Definizione del design di possibili piattaforme galleggiant

Gli unici dati reperibili in letteratura circa i costi di realizzazione di impianti fotovolta ici sono quelli relativi alle piattaforme FTCC realizzate da Koinè Multimedia riportati al sotto-paragrafo 2.1.4: questi dati, oltre a riferirsi a piattaforme molto particolari, in quanto dotate di specchi piani con la funzione di concentratori, risalgono al 2011.

Vista la continua evoluzione dei costi dei moduli e degli inverter fotovoltaici, testimoniati dal grafico riportato in Figura 4, si ritengono ormai obsoleti suddetti dati.

Per valutare l’incidenza del costo di realizzazione della piattaforma galleggiante sul costo complessivo di un impianto fotovoltaico flottante, si parte dunque dalla progettazione della piattaforma stessa, tenendo in considerazione quanto emerso dall’analisi dei dati relativi al testbed di Singapore.

In particolare, per sfruttare l’effetto refrigerante legato alla presenza di acqua e vento, la piattaforma non dovrà prevedere la presenza di elementi galleggianti in corrispondenza dei moduli; inoltre, vista la frequenza con la quale devono essere eseguite le operazioni di ispezione e pulizia dei moduli a causa del deposito di escrementi di uccelli sugli stessi, la piattaforma dovrà essere dotata di passerelle calpestabili per velocizzare le operazioni. La pulizia potrebbe tuttavia essere affidata anche ai robot appositamente ideati.

Sia per gli elementi galleggianti, sia per le passerelle, saranno ricercate soluzioni ricorrenti a materiali di riciclo, in modo da realizzare un’isola fotovoltaica il più possibile

green: questo spesso contribuisce all’accettazione sociale di impianti altrimenti non ben

visti dalla popolazione, oltre a permettere di beneficiare di incentivi e/o azioni premianti per l’utilizzo di prodotti derivanti dal riciclo di materiali. Il comma 6 della Legge di bilancio 2018 recita infatti “Al fine di incrementare il riciclaggio delle plastiche miste e

degli scarti non pericolosi dei processi di produzione industriale e della lavorazione di selezione e di recupero dei rifiuti solidi urbani, in alternativa all’avvio al recupero energetico, a tutte le imprese, che acquistano prodotti realizzati con materiali derivati da plastiche miste, provenienti dalla raccolta differenziata degli imballaggi in plastica o da selezione di rifiuti urbani residui, è riconosciuto, per ciascuno degli anni 2018, 2019 e 2020, un credito d’imposta nella misura del 36 per cento delle spese sostenute e documentate per i predetti acquisti”.

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Quella progettata sarà una piattaforma fissa, priva cioè di meccanismi di inseguimento solare che, seppur garantendo una maggiore produzione di energia annua, complicherebbero il design e aumenterebbero i costi di installazione e manutenzione, questi ultimi deducibili dai frequenti malfunzionamenti che si sono verificati in impianti a inseguimento a terra.

Poiché si tratta di una tecnologia modulare, si procederà alla progettazione di una singola unità di potenza contenuta; per la realizzazione di impianti di maggior potenza sarà sufficiente ripetere la singola unità fino ad ottenere la taglia desiderata.

Come elementi galleggianti verranno impiegati tubi in HDPE, assemblati in modo da formare un reticolo, analogo a quello realizzato da 4C Solar descritto al sotto-paragrafo 2.1.2. Rispetto alla soluzione citata verranno però aggiunte anche passerelle calpestabili nello spazio compreso tra due file adiacenti di moduli per i motivi sopra elencati.

La scelta di ricorrere ai tubi come elementi galleggianti piuttosto che a blocchi appositamente ideati, come quelli impiegati NRG Energia, Ciel & Terre e SMCC, deriva essenzialmente da due considerazioni.

In primo luogo, si evita di dover realizzare un elevato numero di collegamenti rigidi mediante bulloneria, che sono risultati essere soggetti a forte stress meccanico causato del continuo movimento della piattaforma: i tubi in HDPE sono molto flessibili, per cui gli unici punti da tenere sotto osservazione saranno quelli di raccordo.

In secondo luogo, i tubi possono essere reperiti con maggiore semplicità: essi sono comunemente impiegati nei sistemi di erogazione (acqua potabile, trattamento acqua, distribuzione gas, irrigazione, acqua calda), nei sistemi di smaltimento e depurazione (canali e fognature, acque reflue, scarichi domestici, impianti di depurazione e discariche) , in ambito industriale (trasporto i sostanze chimiche, raffreddamento e ventilazione, impianti di desalinizzazione, trasporto di materiali solidi, telecomunicazioni) e in ambito energetico (teleriscaldamento e geotermia), pertanto costituiscono una tecnolog ia ormai consolidata e diffusa.

In questa prima fase della progettazione si procederà alla definizione del design della piattaforma e alla scelta del numero di moduli e della loro disposizione: per avere un’idea della configurazione che si vuole ottenere, si riporta in figura una bozza della stessa:

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Figura 55: Idea di massima della configurazione della piattaforma fotovoltaica galleggiante

Per limitare il numero di raccordi, e dunque di saldature, che per quanto sopra visto possono essere soggetti a stress meccanico, si ricorrerà a tubi lunghi 12 m, ovvero della lunghezza massima disponibile in commercio. Oltre ai tubi perimetrali, che delimiteranno una superficie di circa 150 𝑚2, verranno poi impiegati tubi di 12 m disposti parallelamente a due dei lati perimetrali, opportunamente collegati agli altri due mediante giunti a T, atti a contribuire al galleggiamento e necessari per il fissaggio della struttura di supporto dei moduli.

Le esatte dimensioni complessive della piattaforma potranno essere definite solo dopo aver dimensionato i tubi, in quanto la tipologia e le dimensioni dei raccordi dipendono d al loro diametro e dal loro spessore. In generale due raccordi a 90° fissati alle estremità di un tubo da 12 𝑚 incrementano di circa 1 𝑚 la larghezza utile della piattaforma (diametri esclusi).

Si prenderanno in considerazione sia la disposizione verticale sia quella orizzontale dei moduli, al fine di valutare eventuali differenze in termini di producibilità annua: questo si tradurrà in due diversi layout della piattaforma, ai quali si farà riferimento come “soluzione A” e “soluzione B”.

Per procedere con la progettazione occorre tuttavia conoscere le dimensioni dei moduli; si ipotizza a tal fine di ricorrere a un particolare modulo commerciale, nella fattispecie al modello ND – R250 A5 della SHARP da 250 W, del quale si riportano i principali dati elettrici e meccanici tratti dalla scheda tecnica [37]:

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Tabella 4: Dati elettrici dei moduli ND – R250 A5 SHARP riferiti alle STC

Dati elettrici (STC): Potenza di picco Pmax [W]: Tensione a circuito aperto Voc [V] Corrente di corto circuito Isc [A]: Tensione alla massima potenza Vmpp [V]: Corrente alla massima potenza Impp [A]: Efficienza del modulo ɳ [%]: 250 37,6 8,68 30,9 8,10 15,2

Tabella 5: Dati meccanici dei moduli ND – R250 A5 SHARP

Dati meccanici:

Altezza [mm]: Larghezza [mm]: Spessore [mm]: Peso [kg]:

1'652 994 46 19

Il fattore determinante per la definizione del numero di moduli e della loro disposizione è l’ombreggiamento reciproco, a sua volta dipendente dal sito di installazione, dall’orientamento della piattaforma e dalle specifiche di progetto.

Per prima cosa si procede alla valutazione della distanza minima tra file adiacenti di moduli, ipotizzando che la piattaforma galleggiante sia posizionata in modo tale che i moduli siano rivolti verso sud e che l’impianto venga realizzato alle porte della città di Pisa.

Considerando che il sole sorge a est e tramonta a ovest, nelle prime ore della mattina e nelle ore immediatamente antecedenti al tramonto non si verificano problemi di ombreggiamento reciproco tra i moduli; questi diventano invece rilevanti nelle ore centrali della giornata nelle quali, peraltro, è massima la radiazione solare.

Affinché i pannelli siano in grado di produrre durante tutto l’anno nell’ora centrale della giornata, ossia mezzogiorno (ora solare), si prende in considerazione l’angolo di altezza solare α minimo a mezzogiorno che si registra nella località di interesse durante l’anno. Come si evince dal diagramma cilindrico sotto riportato, tale valore si verifica in corrispondenza del solstizio d’inverno e vale 𝛼_𝑚𝑖𝑛(12) ≅ 24°.

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Figura 56: Diagramma cilindrico delle posizioni del sole per latitudine 43°42’

Si procede dunque alla valutazione della distanza minima 𝑑_𝑚𝑖𝑛 da mantenere tra due file adiacenti di moduli affinché un qualsiasi punto P posto alla base di un qualsiasi modulo sia sempre raggiunto dalla radiazione diretta a mezzogiorno (angolo di azimuth 𝑎𝑧 = 0°). Per una migliore comprensione, si faccia riferimento allo schema di Figura 57:

Figura 57: Schema di riferimento per la determinazione della distanza minima tra file adiacenti di moduli,

con moduli orientati verso sud e az = 0°

𝑑_𝑚𝑖𝑛 = ℎ

𝑡𝑔(𝛼_𝑚𝑖𝑛(12))

Per la soluzione A, nella quale si ipotizza di disporre i moduli orizzontalmente con angolo di tilt 𝑖 = 25°, si ottiene:

ℎ = 0,994 [𝑚] ∙ sin(25°) = 0,420 𝑚

𝑑_𝑚𝑖𝑛= 0,420 𝑚

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Tenendo conto di questo valore di distanza minima ottenuto, la soluzione A prevedrà l’impiego di 49 moduli, disposti orizzontalmente con angolo di tilt pari a 25° ed equamente distribuiti su 7 file, originate dalla presenza di 6 tubi paralleli, oltre a quelli perimetrali.

Per la soluzione B, nella quale si ipotizza di disporre i moduli verticalmente, lasciando invariato l’angolo di tilt si avrebbero:

ℎ = 1,652 [𝑚] ∙ sin(25°) = 0,698 𝑚

𝑑_𝑚𝑖𝑛= 0,698 𝑚

𝑡𝑔(24°) = 1,645 𝑚

Questo valore di distanza minima limiterebbe il numero di file di moduli realizzabili sulla stessa superficie; inoltre, la quota maggiore raggiunta dai moduli comporterebbe maggiore esposizione ai venti e maggiore impatto visivo della piattaforma fotovoltaica.

Per queste ragioni si prende in considerazione la possibilità di posizionare i moduli con angolo di tilt non ottimale, ma tale da permettere la realizzazione di un maggior numero di file di moduli. Assumendo 𝑖 = 15° si ottengono:

ℎ = 1,652 [𝑚] ∙ sin(15°) = 0,427 𝑚

𝑑_𝑚𝑖𝑛= 0,427 𝑚

𝑡𝑔(24°) = 0,959 𝑚

Considerando questa distanza minima da rispettare, la soluzione B sarà costitu ita da 60 moduli disposti verticalmente, con angolo di tilt pari a 15° ed equamente distribuiti su 5 file, originate dalla presenza di 4 tubi paralleli, oltre a quelli perimetrali. Si riporta in figura la configurazione risultante delle due piattaforme galleggianti A e B:

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Sebbene la soluzione B preveda la disposizione dei moduli con angolo di tilt non ottimale dal punto di vista energetico per il sito d’installazione, occorre notare che permette l’installazione di una maggiore potenza di picco rispetto alla soluzione A, 15,00 kWp

contro 12,25 kWp, conseguenza del maggior numero di moduli impiegabili.

Lo scopo della progettazione, tuttavia, non è quello di massimizzare la potenza installata, bensì la producibilità annua; si procede pertanto alla valutazione della radiazione solare globale incidente sulle due piattaforme in esame.

Al fine di ricavare la radiazione solare globale giornaliera media mensile per la località di interesse, caratterizzata da latitudine 43°42’30’’ N e longitudine 10°24’12’’ E, si utilizza l’atlante italiano della radiazione solare disponibile online: in input, oltre alle coordinate geografiche e all’angolo di tilt già menzionati, occorre inserire il coefficiente di riflessione della superficie di installazione, assunto pari a 0,07 trattandosi di specchi d’acqua [34].

Si riportano in tabella i valori numerici ottenuti per angolo di tilt rispettivamente pari a 15° e 25°:

Tabella 6: Radiazione solare globale giornaliera media mensile su specchio d’acqua sito nella città di

Pisa, con angolo di tilt pari a 15° e a 25°

Mese

Radiazione solare globale giornaliera media mensile [𝒌𝑾𝒉_𝒎𝟐]

Angolo di tilt = 15° Angolo di tilt = 25°

Gennaio 2,37 2,71 Febbraio 3,03 3,31 Marzo 4,32 4,54 Aprile 4,94 4,97 Maggio 5,96 5,83 Giugno 6,39 6,17 Luglio 6,44 6,25 Agosto 5,7 5,66 Settembre 4,62 4,74 Ottobre 3,35 3,58 Novembre 2,34 2,62 Dicembre 1,9 2,18 TOT. 51,36 52,56

Come prevedibile, in caso di inclinazione dei moduli di 25° rispetto all’orizzontale l’energia per unità di superficie supera quella sulla stessa unità di superficie posizionata

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con angolo di tilt pari a 15°: occorre però tener conto adesso della maggior superficie attiva che è possibile installare ricorrendo alla soluzione B.

A tale scopo, è sufficiente moltiplicare i singoli valori riportati nella tabella precedente per il numero di moduli e per la superficie attiva di ogni modulo, pari in entrambe le soluzioni a 994 𝑚𝑚 𝑥 1′652 𝑚𝑚 [37]. Per avere un’indicazione in termini di energia annua disponibile sulle superfici in esame, si provvede a moltiplicare anche per il numero di giorni di ciascun mese; si riportano dunque in tabella i valori della radiazione solare globale disponibile sulle superfici attive delle due soluzioni in esame:

Tabella 7: Radiazione solare globale mensile su specchio d’acqua sito nella città di Pisa, con angolo di

tilt pari a 15° e a 25°

Mese Radiazione solare globale [𝒌𝑾𝒉]

Angolo di tilt = 15° Angolo di tilt = 25°

Gennaio 6'513,50 6'082,48 Febbraio 7'521,51 6'710,20 Marzo 11'872,72 10'189,83 Aprile 13'138,71 10'795,11 Maggio 16'379,95 13'085,18 Giugno 16'995,22 13'401,58 Luglio 17'699,14 14'027,85 Agosto 15'665,39 12'703,62 Settembre 12'287,62 10'295,54 Ottobre 9'206,85 8'035,15 Novembre 6'223,60 5'690,78 Dicembre 5'221,80 4'892,91 TOT. 138'726,01 115'910,23

Come è possibile osservare dai risultati ottenuti, la maggior superficie fotovoltaica installabile adottando la soluzione B comporta in questo caso anche una maggiore energia annua disponibile e dunque, a parità di efficienza dei moduli, una maggior producibilità annua. Il divario tra l’energia disponibile nei due casi non è tuttavia così rilevante da stabilire quale sia la soluzione migliore: occorre pertanto tirare in ballo altri fattori.

Se è vero che per avere maggiore potenza di picco e maggiore producibilità (soluzione B) occorre acquistare e installare un numero maggiore di moduli fotovoltaici, e quindi di inverter, bisogna però anche considerare il minor numero di tubi, raccordi e passerelle (pari in numero al numero di tubi non perimetrali) necessarie rispetto alla soluzione A.

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Pertanto, non si esclude a priori la possibilità di ricorrere alla soluzione B piuttosto che alla A, ma si rimanda la scelta al termine del capitolo quando, dimensionati i tubi in termini di diametro e spessore, potremmo confrontare anche i costi di installazione delle due piattaforme solari.