Uno degli elementi più importanti di un impianto fotovoltaico sono le sue prestazioni, più comunemente indicate come rapporto di prestazione.
P.R. (da P = Performance, risultato e R = Ratio); definisce il rapporto tra rendimento energetico effettivo e rendimento teorico; È espresso in percentuale.
La formula della norma IEC 61724-1:2021 è:
PR = Yf / Yr = (Eout / P0) / (Hi / Gi,ref )
Eout : [kWh] produzione di energia dall’impianto fotovoltaico (AC)
P0 : [kWp] potenza nominale dell’array
Hi : irraggiamento in piano dei moduli fotovoltaici
Gi,ref : valore di riferimento dell’irraggiamento solare (1 000 W/m2 – STC)
L’energia effettivamente disponibile e immessa in rete è ottenuta misurando sulle 3 fasi corrente, tensione, fattore di potenza integrando il prodotto dato da corrente per tensione per fattore di potenza per l’unità di tempo considerata, utilizzando un analizzatore di rete o un contatore di energia in Classe A.
L’energia teorica disponibile è solo l’energia solare incidente in piano dei moduli fotovoltaici. Può essere misurato con diversi tipi di piranometri, ma i risultati non sono sempre gli stessi.
Partendo dal presupposto che tutti gli strumenti sono correttamente tarati secondo le rispettive norme, la misura dell’irraggiamento è una grandezza data dall’integrale della risposta spettrale, che è la somma della sensibilità alle varie lunghezze d’onda per le quali il sensore in questione risponde con un valore elettrico.
La risposta spettrale è uno degli argomenti più convincenti a favore dell’utilizzo di un piranometro fotovoltaico per ottenere risultati accurati nel calcolo del P.R.
Iniziamo osservando tre grafici della risposta spettrale di: un piranometro a termopila, un piranometro fotovoltaico e un piranometro fotovoltaico per moduli amorfi Si.
Si può notare che il piranometro a termopila è in grado di registrare uno spettro molto ampio dell’intera radiazione solare.
Tuttavia, se osserviamo le caratteristiche fisico-elettriche delle celle che compongono un modulo fotovoltaico, vediamo che esse producono energia (fotovoltaica) quando vengono colpite da radiazioni luminose nella porzione di spettro di 350 nm ÷1150 nm.
A questo punto, è facile capire che tutta la radiazione solare con spettro maggiore di 1200 nm non viene “rilevata” da un modulo fotovoltaico e quindi non viene convertita in energia elettrica; un piranometro a termopila che rileva lunghezze d’onda fino a 3000 nm distorcerebbe il Performance Ratio.
Facciamo un esempio pratico:
Una giornata estiva soleggiata con un cielo non molto limpido e azzurro; al mattino alle 11 un piranometro a termopila misura 1000 W/m²; un piranometro fotovoltaico misura 990 W/m².
Nel pomeriggio lo spettro solare si è ‘spostato’ verso l’infrarosso a discapito della porzione UV; alle 14:30 il piranometro a termopila segna ancora 1000 W/m² mentre il piranometro fotovoltaico segna 950 W/m².
Entrambi i sensori sono corretti perché 1000 W/m² è la porzione dello spettro solare che il piranometro a termopila “vede”, mentre ‘950 W/m² è la porzione dello spettro che il piranometro fotovoltaico “vede”.
Man mano che ci avviciniamo al pomeriggio, lo spettro subisce un cambiamento non solo perché diminuisce di intensità rispetto al mezzogiorno solare, ma anche perché c’è uno spostamento nella sua composizione: la componente I.R. (radiazione infrarossa) aumenta.
Mentre questa mutazione è interamente registrata da un piranometro a termopila, in un piranometro a celle fotovoltaiche viene registrata solo quella porzione di infrarosso che una cella fotovoltaica è in grado di convertire in energia.
Il risultato è che il P.R. risultante dai calcoli in cui è presente un piranometro a termopila è inferiore a quello del piranometro fotovoltaico.
Qual è la misura giusta?
Se ascoltiamo l’opinione di un meteorologo, allora siamo d’accordo sul rapporto di prestazione calcolato dai dati del piranometro a termopila; se invece ci rivolgiamo ad un operatore fotovoltaico, questi preferirà il P.R. calcolato a partire dai dati restituiti dal piranometro fotovoltaico perché gli interessano solo le variazioni di potenza che permettono di confrontare una conversione fotovoltaica con la potenza di uscita del suo impianto fotovoltaico.
Più accurato è il risultato ottenuto dal calcolo del P.R., più certo sarà in grado di rilevare cali di prestazioni ed eventuali malfunzionamenti.
La deviazione tra i due P.R. calcolata con i due tipi di piranometri non può essere migliorata applicando un coefficiente di moltiplicazione fisso compreso tra 0 e 1, in quanto non tiene conto delle variazioni dello spettro solare.
Lo spettro solare cambia a seconda dell’altezza del sole (e quindi anche della latitudine) e anche durante il giorno, anche se in misura minore.
Questo non è un nuovo argomento o una nuova ipotesi.
Se ci pensiamo, per misurare l’UV (da 210nm a 350nm) vengono utilizzati radiometri con una sensibilità selettiva da 750nm in poi, mentre per misurare l’IR (da 750nm) vengono utilizzati radiometri con una sensibilità molto selettiva .
Allo stesso modo poi, per ottenere un calcolo accurato del Performance Ratio e per capire se il sistema sta raggiungendo prestazioni inferiori o superiori alle aspettative, la scelta deve ricadere su un buon sensore a celle fotovoltaiche.
Tuttavia, i piranometri a termopila hanno il vantaggio che la loro misurazione è stabile per diversi anni.
Concluderei dicendo che se c’è bisogno di stabilità negli anni, suggerirei i piranometri a termopila; se invece sono necessari risultati più accurati nel calcolo del P.R., sceglierei piranometri (o sensori di irraggiamento) a celle fotovoltaiche, sapendo però che per mantenere tale precisione è necessario tararli ogni due anni.
Tuttavia, le normative vigenti indicano che tutti questi sensori devono essere calibrati ogni due anni.
