Analizziamo in questo articolo, alcuni accorgimenti utili da seguire in fase progettuale al fine di ottimizzare il layout dell’impianto fotovoltaico in riferimento ad ombreggiamenti locali. Il testo è estratto dal volume Sistemi fotovoltaici di Alessandro Caffarelli, Angelo Pignatelli, Giulio de Simone, Konstantino Tsolakoglou, edito da Maggioli Editore.
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Il modo più semplice di procedere è di orientare le file verso sud e imporre che la distanza tra le file sia tale che a mezzogiorno del solstizio di inverno le file non si ombreggino; in tal modo, con riferimento alla Figura 2, è possibile correlare la distanza tra le file d alla lunghezza l e all’inclinazione tilt dei moduli, secondo la relazione:
hmin è l’altezza solare a mezzogiorno al solstizio di inverno ed è la minima nel corso dell’anno alle ore 12:00 ricavabile come:
Un esempio dell’applicazione della formula per cinque diverse località è riportato nel grafico
in Figura 3:
In realtà, a causa degli effetti trasversali, tale formula garantisce l’assenza di ombreggiamenti solo nel caso in cui la larghezza delle file possa essere trascurabile, ad esempio per file composte da un solo pannello fotovoltaico. Qualora (nella maggior parte dei casi) questo non sia vero l’applicazione bruta della formula comporta una perdita di producibilità per auto-ombreggiamento che può raggiungere valori fino al 3-4% in funzione della larghezza della fila.
È evidente che all’aumentare della distanza tra le file diminuisce il rapporto fra la superficie captante e quella occupata dall’impianto (Ground-Ratio); spetta dunque al tecnico trovare il giusto compromesso fra perdita di producibilità e sfruttamento della superficie; a questo scopo, per una analisi approfondita, il tecnico può trovare valido ausilio nel software Sole_Pro allegato al volume Sistemi fotovoltaici.
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La distinzione tra configurazioni portrait e landscape
Nell’affrontare tecnicamente la questione riguardante il posizionamento dei moduli fotovoltaici sulla parte frontale delle strutture di ancoraggio al suolo, o sulla copertura di un capannone, o su di un tetto o altre tipologie, è in primo luogo appropriato richiamare la distinzione tra configurazioni “portrait” e “landscape”, rispettivamente individuate dalle lettere a) e b) in Figura 4.
Stante il contrasto visivo tra i due modelli, è bene interrogarsi a proposito degli effetti che la scelta produce ad interesse dei parametri progettuali. Nello sviluppo di un confronto che abbia come scopo l’indagine della potenza installabile, e che sia svolto a parità di tecnologia, area disponibile ed angolo limite di ombreggiamento, è possibile affermare che lo scostamento tra un caso e l’altro ricade mediamente ed in modo casuale nel range 1% – 3%.
Tuttavia, in dipendenza dalla morfologia perimetrale e dalle dimensioni dei componenti, in alcuni casi particolari è possibile apprezzare scostamenti del 10%-15% e, pertanto, laddove fosse necessario definire la massimizzazione della potenza nominale di impianto come goal progettuale, un confronto preliminare in tal senso sarebbe quantomeno auspicabile.
Per ciò che invece concerne la comparazione in termini prestazionali, è bene evidenziare come l’influenza dell’orientazione geometrica sulle perdite per mismatching richiami l’esigenza di prestare particolare attenzione alla topologia elettrica caratterizzante il modulo.
È noto infatti come l’opportuna inclusione di componenti quali diodi di bypass nel circuito elettrico interno al modulo si configuri tradizionalmente come parziale soluzione al problema del mutuo ombreggiamento. Tuttavia, con lo scopo di godere appieno dei benefici derivanti dall’impiego della tecnica suddetta, è indispensabile procedere ad un’orientazione dei moduli che tenga conto dell’effettiva collocazione dei componenti elettronici in relazione allo sviluppo geometrico dei collegamenti elettrici che interessano le celle fotovoltaiche.
A titolo di esempio, si riporta in Figura 5 la più comune disposizione per moduli costituiti da 60 celle fotovoltaiche in serie.
Nell’ipotesi di oscuramento parziale che interessi dal basso una sola fila di celle (area di colore rosso), l’immagine illustra un’azione di bypass, che:
- per configurazioni portrait riguarderebbe la totalità del modulo, mentre
- per orientazioni di tipo landscape l’esclusione afferirebbe ad 1/3 delle celle.
In sede progettuale occorre pertanto dedicare in tal senso la giusta attenzione, eseguendo le verifiche del caso in considerazione del fatto che per alcuni modelli potrebbe invece sussistere maggiore convenienza nel selezionare la configurazione portrait.
Per mezzo di un’approfondita analisi quantitativa è inoltre possibile dimostrare come una decisione corretta in merito possa comportare incrementi prestazionali che si collocano nel range 1% – 2%.
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Come procedere con le centrali fotovoltaiche a terra
Nel caso di realizzazione di centrali fotovoltaiche a terra, è bene infine sottolineare come il processo di selezione in esame sia sostanzialmente privo di vincoli oggettivi solo per progetti di tipo “greenfield” ossia di progetti da realizzare da zero, mentre per interventi di ammodernamento tecnologico ad interesse di impianti esistenti (e.g. revamping, repowering) la scelta può subire limitazioni.
Laddove tali interventi richiedano ad esempio il totale reimpiego delle strutture di ancoraggio esistenti, appare chiaro come l’esigenza di garantire il corretto fissaggio dei nuovi componenti possa escludere una delle opzioni portrait/landscape. Per ciò che invece attiene alla disposizione geometrica delle stringhe, anche in questi termini è conveniente porre in risalto il ruolo determinante che riveste il mutuo ombreggiamento.
La presenza di due o più file di moduli su ciascuna struttura di ancoraggio introduce infatti l’esigenza di stabilire quale sia la topologia di connessione maggiormente vantaggiosa in termini di performance.
A titolo di esempio si propongono in Figura 6 gli assetti a) e b) attribuibili alle due generiche stringhe da 10 moduli, rispettivamente riquadrate in colore rosso e azzurro.
Assumendo collegamenti elettrici tali da assicurare che la stringa “azzurro” e quella “rosso” siano in entrambi i casi gestite da differenti MPPT, dal confronto è agevolmente prevedibile una disparità di prestazioni su base annua qualora sussistano condizioni di ombreggiamento prodotto tra file adiacenti sulla parte bassa della struttura (area di colore grigio); nel caso b) sarebbe infatti possibile limitare il calo di potenza in quanto il parziale oscuramento riguarderebbe la sola stringa “azzurro” piuttosto che entrambe.
Laddove non fosse invece possibile godere di adeguata flessibilità progettuale in tal senso,
l’impiego di ottimizzatori di potenza consentirebbe di svolgere la funzione di MPPT a livello di modulo fotovoltaico, superando di fatto gli svantaggi che si riscontrerebbero implementando una stringatura elettrica disomogenea dal punto di vista dell’ombreggiamento.
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Come posizionare correttamente le vele solari
Nel caso in cui l’impianto fotovoltaico fosse realizzato con inseguitori solari biassiali, l’ottimizzazione del layout diventa un aspetto ancora più critico, in quanto una errata disposizione delle vele può comportare perdite per auto-ombreggiamento fino al 15-20%, di fatto annullando buona parte dei benefici ottenibili dall’utilizzo di sistemi ad inseguimento.
Innanzitutto è necessario sfatare un concetto: le perdite oltre ad essere funzione dell’interasse fra gli inseguitori sono funzione della disposizione degli inseguitori. Si osserva quindi che non sempre allontanare gli inseguitori porta benefici dal punto di vista delle perdite per ombreggiamento reciproco; di grande importanza risulta la direzione in cui gli inseguitori vengono allontanati.
A differenza degli impianti fissi non esistono formule approssimate per la corretta disposizione delle vele solari, sono i fornitori degli inseguitori a dare indicazioni a riguardo.
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Foto.iStock.com/dusanpetkovic
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