Un team di ricerca guidato da Becquerel Sweden ha elaborato un modello di perdita generalizzabile per valutare le perdite di potenza dovute alla neve nei sistemi fotovoltaici su base oraria. Il modello utilizza unicamente dati derivanti da fonti di telerilevamento — immagini aeree, rilievi LIDAR, e dati satellitari relativi a irraggiamento e meteo.
“Abbiamo osservato che il nostro modello deterministico di simulazione fisica della potenza fotovoltaica produceva errori sistematici durante i mesi invernali, il che ci ha spinto a migliorarne la precisione. Un’analisi dettagliata ci ha permesso di individuare l’accumulo di neve sui moduli fotovoltaici come uno dei principali fattori di tali discrepanze. Questo ci ha portato a sviluppare e integrare un modello dedicato alla perdita dovuta alla neve all’interno del nostro framework di simulazione”, ha spiegato Johan Lindahl, autore corrispondente della ricerca, a pv magazine.
Lo strumento di simulazione della potenza è stato costruito utilizzando una versione modificata del modello di perdita per neve di Marion, adattato per applicazioni di telerilevamento. È stato ottimizzato utilizzando i dati di sedici sistemi fotovoltaici di riferimento — sia piani che inclinati — e validato su altri nove, tutti situati in Svezia.
I ricercatori hanno scoperto che l’accuratezza del nuovo modello è paragonabile a quella delle precedenti versioni modificate del modello di Marion, pur basandosi esclusivamente su dati di telerilevamento. Il modello ha mostrato miglioramenti costanti nel coefficiente di determinazione, nell’errore assoluto medio e nella radice quadrata dell’errore quadratico medio, con risultati in linea con altri studi sulle perdite da neve.
Il nuovo modello è stato successivamente integrato nella piattaforma svedese Alfrödull di telerilevamento e simulazione fotovoltaica. “Quando integrato in una pipeline completa di simulazione basata su telerilevamento, l’errore medio percentuale quadratico (RMSE) risultante è stato del 5,7% nelle simulazioni orarie di potenza su 40 sistemi”, si legge nella ricerca.
“I risultati hanno confermato la nostra ipotesi: l’inclusione del modello di perdita dovuta alla neve ha migliorato in modo significativo la precisione complessiva del modello, in particolare nella previsione della produzione energetica durante i periodi interessati dalla neve”, ha aggiunto Lindahl.
Secondo il team, la produzione individuale di energia fotovoltaica proveniente da molteplici impianti distribuiti può essere stimata su larga scala anche in climi freddi, senza bisogno di dati tecnici specifici dei singoli impianti. Questo strumento può fornire una valutazione accurata delle perdite da neve in aree dove le infrastrutture di monitoraggio a terra sono limitate o assenti.
“Ciò lo rende particolarmente utile per il monitoraggio operativo di ampi portafogli solari”, ha concluso Lindahl.
Lo studio è descritto in “Remote sensing compatible snow loss modelling for PV power simulations”, pubblicato su Solar Energy. I ricercatori coinvolti provengono dai RISE Research Institutes of Sweden e dall’Università di Uppsala.
Il nuovo modello ha beneficiato di uno studio precedente che ha definito come utilizzare i dati LIDAR per migliorare la modellazione dell’orientamento dei pannelli solari.
Il prossimo passo del gruppo di ricerca sarà quello di utilizzare lo strumento per identificare e simulare la potenza fotovoltaica di tutti i sistemi presenti nelle quattro reti a bassa tensione della Svezia, al fine di “quantificare la riduzione della produzione di potenza aggregata di picco causata dalle diverse orientazioni dei sistemi”, ha spiegato Lindahl.
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