Le diverse perdite cui è sottoposto un impianto fotovoltaico

L‟efficienza complessiva dell‟impianto fotovoltaico è influenzata da nove categorie di perdite che si distinguono in: temperatura, riflessione, livello di irraggiamento, sporcamento, mismatching, perdite Ohmiche, perdite nel sistema di conversione, ottiche e per ombreggiamenti locali e clinometrici.

3.3.1 Le perdite per temperatura

Le perdite per temperatura sono causate dalla riduzione del potenziale elettrico della cella fotovoltaica all‟aumentare della sua temperatura. Osservando il grafico della corrente-tensione di un modulo fotovoltaico (figura 1.10) è possibile notare come all‟aumentare della temperatura la curva si schiaccia verso valori inferiori di tensione e di conseguenza il valore della potenza erogata diminuisce.

H

= H

∙ (1+ cosβ)/2

H

= H

∙ a (1- cosβ)/2

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La temperatura delle celle del modulo fotovoltaico dipende da diverse caratteristiche quali la temperatura ambiente, il valore dell‟irraggiamento e la manifattura del pannello.

Il parametro caratterizzante la manifattura del pannello è il NOCT (Nominal Operative Cell Temperature) e rappresenta la temperatura del modulo quando la temperatura ambiente è di 20°C e la radiazione incidente è di 800 W/m2.

Valori tipici di NOCT si aggirano intorno ai 40-45°C e dipendono essenzialmente e dal tipo di incapsulamento delle celle fotovoltaiche. Nel caso di moduli al silicio cristallino, per ogni 10°C di aumento di temperatura si ha una diminuzione della potenza erogata pari a circa il 4% e una diminuzione di tensione dell‟ordine del 3,5%.

Dato che i moduli lavorano tipicamente con temperature che rispetto a quelle di riferimento sono superiori di circa 20°C, le perdite termiche ammontano a circa l‟8%.

3.3.2 Le perdite per riflessione

Le perdite per riflessione sono causate dal vetro posto a protezione dei moduli fotovoltaici, infatti, una parte dell‟irraggiamento incidente sul pannello viene riflesso causando una riduzione della energia erogata. Tale perdita è proprio inevitabile perché intrinseca al sistema ed il suo valore ammonta al 3% nel caso di impianti fissi.

3.3.3 Le perdite per livello di irraggiamento

Questo tipo di perdita è provocata dall‟inverter, infatti, quando si verificano livelli di irraggiamento ridotti si genera un voltaggio di stringa troppo basso che non viene convertito dal dispositivo perché non appartiene al suo range di funzionamento. I livelli di irraggiamento più bassi solitamente si hanno durante le prime ore del mattino e al tramonto o quando la nuvolosità è particolarmente intensa. Tali perdite sono stimante tra il 2 e il 3% a seconda della latitudine del sito.

3.3.4 Le perdite per sporcamento

Le perdite per sporcamento sono dovute al calcare e al pulviscolo che si deposita sulla superficie del modulo, più l‟angolo di tilt è ridotto e più aumenta questo tipo di perdita, ed è necessario programmare una pulizia periodica dell‟impianto. Per pannelli con un angolo di tilt superiore ai 20° tali perdite sono molto ridotte ed il loro valore ammonta all‟1%, mentre per angoli inferiori a 10° i valori aumentano fino al 6-7%.

3.3.5 Le perdite per mismatching

Le perdite per mismatching si originano quando sono collegate più stringhe in parallelo allo stesso gruppo di conversione, sono dovute alla non uniformità di prestazione tra le stringhe, la quale fa si

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che il punto di massima potenza fra le stringhe non coincida, per cui il gruppo di conversione impone al campo fotovoltaico un punto di lavoro tale da non consentire uno sfruttamento ottimale delle potenzialità del sistema.

Tale perdita varia dal 2 al 3 % a seconda che ad un unico gruppo di conversione siano connesse più o meno cinque stringhe. Le perdite per mismatching si possono annullare se si utilizza la conversione di stringa (un inverter per ogni stringa), un inverter multistringa o nel caso in cui si utilizzino moduli fotovoltaici a tolleranza positiva garantita.

3.3.6 Le perdite ohmiche

Le perdite ohmiche sono causate dalla dissipazione di energia elettrica in calore per effetto Joule nei cavi. Tali perdite dipendono dalla sezione e dalla lunghezza dei cablaggi e devono essere contenute entro il 3% della potenza nominale dell‟impianto.

3.3.7 Le perdite nel sistema di conversione

L‟efficienza del‟inverter e le perdite nel trasformatore causano le perdite nel sistema di conversione. Nei sistemi fissi tali perdite vengono stimate come il complemento da 1 del “Rendimento Europeo”, che è un dato dichiarato dal produttore dell‟inverter.

3.3.8 Le perdite ottiche

Le perdite ottiche sono dovute al fatto che il modulo fotovoltaico presenta una curva di risposta non piatta in funzione dell‟angolo di incidenza della radiazione solare rispetto alla superficie del modulo stesso. In particolare si evidenzia che per direzione della radiazione abbastanza radenti al modulo la potenza erogata dal modulo tende ad annullarsi.

In prima approssimazione, la componente diretta, riflessa e diffusa della radiazione solare si possono considerare nulle quando provengono con angoli di incidenza superiori a un valore limite Qlim (che può essere compreso tra 82 e 86°), mentre per angoli di incidenza inferiori al suddetto

valore limite risultano attenuate di un fattore costante, pari al coefficiente di trasmissione del vetro to:

H

= 0 per Q > Q

H

=

H

∙ t

per Q < Q

H

= H

∙ t

∙ *1+ cos ( β + (90 – Q

))] /2

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In conclusione, poiché non viene sfruttata la radiazione solare proveniente da tutte le direzioni, e perdite ottiche ammontano tipicamente a circa il 4%.

3.3.9 Perdite per ombreggiamenti locali e clinometrici

Gli ombreggiamenti clinometrici sono causati dagli ostacoli orografici e non possono essere evitati se il sito di installazione presenta quelle caratteristiche.

Attraverso le orbite solari è possibile determinare, per una località prestabilita, la posizione del sole, con la sua elevazione e l‟azimut, al variare delle stagioni e dell‟ora del giorno. Riportando su una mappa riguardante le orbite solari le sagome di eventuali ostacoli, ricavabili da un sopralluogo sul sito, o con l‟elaborazione di planimetrie quotate, è possibile determinare le ore del giorno e i mesi dell‟anno durante i quali si verificano i fenomeni di ombreggiamento. Poi con l‟ausilio dei diagrammi di distribuzione oraria e mensile della componente diretta (che è quella soggetta al fenomeno di ombreggiamento), è possibile desumere l‟entità della perdita dovuta all‟ombreggiamento.

Gli ombreggiamenti locali sono invece dovuti alla presenza di alberi, edifici o qualsiasi altro tipo di ostacolo che provoca un ombra sulla superficie di uno o più moduli. Tale ombreggiamento può essere evitato durante la progettazione dell‟impianto.