella scatola di giunzione dietro al modulo consentono letteralmente di bypassare le celle ombreggiate fornendo un percorso elettrico alternativo per il flusso della corrente generata.
Ancora oggi rappresentano la soluzione più efficiente e robusta per la maggior parte dei pannelli solari in ombra. Tuttavia a causa delle potenze nominali sempre più elevate, la presenza di soli tre diodi di bypass per modulo (la formula “classica”) non è in grado di escludere completamente effetti hot-spot. “Con un numero maggiore di diodi di bypass per area del modulo, è invece possibile bypassare selettivamente anche aree più piccole e meno efficienti […] il che porta a un aumento della resa”, scrivono gli autori.
Ma in aiuto arrivano anche i sistemi elettronici di potenza.
Inverter di stringa vs ottimizzatori di potenza
L’inverter di stringa CC/CA, anche quando si utilizzano pannelli solari standard con solo tre diodi di bypass, porta a rese più elevate per ombreggiamenti deboli e medi. Come nel caso dell’ombra proiettata da un camino o un tubo di ventilazione, in cui non più di un decimo dei moduli nella stringa viene raggiunto contemporaneamente durante le ore di punta.
Con ombreggiamenti da medi a pesanti (dal 10% al 40%), gli ottimizzatori di potenza risultano invece la scelta più appropriata, nonostante la combinazione di moduli FV tolleranti all’ombra con SINV convenzionali può spesso fornire rese annuali comparabili.
Se, però, nel sistema è presente un’ombreggiatura molto intensa, tale che più del 40% dei moduli FV è coperto contemporaneamente, oppure se sono presenti moduli solari con orientamenti diversi e le stringhe sono troppo corte per utilizzare SINV multi-stringa, gli ottimizzatori utilizzati dietro ogni modulo (allMLPE) rimangono la variante di sistema più efficiente.
D’altro canto con un’ombreggiatura debole forniscono una resa inferiore in totale rispetto al semplice SINV, “perché le loro perdite CC/CC hanno un impatto negativo rispetto ai semplici connettori”.
Fotovoltaico in ombra, quale soluzione scegliere?
Per semplificare gli autori hanno prodotto una tabella che mostra l’aumento (+) o la diminuzione (-) delle prestazioni in caso di impianto FV con una configurazione SINV, indMLPE (parzialmente equipaggiato con ottimizzatore di potenza indipendente) e allMLPE (Impianto fotovoltaico completamente equipaggiato con ottimizzatori di potenza).
Le raccomandazioni
Il rapporto fornisce anche una serie di raccomandazioni per progettisti di sistemi e parti interessate. per gli autori i MLPE dovrebbero avere l’opzione parametrica per disattivare la prevenzione dei punti di funzionamento hot-spot, in modo da poter generare la massima potenza fotovoltaica durante tutto l’anno senza il rischio di un dannoso effetto hot-spot, come nel caso dei moduli a mezze celle. Inoltre gli strumenti software commerciali per impianti fotovoltaici devono migliorare i loro prodotti, anziché utilizzare semplici dati di efficienza ponderata non realistica dell’ottimizzatore.
“Vale anche la pena tenere d’occhio gli sviluppi futuri nell’elettronica di potenza, che potrebbero offrire inverter di stringa con più ingressi multi-stringa. Potrebbe essere utile se sul mercato venissero immessi moduli FV tolleranti all’ombra che offrono una tensione CC più elevata rispetto ai moduli standard odierni, in modo da poter fare a meno del convertitore boost CC/CC interno al SINV e aumentare l’efficienza”.
Anche la stabilità a lungo termine dell’elettronica di potenza stessa è un parametro molto rilevante per evitare elevati costi di manodopera in caso di manutenzione. I progettisti di impianti fotovoltaici possono aumentare la resa annuale aumentando la distanza tra il modulo fotovoltaico e l’oggetto che crea ombra quando utilizzano un SINV, senza dover ricorrere a un MLPE.
Leggi QUI (pdf) il report
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