Questo lavoro propone una metodologia avanzata per la modellazione della potenza AC prodotta da impianti fotovoltaici connessi alla rete, basata su dati meteorologici orari e confronti sistematici con i profili di produzione misurati.

Modelli utilizzati

Sono stati considerati e migliorati modelli della letteratura che stimano la produzione fotovoltaica. In particolare:

• Modello base di conversione: la potenza AC è ottenuta partendo dalla potenza DC, calcolata come proporzionale all’irradianza e corretta per la temperatura del modulo, moltiplicata per l’efficienza dell’inverter.
• Correzione per bassa irradianza: è stato inserito un parametro G₀ che regola l’efficienza in condizioni di bassa irradianza, modellando il comportamento non lineare del modulo.

• Modelli per la temperatura del modulo: si confrontano due approcci:
  • Il modello NOCT, semplice e basato su parametri di targa.
  • Il modello eolico, che considera irradianza, temperatura dell’aria e velocità del vento.
• Correzione del coefficiente termico: γₜ è stato variato tra -0.3% e -0.5%/K per adattare il comportamento dei moduli in condizioni reali.

• Fattori correttivi addizionali:
  • IF (Idealità): per tenere conto di condizioni non ideali (invecchiamento, mismatch, sporcizia, disconnessioni).
  • fncsd,i: coefficiente quadratico giornaliero per giornate nuvolose, basato sulla deviazione tra irradianza reale e ideale (DID).

Procedure applicate

L’analisi è stata condotta su tre gruppi di impianti localizzati in Lombardia, Lazio e Sicilia. Le fasi operative sono:

• Importazione dei dati: posizione, potenza nominale, angolo di tilt, orientamento e dati meteorologici (GHI, Ta, vento).
• Filtraggio dei dati: esclusione di profili con errori sistematici o lacune significative.
• Classificazione degli impianti: suddivisione per classi di potenza.
• Campionamento stratificato: selezione di un sottogruppo statisticamente rappresentativo per ogni classe.
• Ottimizzazione doppio-step:
  • Step 1 (semestre estivo): ottimizzazione dei parametri generali (γₜ, G₀, IF, NOCT o parametri del modello eolico).
  • Step 2 (semestre invernale): ottimizzazione dei coefficienti fncsd,i per le giornate non serene.

Metodologia

La funzione obiettivo dell’ottimizzazione minimizza la deviazione quadratica media tra i profili simulati e quelli misurati, normalizzata rispetto alla potenza nominale. I parametri sono raggruppati in tre vettori:

• x₁: parametri energetici generali (γₜ, G₀, IF);
• x₂: parametri per il calcolo della temperatura del modulo (NOCT o aₜ, bₜ, cₜ, dₜ);
• x₃: parametri per il coefficiente fncsd,i (aDID, bDID, cDID).

Sono stati imposti vincoli realistici basati sulla letteratura tecnica per evitare risultati non fisicamente accettabili. L’ottimizzazione è eseguita separatamente per ciascun gruppo regionale e per le classi di impianti.

Risultati

I risultati mostrano che la procedura doppio-step riduce sistematicamente le deviazioni energetiche rispetto all’ottimizzazione singolo-step. In particolare:

• Le deviazioni annuali scendono sotto il 2% in tutte le regioni e classi principali.
• Le deviazioni invernali, tipicamente più elevate, vengono ridotte da oltre il 10% a meno del 3%.
• L’effetto è robusto su scala regionale e per impianti di diverse dimensioni.