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Documento PDF - Università degli Studi di Padova

1. Fig 4 31 Rappresentazione della corrente di stringa dell inverter 9 confrontata con la corrente attesa 01 Giugno 2012 59 Verifichiamo che questo comportamento si manifesta anche nella stagione invernale prendendo per esempio un giorno a basso irraggiamento nel mese di Ottobre inverter 1 stringa 1 cassetta A come si vede in Fig 4 33 e un giorno nel mese di Dicembre inverter 1 stringa 3 cassetta A Fig 4 35 Riportiamo anche i profili degli irraggiamenti giornalieri Fig 4 32 e 4 34 y E z o 44 E g E e y d Bd un Corrente A KJ Corrente misurata Corrente attesa Lineare Corrente misurata 200 250 300 350 400 450 500 Irraggiamento W mq Fig 4 33 Corrente stringa 1 cassetta A inverter 1 in funzione dell irraggiamento il giorno 08 Ottobre 2012 60 T gt E E g E RL Fig 4 34 Profilo di irraggiamento per il giorno 01 12 2012 Corrente A Corrente misurata Corrente attesa Lineare Corrente misurata 50 100 150 200 irraggiamento W mq Fig 4 35 Corrente stringa 3 cassetta A inverter 1 in funzione dell irraggiamento il giorno 01 Dicembre 2012 Il fenomeno appena evidenziato non si manifesta invece nelle giornate caratterizzate da irraggiamento medio alto come si vede nelle successive figure Fig 4 37 e 4 39 Si trattava di giorni ad alto irraggiamento e luce solare diretta come si deduce dalle Fig 4 36 e 4 38 61 Corrente A
2. Il LI n 5 1 I i 0 i t j 1 oo A AVI ID PNRA AND SRARBGARNTARN REG RAREOtO ENANA NONARDNADA AE HTI HTA IEE LL Fig 5 15 Performance stringhe inverter 4 11 01 2012 Da notare il giorno 11 in Fig 5 15 in cui lombreggiamento si presenta in maniera decisa per tutto l arco della giornata Il software inoltre mostra una zona di moduli che per un periodo di due ore o non ha prodotto corrente o non ne sono stati rilevati i valori dal sistema di acquisizione dati 97 Mese Novembre 2012 Il mese di Novembre presenta gli stessi giorni critici dell inverter 1 come mostrato in Tabella 5 21 Tabella 5 21 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 4 Produzione Produzione PRA attesa misurata KWh KWh 04 11 12 12 11 12 17 9 27 11 12 53 3 28 11 12 62 8a 128 Si tratta di giorni a basso irraggiamento solare per cui non procediamo ad ulteriori analisi Per il mese di Novembre il PR corretto risulterebbe 73 0 valore accettabile rispetto al 66 8 precedente Mese Dicembre 2012 Nel mese di Dicembre ci sono dei giorni critici non ancora analizzati oltre a quelli in comune con l inverter 3 evidenziati in Tabella 5 22 Tabella 5 22 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 4 Produzione Produzione attesa misurata KWh KWh 04 12 12 110 06 12 12 935 10 12 12 851 PR4 26 3 53 7 54 2 99 99 41
3. Ls A O A A A A A A A i AR ed trrt tt 44 tt BE i E A j E A S A s A i A A E A E TE l 1 CAI IA AAA USESFEENESNESEENERERAENESI CENAS TANIA ANA CENA CEDER Fig 6 5 Schermata di warning corrispondente ad una mancata produzione o mancanza dati La zona C contiene il pannello con i pulsanti e le labels che permettono di e visualizzare la data del giorno in esame e visualizzare l ora nella simulazione modalit analisi cassetta e visualizzare le icone meteo 130 e attivare il pannello report con il resoconto della diagnosi fatta sull inverter nella giornata e attivare l analisi delle correnti e impostare il periodo di osservazione e scegliere tra funzionamento manuale e automatico il tempo pu essere fatto scorrere manualmente utilizzando i due pulsanti lt lt e gt gt oppure viene attivato un timer che esegue una scansione automatica dei quarti d ora con un passo temporale prestabilito e scorrerei giorni avanti e indietro nella modalit analisi correnti e scorrere i quarti d ora nella modalit analisi cassetta nel periodo di tempo selezionato La zona D contiene i pulsanti per attivare la modalit cassetta e il pulsante stop per tornare alla schermata del layout dell impianto Nella modalit analisi cassetta vengono visualizzate le stringhe della cassetta di parallelo selezionata e se ne osserva la variazione del rendimento di corrente con freque
4. O a si 76 Ore equivalenti kW h kw Ore equivalenti kWh kw Totalmente integrati 180 000 160 000 i 140 000 Einv3 120 000 i Binv4 100 000 inv 5 80 000 Binv6 60 000 Ml inv 9 m inv 10 40 000 a iny 11 20 000 E media 0 000 0 O o AG Ma o nai gt Y p E A g e se E A E E SS ey Fig 5 4 Ore equivalenti degli inverter totalmente integrati Non integrati 180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 inv 7 80 000 E inv 12 Bin 60 000 inv 13 E media 40 000 20 000 0 000 Fig 5 5 Ore equivalenti degli inverter non integrati 71 Per concludere riportiamo nella successiva tabella Tabella 5 1 lo scarto percentuale degli indici di PR per ciascun inverter rispetto il PR medio di ogni mese Quando l inverter presenta un PR che supera il valore medio la banda percentuale colorata di azzurro viceversa la banda si colora di rosso Tabella 5 1 Scarto percentuale dei PR di ogni inverter dica al PR medio mensile one in Eni six col O to Lol on lol im o ha Re Le Le eod daek E Rel Del Le bar aggio _02 l1sw Box Mao Macx Maso 48 15 Bos Box los konl b3 Giugno lo3 13 Ms Mar 827 M3 6 I8 12 83 bs lo3 hs 1 O sem ata isf 24 Sommando la ore equivalenti di ogni mese per ciascun inverter possiamo stilare la seguente graduatoria delle performance Inverter 10 con 1247 h Inverter 12 cc con 1 1240 h Inverter 11 con 1234 h Inverter 9 con
5. 15 45 738 78 683 85 16 00 701 27 648 35 16 15 643 52 597 94 7 16 30 515 91 488 91 16 45 450 04 420 47 17 00 467 37 435 06 17 15 484 58 456 59 17 30 403 32 3824 17 45 339 54 320 97 18 15 187 12 17416 2 142 52 5 0 Scarto tra solarimetri 10 S5 20 30 40 f 50 60 Scarto massimo pari al 10 50 Notiamo per che nelle prime ore del mattino circa dalle 7 00 alle 8 30 la situazione invertita cio il solarimetro OVEST segna valori superiori al solarimetro EST Per verificare se si tratta di un caso particolare o se un comportamento ripetitivo analizziamo per esempio le indicazioni delle correnti di stringa C3 e A7 delle giornate relative alla prima settimana di Luglio 2012 come riportato in Fig 4 21 Come si pu vedere il fenomeno ancora presente Guardando la figura relativa al 01 Luglio invece possiamo notare che il solarimetro a OVEST sempre nelle prime ore del mattino presenta lo stesso andamento di quello situato a EST Probabilmente si tratta di un ombreggiamento temporaneo nuvola che ha mandato in ombra entrambi i solarimetri Abbiamo conferma di ci dall andamento delle correnti della cassetta C3 e della cassetta A7 nello stesso giorno Fig 4 22 L analisi delle correnti mostra un calo nelle
6. 67 Y pa E a 5 U m i 2 ma i CT e 5 T ambientale Sensore T EST Sensore T OVEST Delta T Fig 4 44 Temperatura moduli fotovoltaici 19 Gennaio 2012 T ambientale Sensore T EST Sensore T OVEST s s s Delta T Fig 4 45 Temperatura moduli fotovoltaici 14 Dicembre 2012 68 Possiamo quindi concludere che due sensori di temperatura sono allineati tra di loro e che le principali differenze di temperatura da essi indicate sono da associarsi alla differente tipologia di installazione dei moduli a cui essi sono connessi Come verr specificato in seguito quando si passer ad analizzare la produzione e la relativa performance delle diverse sezioni d impianto si considerer come soglia una temperatura dei moduli di 40 C per correggere la potenza nominale nel calcolo del PR stata scelta come temperatura di riferimento quella rilevata dal sensore a EST che raggiunge valori pi alti nel periodo estivo Infatti come si vedr pi avanti le temperature dei moduli medie giornaliere difficilmente superano i 40 C e quindi la correzione della produzione attesa viene eseguita di rado Se avessimo scelto la media delle temperature rilevate a EST e a OVEST come valore per la correzione dell energia attesa ci saremmo solo allontanati di pi dalla realt In realt i sofisticati sistemi dinamici contenuti nelle cassette di parallelo sono in grado di rilevare anche le temper
7. E Integrato EEEo LON rep TUBAZION sutiomm E Com 42 TRADO Cubre 5 2 TT INT FTE TT TIT PITT A AA IATA AA MAI MI i AA A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A I ipo A reee ua CABINA 1 CABIMA 2 A La PEZZA SEZIONI DNET FACE a Bg EERON DI luto FACEM CAPO ALLA Calma 7 z n METE NOAA ETNEA NETTE ESTETISTA IE RENE RENNES TETTE ETNEA EATER AH SAINTE 1 aia THE TRE HET a ROIO E a i ia GIOR a a i ERE OBOE GORE ROGO DIO a aia GIOR SEO ia RE ROERO SEO ROIO RO ETRO GEO aia ia a ROSEO BOVE ROIO ROSEO ROSEO RO TERI ROMEO ROIO GORE ROSEO ROSEO ROIO ERETTI MORI DEGREE QECIE GEIE CIO GEIE GEIE RIE GE IE RE LE QI RUE EHE RIE GEIE GRECHE RUI anna nana anna RI GI GI RI ROIO ININININININ BOI li RO IE GOTI RIE R ON GOTI GI NINAS HE GORE ROGER RE QI GIO GEIE CHE GRECHE GEIE CIO GE GE GEORGE CR GIOR GI GGI RE GI RO GI GIOR HI OROGIOR aa aa GIOR HG Gt Goti Goti goti gt amp ti Bott Son gii dt gn dn dt pui NINININNININNN NN GRECI GI GIOR GE GRECI RIT RIE RITI ROERO RIE RO ana GOTI RIE RIE RI PIER MI RIE RIE IERI RAEE IEEE ET NRE GEE GE GEE GEE GRECI GCT GRECI GRECI GET EEEE NENEN EEEE EE EEEE EEEE RI GI GORE RIE torie eaae ORIO ERO ROIO RIRTO ROERO RTRT ERRO PITTI 108 90108 90108 RIG EEN NEUE OGEOHE aie Ge pe ae pa G pu peau pemu an GGI RE E UE ROGER TE E GI RO a a aa a a BORGO SE E GP ROSI ROSE RE RE RAI RIE RAI ERE RA ERRORE RR IET INININININININI NINAS GORE ROGER ORE GORE GORE ROGER RE CHIO
8. 2012 5 00 4 50 4 00 sente rrap EST lag OVEST Correnti C3 Correnti A7 Fig 4 17 Radiazione solare e correnti cassette C3 e A7 misurate nell anno 2012 47 La corrente media mensile di stringa delle cassette C3 e A7 ha un andamento uguale tranne nel mese di Giugno in cui la cassetta C3 registra un valore sensibilmente inferiore Fig 4 17 Da un analisi dei messaggi di errore del sistema Energy Sentinel PV scopriamo che questa anomalia dovuta ad una mancata produzione nel periodo 14 19 Giugno dell inverter della cassetta C3 In generale per pur togliendo tale dato anomalo Fig 4 18 contrariamente a quanto ci si sarebbe aspettato osservando le indicazioni dei corrispondenti solarimetri le correnti di C3 hanno un valore medio pi basso di quelle di A7 Correnti di stringa e radiazione solare 2012 A 5 00 4 50 4 00 150000 rrag EST e r rag OVEST e Correnti C3 BC or rentiA 7 Fig 4 18 Radiazione solare e correnti cassette C3 e A7 misurate nell anno 2012 con correzione correnti nel mese di Giugno Questo ci porta a poter avanzare alcune ipotesi Il solarimetro che performa meno quello lato OVEST pu avere tre tipi di problemi essere ombreggiato essere sporco o essere tarato diversamente dall altro 1 L ombreggiamento sarebbe da escludere dato che la corrispondente stringa di moduli performa mediamente meglio dell altra 2 La pulizia dei senso
9. 50 0k 40 0k 30 0k 20 0k 10 0k 1 08 3 06 5 08 7 08 9 08 11 06 13 08 15 08 17 06 19 08 21 06 23 08 25 08 27 08 29 08 1 07 Inverter 1 Produzione UTF Matr 96906275 W E Inverter 2 Produzione UTF Matr 96907217 W p Inverter 4 Produzione UTF Matr 96906278 W Inverter 5 Produzione UTF MAtr 96907216 W E Inverter 6 Produzione UTF Matr 96904453 W A Inverter 7 Produzione UTF Matr 96906274 W Inverter8 Produzione UTF Matr 96904454 W Inverter 9 Produzione UTF Matr 96904455 W n Inverter 10 Produzione UTF Matr 96906276 W i Inverter 11 Produzione UTF Matr 96906277 W Inverter 12 Produzione UTF Matr 96907215 W Inverter 13 Produzione UTF Matr 96907218 W fil Inverter 3 Produzione UTF Matr 96907214 W Fig 5 13 Produzione potenza dei 13 inverter nel mese di Giugno 2012 W Mese Novembre 2012 Si riportano in Tabella 5 15 i giorni in cui l inverter 3 ha presentato valori bassi di Performance Ratio Tabella 5 15 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 3 Produzione Produzione PR3 attesa misurata 5 KWh KWh 59 4 35 9 26 1 59 8 27 11 12 54 568 19 1 906 es 54 4 giorni evidenziati in tabella sono in comune con l inverter 1 e sono tutti giorni a basso irraggiamento solare da non prendere in considerazione Gli altri giorni in tabella invece presentano una radiazione consistente e quindi una concreta produzione attesa all
10. T Lina d Seda per l ortrre vonese T aeie F Stereo Nr 30803 O i a Sir Ez AZ AI o to Li A A A A A A Pope MT ZZZ a emer COO s3E 9 gt I frei horaro mornan 3 Sr PAAA 40B 1 SI VA EZ ROUND LEE Impostazioni ombwe n e irae 500 H ca cas Sarno tano gt Voustrzzzone Sula tace F suteren M Os bord Fig 5 22 Ombra proiettata dagli shed stringhe inverter 5 giorno 16 Febbraio 2013 ore 15 00 116 Y 70130901 0 nay avent shail sk kekchi CETO Teee Omege strumenti Fra r BOCIBLAOI 1682_1435 1002 1520 MINOR 15001700 FOA MM iero SEAL OE e e titti Po 024 Or 00 IA A DINGO ATA a DA rid 120000 vee 25 00 m js a unue aroko am a I IMOC CGIPLABLADE HZA RR LO e 0 PERROS TT o 1002 1435 16021500 1002 1000 PEN G l V exc vo XL Sd y E 2 GR KA amp 2 QA REP ise a ENTI Da rio emma irae az a Con aPuauoragono 3 Z dn e T una d Soda per Cortar Vesdrzazone E sul noe teen 7 Da bond Fig 5 24 Ombra proiettata dagli shed stringhe inverter 5 giorno 16 Febbraio 2013 ore 17 00 Le immagini ci mostrano chiaramente come la fila di moduli inferiore vada in ombra nel pomeriggio a causa dello shed adiacente mentre la fila superiore continua a vedere la radiazione solare diretta performando correttamente Questo spiega il rend
11. composto da un numero di stringhe che va da 64 a 80 si sono prese le 10 stringhe che performano meglio cio quelle che in quel determinato momento stanno erogando la corrente maggiore Di queste 10 stringhe selezionate stata fatta la media in corrente e sono state eliminate eventuali stringhe che avevano un valore sensibilmente distante dalla media Si ricalcolata la media e questa stata assunta come corrente attesa in quel determinato istante Da questo valore di corrente si ricalcolato l irraggiamento di quel momento Determinati i nuovi valori di corrente attesa stato possibile calcolare quella che la APP chiama Energia attesa in CC ricalcolata con dei passaggi del tutto analoghi a quelli visti per il calcolo dell energia attesa Su questo valore dell energia attesa calcolata viene operata la correzione in temperatura ottenendo come risultato dei valori di energia attesa ricalcolata e corretta perfettamente in linea con i valori di energia misurata a valle dell inverter Tale energia viene chiamata nella APP Energia attesa in CC ricalcolata e corretta in T Osserviamo che prima della correzione suddetta i valori del rendimento di corrente di stringa superavano spesso il 100 soprattutto nelle condizioni di irraggiamento medio basso a causa del valore sottostimato di quest ultimo misurato dal solarimetro a cui veniva fatta corrispondere una corrente attesa troppo piccola Il ricalcolo della corrente attesa ha sanato questa sit
12. is ima ins ino inv iws iwo invi0 invi ima ini tot apre saos Di 46827 s3480 s2259 sesso s62s3 ss371 ssaaa 51397 saoso 5s067 sz4to 55239 55002 700170 anno 2012 358677 399822 373984 421187 417062 410602 410331 389776 399358 407400 393058 410147 410834 La produzione garantita GPL per l anno 2012 secondo quanto stabilito dal contratto O amp M pari a 4 901 734 kWh L impianto suddiviso in 6 sezioni con la seguente ripartizione della potenza Tabella 2 2 Tabella 2 2 Suddivisione della potenza nelle diverse sezioni Sezione Potenza 6 66176 15 24 L energia misurata da M2 riportata in Tabella 2 1 viene ora suddivisa in funzione delle diverse tipologie di installazione che caratterizzano l impianto FV Si vuole precisare giusto per capire meglio i conti eseguiti la collocazione degli inverter nelle diverse sezioni e Sezione 1 inverter le 2 e Sezione 2 inverter 3 4 5 e 6 e Sezione 3 inverter 7 17 e Sezione 4 inverter 8 e Sezione 5 inverter 9 10 e 11 e Sezione 6 inverter 12 e 13 Nella Tabella 2 3 si riporta suddividendo nelle 3 diverse tipologie di installazione dei moduli FV GPL relativo ad ogni sezione ovvero la produzione che ciascuna sezione dovrebbe garantire esempio 4 901 734 x 15 24 nel caso della sezione 1 APL relativo ad ogni sezione ovvero l effettiva produzione di ciascuna sezione esempio 358 677 399
13. m RR EN FEH it 321 3 EE 15 45 Dn HH 264 4 E LL SERENE 185 6 Miu MOS 135 0 E EE AA 55 81 AO 23012 17 00 Fig 5 6 Performance stringhe inverter 1 09 12 2012 83 La figura ottenuta con l utilizzo della APP mostra chiaramente una produzione nulla o bassissima durante l intera mattinata e dopo le ore 15 00 Il sistema di acquisizione dati ha registrato dei valori di corrente di stringa molto bassi ma non nulli non corrispondenti all irraggiamento presente quella mattina Tuttavia i report di allarme del sistema Energy Sentinel PV non hanno evidenziato la cosa L energia misurata risulta corrispondente ai bassi valori di corrente rilevati quindi a nostro avviso si tratta di un malfunzionamento del campo dei moduli o dell inverter Togliendo dal computo del PR il giorno 15 12 la media risulta pari al 70 0 contro il 68 6 precedente valore accettabile 5 2 1 2 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 2 Mese Novembre 2012 La Tabella 5 8 mostra i giorni a PR anomalo per l inverter 2 nel mese di novembre sono gli stessi dell inverter 1 Tabella 5 8 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 2 Produzione Produzione PR2 attesa misurata a kWh kWh 6 a Valgono le stesse considerazioni fatte per l inverter 1 per quanto riguarda le giornate a basso irraggiamento Togliendo questi valori dal calcolo del PR medio per l inverter 2 si ottiene un valore di 75 1 contro il
14. 4 4 RADIAZIONE SOLARE INCIDENTE ANNO 2012 Nella figura Fig 4 15 sotto riportata la planimetria dell impianto in cui sono evidenziate le posizioni di installazione dei due solarimetri Fig 4 15 Posizionamento del solarimetro lato EST e del solarimetro lato OVEST Il solarimetro lato EST Fig 4 15 si trova nella sottosezione S2 1 in corrispondenza alla cassetta di campo C3 afferente all inverter 3 La sezione S 2 costituita da moduli fotovoltaici con installazione totalmente integrata Il solarimetro lato OVEST Fig 4 15 si trova nella sottosezione S3 1 in corrispondenza alla cassetta di campo A7 afferente all inverter 7 La sezione S 3 costituita da moduli fotovoltaici con installazione non integrata 46 Radiazione solare annuale solarimetri EST e OVEST ammi So EST sie 50 OVEST Radiazione solare Wh ma Fig 4 16 Radiazione solare misurata nell anno 2012 Da una prima analisi dei valori indicati durante l anno 2012 dai due solarimetri risulta evidente che il solarimetro lato OVEST d un indicazione sistematicamente inferiore rispetto a quello situato nel lato EST tranne nel mese di Giugno in cui praticamente coincidono vedi Fig 4 16 Si riportano ora le correnti di stringa nelle due zone adiacenti ai solarimetri per valutare il relativo comportamento stringhe cassetta C3 lato EST e A7 lato OVEST Correnti di stringa e radiazione solare
15. CE ER E A E I uniri 1311141194 UN MUCRUMON E E mm E mau mm e RE 3 E 3 E 5 ja o Da 69 13 Qus4as a 157 i i Di 33 58 16 00 14 67 16 15 0 269 16 30 Fig 5 14 Performance stringhe inverter 4 01 01 2012 La Fig 5 14 mostra un comportamento tipico invernale dell inverter 4 nelle giornate con radiazione prevalentemente diretta La posizione bassa del sole fa s che le stringhe si ombreggino reciprocamente praticamente per tutto l arco della giornata riducendo il rendimento di produzione a pi del 50 di quello possibile Questo fenomeno di ombreggiamento simile a quello che interessa l inverter 3 ma qui si presenta in maniera pi sistematica a causa del particolare layout dei moduli come vedremo pi avanti Energia prodotta in CC 544 kWh Energia attesa in CC 910 kWh 96 Percentuale di energia non prodotta 366 kWh ovvero il 40 2 dell attesa Se avessimo tolto quei valori la media del suo PR sarebbe stata 69 3 contro il 68 4 precedente Giorni 06 08 09 10 12 01 12 Il comportamento analogo a quello del giorno 01 01 12 Giorno 11 01 12 rare foga bob PG A ATi MAA A A RO id A A AO de ha a a AR ba MLT uni LE A un da MEMA ERAT ISOS A A SmE e A ES de di z M i 0 i 4 fa MSN A NM ocn EN E VIRA DEE i A Li i EE HTA MI HITA wT HIET Ea HIS si i i 1 Di r Li i i Li r il i LI i 1
16. Di LI HEHH E D SED SD SED SD S SER GED S HIT JI 260 6 EE 1500 nanni TI Ej LI 211 0 D is DI AA ba TITTI HHHH H H 160 5 Das AAA RA MATA S E NESS NI 146 SR A E A NANREN DENOTA A i a H 73 25 f NUO lt PARAM NESS N 20D SN N SEASON O HEN 16 15 16 30 Fig 5 12 Performance stringhe inverter 3 18 01 2012 Giornata poco soleggiata La radiazione solare giornaliera ha un valore non trascurabile per concentrata nel pomeriggio mentre bassissima durante la mattina come si vede in Fig 5 12 L inverter 3 performa bene in genere di mattina quindi la sua prestazione globale pessima Togliendo il giorno 19 dal calcolo del PR in quanto si trattato di un giorno con basso irraggiamento Energia prodotta in CC 307 kWh Energia attesa in CC 555 kWh Percentuale di energia non prodotta 248 kWh ovvero il 44 7 dell attesa Performance Ratio diventa 64 6 contro il 64 3 precedente 92 Mese Giugno 2012 In questo mese l inverter 3 presenta una brusca caduta della produzione Entrando nel dettaglio della produzione di energia elettrica giornaliera Fig 5 13 si scopre che la produzione dell inverter 3 stata nulla dal 14 al 19 Tale mancata produzione stata segnalata anche nello storico allarmi del software di monitoraggio Nell analisi delle performance si eliminano dunque tali valori nulli per non alterare il calcolo della media 100 0 90 0k 80 0k
17. Panzera speciale Operation and Maintenance degli impianti fotovoltaici Qua Energia it pp 1 23 24 Aprile 2013 http www qualenergia it 4 Guida CEI 82 25 edizione III v1 in materia di Performance Ratio PR o indice di prestazione dell impianto fotovoltaico CEI EN 61724 5 Performance ratio Fattore di qualit per l impianto fotovoltaico SMA Solar Technology AG pp 1 9 6 E Guerrieri Monitoraggio della gestione degli impianti a fonti rinnovabili Senior Technical Specialist Photovoltaic Market di Protos SpA www qualenergia it pp 6 14 e 22 23 26 giugno 2013 7 Prof G Tudisco Generalit sui PLC lezione di Sistemi Elettrici Automatici I TI A Malignani pp 1 2 8 SCADA http it wikipedia org wiki SCADA aggiornata Settembre 2013 9 Immagine piranometro Pirhelibmetro y pit metro el term metro solar http www ennergis com aggiornata Settembre 2013 10 Immagine solarimetro Sonde e trasduttori Sun4m Solarimetro digitale http www xeo4 it consultata Agosto 2013 11 Video monitoraggio Energy Sentinel PV Energy sentinel PV web server http www youtube com watch v xW6JUZ7UAbO 12 Immagini moduli con diversa tipologia di integrazione Pianeta sole la nuova energia Il Nuovo Conto energia pp 8 10 http www nceimpianti it 13 DM 19 Febbraio 2007 articolo 2 comma 1 e allegati 2 e 3 in materia di Cr
18. T 5 O y E E Fig 4 36 Profilo di irraggiamento per il giorno 05 06 2012 0 Corrente misurata Corrente attesa Lineare Corrente misurata 600 800 1000 Irraggiamento W mq Fig 4 37 Corrente stringa 1 cassetta A inverter 9 in funzione dell irraggiamento il giorno 05 Giugno 2012 62 E gt De LC u E Fig 4 38 Profilo di irraggiamento per il giorno 18 07 2012 Corrente A b un Lil Corrente misurata Corrente attesa Lineare Corrente misurata 300 400 500 600 800 900 irraggiamento W mq Fig 4 39 Corrente stringa 3 cassetta A inverter 1 in funzione dell irraggiamento il giorno 18 Luglio 2012 Notiamo che le rette interpolatrici degli andamenti reali delle due correnti sono praticamente indistinguibili dalla retta della corrente attesa In conclusione la proporzionalita tra corrente misurata e corrente nominale di massima potenza e buona per valori medio alti dell irraggiamento mentre non rispecchia il comportamento reale delle stringhe per valori medio bassi 63 Potremmo pensare che il solarimetro non sia sufficientemente sensibile alla radiazione diffusa prevalente per valori medio bassi dell irraggiamento mentre i moduli riescano a captarne una quota portando a risultati superiori agli attesi Per valori medio alti dell irraggiamento invece la radiazione solare prevalentemente di tipo diretto e quindi la differenza di energia captata tra solarimetro e mo
19. di costruzione dell impianto mediante contratto EPC i servizi di O amp M rappresentano anche la capacit di saperlo gestire per garantirne le prestazioni nel tempo Ecco quindi che nascono nuovi operatori che hanno lo scopo di specializzarsi nella gestione e manutenzione degli impianti i quali riorganizzano le loro attivit e le loro strutture in modo da erogare i servizi in modo efficiente Va per anche precisato che il settore dell O amp M ha assistito negli ultimi tre anni ad una riduzione notevole dei prezzi tra il 29 e il 40 a seconda delle taglie degli impianti Fortunatamente come gia anticipato questo mercato crescera vertiginosamente il 2013 rappresentera infatti l anno in cui lo stock pi ampio di impianti quelli entrati in esercizio nel 2010 e 2011 raggiunger il termine del periodo FAC Final Acceptance Certificate ovvero il periodo di garanzia contrattuale fornita dagli installatori e durante il quale questi si occupano della completa gestione e manutenzione dell impianto stesso Si stima che oltre 5 GW di potenza potranno essere oggetto di nuove contrattazioni per le attivit di O amp M nel corso del solo 2013 a cui si aggiungeranno circa 2 GW nel 2014 Dopo il FAC quindi sar possibile per i proprietari degli impianti decidere se rinnovare la fiducia all EPC che ha realizzato l impianto e che per i primi due anni di garanzia si occupato di svolgere le attivit di manutenzione 0 amp M oppure sceg
20. indica la Penale da Produzione Garantita applicabile espressa in GPL il livello di produzione garantita dell impianto nel periodo preso in considerazione kWh anno APL il livello di produzione effettiva dell impianto calcolata nel periodo preso in considerazione kWh anno i l annodiriferimento del Periodo di Garanzia T l incentivo kWh Vi il prezzo medio dell energia elettrica nel periodo e nel luogo di riferimento Inoltre a partire dalla data di avvio della gestione dell impianto il Committente corrisponder al Gestore a titolo di premio detto anche bonus il 50 dei ricavi derivanti dall energia prodotta dall impianto in eccedenza alla corrispondente Produzione Garantita dell impianto Premio da extraproduzione da calcolarsi sull anno solare 16 2 4 2 Calcolo penali e bonus per Mercato Solare S p A anno 2012 Si riporta nel seguente paragrafo il calcolo di eventuali penali bonus per l anno solare 2012 Nella trattazione non si entrer molto nel dettaglio delle caratteristiche dell impianto in quanto verranno riprese e ampiamente descritte in seguito Nella seguente tabella Tabella 2 1 rappresentata l energia elettrica misurata dai contatori M2 a valle di ciascun inverter valore che serve per stabilire l incentivo che il GSE deve erogare Tabella 2 1 Energia misurata dai contatori M2 dei 13 inverter anno 2012 Energia elettrica misurata kWh __ ini inve
21. inverter 12 Potato E EE kWh kWh 04 11 12 33 3 12 11 12 66 18 265 54 2 22 1 28 1 Con un PR attuale del 69 8 si potrebbe arrivare al 77 2 senza tali giorni 5 2 3 3 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 13 Mese Novembre 2012 Questo inverter ha un PR inferiore al 70 a Novembre Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 9 come mostrato in Tabella 5 52 Sono tutti giorni a basso irraggiamento tranne il 29 che escludiamo per mancata produzione 114 Tabella Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 13 room radar pra O kWh kWh 04 11 12 12 11 12 66 19 289 Togliendo i valori critici si ottiene un PR pari al 76 3 contro il 69 3 attuale 5 3 STUDIO DEL FENOMENO DI OMBREGGIAMENTO ALTERNATO DELLE STRINGHE Nell analisi delle correnti si visto che vi sono campi di stringhe che nei mesi invernali durante il pomeriggio presentano ombreggiamenti alternati ovvero alternativamente una stringa va in ombra e una no Questo succedeva in particolar modo per le stringhe collocate nella parte di tetto pi alta Si era inoltre notato che questo fenomeno si presentava soprattutto nei giorni con maggiore irraggiamento ovvero quando la radiazione solare prevalentemente di tipo diretto in questa situazione infatti che un eventuale ostacolo proietta in modo pi marcato la sua ombra sui pannelli Avevamo spiegato questo fatto di
22. queste cominciano ad assumere il colore corrispondente al loro rendimento in corrente istantaneo 129 Questo stato fatto in quanto per bassi valori dell irraggiamento questi rendimenti sono affetti da un grande errore e si riferiscono a quantit di energia messa in gioco pressoch nulle Le stringhe si colorano di rosso quando la corrente che esse generano scende parecchio al di sotto del valore atteso in presenza di un determinato livello di irraggiamento Se in presenza di irraggiamento non trascurabile una stringa appare colorata di rosso le cause possono essere tre a la stringa andata in ombra a causa di un ostacolo che si frappone tra lei e il sole b la stringa sta funzionando male c il sistema di acquisizione dati non ha rilevato i valori delle correnti Negli ultimi due casi la diagnosi abbastanza semplice in quanto i valori delle correnti tipicamente risultano nulli quindi il report di warning della APP in grado di segnalare questa tipologia di malfunzionamento Fig 6 5 Nella figura sono evidenti le sottostanti stringhe di colore rosso ad indicare il rendimento in corrente nullo appena miri Dai na Si a i ET og na carne I a all ar agi PEs SR i e bi 7 sl re Tii 13 EE TI EE e he ba F pe W i 33BBAB3583 Saga AA b io E E CCC CO NI CET nn nno dm mm l a 2 TETERA E A E E AAA A A eu a am A AAA AAA AAA AEREA EEE
23. 1222 h Inverter 1 con 1214 h VEA 4 con 1179 h 78 5 2 PERFORMANCE RATIO NON OTTIMALI E ANALISI DELLE CORRENTI DI STRINGA In questo paragrafo si analizzano i mesi in cui alcuni inverter hanno presentato PR inferiori al 70 In alcuni casi inoltre si scesi pi nel dettaglio effettuando un analisi giornaliera dei relativi ombreggiamenti Per fare ci ci si serviti di un applicazione particolare appositamente realizzata che verr descritta in maniera esaustiva nel prossimo capitolo L applicazione riproduce in maniera grafica le stringhe di moduli colorandole in maniera differente a seconda del rendimento attuale in termini di produzione di corrente Come indice del livello di performance dei moduli si assunto il rapporto tra la corrente misurata e la corrente attesa legata all irraggiamento presente in quel momento Zone del campo di stringhe potenzialmente soggette ad ombreggiamento che producono meno corrente di quelle adiacenti risulteranno colorate in rosso A questa analisi di tipo qualitativo si aggiunge quella di tipo quantitativo poich l applicazione e in grado di calcolare il quantitativo di energia non prodotta a causa dei suddetti cali di corrente In alcuni casi inoltre studiando la distribuzione delle zone rosse nel campo di stringhe sara possibile giungere a conclusioni circa le cause che hanno generato lo stato delle cose in esame Per i vari inverter useremo sempre lo stesso procedimento introducend
24. 21 22 23 2a 1 234 Ss 6 7 8 9 101112313 14 18 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 S 6 7 8 9 1011121314 15 16 17 18 19 20 08 00 goes UMANO NESSO LL NA JON A IA N E LI A 1 AA 139 2 e o 4 y d o gt OND SUD CS OD S S MS S 1A O o a R o A da aam aan aan aana Aila G ain E A 2242444 o o U S ld 44 dd o de dd ndo ded G DO CS UD VE NES e VI N Vle e e Ve VS io N e mk e e e e e t dd PMI VEST VO dI e de VI e GI ate cme I A Sd ed joe I E Ess Pena 16 00 14 67 16 15 16 30 Fig 5 8 Performance stringhe inverter 3 01 01 2012 Giornata soleggiata con luce diretta L analisi qualitativa fatta sullo snapshot della APP mostra come a partire dalle 12 00 le stringhe comincino a presentare un rendimento alternativamente alto e basso a coppie Fig 5 8 mentre a partire dalle 14 15 il rendimento di tutte le stringhe cala in maniera uniforme Il rendimento alternato tipico delle stringhe che si ombreggiano reciprocamente Il calo uniformemente distribuito su tutte le stringhe invece si pu spiegare con un ombreggiamento provocato dal tetto sopraelevato che ospita i moduli dell inverter 4 A tal proposito si veda la figura seguente Fig 5 9 ax MODULI sa INVERTER 4 i MODULI INVERTER 3 Fig 5 9 Porzione dei moduli dell inverter 3 che potrebbero essere ombreggiati dalla porzione di edificio posta ad Ovest Energia prodotta in CC 483 kWh Energia
25. 4 44 4 46 1 57 2 15 3 58 3 46 7 56 4 57 2 53 2 52 5 110 935 851 218 73 115 110 907 934 989 218 _a us 26 12 12 110 7 34 o 39 Si tratta comunque di giorni con basso irraggiamento in quanto la massima produzione attesa registrata per questo mese e per l inverter in esame e attorno ai 1050 kWh quindi non verranno analizzati Per il mese di Dicembre il PR corretto risulterebbe 66 2 rispetto al 59 4 precedente in cui sono stati esclusi i giorni con basso irraggiamento e i giorni in cui si verificata una mancata produzione 98 Si veda il confronto dei PR in Tabella 5 23 Tabella 5 23 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 4 Dicembre 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR1O PR11 PR7 PR12 PR13 Media 2 0 7 73 7 06 12 12 57 1 09 12 12 41 10 3 10 3 4 5 7 o 64 8 104 7 rd S 6 3 10 12 12 74 7 41 4 41 9 67 7 11 12 12 12 12 12 62 3 64 7 146 1 A 28 12 12 64 63 1 29 12 12 61 4 63 7 2 57 4 30 12 12 64 31 12 12 64 2 52 5 52 7 In questi giorni l inverter 4 presenta lo stesso comportamento evidenziato nel mese di Gennaio con un intenso ombreggiamento delle stringhe che si prolunga per tutto il giorno Si riporta lo snapshot del giorno 09 Fig 5 16 per avere un idea di come viene visualizzata la mancata produzione
26. 5 presenta gli stessi problemi gi rilevati per l inverter 4 ovvero un ombreggiamento a stringhe alterne causato dalla particolare disposizione degli shed A questo si aggiunga il giorno 11 un periodo di mancata produzione verificatosi tra le 10 30 e le 11 30 come viene evidenziato dallo snapshot seguente Fig 5 17 100 11334567009 0011113141816 1718105312133 1334567380 010111213141516 17 101945113054 133496700 010111213141516 13345967060 1011131314156 inraggiarmente Wiima COMA 050 SO A SS N VON OO IO O SO O DS E SO O O A O O E O a E O COEN A o COI A di O D A E E O A DE A O O E E E E E EE R N A E E E E E A E E A a E E LLOO ER En Oo A E N EE SSA SSR A A E E E E E E E E E A ALLA En et A 1 T E DICI gna i i dii ILL ee se i E A E _lem uc ii Id odo de ded de e n AA LL A A a a a oO M A E a a E A E E A G A E a a CE MESE EA EE FTE i I E O O O A O SE OS O O a gi E i A E E pope A E A E E E A E dp O A A O e A E oe M o ORM A A A A A a a a EI A A A A ss A uo _ RE nen n A ed Ti o OREN a a a a e a a a a a a a a a E a a a a a O HO EI Fig 5 17 Performance stringhe inverter 5 11 01 2012 Se avessimo tolto tali valori critici la media del suo PR sarebbe stata 68 5 contro il 67 6 precedente Mese Novembre 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 1 come mostrato in Tabella 5 26 Sono giorni a bas
27. 69 4 precedente che riteniamo accettabile Mese Dicembre 2012 La Tabella 5 9 mostra i giorni a PR anomalo per l inverter 2 nel mese di Dicembre sono gli stessi dell inverter 1 e la Tabella 5 10 mostra il confronto con gli altri inverter si eliminato il giorno 15 a basso irraggiamento Tabella 5 9 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 2 Produzione Produzione attesa misurata KWh KWh 09 12 12 28 0 15 12 12 68 18 259 84 Tabella 5 10 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 2 Dicembre 2012 PR1 PR2 PR9 PRIO PR11 PR7 PR12 PR13 Media 2 0 0 09 12 12 29 7 28 0 7 1 4 8 5 23 5 Effettuiamo l analisi delle correnti per l inverter 2 nel giorno 09 12 vedi Fig 5 7 imaggiamentoW img 11345670800 1000 1213 14 15 16 17 18 19 30 11 22233 4 1134567606011 17 13 ld 15 16 17 18 19 30 9223034 61234586706 4160101213014 51 41 79 09 00 7276 09 15 gnbDEBSBSDSENNEO esili IL n DODBSDEDESEENDEN M OTT T ea t H ss TTT wss o MMNDDNNNNE 5351 Tigas 29 12 17 00 Fig 5 7 Performance stringhe inverter 2 09 12 2012 Valgono le stesse considerazioni riportate per l inverter 1 Togliendo dal computo del PR il giorno 15 12 la media risulta pari al 70 9 contro il 69 3 precedente valore accettabile 5 2 1 3 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 8 Nel 2012 l inverter 8 non presenta ma
28. 81 0 78 4 80 5 80 6 Jue impianto La formattazione condizionale consente di vedere come grazie alla correzione operata ai PR per ogni mese tutti gli inverter parzialmente integrati e non integrati e i soli inverter 9 10 e 11 totalmente integrati presentano PR superiori al limite minimo scelto del 70 Per gli inverter 3 4 5 e 6 invece l unico mese che ha superato il limite minimo stato Novembre Gennaio e Dicembre hanno migliorato i loro valori del PR pur continuando a restare al di sotto della soglia minima Volendo guardare le performance di un campo di stringhe in termini intrinseci ovvero trascurando cause esterne quali le condizioni meteo un blocco impianto la mancanza di rilevazione dati ecc e considerando invece la bont propria del campo di stringhe che quanto stato fatto in Tabella 5 34 possiamo concludere che le stringhe connesse agli inverter 3 4 5 e 6 hanno delle caratteristiche strutturali tali da presentare in tutto il corso dell anno prestazioni inferiori rispetto alle altre stringhe dell impianto Nel Paragrafo 5 1 dedicato alle ore equivalenti di energia avevamo gi concluso che questi quattro inverter hanno una produzione di energia in termini di ore equivalenti inferiore agli altri e si erano infatti piazzati agli ultimi posti nella graduatoria di merito stilata alla fine Il PR complessivo dell impianto per il 2012 risulta pari a 79 4 Ricordiamo che si tratta di una stima ottimi
29. Fig 4 28 Correnti stringa 1 cassetta A inverter 1 in funzione dell irraggiamento nei giorni 01 05 Giugno 2012 57 Notiamo che la retta interpolatrice e la retta attesa hanno un andamento molto simile soprattutto per valori medio alti dell irraggiamento e questo sembra avvalorare la nostra ipotesi Si osservano fluttuazioni dei valori delle correnti misurate attorno alla retta interpolatrice Questo fenomeno comune a tutte le stringhe nel senso che anche stringhe di altri inverter hanno le stesse fluttuazioni nelle stesse situazioni La figura seguente Fig 29 riporta le correnti misurate di una stringa connessa all inverter 12 rilevate negli stessi giorni Si ricorda che l inverter 12 connesso a moduli di marca GPPV con corrente nominale di massima potenza pari a 7 83 A L i o E o ka e Corrente misurata Corrente attesa 600 l 1000 irraggiamento W mq Fig 29 Correnti stringa 1 cassetta A inverter 12 in funzione dell irraggiamento rilevato nei giorni 01 e 05 Giugno 2012 Vogliamo ora evidenziare un comportamento particolare delle stringhe Si considereranno singolarmente i due giorni visti in modo da studiare la risposta delle stringhe in un giorno ad irraggiamento medio basso 01 Giugno e in un giorno a irraggiamento medio alto 05 Giugno Nella figura seguente Fig 4 30 riportato il grafico della corrente della stringa 1 cassetta A dell inverter 9 relativamente al giorno 01 06 2012
30. PR in comune con gli altri inverter come mostra la Tabella 5 45 Tabella 5 45 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 11 atteso misirata Ol o kWh kWh 26 12 12 98_ 42 425 54 2 Dalla Tabella 5 46 si escludono i giorni 09 15 e 26 come gi visto in precedenza Tabella 5 46 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 11 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 0 1 0 0 2 0 0 0 78 0 40 9 70 1 45 1 44 9 46 7 49 7 61 8 46 1 5 56 8 63 2 62 6 53 5 62 5 61 1 64 2 52 7 62 0 60 giorni riportati nella tabella sopra sono giorni caratteristici di giornate soleggiate per l inverter 11 e presentano lo stesso fenomeno di ombreggiamento alternato tipico degli inverter 4 5 6 9 e 10 Per Dicembre il PR corretto risulterebbe pari al 72 2 contro il 66 5 attuale 5 2 3 Analisi delle prestazioni nella sezione Non Integrata Rimane da analizzare la sezione Non integrata composta dalle stringhe afferenti agli inverter 7 12 e 13 Anche per questa sezione si riporta la tabella riassuntiva dei diversi parametri mensili con evidenziati i PR Tabella 5 47 e gli scarti percentuali rispetto alle ore equivalenti attese Tabella 5 48 111 Boi Sezione 3 Sunrise 235 Sezione 6 GPPV 235 Ore equivalenti Potenza Produzione Produzione Potenza Produ
31. al 56 6 il che provoca l espressione perplessa della smile Si noti che in quest ora viene mostrato un irraggiamento di circa 509 W m valore mensile vicino a quello tipico di quell ora il che lascia supporre che si trattasse di una giornata con cielo quasi sereno o parzialmente coperto come mostra l icona meteo 2 3 Stringa l N vV MAS az cas 0 om 007 035 00 004 0 04 0 04 0 046 0 055 Taloa 005 on o at cm cms coi acco o aw o gas o am o an Corrente di c Tensione di Potenza Se LCA Fig 6 8 Altro esempio di schermata in modalit analisi cassetta Con quest ultima immagine Fig 6 8 rappresentiamo il caso tipico di una mancata produzione dell inverter in una giornata con alta radiazione solare L immagine non necessita di ulteriori commenti 133 6 1 IL REPORT DELLA APP La APP esegue anche alcuni calcoli Per ogni quarto d ora in esame vengono sommate tutte le correnti di stringa misurate delle cassette di parallelo ottenendo la corrente totale di cassetta Icassetta Istringa_misurata dove lIstringamisurata un dato prelevato dal portale Questa corrente viene moltiplicata per la tensione di cassetta rilevata sempre dal CM2 presente nelle cassette di campo Tale tensione la somma dei moduli in serie di una stringa ed la stessa per tutte le stringhe dato che sono in parallelo Moltiplicando la corrente totale per tale tensione si ottiene la potenza del gruppo di str
32. attesa in CC 855 kWh Percentuale di energia non prodotta 372 kWh ovvero il 43 5 dell attesa Giorno 04 01 2012 bitaggiamentoitt ma 11345670804 1001 24314 15 16 VT 18 AAR 1334506704 SIL TETS LA 15 16 VT RE 190 I ASN FJa SETA G WN NTA TAH 1516171614350 14 69 08 00 38 08 Toes j 47 06 porn FER A O BEN A 11110 CO 111111 PERA TT 55 09 e TILT E OI ERE ATTE AREA AA ES 87 63 osol 1 E TN us a ne full ct A ARANENSE EEA 22 yH H 7 LIL o 4 Ri 0 EPPPTTTT TT TTT COSTI DI DET HTA AAA TT TT TT ITA E UIAF TT TA 1552 A DAA O S C O Ma Gif i Na Pinzi SAI GG MARI A NI 0006 PECEEEI TETTE DT ETC TERRIEEEE DEEREEREEECETA PEE ET n E E E E E LAI ALMA 4 A SEN i ELLI DUI 4 HE 1530 104 4 Re e a a E a k he eeeh hb 0 a E 151 6 E e T HERH 91140 AHHH oh DITTA nanna bidet IL HHHH HHHH TIT JU E E A TTTT ETRE HH ei Ual 5 ALLE HEAR g HAHH E ai CI Fr En ETTI TT HUBO Hett co SR HAT TA 1 OE POS NL O Li IO E O 6 N NO E D ON VO AS COG A LL Y DAA IS GAA i O O dI PO o GA M ma A o Ti TT 110011111m1 TI t node doak no pom ap din h A a a a Da DE PEO E E uo o e a S E a S S E a a Li 151 5 B izis E e O O A e ELI A Re RE _ C E eee REL C E cc EER 176 1 3 115 7 REESE ITC TTC i TTETFETETTI CISSE a ani uu Ee O ODO RN 0 TT ud Ll 0 1 0 0 1 0 B 51 02 MARS SABEN i EROS Su BRR CRENTANAS aming mos pong A EE EN RRE ARAT Prao I Ei ges y HEE 1 4486 Tas 1 i TURNO BENI SI RITI TE j TT d
33. d Locale Inverter 1 Mentre nella CABINA 2 si trova a Locale MT b Locale Inverter 2 L impianto fotovoltaico connesso in parallelo alla rete elettrica di distribuzione di Media Tensione in corrente alternata al fine della sola vendita dell energia prodotta mediante un unica fornitura dedicata 44 Si riportano ora nella seguente Tabella 4 3 le principali informazioni di riferimento per l impianto in analisi Tabella 4 3 Dati relativi all impianto FV in esame MAAP_FTV Padova Corso Stati Uniti 50 Su tetto struttura fissa Azimuth 20 Tilt 15 Sunrise Solartech CO LTD SR235P6 GPPV GPM220P B 60 0 384 parz int 0 422 tot Int 0 346 non Int L analisi stata svolta su base annuale considerando come periodo di riferimento l anno solare 2012 da 01 01 2012 a 31 12 2012 4 3 DATI DISPONIBILI L analisi si basa sui dati registrati dal sistema di monitoraggio installato presso l impianto i quali possono essere estratti dal portale di monitoraggio gestito dal Gestore dell impianto stesso attraverso il seguente link http 87 28 255 15 gui index jspt Dal portale possibile ricavare i seguenti dati Lettura del misuratore di produzione M2 Energia prodotta Radiazione solare incidente dati misurati su piano fisso con tilt 15 Valori istantanei di potenza prodotta Valori istantanei dell irraggiamento solare dati misurati su piano fisso con tilt 15 45
34. differenze nelle letture delle temperature dei moduli fotovoltaici La differenza di temperatura nel periodo estivo giustificata dal fatto che i sensori sono situati in due sezioni con differenti modalit di installazione quello situato a EST totalmente integrato mentre quello a OVEST non integrato In genere i moduli non integrati permettono un maggior ricircolo dell aria sotto al pannello e quindi la temperatura del modulo si mantiene pi bassa Nelle figure seguenti Fig 4 40 4 41 e 4 42 si riporta l andamento delle temperature dei moduli FV rilevate dai sensori EST e OVEST in giorni tipici dei mesi di Maggio Giugno e Luglio e il delta T tra le due misure Generalmente questa differenza non dovrebbe essere superiore ai 10 C Questa regola viene normalmente rispettata dai sensori in esame in condizioni statiche cio con irraggiamento pressoch costante Sensore T EST ensore T OVEST Delta T ammissibile Delta T effettivo T E F E pl EL E Fig 4 40 Temperatura moduli fotovoltaici 15 Maggio 2012 65 Sensore T EST sm Sensore T OVEST Delta T ammissibile Delta T effettivo w nooo un Lu O n E 3 dl fu pas v a E pl HA Pa gn mn Fig 4 41 Temperatura moduli fotovoltaici 15 Giugno 2012 sensore T EST Sensore T OVEST Delta T ammissibile Delta T effettivo un o Temperatura C ds O 3 F
35. fenomeni di auto ombreggiamento dovuti alla disposizione ravvicinata degli shed tipica dell alta concentrazione di moduli in un area Il valore del PR in ultima analisi depurato dei dati legati a mancanze di produzione o mancanze di rilevazione dei dati un ottimo indice dell ombreggiamento e del grado di pulizia dei moduli La pulizia dei moduli un parametro su cui si pu agire a livello di manutenzione L ombreggiamento invece spesso legato a parametri strutturali non pi modificabili dei quali si pu solo prendere atto L ombreggiamento reciproco delle stringhe un fenomeno inevitabile nelle ore mattutine e pomeridiane dei giorni invernali e pu essere pi o meno accentuato a seconda della disposizione delle stringhe sugli shed e del passo tra gli shed stessi Abbiamo visto nel Capitolo 5 Paragrafo 3 che per quanto riguarda l inverter 4 e lo stesso discorso si pu fare per tutti gli altri inverter della stessa sezione si utilizzato un passo tra gli shed un po inferiore rispetto a quello suggerito dalla norma CEI 82 25 Questo provoca le percentuali di perdita rilevate per ombreggiamento nella stagione invernale situazione che si prolunga anche in parte della stagione primaverile e autunnale Un alta densit dei moduli comunque compensa con la produzione estiva le perdite nella bassa stagione Abbiamo visto nel Paragrafo 5 4 che il PR globale dell impianto per l anno 2012 79 4 Abbiamo visto ino
36. gli assistenti del corso di laurea in Ingegneria Energetica dell Universit di Padova per gli insegnamenti ottenuti dalle loro lezioni in questi duri ma formativi anni di vita universitaria e per avermi fornito strumenti fondamentali per il mio futuro professionale Ringrazio immensamente mio padre che per tutti questi anni di studio stato per me un collega un amico che non ha mai fallito nell aiutarmi a vincere le sfide che mi si presentavano e con il quale spero di condividere altre future esperienze di lavoro ringrazio mia madre che si pu definire una mamma con la M maiuscola che ha sopportato tutti i miei sfoghi e i miei momenti di debolezza senza battere ciglio Ringrazio di cuore il mio ragazzo che mi stato costantemente vicino aiutandomi a superare i momenti pi difficili e a non demordere da lui tra le tante cose ho imparato a mettermi sempre in gioco con la giusta grinta perch alla peggio dagli errori si impara Infine rivolgo un sincero grazie a tutti i miei amici i quali mi hanno regalato felicit e con i quali ho trascorso magnifici anni di divertimento aiutandomi a distrarmi dai pensieri dello studio perch anche questo ogni tanto ci sta 138 9 BIBLIOGRAFIA 1 Servizi EPC 08 M societ High Facing S p A http www highfacing eu it 2 Redazione QualEnergia O amp M fotovoltaico nel 2013 un mercato da 5 GW Qualenergia it 19 aprile 2013 http www qualenergia it 3 A
37. le funzionalit per la gestione dei dati senza dover far ricorso ad un server Nel suo funzionamento ottimale l applicazione dovrebbe collegarsi al database del portale Energy Sentinel ed eseguire le query recuperando in tempo reale i dati di cui ha bisogno Poich questo non stato possibile abbiamo scaricato tutti i dati necessari relativi all anno 2012 nel database SQLite memorizzato nel tablet L applicazione si propone di consentire un analisi semplice delle correnti di stringa permettendone una valutazione qualitativa e quantitativa delle performance con pochi clic A nostro avviso uno dei grossi vantaggi della APP dato dalla possibilit di analizzare le correnti di stringa nell arco di intere giornate e di effettuare comparazioni tra diversi inverter in pochi minuti mentre la stessa analisi fatta utilizzando Excel avrebbe richiesto molto pi tempo in manipolazioni manuali L interfaccia utente molto amichevole e intuitiva In Fig 6 2 visibile la schermata iniziale della APP L immagine mostra il layout dell impianto visto dall alto sono visibili i 13 campi di stringhe afferenti ai corrispondenti inverter 126 H il dei i Hi Add bid Fr midi idiikidl TH ITFET3 TRTAM rem eee LET apa gu un pen IL MT MA i MI ni MII del e AME i 18 E A mg MY silla mic LA nin aa 1 mmmn HEIER Bi i Lina i Fig 6 2 Schermata iniziale della APP Selezionato uno degli inverter e impostato un i
38. ltraggiarmento mg VEIIA S E 1000121314 15 16171819202 0254 123145670809 00 1318 TS TELT 61420223046 1A SE 1011121314116 175 AL TE 0611121314151 41 79 09000 7276 Losas DIT INDI TT 133 6 o AAA AAA AAA AAA AAA AAA 171 3 Ee AAA AAA AAA AAA Ahea phit III 208 1 COE AAA AAA AAA CANA AAA 2537 o AAA CARA AAA AAA AAA AAA 2067 wg AO AAA MAA ma 10 DO AAA DAA AAA AAA AAA LIETI DEA AHI Fig 5 16 Performance stringhe inverter 4 09 12 2012 99 5 2 2 3 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 5 Mese Gennaio 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 4 come mostrato in Tabella 5 24 Come gia detto ignoriamo il giorno 19 a basso irraggiamento Tabella 5 24 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Gennaio 2012 inverter 5 Produzione Produzione attesa misurata kWh 01 01 12 911 06 01 12 1098 08 01 12 1055 12 01 12 912 19 01 12 132 In Tabella 5 25 e visibile il confronto dell inverter 5 e gli altri inverter Tabella 5 25 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 5 Gennaio 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR7 PR12 PR13 Media 73 6 67 Ea 55 8 63 1 63 6 58 9 09 01 12 65 6 68 3 65 0 65 7 10 01 12 66 7 66 0 66 3 62 0 11 01 12 54 3 68 7 65 6 E 12 01 12 70 2 9 i l 08 01 12 64 9 68 1 64 7 65 1 61 1 61 53 3 Durante questi giorni l inverter
39. mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 4 come mostrato in Tabella 5 42 Tabella 5 42 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Gennaio 2012 inverter 11 Produzione Produzione attesa misurata In Tabella 5 43 stato tolto il giorno 19 a basso irraggiamento Tabella 5 43 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 11 Gennaio 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 pn O ca 62 0 BEH ci ce 67 8 53 585 T ACEI E 0 56 59 2 n 57 00 602 es 2 65 1 4 56 4 10 01 12 667 607 0 55 94 570 50 9 66 09 11 01 12 54 3 1 42 420 KEER 180 a32 63 7 68 12 01 12 72 2 6 43 5 15 2 1 67 1 69 0 Anche l inverter 11 presenta il problema dell ombreggiamento alternato dovuto alla posizione degli shed che ospitano le stringhe Togliendo il giorno 19 la media del suo PR risulta 70 6 contro il 69 7 precedente Mese Novembre 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 9 come mostrato in Tabella 5 44 Tutti i giorni compreso il 29 mancata produzione sono da escludere dall analisi Tabella 5 44 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 11 Produzione Produzione attesa misurata 04 11 12 110 Il PR modificato risulta pari a 75 6 contro il 66 5 precedente Mese Dicembre 2012 Questo mese presenta giorni con basso valore del
40. naturale di uno o pi vani interni Tipologia specifica 4 Barriere acustiche in cui parte dei pannelli fonoassorbenti siano sostituiti da moduli fotovoltaici Tipologia specifica 5 Elementi di illuminazione in cui la superficie esposta alla radiazione solare degli elementi riflettenti sia costituita da moduli fotovoltaici Tipologia specifica 6 Frangisole i cui elementi strutturali siano costituiti dai moduli fotovoltaici e dai relativi sistemi di supporto Tipologia specifica 7 Balaustre e parapetti in cui i moduli fotovoltaici sostituiscano gli elementi di rivestimento e copertura Tipologia specifica 8 Finestre in cui i moduli fotovoltaici sostituiscano o integrino le superfici vetrate delle finestre stesse Tipologia specifica 9 Persiane in cui i moduli fotovoltaici costituiscano gli elementi strutturali delle persiane Tipologia specifica 10 Qualsiasi superficie descritta nelle tipologie precedenti sulla quale i moduli fotovoltaici costituiscano rivestimento o copertura aderente alla superficie stessa 37 4 2 DESCRIZIONE IMPIANTO L impianto fotovoltaico in esame di propriet di Mercato Solare S p A installato su copertura degli immobili dell agrimercato di Padova e ha una potenza pari a 4342 86 kWp La superficie lorda totale occupata dall impianto pari a 103 613 m L impianto suddiviso in 6 sezioni distinte riportate nelle due figure Fig 4 8 e Fig 4 9 che rappresentano entrambe lo stesso edificio
41. ore mattutine a dimostrazione di una condizione di cielo coperto 01 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 0 o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o oo o o o o o o oo o o o o n o n O n o n o n o n o n o n o n o n o m ci o m Cn o lt t m a o i m o i m in o m n ww n nr 00 n o o N m m TT n wo w n c0 n n o o o o o o o ci ci ei i ci ci ei ci ci i i ci i i N 02 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 05 30 00 06 15 00 07 00 00 10 00 00 10 45 00 11 30 00 12 15 00 13 00 00 13 45 00 14 30 00 15 15 00 16 00 00 16 45 00 17 30 00 18 15 00 19 00 00 19 45 00 08 30 03 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 o O 0 SO 0 0 SOS E E tO O SAS at 00 AA OOOO ESEJOSPOJEJE JEJEJEJE JEJEJEJE SEPORESE SERES SS DN E EN E ENEN EN SEEN EN E 04 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 0 oo o o O Oo O Q o o o o o o o O O o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o n o n o un o n o un o un o n o n o n o n o mod O JT mod O lt q Mm i o lt t m i o lt lt m i 0 J m n DO rp 00 n oo N m m tit n wW w n O n n o o o o o o o i i i i ci i ni i ci i i i i ci N 05 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 05 30 00 06 15 00 09 15 0 10 00 00 10 45 00 1
42. posiziona sulla curva del modulo peggiore penalizzando complessivamente il rendimento dell intera stringa Perdite per riflessione quando una frazione della radiazione solare incidente sul modulo fotovoltaico viene riflessa da vetro posto a protezione delle celle Perdite di conduzione sono perdite di trasmissione dell energia che si verificano lungo i cavi che portano dal campo FV all inverter perdite in corrente continua e dall inverter al contatore di immissione del gestore della rete perdite in corrente alternata e dipendono dal tipo e dal materiale dei cavi utilizzati Queste perdite di conduzione ovviamente riducono il valore del PR Rendimento dell inverter Decadimento delle prestazioni dei moduli la degradazione dei pannelli solari nel tempo porta ad una progressiva riduzione del PR In genere per moduli fotovoltaici in silicio monocristallino e policristallino si ha una riduzione dell efficienza del 20 in 20 anni Con riferimento ora alla potenza ideale denominatore del PR i parametri che ne influenzano la determinazione sono O Orientamento dell apparecchio di misurazione se l apparecchio di misurazione non ha lo stesso orientamento dei moduli dell impianto possibile ottenere valori di PR maggiori del 100 a causa di un diverso irraggiamento solare Ombreggiamento o sporcizia dell apparecchio di misurazione possono essere presenti degli ostacoli come piante o edifici che ombreggiano in modo tem
43. scegliendo delle configurazioni a proprio piacimento Fig 3 6 sotto forma di valori o di grafico a torta Fig 3 7 Per i dati storici si pu selezionare liberamente un periodo e visualizzare poi tali dati in un grafico a righe o colonne con supporto a due assi verticali per consentirne il confronto tra dati con fondo scala molto differente Fig 3 8 e Fig 3 9 inoltre possibile esportare i valori desiderati in CSV per Excel una volta trasformati in forma tabellare Tenia dosi i la I Ch bea eme gra I TF T tpj toas ci Pin a al ro CI ue I pile hi ie 41 90 25 18 453 93 cn 485 4 483 4 87 4 484 Temp Pannelli 41 90 Fig 3 6 Libera scelta dei parametri da visualizzare che interessano l utente 29 IRRAGGIAMENTO TEMPERATURA PANNELLI POTENZA GENERATA Fig 3 8 Rappresentazione dati storici in grafico 30 tengas ame tamen 0 sceoor 1 OI A errors 1133 manra J de tama tarota 0 Genera nanen 7 Fig 3 9 Dati storici in diagramma a barre verticali a x Passiamo ora ad analizzare il sistema di acquisizione dati considerando tutte le fasi che stanno prima dell invio dei dati al software di cui si appena parlato Sui quadri di parallelo sono presenti una sonda che rileva la temperatura dei pannelli un sensore d irradianza o solarimetro e sonda per la temperatura ambiente L energia prodotta dal campo fotovoltaico suddiviso in stringhe passa attravers
44. specifico il dimensionamento del dispositivo SCADA utilizzato per il monitoraggio di impianti fotovoltaici effettuato sulla base del numero e del tipo di sensori che dovr gestire i quali dipendono dalle dimensioni e dalla complessit dell impianto oggetto di monitoraggio Lo SCADA quindi acquisisce e memorizza i dati rilevati dai sensori distribuiti nelle diverse zone dell impianto generando eventuali messaggi di errore in caso di rilevato malfunzionamento che allertino l Operatore in modo che possa intervenire tempestivamente limitando i periodi di fermo impianto Il passo temporale di acquisizione dati in genere pari a 5 15 minuti intervallo sufficiente ai fini della verifica delle performance d impianto in quanto intervalli di campionamento meno ampi renderebbero difficoltosa la memorizzazione e la trasmissione dei dati dal sistema di acquisizione 6 7 8 3 1 1 Isensori d irraggiamento Per eseguire un monitoraggio accurato vengono installati appositi sensori direttamente in loco ovvero in posizioni non ombreggiate sull impianto fotovoltaico che rilevino in tempo reale la radiazione solare globale mediante l uso di un piranometro o di un solarimetro cella solare in modo da confrontare la risorsa solare disponibile con l output dell impianto e valutarne le performance Solitamente per l analisi delle performance pi appropriato l uso del piranometro La Norma di riferimento per la misura dell irraggia
45. 00 4 86 9 55 1 45 1 4 54 5 1 4 2 6 9 4 0 i l x 3 12 12 12 62 3 64 7 46 1 46 7 45 7 48 0 50 6 48 0 62 2 63 6 61 4 55 1 59 9 60 3 58 1 54 7 57 1 54 2 Per il mese di Dicembre il PR corretto risulterebbe 66 9 contro il 60 4 precedente 5 2 2 5 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 9 Mese Novembre 2012 Questo mese presenta giorni critici in comune con gli inverter precedenti in particolare i giorni riportati in Tabella 5 34 Sono tutti giorni a basso irraggiamento tranne il 29 Li escludiamo quindi dall analisi per ricalcolare il PR Tabella 5 34 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 9 Produzione Produzione PRO attesa misurata KWh KWh 12 11 12 66 11 171 28 19 12 57 6 12 In Tabella 5 35 visibile il confronto tra l inverter 9 e gli altri inverter Tabella 5 35 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 9 Novembre 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR4 PRS PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 0 0 29 11 12 64 5 _5 9 47 9 In questo giorno lo Storico allarmi del sistema di monitoraggio ha registrato una mancata produzione dalle ore 14 15 Se avessimo tolto tali valori critici la media del suo PR sarebbe stata 77 0 contro il 69 2 precedente 105 Mese Dicembre 2012 Questo mese presenta g
46. 1 30 00 12 15 00 13 00 00 13 45 00 14 30 00 15 15 00 16 00 00 16 45 00 17 30 00 18 15 00 19 00 00 19 45 00 20 30 00 08 30 06 luglio 2012 SD D D SS DS O O 0 O 0 0 0 0 SOLO DOLLS o kel o G o o e EEE SES EEES EEES 51 07 luglio 2012 1200 1000 800 600 400 200 0 o o o o o o o ooo ooo o o 0 o o0 oo o 0 o o o o o o o0 o o o o o0 o o oboooo 5 nh 6h n n n no nono no no md O YX mou 0 Y modi o Y mou o Y M d O dm NU kr kr d a o 6 Hi NMAN Nn 10 6 do a a 6 O O O O O O do do do do do do do do do do do do do N Fig 4 21 Confronto tra solarimetri Est e Ovest nei primi 7 giorni di Luglio 2012 B A 13900 900 0 800 10 sa 700 F 600 0 500 so 400 400 300 200 200 0 100 100 ei A EES na PP LLP LLPL PP LP z p e FEA E O E E E ME E SS gt ACEITE AENA ARRE AR AAA REKER E ESE ESSE SETE E E EE TEE E E E E EEES ESSE SE EEE EEE EA Fig 4 22 Le linee marcate rossa e blu rappresentano l andamento dell irraggiamento rilevato dai due solarimetri asse a destra in W mq mentre tutte le altre indicano i valori delle correnti di tutte le stringhe afferenti alla cassetta C3 asse a sinistra in A per la figura a sinistra e afferenti alla cassetta A7 per la figura di destra 1 Luglio 2012 Questo fenomeno di basso irrag
47. 2 57 1 Escludendo i giorni 15 e 26 a basso irraggiamento e il giorno 09 di mancata produzione otteniamo la Tabella 5 41 Tabella 5 41 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 10 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 0 10 0 2 0 10 12 12 41 9 70 1 67 62 45 1 44 9 46 7 64 7 46 1 46 7 45 7 48 0 50 6 48 0 62 2 63 6 61 4 53 2 62 5 61 1 52 5 52 7 54 7 57 1 54 2 62 0 giorni riportati nella tabella sopra sono giorni caratteristici di giornate soleggiate per l inverter 10 e presentano lo stesso fenomeno di ombreggiamento alternato tipico degli inverter 4 5 6 e 9 come si pu vedere dallo snapshot di Fig 5 19 108 123456789 10111213141616 123456729 101112121418 161718 192021727324 1 2 3 4 Ss 6 7 9 s0011I21I2141I4 161 1810720712273 12345467009 10111213141416 lraggiamento W ma 2386 1040 147 6 1965 Je pi Y da 1 do ji I l ER S S S a AA E A Fig 5 19 Performance stringhe inverter 10 12 12 2012 L immagine mostra come le stringhe 15 16 17 e 18 della cassetta B siano sempre verdi ovvero non sono soggette all ombreggiamento alternato tipico di quelle adiacenti Questo si spiega con il fatto che queste quattro stringhe sono montate sui due shed all inizio del tetto e risultano s
48. 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 235 235 235 235 235 235 310 46 326 8 326 8 318 63 330 88 330 88 Passando dalle sezioni agli inverter puo risultare interessante la Fig 4 11 in cui si riporta la disposizione di questi ultimi sul tetto dell edificio la rispettiva marca di moduli collegati e la potenza nominale complessiva associata a ciascun inverter 41 MY 9y 0L IIMpow 61 x aybuns 9 MST Add9 Fd 8 YILYIANI re MA8 IZE NNPOwW 6L MEO BLE Iinpowg ix ayburys gl MSIZAdd9 1 LE HALUZANI Bybulns 08 M SiZ Add9 UL OLNILYIANI MISE Add9 11 6 UILSTANI MY 904 IMpow gi xa MSbEAdd9 Td 8YILUYZANI MA 8 IZE Npow 64 x aybui s 08 MY 88 DE NPOw zz x ayus p9 M SET asuuns Td 4 Y3LYJANI zzz MY LZ 8pE INPOW 64 X 8YBUnS g M SEZ OSUUNS 311 9 YILHIANI MY Z LSE Impowi 64 x ayButns 08 IM SEC ISUUNS EL PRILYIANI MEOE Inpow zz alB M SEZ ASUUNS Td L YILYJANI SUBULaS 08 MSE ISUUNS VTL YILYIANI Parzialmente Integrato T l Fig 4 11 Ubicazione degli inverter sul tetto del Maap tipologia di installazione P I Non Integrato marca e potenza dei moduli numero di stringhe e moduli potenza Totalmente Integrato N I nominale campo FV 42 I moduli FV nominati sopra rispondono alle seguenti caratteristiche tecniche eviden
49. 5 Besta sus sei ro ss emi nol va ma nm nto sini ss sf smi sol ssi ns ne Yd OAI3E aJ 0 e u s ddel uO Y Z T J9IADAUI E 1178 94 19119849U9 1 WwEIEd Z S e jjagel Tabella 5 3 Ore equivalenti attese e scarti tra le ore equivalenti attese e le ore equivalenti dei tre inverter Ore equivalenti attese KWh kWp 2012 Senza considerare l energia utilizzata per gli Correzione che tiene conto parzialmente ausiliari dell energia utilizzata per gli ausiliari integrato Ore Ore Scarto Scarto Scarto Scarto Scarto Scarto equ attese equ attese kWh kWp inv 1 inv 2 inv 8 kWh kWp inv 1 inv 2 inv 8 25 3 22 6 68 18 27 6 25 3 20 5 000 00 al mm 0 mx IE BRIO EE ET os masi E EE ase Dicembre 42 27 Gli inverter 1 corretto nella produzione e 2 presentano delle performance basse nei mesi di Novembre e Dicembre con valori di PR compresi tra 68 69 Entriamo nel dettaglio giornaliero per capire se vi sono stati fenomeni di ombreggiamento o guasti che hanno provocato tale riduzione delle prestazioni Novembre e Dicembre 2012 hanno presentato giornate con irraggiamento molto pi basso rispetto la media mensile tipica Ricordiamo che per bassi valori dell irraggiamento il PR pu subire una riduzione quando il sole basso all orizzonte cio alla mattina e alla sera soprattutto in inverno per il fatto gi evidenziato che aumenta in percentuale il valore dell energia dissip
50. 5 00 circa Se avessimo tolto quei valori ed anche il giorno 9 e 15 la media del PR per l inverter 3 nel mese di Dicembre sarebbe stata 61 8 contro il 58 7 precedente 5 2 2 2 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 4 Mese Gennaio 2012 La Tabella 5 19 mostra i giorni critici di Gennaio 2012 per l inverter 4 Ignoriamo il 19 come gi detto Per il resto si tratta di giorni con un discreto irraggiamento e quindi una consistente produzione di energia attesa E necessario quindi analizzarli uno ad uno Riportiamo in Tabella 5 20 il confronto con gli altri inverter nei giorni in esame Notiamo che i PR dell inverter 4 sono sempre al di sotto della media Tabella 5 19 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Gennaio 2012 inverter 4 Produzione Produzione attesa misurata KWh 9 11 12 01 12 19 01 12 95 Tabella 5 20 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 4 Gennaio 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR5 PR6 pen PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media da 06 01 12 62 3 65 3 3 5 8 8 9 68 19 V ul V 1 6 10 01 12 66 7 Giorno 01 01 12 liraggiamenta W mai iria5 d Ta o 100i 171314 1506171819202 2735328 121456740 DDL III TRITO TTT aa 121345670849 ZII PIATT LITI E 2340 08 00 Toes 139 2 EERE E SI BA CICLO MS a AHHH 4 SA HUMAN HHHH 1 E ig JE O A nnn NN NNNnnn T e SE E E E E A E E E A E
51. 5 60 324148 68 80 3609 26 59 20 05 12 2012 895 6308 3415 4214 25969 4616296 302102 22720 6377 6713 507 20 2341 7511 260984 5912379 302500 14240 331186 195 20 3246 79 19360 361552 200 0 0 0000 261973 794 2507 3025 00 0 00 331186 0 00 324679 000 361552 2615 368 5431 5517 352 0 6742 8375 468 8 6574 0274 3036 45 528 00 470 4 1669 7074 3037 11 124 8 0 0000 266534 8232527 3037 14 0 00 332616 0 00 325448 160 362499 120 0077 16 12 2012 899 8820 2136 9386 187 2 4325 878 369 6 18 12 2012 900 9913 4548 2944 agar 36640 325941 380 8 19 12 2012 901 6126 4970 7183 395 2 11 2 Fig 3 13 Esempio di registro UTF 359 359 359 359 360 360 360 360 360 360 361 361 361 361 361 361 361 362 362 33 4 SVILUPPO DELL ARCHITETTURA PER LA STESURA DEL REPORT ANNUALE PER L IMPIANTO FV MERCATO SOLARE S P A 2012 4 1 TIPOLOGIE DI INSTALLAZIONE L impianto in oggetto MAAP_FTV sottoposto alle direttive del Secondo Conto Energia DM 19 02 2007 il quale prevede Art 2 comma 1 tra le altre cose una distinzione tra le tipologie di installazione in 3 categorie a cui corrispondono tre incentivi differenti e bl nonintegrato e b2 parzialmente integrato e b3 integrato Le figure seguenti Fig 4 1 4 2 e 4 3 forniscono degli esempi delle tre modalit di integrazione 12 Fig 4 1 Posa su tetto non integrata Fig 4 2 Posa su tetto piano parz Integrata Fig 4 3 Posa
52. 5 624 42 533 35 14 12 30 12 45 625 08 54144 1 13 00 12 13 15 13 30 13 45 14 00 455 85 14 15 429 94 12 14 30 14 45 399 57 339 25 154 15 00 15 15 15 30 258 15 220 62 15 45 16 00 L andamento simile ad una campana del grafico sta ad indicare una giornata limpida con cielo sereno Giornata simile la successiva il 26 Gennaio come si pu vedere da Fig 4 24 Indicazioni solarimetri EST OVEST 26 Gennaio 2012 8 8 Solar EST 8 2 Solar OVEST T E 3 pr E o E E Ed E gt o gt Sp SIOE Sy e ES Fig 4 24 Irraggiamento indicato dai solarimetri EST e OVEST il 26 Gennaio 2012 La riduzione dell irraggiamento rilevato dal sensore EST rispetto quello a OVEST nelle ultime ore della giornata dalle 16 15 in poi pu indicare un ombreggiamento sistematico per via dall altezza solare caratteristica di quel periodo causato da un qualche ostacolo Questo fenomeno stato infatti rilevato anche in altre giornate di Gennaio come ad esempio l 11 e il 15 Gennaio vedi Fig 4 25 54 Irraggiamento W mq 100 Indicazioni solarimetri EST OVEST 11 Gennaio 2012 07 45 00 08 15 00 08 45 00 09 15 00 09 45 00 10 15 00 10 45 00 11 15 00 11 45 00 12 15 00 12 45 00 13 15 00 13 45 00 14 15 00 14 45 00 15 15 00 Solar EST e Solar OVEST 500 T E a 2 E 300 Q E E 3 E E 100
53. 822 nel caso della sezione 1 Il calcolo del PLD secondo quanto previsto dalla Formula 2 3 dove V assunto pari a 0 08 kWh Toi l incentivo per l installazione parzialmente integrata pari a 0 384 kWh secondo quanto previsto dal Secondo Conto energia Tie l incentivo per l installazione totalmente integrata pari a 0 422 kWh secondo quanto previsto dal Secondo Conto energia Tn l incentivo per l installazione non integrata pari a 0 346 kWh secondo quanto previsto dal Secondo Conto energia Bonus finale in quanto essendo uscito un PLD negativo si tratta di bonus e non di penale pari al 50 del PLD ottenuto preso in valore assoluto Tabella 2 3 Calcolo penali bonus per l anno 2012 Penali Bonus Parzialm Integrato Totalm Integrato Non Integrato Inv 1 2 8 Inv 3 4 5 6 9 10 11 Inv 7 12 13 Potenza GPL APL PL 661 76 15 24 746920 6 758499 OOo o 1398 25 32 20 1578188 1622835 338 40 7 79 381948 410331 E 310 46 350412 5 389776 MA O 972 23 22 39 1097344 1199816 661 76 1524 820981 4342 86 2675532 2822651 1231312 Bonus 118185 369268 218204 Il Committente per l anno 2012 dovrebbe quindi dare al Gestore un premio di 70 565 8 in quanto stata superata la Produzione Garantita In realt come verr chiarito meglio in seguito i contatori M2 connessi all inverter 1 e 8 non contabilizzano l energia elettrica uti
54. 9 dalle prossime considerazioni L analisi incrociata con gli altri inverter porta al seguente risultato Tabella 5 14 Tabella 5 14 PR dei 13 inverter per i giorni in esame Gennaio 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media UI m LO SS 01 01 12 70 4 7 59 7 62 0 57 9 65 1 67 1 67 3 63 4 06 01 12 62 3 56 6 58 5 55 2 62 39 2 01 52 02 5 8 9 69 6 66 9 e D o o o o 00 XN 4 al o On ep D X S Un to N SR mm a N S ul N Ea un Ko D Dn R IS Esos sc 2 0 7 0 9 9 U1 N o SN Bl o a o 57 99 N Dn N SS NI w DI N pP o w Ww o W LS wm W BS IS Dn o gt ep N UI gt N SIS RSS DADA gt RE JE Dn N IS o Dn pP o Oo Notiamo che l intera sezione Totalmente integrata dall inverter 3 all 11 performa male ed in particolare l inverter 3 assume i valori peggiori pur in giornate con buon irraggiamento A questo punto si sente quindi il bisogno di effettuare un analisi pi approfondita per scovare eventuali ombreggiamenti o malfunzionamenti di alcune stringhe che complessivamente riducono le prestazioni dell intero campo connesso all inverter 3 88 Giorno 01 01 2012 irraggiamento W mq 1 2345 6 7a 9 10101121304 15 16 17 18 t9 20
55. BOO i dt TTTI TITTI 11 a 4512 Lia Aa TETTTTITII sn Rea Dan TITTI AA 4 4A e i hos ltd O O S ptp d dtt 20 RI ESA AnA dt DI S N aa E E E lll A EE 480 1 Il BUI DO DI t tet bp AAA AT ao oq 503 5 i q HT TT TA mani 557 EF ee ce ee em e eten em A e a S a cre eee 5419 Ha deal ita Lan a he t as os E 4 A rien Cd inn on a t pa t 5 q rh protesi a ma HT I a n 3 50 ci ki T7 ECC ti CISTI TITTI 5612 el a N I 4 iI Ll i lil 556 s la RO EE e ms i pa AI paio 4 4 e Se Pr sous non E sj Zi mua 500 0 e 4 O O O O O ATAT Ha 4066 3589 HA 216 TITO 1657 Fig 5 11 Performance stringhe inverter 3 06 01 2012 Giornata limpida molto soleggiata Si comincia a notare rendimento alternato alto e basso a coppie a partire dalle 11 30 Alle 14 15 il rendimento di tutte le stringhe scende di colpo al 30 fino a ridursi a 0 nelle ore immediatamente successive vedi Fig 5 11 Praticamente a partire dalle 14 30 l inverter 3 non produce pi energia nonostante la radiazione solare sia ancora sensibile evidente un ombreggiamento da parte del tetto adiacente Energia prodotta in CC 518 kWh Energia attesa in CC 1031 kWh 91 Percentuale di energia non prodotta 513 kWh ovvero il 49 7 dell attesa Giorni 08 09 10 11 12 13 14 15 01 2012 La situazione del tutto simile a quella del giorno 06 co
56. Bassi valori del rapporto PR per l inverter 7 Mese Dicembre 2012 L inverter 7 presenta un PR inferiore al limite di accettabilit nel solo mese di Dicembre Questo mese presenta giorni con basso valore del PR in comune con gli altri inverter come mostra la Tabella 5 49 Tabella 5 49 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 7 Produzione Produzione attesa misurata KWh KWh Dalla Tabella 5 50 viene eliminato il giorno 15 giorno con basso irraggiamento 113 Tabella 5 50 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 7 Dicembre 2012 PR1 PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PRO PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 0 0 2 2 0 0 0 0 0 63 l 03 12 12 72 2 73 7 47 5 26 3 61 3 63 0 60 6 41 0 68 3 65 3 54 2 09 12 12 29 7 28 0 10 3 10 3 4 5 8 5 23 5 Come gia visto nei giorni 03 e 09 si sono verificate delle mancanze di produzione Attualmente il PR pari al 69 2 ed eliminando tali giorni critici si arriverebbe al 72 3 5 2 3 2 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 12 Mese Novembre 2012 Questo inverter ha un PR inferiore al 70 a Novembre Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 9 come mostrato in Tabella 5 51 Sono tutti giorni a basso irraggiamento tranne il 29 che escludiamo per mancata produzione Tabella 5 51 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012
57. E o o Indicazioni solarimetri EST OVEST 15 Gennaio 2012 Solar EST e Solar OVEST 07 45 00 08 15 00 08 45 00 09 15 00 09 45 00 10 15 00 10 45 00 11 15 00 11 45 00 12 15 00 12 45 00 13 15 00 13 45 00 14 15 00 14 45 00 15 15 00 Fig 4 25 Irraggiamento indicato dai solarimetri EST e OVEST l 11 e il 15 Gennaio 2012 Una giornata non serena con passaggi di nuvole che provocano dei picchi di caduta dell irraggiamento si presenta per esempio come il grafico riportato nella seguente figura Fig 4 26 relativo al 25 Dicembre 2012 Indicazioni solarimetri EST OVEST 25 Dicembre 2012 E E al 2 wu i a Ed E gt da SOR Na di e 5 La ha A ai n ce gt O D SU O P e P A 0 Pg wW SOS nb n SP NI n np eo Solar EST Solar OVEST OS SS SIONI SO nf Fig 4 26 Irraggiamento indicato dai solarimetri EST e OVEST il 25 Dicembre 2012 Per evidenziare dal punto di vista statistico la relazione tra i due solarimetri abbiamo preso un campione di dati letti a mezzogiorno durante il mese di Luglio 2012 Fig 4 27 Per questi dati abbiamo escluso i giorni con basso valore di irraggiamento e li abbiamo messi in grafico per valori crescenti dell irraggiamento ottenendo la loro curva di densit di distribuzione Considerando le variabili aleatorie associate agli irraggiamenti come delle variabili aleatorie normali ossia g
58. ERCATO SOLARE S P A 2012 acrulal A AA 34 4 1 NROLCOGIEDIINSTALLA AO NES 34 4 2 DESCRIZIONE IMPIANTO copar oie Dti ases 38 4 3 DAT DISPONIB lunas as 45 4 4 RADIAZIONE SOLARE INCIDENTE ANNO 2012 illa 46 4 4 1 Analisi dei solarimetri durante una giornata estiva soleggiata 13 Agosto 2012 49 4 4 2 Analisi dei solarimetri durante una giornata invernale soleggiata 25 Gennaio 2012 53 4 4 3 Analisi delle correnti di stringa in relazione all irraggiamento misurato 57 4 5 ANALISI DELLE TEMPERATURE DEI MODULI FV ANNO 2012 eee 65 43 1 AUMENTO dera temperie Airis 69 4 6 METODOLOGIA ADOTTATA PER QUANTIFICARE SERVIZI AUSILIARI c00c cerro 70 4 6 1 Stima dell energia ceduta agli ausiliari dall inverter 1 iii 70 4 6 2 Stima dell energia ceduta agli ausiliari dall inverter 8 iii 72 5 REPORT SULL ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA ANNO 2012 rsrrrrrrrsrrserenicenicenione 73 5 1 ORE EQUIVAFENTIDI PRODUZIONE cranio 73 5 2 PERFORMANCE RATIO NON OTTIMALI E ANALISI DELLE CORRENTI DI STRINGA 000 79 5 2 1 Analisi delle prestazioni nella sezione Parzialmente Integrata 79 5 2 1 1 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 1 82 52 12 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 2 i 84 5 2 1 3 Bassi valori del rapporto PR
59. Indice SOMMARIO dae lulu 3 1 INTRODUZIONE os 4 2 CONTRATTLE RELATIVE GARANZIE scri SASSO RANA ARIES TINTA RIA 6 2 1 IEGONTRATTO EP Citas 6 2 2 ECONTRATTO O AM id 6 2 3 LEGARANZIEDIONICONTRATTO Mi E T UR NO 9 23 NHPerormance RATO PR E E E ENE E OEA 10 23 2 LO DISDORIONIEA TECNICO sneme a a aa ts 14 233 Ea Produzione Garan O tt ii 14 2 4 LA PRODUZIONE GARANTITA PER MERCATO SOLARE S P A IL CONTRATTO O amp M ssnsssnsssesssesseesseersserssee 15 2 4 1 Penale e premio da Produzione Garantita secrecion E E E EE 16 2 4 2 Calcolo penali e bonus per Mercato Solare S p A anno 2012 17 3 MONITORAGGIO TECNICO socia aaa AAA AAA 20 3 1 ARCHITETTURA DEL SISTEMA DI MONITORAGGIO salare rata 20 231 1 Jsensori d irraggiamieN O cranica 22 3 2 CARATTERISTICHE DEI SOFTWARE DI CONTROLLO ED ELABORAZIONE DEI DATI ooccoccnccnnccnononcnnnccnnccnnnononononns 25 33 MONITORAGGIO DELLA GESTIONE OPERATIVA claire 26 33 L Chisvolge QUESTA GENIO ti iii 26 3 3 2 Come definire il periodo di osservazione iii 26 3 3 3 Quali verifiche e analisi vengono effettuate o cooocooooconnocconnonononnnanonnnnnonnconnnncnonnnonaninnnos 27 3 3 4 Quali i vantaggi di un servizio strutturato di monitoraggio della gestione 27 3 4 MONITORAGGIO DELLA GESTIONE OPERATIVA PER MERCATO SOLARE S P A iii 28 4 SVILUPPO DELL ARCHITETTURA PER LA STESURA DEL REPORT ANNUALE PER L IMPIANTO FV M
60. N ORRE sejne si 1 AAA RITIRATA PS iiis _SEZIONE S 4 mn gt Sy _COLIIIILIILITIIZIZIZNSTIZINLIZVIZVZIZINI O IPIIEIE III PIC Sede a 777772 UL TEO NORD RRA E ASLILIALA SALI LAIR II AAA AAI IIA IA LIA AIAL ANAIS MAGAZZINI DI SUPPORTO CORPO 3 CABINA 1 CABINA 2 Fig 4 10 Ubicazione della Cabina 1 e della Cabina 2 Le informazioni appena viste sono state riportate anche in forma tabellare Tabella 4 1 e Tabella 4 2 per una piu rapida visione Tabella 4 1 Dettaglio delle sezioni afferenti alla cabina 1 CABINA 1 Sottosezioni ese olala gt 0 1 0 0 0 7 INVERTER 1 INVERTER 2 INVERTER 3 INVERTER 4 INVERTER 5 INVERTER 6 INVERTER 7 Stringhe 24 24 16 24 24 16 24 24 20 24 24 16 16 24 24 16 16 24 24 16 14 24 24 24 22 22 22 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 20 20 20 Pot moduli 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 235 330 88 330 88 335 58 357 2 357 2 348 27 338 4 Tabella 4 2 Dettaglio delle sezioni afferenti alla cabina 2 CABINA 2 S4 PI GPPV 215 S5 TI GPPV 215 S6 NI GPPV 235 Cassette _ A8 B8 c8 ps E8 A9 B9 co ps a10 810 c10 p10 A11 811 c11 p11 A12 812 c12 A13 813 c13 INVERTER 8 INVERTER 9 INVERTER 10 INVERTER 11 INVERTER 12 INVERTER 13 13 13 18 16 16 24 24 16 16 24 24 16 24 24 14 24 24 16 24 24 16 Moduli 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 22 22 22 22 22 22 Pot moduli
61. R NE ROHORO II SOT RI RO NANA ti t i t t ta t I RORE RGE GGI GI GR ER IE RE RI D0CR IERI RR E RE II ROLE RN Re RI RS RT RI RI O RI RR RS di RON RI RUN 1 dose aloe JE l i ili ci El pui basal I I l l 4 I Fig 4 9 Sezioni appartenenti alla Cabina 2 Sezione S 1 installata su tettoia sud e sulla tettoia nord lato sinistro parzialmente integrata su tetto piano di una potenza pari a 661 76 kWp Questa sezione composta da 2816 moduli di potenza 235 Wp ciascuno della marca SUNRISE modello SR 235P6 connessi elettricamente tra di loro Essa risulta suddivisa in 2 sottocampi ciascuno dei quali facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL o Il sottocampo S1 1 risulta diviso in 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 22 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S1 2 identicamente risulta diviso in 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 22 moduli fotovoltaici Sezione S 2 installata sull edificio box mercato lato sinistro totalmente integrata su nuovi shed di una potenza pari a 1398 25 kWp Risulta composta da 5950 moduli di potenza 235 Wp ciascuno del tipo SUNRISE modello SR 235P6 connessi elettricamente tra di loro Essa risulta suddivisa in 4 sottocampi ciascuno dei quali facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL o Il sottocampo S2 1 risulta diviso i
62. RAFIA cosida 139 Temmario Il presente lavoro si pone l obiettivo di analizzare un impianto fotovoltaico dal punto di vista delle problematiche connesse alla valutazione delle sue performance L attivit di monitoraggio rientra naturalmente nelle problematiche in questione Non si tratta quindi di un analisi economica n tanto meno di un analisi tecnica dell impianto fotovoltaico quanto piuttosto di un analisi funzionale tesa a determinare la qualit delle prestazioni e la bont degli strumenti delegate a misurarle Allo scopo verr studiato il sistema di monitoraggio attualmente adottato e se ne evidenzieranno i limiti suggerendo quelle che a nostro avviso possono essere delle strade alternative e pi aderenti alla realt nell elaborazione e interpretazione dei dati forniti dal sistema di acquisizione Giungeremo in tal modo alla stesura di un report relativo alle performance dell impianto nell anno 2012 ed evidenzieremo alcune criticit emerse durante l elaborazione dei dati che ci hanno suggerito l idea di sviluppare un applicazione software per tablet come ausilio nella nostra indagine La APP realizzata ci ha permesso di effettuare un analisi dei dati sia di tipo qualitativo che quantitativo consentendoci di interpretare in maniera agevole una massiccia mole di dati la cui manipolazione manuale si sarebbe rivelata ardua 1 INTRODUZIONE l idea di questo lavoro nata dalla necessita di approfondire un tema che ancora ogg
63. Si trattato di un giorno con irraggiamento medio basso probabilmente per via del cielo coperto con luce probabilmente diffusa moduli dell inverter 9 sono di tipo GPPV 215 W e hanno una corrente nominale di massima potenza pari a 7 34 A In questa situazione si osserva che le correnti di stringa superano il valore atteso per la maggior parte dei valori dell irraggiamento riportati la conseguenza che l indice di rendimento in corrente medio giornaliero da noi utilizzato per valutare le performance delle stringhe risulta superiore al 100 A nostro avviso si tratta di una situazione da analizzare Una possibile spiegazione del fenomeno potrebbe risiedere nell indicazione non precisa del solarimetro il quale potrebbe segnare valori inferiori a quelli reali 58 lt pu v c v 5 a Corrente misurata Corrente attesa iheare Corrente misurata 300 400 500 600 700 irraggiamento W maq Fig 4 30 Corrente stringa 1 cassetta A inverter 9 in funzione dell irraggiamento il giorno 01 Giugno 2012 A conferma di quanto appena esposto riportiamo il grafico giornaliero dello stesso giorno di una corrente di stringa dell inverter 9 paragonata alla corrente attesa vedi Fig 4 31 La corrente misurata della stringa risulta essere superiore alla corrente attesa L irraggiamento quindi sottostimato Fi AV 5 D O i DI P_P_P_P_ PP PLL PE A IES E ESE E i dI attesa A misurata A
64. a digitale elettronico che utilizza una memoria programmabile per memorizzare informazioni o istruzioni con le quali realizzare specifiche funzioni finalizzate al controllo di sistemi combinatori e sequenziali per la gestione di macchine e processi quali operazioni logico aritmetiche temporizzazioni conteggi comparazioni codifiche decodifiche L uso dei PLC consente quindi di applicare una logica di controllo e di attuazione di comandi automatici che opportunamente programmati consentono il funzionamento automatico o semi automatico degli impianti FV 21 sistemi di tipo SCADA tipicamente sono utilizzati come sistemi di controllo in ambito industriale per il monitoraggio e si servono di e sensori per effettuare misure di grandezze fisiche e microcontrollori che appunto possono essere PLC o microcomputer i quali continuamente o a intervalli di tempo effettuano misure tramite i sensori a cui sono collegati e memorizzano i valori misurati in una memoria locale e sistema di telecomunicazione tra i microcontrollori e il supervisore e computer supervisore che periodicamente raccoglie i dati dai microcontrollori li elabora per estrarne informazioni utili memorizza su disco i dati o le informazioni riassuntive eventualmente fa scattare un allarme permette di selezionare e di visualizzare su schermo i dati attuali e passati anche in formato grafico ed invia le informazioni selezionate al sistema informativo aziendale Nello
65. a produzione di energia effettiva ovvero quella rilevata dai contatori e riportata sul registro UTF espressa in kWh e la potenza nominale sempre corretta in temperatura per valori che superano i 40 C espressa in kW La valutazione delle prestazioni di ogni singolo inverter pu essere eseguita seguendo due strade apparentemente differenti ma che in realt sono strettamente connesse fra loro La prima prevede il calcolo del Performance Ratio PR dato dal rapporto tra l energia prodotta e l energia attesa Nelle tabelle che riportano tale valore sono state evidenziate le celle con PR inferiore al 70 in quanto rappresentative di performance non ottimali Il secondo sistema di calcolo delle prestazioni valuta le ore equivalenti attese ovvero le ore necessarie all impianto che operi a piena potenza per produrre annualmente tutta l energia in condizioni ideali Si ottiene un valore giornaliero e mensile sommando le ore equivalenti giornaliere unico per tutti gli inverter Il calcolo si esegue rapportando la produzione attesa da ciascun inverter con la sua potenza nominale e si pu facilmente vedere come in realt il calcolo si riduca al rapporto tra la radiazione solare e l irraggiamento valutato in STC 1000 W m possibile fare delle considerazioni circa le performance degli inverter valutando lo scarto percentuale tra le ore equivalenti attese e le ore equivalenti di ciascun inverter La correlazione tra le due metodologie di ca
66. a quale l inverter 3 non riesce ad avvicinarsi La massima energia attesa a Novembre dell ordine dei 1300 kWh giornalieri per l inverter 3 In Tabella 5 16 visibile la situazione di 3 nei confronti dei PR degli altri inverter nei giorni da esaminare 93 Tabella 5 16 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 3 Novembre 2012 PR13 2 66 69 0 70 0 Nei giorni 01 e 23 l inverter 3 presenta un PR relativamente basso ma comunque prossimo a quello degli inverter 4 5 e 6 Il basso valore si giustifica ricordando la sua caratteristica di andare in ombra nel pomeriggio se prevale la radiazione diretta l inverter 3 quindi affida tutta la sua prestazione alla radiazione del mattino ed il giorno 01 Novembre 2012 stato un giorno a bassa radiazione mattutina e maggiore radiazione pomeridiana Il giorno 29 pur essendo basso il rendimento dell inverter 3 al di sopra della media Questo fatto in realt dovuto alla mancata produzione degli inverter 10 11 12 13 che ha fatto precipitare la media generale sovrastimando la mediocre performance dell inverter 3 Se avessimo tolto i giorni con basso irraggiamento la media del PR per l inverter 3 nel mese di Novembre sarebbe stata 70 contro il 65 3 precedente valore accettabile Mese Dicembre 2012 La Tabella 5 17 mostra i giorni critici per l inverter 3 nel mese di Dicembre Il giorno 15 come gi detto va scartato dall analisi a causa del basso irraggiam
67. a serie di periodi di non produzione Per il mese di Dicembre il PR corretto togliendo giorni con basso irraggiamento e mancata produzione risulterebbe 66 7 contro il 61 6 precedente 102 5 2 2 4 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 6 Mese Gennaio 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 4 come mostrato in Tabella 5 29 escludiamo il 19 Tabella 5 29 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Gennaio 2012 inverter 6 Produzione Produzione PRE attesa misurata Bi KWh KWh e 01 01 12 06 01 12 1070 08 01 12 1029 56 6 09 01 12 1031 57 1 8 88 In Tabella 5 30 e visibile il confronto tra l inverter 6 e gli altri inverter Tabella 30 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 6 Gennaio 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 0 6 6 6 62 3 65 8 54 0 62 3 64 9 68 1 61 1 65 6 68 39 57 1 1 4 63 1 65 7 61 6 5 i 9 6 0 6 2 0 6 6 10 01 12 66 7 61 2 66 3 42 3 43 3 46 0 43 2 63 7 65 6 66 4 53 3 12 01 12 70 2 5 T762 Le stringhe connesse a questo inverter sono disposte con lo stesso layout delle stringhe afferenti agli inverter 4 e 5 e presentano quindi problematiche analoghe Togliendo il giorno 19 la media del suo PR risulta 69 4 contro il 68 5 precedente 103 Mese Novemb
68. a utilizzata per gli ausiliari nel caso degli inverter 1 e 8 Senza correzione carichi ausiliari 150 Bir 160 Mina 140 nima z k m3 10 j Eim E imy 100 Bim5 a Binvb E BI 2 Mira E y 60 Mim 10 D i i Air 11 40 Mim 20 Bir 17 B iny 13 0 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Fig 5 1 Ore equivalenti mensili per i 13 inverter non considerando i servizi ausiliari Nella figura successiva Fig 5 2 si riporta lo stesso istogramma aggiungendo pero all inverter 1 e all inverter 8 la corrispondente quota di energia destinata ad alimentare gli ausiliari Con correzione ausiliari 180 160 Binv1 140 M inv 2 Minv8 2 120 minv3 s minv4 100 minv5 E E iny 6 80 5 inv a a 60 Min 10 o Minv 11 40 Bin minv 12 20 dl m inv 13 o Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Fig 5 2 Ore equivalenti mensili per i 13 inverter considerando i servizi ausiliari 75 Come possiamo vedere dalle due figure l inverter 1 senza la correzione degli ausiliari risulterebbe avere una produzione molto inferiore rispetto agli altri soprattutto nei mesi pi caldi Con la giusta aggiunta degli ausiliari le ore equivalenti raggiungono i valori dell inverter 2 come era da aspettarsi L inverter 8 anche senza la correzione degli ausiliari ha un ottima produzione Aumenta
69. a web server Energy Sentinel PV pronti per essere archiviati e consultati tramite modelli standard o personalizzabili Tali informazioni sono consultabili attraverso il web L utente pu consultare i valori archiviati in locale o in remoto tramite internet da un qualsiasi PC dotato di un browser web 11 Gli impianti superiori a 20 kW sono definiti Officine Elettriche pertanto sono soggetti a procedure fiscali tra le quali quella di rilevare la lettura di energia totalizzata dai contatori alle ore 24 di tutti i giorni e di trascrivere su apposito modulo come richiesto dall Ufficio delle Dogane Energy Sentinel PV permette di automatizzare questa operazione su un fac simile si veda Fig 3 13 MINISTERO DELLE FINANZE AGENZIA DELLE DOGANE E DELLE IMPOSTE INDIRETTE UFFICIO DELLE DOGANE DI CODICE DITTA N xyz995 PARTITA IVA 1000000000 IMPOSTA ERARIALE SUL CONSUMO DEL ENERGIA ELETTRICA Mese di Dicembre 2012 DITTA Stabilimento E Unita contatore Tot kWh Tot kWh Tot kWh Tot kWh Tot kWh Unita contatore Tot kWh__ Unita conte 323629 360520 893 8538 25 6528 3013 66 3298 87 AAA 01 12 2012 894 1454 2332 9509 25 7122 475 2304 3014 68 163 20 3300 04 187 20 3237 49 192 00 3606 46 201 60 02 12 2012 894 3132 1342 4868 25 7769 517 6331 3015 27 9440 3300 73 110 40 3238 19 112 00 3607 20 118 40 03 12 2012 04 12 2012 895 2039 606 4388 259034 5584357 3019 60 40 00 330652 6
70. ada 15 00 Ag ni Des B j p E d amp MTS 4 p I l i i ua BS Il i j f Di di 1 Je IT i 37 61 Tsao 21 81 MEL 10 47 1600 1 210 1415 D 16 30 Fig 5 10 Performance stringhe inverter 3 04 01 2012 90 Giornata con basso irraggiamento e luce probabilmente diffusa Inseriamo questo giorno anche se non tra quelli a basso PR proprio per mostrare un comportamento tipico del campo di stringhe afferenti all inverter 3 In pratica quando la luce diffusa e non diretta l effetto delle ombre svanisce e l inverter performa molto bene La produzione di energia bassa conformemente alla radiazione incidente per il rendimento dei moduli elevato perch non sono presenti fenomeni di ombreggiamento vedi Fig 5 10 Energia prodotta in CC 245 kWh Energia attesa in CC 263 kWh Percentuale di energia non prodotta 18 kWh ovvero il 6 8 dell attesa Giorno 06 01 2012 hragglamento A ma 13466 TE 9 TOI 0144901617101 3031323334 113405606704 010111213 1414161714141 31334 1134 6470 1011121314 1616171809050 6 199 68 00 30 76 08 15 Poi pa NRE LENE MAS CNN CHEAT AH HH HH GTE HRL EN ESN ERER ss ME BE UNO DEU TEED E ABAD Ra EER IN go E 114 1 sta H E L HHH HHHH EHH EEH EH EEE E tar Ap HILLKI H HH CORSI ADD Hitt tit Li HAHAHHAHAHA HHAH A IE O CERS CUM Pa dh pass THA ec DRD a i DOSI Mani Di Roi desi AHAH 4 LALA LAI ALAM A O OO n a A EL Ad 4 H I i oca TTTTTI HAHA LEI si
71. alfunzionamento che possono pregiudicare nel tempo le prestazioni dell impianto stesso L interesse a tali contratti O amp M non c solo da parte dei proprietari degli impianti ma anche da parte di coloro che li hanno costruiti Il fotovoltaico in Italia infatti inizia ad avere una certa storia alle spalle e con esso gli impianti installati circa 1 6 GW di impianti installati tra il 2009 e il 2010 nel 2012 hanno superato la scadenza dei due anni di assistenza Ecco che nei prossimi anni si avranno sempre pi impianti scoperti dal punto di vista della manutenzione nel 2013 andranno fuori garanzia impianti per circa 5 GW di potenza e nel 2014 si aggiungeranno altri 2 GW e si presenter quindi la necessit di ricontrattare la manutenzione Oltre a questo bisogna considerare il crollo delle installazioni degli impianti di grossa taglia che vedono un calo del 40 rispetto al 2011 Si spiega quindi il motivo per cui molti operatori EPC italiani si stiano rivolgendo sempre con pi interesse al business dell O amp M a vantaggio di terzi di impianti gi esistenti Sta nascendo quindi una nuova opportunit di business in cui gli operatori del settore si stanno attrezzando non solo per garantire le attivit di assistenza sugli impianti FV da loro costruiti aggiungendo quindi alla loro offerta di EPC anche il servizio O8 M ma anche per proporsi come interlocutori su impianti costruiti da terzi Oltre quindi alla sola capacit
72. altezza minima della stessa balaustra e Tipologia specifica 2 Moduli fotovoltaici installati su tetti coperture facciate balaustre o parapetti di edifici e fabbricati in modo complanare alla superficie di appoggio senza la sostituzione dei materiali che costituiscono le superfici d appoggio stesse e Tipologia specifica 3 Moduli fotovoltaici installati su elementi di arredo urbano barriere acustiche pensiline pergole e tettoie in Modo complanare alla superficie di appoggio senza la sostituzione dei materiali che costituiscono le superfici d appoggio stesse b3 Impianto fotovoltaico con integrazione architettonica l impianto fotovoltaico i cui moduli sono integrati secondo le tipologie elencate in allegato 3 in elementi di arredo urbano e viario superfici esterne degli involucri di edifici fabbricati strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione e Tipologia specifica 1 Sostituzione dei materiali di rivestimento di tetti coperture facciate di edifici e fabbricati con moduli fotovoltaici aventi la medesima inclinazione e funzionalit architettonica della superficie rivestita e Tipologia specifica 2 Pensiline pergole e tettoie in cui la struttura di copertura sia costituita dai moduli fotovoltaici e dai relativi sistemi di supporto 36 Tipologia specifica 3 Porzioni della copertura di edifici in cui i moduli fotovoltaici sostituiscano il materiale trasparente o semitrasparente atto a permettere l illuminamento
73. ata e riflessa dai moduli Inoltre in generale quando l irraggiamento basso durante la giornata la precisione delle misure degli strumenti diminuisce sensibilmente quindi l errore relativo aumenta e anche la risposta dei moduli muta sono meno sensibili all irraggiamento che li colpisce In pi in queste situazioni l energia prodotta messa in gioco una piccola parte di quella tipicamente prodotta dall inverter per cui sarebbe scorretto eseguire una media aritmetica includendo questi dati Queste considerazioni ci portano a concludere che i PR bassi di questo tipo cio dovuti a scarso irraggiamento non andrebbero considerati nell analisi delle prestazioni oppure dovrebbero essere pesati in maniera opportuna 81 5 2 1 1 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 1 Mese Novembre 2012 La Tabella 5 4 mostra i giorni a PR anomalo per l inverter 1 nel mese di Novembre Tabella 5 4 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 1 Produzione Produzione attesa misurata KWh KWh 04 11 12 101 12 11 12 66 101 27 11 12 28 11 12 La produzione giornaliera massima attesa registrata per questo mese la quale tiene conto dell irraggiamento specifico di quel giorno attorno a 1300 kWh giorni indicati in tabella sono quindi a bassissimo irraggiamento il relativo PR risulta quindi molto basso e poco attendibile per i motivi appena spiegati Non considerando le performance di questi giorni
74. ature delle relative stringhe connesse Ci consente di ricavare come minimo un valore di temperatura per ogni inverter ovvero di temperatura dei moduli connessi a tale inverter E quanto stato utilizzato nella APP che effettua un analisi basandosi su intervalli di quarto d ora fornendo risultati pi dettagliati e veritieri La correzione in temperatura dell energia attesa fatta utilizzando valori medi giornalieri di temperatura porta come appena detta a piccole decurtazioni del valore originario poich raramente la temperatura media giornaliera supera i 40 C Nell analisi dettagliata fatta per intervalli di quarto d ora invece sono state utilizzate le temperature effettive dei moduli che durante il giorno superano molto facilmente i 40 C arrivando a picchi di 70 C producendo quindi una correzione molto pi frequente e consistente di quella ottenuta considerando la temperatura media sulle 24 ore 4 5 1 Aumento della temperatura La potenza nominale di un modulo riferita alla massima potenza in condizioni di prova standard irraggiamento 1000 W m temperatura delle celle 25 C distribuzione spettrale AM 1 5 La radiazione solare permette di valutare l energia elettrica che il modulo pu fornire in un determinato intervallo di tempo in condizioni di irraggiamento variabile e diverso da quello standard Oltre a questo bisogna tenere in considerazione che la potenza cambia anche con la temperatura delle cell
75. aussiane ne abbiamo ricavato la media e la deviazione standard Fig 4 28 La differenza tra i valori medi delle variabili normali l errore sistematico presente tra le indicazioni dei due solarimetri Esso risulta pari al 9 55 01 07 2012 12 00 00 843 8 02 07 2012 12 00 00 03 07 2012 12 00 00 04 07 2012 05 07 2012 06 07 2017 08 07 2012 1 09 07 2012 12 00 00 10 07 2012 12 00 00 11 07 2012 16 07 2012 17 07 2012 12 00 00 18 07 2012 19 07 2012 L 26 07 2012 B68 95 i 27 07 2012 12 00 00 883 77 698 47 28 07 2012 12 00 00 809 56 750 67 29 07 2012 12 00 00 879 23 814 32 30 07 2012 12 00 00 89322 31 07 2012 12 00 00 877 75 814 09 Fig 4 27 Valori di irraggiamento medi giornalieri letti alle 12 00 sol_est data o fi sol_ovst data ER Density Data Fig 4 28 Distribuzione normale associata alle variabili aleatorie irraggiamento Quindi secondo noi il solarimetro OVEST e starato rispetto al solarimetro EST Nei calcoli successivi perci faremo riferimento alle indicazioni del solarimetro EST ricorrendo pero ai dati del solarimetro OVEST nelle ore mattutine dei mesi estivi e nelle ore serali dei mesi invernali quando abbiamo visto che il solarimetro EST va in ombra Il software di monitoraggio Sentinel invece usa la media aritmetica dei valori degli irraggiamenti letti dai due solarimetri 56 4 4 3 Analisi delle correnti di stringa in relazione all i
76. breggiamento alternato con radiazione diretta 120 inaggiamento i ma 113456700 1000 1313181516 17189202 13314567400 1011118 1567 ZI 11345670684 0011131314180 11314567064 1011121314 31 75 08 00 70 73 Foris ESTE SITR THITT CORIO aANT ATI 137 7 E os E A CO SE ps a mi A HHH RARO RA E o a HS e A H EE Ho ILL LIO N SI RIT Jaat E M monr aee LUI TE E ava AHHH ep si HHHH EITT IL t 289 7 LL HHHH t ie DUI TI AE HT y EHE HHH Ft Tati TT DIL TI DU tro cin RI A A oa AAA LI 17 Aad lt p pa q A A a bi dA A 1 ii AAA AA de TTT 1E dii TITTI TT dda Bi 316 ae pE I a ni HAA BESSE Nono E THH HHH IIULILII HH e et uni pi 3 Ea AAA TITTI Sie e n rr E an an quit DD HAHAHAHA ER 1 00000008 denti qa Ma a ped e to d Ha pet ae t dd A PITA TT EE posos _ o he He H TTT CA 4H TITTI Ha METTI i er DEL HEE 3073 PO RITI HTM os ESTA DELITTI sia RES md gat OOOO AA 9d pat j RR dd oi dn pants E Sar AAA PATATA Ls ERRE AAT ig n ESE PHHH HH 2339 al TTT Te I DI II HAT HT MHH HHHH E EEHEEHE HHHH 24 6 O 1249 DI LUI TRI E DL a Ada etd LIL 207 3 e LL 101 HH TI HU STI 1 HAHAHAHA HH 3 HEHEHEH 201 1 MM 14 13 HHNH H HHHH pr HiH HH HH HH FAT E TT TIT PETT H PARAR UTO BIR BE RISI 2631 I 1 TI ALLE T T i E 2439 T H OT E 2450 E H MN 2051 A i H LE 1373 A a y HAY 60 59 BN RBADBNONNE HHHH DO 44420 Fig 5 28 At
77. cale inverter l illuminazione notturna il sistema di vigilanza a circuito chiuso l alimentazione del display degli inverter l alimentazione dei trasformatori ecc 19 3 MONITORAGGIO TECNICO Le garanzie appena trattate sono tipiche di impianti FV di grandi dimensioni che quindi necessitano di un sistema di supervisione che monitori un set di parametri stabilito in modo da poter calcolare gli indici prestazionali oggetto di eventuale garanzia penale o altro Si presenta quindi il bisogno di disporre di un sistema di monitoraggio accurato 3 1 ARCHITETTURA DEL SISTEMA DI MONITORAGGIO Grazie ai sistemi di monitoraggio oggi in commercio possibile avere informazioni riguardanti i dati meteo e le diverse grandezze elettriche che interessano le varie parti dell impianto FV Tali valori possono inoltre essere registrati permettendo cos di avere un controllo costante dell impianto e di individuare repentinamente anomalie o malfunzionamenti che possano influire sulla produzione e sulla sicurezza dell impianto stesso In Fig 3 1 e riportato lo schema relativo all architettura tipica di un sistema di monitoraggio per impianti fotovoltaici sono evidenziati il tipo di grandezze e i punti di prelievo per eseguirne la misura Grandezze meteo Serionatore AC rr Tamb Tmod Sistema di monitoraggio Utenze Ausiliarie Network Fig 3 1 Architettura tipo di un sistema di monitoraggio per impianti FV 20 Il set di pa
78. cendo che ci che si verifica un ombreggiamento reciproco tra i moduli stessi Si vuole ora spiegare pi dettagliatamente questo fenomeno prendendo come esempio le stringhe connesse all inverter 5 Lo shed ovvero la struttura metallica su cui vengono ancorati i pannelli pu ospitare due file di moduli una alta e una bassa ed inclinato di un angolo pari al tilt che si scelto per i moduli FV pannelli dell inverter in esame sono cablati in stringhe da 19 realizzando una intera stringa sulla parte alta dello shed stringa superiore e una intera stringa sulla parte bassa dello shed stringa inferiore Le stringhe che vanno parzialmente in ombra sono presumibilmente quelle inferiori che sono ombreggiate da quelle superiori dello shed precedente Nelle seguenti immagini Fig 5 21 Fig 5 22 Fig 5 23 e Fig 5 24 con l utilizzo del programma SketchUp sono stati rappresentati due shed con la relativa ombra proiettata in alcune ore del pomeriggio L analisi stata fatta per il giorno 16 Febbraio 2013 Dall analisi delle planimetrie risulta un passo tra gli shed dell inverter 4 pari a 2 94 m Nella simulazione seguente si adottato un passo arrotondato a 3 m 115 Med ia Vocadrna Toleciemero Diepe Sirmen Ema Gade uo E IC Li di al A COGLBLXOFGHIRMMILO ES PRALOA ad 1602 1500 1602 1608 1600 1700 SI Hb ER IVO BIN O gt PLIGG ALO 401 mnam TES rd ARES ces ono liz
79. di 21 anni per l installazione di un impianto fotovoltaico della potenza di 4 37 MW Successivamente il 23 07 2010 Committente e Gestore hanno sottoscritto un Contratto di Appalto chiavi in mano contratto EPC avente ad oggetto la progettazione la fornitura degli elementi e dei materiali e la realizzazione sul Sito da parte del Gestore di un impianto fotovoltaico multi sezione per una potenza complessiva nominale pari a circa 4 37 MWp e delle relative opere accessorie e di connessione Il Contratto di Appalto prevede che per tutta la durata del corrispondente Periodo di Garanzia il Gestore sar responsabile nei confronti del Committente della manutenzione e del funzionamento dell impianto Il Periodo di Garanzia pari a 2 anni decorrenti dalla data di rilascio del corrispondente PAC Dicembre 2011 Il Gestore garantisce al Committente a decorrere dalla data di emissione del relativo FAC che verr firmato in Dicembre 2013 e per tutta la durata del contratto la corrispondente Produzione Garantita a meno che il mancato raggiungimento della stessa non dipenda da un evento di forza maggiore che abbia provocato come conseguenza un fermo macchina di tale impianto Il Gestore garantisce i livelli di produzione dell impianto in relazione a ciascun anno contrattuale a partire dalla data di emissione del FAC e quindi a partire dal secondo anno di operativit dell impianto Si considerano eventi di forza maggiore a Grandine
80. di Garanzia Moduli fotovoltaici ivi Difetti di materiale o di 2 anmi incluso al relativo cavo fabbricazione flessibile Performance 25 anm Trackers Gruppi di conversione inverters 5 anni Strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici 10 anni Sistema di monitoraggio e acquisizione dati 5 anni Componenti e apparecchiature utilizzati per 2 anni l installazione elettrica e altri componenti Fig 2 1 Periodi di garanzia per i diversi componenti Esistono altre forme di garanzia che interessano maggiormente la seguente trattazione le quali riguardano il raggiungimento delle prestazioni minime di produzione dell impianto Si riporta di seguito la descrizione dei principali indici di performance che possono essere utilizzati nella valutazione delle suddette prestazioni 2 3 1 Il Performance Ratio PR Tra i principali indici per misurare l efficienza di un impianto fotovoltaico troviamo il Performance Ratio PR il quale definisce il rapporto tra l energia effettivamente prodotta dall impianto misurata al contatore M2 e l energia che l impianto avrebbe dovuto produrre in condizioni ideali nel periodo analizzato 4 Esso non dipende dall orientamento dell impianto e dall irraggiamento cui soggetto esprime invece la capacit di trasformare l energia solare in energia elettrica ed funzione delle perdite di sistema Per il calcolo del Performance Ratio si utilizzano caratteristiche di potenza dei moduli fotovoltaici ch
81. di Mercato Solare S p A si affida ad un sistema di monitoraggio che gestisce e controlla il funzionamento dell impianto Il software chiamato Energy Sentinel PV stato ideato da Energy Team e consente di accedere da remoto ai dati acquisiti analizzandoli mediante pagine web Fig 3 5 Fig 3 5 Interfaccia del software Energy Sentinel PV Il sistema composto da un applicativo server basato su architettura Linux capace di acquisire i dati provenienti dai vari apparati string control solarimetri inverter contatore fiscale stazioni meteo distribuiti all interno dell impianto fotovoltaico Tali informazioni una volta raccolte memorizzate e analizzate secondo modelli standard o personalizzabili consentono di individuare e efficienza inverter e mismatching e rendimento stringhe e efficienza impianto fotovoltaico e rendimento impianto fotovoltaico e anomalie inverter e anomalie quadri di parallelo e malfunzionamento scaricatore 28 Vi inoltre la possibilit di ricevere tramite sms o e mail notifiche riguardo allarmi quali e controllo correnti di stringa e temperatura quadri di campo e controllo stato connessione inverter confrontato con l irraggiamento e controllo stato errore inverter e apertura chiusura contatti e superamento di soglie e errore di comunicazione apparati Il software suddivide due categorie di dati dati in tempo reale e dati storici dati in tempo reale possono essere visualizzati
82. duli diversi Tale indice pu essere rappresentato dal rapporto tra la corrente misurata e la corrente attesa per un dato valore dell irraggiamento valore quest ultimo che fa riferimento alla corrente nominale di massima potenza del modulo Abbiamo quindi rappresentato graficamente le stringhe nella APP e per dare un idea dell evolversi delle loro prestazioni in corrente durante l arco della giornata abbiamo utilizzato il colore passando da un verde per indicare buoni valori di tale rapporto ad un rosso a significare lo scadimento delle prestazioni della stringa Nella Fig 6 1 ad esempio sono mostrate le stringhe di una cassetta dell inverter 4 durante 125 il loro funzionamento in un momento di scarso irraggiamento Sono evidenti le diverse performance contrassegnate da diversi colori 22 23 24 0 77 0 28 0 77 027 073 011 0 16 063 028 06 J 0 29 085 036 089 041 085 072 026 072 025 068 010 0 14 058 026 056 i 0 27 079 033 083 038 079 Fig 6 1 Rappresentazione con diversi colori delle performance delle stringhe Commentiamo brevemente le funzionalita della APP utilizzando alcuni snapshot La APP stata scritta utilizzando il linguaggio B4A Basic For Android che un derivato del linguaggio Basic che viene compilato direttamente dall IDE nel linguaggio Java di Android Google Per la gestione dei dati si utilizzato un database SQLite usualmente utilizzato negli applicativi Android che contiene al suo interno tutte
83. duli risulta impercettibile Nel capitolo dedicato ai solarimetri avevamo fatto notare come il solarimetro Ovest nella maggior parte dei casi indicasse valori di irraggiamento inferiori a quelli indicati dal solarimetro Est per cui si era deciso di utilizzare quest ultimo come riferimento Ora per sembra che anche questo risulti impreciso e riporti in determinate situazioni una misura dell irraggiamento minore di quella reale Ribadiamo che a nostro avviso sarebbe stato opportuno utilizzare un piranometro il quale tendenzialmente indica una misura dell irraggiamento superiore rispetto a quella indicata da un solarimetro soprattutto nei mesi con bassa radiazione solare Con bassi valori di irraggiamento dunque molto probabile che nei solarimetri la relazione tra corrente misurata e corrente nominale di massima potenza non sia pi rispettata poich le misure di irraggiamento diventano meno attendibili manca buona parte della radiazione diffusa e della porzione di spettro che solo un piranometro pu rilevare Per alti valori della radiazione solare possiamo invece assumere che la corrente misurata in condizioni di funzionamento ottimali della stringa sia un buon indicatore della corrente attesa Va comunque precisato che anche l assunzione che la stringa stia erogando esattamente la corrente Impp ovvero la corrente attesa non del tutto corretta per le seguenti ragioni Mismatchin corrente tra i vari pannelli che compongono la str
84. e in genere superiore al valore standard di 25 C La temperatura delle celle cambia per durante le ore del giorno e da un giorno all altro sicch per valutare l incidenza della temperatura sull energia prodotta in un anno occorrerebbe rilevare o ipotizzare l andamento di temperatura delle celle durante un giorno tipico del mese e poi utilizzare programmi appositi per valutare la produzione di energia in un anno si trascura invece l influenza sulla produzione di energia elettrica del coefficiente AM 69 Da questi algoritmi complessi emerge che se si fa riferimento a moduli in silicio cristallino la cui installazione permetta la ventilazione sul retro dei moduli la perdita di energia per effetto della temperatura varia dal 6 zone fredde all 11 zone molto calde Nel caso di moduli integrati nella struttura edilizia dove non possibile garantire un adeguata ventilazione alla superficie posteriore degli stessi la perdita media pu essere stimata in circa il 12 con valori che possono superare il 15 in localit molto calde 14 4 6 METODOLOGIA ADOTTATA PER QUANTIFICARE I SERVIZI AUSILIARI stato rilevato che ai morsetti degli inverter 1 e 8 sul lato in corrente alternata risultano direttamente connessi i prelievi per l alimentazione dei servizi ausiliari La linea di alimentazione degli ausiliari in entrambi i casi preleva l energia a monte dei misuratori dell energia elettrica prodotta pi precisamente a
85. e e di materiale secondo la normativa questa deve coprire almeno 2 anni dalla data in cui vengono forniti i moduli fotovoltaici e deve garantire contro eventuali difetti di materiale o di fabbricazione che possano impedirne il regolare funzionamento a condizioni corrette di uso installazione e manutenzione La garanzia di prestazioni invece riguarda il decadimento delle prestazioni dei moduli negli anni il costruttore deve garantire che la potenza erogata dal modulo misurata in condizioni standard irraggiamento 1000 W m distribuzione spettrale AM 1 5 temperatura delle celle 25 C non sar inferiore al 90 della potenza minima del modulo per almeno 10 anni e non inferiore all 80 per almeno 20 anni In genere vengono esclusi dai diritti di garanzia i danni e i guasti di funzionamento o di servizio dei moduli derivanti da e incidenti uso su unit mobili o uso negligente erroneo o inadeguato e mancato rispetto delle istruzioni d installazione uso e manutenzione e modifiche installazioni o usi erronei o non effettuati da personale esperto e danni cagionati da sovratensioni scariche atmosferiche allagamenti terremoti azioni di terzi o qualsiasi altro motivo estraneo alle normali condizioni di funzionamento dei moduli Si riporta di seguito una tabella Fig 2 1 con elencate le garanzie stabilite da contratto riguardo i diversi componenti dell impianto fotovoltaico di Mercato Solare S p A Componente Periodo
86. e sono state rilevate in condizioni standard di test irraggiamento di 1000 W m e temperatura del modulo di 25 C Condizioni differenti nel funzionamento reale influenzano quindi il PR facendogli assumere valori minori o maggiori del 100 Essendo il PR il rapporto tra potenza effettiva e potenza ideale il suo valore pu essere influenzato dalla misura di entrambi i parametri In particolare la potenza ideale viene calcolata facendo riferimento all irraggiamento e alla potenza nominale dei moduli Poich l irraggiamento letto da un solarimetro lo stato di funzionamento di quest ultimo pu influire nella determinazione del PR In effetti come vedremo in seguito nell analisi dei dati forniti dal sistema di monitoraggio dell impianto di Mercato Solare S p A si verificato che i due unici solarimetri installati prima di Luglio 2013 hanno fornito indicazioni discordanti riguardo l irraggiamento Per quanto riguarda la potenza effettivamente misurata numeratore nell espressione del PR dobbiamo tenere in considerazione in seguenti parametri e Fattori ambientali o Temperatura dei moduli fotovoltaici un modulo fotovoltaico particolarmente efficiente alle basse temperature viceversa le sue prestazioni peggiorano all aumentare della temperatura Quindi l aumento della temperatura dei pannelli agisce nel senso di diminuire il valore del PR o lrraggiamento solare quando il sole basso all orizzonte quindi alla matti
87. e tra di loro La sezione risulta suddivisa in 2 sottocampi ciascuno dei quali facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL o Il sottocampo S6 1 risulta diviso in 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 22 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S6 2 allo stesso modo risulta diviso in 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 22 moduli fotovoltaici Le diverse parti del tetto menzionate sopra nella descrizione delle varie sezioni quali tettoia sud tettoia nord ed edificio box mercato sono rappresentate graficamente nella seguente figura Fig 4 10 Nella stessa figura sono indicate anche le ubicazioni delle due cabine LLEGAMENTO DAL PUNTO DI SEZIONE S 1 CONNESSIONE e gt __ SEZIONE 5 4 n n n n o ni n n n o e si UBICAZIONE CABINA 1 et CABINA 2 Ss CABINA 1 TETONA SUD IA RR RR RRA SEZIONE S 5 SEZIONE 3 2 4 AIA D hs III RIA Ls YY Y Y RANA E e AE XA K AA pA 4 hi 4 ALA BOI se ROLL na MAC si LE VU Y Y GU SS on AS SR MAMA UBICAZI ENTRATA Gi APTA IS aid GALA AAA ALA SES SR SS STE SA ME UA Y A RA MACON T A pa AA f h Y fi A ASS RI RARI PAIR PRA x SEZIONE 5 3 pi Gi j sogna A toa onto SEZIONE 5 6 DTU ss A EROS PITT 4 4 ii LES O a tata es na SSA PE VIA SILLA XX ss OOOO VALL PILLS RIIE IIRA 2 OR RR AO no MANA Pi X A XX K
88. ece il fenomeno scompare o si attenua sensibilmente e Possiamo affermare che l inverter 3 durante i mesi invernali presenta un sensibile calo del rendimento nelle ore pomeridiane nelle prime ore del pomeriggio comincia a farsi sentire l ombreggiamento reciproco delle stringhe e a partire da una certa ora c llombreggiamento da parte del tetto che ne determina un brusco calo delle prestazioni arrivando a valori prossimi a zero Quindi nelle giornate in cui il sole presente prevalentemente di pomeriggio l inverter 3 performa peggio di tutti 119 e Nell inverter 3 le stringhe si sviluppano su piu file di diversi shed a differenza degli altri inverter in cui ogni stringa risiede completamente su una sola fila di uno shed Questo fa si che nell inverter 3 uno shed possa mandare in ombra moduli di una sua stessa stringa presenti in un altro shed producendo un alternanza non regolare dei rendimenti in corrente e Negli altri inverter invece vanno in ombra alternativamente una stringa si e una no in maniera regolare Fanno eccezione come visto le stringhe 15 16 17 e 18 della cassetta B dell inverter 10 che trovandosi all inizio del tetto non sono ombreggiate da altre stringhe e Le Fig 5 27 e 5 28 mostrano due casi tipici di irraggiamento con luce diretta e con luce diffusa Nel primo caso si ha il comportamento di ombreggiamento alternato nel secondo caso que
89. empre esposte al sole durante tutto l arco della giornata Si veda il dettaglio di Fig 5 20 che rappresenta la porzione di tetto di cui si sta parlando Sezione 5 5 Tipologia di i Totalmente it On A p i i iii ini am e a eei Hegt BMU Wm E n e OB M OO M ONA G O a EB E N E Ya a a ea e a Ad e occ oro bel o a dat e mi e e a io ja de KK a a e e e e E e e pa bits de axis Bw LAA Met a M E OC A E E E e n a n a a ai ua rare m o i i ed i de i i n e En e e a e e TI D A e A A A A A A A A A O A A a E a 3 Miesse sramit ert iii Pg ir e en e S TTE EE reeg m e b O e a e rai e ere a atta E ri z EREE EEE EERE LILI Rua dadi ii palio tina deg SS E Dd dde id ar porpora a een eee PA A er n e ARTI O A O T_T e e ja aj e a e dr de e a a m m m i m jia pr a e m a am e mnir a aae sa u J E J E E ES E E E A A g ii m e CI O n ri Ho Em a e spas o anjap nia ilre ajan FF AETAT E o A A e e e anno A pt i O A A Al L a e ATT E FAI 5 m m m ma a emi ami an ra EEE A el mli aA AS AAA AA a AAA AS Fi se ei b a a e A A A A A m E ERE EEE E E E o En mi a a a ALLA AA A AA A AO AA EA DI E O A A A SORIA A AI ar NES rca 1 AA Fig 5 20 Dettaglio stringhe inverter 10 non soggette a ombreggiamento alternato La media corretta del suo PR 72 7 contro il 67 8 precedente 109 5 2 2 7 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 11 Mese Gennaio 2012 Questo
90. ento mentre il giorno 9 rientra tra i giorni di mancata produzione segnalati anche dal software di monitoraggio Tabella 5 17 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 3 Produzione Produzione PR3 attesa misurata A kWh kWh 03 12 12 47 5 45 3 3 0 25 6 44 0 44 6 50 4 44 9 45 4 44 1 44 0 15 12 12 69 21 302 Media 66 5 72 5 70 2 71 5 72 9 70 8 70 4 28 1 27 7 47 9 94 Tabella 5 18 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 3 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR1O PR11 PR7 PR12 PR13 Media 7 54 2 3 00 N o o 0 63 2 57 1 86 9 10 12 12 74 7 78 0 40 4 67 7 55 1 MM NS 5 o i 64 64 2 mn N O X uu Na N S ul 9 3 60 3 62 2 59 9 7 2 7 Dn p W o 12 12 12 62 3 64 79 1 7 47 60 3 2 53 58 1 57 4 6 3 0 677 701 64 6 54 5 0 6 1 5 2 1 5 0 3 4 6 BE 8 7 45 7 55 1 1 6 8 1 O A _ K X X uu N U N uu N y u La Tabella 5 18 mette in risalto nuovamente il problema che caratterizza l inverter 3 in termini di performance ovvero l ombreggiamento alternato delle stringhe che si verifica in presenza di luce diretta a partire da met giornata e il successivo ombreggiamento totale a partire dalle 1
91. ette di campo Quando si intende indagare su un valore di PR basso pu essere necessario studiare il comportamento del sistema nell arco di una giornata utilizzando intervalli di tempo dell ordine del quarto d ora Usualmente per un analisi di tale tipo si fa ricorso alle tabelle e ai grafici messi a disposizione dal portale oppure si effettua un esportazione di dati su Excel in modo da poter sfruttare eventualmente le sue funzioni e volendo le sue macro in VBA Visual Basic for Applications In ogni caso questo comporta la manipolazione di tabelle di dimensioni enormi e di non facile gestione Queste considerazioni ci hanno suggerito l idea di sviluppare una APP per tablet in grado di automatizzare alcuni processi di calcolo per aiutarci in questa analisi Per esaminare in dettaglio le performance di un inverter necessario studiare le correnti delle sue stringhe Un inverter pu mostrare scarse prestazioni perch alcuni moduli delle stringhe a cui collegato sono in ombra o presentano anomalie di funzionamento Il valore di corrente di una stringa un indice della sua performance Ci sembrato quindi opportuno predisporre una rappresentazione visiva delle stringhe e del loro funzionamento nell arco di una giornata che fosse legata alla loro corrente istantanea Avevamo inoltre bisogno di un indice di efficienza comune a tutte le stringhe indipendente dal modello del modulo ricordiamo che l impianto in esame utilizza tipi di mo
92. gelo neve alluvione incendi disastri e calamit naturali b Epidemie guerre e sommosse c Scioperi nazionali e locali purch non sia personale dipendente dal Gestore d Attiterroristici Al termine del relativo Periodo di Garanzia e per tutta la durata del contratto il Gestore dovr garantire il corretto funzionamento dell impianto e dei relativi componenti ed effettuare tutte le relative attivit di manutenzione ordinaria e straordinaria la riparazione e le sostituzioni concordate utilizzando opportune scorte di parti di ricambio 15 Il Committente inoltre deve corrispondere al Gestore da quando l impianto inizia a funzionare a titolo di corrispettivo per tutte le attivit previste dal contratto l importo fisso annuo pari a Euro 109000 circa 27 25 k MWp il quale subir modifiche in misura proporzionale al tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall ISTAT 2 4 1 Penale e premio da Produzione Garantita L Appaltatore sar tenuto a corrispondere al Committente a titolo di penale per l impianto le somme calcolate con l espressione seguente in caso di mancato raggiungimento durante il relativo Periodo di Garanzia della corrispondente Produzione Garantita dell impianto al fine di indennizzare il Committente per le perdite dovute alla minor produzione di energia del relativo impianto La formula 2 3 per il calcolo la seguente 2 i 1 dove PLD
93. giamento nelle prime ore del mattino sempre presente in ogni mese estivo per il solarimetro EST il quale risulta quindi evidentemente ombreggiato 52 4 4 2 Analisi dei solarimetri durante una giornata invernale soleggiata 25 Gennaio 2012 Indicazioni solarimetri EST OVEST 25 Gennaio 2012 b a Solar EST 8 Solar OVEST Irraggiomento Wma 3 o PP d ARTT AT a SE F O Fig 4 23 Irraggiamento indicato dai solarimetri EST e OVEST il 25 Gennaio 2012 Nelle giornate invernali si ha un irraggiamento sensibile dalle 8 00 alle 16 00 mentre nel periodo estivo l intervallo va in genere dalle 6 15 alle 19 30 Nel periodo invernale la prevalenza in termini di irraggiamento del solarimetro EST molto pi marcata rispetto i giorni estivi come si pu vedere dalla Fig 4 23 Lo scarto tra i due va da un minimo del 7 4 e arriva ad una massimo del 17 9 per il giorno in esame come visibile dalla seguente tabella Tabella 4 5 Analizzando anche giorni di Dicembre per esempio il 25 lo scostamento tra i due solarimetri si mantiene sempre alto con valori attorno al 20 Tabella 4 5 Valori irraggiamento solarimetri il 25 Gennaio 2012 Ora IrrEST_ IrrOVEST Scarto 08 15 98 86 86 9 08 45 180 56 159 05 11 92 09 00 231 51 206 61 10 10 00 410 11 363 8 11 3 10 15 441 32 380 74 13 7 406 1 14 0 10 45 512 36 437 76 14 6 53 11 45 12 00 12 1
94. i non sufficientemente preso in considerazione ovvero il monitoraggio di impianti fotovoltaici di medie e grandi dimensioni Coloro che realizzano l impianto sono nella maggioranza dei casi gli stessi che poi si occuperanno della gestione e della manutenzione Purtroppo questi una volta ultimato l impianto non hanno alcun interesse ed eseguire analisi dettagliate per scovare eventuali malfunzionamenti e spesso non avrebbero neppure le competenze per farlo Si apre quindi la strada ad una nuova figura professionale O amp M Manager ovvero colui che si occupa in maniera disinteressata esclusivamente di monitorare la produttivit e le performance di un impianto FV Al giorno d oggi per sono pochi gli impianti che beneficiano di un servizio simile Questa tesi ha lo scopo di suggerire alcune procedure che potrebbero essere applicate per svolgere questo lavoro mettendo in luce la non irrisoria complessit di calcolo ma anche le enormi potenzialit che potrebbe avere lo studio dettagliato delle performance L approccio di analisi enunciato in questo elaborato non stato solo descritto in forma teorica ma basato su un esperienza pratica da me condotta grazie ad uno stage presso Galileia uno spin off dell Universit degli Studi di Padova Il progetto seguito assieme al team di Galileia prevedeva di porci come interlocutori garantendo una posizione imparziale tra il committente di un impianto fotovoltaico sito in Padova e i ges
95. i valori di PR intesi come media mensile al di sotto del 70 5 2 2 Analisi delle prestazioni nella sezione Totalmente Integrata Si analizza ora la sezione Totalmente integrata costituita dagli inverter 3 4 5 6 9 10 e 11 Nelle seguenti tabelle Tabella 5 11 e Tabella 5 12 si riportano i corrispondenti valori di energia misurata ore equivalenti e PR con i relativi scarti percentuali 85 2012 totalmente integrato Gennaio Potenza Inverter 3 335 58 22878 17 357 20 24352 11 348 27 23743 31 14126 400 16169 600 15920 000 sma 4208 45 268 Produzione attesa kWh Inverter3 dati sol Est Potenza corretta in T Kw Inverter 45 Produzione attesa kWh Inverter 4 5 dati sol Est Potenza corretta in T Kw Inverter 6 Produzione attesa kWh Inverter 6 dati sol Est Inverter 3 Sezione 2 Sunrise 235 Produzione misurata kWh Inverter 4 Inverter 5 Inverter 6 Ore equivalenti di funzionamento Inverter 3 KWh KkWp Inverter 4 Inverter 5 44 569 PRIgt PR et PR5gt PROG Inverter 6 O O OC Potenza corretta in T Kw Inverter 9 10 326 80 Produzione attesa Inverter 9 10 dati sol Est Inverter11 Inverter11 dati sol Est Sezione 5 GPPV 215 Produzione misurata Inverter Inverter Inverter 9 10 11 2227959 318 63 21722 60 15406 40 15851 20 14760 00 47 14 Ore equivalenti di funzi
96. iale all imprenditore proprietario spesso bastava un intervento in caso di necessit sulla base dei contratti di garanzia di prodotto sottoscritti a seguito della fornitura dell impianto Di conseguenza il monitoraggio dell impianto FV veniva delegato ai manutentori del sito industriale quindi alle strutture interne della propriet Risultava quindi problematico capire chi tra le strutture interne del proprietario e il fornitore dei servizi di manutenzione dei componenti aveva il compito preciso di massimizzare l efficienza dell impianto stesso Nel corso del 2013 per gli impianti su tetti di coperture industriali si presa una progressiva consapevolezza da parte dei proprietari dell importanza delle attivit di O amp M e la necessita di avere un unico soggetto che si occupi della gestione dell impianto sia dal punto di vista tecnico che amministrativo operando con professionalit competenza e che sia capace di garantire le massime prestazioni dell impianto Infatti l idea condivisa da quasi tutti gli operatori del settore che per ottenere un buon rendimento da un impianto FV una volta costruito bastasse un attivit di manutenzione preventiva secondo un calendario standard si rivelata falsa o comunque non sufficiente a garantire il ritorno dell investimento gli impianti fotovoltaici necessitano anche di un attenta capacit di ottimizzazione e di anticipazione delle situazioni di degrado o m
97. ig 4 42 Temperatura moduli fotovoltaici 18 Luglio 2012 In condizioni dinamiche invece in corrispondenza ad un improvvisa riduzione dell irraggiamento ombreggiamento i due sensori reagiscono con una differente costante di tempo in quanto il sensore EST della sezione totalmente integrata risente di una maggiore inerzia termica dovuta al tetto riscaldato 66 Il sensore di temperatura OVEST quindi scende pi in fretta e il delta T supera i 10 C ammissibili come evidenziato nei riquadri tratteggiati di Fig 4 41 di cui si riporta il dettaglio con l aggiunta dell irraggiamento in Fig 4 43 pon mm un am my Mm a m a e e aP 11 45 12 00 12 15 12 30 12 45 13 00 13 15 13 30 13 45 14 00 Sensore T EST C Sensore T OVEST C Irraggiamento W ma Fig 4 43 Dettaglio delle temperature nei due sensibili in prossimita di un calo dell irraggiamento 15 Giugno 2012 Analizzando invece mesi invernali in giornate con bassissimo irraggiamento non si dovrebbe pi sentire la differenza in termini di temperatura dei moduli tra moduli installati con integrazione totale e senza integrazione In questi periodi quindi possibile verificare se i due sensori sono disallineati Osservando le Fig 4 44 e 4 45 vediamo che lo scarto si mantiene entro i 2 C La massima differenza tra le due temperature si ha sempre in corrispondenza ad un valore di irraggiamento non trascurabile in cui si ripresenta il fenomeno dell inerzia termica
98. imento alternato alto e basso che caratterizza alcuni inverter nei mesi invernali in giornate soleggiate soprattutto quando il sole comincia ad abbassarsi Calcolando il passo tra gli shed secondo la normativa CEI 82 25 art 4 3 1 considerando un altezza dello shed pari a 2 m dato che ospita due file di moduli Sunrise alti ciascuno 992 mm un tilt pari a 15 e 117 un elevazione del sole sull orizzonte a mezzogiorno del 21 Dicembre pari a 22 5 si ottiene un passo di 3 2 m Questa sarebbe la distanza suggerita dalla normativa L inverter 3 presenta invece un layout differente rispetto a quello appena considerato Per dimostrare in questo caso il nesso tra l ombreggiamento alternato che lo caratterizza e la disposizione delle stringhe sugli shed si prenda come esempio di studio le stringhe connesse alla cassetta C3 rappresentate in Fig 3329 Il suo banco di pannelli solari costituito da 70 righe di 6 moduli ciascuna per un totale di 420 moduli con cui si realizzano le 20 stringhe da 21 moduli che fanno capo alla cassetta C3 Per esempio la stringa 1 ottenuta collegando in serie i primi 21 moduli colorati in rosso la stringa 2 collegando i successivi 21 moduli in azzurro e cos via Notiamo che la stringa 1 presenta 4 moduli a lato Est e 3 moduli lato Ovest viceversa la stringa 2 ne presenta 3 a Est e 4 a Ovest Questo pu spiegare il fatto che al mattino la stringa 1 performa meglio della stringa 2 Per lo stesso moti
99. in temperatura dell energia attesa Tale correzione stata fatta a livello di quarti d ora considerando le temperature istantanee dei moduli inviate al portale dal sistema di acquisizione dati Come gi visto il fatto di aver usato valori istantanei e non mediati nell arco delle 24 ore ha portato a decurtazioni a volte molto sensibili dell energia attesa rispetto a quella calcolata utilizzando valori medi giornalieri della temperatura Per il calcolo della correzione in temperatura si usata la formula 6 1 canonica prevista dalla guida CEI 82 25 di seguito riportata utilizzata solo per valori di temperatura dei moduli al di sopra dei 40 C E artesa torretta Eattesa X 1 as a T E 40 6 1 dove a il coefficiente di temperatura caratteristico dei moduli espresso in z e Te la temperatura dei moduli in C Altra grandezza calcolata dal report e la cosiddetta Energ a attesa ricalcolata Ricordiamo che per valori medio bassi dell irraggiamento l indicazione del solarimetro e risultata essere sottostimante La APP provvede dunque ad un riesame dell irraggiamento nel modo ora descritto secondo quanto gi evidenziato nel Capitolo 4 Si parte dal presupposto che la corrente erogata da un modulo esposto al sole senza cause di disturbo quali ombre e malfunzionamenti vari proporzionale all irraggiamento tramite il valore della corrente nominale di massima potenza come gi visto per la corrente attesa Per ogni campo di stringhe quindi
100. indicare il passaggio da valori del rapporto prossimi all unit verde acceso a valori prossimi a zero rosso cupo 128 Nella figura seguente Fig 6 4 presentiamo un esempio significativo di una campo di stringhe che presenta problemi di ombreggiamento quadratini colorati in rosso stanno ad indicare che in quei momenti la corrente che li percorre sensibilmente inferiore alla corrente attesa Il rendimento in corrente quindi basso e questo pu essere indicativo di problemi di varia natura Si vuole precisare che il colore di ogni singolo quadratino non necessariamente legato al valore dell irraggiamento presente in quell istante ma rappresenta un indice della produttivit della stringa Loch dA 4A 0 0 04 010 dd Fig 6 4 Esempio di giornata con ombre Da una semplice analisi qualitativa dell immagine possibile notare che a partire dalle 14 30 il colore delle stringhe alternativamente verde e rosso Questo sta a indicare che il rendimento di stringhe adiacenti presenta valori alti e bassi quindi le stringhe si fanno ombra reciprocamente come gi visto nel capitolo precedente Nei periodi iniziali e finali della giornata ed in generale quando l irraggiamento scende sotto i 20 W m le celle vengono colorate di grigio semitrasparente ad indicare che in quelle condizioni non attesa produzione di corrente Via via che l irraggiamento sale il grado di trasparenza delle celle diminuisce e
101. inga Precisione dei sensori di corrente che acquisiscono i valori Funzionamento dell algoritmo di ricerca dell MPPT di ciascun inverter anche questo pu essere che abbia comportamenti abbastanza diversi per basse correnti bassi irraggiamenti paragonato con quelli ad alte correnti alti irraggiamenti Se trascuriamo questi fattori e consideriamo valida la proporzionalit tra la corrente erogata dalle stringhe e la corrente nominale Impp con coefficiente di proporzionalit pari all irraggiamento possibile avere una stima abbastanza precisa di quest ultimo ponendo cos rimedio ai limiti del solarimetro Si pu procedere a nostro avviso selezionando in un dato momento della giornata le stringhe che stanno performando meglio e non sono soggette ad ombreggiamenti Ricavato il valore medio della loro corrente si pu stimare il relativo valore dell irraggiamento utilizzando la supposta proporzionalit tra corrente di stringa e irraggiamento stesso Come vedremo in seguito questa una delle opzioni aggiuntive che verranno proposte nella APP e permetteranno un ricalcolo dell energia attesa probabilmente pi aderente alla realt 64 4 5 ANALISI DELLE TEMPERATURE DEI MODULI FV ANNO 2012 Nell impianto FV in esame sono presenti due sensori di temperatura propriamente detti ciascuno dei quali posizionato in prossimit di un solarimetro quello EST e quello OVEST Confrontando le indicazioni dei due sensori si notano delle
102. inghe in corrente continua in quel quarto d ora Dividendo per 4000 si ottengono i kWh di energia elettrica prodotta in CC in quell intervallo di tempo Abbiamo che lcassetta x Veassetta Ecassetta KWh 4000 Sommando tale risultato per tutti i quarti d ora di funzionamento dei pannelli FV si ottiene l energia generata in un giorno da una cassetta Sommando poi le energie delle cassette facenti capo ad un inverter si ottiene l energia elettrica giornaliera prodotta in CC dai moduli connessi ad un particolare inverter Questa nel report viene chiamata Energia prodotta in CC Accanto a questo valore la APP calcola anche la cosiddetta Energia attesa in CC Per il calcolo dell energia attesa si considera la corrente attesa ricavata dalla formula che qui riportiamo Irraggiamento lattesa 1000 X Inominale_MPP dove Inominale mpp la corrente nominale di massima potenza del modulo espressa in Ampere e la tensione nominale di stringa che risulta data dalla tensione nominale di massima potenza del modulo per il numero di moduli della stringa Il prodotto tra queste due grandezze fornisce la potenza di stringa attesa che divisa per 4000 d il valore dell energia di stringa attesa Vasset nominale Vnominale MPP x Nmoduu lattesa X Veassetta_nominale Ecassetta_attesa kWh 4000 Sommando come fatto per l energia prodotta si ottiene l energia attesa a livello di inverter 134 Come gia detto la APP esegue la correzione
103. integrata nella tettoia Evidenziamo nelle Fig 4 5 4 6 e 4 7 le tre diverse sezioni nel caso specifico del nostro impianto in esame riportando in Fig 4 4 la loro localizzazione sul tetto 34 y gt Fig 4 4 Localizzazione tipologie di installazione i di di TT Fig 4 7 Sezioni totalmente integrate i Rur y DAF T 4 AE d f 7 agli 4 i 35 L Articolo 2 comma 1 definisce in questo modo le 3 categorie 13 b1 Impianto fotovoltaico non integrato l impianto con moduli ubicati al suolo ovvero con moduli collocati con modalit diverse dalle tipologie di cui agli allegati 2 e 3 sugli elementi di arredo urbano e viario sulle superfici esterne degli involucri di edifici di fabbricati e strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione e Tipologia 1 Impianto installato a terra e Tipologia 2 Impianto non installato a terra e Tipologia 3 Altro b2 Impianto fotovoltaico parzialmente integrato l impianto i cui moduli sono posizionati secondo le tipologie elencate in allegato 2 su elementi di arredo urbano e viario superfici esterne degli involucri di edifici fabbricati strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione e Tipologia specifica 1 Moduli fotovoltaici installati su tetti piani e terrazze di edifici e fabbricati Qualora sia presente una balaustra perimetrale la quota massima riferita all asse mediano dei moduli fotovoltaici deve risultare non superiore all
104. iorni critici in comune con gli inverter precedenti in particolare i giorni riportati in Tabella 5 36 Tabella 5 36 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 9 Produzione Produzione attesa misurata kWh 09 12 12 920 10 12 12 778 11 12 12 967 o 20 7 967 Escludendo i giorni 15 e 26 a basso irraggiamento e il giorno 09 di mancata produzione otteniamo la Tabella 5 37 Tabella 5 37 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 9 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR1O PR11 PR7 PR12 PR13 0 2 2 0 l 44 4 45 1 44 9 46 7 49 7 46 7 62 7 61 8 54 5 46 1 46 7 45 7 55 1 58 1 Di 0 1 52 5 52 7 57 4 Le stringhe connesse a questo inverter sono disposte con lo stesso layout delle stringhe afferenti agli inverter 4 5 6 e presentano quindi problematiche analoghe Si riporta in Fig 5 18 lo snapshot relativo al giorno 12 per ricordare il fenomeno 106 inaggiamento W ma 123456678 9 101112131415161718192021 222324 1 2 3 4 S 6 7 8 9 1011121314151617 18192021 222324 12345678 9 10111213141516 1 23456 7 8 9 10111213141516 23 86 09 00 61 5 1 09 15 Fig 5 18 Performance stringhe inverter 9 12 12 2012 Per il mese di Dicembre il PR corretto risulterebbe 70 5 valore accettabile rispetto al 65 3 precedente 5 2 2 6 Bassi valori del rapporto PR pe
105. ircull Voltage voc Y 36 5 36 5 36 5 37 0 37 0 37 0 37 2 Short Cleo furent lso fas pori 7 88 gt E E lee 8 33 Maximum Power Voltage mp Y 28 6 28 8 23 0 29 5 29 6 29 8 30 2 Maximum Power Current mp A 6 98 712 7 24 7 45 7 60 7 73 7 95 Max vst Oper voltage y 10007 Diodes G by pass Dimension mmm 1640 950 50 Weight kg 21 Qperate Temp scope Sg 40 85 Relative humidity U to 100 Resistances a 7g steel bali fall down from Tm height and GOm s wind Warranty Prmis notless fanr gite in 10 years and 50 in 26 years Fig 4 13 Moduli FV marca GPPV Per realizzare le schiere sono state utilizzate apposite cassette di parallelo in grado di fornire la protezione e il monitoraggio delle stringhe al loro interno saranno disponibili 16 o 24 ingressi che permetteranno un monitoraggio ed un rilevamento dei guasti attraverso una porta seriale RS 485 Tali cassette di parallelo sono ubicate sulla copertura degli edifici e vengono anche chiamate cassette di campo Fig 4 14 43 PASSERELLA PORTACAN PER i MEE D NMEN PASSERI PORT vi PER COMTENIMENTO LINEE OC PER COLLEGAMENTO AD INVERTER Dia 300 20080rmnm Fig 4 14 Cassette di campo per le stringhe Sono presenti due cabine di consegna e trasformazione MT BT come gi visto in Fig 4 10 alla CABINA 1 fanno capo le sezioni S 1 S 2 e S 3 mentre alla CABINA 2 fanno capo le sezioni S 4 S 5 e S 6 La CABINA 1 composta da a Locale ENEL b Locale Misure c Locale Utente
106. iteri e modalit per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare fonte Istituto poligrafico e Zecca dello Stato 14 G Carrescia F De Mango L Feroli L Gaia G Pipia F Trezza e F Vienna Fotovoltaico Impianti a norme CEI Guida Blu 15 Torino Edizioni TNE 2 2013 p 44 139
107. l icona meteo nel pannello C sono stati inseriti nella APP i profili tipici di irraggiamento ogni quarto d ora per ogni mese dell anno relativi ad un giorno di cielo sereno Si deciso che in un determinato istante il sole fosse libero oppure pi o meno coperto a seconda del valore dell irraggiamento presente rapportato all irraggiamento tipico Questo sistema non infallibile ma d un idea abbastanza buona delle probabili condizioni meteo dell intervallo di tempo preso in esame 2 3 1d 16 Stringa e I N 1 A 06 17 004 177 00 373 00 31 008 358 00 16 00 361 05 1B 117 1454 00 1D D5S 15 13 15 0158 ds 010 Gs 010 Gs sw cds 023 065 010 om an 01 013 cs ds 0 0106 cs 013 cs cs 05 j m a ajb LJ i Corrente di cassetta totale Al Tensione di cassetta VI mala a al ie z Tia Ji Pote WZA LSTH MATH neg lA L ZANT Fig 6 7 Altro esempio di schermata in modalit analisi cassetta 132 Nella Fig 6 7 vediamo un esempio molto istruttivo relativo all inverter 4 cassetta B fotografato nel suo comportamento alle ore 12 30 del primo Gennaio 2012 evidente il rendimento alternato delle stringhe e se ne ha anche un indicazione in termini numerici con valori di rendimento in corrente che passano da 0 1 a 0 9 indicando in tal modo il totale ombreggiamento della stringa inferiore alternato al perfetto funzionamento della stringa superiore dello shed Il tutto ci d un rendimento in corrente complessivo medio pari
108. l solito il confronto con gli altri inverter nello stesso giorno Tabella 5 7 PR dei 13 inverter per il giorno in esame inverter 1 Dicembre 2012 PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media ps 5 09 12 12 29 7 28 0 10 3 10 3 4 5 49 3 23 5 09 12 12 29 7 28 0 41 5 3 10 3 4 5 8 5 12 3 La prestazione dell inverter 1 risulta tuttavia al di sopra della media Le performance bassissime degli inverter 3 4 5 6 9 10 e 11 sono probabilmente dovute a malfunzionamenti delle corrispondenti stringhe Ci confermato dallo Storico allarmi del portale Energy Sentinel PV in cui segnalata una mancata produzione da parte di tali inverter nelle ore centrali della giornata Effettuiamo l analisi delle correnti per l inverter 1 nel giorno 09 12 vedi Fig 5 6 irraggiamento ima 1234567068000 12013 8 15 16171810 6 23 4 1 I 3 da 56 TE GN 1713 141516017 18193021 22 3 4 ll I 34aSs TE O IGN TIA SIE 41 79 09 00 TAT 209157 1336 a E 00 108 08 0 0 1 1 ma aja naaa adn 208 1 Ga sepa 2537 Ga BEcnsnEena 2967 BH Pala labs lafela fe DATA aa El Pure 380 3 MA III 4136 DO DECNONDAN 4436 gn den aan aaa 469 5 aaa ME0000 00H 4945 Go 600000000 5147 si bene 527 2 so BES it 550 8 FESES E FARE ses AA 5376 ms Hi 3950 SL m23 dela 250 7 389 1 BEE BEE a awo is EN lalalala Ruda Dod
109. la costruzione e gestisce tutti i rapporti con gli Enti competenti Enel Comune Agenzia delle Dogane e GSE e realizza il progetto esecutivo e provvede all acquisto di tutti i materiali e realizza le strutture di supporto dei pannelli e effettua il montaggio civile meccanico ed elettrico degli impianti e provvede alla connessione alla rete e realizza i sistemi di antifurto e videosorveglianza Grazie a questo contratto si entra in possesso di un impianto FV chiavi in mano 1 2 2 ILCONTRATTO O amp M Negli ultimi anni si assistito in Italia ad una continua crescita del numero di impianti fotovoltaici che venivano connessi in rete Solo ultimamente per i proprietari degli impianti FV iniziano a prestare attenzione ai servizi di Operation and Maintenance O amp M ossia la gestione e la manutenzione e a riconsiderare l importanza di queste attivit per poter ottenere la massima resa del loro investimento Inizialmente infatti nel mercato degli impianti su tetto le attivit di O amp M garantite dall installatore che realizzava l impianto si limitavano spesso a fornire un sistema remoto di segnalazione dei guasti e o di rilevazione della produzione in aggiunta ad un programma pi o meno dettagliato di manutenzione preventiva che nella maggior parte dei casi si riduceva a una verifica visiva dello stato dei materiali e delle condizioni di fissaggio dei pannelli al tetto Per gli impianti realizzati in ambito industr
110. lcolo visibile grazie alle relazioni 5 2 e 5 3 Produzione effettiva PR 5 2 Produzione attesa Produzione effettiva Scarto 1 5 3 Produzione attesa Scegliere il limite inferiore del 70 per il PR equivale a scegliere il limite superiore del 30 per lo scarto percentuale Le ore equivalenti attese rappresentano una condizione di produzione ideale senza perdite n ombreggiamenti ovvio quindi che nessun inverter produrr energia per le ore equivalenti attese in quanto anche in condizioni di cielo sereno e assenza di ostacoli sono comunque presenti le perdite di sistema Ipotizzando le perdite uguali per tutti gli inverter il confronto tra i 13 inverter metter in luce quale di essi sia stato maggiormente ombreggiato dagli ostacoli circostanti potrebbero essere i pannelli stessi a ombreggiare altri pannelli adiacenti nell arco dell anno 74 Per quanto riguarda le ore equivalenti e i PR si tenuto conto del fatto che inverter 1 e 8 alimentano i servizi ausiliari Nelle relative tabelle stata riportata tale correzione con i valori ottenuti secondo quanto indicato nel capitolo precedente Per avere un confronto globale tra tutti gli inverter in termini di produzione di energia si riportano nei seguenti istogrammi le ore equivalenti prodotte mese per mese da ciascun inverter In Fig 5 1 sono riportate le ore equivalenti dei 13 inverter senza aggiungere la quota di energi
111. liere sul mercato un soggetto diverso in grado di garantire migliori condizioni operative per i servizi in oggetto In realt molto spesso i proprietari sono obbligati a scegliere nuovi soggetti nel mercato in quanto le EPC con il venir meno delle attivit legate alla costruzione degli impianti hanno dovuto modificare le loro strategie e ridimensionare i loro piani di sviluppo nel fotovoltaico 2 3 Negli attuali contratti O amp M importante evidenziare e L impegno dell operatore ovvero garantire la continuit e il regolare esercizio dell impianto e L elenco dei servizi oggetto dell accordo come ad esempio interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria monitoraggio fornitura dei materiali videosorveglianza reportistica lavaggio dell impianto ecc e Le modalit e i tempi di erogazione dei servizi e Le responsabilit dell operatore e Princinge valore del contratto sia l operatore di O amp M che il committente dovranno beneficiare di un risultato positivo e alla base di ogni accordo dovranno esserci trasparenza chiarezza e correttezza Deve quindi essere un contratto equo 3 Tramite il contratto O amp M possibile tutelare l impianto FV attraverso la manutenzione ordinaria e straordinaria dello stesso per far s che il suo rendimento sia sempre il migliore possibile La societ provvede tra le altre cose e alla pulizia dell impianto e alla verifica di staticit dei pannelli fotovoltaici e alco
112. lizzata per i servizi ausiliari quindi sembra che tali inverter abbiano prodotto meno di quanto producono realmente Si tratta di un errore impiantistico di connessione 18 elettrica che non giova nessuno e che deve essere risolto Il Gestore O amp M infatti interessato ad apportare tale modifica poich ci lo aiuterebbe a conseguire il raggiungimento della produzione garantita contenimento dell ammontare delle penali o incremento dell ammontare del bonus Le principali implicazioni derivanti dalla configurazione impiantistica attualmente in essere sono le seguenti A Una quota dell energia prodotta dai due inverter indicati viene spillata prima di essere contabilizzata ne consegue che su tale frazione della produzione non viene attualmente riconosciuto il pagamento della tariffa incentivante B La posizione di officina elettrica aperta presso l Agenzia delle Dogane con tutte le obbligazioni che ne conseguono tenuta registri dichiarazione annua di consumo potrebbe essere attualmente non corretta e da verificare in quanto i consumi degli ausiliari durante le ore di produzione degli inverter non possono essere correttamente contabilizzati a causa delle modalit di inserzione valori di produzione e di consumo che finora sono stati dichiarati risultano affetti da tale vizio Si precisa che con servizi ausiliari s intende tutto ci che fa funzionare e che risulta utile all impianto ad esempio i condizionatori nel lo
113. ltra sezione n in termini di potenza nominale n di modalit di integrazione Si quindi scelto di considerare il 35 della differenza tra l energia prodotta e l energia misurata con riferimento all inverter 8 come la quota parte destinata ai servizi ausiliari Il risultato di tale assunzione porta ad ipotizzare che nel corso dell anno 2012 sono stati destinati ai servizi ausiliari 10 673 kWh da parte dell inverter 8 72 5 REPORT SULL ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA anno 2012 5 1 ORE EQUIVALENTI DI PRODUZIONE A questo punto abbiamo concluso l analisi preliminare delle criticit da noi riscontrate e abbiamo determinato le correzioni da apportare nella maniera che ci sembrata pi ragionevole Siamo in grado ora di compilare il report relativo all energia elettrica prodotta e all efficienza con cui tale risultato stato conseguito da parte dei 13 inverter dell impianto FV in esame nel corso dell anno 2012 Per poter confrontare le prestazioni di inverter collegati a un diverso numero di moduli ricorreremo al concetto di ore equivalenti ottenute dividendo l energia generata giornalmente attraverso un inverter per la potenza nominale del gruppo di stringhe collegate all inverter stesso Questa misura indipendente dalle indicazioni dei solarimetri In questa analisi avremo per comunque la necessit di fare riferimento ai valori indicati dai solarimetri per il calcolo dell energia attesa Come gi evidenziat
114. ltre che questa stima ottimistica In queste condizioni l impianto ha prodotto nel 2012 5 25 GWh di energia AC includendo la quota degli ausiliari contro i 4 9 GWh che era il valore da garantire Quindi l impianto con le condizioni di insolazione del 2012 stato in grado di produrre il 7 2 in pi dell energia garantita 137 8 RINGRAZIAMENTI Posso dire che non per nulla facile citare e ringraziare in poche righe tutte le persone che hanno contribuito alla nascita e allo sviluppo di questa tesi di laurea magistrale chi con una collaborazione costante chi con un supporto morale o materiale chi con consigli e suggerimenti o solo con parole di incoraggiamento Sono stati in tanti a dare il proprio apporto alla mia carriera universitaria e a questo lavoro La mia gratitudine va a tutto il personale della Galileia per la cordialit con cui sono stata accolta e per l atmosfera serena e piacevole che ha accompagnato la mia prima esperienza in un ambiente di lavoro In particolare voglio rivolgere un ringraziamento speciale all ingegner Alessandro Sacco che grazie alle sue preziosissime conoscenze in materia ha sempre saputo consigliarmi ed aiutarmi a risolvere i non pochi problemi incontrati nel corso di questa analisi al professor Arturo Lorenzoni che in qualit di relatore ha sempre trovato il tempo per ascoltarmi e darmi suggerimenti utili per indirizzare il mio lavoro di progetto e di tesi Ringrazio inoltre i docenti e
115. mento mediante l utilizzo dei piranometri Fig 3 3 la IEC 61724 piranometri sono dei sensori che misurano l irraggiamento come differenza di temperatura tra superfici irraggiate utilizzando il principio delle termopile La norma 1509060 classifica i piranometri nelle seguenti categorie in base alla precisione della misura 22 e Secondary standard pyranometer e First class pyranometer e Second class pyranometer Nella valutazione delle performance di un impianto e richiesta una classe di precisione Secondary standard in modo tale che l errore di misura e di conseguenza del calcolo del PR sia contenuto entro il 3 Fig 3 3 Piranometro 9 Esistono poi sensori costituiti da una cella di riferimento il solarimetro propriamente detto Fig 3 4 Questi sono realizzati con celle in silicio cristallino e quindi utilizzano la stessa tecnologia ed effetto fotovoltaico dei moduli Bisogna per evidenziare che il silicio con cui sono fatte le celle dei solarimetri non presenta la stessa sensibilit alla radiazione a tutte le lunghezze d onda della luce anzi intere bande spettrali non vengono assorbite In particolare le bande spettrali assorbite da una cella al silicio di un solarimetro vanno dai 300 ai 1000 nm Fig 3 4 Solarimetro 10 23 Le due diverse tipologie di sensori solari sono scelte in base al genere di monitoraggio che si intende eseguire Come gia evidenziato in precedenza per valutare la performance di u
116. monte dei trasformatori amperometrici TA prima che essa possa essere debitamente contabilizzata dagli stessi misuratori Per quanto riguarda la nostra trattazione sorge la necessit di quantificare tale energia elettrica Si riportano di seguito le modalit con cui sono state quantificate le quantit di energia elettrica effettivamente prodotte dall impianto fotovoltaico ma non contabilizzate dai misuratori di produzione cosiddetti misuratori M2 a causa della configurazione impiantistica riscontrata 4 6 1 Stima dell energia ceduta agli ausiliari dall inverter 1 possibile determinare con un buon livello di precisione l energia utilizzata dall inverter 1 per alimentare i servizi ausiliari facendo riferimento alla produzione conseguita dalla porzione d impianto afferente all inverter 2 L inverter 1 e l inverter 2 sono infatti caratterizzati da e uguale potenza nominale 330 88 kWp e layoutuguale stesso numero e tipo di moduli e uguali modalit realizzative parzialmente integrato su tetto piano Si elencano di seguito i passaggi logici seguiti 1 Per l inverter 1 e 2 e stata calcolata l energia prodotta in corrente continua ogni quarto d ora come risultato del prodotto tra la somma delle correnti di stringa per ciascuna cassetta di parallelo e la corrispondente tensione di cassetta 2 Le energie per quarto d ora ottenute sono state sommate tra loro ottenendo in questo modo l energia prodotta giornalmente da cia
117. mpianto afferisce Il periodo Contrattuale viene normalmente definito in annualit o semestri a partire dalla data di inizio operativit dell impianto ed il periodo di osservazione che viene preso in considerazione per verificare il raggiungimento dei livelli di performance garantiti secondo i diversi periodi di garanzia previsti dai contratti EPC ed O amp M Il periodo Caso Base viene definito come annualit o semestri a partire dalla data prevista dal Piano Economico come inizio del periodo di esercizio dell impianto Tale periodo che pu risultare traslato rispetto al Periodo Contrattuale prevede l analisi dei livelli prestazionali e il confronto dei risultati ottenuti con i valori attesi per il periodo I due periodi potenzialmente non coerenti tra loro a causa di diverse suddivisioni dell annualit o di diverse date di inizio periodo che contratti e modelli finanziari potrebbero considerare vengono valutati 26 separatamente e confrontati con livelli prestazionali previsti rispettivamente da contratti e modelli economici 6 3 3 3 Quali verifiche e analisi vengono effettuate Durante il monitoraggio della fase operativa vengono quindi eseguiti dei controlli che hanno lo scopo di verificare 1 il livello di attendibilit dei dati di esercizio forniti dai vari soggetti coinvolti nella gestione Gestore Operatore O amp M Sub appaltatori ecc 2 la plausibilit dei dati registrati ad esempio sulla ba
118. n 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 20 stringhe formate a loro volta dalla serie di 21 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S2 2 diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 19 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S2 3 diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate a sua volta dalla serie di 19 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S2 4 risulta diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 16 e 14 stringhe formate a loro volta dalla serie di 19 moduli fotovoltaici Sezione S 3 installata sull edificio box mercato lato sinistro non integrata su coppelle esistenti di una potenza pari a 338 40 kWp La sezione costituita da composta da 1440 moduli di potenza 235 Wp ciascuno del tipo SUNRISE modello SR 235P6 connessi elettricamente tra di loro Tale sezione suddivisa in un unico sottocampo facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL in particolare detto sottocampo S3 1 diviso in 3 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 stringhe formate dalla serie di 20 moduli fotovoltaici Sezione S 4 installata sulla tettoia sud e sulla tettoia nord lato destro parzialmente integrata su tetto piano di una potenza pari a 310 46 kWp La sezione costituita da composta da 1444 moduli di potenza 215 Wp ciascuno del tipo GPPV modello GPM220P B 60 connessi elet
119. n impianto FV e preferibile l uso di un piranometro in quanto non sarebbe appropriato utilizzare uno strumento che non sia sensibile all intera radiazione solare disponibile Di contro se il monitoraggio per scopi diagnostici preferibile uno strumento con maggiore velocit di risposta e quindi minore inerzia come la cella di riferimento L impianto oggetto dello studio utilizza tuttavia dei solarimetri Nella tabella seguente Tabella 3 1 si riporta un confronto tra piranometro e solarimetro e si evidenziano le principali caratteristiche di entrambi 6 Tabella 3 1 Confronto tra cella di riferimento e piranometro 6 Cella di Riferimento Piranometro Confronto misura della quota di irraggiamento convertibile in energia elettrica misura dell intera risorsa solare errore gt 5 per la cella di riferimento Errori di misura inclinazione superiore a errore lt 5 fino a 80 sottostima la risorsa solare 50 disponibile il piranometro pu irraggiamento globale su _ misurare irraggiamento su i non misurabile misurabile _ 3 piano orizzontale piano orizzontale ed inclinato alta variabilit incertezza bassa variabilit Mismatch spettrale gt 506 incertezza entro 1 le misure della cella di riferimento possono le misure acquisite dal Comparazione delle misure essere comparate solo con piranometro sono sempre misure acquisite da celle comparabili con tecnologie simili l utilizzo dei piranome
120. n le stringhe inferiori che cominciano ad essere ombreggiate dalle superiori dello shed precedente a partire dalle prime ore del pomeriggio si veda la spiegazione del fenomeno nel paragrafo successivo Successivamente il tetto sopraelevato posto ad Ovest manda in ombra alcuni moduli di ciascuna stringa facendo precipitare il rendimento dell intero campo a valori pressoch nulli Giorno 18 01 2012 irraggiamento W mq 1 23485 6 78 9 011 121304 1516 1718 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 SG 7 8 9 1011121314 15 16 17 18 19 20 21 22 23 de 1 234 S 7 8 9 1011121314 1516 17 1819 20 1 289 08 00 10 59 08 15 1511 08 30 31 84 08 45 44 00 09 00 53 09 18 61 04 lonin ESS MATA EA DI E i THOIL E gign g LAT E RE 58 81 Eos 1 MN i pi T j i 5 nad 59 63 foon gas tjg DUE SERCCRCE sa 0 E INEM y 67 33 Dro AAA IA ER E RUBGECUEE AAA A 81 04 AS E A TR PRA A ATA DEDO TIDE A DCOCBNEN 99 52 Lis LIL y p O BB HRR I RT AO 1423 En PU UA E A adds 4 AH HAHA AAA Soccer 196 1 En PS bb 44 1 FS A LS NZ dii Leb dl est I OL Es pei da RI OL O P4A4SS4AAL4A 4S gt 04 aar mu rrrrrrrt ED EA n an GA a D n a D n n a ED i rtf 163 5 Misa NEREO A 0 E O 4 42 2352 opa AAA AAA AAA A MA ss MINIADN AAA Ie m ra WS TT CADA AAA AAA AAA CITI 396 1 a AAA AA A AAA A AA pa MTITI TA TT SSIS T ar na TETTI TETTE aaa Mrs al N TO H aii 3944 ME 1000 E HHH ili n DEB BE BE l Mo n pra Bss 4 A A ES PUNO EEJ
121. na di sera e soprattutto in inverno il valore dell irraggiamento solare si avvicina al valore di dissipazione differenza tra la potenza assorbita e la potenza rilasciata in modo pi marcato rispetto alle altre ore della giornata e stagioni Per questo motivo i calcoli effettuati in questi periodi presentano un valore PR pi basso del solito o Ombreggiamento o sporcizia sui moduli fotovoltaici moduli ombreggiati o con sporcizia depositata assorbono meno la radiazione solare riducendo di conseguenza l efficienza e anche il PR e Altri fattori da cui dipende l energia prodotta o Periodo di rilevazione il PR un parametro dinamico che influenzato dall andamento dell irraggiamento solare nel corso dell anno Ha per senso ai fini di analisi delle prestazioni dell impianto considerarne il valore mediato in un arco di tempo per esempio un mese Calcolare il PR facendo riferimento ad un periodo inferiore al mese non consente di calcolare in maniera corretta il suo valore Infatti in questo caso i fattori spuri come temperature basse o alte ridotta altezza solare e ombreggiamento influenzano molto i risultati inficiandone la validit o Perdite per mismatching si hanno quando si collegano in serie moduli o in parallelo stringhe con caratteristiche non perfettamente identiche In questo caso il sistema di 11 inseguimento del massimo punto di potenza MPPT non trovando la curva di funzionamento ottimale si
122. ndo la sua energia generata per tener conto di quella spesa per gli ausiliari lo si porta al primo posto nella classifica degli inverter Si ricorda tuttavia che la determinazione dei carichi ausiliari per questo inverter stata stimata con uno scarso livello di precisione rimane il fatto che l inverter 8 sembra quello che risulta performare meglio durante tutto l anno Gli inverter 9 10 e 12 13 hanno un numero di ore equivalenti simile Dalla figura si nota un brusco calo della produzione per l inverter 9 nel mese di Aprile Entrando nel dettaglio giornaliero le ore equivalenti relative ai giorni 16 e 18 sono ridotte rispetto agli altri inverter mentre il giorno 17 stata registrata una produzione nulla come riportato dallo storico allarmi del portale di supervisione L inverter 3 complessivamente quello che presenta le prestazioni peggiori Si nota bene in Fig 5 2 un netto calo di produzione nel mese di Giugno che verr analizzato in seguito Per avere un confronto pi immediato tra inverter con la stessa tipologia d integrazione si riportano questi ulteriori istogrammi Fig 5 3 Fig 5 4 e Fig 5 5 in cui sono inserite anche le relative medie Parzialmente integrati Hinwil E inv 2 inv 8 m media LI Fig 5 3 Ore equivalenti degli inverter parzialmente integrati con la correzione degli ausiliari 180 160 140 120 100 8 6 40 2 o o 0 O aL O L Ore equivalenti kWh kW o
123. ne dell energia prodotta viene in genere risarcito dall operatore O amp M che responsabile dell operativit dell impianto 6 2 3 3 La Produzione Garantita Infine altro indicatore che pu essere scelto il raggiungimento della produzione attesa che come d altronde anche gli altri parametri analizzati prevede un sistema di garanzie e penali economiche a carico dell appaltatore e o del gestore In questo caso si stabilisce per i 20 anni di funzionamento dell impianto fotovoltaico la produzione garantita anno per anno in kWh In genere quindi il mancato raggiungimento delle performance minime garantite comporta il pagamento di penali compensative a carico dell appaltatore EPC a risarcimento dei danni economici derivanti dalla mancata performance 14 2 4 LA PRODUZIONE GARANTITA PER MERCATO SOLARE S P A IL CONTRATTO O amp M Per l impianto fotovoltaico in esame stata pattuita come indice prestazionale la Produzione Garantita Il contratto di servizi di gestione e manutenzione 0 amp M stato firmato tra Mercato Solare S p A che il Committente e Metalco amp Mazzanti group S r l che il Gestore Nello specifico il Committente ha stipulato con il Mercato AgroAlimentare di Padova Scarl Maap con sede in Padova Corso Stati Uniti 50 un contratto avente ad oggetto la subconcessione mediante un Contratto di Subconcessione in suo favore delle superfici di copertura degli immobili del Maap per un periodo
124. nella media mensile di Novembre il PR dell inverter 1 sale a 75 1 contro il 69 3 precedente valore che si avvicina alla prestazione media attesa Le nostre ipotesi circa il degrado del PR per valori molto bassi dell irraggiamento trovano conferma nella successiva Tabella 5 5 in cui si riportano per gli stessi giorni di Novembre i PR di tutti gli altri inverter che risultano essere abbastanza allineati tra loro nelle loro scarse prestazioni Tabella 5 5 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 1 Novembre 2012 Media 04 11 12 31 5 33 12 11 12 20 21 7 27 11 12 Mese Dicembre 2012 In questo mese per diverse giornate nessun inverter risulta aver prodotto e non sono neppure registrati i dati provenienti dai solarimetri probabilmente si trattato di un problema al sistema di acquisizione dati L inverter 1 presenta due giorni critici si veda Tabella 5 6 Trascuriamo il giorno 15 che rientra tra quelli a bassissimo irraggiamento Ha senso invece entrare nel dettaglio del giorno 9 dato che la produzione attesa 932 kWh vicina a quella massima del mese 979 kWh mentre il rendimento al di sotto del 30 Il 09 12 un giorno con cielo sereno e buona radiazione solare 82 Tabella 5 6 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 1 Produzione Produzione PRI attesa misurata E KWh KWh e 09 12 12 29 7 15 12 12 68 21 312 In Tabella 5 7 riportiamo come a
125. nno 2012 Si assume poi che i consumi dell inverter 2 appena identificati siano caratteristici anche dell inverter 1 essendo uguali le due porzioni d impianto e afferenti alla stessa tipologia di inverter In questo modo l ulteriore quota di energia che si ricava dalla differenza tra l energia prodotta e l energia misurata dall inverter 1 rappresenta l energia elettrica prodotta dall inverter 1 che alimenta i servizi ausiliari Tale quota giornaliera destinata agli ausiliari stata sommata alla corrispondente energia misurata a valle dell inverter 1 cos da ottenere l energia misurata corretta 71 8 Complessivamente l energia derivata per gli ausiliari dall inverter 1 pari a 42 973 kWh per l anno 2012 9 Lo scarto medio annuo percentuale tra l energia misurata corretta relativa all inverter 1 e energia misurata relativa all inverter 2 pari in termini assoluti allo 0 04 Si tratta quindi di un buon sistema per correggere l energia misurata dal contatore M2 relativo all inverter 1 Nel seguito quando parleremo di energia misurata per l inverter 1 per stimarne le performance intenderemo l energia misurata dal relativo contatore M2 pi la quota destinata agli ausiliari 4 6 2 Stima dell energia ceduta agli ausiliari dall inverter 8 Per l inverter 8 la determinazione dell energia sfruttata dai carichi ausiliari meno precisa in quanto la sezione d impianto relativa all inverter 8 non assimilabile a nessun a
126. ntervallo di analisi premendo il pulsante Analisi Correnti si entra nella schermata di Fig 6 3 127 Fig 6 3 Schermata per analisi correnti di stringa Nella zona A rappresentato l irraggiamento espresso in W m nell arco della giornata con intervalli del quarto d ora L irraggiamento mostrato sia numericamente che graficamente con delle barre gialle orizzontali la cui lunghezza proporzionale all intensit Di default i valori utilizzati sono quelli del solarimetro Est prelevati dal portale di monitoraggio La rappresentazione grafica dell irraggiamento serve per farsi immediatamente un idea del suo andamento durante la giornata in modo da interpretare in maniera pi agevole le informazioni contenute nella zona B che andiamo a descrivere La zona B contiene le stringhe afferenti all inverter in esame suddivise nelle cassette di parallelo Ogni quadratino colorato rappresenta lo stato della stringa in un determinato quarto d ora Una riga di quadratini rappresenta lo stato di tutte le stringhe afferenti ad un determinato inverter in un certo momento della giornata Una sequenza verticale di quadratini rappresenta invece l andamento in corrente di una singola stringa di moduli nell arco della giornata in esame Imisurata Si utilizzata una formattazione condizionale legando il valore del rapporto al colore del attesa quadratino secondo una scala di colori verde arancione giallo rosso per
127. ntrollo delle parti elettriche tramite prove di funzionamento degli interruttori di protezione pulizia degli inverter prove di funzionamento elettriche e almonitoraggio a distanza del campo FV e degli inverter centrali tramite sistema di monitoraggio e alla riparazione e sostituzione di eventuali guasti e allordine delle parti necessarie alle riparazioni relative alla ordinaria manutenzione alla sostituzione e allo smaltimento di quelle vecchie In altre parole ogni operazione necessaria a mantenere l impianto fotovoltaico nelle migliori condizioni possibili per garantirne efficienza e funzionalit 1 2 3 LE GARANZIE DI UN CONTRATTO FV Il costo di un impianto fotovoltaico costituito da diverse voci tra cui la fornitura dei componenti pannelli fotovoltaici inverter struttura di sostegno eventuale sistema di monitoraggio delle prestazioni e trasferimento dei dati a distanza quadri e accessori installazione eventuali opere edili lo sviluppo del progetto e le pratiche distributore GSE autorizzazioni l assistenza tecnica durante la vita dell impianto manutenzione ordinaria e straordinaria e l assicurazione La quota parte maggiore dei costi rappresentata dai moduli fotovoltaici pertanto molto importante che il costruttore di moduli fornisca un certificato di garanzia che comprende la garanzia di prodotto e la garanzia di prestazioni La garanzia di prodotto riguarda la garanzia contro difetti di fabbricazion
128. nvio al cliente di un report mensile che riporta i principali indici di performance e produzione dell impianto Capitolo 3 Lo studio del sistema informativo proposto per il monitoraggio dell impianto ci ha portato ad individuare alcuni punti di criticit relativi ad alcuni strumenti di acquisizione dati i solarimetri Inoltre risultato che a volte i valori letti nei report sono di non immediata interpretazione o addirittura devono essere corretti a causa di un errato collegamento elettrico nel sistema come succede nel caso dei carichi ausiliari Capitolo 4 A questo punto dopo aver individuato alcune metodologie di correzione dei dati siamo stati in grado di redigere il report per l anno 2012 entrando nel dettaglio dei rendimenti quando questi hanno presentato valori inferiori ad una determinata soglia di accettabilit Capitolo 5 Per poter effettuare un analisi dettagliata a livello di prestazioni istantanee del sistema e non volendoci basare su dati giornalieri o mensili abbiamo ritenuto opportuno sviluppare un software ad hoc per poter automatizzare l analisi di grandi quantit di dati in maniera agevole ed immediata Capitolo 6 2 CONTRATTI E RELATIVE GARANZIE 2 1 IL CONTRATTOEPC Nell ambito del contratto EPC Engineering Procurement amp Construction la societ provvede a tutti gli adempimenti necessari per la realizzazione di un impianto fotovoltaico e sifa carico di ottenere tutti i permessi necessari al
129. nza pari al quarto d ora si veda Fig 6 6 La scansione temporale pu essere effettuata manualmente o automaticamente utilizzando i pulsanti del pannello C z 3 4 S 6 TT E s 60 ti 1 13 W 15 6 1 10 19 20 ZI 22 23 2 LA n 44 453 446 46 453 457 4 44 4 438 437 ddr dA43 d 438 455 43 43 ddl 46 ddl 435 453 DL Gs 054 05 0565 058 05 05 os Gum 05 093 0 0 04M 05 00 cs 00 00 cds 05 cu 00 ne Corrente AL i Palkia GEG Tensione di cassetta v Potenza istantanea RWI Fig 6 6 Schermata della APP in modalit analisi cassetta 131 Ax Uu Nella modalita analisi cassetta vengono rappresentate per un determinato quarto d ora le stringhe della cassetta selezionata formattate con lo stesso criterio utilizzato per le stringhe della precedente schermata In questo caso per sono presenti anche i valori di corrente di ogni stringa e i valori numerici del rapporto 2 in corrispondenza della riga chiamata Stato Nel pannello di destra zona C attesa possibile leggere la data corrente l orario avere un indicazione visiva delle condizioni metereologiche e leggere il valore dell irraggiamento Nella parte centrale della schermata viene riportato il rendimento in corrente medio eloquentemente commentato da una simpatica smile Sono disponibili 6 espressioni smile associate a 6 livelli del rendimento Per determinare le condizioni metereologiche nell arco della giornata rappresentate dal
130. o dei quadri di parallelo in cui presente il sistema di controllo CM2 Solar che trasforma i quadri in un sistema completo di raccolta di tutte le informazioni utili per una corretta e precisa gestione del rendimento dell impianto Fig 3 10 Il dispositivo consente di trasformare un normale quadro di parallelo stringhe in un vero e proprio string box di ultima generazione QUADRI DI PARALLELO con SISTEMA INTEGRATO di STRING CONTROL CM2 SOLAR PV STRING CONTROLLER CON PROTOCOLLO DI COMUNI MODBUS CAMPO FOTOVOLTAICO nina Fig 3 10 Flusso energia prodotta dal campo fotovoltaico 31 Il flusso di energia in corrente continua passa nei quadri di string control per avviarsi verso l inverter si veda il flusso evidenziato in azzurro in Fig 3 11 e in uscita in corrente alternata transita dal contatore fiscale di produzione per dirigersi verso i carichi utilizzatori o verso la rete elettrica nazionale monitorata dal contatore fiscale di scambio sulla rete flusso giallo in Fig 3 11 Fig 3 11 Rappresentazione flusso energia Questo flusso di energia viene tradotto dai sistemi di Energy Team in flussi di informazioni sia di quelli relativi all energia prodotta ed emessa e scambiata sulla rete flusso verde in Fig 3 12 che quelli generati dagli string control CM2 flusso rosso in Fig 3 12 Fig 3 12 Rappresentazione flussi impulsi e flusso dati 32 Entrambi i flussi vengono raccolti sulla piattaform
131. o l analisi attraverso delle tabelle redatte in Excel partendo dai dati reperiti dal portale Energy Sentinel PV Le tabelle seguenti riportano i parametri spiegati nei paragrafi precedenti Tabella 5 2 e Tabella 5 3 Si tratta di medie o somme a seconda dei casi dei valori giornalieri rilevati ogni mese In particolare per le ore equivalenti di funzionamento si esegue la somma delle ore giornaliere mentre per PR e scarti si effettua la media Precisiamo che nelle medie non sono stati conteggiati i valori nulli di produzione dovuti a fermo impianto o blocco del sistema acquisizione dati in quanto rappresentano dati spuri che andrebbero a rovinare i valori delle medie stesse e non sono rappresentativi delle performance del campo di moduli in esame Ricordiamo che i dati giornalieri presenti nelle suddette tabelle sono medie giornaliere di valori istantanei riferiti a singoli quarti d ora Per fare un esempio se leggiamo un dato giornaliero di temperatura media questo stato ottenuto mediando i valori di temperatura a intervalli di quarti d ora per tutte le 24 ore includendo anche le ore notturne Questo fa s che alcuni risultati ottenuti in Excel a partire da questi dati medi possano differire anche in maniera sostanziale dai valori della APP che lavora con valori istantanei di quarti d ora 5 2 1 Analisi delle prestazioni nella sezione Parzialmente Integrata Partiamo ad analizzare la sezione Parzialmente integrata che interes
132. o nel Capitolo 4 Paragrafo 4 possiamo ritenere che il solarimetro lato Ovest non funzioni correttamente per lo meno nelle ore pi calde della giornata dando indicazioni costantemente inferiori rispetto quelle del solarimetro Est Per questo motivo nel seguente studio prenderemo in considerazione i valori indicati dal solarimetro Est effettuando i dovuti aggiustamenti nei giorni in cui lo stesso viene ombreggiato Nello studio inoltre l impianto verr suddiviso nelle 3 diverse tipologie di integrazione totalmente integrato parzialmente integrato e non integrato La produzione attesa stata calcolata con la seguente formula 5 1 Rs Prod attesa Irt x Pn x Coeff 5 1 dove Rs radiazione solare calcolata moltiplicando per 24 il valore dell irraggiamento medio giornaliero misurato dal solarimetro Wh m Pn potenza nominale delle stringhe afferenti all inverter in esame kW Coeff coefficiente di decadimento delle prestazioni dei moduli assunto pari a 100 per il primo anno Irrn irraggiamento nominale pari a 1000 W m La potenza nominale come anticipato in precedenza viene corretta attraverso il coefficiente di temperatura per la potenza ogni qual volta la temperatura dei pannelli supera i 40 C Guida CEI 82 25 Il 73 coefficiente di temperatura per i moduli Sunrise pari a 0 4982 C mentre per i GPPV pari a 0 38 C Si esegue poi il calcolo delle ore equivalenti come rapporto tra l
133. ollaudo previsti dai contratti EPC e O amp M 6 25 3 3 MONITORAGGIO DELLA GESTIONE OPERATIVA L obiettivo del monitoraggio della gestione degli impianti di produzione quello di tenere sotto costante controllo i parametri tecnico ambientali degli impianti di produzione in modo da analizzare l andamento delle prestazioni tecniche ed economiche cos da mantenere l allineamento con i risultati operativi attesi Le e sintetizzati nel Business Plan dei progetti o addirittura apportare migliorie proprio grazie al monitoraggio della gestione che possibile controllare il funzionamento ottimale dell impianto scoprendo per tempo eventuali aree rischiose nelle quali possibile non raggiungere gli obiettivi prefissati per il progetto 6 3 3 1 Chi svolge questa attivit La propriet degli impianti pu svolgere direttamente questa attivit di monitoraggio se possiede una struttura di controllo sufficientemente organizzata in alternativa ci si rivolge ad una societ di controllo tecnico apposita In genere preferibile affidare il monitoraggio a societ esterne che sono sempre pi competenti e di provata esperienza 6 3 3 2 Come definire il periodo di osservazione La scelta dei periodi di esercizio tipicamente annualit o semestri per l analisi del set di indicatori di performance pu cambiare in funzione di 1 Periodi Contrattuali e garanzie connesse 2 Piano Economico dell iniziativa al quale l i
134. ollocare le stringhe non integrati con la struttura edilizia del tetto L installazione consente quindi il passaggio di aria nella parte retrostante il modulo garantendogli un maggior raffrescamento soprattutto nel periodo estivo In realt anche le stringhe di questi inverter si ombreggiano reciprocamente nelle ultime ore delle giornate invernali ma hanno una disposizione tale sugli shed da non perdere grandi quantitativi di energia e quindi presentano riduzioni del PR minori di quelle delle stringhe della zona totalmente integrata Concludiamo con un esempio numerico calcolato utilizzando la APP significativo delle differenze nelle performance delle tre sezioni in un tipico giorno invernale con luce diretta e sole basso Tutte le stringhe delle tre sezioni andranno in ombra nelle ore pomeridiane con modalit diverse dando luogo alle perdite di energia per ombreggiamento riportate in Tabella 5 33 Sono evidenti le migliori performance delle sezioni Parzialmente integrata e Non integrata 122 Tabella 5 33 Percentuale di energia non prodotta dalle stringhe a causa di ombreggiamento giorno 06 Gennaio 2012 Parz Integrati Total Integrati Non Integrati 31 44 34 In Tabella 5 34 vengono riproposti i PR medi mensili per ciascun inverter come essi sono inizialmente La successiva correzione dei PR con l eliminazione dei giorni a basso irraggiamento e dei giorni con mancata produzione nei soli mesi analizzati pe
135. onamento Inverter 9 KWh KWp Inverter 10 48 50 Inverter 11 PRE PRIO amp t PRIIEt 11 6 737 98 335 58 2931037 35720 348 27 301875 220240 24740 80 24563 20 24200 00 66340 692631 68 766 69486 75 8 791 78 8 791 326 80 28543511 318 63 27829 92 23656 00 24100 80 2990 40 7239 73 75 7245 827 842 816 335 58 50552 09 357 20 5 348 27 52463 73 40259 20 43710 40 43366 40 42579 20 119 969 122 370 121406 122 259 79 8 814 80 8 81 3 326 80 4922947 318 63 47998 73 41976 00 42144 00 4053440 12845 128 96 127 21 853 85 7 847 335 58 44128331 35720 348 27 45797 05 36288 00 39104 00 38684 80 3803200 108 135 109 474 108 300 109 203 82 7 83 5 82 9 833 326 80 4297378 318 63 41899 43 34924 80 353280 30462 106 87 116 07 11407 864 88 5 86 6 i i 0 Febbraio Marzo Aprile Maggio 31198 72 3808 95 I 46971 34 Novembre 12284 80 13894 40 13771 20 13539 20 36 608 38 898 38 553 38 876 O sm meea aie AMOS 1309280 126830 128924 ADOS 3877 3890 15097 79 326 80 38 90 Dicembre 335 58 1418397 357 20 348 271 1472034 6830 40 7857 60 7956 80 DIETA 20354 21998 22 275 22217 326 80 13812 87 318 63 13467 55 7846 40 8169 60 815999 2401 25 00 2561 Yd 0A1 38 9 0 ezuasalsdde uO TT OT 6 9 S Y E 19119AUI E IA17e 9 19119319U3 11131188 d TT S P J9qe1 Tabella 5 12 Ore equivalenti attese e scarti t
136. ormalizzati mediante l uso di algoritmi in modo tale da correggere gli errori di rilevazione ed eliminare i dati spuri ovvero dati che non sono congruenti con i valori reali della grandezza misurata e in seguito si pu procedere con l uso di tali dati per analizzare le prestazioni dell impianto Le grandezze maggiormente soggette agli effetti del rumore del segnale e alle false letture dei sensori sono soprattutto le grandezze meteo irraggiamento e temperatura Per questo motivo opportuno installare pi di un sensore per esempio diversi sensori di irraggiamento installati sul campo in modo da ridurre l errore di misura grazie al fatto che vengono escluse le misure dei sensori che hanno deviazione standard pi alta gli algoritmi di media verranno quindi applicati solo sulle misure rimanenti L impianto in esame presenta solo due solarimetri che si riveleranno del tutto insufficienti Molti dei software di ultima generazione permettono inoltre di produrre in automatico un report relativo ai dati di esercizio al calcolo degli indicatori di performance e alla lista dei messaggi di errore prodotti dal sistema Pu capitare per che tali reportistiche riportino degli output non strettamente connessi con il tipo di analisi che si intende eseguire Il software di monitoraggio pu infatti contabilizzare alcuni indici prestazionali come il PR o la Disponibilit Tecnica in modo non conforme a quanto previsto dai protocolli di c
137. per l inverter 8 85 5 2 2 Analisi delle prestazioni nella sezione Totalmente Integrata 85 5 2 2 1 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 3 87 52 22 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 4 95 5 2 2 3 Bassi valori del rapporto PR per l inverter B5 100 5 2 2 4 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 6 103 5 2 2 5 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 9 105 5 2 2 6 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 10 i 107 5 2 2 7 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 11 ii 110 5 2 3 Analisi delle prestazioni nella sezione Non INtegrato ocoooccccocononccocononocnaninnonanonncnnononanos 111 5 2 3 1 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 7 113 5 2 3 2 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 12 114 5 2 3 3 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 13 ii 114 5 3 STUDIO DEL FENOMENO DI OMBREGGIAMENTO ALTERNATO DELLE STRINGHE erccerrrrereiie icone 115 5 4 OSSERVAZIONI CONCLUSIVE SULL ANALISI DELLE CORRENTI DI STRINGA ci 119 6 SVILUPPO DI UNA APP PER L ANALISI DELLE PRESTAZIONI csrrcrrrerecereneeezzcenicenicne 125 6 1 IE REPORT DELLA AP Pra a leali aa 134 7 CONCLUSIONI cuce 137 8 RINGRAZIAMENTI indian OUNAE ias 138 9 BIBLIOG
138. perano la temperatura superficiale di 40 C correggendo con la seguente espressione 2 2 la potenza di picco Y F 1 Tee 40 Xx 100 2 2 13 dove Tce la temperatura misurata sulla superficie della cella FV C y il coefficiente di perdita in temperatura caratteristico del modulo FV utilizzato C Nel corso della trattazione si user quando necessario tale correzione 6 2 3 2 La Disponibilit Tecnica Un altro parametro prestazionale utilizzato per valutare la produzione raggiunta dall impianto in uno specifico periodo di esercizio la Disponibilit Tecnica che tiene conto della mancata produzione dell impianto durante la sua vita a causa di guasti blocchi per manutenzione e simili Tale indice si ottiene dal rapporto tra la potenza indisponibile pesata con l irraggiamento verificatosi nel periodo d indisponibilita e la potenza nominale dell impianto Rappresenta quindi la percentuale della potenza installata che effettivamente in esercizio in un certo periodo Solitamente viene utilizzata assieme al PR per valutare la capacit produttiva raggiunta dall impianto fotovoltaico durante l anno di esercizio da poter utilizzare nella contrattualistica Costruzione e Manutenzione per definire i livelli di producibilit raggiungibili dall impianto e garantiti durante il suo ciclo di vita Il mancato raggiungimento della Disponibilit Tecnica al quale corrisponde conseguentemente una riduzio
139. poraneo o costante l apparecchio di misurazione dell impianto fotovoltaico Quando il sole basso gli stessi componenti dell impianto fotovoltaico possono comportare ombra sul misuratore L ombreggiamento parziale o totale del dispositivo di misurazione pu portare il PR a superare il 100 Stesso risultato si pu ottenere con sporcizia depositatasi sull apparecchio 5 La figura 2 2 schematizza la produzione di energia elettrica attraverso un impianto fotovoltaico ed evidenzia i punti del processo di conversione in cui si hanno le principali cause di perdita di energia 12 Contatore GSE Contatore Immissione in rete a a Riflessione Perdite per effetto joule Rendimento di Rendimento di trasformazione Ombreggiamento su cavi e quadri elettrici conversione statica Perdite per trasporto energia elettrica Sporcamento Consumi servizi ausiliari Scostamento dalla STC Mismatching Fig 2 2 Principali perdite di energia di un impianto fotovoltaico La formula 2 1 per il calcolo secondo quanto previsto dalla Norma CEI 82 25 la seguente PR Eca X Gsrc E Xx H 2 1 dove Eca l energia prodotta lato corrente alternata Wh Pn la potenza nominale del generatore FV W Hi la radiazione solare rilevata sul piano dei moduli Wh m Gsrc l irraggiamento in condizioni standard pari a 1000 W m La Norma CEl 82 25 prevede inoltre la possibilit di correggere il valore del PR quando le celle FV su
140. r ciascun inverter riportata invece in Tabella 5 35 Tabella 5 34 Riepilogo dei PR medi mensili prima della correzione con l eliminazione di alcuni giorni Parzialmente Integrati BRASS PR8con servizi servizi PR10 PR11 PR12 PR13 ausiliari ausiliari Gennaio 72 4 74 7 79 5 64 71 6 73 7 Marzo 82 6 82 0 87 7 79 8 81 4 80 8 81 3 85 3 85 7 84 7 82 6 84 6 84 0 Aprile 85 5 84 3 90 4 82 7 83 5 82 9 83 3 86 4 88 5 86 6 84 7 86 6 87 0 Giugno 82 5 81 7 86 2 79 2 80 5 79 8 80 4 83 4 84 3 84 3 82 4 83 9 84 2 742 687 66 5 70 1 69 8 6 Dicembre 68 6 69 3 78 8 58 7 EXA EZ Totalmente Integrati Non Integrati 123 Tabella 5 35 Riepilogo dei PR medi mensili dopo la correzione con l eliminazione di alcuni giorni e PR totale dell impianto Parzialmente Totalmente Integrati Non Integrati Integrati DOPO P RIR P R8con servizi servizi PR10 PR11 PR12 PR13 ausiliari ausiliari Marzo 826 820 877 738 1 4 805 813 95 9 85 7 94 82 6 540 840 Aprile 85 5 84 3 90 4 82 7 83 5 82 9 83 3 86 4 88 5 86 6 84 7 86 6 87 0 Giugno 82 5 81 7 86 2 79 2 80 5 79 8 80 4 83 4 84 3 84 3 82 4 83 9 84 2 61 166 9 70 5 M E 78 8 78 1 83 6 74 5 76 7 76 2 76 8 80 1 81 6
141. r l inverter 10 Mese Novembre 2012 Questo mese presenta giorni con basso valore del PR in comune con gli altri inverter con l aggiunta del giorno 5 Tabella 5 38 Escludiamo i giorni 4 12 27 28 peri motivi gi visti Tabella 5 38 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 10 Produzione Produzione attesa misurata KWh 04 11 12 100 12 11 12 66 amal a 28 11 12 57 100 93 57 883 29 11 12 883 In Tabella 5 39 visibile il confronto tra l inverter 10 e gli altri inverter 107 Tabella 5 39 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 10 Novembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 2 0 0 2 2 2 0 72 4 60 0 75 1 72 9 29 11 12 64 5 166 29 65 3 54 4 62 4 61 4 61 9 46 0 5 9 Per entrambi si e trattato di mancata produzione nelle ore centrali della giornata come segnalato dallo Storico allarmi del portale Se avessimo tolto i valori critici la media del suo PR sarebbe stata 78 7 contro il 68 7 precedente Mese Dicembre 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 9 come mostrato in Tabella 5 40 Tabella 5 40 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 10 redee Prodione pra O kWh kWh 09 12 12 3 5 44 4 49 7 50 6 19 1 57 4 57 8 31 12 1
142. ra le ore equivalenti attese e le ore equivalenti dei sette inverter Ore equivalenti attese 2012 KWh kWp totalmente integrato Ore equ attese KWh kWp Scarto Scarto Scarto Scarto Scarto Scarto Scarto inv 3 inv 4 inv 5 inv 6 inv 9 inv 10 inv 11 87 34 24 2 20 9 21 2 20 9 17 3 15 8 18 4 187 94 20 8 20 5 20 4 19 8 16 2 15 4 16 0 Giugno 189 71 21 8 20 7 21 4 20 8 17 5 16 7 16 6 Notiamo dalla Tabella 5 11 che tutti gli inverter in questione presentano valori di PR non ottimali sempre nei mesi di Novembre e Dicembre Anche Gennaio risulta essere un mese critico tranne che per gli inverter 9 e 10 Procediamo all analisi di ogni singolo inverter 5 2 2 1 Bassi valori del rapporto PR per l inverter 3 Mese Gennaio 2012 La tabella seguente Tabella 5 13 mostra i giorni di Gennaio peggiori in termini di PR Tabella 5 13 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Gennaio 2012 inverter 3 Produzione Produzione PR3 attesa misurata 52 5 47 2 59 7 49 5 51 6 51 9 kWh kWh 01 01 12 52 1 69 06 01 12 07 01 1 08 01 1 09 01 1 10 01 12 969 11 01 1 12 01 1 56 6 59 4 57 9 57 6 51 7 55 5 13 01 1 14 01 1 15 01 1 18 01 12 19 01 12 87 La produzione attesa massima per questo mese circa 1170 kWh Per tutti i giorni elencati ad esclusione del 19 si trattato di giornate con una buona radiazione solare Escluderemo il giorno 1
143. rametri da monitorare scelto in base al dettaglio delle analisi necessarie per il completo controllo della capacit produttiva degli impianti e della loro conformit alle eventuali prescrizioni amministrative autorizzative e vincoli a limiti di emissioni sostanze inquinanti campi elettromagnetici particolati ecc In genere le grandezze meteo ed elettriche che opportuno rilevare sono le seguenti Fig 3 2 Monitoraggio Grandezza Irraggiamento sul piano dei Moduli W m AA Temperatura di Cella C MA Temperatura Ambiente C a_n e rr Grandezze elettriche V P ingresso inverter i Cc I I prodotta uscita inverter A E I AAC mw o AAC onn o o Fig 3 2 Grandezze elettriche e meteo caratteristiche di un impianto FV possibile entrare maggiormente nel dettaglio con sistemi di supervisione pi avanzati rilevando malfunzionamenti a livello di stringa e stimando la potenza nominale indisponibile nel periodo analizzato grazie a sensori presenti all interno delle cassette di parallelo delle stringhe string box Ci diventa interessante qualora si voglia eseguire una valutazione precisa della Disponibilit Tecnica 6 Tutti i sistemi di monitoraggio e acquisizione dati sono assimilabili a tecnologie Programmable Logic Controller PLC ovvero Controllore Logico Programmabile e Supervisory Control And Data Acquisition SCADA cio Controllo di Supervisione e Acquisizione Dati Il PLC un sistem
144. re 2012 Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 1 come mostrato in Tabella 5 31 Sono giorni a basso irraggiamento che non consideriamo Per il mese di Novembre il PR corretto risulterebbe 73 1 valore accettabile rispetto al 66 9 precedente Questo mese presenta gli stessi giorni critici dell inverter 4 come mostrato in Tabella 5 32 Dall analisi incrociata dei PR escludiamo i giorni a basso irraggiamento e mancata produzione vedi Tabella Foa Tabella 5 31 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 6 Produzione attesa kWh Mese Dicembre 2012 Tabella 5 32 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 6 Produzione attesa kWh 04 12 12 107 06 12 12 912 09 12 12 981 10 12 12 89 12 12 12 99 13 12 12 213 15 12 12 a 26 12 12 107 28 12 12 885 29 12 12 910 30 12 12 965 107 912 981 829 995 213 72 107 885 910 965 27 10 12 99 54 Produzione misurata KWh Produzione misurata KWh PR6 PR6 25 3 56 6 57 4 10 3 41 9 44 9 45 7 54 1 20 1 46 4 56 6 57 3 53 2 52 5 104 Tabella 5 33 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 6 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PRS PR6 PRO PR1O PR11 PR7 PR12 PR13 Media 10 06 12 12 62 0 63 2 122 6 1
145. ri stessi di fondamentale importanza infatti data la loro ridotta superficie di captazione basta poca polvere o un minimo di sporco per falsare i dati derivanti da essi Il Gestore dell impianto esegue circa un minimo di 2 visite al mese all impianto del Maap tra interventi ordinari straordinari e di controllo e ogni volta viene verificato il corretto posizionamento e la pulizia dei sensori di irraggiamento 48 3 Nel corso del tempo i sensori di irraggiamento devono essere verificati e tarati se necessario ed eventualmente sostituiti come successo nell impianto in esame in quanto anche leggeri errori passanti inosservati influiscono su tutti i calcoli a cui sono legati Data la non facile soluzione del problema sarebbe quindi opportuno collocare in loco pi sensori e considerarne la media delle indicazioni avendo cura di eliminare i valori che si discostano troppo da tale media Sarebbe auspicabile avere almeno un sensore di irraggiamento e temperatura per ogni sezione se non di pi a seconda dell estensione dell impianto o addirittura installare un sensore per ogni inverter Questo perch si pu dimostrare che per quanto un impianto sia realizzato in maniera meticolosa non si riscontrer mai in tutti i suoi punti la medesima inclinazione dei pannelli n tanto meno l orientamento Ecco che due sensori di irraggiamento installati in due diversi punti pur di una medesima sezione d impianto possono risultare con valori di
146. rraggiamento misurato Per studiare le performance delle stringhe assumeremo che la corrente attesa sia proporzionale all irraggiamento con coefficiente dato dalla corrente nominale in condizioni di massima potenza Impp diviso 1000 ovvero l irraggiamento delle STC come si pu vedere dalla formula 4 1 do 1 x Irraggiamento 4 1 dove le correnti sono espresse in Ampere e l irraggiamento in W m e non si considerata la dipendenza della corrente dalla temperatura dato che il coefficiente di temperatura per la corrente varia tra 0 06 C per i moduli Sunrise e 0 08 C per i moduli GPPV Nel seguito si user sempre questa semplificazione Abbiamo cercato conferma delle nostre ipotesi rilevando i valori misurati delle correnti di alcune stringhe e riportandole in funzione dell irraggiamento ottenendo per esempio il grafico di Fig 4 28 che riporta le seguenti grandezze e lvaloridi corrente misurati e valoridi corrente misurati interpolati e valori di corrente attesa corrispondente alla corrente nominale di massima potenza 7 68 A dei moduli in esame Sunrise 235 W Si sono scelti i dati rilevati nei giorni 01 e 05 Giugno 2012 caratterizzati rispettivamente da un irraggiamento medio basso e medio alto in modo da avere un range completo dell irraggiamento LA L iL qe i ka 3 Es Corrente misurata Corrente attesa Lineare Corrente misurata 400 600 800 1000 Irraggiamento W maq
147. sa gli inverter 1 2 e 8 79 Sezione 1 Sunrise 235 Sezione 4 GPPV 215 Potenza Produzione e RT Potenza Produzione 2012 i Produzione misurata Ore equivalenti di funzionamento 3 correttainT attesa kWh KWh kWp PRI PRI correttainT attesa PR8 PR8 rzlalmen a i Kw kwh integrato Inverter 1 Inverter 1 PRlest Inverter 8 nverter 8 Inverter 8 Inverter 8 PR8Est servizi Inverter1 2 Inverter 1 2 Servizi n DE PRI PR2et Inverter8 Inverter 8 Servizi e l PR8 Es Inverter 1 o servizi Inverter2 Inverter1 servizi Inverter 2 n asa kWh servizi oreequiv ore equi ai dati sol Est ausiliari 1 P T dati sol Est ausiliari 8 ausiliari ausiliari misurati ausiliari kWh KWp servizi aus ek of esi se sol ss sel ue as a mel nni mel me sm si sm so sal me no Ri suol sol asi en sm sal sol nol nel nel lol mal pw ms si sel no nol ssi on ue sof es se su m sm se ml mal nni esi coi sal ei om ri sel mu mal ss on Dei suol essi sse ss i sol sel ms mel nni sol un sal cl sw si sm sn mol nn no Does sof svi si en smi sul ss mo sol ol esi uni mal sel em ss sel mal sol we sn eo suol eni sm on so osi mol mn sel nel uni wol mol si eu sl sm so ws ma es sosia suol ci sw vol sm sl ne sw sal noi uni un sf sol o mi sn mol sof sn es Ga suol si sw sol s sol un sa est ns ns noi sf vl un sj on nel nol sn ss isa sul svi sw sw so sol sul sl sa nta si sw mi sel ssi al mn
148. scordanti tra loro Studiamo ulteriormente il comportamento dei solarimetri per cercare di arrivare ad una conclusione ragionata circa la loro affidabilit 4 4 1 Analisi dei solarimetri durante una giornata estiva soleggiata 13 Agosto 2012 Indicazioni solarimetri EST OVEST 13 Agosto 2012 1000 e AES cia A a AOS 1 E ARAN 600 li 500 P Solar EST 400 sese Solar OVEST 300 200 irraggiamento W mq 100 XI NA D di Sa Ra E m LO Lo Do a 07 00 00 07 30 00 08 00 00 08 30 00 09 00 00 09 30 00 10 00 00 10 30 00 11 00 00 11 30 00 12 00 00 12 30 00 13 00 00 13 30 00 14 00 00 14 30 00 15 00 00 15 30 00 16 00 00 16 30 00 17 00 00 17 30 00 18 00 00 18 30 00 19 00 00 19 30 00 Fig 4 19 Irraggiamento indicato dai solarimetri EST e OVEST il 13 Agosto 2012 Prendendo come esempio la giornata del 13 Agosto osserviamo ancora che il solarimetro EST presenta valori di irraggiamento superiori rispetto il solarimetro OVEST Fig 4 19 con uno scarto massimo del 10 nelle ore pi calde della giornata come si pu vedere dalla tabella Tabella 4 4 e dalla Fig 4 20 49 Tabella 4 4 Valori irraggiamento solarimetri il 13 Agosto 2012 Fig 4 20 Scarto tra i due solarimetri Ora IrrEST_ IrrOVEST Scarto_ 08 30 247 34 269 38 osas ss89 s317 s 100 az mas 11 15 804 28 74131 12 00 8593 81142 12 15 839 42 825 53 15 30 739 67 715 63
149. scuna cassetta 70 e y E y 5 fa dl a E 3 ui fa Pi E E Lu Essendo entrambi gli inverter costituiti da 3 cassette di parallelo A1 B1 C1 e A2 B2 e C2 la somma delle energie prodotte dalle 3 cassette ha fornito l energia prodotta giornalmente da ciascun inverter Sia per l inverter 1 che per l inverter 2 stata calcolata la differenza tra l energia prodotta giornalmente calcolo appena visto e l energia misurata letta dai contatori M2 e riportata nel registro UTF Per l inverter 2 possiamo assumere che questa differenza rappresenti le perdite di conversione CC AC dell inverter termine variabile con l energia prodotta e l energia necessaria per l alimentazione dell inverter stesso che si pu assumere costante pi le perdite per effetto Joule lungo i cavi La seguente figura Fig 4 46 mostra infatti per l inverter 2 l andamento dell energia da esso consumata in funzione della totale energia prodotta L interpolazione lineare dei punti valori giornalieri d luogo ad una retta con equazione riportata nel grafico Si tenga presente che la trasformazione dell energia da continua ad alternata operata dall inverter mette in gioco sia potenza attiva che reattiva y 0 0372x 21 767 R 0 8892 1000 0 1500 0 Energia prodotta inverter 2 kWh Fig 4 46 Interpolazione lineare dell energia consumata dall inverter 2 in funzione dell energia prodotta a monte dello stesso a
150. se della comunicazione tra pi inverter grazie al confronto con le rilevazioni del sensore o quelle meteo satellitari 3 la presenza di malfunzionamenti interruzioni occasionali frequenti o sistematiche di servizio dell impianto attraverso algoritmi che analizzano giorno per giorno i dati ricevuti intervenendo tempestivamente in caso di anomalia 4 il raggiungimento dei livelli prestazionali garantiti contrattualmente Contratto di fornitura Contratti EPC ed O amp M 5 la coincidenza nel periodo in esame con le assunzioni del piano economico finanziario su cui si struttura l iniziativa dei valori ottenuti di produzione dei ricavi e dei costi di esercizio 6 3 3 4 Quali i vantaggi di un servizio strutturato di monitoraggio della gestione Eseguendo un controllo per quanto possibile continuo dei risultati operativi dei progetti possibile e verificare puntualmente lo stato di funzionamento degli impianti e pi in generale l andamento degli investimenti e intercettare nel minore tempo possibile se non addirittura anticipare gli eventuali elementi critici nella gestione tecnica del progetto che ne possano compromettere il buon esito e trovare eventuali soluzioni correttive e controllare lo stato di avanzamento follow up degli effetti delle azioni correttive avviate 6 27 3 4 MONITORAGGIO DELLA GESTIONE OPERATIVA PER MERCATO SOLARE S P A Date le dimensioni pi di 4 MW anche l impianto fotovoltaico
151. so irraggiamento quindi li escludiamo dal computo delle prestazioni Tabella 5 26 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Novembre 2012 inverter 5 Produzione Produzione misurata N N NIN dl NISN dla H A NIN NIN H N N w N Cs cd Con x 00 N Per il mese di Novembre il PR corretto risulterebbe 72 8 valore accettabile rispetto al 66 8 precedente 101 Mese Dicembre 2012 In questo mese i giorni critici sono gli stessi dell inverter 3 come si pu vedere in Tabella 5 27 Escludiamo il giorno 15 a basso irraggiamento Tabella 5 27 Valori di PR bassi per alcuni giorni di Dicembre 2012 inverter 5 Produzione Produzione PRS attesa misurata i kWh kWh 344 404 3 5 10 12 12 851 7 52 7 In Tabella 5 28 visibile il confronto tra l inverter 5 e gli altri inverter Tabella 5 28 PR dei 13 inverter per i giorni in esame inverter 5 Dicembre 2012 PRI PR2 PR8 PR3 PR4 PR5 PR6 PR9 PR10 PR11 PR7 PR12 PR13 Media 06 12 12 86 9 10 12 12 74 7 78 0 55 1 62 1 45 1 64 7 6 1 46 7 45 7 48 0 50 6 48 0 62 2 63 6 61 4 55 1 5 3 2 6 c 6 A a 1 6 2 1 1 4 6 E 6 64 3 9 ZI 53 5 S 64 2 54 2 In questi giorni si presentato lo stesso fenomeno di ombreggiamento alternato caratteristico dei giorni soleggiati del mese di Gennaio oltre ad un
152. stica in quanto la correzione in temperatura dell energia attesa stata fatta tenendo conto dei valori di temperatura medi giornalieri e non istantanei Questo porta a valori tendenzialmente maggiori del PR Inoltre sono stati esclusi dal computo del PR i giorni di non produzione o di mancato rilevamento dei dati 124 6 SVILUPPO DI UNA APP PER L ANALISI DELLE PRESTAZIONI L analisi delle varie grandezze in gioco nello studio di un impianto fotovoltaico viene spesso fatta utilizzando valori medi in un certo periodo di tempo giorno settimana mese Questo approccio spesso non consente di indagare nel dettaglio valori che risultino lontani dalle aspettative per esempio un rapporto PR troppo basso in una giornata di sole Si rende necessario in questi casi ricorrere ad un analisi pi dettagliata fatta su intervalli di tempo minimi per esempio sul quarto d ora in modo da avere a disposizione i valori delle grandezze praticamente istantanei e non mediati Il database del portale Energy Sentinel PV contiene tutte le informazioni necessarie per un analisi a livello del minuto Per dare un idea della mole di dati in gioco ricordiamo che l impianto composto da 13 inverter a cui fanno capo 47 cassette di campo collegate globalmente a 948 stringhe di moduli di varia lunghezza Per ognuna di queste stringhe vengono memorizzati ogni minuto i valori di corrente vengono registrati inoltre i valori di tensione e di temperatura di tutte le cass
153. sto si attenua sensibilmente a dimostrazione del fatto che la luce diffusa proviene da ogni direzione e quindi non produce ombre nette irraggiamento mal 11349670609 IGIISIItA 15617 4145031333335 1 TIASETE N TATT a 1 IAT 4 GAG 1334567460 01011171314 6 199 08 00 DITE 08 15 1059 T osso M Man al EUR MA B PAra DRIN E ER A A A 1141 as DON Y BARA RANDAGI DIRINTE CA A LA AA 1998 o ogame nal DANNE A AH HA d 245 3 Moi A nna I i t GELA EE oad D ANRONAROR ATRTAOD AR D AAN 18 0 BR A Se 2964 E 09 CULLA 4A Ha HH pmt pat da di A LR RL A Add ds pp Hi bolo ME 1004 H H HA HA ERSS E A AAA HH ARA AH ss sas E he s I HH HH HH Seen cc cene I NC E nEn D ue Le H HHAH E d_ bt es 4 O NON NUME 480 1 EI o ni HH H BEN TO e dee e pee pt H lees i Bla LI AT i i Mami ss Min DI m O 5419 E A PERA PEA 5565 med TT TT TITTI nei srz TI 120 O NO AAA ms B 121 a ARSA 1E PEA AE CAT sua ia TO E dare Bi sz I 124 E 0011 CA A LI 5546 1300 AA RUSSA DANN In RIDI H ss E 121 EE BORNE RSA E H E A sza 1320 CARTE RARE II 58000 1345 A e a e NANA CANA Inn LIDI JI mr te HH 9990997989947 LI uz EE a CRCR E CRONURNRERE nen E ws UT 1430 OA Bonnu CARE MA LI was rd OH E BINNE B 3249 E 1500 A AA 276 2 E isi DUO A E 1 227 0 0 15 20 DICI A Ca l 165 7 15 y E BUE RI L 99 56 E 20000 JI I I I I I I K I B L it 53 45 16 15 5 289 16 30 Fig 5 27 Fenomeno di om
154. tenuazione fenomeno di ombreggiamento alternato con radiazione diffusa Sezione Parzialmente Integrata la VO alarde AAA AA AT A PO PA AnS TAE Fig 5 29 Ubicazione inverter appartenenti alla sezione Parzialmente Integrata Le stringhe connesse agli inverter 1 2 e 8 appartenenti a questa sezione Fig 5 29 non sembrano presentare particolari comportamenti anomali caratteristici bassi valori di PR registrati in alcuni mesi sono prevalentemente stati causati da giornate con basso irraggiamento oppure da mancate produzioni 121 In realta nella stagione invernale presentano fenomeni di ombreggiamento pomeridiani dovuti ad alcuni componenti architettonici del tetto stringhe lato Est e ombreggiamenti reciproci delle stringhe stringhe lato Ovest i quali per incidono percentualmente meno sulle performance complessive rispetto alle stringhe della sezione Totalmente integrata Sezione Non Integrata PRO ETA dl POVEr LEN 0 H MII POOZYLEVAO sd hi VOY Er LET RE TER PIPPA REPIRI VO EVCEV I esprimere erre Fig 5 30 Ubicazione inverter appartenenti alla sezione Non Integrata Abbiamo gi avuto modo di constatare come le stringhe degli inverter appartenenti a questa sezione inverter 7 12 e 13 di Fig 5 30 performino meglio delle altre stringhe dell impianto grazie al fatto di essere non integrate Ricordiamo che questo tipo di installazione prevede degli shed su cui c
155. tori dello stesso L obiettivo era appunto quello di valutare le performance del sistema FV in relazione anche a quanto previsto dal contratto stipulato tra le due parti La collaborazione con i proprietari dell impianto ovvero la societ Sinloc Spa Sistema Iniziative Locali stata avviata con un intenso scambio di materiale tecnico inerente all impianto Una volta delineate le caratteristiche dell impianto stato effettuato il sopralluogo per poter raccogliere ulteriori dati Una volta in possesso di tutto l occorrente siamo partiti con lo studio dettagliato dell impianto le cui considerazioni sono state riportate in questo lavoro di tesi Inizieremo quindi analizzando da un punto di vista generale i contratti EPC e O amp M per arrivare a descrivere il contratto relativo all impianto oggetto di studio e le relative garanzie Capitolo 2 Tra i servizi proposti a garanzia dell impianto vi il monitoraggio del sistema il quale verr dapprima analizzato in maniera generale per dare un idea dello stato dell arte sull argomento per arrivare poi a descrivere lo specifico sistema di monitoraggio proposto dei gestori dell impianto stesso Questo essenzialmente consiste in un sistema di acquisizione dati collegato ad un sistema di storage degli stessi in una database presente in un sito internet Tale sito offre la possibilit all utente di effettuare vari tipi di interrogazione dei dati Il servizio di monitoraggio consiste inoltre nell i
156. tri garantisce la comparabilit delle misure acquisite su diversi siti 24 3 2 CARATTERISTICHE DEI SOFTWARE DI CONTROLLO ED ELABORAZIONE DEI DATI Lo strumento principale per verificare il funzionamento di un impianto il software di acquisizione e gestione dei dati rilevati dal sistema di monitoraggio Con questo possibile analizzare i dati di esercizio dell impianto FV e interrogare il dispositivo SCADA da remoto grazie alle funzionalit di connessione remota di cui sono dotati i sistemi di ultima generazione GSM UMTS LTE ADSL ecc Molti produttori di sistemi di monitoraggio rendono disponibile anche un servizio di hosting ovvero un database nel web che raccoglie tutti i dati provenienti dai dispositivi installati in campo che possono successivamente essere interrogati in tempo reale tramite il software di monitoraggio software in commercio generalmente dispongono di un interfaccia grafica che consente di interrogare il dispositivo di acquisizione e visualizzare i dati di esercizio sia in forma numerica che grafica Il set di dati di esercizio dati meteo parametri elettrici d impianto e segnali d errore allarmi vengono visualizzati in tempo reale permettendo al manutentore di intervenire in maniera mirata sui guasti e di ridurre i tempi di intervento migliorando cos la Disponibilit Tecnica e l efficienza dell impianto dati rilevati e registrati dal sistema di monitoraggio in genere vengono dapprima n
157. tricamente tra di loro 39 E suddivisa in un unico sottocampo facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL in particolare detto sottocampo S4 1 e diviso in 5 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 13 16 e 18 stringhe formate dalla serie di 19 moduli fotovoltaici e Sezione S 5 installata sull edificio box mercato lato destro totalmente integrata su nuovi shed di una potenza pari a 972 23 kWp Questa sezione composta da 4522 moduli di potenza 215 Wp ciascuno della marca GPPV modello GPM220P B 60 connessi elettricamente tra di loro La sezione risulta suddivisa in 3 sottocampi ciascuno dei quali facente capo ad un inverter tipo KAKO modello POWADOR XP350 HV TL o Il sottocampo S5 1 risulta diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 19 moduli fotovoltaici o Ilsottocampo S5 2 identicamente risulta diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 e 16 stringhe formate dalla serie di 19 moduli fotovoltaici o Il sottocampo S5 3 e diviso in 4 schiere costituite dal collegamento in parallelo di 24 16 e 14 stringhe formate dalla serie di 19 moduli fotovoltaici e Sezione S 6 installata sull edificio box mercato lato destro non integrato su coppelle esistenti di una potenza pari a 661 76 kWp Questa sezione composta da 2816 moduli di potenza 235 Wp ciascuno della marca GPPV modello GPM220P B 60 connessi elettricament
158. uazione soprattutto nei valori di irraggiamento medio basso mentre per valori medio alti dell irraggiamento la correzione non stata necessaria poich il solarimetro d un indicazione gi esatta dell irraggiamento 135 Infine nel report e presente la voce Anomalie riscontrate in cui vengono riportate le cause che hanno prodotto eventuali rendimenti in corrente ridotti Abbiamo gia visto in precedenza un caso di warning relativo ad una mancata produzione dell inverter 9 Fig 6 5 136 7 CONCLUSIONI l analisi fatta ci ha permesso di concludere che gli strumenti per misurare la radiazione sono insufficienti e inadeguati Inoltre l attestata scarsa sensibilit del solarimetro alla radiazione diffusa una fonte di errore nella determinazione delle energie attese da cui derivano i parametri di performance A nostro avviso sarebbe stato opportuno utilizzare dei piranometri in sostituzione o in aggiunta ai solarimetri Rimane il fatto che il PR non viene utilizzato come indice nel contratto di garanzia per cui pu sembrare poco utile la ricerca di un suo valore corretto In realt a nostro parere il PR un ottimo indice dello stato di salute dell impianto ed quindi uno strumento che conserva anche in questo caso la sua validit Infatti partendo dall analisi dei PR bassi siamo arrivati indagando nel dettaglio ad individuare le cause di ridotta performance di alcuni inverter Come abbiamo visto si tratta essenzialmente di
159. vo la stringa 1 che presenta 3 moduli sul lato Ovest risente meno della presunta ombreggiatura serale Questo pu spiegare come stringhe adiacenti possono avere prestazioni differenti al sorgere e al calar del sole sirnnga 1 QUULE 2 3 stringa r l ll cm tt Y Fig 5 25 Layout stringhe cassetta C3 118 5 4 OSSERVAZIONI CONCLUSIVE SULL ANALISI DELLE CORRENTI DI STRINGA In questo paragrafo si vogliono riassumere tutte le osservazioni pi importanti fatte nel corso del presente capitolo Sezione Totalmente Integrata fis E i CRI LL i L i ll hair en pl Fig 5 26 Ubicazione inverter appartenenti alla sezione Totalmente Integrata In Fig 5 26 e stata evidenziata la sezione Totalmente Integrata I campi di stringhe afferenti agli inverter 4 5 6 9 10 e 11 sono installati su una porzione di tetto sopraelevata moduli afferenti all inverter 3 invece sono montati ad Est dei moduli precedenti su una porzione di tetto a livello inferiore Durante la nostra analisi abbiamo osservato quanto segue e Tutti gli inverter presentano fenomeni di ombreggiamento alternato nei mesi invernali quando il sole presenta un altezza pi bassa Negli altri mesi invece l altezza del sole tale che l ombra proiettata dalle stringhe superiori dello shed non interessi le stringhe inferiori dello shed successivo e Ilfenomenodell ombreggiamento alternato si ha solo in presenza di luce diretta Con luce diffusa inv
160. ziate nelle due figure Fig 4 12 e Fig 4 13 Tipo SR 235P6 SR Z40Pb SR 225P5 SR ZZ0P6 SR 215PG SR ZIOP6 SR 205P6 SR 200P6 235W 230W 225W 220W 215W 210W 205W 200W Potenza massimale Pm i W 234 9 229 9 224 5 219 9 214 9 209 9 204 9 Indice di tolleranza 5 ES LS saa RE ES ES EE 1 5 Tensione a circuito aperto Yoc W 36 60 36 42 36 06 36 00 35 94 35 94 35 88 Corrente in corto circuito Isc A 8 17 8 10 7 95 7 83 7 60 7 47 7 35 Tensione alla mass potenza Vm W 30 48 30 36 30 12 29 94 20 64 20 58 29 28 Corrente alla mass potenza IMIA 7 55 7 41 7 30 7 18 7 09 6 93 6 83 Effictenza del modulo nm toj 14 04 13 74 13 43 13 13 12 82 13 50 12 21 Efficienza della cella ne 9 15 87 15 52 15 12 14 87 14 37 14 12 13 75 Tipo della celle Silicio pollcristallino 156 x 156 Numero delle celle 60 Dimensioni mm 1637 x 992 x 48 Peso kg 19 3 Tensione massima di sistema i VDC 1009 DE Coefficiente Temperatura Voc CVC 0 1500 Coefficiente Temperatura Isc mA 9C 4 500 Coefficiente Temperatura Pm 0 20 0 4982 Temperatura di funzionamento fa 40 85 C Nominal operating cell temperature NOCT PAE 454232 Fusibili in seria massima CA 15 Isolamento MO 50 Numero di diodi bypass 6 Fig 4 12 Moduli FV marca SUNRISE Module SPM220P 8 60 Enicapsutation Glass EVvaA Cella EVA TET Size and Number of cells i56mm 156mm 60 6 10pos Maximum Power Pra W 200 205 210 21 220 225 230 240 Power Tolerance 3 Open C
161. zione Ore equivalenti di 2012 i i di Produzione misurata corretta in T attesa misurata Un onamento corretta in T attesa kWh funzionamento PR12 PR13 non kWh kW terate kw kWh kWh KWh KWp kw kWh KWh kWp Inverter 7 Inverter 7 PR7Est Inverter 12 13 Inverter 12 13 leva e PR12Est PR13 est Inverter 7 Inverter 7 Inverter 12 Inverter 13 dati sol Est dati sol Est O aero esla caco mona ml ms a noie E OI E IEEE Coro ssnasl carnosa socio 2000 s124 mol ca sora siroa aa 00 mron s32 aio asnanf vosrzon sssenso acne rasi siosi Genoa ss3202 soso 2663 20740 2028 805 Come ssnanl acens ssosrso osas vesn soaa oo az oso Goa 985 02H sos uova ssnanf 20520 ssensso os ros ao ser 1328321 sanos oss 3024 sosa asma anse sao so mo navi nen Yd OANE aJ 03ezuasaJddeI UOI ET ZT Z 19I19AUI 1178 94 19119319U3 11 A WwEIEd pS B jageL Tabella 5 48 Ore equivalenti attese e scarti tra le ore equivalenti attese e le ore equivalenti dei tre inverter Ore equivalenti attese 2012 KWh kWp non integrato Ore Scarto Scarto Scarto inv 7 inv 12 inv 13 equ attese KWh kWp ET 68 175 28 1 26 5 25 6 87 342 19 3 17 9 18 1 esa isos ara isa iso roe METE ad E CO ini em Da quanto possiamo vedere questa sezione performa meglio rispetto alle altre come possiamo aspettarci da impianti FV senza integrazione architettonica 5 2 3 1

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