Technical Performance and Probabilistic Energy Yield Assessment of a 620 MWp Bifacial Grid-Connected Photovoltaic Power Plant in an Area Located in the Eastern Part of the Absheron Peninsula of Azerbaijan

Il sole è un motore vasto e affidabile, ma catturare la sua energia per alimentare una rete moderna richiede molto più che il semplice posizionamento di pannelli in un campo. Richiede una comprensione precisa di come la luce colpisca una superficie, di come quella luce si trasformi in elettricità e di come l'ambiente circostante ne modifichi il risultato. Nel mondo del solare su larga scala, gli ingegneri devono prevedere esattamente quanta energia un impianto produrrà in un anno, tenendo conto di tutto, dall'angolo del sole alla polvere che si deposita sul vetro. Questo è particolarmente vero per i sistemi più recenti e complessi che utilizzano pannelli capaci di catturare la luce da entrambi i lati, noti come moduli bifacciali. Questi pannelli possono raccogliere la luce solare riflessa dal terreno, ma le loro prestazioni dipendono fortemente dal colore del suolo, dall'altezza dei pannelli e dalla spaziatura tra le file. Prima che un singolo cavo venga collegato alla rete, gli sviluppatori eseguono simulazioni computerizzate dettagliate per prevedere la produzione dell'impianto, garantendo che il progetto sia finanziariamente solido e tecnicamente sostenibile.

In uno studio recente, i ricercatori hanno applicato questo rigoroso metodo di previsione a un proposto enorme parco solare sul lato orientale della penisola di Abşeron, in Azerbaigian. Quest'area, una pianura costiera bassa, è stata selezionata per un progetto progettato per generare abbastanza elettricità da alimentare centinaia di migliaia di case. Il team ha utilizzato software sofisticati per modellare un impianto con una capacità di 620 megawatt, una dimensione che lo colloca tra le più grandi installazioni solari della regione. Il design prevedeva un campo di pannelli bifacciali montati a terra, orientati verso sud per massimizzare la loro esposizione al sole durante tutto il giorno. Fondamentalmente, i ricercatori non hanno aspettato che l'impianto venisse costruito, né hanno analizzato un impianto in funzione; invece, hanno condotto una singola revisione di simulazione utilizzando il software PVsyst per costruire un gemello digitale dell'intero sistema. Hanno inserito in questo modello dati meteorologici storici e dettagli specifici sull'attrezzatura per simulare un intero anno di operatività, piuttosto che sottoporre a un audit le prestazioni misurate di un impianto.

La simulazione ha delineato il quadro di un sistema altamente efficiente. Alla fine del primo anno simulato, l'impianto virtuale avrebbe iniettato 886,81 gigawattora di elettricità nella rete nazionale. Per dare un termine di paragone, si prevedeva che l'impianto avrebbe prodotto 1.430 kilowattora di energia per ogni singolo kilowatt di capacità installata. Questo alto rendimento è il risultato della forte insolazione della località e della cura nell'ingegneria della disposizione dell'impianto. I pannelli erano disposti in file con una spaziatura specifica per garantire che l'ombra di una fila non cada sulla successiva per troppo tempo, un equilibrio che permette al sistema di catturare la luce senza perdere troppo a causa dell'ombreggiamento. Il modello informatico ha mostrato che l'impianto avrebbe operato con un rapporto di prestazione di quasi il 90 percento, il che significa che il sistema perde pochissima energia in calore, resistenza dei cavi o altre inefficienze rispetto al suo massimo teorico.

Una caratteristica chiave di questo design è l'uso di pannelli bifacciali, che possono generare energia dalla luce che colpisce il loro lato posteriore oltre a quello anteriore. In questa simulazione, il terreno sotto i pannelli ha agito come un riflettore, rimbalzando la luce solare verso la parte posteriore dei moduli. I ricercatori hanno scoperto che questo effetto ha aggiunto un guadagno netto del 9,2 percento al totale dell'energia raccolta. Questo guadagno non era automatico; dipendeva dal fatto che il terreno avesse una certa riflettività e che i pannelli fossero montati a un'altezza specifica di 1,6 metri per consentire alla luce di raggiungere la parte posteriore. Il modello ha anche tenuto conto del fatto che i pannelli si sarebbero surriscaldati in estate, il che riduce leggermente la loro efficienza, e che la polvere si sarebbe accumulata sulla superficie, richiedendo una piccola perdita di produzione. Nonostante questi fattori del mondo reale, il sistema è rimasto straordinariamente robusto, con il computer che mostrava come i pannelli avrebbero perso solo una minuscola frazione di energia a causa degli inverter, i dispositivi che convertono l'elettricità, essendo leggermente più piccoli della potenza totale che i pannelli potevano generare.

Poiché il meteo varia di anno in anno, un singolo numero per la produzione annuale non è sufficiente per investitori e finanziatori che devono conoscere gli scenari peggiori. I ricercatori hanno quindi applicato un metodo statistico per stimare quanto la produzione potrebbe scendere in un anno meno soleggiato. Hanno calcolato che c'è una probabilità del 90 percento che l'impianto produca almeno 836,9 gigawattora in qualsiasi anno dato, e una probabilità del 95 percento che produca almeno 822,9 gigawattora. Queste cifre forniscono un margine di sicurezza, garantendo che anche se il sole fosse meno generoso rispetto a un anno medio, l'impianto genererebbe comunque abbastanza energia per soddisfare i propri obblighi finanziari. Lo studio ha anche evidenziato che la combinazione specifica di apparecchiature, inclusa la scelta degli inverter e la disposizione dei cavi elettrici, è stata ottimizzata per mantenere basse le perdite, con il sistema che spreca solo una frazione di percentuale di energia a causa del fatto che i pannelli generano più potenza di quanta gli inverter possano gestire immediatamente.

Gli autori dello studio sono stati attenti a sottolineare che questi risultati si basano su una singola simulazione al computer, non su misurazioni provenienti da una centrale elettrica in funzione. Sebbene i numeri siano promettenti, essi si basano su ipotesi riguardanti le condizioni del suolo, la pulizia dei pannelli e il comportamento delle apparecchiature che non sono ancora state testate sul campo. Lo studio funge da progetto, mostrando che il design è solido e la località è idonea, ma indica anche che la conferma definitiva di questi numeri arriverà solo una volta che l'impianto sarà costruito e operativo. I ricercatori hanno identificato che il colore effettivo del suolo, la quantità reale di polvere e i collegamenti elettrici precisi dovranno essere verificati per garantire che l'impianto si comporti esattamente come previsto dal modello digitale. Fino ad allora, la simulazione rimane un forte indicatore che questo angolo della penisola di Abşeron è ben adatto a ospitare una grande fonte di energia pulita, capace di fornire energia affidabile alla rete con alta efficienza e scarti minimi.