Irraggiamento, ombreggiamento e dimensionamento delle stringhe: come solarVis calcola la produzione

Ogni stima di produzione fotovoltaica poggia su due calcoli che la maggior parte dei software nasconde dietro un unico numero: quanta luce arriva davvero su ciascun modulo, e come si comportano quei moduli una volta collegati in stringhe e portati a un inverter. Se uno dei due è sbagliato, la resa scritta sul preventivo è un'invenzione. Questa guida percorre il modo in cui solarVis esegue entrambi, il modello di irraggiamento e ombreggiamento sul lato ottico e il modello di stringa e inverter sul lato elettrico, così installatori, progettisti e tecnici possono vedere esattamente cosa c'è dietro il numero di produzione.

Che cos'è l'irraggiamento solare?

L'irraggiamento solare è la quantità di energia solare ricevuta per unità di superficie sotto forma di radiazione elettromagnetica, misurata di norma in kWh/m²/anno. È la risorsa grezza che un impianto fotovoltaico converte in elettricità, e non è mai una grandezza unica che arriva da una sola direzione. Raggiunge una superficie in tre componenti distinte.

Irraggiamento diretto, diffuso e riflesso

L'irraggiamento diretto (radiazione diretta, o DNI, Direct Normal Irradiance) viaggia in linea retta dal sole alla superficie senza essere disperso. È la componente più intensa e domina con cielo sereno.

L'irraggiamento diffuso (DHI, Diffuse Horizontal Irradiance) è stato disperso da molecole, aerosol e nuvole nell'atmosfera prima di raggiungere la superficie. Arriva da tutte le direzioni della volta celeste e diventa dominante con cielo coperto.

L'irraggiamento riflesso (radiazione riflessa dal suolo, o di albedo) è la radiazione che si riflette su superfici circostanti come il terreno, gli edifici o altri oggetti prima di raggiungere la superficie di interesse.

L'irraggiamento finale su un modulo si ottiene combinando tutte e tre le componenti. Separarle non è un esercizio accademico: ciascuna interagisce con l'ombreggiamento in modo diverso, ed è per questo che vanno modellate separatamente prima di essere sommate. La scomposizione della radiazione globale in componente diretta e diffusa segue la stessa fisica usata in tutta la letteratura di solar engineering^[5][4].

Come solarVis calcola ombreggiamento e irraggiamento

SolarVis ricava l'irraggiamento della copertura di un progetto aggregando dati meteorologici da più fonti per la posizione esatta del progetto, e poi elaborando le tre componenti contro il modello 3D del sito. Radiazione diretta e diffusa sono trattate con due metodi geometrici diversi.

Irraggiamento diretto: ray tracing a livello di cella

Per la componente diretta l'ombreggiamento è valutato con un approccio di ray tracing. Ogni cella sulla superficie del modulo è trattata come un punto dal quale si lancia un raggio verso il sole. Se il raggio raggiunge il sole senza ostacoli, il punto è illuminato; se un ostacolo lo intercetta, il punto è in ombra.

Il test si ripete per ogni passo temporale dell'anno con risoluzione oraria. A ogni passo il punto riceve un valore binario, 1 quando il raggio raggiunge il sole e 0 quando è bloccato. Aggregando questi risultati nel tempo si ottiene l'irraggiamento diretto effettivo che arriva davvero sul modulo, invece di una stima percentuale piatta.

Irraggiamento diffuso e riflesso: visibilità emisferica

Radiazione diffusa e riflessa arrivano da tutta la volta celeste, non da un punto singolo, quindi richiedono un trattamento diverso. Per ogni punto del modulo si lanciano raggi verso l'emisfero per misurare quanta parte del cielo e dell'ambiente circostante è visibile. Invece di un tracciamento nel tempo verso il sole, questa è un'analisi spaziale della volta celeste.

Il risultato è una percentuale che rappresenta la quota accessibile di radiazione diffusa e riflessa. Quella percentuale viene moltiplicata per i corrispondenti valori di irraggiamento diffuso e riflesso presi dai dati meteorologici, e produce i valori finali delle due componenti. Sommando diretta, diffusa e riflessa si ottiene l'irraggiamento totale di quel punto.

Solar access, TOF e TSRF spiegati

Tre metriche derivate traducono l'irraggiamento grezzo in un linguaggio utilizzabile per confrontare falde e moduli. Compaiono nell'inspector di solarVis mentre si passa il puntatore sul modello, e vale la pena definirle con precisione perché vengono confuse spesso.

Che cos'è il solar access?

Il solar access è la percentuale di radiazione solare che raggiunge una superficie una volta considerato l'ombreggiamento. Misura quanta parte della luce disponibile non è ostruita dagli oggetti circostanti.

Solar access = irraggiamento ricevuto con ombra ÷ irraggiamento ricevuto senza ombra

Per esempio, un valore di solar access del 96 per cento significa che il 4 per cento della radiazione solare potenziale va perso per ombreggiamento.

Che cos'è il TOF (Tilt and Orientation Factor)?

Il TOF, fattore di inclinazione e orientamento, si esprime in percentuale e confronta l'insolazione all'inclinazione e all'orientamento reali di un modulo con l'insolazione massima possibile a inclinazione e orientamento ottimali. Si calcola separatamente per ogni falda, perché ogni falda ha la propria pendenza e il proprio azimut. Il TOF isola la penalizzazione geometrica di una copertura, indipendentemente dall'ombra.

Che cos'è il TSRF (Total Solar Resource Fraction)?

Il TSRF, Total Solar Resource Fraction, unisce i due effetti. È il rapporto tra l'insolazione disponibile su una superficie, tenendo conto di ombreggiamento e TOF, e l'insolazione a inclinazione e orientamento ottimali senza ombra.

TSRF = solar access × TOF

Il TSRF è la cifra più utile per giudicare una falda, perché ripiega in un solo numero la perdita da ombra e quella geometrica. Una copertura ripida e mal orientata ma senza ombre, e una copertura perfetta ma pesantemente ombreggiata, possono produrre lo stesso TSRF deludente per ragioni completamente diverse, e la metrica Le dice di continuare a cercare.

Che cos'è una stringa in un impianto fotovoltaico?

Una stringa è un gruppo di moduli collegati elettricamente in serie. Due elementi definiscono una stringa: il modulo e l'inverter. Tutto il dimensionamento delle stringhe si riduce a mantenere l'uscita elettrica combinata dei moduli in serie dentro la finestra operativa dell'inverter, su ogni temperatura che il sito vedrà mai. Per farlo con precisione, sia ogni modulo sia l'inverter vanno modellati a partire dai principi fisici e non dai dati di targa.

Modellare il modulo: il modello a diodo singolo

Ogni modulo è modellato con il circuito equivalente a diodo singolo. In questo modello i parametri incogniti si ricavano risolvendo equazioni basate sui valori della scheda tecnica del modulo, e questo permette a solarVis di generare le curve I–V e P–V delle celle a qualsiasi irraggiamento e temperatura.

I parametri chiave, tra cui la resistenza serie (Rs) e la resistenza di shunt (Rsh), si ricavano dai punti caratteristici della scheda tecnica:

• Tensione a circuito aperto: V = Voc, I = 0
• Corrente di cortocircuito: V = 0, I = Isc
• Punto di massima potenza: V = Vmp, I = Imp

Poiché Voc, Isc, Vmp e Imp arrivano direttamente dalla scheda tecnica del produttore, adattare il modello a questi punti di lavoro noti risolve i parametri del circuito equivalente e produce una caratteristica I–V accurata in condizioni variabili. Questo approccio a cinque parametri è il metodo validato e standard di settore per la modellazione fotovoltaica a diodo singolo^[3][8].

Diodi di bypass, celle half-cut e ombreggiamento parziale

Una parte decisiva della modellazione del modulo è la sua struttura interna, in particolare se usa diodi di bypass o celle half-cut. Modellarli permette a solarVis di rappresentare accuratamente il comportamento del modulo sotto ombreggiamento parziale, cioè esattamente la condizione in cui i modelli di riduzione forfettaria falliscono.

I moduli collegati in serie condividono la stessa corrente, quindi un singolo modulo in ombra strozzerebbe altrimenti tutta la stringa. I diodi di bypass permettono alla corrente di aggirare il gruppo di celle in ombra, e la struttura half-cut divide il modulo in modo che l'ombra su una metà non penalizzi l'altra. Costruendo la curva di stringa dalle curve reali modellate dei moduli, solarVis cattura il costo vero e non lineare dell'ombra invece di applicare una percentuale piatta.

Modellare l'inverter: limiti di tensione e corrente MPPT

L'inverter è modellato a partire dalle caratteristiche del suo inseguitore del punto di massima potenza (MPPT): l'intervallo di tensione operativa e i limiti di corrente.

L'intervallo di tensione MPPT (per esempio da 100 V a 500 V) definisce la finestra ammessa. Questo intervallo determina quanti moduli si possono collegare in serie in una singola stringa, in modo che la tensione totale della stringa resti entro i limiti dell'inverter. La corrente massima di ingresso dell'inverter (per esempio 16 A per MPPT) determina quante stringhe si possono collegare in parallelo, in modo che la corrente combinata non superi la capacità dell'inverter. Questi due vincoli definiscono l'involucro elettrico dell'impianto e alimentano direttamente il calcolo di produzione.

Dimensionare la stringa: quanti moduli in serie e in parallelo

Per dimensionare correttamente una stringa, il comportamento del modulo va valutato agli estremi di temperatura. Usando le temperature ambiente minima e massima della località e i coefficienti di temperatura di Voc e Isc dalla scheda tecnica, solarVis corregge le caratteristiche elettriche del modulo per quelle condizioni. È questo che mantiene un impianto sicuro ed efficiente sia in una mattina fredda e limpida sia in un pomeriggio torrido.

Limiti in serie: Voc corretta in temperatura

La Voc del modulo sale al calare della temperatura, quindi il momento più freddo dell'anno è quello in cui una stringa rischia di superare la tensione massima dell'inverter. Questo fissa il tetto. Il momento più caldo fissa il pavimento, perché la Voc cala e la stringa può scendere sotto il minimo MPPT.

Questi limiti garantiscono che la tensione di stringa resti dentro l'intervallo operativo dell'inverter in ogni condizione meteorologica, che è esattamente ciò che le norme di progettazione degli impianti chiedono al progettista di verificare^[7].

Limiti in parallelo: Isc alla temperatura massima

Più stringhe possono essere collegate in parallelo su un ingresso MPPT, con il limite della corrente massima di ingresso dell'inverter. La Isc del modulo sale leggermente con la temperatura, quindi il caso peggiore è la condizione più calda.

Per esempio, un inverter con una corrente massima di ingresso di 100 A fissa il limite in parallelo dividendo quel valore per la Isc del modulo nelle condizioni peggiori, cioè alla temperatura massima. Insieme, i limiti in serie e in parallelo tengono tensione e corrente entro confini sicuri e allo stesso tempo alimentano il modello di produzione con numeri accurati. Il comportamento in funzione della temperatura che sta alla base di tutto questo è definito nelle norme di classificazione energetica dei moduli^[6].

Dalle stringhe alla produzione: il calcolo di potenza per MPPT

Una volta definite le curve dei singoli moduli, il comportamento dell'impianto si costruisce combinando i moduli in stringhe e le stringhe negli ingressi MPPT.

In un collegamento in serie i moduli condividono la stessa corrente mentre le tensioni si sommano, quindi la curva I–V della stringa si ottiene sommando la tensione di ogni modulo a ciascun livello di corrente, con le caratteristiche avanzate come struttura half-cut e diodi di bypass incluse. In un collegamento in parallelo la tensione è la stessa su tutte le stringhe mentre le correnti si sommano, quindi la curva I–V dell'MPPT si ricava sommando la corrente di tutte le stringhe collegate a ciascun livello di tensione.

La produzione viene poi calcolata per singolo MPPT. Usando la curva P–V, il sistema trova il punto di massima potenza che ricade dentro i vincoli dell'inverter, cioè la sua corrente massima di ingresso e le sue tensioni MPPT minima e massima. Quel punto è la potenza più alta raggiungibile nelle condizioni date. Il calcolo gira per un singolo passo orario e si ripete per ogni ora usando l'irraggiamento e la temperatura di quell'ora, e aggregando i risultati sull'anno si ottiene la produzione energetica totale.

Perché tutto questo conta per i Suoi preventivi

La ragione per modellare tutto questo invece di approssimarlo è che gli errori si accumulano. Una riduzione forfettaria per ombreggiamento nasconde quale falda valga davvero la pena usare. Una verifica di stringa fatta sui soli dati di targa lascia passare un progetto che manda in blocco l'inverter nella mattina più fredda dell'anno. Un fattore di produzione uniforme seppellisce il fatto che un solo modulo in ombra sta trascinando tutta la stringa. Quando la fisica è modellata come si deve, la resa scritta sul preventivo è un numero che può difendere, e il grafico delle perdite mostra al cliente esattamente dove è finito ogni kilowattora.

Questo è il motore dietro Progettazione e simulazione fotovoltaica 3D, e confluisce direttamente nella generazione dei preventivi fotovoltaici, dove le perdite da ombreggiamento e da collegamento compaiono in un grafico delle perdite trasparente. Se abbina il fotovoltaico all'accumulo, la stessa produzione modellata alimenta la modellazione dell'accumulo. Per il flusso di lavoro completo, veda la documentazione solarVis su come disegnare le stringhe e assegnarle agli ingressi MPPT e su posa dei moduli, ombreggiamento e analisi dell'irraggiamento.

Il modo più rapido per capire il modello è farlo girare su una copertura che conosce. Carichi un progetto reale, attivi l'analisi delle ombre, disegni una stringa e osservi Voc, Vmpp e Isc validarsi contro l'inverter in tempo reale.