Analisi dei dati emersi dal testbed di Singapore

Il Solar Energy Research Institute of Singapore he reso disponibili le prime informazioni relative al comportamento delle piattaforme facenti parte del testbed di Singapore nel giugno 2018 [33].

Si ricordi che il testbed è stato realizzato con lo scopo di confrontare le maggiori tecnologie presenti sul mercato, valutando aspetti essenziali quali il rendimento energetico, l’effetto di raffreddamento legato alla presenza dell’acqua, la riduzione dell’evaporazione, l’impatto sulla qualità dell’acqua e quello sulla biodiversità.

Per prima cosa si osserva che i dati rilevati dalle stazioni metereologiche installate a terra e su acqua confermano quanto assunto da L. Liu et al. nel loro esperimento, cioè una differenza di temperatura ambiente di circa 5°C tra terra e acqua e una maggiore velocità del vento sullo specchio d’acqua [33]. Tutte le rilevazioni sono state effettuate con cadenza di 45 minuti ma, per semplicità, i grafici sotto riportati si riferiscono ai valori vedi giornalieri di ciascuna grandezza.

Figura 48: (a) Valori rilevati di temperatura ambiente su acqua e a terra; (b) Valori rilevati di velocità del

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Sono stati rilevati inoltre, a terra e su acqua, i valori di umidità e albedo: i valori rilevati di quest’ultima hanno confermato la validità dei valori del coefficiente di albedo (o di riflessione) reperibili in letteratura, assunto pari a 0,07 per le superfici acquose e 0,14 per il suolo (creta, marne) [34]:

Figura 49: (a) Valori rilevati di umidità su acqua e a terra; (b) Valori rilevati del coefficiente di albedo su

acqua e a terra

Sebbene non siano ancora stati resi noti i valori rilevati della temperatura operativa delle celle, SERIES fa sapere che nel confronto basato sull’effetto refrigerante legato alla presenza di acqua e vento la migliore soluzione è risultata essere quella realizzata da Solaris Synergy, grazie al minimo ingombro degli elementi galleggianti, che lasciano libera tutta la superficie sottostante i moduli. Seguono nella classifica le piattaforme fotovoltaiche realizzate da 4C Solar e da NRG Energia, le quali vantano ancora superficie completamente libera sotto i moduli ma usano elementi galleggianti di maggiore ingombro posti ai lati degli stessi, che limitano l’azione del vento. La soluzione peggiore da questo punto di vista è risultata essere la tecnologia Hydrelio di Ciel et Terre, nella quale il blocco principale sulla quale viene fissato isola praticamente la superficie inferiore del modulo, limitando notevolmente l’effetto refrigerante. Una piccola curiosità: sebbene la soluzione prodotta da SMCC risulti molto simile a quella di Ciel et Terre, la configurazione “a cornice” del blocco principale migliora l’effetto refrigerante.

Si può concludere dunque che l’effetto refrigerante, quantificato dal coefficiente globale di scambio termico U, dipende dalla struttura galleggiante [33].

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Figura 50: Valori del coefficiente globale di scambio termico U in funzione della tipologia di struttura

galleggiante

Il dato più significativo tra quelli resi noti è tuttavia il “Performance Ratio” PR relativo al periodo aprile 2017 – marzo 2018.

Il rapporto di prestazione è definito come rapporto tra il rendimento energetico effettivo e il possibile rendimento energetico teorico; non dipende dall’orientamento dell’impianto e dall’irraggiamento cui è soggetto, in quanto la radiazione viene misurata sul piano dei moduli. Pertanto, questo indice permette di confrontare la qualità di impianti fotovoltaici diversi, ubicati ovunque, e può esprimersi come:

𝑃𝑅 =ɳ𝑚,𝑒𝑓𝑓 ɳ_𝑚 =

𝐸𝑡𝑜𝑡

𝐼 ∙ 𝑆_𝑚∙ ɳ_𝑚

dove 𝐸_𝑡𝑜𝑡 è l’energia totale prodotta misurata nel punto di consegna, I è la radiazione solare per unità di superficie, 𝑆_𝑚 la superficie dei moduli e ɳ_𝑚 l’efficienza degli stessi, dichiarata dal costruttore.

I risultati in termini di PR per le varie piattaforme fotovoltaiche partecipanti al testbed sono stati resi noti solo in forma anonima, a tutela delle aziende coinvolte, e sono riassunti nel grafico sotto riportato [33]:

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Figura 51:Performance Ratio dei sistemi fotovoltaici galleggianti partecipanti al testbed di Singapore

relativi al periodo aprile 2017 – marzo 2018

Come visibile in Figura 51, il PR ha raggiunto valori superiori anche del 10 ÷ 15% rispetto a quelli tipici di impianti fotovoltaici installati su tetto a Singapore, che si attestano tra il 75 e l’80%.

Il massimo valore di PR, pari all’89%, è stato raggiunto da una piattaforma galleggiante tale da permettere buona ventilazione della superficie inferiore dei moduli, dunque probabilmente una soluzione tra quelle proposte da Solaris Synergy, 4C Solar e NRG Energia. Emerge inoltre che sulla piattaforma in questione sono stati montati moduli bifacciali, oggi commercializzati solo da pochissime case costruttrici.

I pannelli fotovoltaici bifacciali utilizzano la tecnologia vetro-vetro, ossia il foglio nero posto sulle superficie posteriore dei moduli cristallini convenzionali viene sostituito da una lastra di vetro, del tutto analoga a quella posta sulla superficie anteriore dei moduli tradizionali. Inoltre, le celle di tipo P convenzionalmente impiegate vengono sostituite da celle in grado di generare energia su entrambi i lati, come le celle NeON usate dalla LG [35].

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C’è da dire che l’adozione di moduli bifacciali nel caso di impianti fotovoltaici galleggianti può lasciare perplessi, visto il basso coefficiente di albedo della superficie acquatica rispetto a quello del suolo evidenziato in Figura 49. Il confronto tra il PR di questi moduli con tre diverse tipologie di moduli monofacciali conferma suddetta perplessità:

Figura 53: (a) Confronto in termini di PR tra stringhe bifacciali e monofacciali installate su piattaforme

galleggianti; (b) Confronto in termini di PR tra stringhe monofacciali e bifacciali nel caso di installazioni a terra e su acqua

Nonostante il minor PR delle celle bifacciali rispetto alle monofacciali nel caso di installazione galleggiante, esse possono portare benefici a lungo termine grazie alla presenza del vetro sulla superficie posteriore del modulo, che riduce l’ingresso di umidità nello stesso.

Il testbed ha inoltre evidenziato criticità del fotovoltaico galleggiante che non vengono menzionate nella letteratura esistente.

La prime di esse riguarda la sporcizia dei moduli, causata prevalentemente dagli escrementi di uccelli, che comporta ombreggiamento parziale dei moduli e conseguente peggioramento delle performance degli stessi, oltre alla presenza di punti caldi che accelerano il loro processo di degradazione. Per evitare i problemi elencati è opportuno effettuare frequentemente la pulizia dei moduli; qualora si voglia ridurre la frequenza della pulizia, si può pensare all’impiego di ultrasuoni o barriere per tenere lontani i volatili.

La seconda criticità emersa è legata invece al continuo movimento della piattaforma galleggiante, che si traduce in stress meccanico per i punti di connessione delle strutture rigide, come i collegamenti realizzati mediante bulloneria tra blocchi galleggianti

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adiacenti nelle soluzioni proposte da NRG Energia, Ciel et Terre e SMCC, e per i cavi elettrici.

La terza criticità evidenziata consiste in un difetto di isolamento. Ogni impianto fotovoltaico presenta sia prima del collegamento alla rete, sia durante il processo di immissione, un potenziale diverso rispetto alla terra; solo un adeguato isolamento impedisce alle correnti provenienti dall’impianto fotovoltaico di riversarsi a terra. La corrente totale di dispersione verso terra, nota come “corrente di fuga”, è data dalla somma dei valori di dispersione dei singoli componenti dell’impianto, nella fattispecie moduli, cavi in corrente continua (DC) e inverter.

Qualora i moduli abbiano una buona resistenza di isolamento, che per normativa deve essere 𝑅_𝑖𝑠𝑜 ≥ 1 𝑀𝛺, ma i conduttori in DC del tratto moduli – inverter non risultino ben isolati a causa degli stress meccanici cui sono sottoposti, l’inverter non riesce a funzionare correttamente. Infatti, gli inverter misurano Riso e non si avviano fin quando il valore di

tale resistenza non supera una certa soglia minima preimpostata [36].

Il risultato di ciò è che, spesso, gli inverter entrano in funzione con un ritardo più o meno consistente rispetto all’orario di inizio insolazione dei moduli, come visibile dai grafici mostrati in Figura 54, relativi alla piattaforma fotovoltaica del testbed per la quale questa problematica è risultata consistente (piattaforma denominata “System B” in Figura 51) [33].

Figura 54: Andamento di radiazione solare, corrente e potenza misurate al punto di consegna e PR per

una delle piattaforme fotovoltaiche galleggianti partecipanti al testbed

SERIES menziona inoltre altre possibili problematiche che potrebbero emergere nel corso della vita degli impianti fotovoltaici galleggianti, quali la corrosione e problemi legati agli ancoraggi.

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CAPITOLO 3:

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