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Imaging termico nei pannelli solari (PV)

IMAGING TERMICO PV

I pannelli solari fotovoltaici costituiscono una parte consistente dell’investimento in una centrale solare. Allo stesso tempo, i laboratori competenti eseguono molti test di prestazione e di sicurezza su questi pannelli solari, poiché esistono molti tipi di difetti che non possono essere visti dall’occhio.

L’uso della termografia nei sistemi fotovoltaici, a differenza di molti altri metodi di ispezione, consente di identificare i pannelli e le celle che presentano problemi mentre il sistema è in funzione; poiché la termografia può essere eseguita in condizioni di funzionamento normali, non richiede la disconnessione del sistema o di una sua parte. Inoltre, l’ispezione termica può essere eseguita in tempi brevi rispetto ad altri metodi di ispezione.

Quali sono i vantaggi dell’esame termico?

Garanzia di qualità dell’installazione di pannelli fotovoltaici

La qualità dei pannelli fotovoltaici può variare da produttore a produttore o addirittura da lotto a lotto per la stessa fabbrica. I pannelli fotovoltaici possono uscire dalla fabbrica senza difetti e problemi, ma i problemi e i difetti si verificano anche durante la spedizione sul campo, a causa di un carico improprio sui veicoli di trasporto.

La qualità dell’installazione dipende anche dall’abilità e dalla competenza del team EPC impiegato dall’appaltatore. In breve, la termografia è uno dei modi più semplici per tenere traccia dei pannelli prodotti, spediti e installati.

Prevenire le perdite di efficienza elettrica

Nella preparazione degli studi di fattibilità finanziaria dei progetti SPP, si ipotizza che la durata del progetto sia di 20-25 anni e in tali studi si tiene conto della graduale diminuzione dell’efficienza dei pannelli. Tuttavia, come abbiamo detto in dettaglio in precedenza, è difficile prevedere i problemi che possono verificarsi nei pannelli durante il trasporto e l’installazione o i vari problemi che possono verificarsi nei pannelli durante il funzionamento e la manutenzione.

Per questo motivo, in genere l’ispezione termica delle stazioni dovrebbe essere effettuata a intervalli regolari, per garantire che le stazioni funzionino in modo efficiente e siano prive di guasti. Ad esempio, ogni 6 mesi o una volta all’anno. Questo controllo è considerato uno dei controlli di routine effettuati dal team di gestione e manutenzione (O&M).

Riduzione del rischio di incendio

La termografia nei progetti SPP non si limita ai pannelli fotovoltaici. È possibile rilevare e determinare qualsiasi aumento di temperatura in qualsiasi componente del sistema mediante l’ispezione termica. Ad esempio, con la termografia dei pannelli elettrici, è possibile rilevare qualsiasi problema che possa causare temperature elevate nelle connessioni dei cavi o provocare scintille elettriche che potrebbero causare incendi.

Un'immagine termica che mostra l'elevata temperatura del cablaggio elettrico all'interno dell'involucro. — *Un’immagine termica che mostra l’elevata temperatura del cablaggio elettrico all’interno dell’involucro.*

Rilevamento rapido dei problemi

La termografia consente di rilevare e indagare rapidamente i problemi senza bisogno di contatto. La maggior parte delle moderne termocamere registra due immagini, una termica e una visiva.

Che tipo di difetti possiamo rilevare con l’ispezione termica?

La termografia ha lo scopo di identificare i luoghi in cui si verificano temperature anomale, ossia dove c’è una chiara differenza di temperatura tra una regione e un’altra con le stesse caratteristiche. Le aree con temperature elevate nei pannelli fotovoltaici sono chiamate “Hot Spots”.

Come si formano questi punti caldi?

I punti caldi possono essere causati semplicemente dall’ombra che cade sui pannelli e sulle celle solari o da difetti di fabbricazione.

Vetro rotto

Le fratture nel vetro del pannello fotovoltaico portano al surriscaldamento delle celle.

Effetto del vetro rotto nei pannelli solari

Shadowing:

L’ombreggiamento è la causa più comune di un’elevata temperatura di funzionamento dei pannelli. Ad esempio, erba, alberi, escrementi di uccelli, edifici alti e pali circostanti, ecc.

I guasti dei punti caldi dovuti all'ombreggiamento dei pannelli solari — I guasti dei punti caldi dovuti all’ombreggiamento dei pannelli solari

Problemi causati dalla produzione:

Una delle ragioni delle alte temperature dei pannelli fotovoltaici sono i difetti nella fase di produzione. Ad esempio, celle con efficienza diversa utilizzate nello stesso pannello, fratture attive e inattive nel pannello, saldature scadenti dei nastri. Tutti questi difetti causeranno punti caldi nei pannelli fotovoltaici a lungo termine.

Problemi di Hot-Spot legati alla produzione nei pannelli solari

Surriscaldamento dei diodi by-pass

Le scatole di giunzione dei moduli fotovoltaici sono leggermente più calde rispetto al resto del modulo. Questa temperatura è causata dal surriscaldamento dei diodi di bypass all’interno della scatola di giunzione. Per ridurre l’effetto dell’ombreggiatura sui pannelli, un diodo di bypass con polarità parallela e opposta è collegato a un array di celle solari. In condizioni operative normali, i diodi di bypass sono in modalità di polarità inversa, cioè inattivi. Tuttavia, se c’è un disadattamento tra le celle o un’ombreggiatura parziale del pannello fotovoltaico, il diodo di bypass passa alla modalità di polarità in avanti e diventa attivo. Ad esempio, consente il passaggio della corrente attraverso di esso e non attraverso la cella ombreggiata. Pertanto, la temperatura del diodo quando è attivo è superiore a quella dei diodi inattivi.

Guasti indotti dal diodo di by-pass nei pannelli solari

Surriscaldamento dei collegamenti del pannello elettrico

Negli SPP di grandi dimensioni, di solito si utilizzano cassette di raccolta DC e inverter centrali. Le scatole di raccolta sono utilizzate per raccogliere le singole stringhe DC e collegarle a un unico cavo più grande. Queste scatole di raccolta spesso soffrono di problemi termici dovuti a cablaggi impropri, incroci interni e cablaggi allentati.

Surriscaldamento dei collegamenti nei quadri elettrici

Standard globali di imaging termico

Lo standard IEC 62446-3 è lo standard che determina molte condizioni ambientali e specifiche come l’attrezzatura (termocamera), la radiazione minima, la velocità massima del vento da utilizzare nell’esame termico.

Lo standard IEC 60904-12-1 copre le specificità dell’ispezione termica dei pannelli fotovoltaici nei laboratori o nelle linee di produzione, ma non si occupa delle ispezioni dei sistemi SPP installati e collegati alla rete.

Possiamo rilevare tutti i problemi dei pannelli con la termografia?

La termografia rileva solo i problemi che causano temperature elevate. Tuttavia, i difetti che non hanno ancora causato un aumento di temperatura non possono essere rilevati dalla termografia.

Questi difetti non rilevati sono solitamente microfratture nei pannelli fotovoltaici. L’imaging a elettroluminescenza può rilevare queste fratture prima che diventino punti caldi. Parleremo di questi esami in dettaglio in un nuovo articolo.

Fonti:

IEC 62446-3

Rapporto IEA-PVPS T13-10:2018

Autore:

Un articolo sull’integrazione del sistema di accumulo di energia elettrica negli SPP e nei WPP

Il 1° luglio 2022, durante l’Assemblea Generale della Grande Assemblea Nazionale della Turchia, è stata accettata la proposta di legge che propone incentivi per gli investimenti negli impianti di stoccaggio dell’elettricità. Questa proposta apre la strada a un investimento che avrà un impatto positivo sulla creazione di impianti di stoccaggio.

Analizziamo ora questa legge da un punto di vista tecnico;

(10) Le persone giuridiche che si impegnano a stabilire un impianto di accumulo di energia elettrica riceveranno una pre-licenza dall’Autorità per lo stabilimento di un impianto di generazione di energia elettrica basato sull’energia eolica e/o solare fino alla capacità installata dell ‘impianto di accumulo di energia elettrica che si impegnano a stabilire. Le disposizioni del quarto paragrafo dell’Articolo 7 della Legge non si applicano agli impianti di generazione che rientrano in questo ambito. Per le strutture da stabilire nell’ambito di questo paragrafo, le procedure e i principi relativi alla richiesta, comprese le condizioni per la concessione di prelicenze e licenze, la loro modifica e cancellazione, le questioni relative alla registrazione della garanzia collaterale come ricavo in caso di mancato adempimento degli obblighi, e la consegna dell’energia elettrica generata nell’ambito di questo ambito al sistema attraverso l’impianto di accumulo, saranno regolamentate dall’Autorità tramite regolamento. Le strutture da stabilire nell’ambito di questo paragrafo possono beneficiare delle disposizioni dell’Articolo 6 della Legge n. 5346.

Lo scopo principale di questo articolo è l’installazione di un impianto di accumulo e il supporto alla rete. L’integrazione SPP/RES è la motivazione di questo articolo, ma in realtà può essere integrato nella produzione SPP/RES e può essere fatto in modo da beneficiare maggiormente di questa produzione. Come? Determiniamo i parametri tecnici e passiamo alle analisi.

Innanzitutto, unità e limiti;

“fino alla capacità installata”: Qui assumiamo come base i MWe (cioè la potenza di uscita) del sistema di accumulo. In altre parole, la somma della potenza di uscita degli inverter del sistema di accumulo o il limite della rete.
MWh: Energia del sistema di accumulo. C’è un’energia immagazzinata in questi prodotti da Potenza * Tempo. Non esiste un riferimento a questa unità, quindi possiamo determinarla.
MWp: potenza totale dei pannelli solari utilizzati nei progetti SPP. È un’unità che tutti coloro che leggono questo articolo conoscono già.
“fino alla potenza installata”: Anche in questo caso, supponiamo che si faccia riferimento al valore MWe dell’SPP.
La potenza di carica delle batterie (MWp-MWe o solo MWe) non dovrebbe riempire la capacità totale di MWh in meno di 1,5 ore. In realtà, il tempo consigliato è di almeno 3-4 ore. Facendo un calcolo, dovremmo avere una potenza di carica massima di 666kWe per un impianto di stoccaggio da 1MWh. L’intervallo consigliato è compreso tra 250kWe-300kWe per un impianto di stoccaggio da 1MWh.
La potenza di scarica delle batterie non dovrebbe essere inferiore a 1 ora. Ciò significa un massimo di 1MWe per un impianto da 1MWh, ma questo è anche il limite. Affinché il sistema sia duraturo, questo valore dovrebbe essere di circa 3-4 ore, ossia nella fascia 250kWe-300kWe.
Energia utilizzabile (DOD): Le batterie si danneggiano quando sono completamente cariche e completamente scariche. Per le batterie al litio, non è consigliabile scaricare più del 20% e caricare più dell’80% (60% DOD). Per le batterie LFP (Lithium Iron Phosphate), non è consigliabile scendere sotto il 20%, ma si può arrivare al 95% durante la fase di carica (75% DOD).

Dopo le unità e i limiti, abbiamo altri due parametri che influenzeranno la parte finanziaria del progetto;

Quanta energia perdiamo se le batterie sono completamente cariche (energia non immagazzinabile)?
Se scegliamo un pacco batterie troppo grande, quanti kWh di accumulo non vengono utilizzati affatto, ma dobbiamo considerarli come CapEx nel modello finanziario (investimento di accumulo inattivo).

Se procediamo attraverso un impianto SPP con accumulo installato a Burdur,

Consideriamo un impianto di stoccaggio con una potenza di 1MWe. Questo impianto ha bisogno di circa 4MWh di stoccaggio per riempire/scaricare la sua energia in modo sano. Considerando che abbiamo installato un impianto con un DOD dell’80% (15%-95%), in realtà dobbiamo installare 5MWh per fornire 4MWh. Per questo motivo, consideriamo la nostra capacità di accumulo installata come 5MWh.

Quindi, se costruiamo un impianto SPP con una potenza di uscita di 1MWe, quanti MWp di potenza DC sarebbero la scelta giusta per noi? Possiamo determinarlo con alcune simulazioni.

1MWe:1MWp = L’accumulo non viene utilizzato affatto

1MWe:2MWp (sovraccarico 2x) = Viene immagazzinato il 18,4% della produzione annuale. Lo 0,05% di energia viene perso a causa del sistema di accumulo pieno.

1MWe:3MWp (3x sovraccarico) = il 23,5% della produzione annuale viene immagazzinato. Il 14,56% viene perso senza stoccaggio.

1MWe:4MWp (4x sovraccarico) = il 20% della produzione annuale viene immagazzinato (notare la diminuzione rispetto al tasso di sovraccarico precedente). Il 30,69% è energia inattiva, persa senza essere immagazzinata.

Come si evince da questo screening tecnico, la capacità installata di SPP nelle strutture di accumulo può raggiungere valori molto elevati. Naturalmente, i parametri tecnici non sono sufficienti solo per gli investimenti. I valori da considerare sono sempre il ritorno finanziario (IRR, RoE, ecc.).

Ma come ottimizzare il ritorno finanziario? In questa fase, entrano in gioco molti altri parametri, ad esempio il tasso di invecchiamento delle batterie, che chiamiamo “Stato di usura”. In base al numero di cicli ricevuti dal produttore della batteria e ai parametri di comportamento della batteria secondo il DOD, la potenza AC, la potenza massima di carica della batteria, la potenza massima di scarica della batteria vengono ripetutamente esaminate e riflesse come CapEx/OpEx nei modelli finanziari. In questa fase, la potenza fotovoltaica viene nuovamente ottimizzata in base a queste aspettative. In questa fase, si eseguono ottimizzazioni tecniche all’interno della sezione fotovoltaica e si creano analisi di sensibilità.

Per una soluzione integrata FV/stoccaggio accurata, è necessario eseguire più di 50.000 simulazioni diverse con i parametri corretti e inserirle nel modello finanziario. Solo in questo modo è possibile realizzare un dimensionamento e una progettazione corretti.

Può contattare il nostro team per la progettazione dell’accumulo.

Un articolo sull’integrazione del sistema di accumulo di energia elettrica negli SPP e nei WPP

Analizziamo ora questa legge da un punto di vista tecnico;

(10) Le persone giuridiche che si impegnano a stabilire un impianto di accumulo di energia elettrica riceveranno una pre-licenza dall’Autorità per lo stabilimento di un impianto di generazione di energia elettrica basato sull’energia eolica e/o solare fino alla capacità installata dell ‘impianto di accumulo di energia elettrica che si impegnano a stabilire. Le disposizioni del quarto paragrafo dell’Articolo 7 della Legge non si applicano agli impianti di generazione che rientrano in questo ambito. Per le strutture da stabilire nell’ambito di questo paragrafo, le procedure e i principi relativi alla richiesta, comprese le condizioni per la concessione di prelicenze e licenze, la loro modifica e cancellazione, le questioni relative alla registrazione della garanzia collaterale come ricavo in caso di mancato adempimento degli obblighi, e la consegna dell’energia elettrica generata nell’ambito di questo ambito al sistema attraverso l’impianto di accumulo, saranno regolamentate dall’Autorità tramite regolamento. Le strutture da stabilire nell’ambito di questo paragrafo possono beneficiare delle disposizioni dell’Articolo 6 della Legge n. 5346.

Innanzitutto, unità e limiti;

“fino alla capacità installata”: Qui assumiamo come base i MWe (cioè la potenza di uscita) del sistema di accumulo. In altre parole, la somma della potenza di uscita degli inverter del sistema di accumulo o il limite della rete.
MWh: Energia del sistema di accumulo. C’è un’energia immagazzinata in questi prodotti da Potenza * Tempo. Non esiste un riferimento a questa unità, quindi possiamo determinarla.
MWp: potenza totale dei pannelli solari utilizzati nei progetti SPP. È un’unità che tutti coloro che leggono questo articolo conoscono già.
“fino alla potenza installata”: Anche in questo caso, supponiamo che si faccia riferimento al valore MWe dell’SPP.
La potenza di carica delle batterie (MWp-MWe o solo MWe) non dovrebbe riempire la capacità totale di MWh in meno di 1,5 ore. In realtà, il tempo consigliato è di almeno 3-4 ore. Facendo un calcolo, dovremmo avere una potenza di carica massima di 666kWe per un impianto di stoccaggio da 1MWh. L’intervallo consigliato è compreso tra 250kWe-300kWe per un impianto di stoccaggio da 1MWh.
La potenza di scarica delle batterie non dovrebbe essere inferiore a 1 ora. Ciò significa un massimo di 1MWe per un impianto da 1MWh, ma questo è anche il limite. Affinché il sistema sia duraturo, questo valore dovrebbe essere di circa 3-4 ore, ossia nella fascia 250kWe-300kWe.
Energia utilizzabile (DOD): Le batterie si danneggiano quando sono completamente cariche e completamente scariche. Per le batterie al litio, non è consigliabile scaricare più del 20% e caricare più dell’80% (60% DOD). Per le batterie LFP (Lithium Iron Phosphate), non è consigliabile scendere sotto il 20%, ma si può arrivare al 95% durante la fase di carica (75% DOD).

Dopo le unità e i limiti, abbiamo altri due parametri che influenzeranno la parte finanziaria del progetto;

Quanta energia perdiamo se le batterie sono completamente cariche (energia non immagazzinabile)?
Se scegliamo un pacco batterie troppo grande, quanti kWh di accumulo non vengono utilizzati affatto, ma dobbiamo considerarli come CapEx nel modello finanziario (investimento di accumulo inattivo).

Se procediamo attraverso un impianto SPP con accumulo installato a Burdur,

Quindi, se costruiamo un impianto SPP con una potenza di uscita di 1MWe, quanti MWp di potenza DC sarebbero la scelta giusta per noi? Possiamo determinarlo con alcune simulazioni.

1MWe:1MWp = L’accumulo non viene utilizzato affatto

1MWe:2MWp (sovraccarico 2x) = Viene immagazzinato il 18,4% della produzione annuale. Lo 0,05% di energia viene perso a causa del sistema di accumulo pieno.

1MWe:3MWp (3x sovraccarico) = il 23,5% della produzione annuale viene immagazzinato. Il 14,56% viene perso senza stoccaggio.

Può contattare il nostro team per la progettazione dell’accumulo.

Analisi dei prezzi di YEKA SPP-3 (Mini YEKA) dal 2021 al 2022

Nel maggio 2021, nell’ambito di YEKA SPP-3, è stato concluso il concorso per l’assegnazione di capacità SPP per un totale di 1000MWe con 74 progetti diversi in 36 province diverse. Può trovare tutti i dettagli sui concorsi qui. Secondo le specifiche, il prezzo vincente viene rivisto ogni 3 mesi in base alla seguente formula contenuta nelle specifiche.

Secondo la formula, il prezzo vincente ha iniziato a funzionare nel luglio 2021. La prima modifica ha avuto luogo nell’ottobre 2021 e la seconda nel gennaio 2022. In base al prezzo iniziale come valore dell’indice, si registra un aumento del 17,76% in termini di TL e una diminuzione del 25,33% in termini di USD a partire da gennaio 2022.

Se consideriamo l’offerta vincente di 25kr/kWh, la variazione del prezzo campione è la seguente.

Anno	Luna	kr/kWh	TL %	$cent/kWh	USD %
2021	Luglio	25.00	–	2.90	–
2021	Ottobre	26.66	6.63%	2.92	0.48%
2022	Gennaio	29.44	17.76%	2.18	-25.33%

Imaging termico nelle centrali solari con un drone

All’inizio della fondazione di Solarian, offrivamo i nostri servizi di droni termici, ma i risultati ottenuti con la telecamera flir senza gimbal montata sul Phantom 4 erano pessimi. Dopo averla utilizzata per alcuni lavori, non l’abbiamo più utilizzata e abbiamo continuato con il metodo standard delle termiche manuali.

Sono passati 4 anni da allora e la tecnologia è avanzata. Dove stavamo analizzando PVSYST, siamo stati in grado di utilizzare i droni per leggere la topologia del terreno e trasferirla a PVSYST, in modo da ottenere risultati molto più precisi dalle analisi della produzione di energia. Avevamo fatto così tanti progressi nell’ortofoto che abbiamo iniziato a pensare perché non utilizzare questa tecnologia nella termica.

Affinché l’ortofoto sia buona, è necessaria un’alta risoluzione. Le telecamere che utilizziamo attualmente per la topologia del terreno sono a 50mpix, ma una delle migliori risoluzioni termiche è 640×512. Con questa risoluzione, è possibile eseguire un’ispezione termica in conformità allo standard IEC 62446-3 da una distanza di circa 20-25 metri. Per lo standard, è necessario essere in grado di ottenere almeno 3 cm per pixel (3cm/px). Anche con questa risoluzione, potrebbe essere necessario volare per circa 30-45 minuti per 1MW SPP. Nel caso in cui si utilizzi una telecamera 320×240, è necessario un volo di 2,5 ore per 1MW SPP (se sarà fatto in conformità con lo standard). Per non parlare della telecamera 160×120.

Naturalmente, questo volo non è facile da eseguire manualmente; pertanto, è necessario utilizzare un software per automatizzare il volo del drone. Non ci è voluto molto per capire l’idoneità della nostra tecnologia, che abbiamo sviluppato negli anni scorsi per rendere più precise le analisi della produzione energetica.

Otomatize edilmiş drone uçuşu. Dikkat edilmesi gereken pek çok parametre var. — Volo automatizzato del drone. Ci sono molti parametri da considerare.

Naturalmente, in questo caso, non ci è voluto molto tempo per passare all’approccio “C’è la farina, c’è lo zucchero, c’è l’olio, facciamo questa halva”.

Il primo percorso di prova? Le Seychelles

Abbiamo provato il nostro primo volo con drone termico sull’isola di Romainville, alle Seychelles, dove ci siamo recati per fornire servizi nell’ambito della norma IEC62446 in un progetto Masdar. Abbiamo scattato foto da diverse angolazioni e diverse ‘sovrapposizioni’, cercando di raggiungere il meglio. Abbiamo fatto innumerevoli prove ed errori.

Basit gibi gözüküyor ama aslında değil. Pek çok parametre var. — Sembra semplice, ma non lo è.

Quando finalmente abbiamo completato il nostro lavoro, abbiamo ottenuto un’immagine termica sovrapposta a Google Earth, come mostrato di seguito.

5MW Mahe Romainville Masdar projesinin termal görüntüsü — Immagine termica del progetto Mahe Romainville Masdar da 5MW

Abbiamo anche fatto un passo avanti e creato un modello termico 3D navigabile.

Se desidera creare un modello termico 3D del suo impianto GES ed esaminarlo in dettaglio per evitare errori, ci contatti.

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Rilevamento di foto EL difettose con l’apprendimento automatico (ML)

La foto EL di due pannelli può essere identica? No. Ogni foto EL (elettroluminescenza) è diversa. Ogni foto EL (elettroluminescenza) è diversa. Cosa succede se le stesse foto provengono dalla fabbrica per numeri di serie diversi?

Le foto EL che escono dalle linee di fabbrica dei pannelli solari sono molto simili tra loro. Per questo motivo, la possibilità di dire “ho già visto questa foto” è molto bassa. Durante l’ispezione di una fabbrica di pannelli solari, abbiamo notato per caso una foto EL identica. Naturalmente, abbiamo avuto dei dubbi: e se ci fossero altre foto che ci sono sfuggite?

Le immagini EL qui sopra sono identiche. I due pannelli hanno numeri di serie diversi all’interno. E la soluzione? La soluzione è nel software, nell’apprendimento automatico.

Python e Tensorflow sono venuti in nostro soccorso.

Utilizzando la libreria MobileNet, che è pre-addestrata a rilevare foto simili utilizzando le reti neurali convoluzionali (CNN) in Tensorflow, abbiamo eseguito il nostro codice su migliaia di foto EL e abbiamo generato automaticamente dei report. Di seguito un esempio dalla nostra pagina di report; il primo esempio incontrato in alto e altri due file contenenti la stessa immagine in basso.

Come risultato dell’analisi del software, abbiamo riscontrato che alcune foto erano utilizzate in più di un numero di serie. Naturalmente, questo non è qualcosa che le fabbriche fanno intenzionalmente; anche alcuni problemi nel software possono causare tali problemi. L’IT è intervenuto rapidamente e ha eliminato il problema nel giro di una settimana. Dopo questa fase, questo controllo è diventato la nostra procedura standard e abbiamo riscontrato questo problema nel 77% delle fabbriche che abbiamo audito.

È davvero importante che la produzione venga ispezionata nelle fabbriche di pannelli solari. Non esiste la regola che il produttore faccia necessariamente una cattiva produzione, ma perché non dovrebbe acquistare il miglior prodotto che esce dai gruppi? Se sta valutando la fornitura di pannelli, faccia sicuramente ispezionare la linea di produzione. Più una fabbrica è aperta alle ispezioni, più è sicura.

Ucraina Progetto di impianto solare Gilmaziv 12MWp

Qui di seguito può trovare i dettagli della centrale solare sviluppata da 12MWp/9MWe. L’SPP si trova a Gilmaziv / Ucraina.

Il progetto è composto da 12 SPV. Il processo di zonizzazione è stato completato.

Si prevede che il progetto produrrà ~15.611MWh di energia in un anno. Le simulazioni PVSYST dettagliate possono essere scaricate alla fine di questa pagina.

I dettagli del progetto sono riportati di seguito.

Terreno del progetto:

Video dell’area del progetto:

Posizione del progetto:

Informazioni sulla parcella completa di zonizzazione:

Connessione:

Video della strada dal trasformatore all’area del progetto:

Progetto approvato (può essere modificato in seguito):

Valutazione del rendimento energetico:

Valutazione del rendimento energetico PVSYST

Documentazione aziendale :

Struttura azionaria dell’azienda

Contratto di locazione del terreno

Contratto di allacciamento

Specifiche tecniche sull’allacciamento

Approvazione della costruzione DABI/GASK

Contratto di acquisto di energia elettrica

Attuale PPA rinnovato

Documenti per TDD:

Approvazione del progetto di gestione del territorio

Condizioni urbanistiche del progetto

Test del suolo

Estratto da Geokadastr

Estratto dal Catasto

Documenti tecnici approvati per TDD:

1_Пояснювальна записка_Гельмязів

2_Генеральний план_Гельмязів

3_Архітектурно-будівельні рішення_Гельмязів

4_Електротехнічні рішення_Гельмязів

5_Конструкції металеві_Гельмязів

6_Проект організації будівництва_Гельмязів

Quali test vengono eseguiti sui pannelli solari?

I pannelli solari fotovoltaici costituiscono una parte consistente dell’investimento in una centrale solare. Allo stesso tempo, i laboratori competenti applicano molti test di prestazione e di sicurezza a questi pannelli solari, poiché ci sono molti tipi di difetti che non possono essere visti dall’occhio. Lo standard IEC 61215 include i criteri minimi di progettazione che influiscono sulle prestazioni dei pannelli solari, mentre lo standard IEC 61730 si concentra sui criteri di progettazione che influiscono sulla sicurezza dell’impianto nei pannelli solari. Il rapido sviluppo della tecnologia porta con sé la diversità dei prodotti. Per questo motivo, la Commissione internazionale di standardizzazione sta sviluppando di giorno in giorno i campi di prova e la diversità dei test. Lo standard IEC TS 63209-1: 2021 è il primo standard stabilito in questo contesto e include test completi sui pannelli solari per commentare le prestazioni a lungo termine dei pannelli solari.

Pannelli solari; Se supera con successo i test secondo gli standard IEC 61215 e IEC 61730, ha diritto a ricevere un certificato. Sebbene tutti i test sui pannelli solari indicati nello standard siano importanti, la definizione di alcuni test è la seguente.

In primo luogo, la potenza, i coefficienti di temperatura, la resistenza all’isolamento e le misure termiche del pannello solare fotovoltaico vengono verificati con test di prestazione in conformità allo standard IEC 61215. Dopo i test di prestazione, i pannelli solari vengono sottoposti a test di invecchiamento in determinate condizioni. Di seguito sono riportati alcuni esempi di test sui pannelli solari.

Test del ciclo termico: Le prestazioni dei pannelli solari fotovoltaici a temperature variabili vengono testate successivamente facendo passare la corrente tra -40°C e +85°C attraverso il pannello solare. I danni ai pannelli solari dovuti alla ripetizione del test sono i seguenti.

Test di congelamento dell’umidità: In presenza di un’umidità elevata, la temperatura ambiente viene prima portata a +85°C e poi ridotta a -40°C. Questo test viene ripetuto consecutivamente. In questo modo, si valutano le prestazioni in condizioni di umidità da congelamento.

Test del calore umido: I pannelli solari fotovoltaici vengono tenuti a +85°C e all’85% di umidità per 1000 ore. I danni ai pannelli solari dovuti alla ripetizione del test sono i seguenti.

Test di carico meccanico: A un minimo di 2400Pa, le superfici anteriore e posteriore del pannello solare vengono pressurizzate in fila.

I pannelli solari fotovoltaici vengono sottoposti nuovamente a test di prestazione dopo i test di invecchiamento sopra menzionati. In questo modo, vengono rivelate la capacità prestazionale a lungo termine e la quantità di degrado dei pannelli solari e, se vengono superati, vengono certificati.

Oltre ai test di cui sopra, è necessario applicare il test PID ai pannelli solari. Durante il funzionamento dei pannelli solari, gli ioni di sodio reagiscono con il potenziale che si forma sullo strato conduttivo e sulla superficie del vetro e una carica positiva si accumula sulla superficie del pannello. Questa interazione si chiama PID e la perdita che crea si chiama perdita PID.

Il processo di controllo della qualità dei pannelli solari è rispettivamente il seguente.

Controllo pre-produzione del certificato e degli allegati

Ogni pannello solare di diversa tecnologia e potenza che esce da una fabbrica deve essere sottoposto ai test sui pannelli solari specificati negli standard. Il certificato ottenuto per un pannello solare non può essere utilizzato per un altro pannello solare. Per questo motivo, i pannelli solari devono essere controllati da ingegneri esperti sulla linea di produzione prima che arrivino in loco. Questo controllo inizia con il controllo del certificato e degli allegati del pannello solare da utilizzare. Tutte le materie prime specificate nel certificato, negli allegati al certificato e nell’elenco delle materie prime devono essere valide e coerenti tra loro. Se c’è una discrepanza tra questi documenti, è possibile che il pannello solare non sia certificato.

Controllo in fabbrica nella fase di produzione

Ci sono molti controlli da eseguire durante la produzione di pannelli solari fotovoltaici. Si tratta, rispettivamente, dei controlli del magazzino delle materie prime, della climatizzazione, della linea di produzione e della spedizione.

Accompagna anche i test di fabbrica dei pannelli solari. È molto importante controllare i risultati del test visivo EL e del Flash Test, che forniscono il valore di potenza del pannello solare. Vengono controllati i risultati dell’EL e del Flash Test di tutti i pannelli solari. Questi controlli e interventi prolungano la vita del pannello solare e consentono alla fabbrica di determinare se i pannelli solari sono alla potenza impegnata.

Dopo aver controllato la produzione di pannelli solari in conformità con gli standard e i certificati, viene approvata la loro spedizione sul campo.

Controllo dei pannelli solari fotovoltaici nella centrale elettrica

È possibile misurare le prestazioni dei pannelli solari fotovoltaici con test eseguiti presso la centrale elettrica. Questi test sono: misurazione della curva IV, misurazione dei punti caldi con drone e termiche manuali – IEC 62446, test manuali (elettroluminescenza) dei pannelli solari – IEC 61215 / IEC 61646, test di isolamento (hipot) – IEC 62446, misurazione del valore di messa a terra. Può raggiungere la nostra condivisione dettagliata sui servizi di misurazione applicati agli impianti solari secondo gli standard IEC qui.

Vantaggi dell’audit SPP da parte di un’azienda accreditata

Solarian Enerji A.Ş. è un organismo di ispezione di tipo A con accreditamento TURKAK con numero di pratica AB-0649-M. Nell’ambito dell’accreditamento, sono presenti tutti gli standard sopra citati, come IEC 62446, IEC 61215, IEC 62730. Può accedere all ‘ambito completo qui . Può far ispezionare i suoi pannelli solari dalla nostra azienda con l’accreditamento TURKAK e avere informazioni sullo stato dei suoi pannelli solari e un rapporto di ispezione accreditato valido in tutto il mondo. Compili il modulo sottostante per contattarci.