Si sta verificando, nell'ultimo periodo, un riscontro da parte di installatori e gestori di impianti di perdita di potenza e conseguentemente di energia prodotta, negli impianti fotovoltaici. Questo fenomeno è noto in letteratura fin dal 1970 ed è  stato successivamente studiato, analizzato e testato nel giugno del 2011 dal Fraunhofer Center for Silicon Photovoltaics il quale ha pubblicato i risultati di un test, secondo i quali il PID è responsabile di una riduzione di potenza pari quasi al 70%. 

Questo fenomeno si verifica in particolare nel modulo FV che si trova più vicino al polo negativo (figure 1 e 2). Il potenziale (tensione a terra) delle celle solari è solitamente compreso tra −200 V e −350 V, a seconda della lunghezza di una stringa e del tipo di inverter utilizzato. La struttura dei moduli FV indica invece un potenziale di 0 V, poiché deve essere messa a terra per motivi di sicurezza.

A causa di questa tensione elettrica tra celle solari e struttura può accadere che gli elettroni si stacchino dai materiali utilizzati nel modulo FV e fluiscano nella struttura messa a terra (figura 1). Ciò lascia una carica (polarizzazione), che può modificare in modo negativo la curva caratteristica delle celle solari (figura 2). Si è evidenziato che tali polarizzazioni sono per lo più reversibili. Pertanto le si distingue da effetti irreversibili, come corrosione e normale invecchiamento.

Figura 1: se l’inverter ha il trasformatore, i moduli FV hanno sempre un potenziale positivo rispetto alla terra, il problema del PID e’ limitato o assente.

Figura 2: se l’inverter è senza trasformatore le stringhe FV non sono più ancorate a terra e quindi il polo negativo può andare anche a tensioni negative rispetto alla terra dando luogo all’effetto PID.

Se i moduli FV hanno un potenziale negativo verso la terra, questa tensione elevata si ritrova tra le celle del modulo e la cornice, che solitamente e’ collegata a terra per motivi di sicurezza. Questa differenza di potenziale attrae gli elettroni dei materiali utilizzati nei moduli FV e si scarica attraverso la cornice collegata a terra. Questa inaspettata migrazione dei portatori di carica degrada l’effetto fotovoltaico. Si genera quindi una fuga di elettroni che si disperdono verso terra generando una piccola corrente di dispersione. Si depotenziano le celle in silicio e si degradando notevolmente il rendimento complessivo del modulo fotovoltaico e di consegueza dell'intero impianto di produzione. Questo fenomeno si può osservare nel dettaglio in figura 3.

Figura 3: meccanismo di fuga degli elettroni dalla cella in silicio verso il nodo di terra

Il PID porta principalmente a due tipi di degrado:

• Elettrocorrosione dello strato TCO (trasparent conductiv oxide)
Si verifica sul bordo del modulo FV ed e’ dovuta alle correnti di perdita fra le celle e la terra che scatenano una reazione elettrochimica tra l’umidità e il sodio nel vetro di copertura. La corrosione degrada il TCO facendogli perdere le proprietà conduttrici e riducendo sempre più l’efficienza del modulo, questo fenomeno e’ irreversibile e non ha soluzione se non cambiare la tipologia di costruzione dei pannelli. Fin dal 2000 il Florida Solar Energy Center (FSEC) ricerca le cause della corrosione TCO. Si è potuto riscontrare che ad esserne colpiti sono soprattutto i moduli con celle di a-Si e CdTe costruiti con configurazione superstrato. Attraverso l'uso di inverter con separazione galvanica e la messa a terra negativa del generatore FV con l'apposito set  si crea un campo elettrico in cui gli ioni di sodio con carica positiva vengono respinti dallo strato TCO.

• Polarizzazione della cella FV
 Negli inverter senza trasformatore il campo FV non può essere messo a terra e di conseguenza e’ flottante e quando l’inverter e’ in funzione nel campo FV si viene a creare un potenziale elettrico rispetto alla terra, ad esempio su un campo a 800 V e si potrebbe avere il polo negativo del campo FV a -400v e il polo positivo a +400v rispetto a terra. Nelle celle cristalline standard in silicio sottoposto a drogaggio di tipo "p", si può generare un accumulo di cariche positive sul lato superiore della cella, con una conseguente scarica a loro volta delle cariche negative sotto forma di correnti di dispersione attraverso il materiale di incapsulamento, lungo il telaio e addirittura passando dal vetro frontale. Nel caso del silicio sottoposto a drogaggio di tipo "n" si accumulano sulla superficie le cariche negative e si scaricano quelle positive. Il fenomeno e’ presente soprattutto nei moduli più vicini al polo negativo delle stringhe e porta a un deterioramento e perdita di potenza anche fino al 70% in pochi anni.

COME E' POSSIBILE DIAGNOSTICARE L'EFFETTO PID

I metodi per individuare l'effetto PID sono sostanzialmente due. Il primo prevede il rilievo delle Curve I-V dei moduli fotovoltaici e il secondo l'analisi in Elettroluminescenza (EL) dei moduli fotovoltaici di cui si sospetta depotenziamento da PID.

• Curva I-V dei moduli fotovoltaici 

È il metodo più semplice , ma e’ necessario smontare il modulo e testarlo con apposita strumentazione. Fornisce i grafici di andamento della corrente e della tensione a circuito aperto e a circuito chiuso, quindi il valore della resistenza fornito dalla cella (RShunt). Nella maggioranza dei casi già dalla forma della curva è possibile avere indicazioni sulla presenza di PID: curva I con discesa lenta e VOC (tensione massima di circuito aperto) basso indicano RShunt basso, quindi presenza di PID. Per un risultato più preciso è opportuno confrontare le curve misurate sul campo con le curve nominali fornite dai produttori dei moduli. Questo confronto può essere ad esempio osservato in figura 4. Per approfondire la metodologia e richiedere una consulenza al nostro studio cliccare qui.

Figura 4:  Rilievo della curva caratteristica I-V di un modulo fotovoltaico affetto da PID

Si ottengono conseguentemente i valori numerici della prova con la misura esatta del calo di rendimento del modulo fotovoltaico, come si può osservare in figura 5.

Figura 5:  Risultato delle misure di curva I-V eseguite su modulo fotovoltaico affetto da PID. Rendimento diminuito del 26,69% dopo soli quattro anni di esercizio dell'impianto fotovoltaico.

• Elettroluminescenza (EL) dei moduli fotovoltaici 

Evidenzia la presenza di corto circuiti nelle celle dando come risultato immagini comparabili a quelli del test a infrarossi, infatti, le celle più calde risulteranno nere, cioè spente, quelle più fredde bianche. Questo test può essere fatto solamente in assenza di luce solare e non dà alcuna indicazione sul livello di degrado delle celle o sulla percentuale di potenza perduta (da rilevare tramite il metodo precedente con misura della curva I-V). Come si può osservare in figura 6 è possibile solo con questo metodo rilevare le celle affette dal fenomeno PID in quanto aventi rendimento nettamente inferiore al rendimento nominale e quindi alle celle sane. Per approfondire la metodologia e richiedere una consulenza al nostro studio cliccare qui.

COME E' POSSIBILE CONTRASTARE O ANNULLARE  L'EFFETTO PID

• Su impianti fotovoltaici nuovi: La principale soluzione al PID consiste nell’evitare l’applicazione di un potenziale esterno elevato al modulo fotovoltaico ma ovviamente questo non e’ sempre possibile viste le alte tensioni presenti nei moderni impianti. Un altra soluzione e’ quella di adottare moduli FV certificati e non soggetti a PID oltre a quella di adottare inverter con soluzioni antipid integrate (per esempio inverter con trasformatore di isolamento integrato). La certificazione PID FREE fa riferimento alla norma IEC 62804-1:2015 e prevede test di laboratorio distruttivi che accertino il verificarsi o meno del fenomeno PID. Di seguito è riportato il risultato di un test per la certificazione PID FREE reale di una nota azienda produttrice di moduli fotovoltaici:

• Su impianti già installati: Per questi impianti la soluzione più economica e’ quella di rigenerare i moduli FV ovvero sottoporre di notte le stringhe a una tensione elevata e positiva rispetto alla terra in modo da invertire la direzione delle correnti di perdita parassite presenti di giorno durante il funzionamento dell’impianto. Esistono già in commercio alcuni dispositivi che devono essere collegati sull'impianto esistente e che applicano una controtensione notturna alle stringhe di moduli affette da PID. Tratteremo questo argomento in un successivo articolo specifico.

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Attenzione: in data 07/11/2011 il CEI ha pubblicato (già in vigore) la variante V1 alla Guida CEI 82-25. 

Sottolineamo quindi l'importanza della conformita degli strumenti utilizzati per le verifiche tecniche sui moduli fotovoltaici alle nuove norme CEI 82-25 variante V1 e che eventuali misure condotte con strumenti NON conformi comporterà l'esecuzione di misure NON conformi alla normativa vigente. Quindi le verifiche non risulteranno utilizzabili per eventuali fini legali o di richiesta riparazione/sotituzione in garanzia verso la casa produttrice.