Ma perché perdo così tanto? I tanti modi per far lavorare male un impianto fotovoltaico e come rimediare

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.


2020, l'anno con il record di irraggiamento solare, ma non di produzione di energia da fotovoltaico

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. 

 

Guasti ed inefficienze negli impianti fotovoltaici

Sono essenzialmente due i fattori che determinano le perdite energetiche 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. 

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 sottosistemicomposizione di un impianto fotovoltaico

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 di un impianto fotovoltaico

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. 

 

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 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. 

....CONTINUA

Per leggere l'intero articolo SCARICA in allegato il PDF, previa registrazione al sito.

In questo modo potrai leggerlo con un'impaginazione migliore, stamparlo, salvarlo e condividerlo.