Performance dei moduli fotovoltaici nelle installazioni verticali e coefficiente di dispersione termica UC

Studi, risultati e fattibilità degli impianti fotovoltaici verticali

Il presente approfondimento è stato redatto sulla base dei test di ricerca effettuati da EPJ Photovoltaics 14, 32 (2023) © A.J. Carr et al., Published by EDP Sciences, 2023 https://doi.org/10.1051/epjpv/2023027

Special Issue on ‘EU PVSEC 2023.

Le installazioni verticali (moduli posizionati con TILT=90°) rappresentano, a oggi, una nicchia nell’attuale contesto di progettualità d’impianti fotovoltaici, commerciali, industriali o agricoli. Tuttavia le installazioni verticali vengono spesso sottovalutate dai progettisti sia in termini di fattibilità, che di performance.

 

 

Il presente approfondimento ha lo scopo di mettere in evidenza alcuni recenti studi empirici in materia di installazioni verticali e i sorprendenti risultati ottenuti.

Temperatura del modulo e tensione operativa (TEST su campo).

Le prestazioni elettriche dei moduli sono state modellate utilizzando i parametri di 1 diodo, adattati alle misurazioni I-V in STC. Per la temperatura del modulo è stato utilizzato il modello di stato stazionario, simile a PVsyst. Il valore del coefficiente di scambio termico standard per il montaggio in rack aperto, ovvero Uc = 29 W/m2/K, viene utilizzato con l’etichetta “set,1” [12]. 

Nelle due figure di seguito sono riportate le temperature dei moduli REALI misurate e modellate per una giornata soleggiata di Settembre.

Si nota che a causa del posizionamento verticale dei pannelli solari, l’irraggiamento sui pannelli è basso intorno a mezzogiorno solare, causando una evidente riduzione della temperatura del modulo. Si evince che le temperature dei moduli osservate sono molto inferiori ai valori teorici ipotizzati.

Osservando un set di dati più ampio di temperature dei moduli osservate e irradianza totale nel piano, anteriore e posteriore, troviamo che un Uc di 56 W/m2/K fornisce la migliore approssimazione tra le osservazioni reali su campo e le temperature dei moduli teoriche.

Per le simulazioni con il valore di coefficiente termico aggiornato viene utilizzata l’etichetta “set, 2”.

In figura si evince la temperatura del modulo anche in funzione dell’irradianza nel piano totale, anteriore e posteriore, per il periodo dal 26 Agosto al 4 Ottobre 2022.

A causa dell’elevato numero di punti dati, è stata calcolata e graffiata anche la temperatura media del modulo per unità di superficie 50 W/m2. 

L’errore quadratico medio, RMSE, per i valori predefiniti e aggiornati rispetto ai valori misurati è, rispettivamente, 9,9 e 1,5.

Chiaramente con il “set,2” c’è molta più coerenza tra i dati misurati e quelli teorici.

La Figura 4 mostra la tensione operativa corrispondente.

Sebbene vi siano alcune differenze tra “set,2” e valori misurati, l’adattamento è molto migliore rispetto al modello originale.

In particolare, a irraggiamento nel piano totale più elevato, la tensione operativa per il modello originale diminuisce a causa del notevole aumento della temperatura del modulo, mentre sia per quello misurato che per quello “set,2” la diminuzione della tensione dovuta all’aumento della temperatura del modulo è perlopiù compensata dall’aumento di tensione dovuto all’aumento dell’irraggiamento.

 

 

N.B: in prossimità del punto di massima potenza, la curva P-V è quasi piatta.

Ciò significa che con una tensione operativa diversa del ±1% dalla tensione di alimentazione massima si avrà una perdita di potenza solo dello 0,1%.

In un’installazione all’aperto, le condizioni variano costantemente, rendendo la tensione operativa misurata, un’approssimazione della tensione massima del punto di alimentazione.

L’accordo tra le osservazioni della tensione dell’ottimizzatore di potenza e la tensione del punto di potenza massima modellata con set,2 mostra un errore quadratico medio di 0,5 rispetto all’RMSE di 1,3 per il valore predefinito in set,1.

 

Effetti sull’energia prodotta.

 

Infine, è stata esaminata l’elettricità generata dall’impianto su base giornaliera, tracciando l’energia giornaliera modellata utilizzando i valori Uc predefiniti e aggiornati rispetto all’energia giornaliera osservata.

Per l’Uc predefinito la pendenza dell’energia giornaliera modellata rispetto a quella osservata è 0,95, per il valore aggiornato la pendenza è ancora più vicina all’unità, vale a dire 0,99.

Si noti che l’Uc viene aggiornato per riflettere le temperature misurate del modulo e non è confrontato con la potenza oraria o il rendimento energetico giornaliero.

Nella Figura 6, si evidenzia l’aumento relativo dell’energia giornaliera, confrontando il modello con il valore aggiornato del coefficiente di scambio termico Uc al valore predefinito, in funzione dell’energia giornaliera osservata.

 

 

Esiste una chiara tendenza secondo cui con l’aumento dell’energia giornaliera osservata aumenta anche l’aumento relativo. 

 

 

Nei giorni in cui si osserva il rendimento energetico giornaliero più elevato, l’aumento relativo arriva fino al 4%.

Ovviamente, il rendimento energetico giornaliero osservato sarà massimo per i giorni con elevato irraggiamento totale.

In queste condizioni di elevato irraggiamento totale, i moduli assorbiranno anche molto calore, sia dal riscaldamento a infrarossi che dall’energia in eccesso nella conversione fotovoltaica.

> Di conseguenza, in questi giorni la differenza di temperatura tra i moduli che funzionano con coefficienti di trasferimento termico diversi sarà massima. 

> Di conseguenza, i moduli con il coefficiente di trasferimento termico più elevato avranno il maggiore aumento nella conversione di energia nei giorni con il maggiore irraggiamento e la maggiore energia giornaliera.

 

E’ stato poi verificato se i risultati nella Figura 6 dipendono da fattori come la durata della luce del giorno o la temperatura ambiente.

Confrontando i valori orari della differenza relativa e dell’energia osservata, si osserva la stessa tendenza: un aumento lineare a bassa energia, seguito da una nuvola più ampia.

Notiamo una piccola deviazione dalla linearità a energie più elevate verso una pendenza inferiore.

La temperatura ambiente non ha particolare incidenza: i punti dati con una temperatura ambiente più elevata tendono ad avere differenze relative più elevate rispetto ai punti dati corrispondenti a una temperatura ambiente più bassa a energie osservate comparabili.

 

Conclusioni

 

Nelle installazioni verticali se si utilizzano i coefficienti di trasferimento termico standard per il fotovoltaico, le temperature teoriche dei moduli sono troppo elevate e, di conseguenza, la potenza stimata dei moduli troppo bassa.

Il presente studio ha evidenziato che i coefficienti di trasferimento termico Uc dei moduli posizionati verticalmente sono quasi doppi rispetto ai valori Uc predefiniti e di conseguenza i moduli operano a una differenza di temperatura rispetto all’ambiente che è quasi dimezzata.

Il valore modificato per Uc porta a un rendimento energetico annuo superiore del 2,5%. 

Pertanto, i moduli verticali funzionano a temperatura relativamente bassa con un rapporto di prestazione più elevato, compensando parzialmente la perdita di energia dovuta alla configurazione (TILT) non ottimale. 

Gli sviluppatori di progetti e tutti coloro che sono coinvolti nell’ottimizzazione o nella valutazione della progettazione di un parco solare con moduli fotovoltaici verticali dovrebbero considerare l’effetto dell’aumento del coefficiente di trasferimento termico per il loro business case.

 

 

So what?

Questo studio di fatto certifica il fatto che i moduli installati verticalmente hanno una migliore dispersione del calore che parzialmente compensa il deficit di produttività dovuto a una esposizione sub ottimale. 

Questo assunto vale nel caso in esame (moduli bi-facciali, installazioni a terra), ma proporzionalmente può valere anche nel caso di installazioni verticali in facciata.

Nella stima della resa è dunque necessario prevedere una correzione del coefficiente di dispersione termica.

 

 

Di fatto ciò rappresenta uno stimolo ulteriore alle installazioni verticali e al migliore sfruttamento delle superfici disponibili, sia in ambito agricolo che commerciale che industriale.