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Ma perché perdo così tanto? I tanti modi per far lavorare male un impianto fotovoltaico (e cosa si può fare per rimediare).
Girolamo Di Francia
ENEA P.le E. Fermi, 1 80055 Portici (Napoli)
Il fatto che impianti per la produzione di energia fotovoltaica possano essere distribuiti con elevata granularità, li rende però soggetti anche ad una varietà di potenziali fattori che possono produrre un decremento nella resa energetica. Questo lavoro cerca di mettere assieme quanto ad oggi è noto in relazione a guasti ed inefficienze negli impianti fotovoltaici e di suggerire possibili correttivi.
1-Introduzione
L’anno 2020, che passerà tristemente alla storia come l’anno della pandemia COVID-19, dovrà però essere ricordato anche per un altro dato singolare, quello del record di irraggiamento solare [1]. E quello del 2020 non è un dato isolato, ma, anzi è rappresentativo di un trend storico che in alcuni paesi è arrivato a superare l’1%/anno [2]. Al di là delle motivazioni scientifiche di questo trend storico, è interessante, per coloro che si occupano di energia fotovoltaica, osservare che questo trend positivo si è però solo parzialmente ritrovato nella resa energetica, EY, degli impianti (EY si misura in kWh/kWp). In effetti pur osservandosi un aumento dell’energia prodotta, questo non corrisponde a quanto ci si sarebbe atteso in virtù del trend suddetto. Se andiamo ad analizzare il dato di Performance Ratio, PR, degli impianti studiati e cioè la percentuale di energia realmente immettibile in rete, RE, al netto delle perdite energetiche, Δ, rispetto a quella teoricamente disponibile, così come schematicamente riportato nella eq.1:
PR= RE/(RE+Δ) eq.1
si è osservato invece che questo rapporto è costantemente diminuito di circa lo 0.7%/anno, cosicché l’aumento di irraggiamento ha solo parzialmente potuto compensare questa diminuzione.
2-Guasti ed Inefficienze negli impianti fotovoltaici
Sono essenzialmente due i fattori che determinano Δ: da un lato le perdite di energia dovute a guasti, G, all’impianto fotovoltaico e dall’altro quelle dovute alle inefficienze, I:
Δ=G+I eq.2
Nel seguito di questo lavoro cercheremo di esaminare entrambi i fattori, le loro cause e di capire quale è il loro peso effettivo nella determinazione di Δ e quindi del PR.
Intanto è opportuno chiarire cosa si intende per guasto e cosa per inefficienza. In accordo con la norma IEC 60050-191, si definisce come guasto la fine non preventivata della possibilità di un sistema di compiere la funzione richiesta. Un guasto richiede dunque, in genere, un intervento correttivo in tempi rapidi. Si può invece definire come inefficienza la condizione in cui un sistema continua a compiere la funzione attesa, ma con una resa che non è più pari a quella originaria, iniziale. In genere non è immediato realizzare la presenza di inefficienze nel funzionamento operativo di un sistema il cui effetto si evidenzia spesso solo lentamente nel corso della vita del sistema stesso. Le inefficienze non implicano perciò interventi correttivi rapidi.
3-Un impianto fotovoltaico nelle sue parti
Come ogni impianto di produzione di energia anche quello fotovoltaico è caratterizzato da una notevole complessità. Seguendo la metodologia proposta da Gallardo et al. [3], un generico impianto fotovoltaico come quello riportato in Fig. 1, [4] può essere scomposto in nove sottosistemi:
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Fig. 1 Un tipico generatore fotovoltaico connesso alla rete;
1) Inverter;
2) Stazione di trasformazione in media tensione;
3) Strumentazione di misura;
4) Sistema di comunicazione;
5) Sistema di monitoraggio;
6) Sistemi di sicurezza;
7) Opere Civili;
8) Apparato di immissione nella rete elettrica;
In Tab. I ciascuno di questi sottosistemi viene ulteriormente scomposto nelle sue parti principali.
Sottosistemi principali di un impianto fotovoltaico
Parti principali di ciascuno dei sottosistemi Percentuale guasti per parti impianto (%)
Tempo richiesto per la riparazione (riconoscime nto+
risoluzione) (ore/guasto)
MTBF (kW*year/fai lure)
Generatore fotovoltaico Tutti i componenti del generatore fotovoltaico fino all’inverter:
moduli fotovoltaici; junction box; diodi di by-pass; strutture di supporto; cablatura in DC, moduli, combiner box; protezioni elettriche DC (fusibili, interruttori, relais di protezione).
8.5 8-25.1 63.2
Inverter L’inverter contiene tutti i componenti necessari per la conversione DC-AC, la cablatura AC/LV, le protezioni elettriche in AC, le schede di comunicazione e controllo, uno o più display, il blocco di potenza ed i contattori di uscita.
12.5 5-28.4 41.2
Stazione di
trasformazione in MV
È posto tra gli inverter e la linea di distribuzione elettrica. Può anche essere composto da più stage di trasformazione, ma, in ogni caso conterrà i quadri di controllo in media tensione, i sistemi ausiliari e quelli di protezione.
3.7 3-4.39 583.0
3
Strumentazione di misura.
Si tratta di misuratori di tensione, di corrente, di potenza, piranometri, di temperatura di cella, modulo, inverter (se non già disponibile, di dati meteo (velocità del vento, umidità, pioggia etc.)
0.9 6 846.8
Sistemi di comunicazione
È il sottosistema dell’impianto che consente il monitoraggio in continuo e da remoto del funzionamento dell’impinto stesso. Si basa su tecnologie ethernet, wifi o similari.
26.3 1 19.2
Sistema di monitoraggio È il sistema che centralmente analizza i dati dei diversi parametri misurati per valutare le performance dell’impianto e le sue eventuali problematiche.
30.6 12 20.2
Sistema di sicurezza Generalmente presente solo per impianti da una certa taglia in poi, il sistema ha lo scopo di proteggere l’impianto da intrusioni o eventi potenzialmente pericolosi. Basa il suo funzionamento su una propria rete di sensori, telecamere ed è alimentato, generalmente, da una propria UPS (Uninterrupted Power Supply ).
2.1 37 230.1
Opere civili Si tratta delle opere edili a servizio dell’impianto: fondazioni, strade, edifici, pozzetti, recinzioni, messa a terra.
0.7 32 693.1
Apparato di immissione nella rete elettrica (grid)
È la parte della rete elettrica in cui viene immessa l’energia elettrica prodottadall’impianto.
11.6 0.5-2.09 64.5
Tab. I In colonna 1, i sottosistemi principali di un impianto fotovoltaico; in colonna 2 le parti più importanti di ciascuno dei sottoinsiemi riportati in colonna 1. La complessità del sistema può essere valutata tenendo conto che ad ogni kWp installato sono associati in media circa 15 parti principali [5]. In colonna 3 è riportato, in ore, il tempo necessario a ripristinare il funzionamento dell’impianto a seguito del guasto corrispondente. Infine in colonna 4 è riportato il Mean Time Between Failures, MTBF per ciascuna delle categorie in colonna 1. Il tempo è in anni/guasto, pesato per il numero di kW installati: un MTBF=100, sarà pari a 100 anni per un impianto da 1kW e ad un anno per un impianto da 100 kW. MTBF è un indice molto utile della probabilità che avvenga un certo guasto.
4-I guasti negli impianti fotovoltaici
Gallardo et al, analizzando impianti fotovoltaici con potenze installate da 200 kW a 10 MW hanno osservato che, su impianti di questa taglia, si registrano in media circa 300 guasti anno, circa 0.23 guasti/kW. Questo dato concorda con Sayed che trova che il numero di guasti annui cresce linearmente con la potenza dell’impianto. Questo rapporto può aumentare in maniera significativa, fino anche ad arrivare ad 1 guasto/kW per impianti piccoli, su tetto [6], ma i dati sono pochi e spesso non confrontabili tra loro. Le tecnologie fotovoltaiche si sono infatti evolute continuamente negli anni: solo dal 2010, con l’ingresso stabile della Cina nel settore fotovoltaico, l’industria fotovoltaica ha raggiunto una effettiva maturità tecnologica con una buona standardizzazione dei prodotti commercializzati. Comunque anche secondo Gallardo è abbastanza ben acclarato che il numero di guasti per impianto cresce al decrescere della taglia dell’impianto. C’è poi una chiara correlazione dei guasti registrati con la regione climatica nella quale l’impianto è situato [7]: le percentuali raddoppiano infatti per impianti operanti in climi caldi ed umidi rispetto a quelli installati in climi temperati [6].
Ci sono infine guasti di cui non si tiene conto nel lavoro di Gallardo e quindi nella Tab.I, perché rari e per i quali dunque non esistono ancora studi statistici affidabili. Sono per esempio il rischio incendio di una qualunque delle parti dell’impianto, compreso il generatore, come si è ad esempio osservato in [8], il rischio geologico [9], il rischio derivante da eventi estremi (per esempio grandinate anomale) come osservato proprio in Italia [10]. Questi eventi, rari, possono essere caratterizzati da downtime e MTBF degli impianti non ben definiti.
In colonna 3 della Tabella I è riportata la percentuale di guasti associata a ciascuno dei sottosistemi. I dati mostrano che ben oltre il 60% dei guasti osservati si riferisce a: strumentazione di misura, sistemi di comunicazione, sistema di monitoraggio, sistema di sicurezza, opere civili. Nessuno di questi sottosistemi è però direttamente coinvolto nel processo di immissione nella rete dell’energia elettrica prodotta dal generatore fotovoltaico. Da questo punto di vista sono invece rilevanti i guasti relativi ai sottosistemi:
generatore fotovoltaico, inverter, stazione di trasformazione in MV, grid. Nella colonna 4 è riportato, in ore, il tempo, t, necessario alla riparazione di un singolo guasto. t è la somma del tempo di rilevazione del
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guasto più il tempo occorrente per il ripristino dello stato normale di funzionamento. Laddove sono presenti 2 dati, questi derivano dal lavoro di Gallardo e dal lavoro di Bravo [11] e devono essere sempre presi con cautela, più in termini di valori indicativi che di dati assoluti, perché i lavori pubblicati analizzano sì i dati in campo, ma provenienti da impianti anche assai diversi tra loro.
I dati in tabella mostrano che le perdite energetiche dovute ai guasti non sono quasi mai particolarmente rilevanti per la diminuzione del PR. E questo per due motivi. Il primo è legato al fatto che un guasto al generatore raramente coinvolge la totalità del generatore: ad esempio un guasto dovuto alla rottura di uno dei moduli, non pregiudicherà, se non assai marginalmente la produzione energetica. Lo stesso vale anche per gli inverter, a meno che l’impianto non si appoggi ad un unico inverter centralizzato. Più problematici sono invece i guasti alla stazione di trasformazione ed all’apparato di immissione nella rete elettrica, in genere elementi unici nell’impianto. In ogni caso, anche nel peggiore dei casi si osserva che i guasti all’impianto non comportano perdite energetiche superiori all’1% dell’energia immettibile in rete [11]. I guasti dunque non comportano pesanti perdite di energia purché, ovviamente, l’intervento correttivo richiesto avvenga entro i tempi indicativamente riportati in Tabella I.
5-Le inefficienze degli impianti fotovoltaici
Più complesso ed impattante è invece il caso delle inefficienze. Queste possono essere inevitabili, ma attese. Per esempio la curva di efficienza di un inverter dipende dalle condizioni operative: è noto, ma non ci si può fare nulla. Oppure possono essere inevitabili, ma mitigabili, come è ad esempio il caso del soiling oppure del surriscaldamento del modulo. O, infine, possono essere semplicemente evitabili come è ad esempio il caso di molti fenomeni di degrado associati a processi di fabbricazione del modulo di non elevata qualità. In Tab. II è riportato un elenco delle principali inefficienze che si possono rilevare in un impianto fotovoltaico.
Descrizione Effetto sulla energia
prodotta
Mitigabile Evitabile
Temperatura operativa del modulo; L’efficienza di conversione diminuisce del 0.4% per ogni aumento di un °C rispetto alla temperatura di riferimento del modulo.
Y
Umidità relativa operativa del modulo Fronte e back del modulo vedono umidità relative diverse. Se l’umidità penetra nel modulo può influenzarne le prestazioni attraverso la delaminazione, la corrosione etc.
2%/anno in climi severi (925280)
n
discolorazione EVA; Perdita localizzata di trasparenza dell’EVA legata ancora agli additivi del processo di laminazione. (rev IEA)
Contribuisce al degrado di almeno lo 0.5% annuo delle prestazioni del pannello
n x
delaminazione pannello; La delaminazione di un pannello, sia al fronte che al retro, deriva da processi di laminazione non perfetti (per esempio presenza di sporcizia sui vetri). Può essere origine sia di guasti (archi elettrici che portano alla bruciatura della Jbox e del modulo) sia a perdite di efficienza dovute al peggioramento nelle prestazioni ottiche del modulo.
na n x
Snail trail Formazione di nanoparticelle di Ag
probabilmente dovuta ad additivi casualmente introdotti nel processo di laminazione dell’EVA
9%/pannello n x
bolle; delaminazione localizzata na n x
backsheet chalking, deterioramento del backsheet
(impolverimento)
na n x
ombreggiatura, impedimento alla esposizione del solo di una parte del modulo o di array
100% per ombreggiature superiori al 60%
n x
PID, sovrapotenziali tra cella e frame
possono originare correnti di leakage che possono essere considerate come diminuzioni della Rsh. Ciò può
Anche1-2%/anno n x
5
provocare una diminuzione dell’efficienza che appare lentamente nel tempo e che può essere corretta con interventi opportuni. Pannelli di ultima generazione sono intrinsecamente PID-free.
LID, L’Ossigeno contenuto nel silicio nelle
prime ore di esposizione del pannello alla luce solare forma complessi con il Boro.
1-3% n x
LeTID, Moduli con celle PERC possono
presentare effetti di degrado anche per settimane non appena esposti alla luce solare se operano ad elevate temperature
Maggiore del 3% n x
soiling; Sporcizia che si accumula sul pannello.
Effetto simile all’ombreggiatura
5% y
perdite da cablatura e da saldatura, dovute ad effetti meccanici e chimici (RH)
30% IEA n x
hot spots, se una parte di cella o dell’array è ombrato o sporco, non genera cariche e si comporta come un resistore che impedisce il fluire della corrente. La temperatura locale aumenta in virtù dell’aumento della resistenza.
Vedi ombreggiatura y/n x
celle fratturate, Il processo di saldatura delle celle, il trasporto dei moduli, il loro montaggio può originare fratture che diminuiscono le prestazioni complessive del modulo.
6%-22% n x
Deformazione/cedimento del frame di supporto
le deformazioni inducono stress meccanici localizzati che possono portare a rotture. Possono derivare anche da sottovalutazione delle capacità di drenaggio dei terreni che comportano corrosioni differenziate degli elementi portanti.
na n x
problemi alla J-box; sono dovuti all’umidità e a lavorazioni non accurate. Possono provocare incendi
na n x
problemi al diodo di by-pass, Il pannello può isolarsi dalla stringa 100% n x
Perdite spettrali Un impianto basato su una certa tecnologia lavora in maniera ottimale in certe specifiche condizioni ambientali. Variazioni della componente diffusa o variazioni meteo (nuvole) possono comportare perdite di efficienza
2% per cSi n x
AR glass Deterioramento del coating AR del
vetro
0.15%/ anno n x
rottura del vetro, può portare sia guasti che degradi na n x
inquinamento atmosferico; P.e. le PM2.5 scatterano fortemente la luce solare
5%/anno y
Inquinamento atmosferico Ammoniaca, Sali misti (coste, zone industriali) danno luogo a corrosione
100% n x
mismatching effect in solar array; Moduli dissimili, o operanti in condizioni dissimili possono produrre perdite nell’energia producibile
10% y x
Degrado dell’inverter Il tempo di vita dell’inverter dipende dalle condizioni ambientali in cui opera
1-4%/anno n
surriscaldamento inverter; L’uscita in potenza viene diminuita se la t ambiente è troppo alta e c’è pericolo di surriscaldamento o se il sistema di raffreddamento non funziona bene.
NA y x
Degrado trasformatore LOL (Loss of life) anche il
30%
n
Tab. II Elenco delle principali inefficienze e del loro effetto sulle perdite energetiche che si possono rilevare in un impianto fotovoltaico. Alcune di queste, se presenti, possono essere mitigate con opportuni
6
interventi correttivi (colonna 4). Altre possono essere evitate in fase di progettazione dell’impianto (colonna 5). Ci sono infine inefficienze inevitabili, legate, in genere alle caratteristiche ambientali del sito in cui l’impianto è installato (colonna 5). I dati riportati in colonna 5 sono ricavati da dati pubblicati nella letteratura scientifica oppure da conoscenze personali dell’autore.
In Fig. 2 sono infine riportate alcune delle principali inefficienze associate al modulo fotovoltaico [12].
Fig. 2 Fenomeni di inefficienza in moduli fotovoltaici al silicio cristallino come osservati nel corso della vita del modulo e riportati dalla letteratura. La warranty di cui si parla qui è la garanzia prestazionale del modulo come discussa nel testo.
6-Pesano più le inefficienze
Come si può osservare, le inefficienze possono pesare notevolmente, intorno anche al 23% in media, sulla resa finale di un impianto ed è dunque necessario tenerle bene sotto controllo. In questo senso, i dati riportati in Tab. II ci dicono alcune cose:
1) Una buona parte delle perdite di energia connesse a cause “non mitigabili” dipendono dalla qualità dei materiali e dei processi utilizzati per la fabbricazione dei componenti dell’impianto fotovoltaico e, in particolare, del generatore fotovoltaico in senso stretto. I moduli oggi in commercio garantiscono un degrado annuo che raramente è maggiore dello 0.8%/anno, ma che nei prodotti di alta qualità può arrivare anche a solo lo 0.25%/anno. Tutti questi moduli minimizzano le perdite dovute a corrosione da sali misti o ammoniaca, le perdite PID etc. e sono inoltre anche i prodotti industrialmente più assestati e riproducibili che minimizzano dunque, per esempio, anche le perdite per mismatching.
2) Ci sono poi le perdite connesse con la manutenzione ordinaria del modulo (p.e. soiling, hot spots) che possono essere tenute sotto controllo con una pianificazione accurata dello stato manutentivo dell’impianto e che sono dunque facilmente reversibili.
3) Infine ci sono le perdite connesse con le condizioni operative, ambientali e non, dell’impianto stesso. Le perdite connesse possono essere assai rilevanti e ciò imporrebbe una attenta analisi della
“suitability” di un dato sito in relazione alla installazione dell’impianto. Questo vale sia in relazione alla tecnologia da selezionare che, per esempio, per ciò che concerne la necessità di prevedere l’installazione di sistemi di raffreddamento per l’impianto stesso, la collocazione, laddove possibile, in condizioni tali da favorire l’azione di raffreddamento del vento o la messa in opera di possibili interventi di mitigazione di alcune problematiche come ad esempio quella derivante dall’effetto dell’inquinamento atmosferico o quella relativa al drenaggio dei terreni sui quali è realizzato l’impianto. Per altre invece, come p.e. lo shadowing e il carico di lavoro di inverter e trasformatori,
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la messa in opera di interventi correttivi ad impianto installato, può risultare assai complessa, se non impossibile.
7-Che fare?
In definitiva il PR è più dominato dalle inefficienze dell’impianto che dai guasti. Sia per quest’ultima, ma, ancora di più per minimizzare le perdite di energia legate alle inefficienze, una buona progettazione e soprattutto una attenta conduzione dell’impianto in termini di pratiche professionali di O&M, rendono l’energia fotovoltaica una risorsa estremamente affidabile. Da questo punto di vista la disponibilità di serie storiche di dati di producibilità associabili a guasti ed inefficienze assieme con lo sviluppo di avanzate metodologie di AI, consente ormai di mettere in pratica metodologie di manutenzione correttiva e predittiva molto utili per migliorare il PR di qualsiasi impianto.
Vorrei concludere questo scritto con una nota indirizzata a coloro che hanno pensato alla possibilità di installare impianti fotovoltaici in aree che hanno sofferto di estesi incendi. Questi terreni sono ovviamente non stabili in termini della loro possibilità di assorbire acque piovane. Dunque, al di là di quanto già previsto dalle leggi vigenti, il rischio geologico, di cui si è sopra accennato, in questo caso non può rientrare nella categoria dei guasti inattesi. Ma invece in quella delle inefficienze gravi che possono portare anche alla distruzione dell’impianto stesso. Questo ovviamente, a meno che l’installazione dell’impianto non sia preceduta da una attenta ed accurata fase di risanamento ambientale. Questo nel caso qualcuno avesse fatto male i conti…
8-References
[1] van Heerwaarden, C.C., Mol, W.B., Veerman, M.A. et al. Record high solar irradiance in Western Europe during first COVID-19 lockdown largely due to unusual weather. Commun Earth Environ 2, 37 (2021).
https://doi.org/10.1038/s43247-021-00110-0
[2] Report-IEA–PVPS-T13-18_2020-Uncertainties-in-Yield-Assessments-and-PV-LCOE-1,pag.8.
[3] Sara Gallardo-Saavedra, Luis Hernández-Callejo, Oscar Duque-Pérez, Quantitative failure rates and modes analysis in photovoltaic plants,
Energy, Volume 183,2019, Pages 825-836, https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.06.185.
[4] https://www.gantner-environment.com/en/news/news-detail/intersolar-2019-munich-booth-b2157; ultimo accesso: agosto 2021;
[5] Sayed, A.; El-Shimy, M.; El-Metwally, M.; Elshahed, M. Reliability, Availability and Maintainability Analysis for Grid-Connected Solar Photovoltaic Systems. Energies 2019, 12, 1213. https://doi.org/10.3390/en12071213
[6] Dirk C. Jordan, Timothy J. Silverman, John H. Wohlgemuth, Sarah R. Kurtz, Kaitlyn T. VanSant, Photovoltaic failure and degradation modes, 2017 https://doi.org/10.1002/pip.2866
[7] M. Halwachs et al., Statistical evaluation of PV system performance and failure data among different climate zones, Renewable Energy 139 (2019) 1040e1060
[8] see for instance: https://pv-magazine-usa.com/2021/07/02/pv-fires-estimated-costs-and-the-road-to-better- data/
[9] G. D. Lorenzo, R. Araneo, M. Mitolo, A. Niccolai and F. Grimaccia, "Review of O&M Practices in PV Plants:
Failures, Solutions, Remote Control, and Monitoring Tools," in IEEE Journal of Photovoltaics, vol. 10, no. 4, pp. 914- 926, July 2020, doi: 10.1109/JPHOTOV.2020.2994531.
[10] https://www.marcodalpra.it/2017/09/grandine-e-fotovoltaico/
[11] Isidoro Lillo-Bravo et al., Impact of Energy Losses Due to Failures on Photovoltaic Plant Energy Balance, Energies 2018, 11(2), 363; https://doi.org/10.3390/en11020363
[12] IEA-PVPS T13-01 2014, Review of Failures of Photovoltaic Module, fig. 3.1
