Negli scorsi articoli sul Revamping di un impianto fotovoltaico abbiamo parlato della normativa di riferimento (se te lo sei perso clicca qui) e della situazione del mercato e delle opportunità da cogliere (se te lo sei perso clicca qui), mentre oggi vorremmo presentare dei casi pratici di Revamping per far comprendere al meglio le tipologie di intervento possibili.

Casi pratici di Revamping

Il primo passo da compiere è quello di eseguire un accurato check-up dell’impianto fotovoltaico al fine di rilevare con precisione lo stato attuale dell’impianto e dei relativi componenti principali. 

Un check up tecnico dettagliato comprende le seguenti attività:

 

  • Verifica documentazione di progetto
  • Verifica dati di produzione storica
  • Ispezioni visive sui componenti principali e sulle soluzioni di installazione
  • Verifiche strumentali sui moduli fotovoltaici:
termografia a infrarossi, misura curva I-V, elettroluminescenza, verifica caratteristiche di isolamento
  • Verifiche parametri elettrici di stringa
  • Verifiche strumentali sugli inverter: misura efficienza di conversione, verifica derating dovuto alla temperatura
  • Verifiche sul funzionamento degli inseguitori solari
  • Misura indipendente del performance ratio

 

In alternativa è possibile effettuare un EASY CHECK UP da remoto, più veloce ed economico, attraverso la telelettura dei contatori installati nell’impianto e l’utilizzo di dati meteo satellitari.
Sulla base dei risultati del check up sarà possibile individuare gli aspetti dell’impianto oggetto di revamping e quindi ottenere un miglioramento delle performance di impianto.
Ciascun intervento migliorativo tuttavia dovrà essere oggetto di analisi tecnico-economica in modo da verificarne l’effettiva convenienza in funzione dell’effettivo guadagno economico nel tempo.

 

Possiamo distinguere 5 principali tipologie di interventi di revamping:

 

  1. Sostituzione (o riparazione) dei moduli
  2. Installazione dispositivi anti-PID
  3. Sostituzione Inverter
  4. Riconfigurazione stringhe

 

Analizzeremo ognuno di questi interventi nel dettaglio con indicazioni economiche/finanziarie dell’intervento.

Per quanto riguarda l’analisi economica per stimare la convenienza dell’intervento si fa riferimento al seguente caso studio:

1. Sostituzione (o riparazione) dei moduli

Problemi dovuti a problematiche sui moduli fotovoltaici come:

  • Hot spot;
  • Bave di lumaca;
  • PID;
  • Fenomeni di delaminazione;
  • Problematiche relative alle Junction Boxes e ai relativi componenti interni con perdita di isolamento.

Tali problematiche portano a un decadimento precoce delle performance dei moduli fotovoltaici e sono risolvibili sostituendo i componenti (specie se le garanzie sono ancora valide) o con interventi di Rigenerazioni (Come nel caso del PID).

 

NOTA: Tali problematiche riguardano sia produttori referenziati e ancora presenti sul mercato e che pertanto rispondono con le garanzie di prodotto e performance, sia produttori (Europei e non) non più presenti sul mercato. In questo ultimo caso dovrà essere il proprietario dell’impianto a farsi carico dei costi legati alla sostituzione dei moduli difettosi.

 

SOSTITUZIONE DEI MODULI

Aspetti tecnici

  • Problematiche di sicurezza elettrica e/o di performance sui moduli
  • Sostituzione con moduli di potenza/efficienza uguale o superiore

 

Aspetti GSE

  • Intervento “significativo” ai sensi del DTR A.2 “Sostituzione dei componenti principali di impianto”;
  • Possibilità di incremento 1% potenza incentivata;
  • Comunicazione GSE a fine lavori obbligatoria con allegati tecnici;

 

Aspetti autorizzativi

  • Variazione della potenza nominale (in aumento) e del layout (in diminuzione);
  • Competenze Autorizzative;
  • Comunali (DIA,PAS,PdC);
  • AU Regionale o Provinciale;
  • Confronto necessario ai fini della sostanzialità della variante.

 

Attenzione perché tutte le Regioni si comportano allo stesso modo! Esempi:

  • La Regione Lombardia interpreta “sostanziali” tutte le modifiche che comportano una variazione, anche in diminuzione, dell’area destinata a ospitare gli impianti. La procedura autorizzativa prevede una Prevalutazione dell’intervento da parte della provincia e la Presentazione PAS Comunale o VarianteAU Provinciale.
  • La Regione Puglia interpreta come “non sostanziali” le modifiche che comportano una diminuzione dell’area (layout) destinata a ospitare gli impianti. La procedura autorizzativa: Presentazione PAS Comunale (P < 1MW)

 

Caso Studio

Perdita di producibilità dell’impianto pari al 15% di cui circa 12% dovuto ai moduli e circa 3% dovuto agli inverter.

Obbiettivo revamping SOSTITUZIONE MODULI: +12% produzione

 

RIPARAZIONE DEI MODULI

Alcuni produttori di pannelli propongono una riparazione (in garanzia) tramite la Sovrapposizione di uno strato protettivo aggiuntivo a copertura del backsheet degradato.

 

 

Secondo il GSE – L’intervento prospettato può essere ritenuto ammissibile dal GSE ………purché, una volta ultimato il processo di riparazione del prodotto, risulti ancora espressamente garantita la conformità dei moduli trattati alla norma di riferimento (CEI EN 61215), la cui osservanza è esplicitamente prevista da tutti i decreti ministeriali relativi ai CE pubblicati nel corso del periodo di incentivazione della fonte solare.

Ne consegue che tale processo di riparazione dovrà ottenere necessariamente l’approvazione di un Organismo di certificazione accreditato per il rilascio della certificazione di prodotto di moduli fotovoltaici.

 

2. Installazione di dispositivi anti PID

Il PID è un fenomeno elettrico che produce una perdita di potenza nei moduli fotovoltaici.

 

Il PID (Potential Induced Degradation) è un problema evidenziato per la prima volta nel 2005 su celle Sunpower, ma successivamente si è manifestato anche su moduli realizzati con celle tradizionali. Nella stragrande maggioranza dei casi è un effetto reversibile di polarizzazione. Con minore frequenza è legato alla corrosione elettrochimica che non è risolvibile. Il PID è diventato sempre più evidente dall’introduzione degli inverter senza trasformatore: inverter che consentono quindi di avere un potenziale flottante.

Al tempo stesso le tensioni delle stringhe sono aumentate a 1000 V (ora si va verso i 1500 V) per ottimizzare i costi del BOS. Alcuni moduli della stringa si trovano quindi ad avere un potenziale

negativo verso la terra a cui sono fisicamente tramite la struttura che, da normative, è collegata con la terra stessa. Si genera quindi una migrazione di cariche elettriche dal vetro, attraverso l’E.V.A., verso la cella che va a ridurre sensibilmente la capacità di conversione fotovoltaica.

 

Quindi per prevenire questo problema, la soluzione è quella di utilizzare moduli “PID free” che ha i seguenti accorgimenti:

  1. Celle: anche le celle possono essere più o meno isolate bene lungo il loro perimetro. Una cella ben isolata avrà una corrente di dispersione più bassa e quindi sarà meno soggetta al PID. Tuttavia celle uguali del medesimo produttore possono essere realizzate con wafer di resistività diversa: maggiore è la resistività del wafer minore sarà il rischio di PID.
  2. Anti-reflection coating delle celle: questo si è dimostrato uno dei parametri più importanti per prevenire il PID. Normalmente l’antiriflesso è realizzato in SiN ma si è notato che materiali con una percentuale di N alta sono più soggetti a PID. Al tempo stesso, laddove lo strato di antiriflesso è più spesso, si riduce il rischio PID.
  3. Vetro a basso contenuto di sodio: si è verificato sperimentalmente che vetri ad alto contenuto di sodio favoriscono il PID
  4. Materiale incapsulante: l’E.V.A. o eventuali altri incapsulanti utilizzati nella produzione del modulo devono poter garantire una bassa dispersione di corrente. In ogni caso devono avere un basso WVTR (Water Vapour Transmission Rate).

Tuttavia si può agire a livello di impianto anche a posteriori, per esempio, si possono installare dei sistemi che virtualmente mettono a terra il polo negativo, oppure a livello di modulo.

Ma Utilizzare i dispositivi anti PID conviene? Di seguito riportiamo un’analisi che risponde a questa domanda.

 

Aspetti tecnici

  • Problematiche di performance dei moduli;
  • Installazione dispositivi per “rigenerare” i moduli affetti da PID;

 

Aspetti GSE

  • Intervento “significativo” ai sensi del DTR: A,5,1, “Interventi di nuova inst;allazione dispositivi elettronici”;
  • Comunicazione GSE a fine lavori obbligatoria con allegati tecnici;

 

Aspetti autorizzativi

  • Procedura autorizzativa non necessaria se l’intervento non comporta la variazione delle dimensioni fisiche degli apparecchi e delle volumetrie dei locali tecnici.

 

Caso studio

Perdita di producibilità dell’impianto pari al 15% di cui circa 12% dovuto ai moduli e circa 3% dovuto agli inverter.

 

 

Obbiettivo revamping INSTALLAZIONE ANTI-PID: +3% produzione

 

3. Sostituzione inverter

Problematiche relative a inverter dovuti a difettosità delle apparecchiature, a errate condizioni di installazione e di esercizio o a semplice usura.

 

Aspetti tecnici

  • Problematiche relative alla bassa efficienza di conversione;
  • Ridistribuzione del carico DC per ottimizzare la produzione dell’impianto in funzione dei nuovi inverter, se diversi dai precedenti;

 

Aspetti GSE

  • Intervento “significativo” ai sensi del DTR: A,5,1, “Interventi di nuova installazione dispositivi elettronici”;
  • Comunicazione GSE a fine lavori obbligatoria con allegati tecnici;

 

Aspetti autorizzativi

  • Procedura autorizzativa non necessaria se l’intervento non comporta la variazione delle dimensioni fisiche degli apparecchi e delle volumetrie dei locali tecnici.

 

Caso studio

Occorre fare una valutazione in funzione dell’aumento dell’efficienza di conversione e di disponibilità.

Tipologie di inverter analizzati:

Inoltre un ulteriore contributo fino al 1% di maggiore disponibilità del nuovo inverter si può ottenere se configurato opportunamente.

Perdita di producibilità dell’impianto pari al 15% di cui circa 12% dovuto ai moduli e circa 3% dovuto agli inverter.

 

Obbiettivo revamping SOSTITUZIONE MODULI: +3% produzione

 

4. Ricablaggio stringhe

Problematiche di ombreggiamento causato da oggetti esterni (recinzioni, vegetazione, cavi aerei, edifici e strutture) e interni all’impianto (cabine, ombreggiamento reciproco schiere di moduli) oppure errata configurazione delle stringhe.

 

Aspetti tecnici

  • Problematiche di performance dell’impianto dovuto ad ombreggiamenti;
  • Nuovi percorsi dei cavidotti  BT con eventuale ripristino di cavo solare e installazione di ottimizzatori;

 

Aspetti GSE

  • Intervento “non significativo”
  • Nessuna comunicazione

 

Aspetti autorizzativi

  • Nessuna autorizzazione richiesta

 

Caso studio

 

Obiettivi revampingminimizzare l’effetto degli ombreggiamenti sulla stringhe con recupero produttività 3%

 

QUADRO RIASSUNTIVO

 

Le tipologie di intervento e le casistiche sono molteplici, ma l’aspetto determinante è effettuare un accurato check-up e intervenire con competenza al fine di ottenere le massime prestazioni dall’impianto e dall’intervento di Revamping.

Nel prossimo articolo presenteremo i requisiti necessari di inverter e moduli per poter procedere agli interventi.

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