ITRM20130370A1 - Metodo per la determinazione di coefficienti di rendimento di un impianto di pannelli fotovoltaici - Google Patents

Metodo per la determinazione di coefficienti di rendimento di un impianto di pannelli fotovoltaici

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ITRM20130370A1
ITRM20130370A1 IT000370A ITRM20130370A ITRM20130370A1 IT RM20130370 A1 ITRM20130370 A1 IT RM20130370A1 IT 000370 A IT000370 A IT 000370A IT RM20130370 A ITRM20130370 A IT RM20130370A IT RM20130370 A1 ITRM20130370 A1 IT RM20130370A1
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IT
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temperature
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Paolo Rinaldi
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
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    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
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Description

METODO PER LA DETERMINAZIONE DI COEFFICIENTI DI RENDIMENTO
DI UN IMPIANTO DI PANNELLI FOTOVOLTAICI
DESCRIZIONE
La presente invenzione si riferisce ad un metodo per la determinazione di un indice di rendimento di un impianto fotovoltaico.
Tipicamente, le prestazioni di un impianto sono rapportate alla radiazione solare effettivamente misurata da appositi sensori posizionati sull’impianto.
Il parametro comunemente utilizzato per una valutazione quantitativa dell’efficienza – in termini percentuali - à ̈ un coefficiente di rendimento, il cosiddetto Performance Ratio (PR).
Questo à ̈ tipicamente definito come PR(%) = energia prodotta dall’impianto / energia solare effettivamente ricevuta.
Tale parametro, come à ̈ facilmente intuibile, à ̈ particolarmente importante perché l’indice di redditività finanziaria (Internal Return Rate) dell’investimento effettuato per la realizzazione dell’impianto à ̈ direttamente proporzionale a tale parametro. Perciò à ̈ molto importante che esso sia il più preciso possibile in modo da fornire le informazioni utili per massimizzare la redditività dell’impianto,, intervenendo sia su aspetti di QoS (qualità di servizio), come nel contratto di manutenzione, che prestazionali.
Aspetti di qualità di servizio sono:
o Tempi d’intervento dei tecnici di manutenzione tali da minimizzare i fermi, anche parziali, dell’impianto, con penali in caso di scostamento;
o Una messa a punto delle componenti dell’impianto, dopo un periodo di osservazione iniziale, che stabilisca la qualità intrinseca dell’impianto, in termini di coefficiente di rendimento target;
o Premi e penali in funzione degli scostamenti dal coefficiente di rendimento target.
Aspetti tecnici sono:
◠la misura delle prestazioni delle componenti dell’impianto in garanzia (pannelli, inverter,…) e la puntuale contestazione documentata ai fornitori nel caso che i dati misurati risultino inferiori al previsto;
◠in alcuni casi anche il miglioramento dell’irraggiamento solare sul piano dei moduli fotovoltaici, rimuovendo ostacoli che provocano ombreggiamenti. E’ evidente la necessità di dotarsi di uno strumento informatico integrato che consenta di poter costantemente monitorare tutte le variabili sopra identificate ed in particolare che evidenzi gli scostamenti rispetto alle attese.
I dati alla base degli elaborati sono forniti da un sistema di misura/telemisura, tipicamente fornito dal produttore d’inverter. Tali sistemi tuttavia spesso presentano alcuni dei seguenti problemi:
a) La misura della potenza o energia solare, necessaria per calcolare le performance dell’impianto (PR), à ̈ spesso troppo imprecisa. Infatti i sensori d’irraggiamento, quando sono tarati e perfettamente montati, sono garantiti tipicamente con un errore entro il 5%. Inoltre la misura può essere ulteriormente inficiata da condizioni ambientali instabili. In caso di cielo non sereno, la misura varia da istante ad istante e l’errore aumenta in modo difficilmente quantificabile. b) I sistemi tradizionali in qualche caso forniscono il coefficiente di rendimento ma non ne forniscono anche il dato normalizzato al netto della variabilità in dipendenza dei parametri ambientali: si consideri che le prestazioni dei pannelli fotovoltaici decadono di circa l’1% ogni due gradi d’innalzamento della temperatura degli stessi, effetto che si ripercuote direttamente ed in egual misura sul coefficiente di rendimento, rendendolo poco adatto a fungere da indicatore della qualità di funzionamento dell’impianto.
c) I sistemi tradizionali non tracciano i fermi impianto e le conseguenti perdite di produzione e quindi diviene impossibile distinguere il coefficiente di rendimento reale da quello deteriorato a causa di tali perdite di produzione, rendendo impossibile il confronto con le prestazioni attese sia a livello qualitativo che a livello di QoS (tempi d’intervento) del manutentore.
d) I sistemi tradizionali forniscono dati prestazionali (coefficiente di rendimento) giornalieri o mensili, che, come spiegato, sono inficiati da elementi ambientali e dai fermi impianto. Il coefficiente di rendimento istantaneo non à ̈ tipicamente considerato perché la sua misura istantanea à ̈ ancor più condizionata dalle condizioni ambientali; inoltre la misura dell’irraggiamento istantaneo à ̈ ancor più imprecisa così come la misura della potenza in uscita, instabile per l’instabilità dell’input (il sole) ma anche instabile perché gli strumenti di conversione dalla continua all’alternata, gli inverter, non hanno una reazione lineare ed immediata in presenza di variazioni repentine in ingresso.
e) I sistemi di misura/telemisura tradizionali forniscono dati e grafici delle misure effettuate ma non forniscono il dato comparato con le prestazioni attese. Scopo della presente invenzione à ̈ dunque quello superare le problematiche sopra esposte e ciò à ̈ ottenuto attraverso un metodo per la determinazione di coefficienti di rendimento di un impianto di pannelli fotovoltaici come definito dalla rivendicazione 1.
La presente invenzione, superando i problemi della tecnica nota, comporta numerosi ed evidenti vantaggi che, assieme alle caratteristiche ed alle modalità di impiego della presente invenzione, risulteranno evidenti dalla seguente descrizione dettagliata di sue forme di realizzazione preferite, presentate a scopo esemplificativo e non limitativo.
In particolare, la presente invenzione si pone l’obiettivo fondamentale di fornire all’Asset Manager parametri di valutazione tecnica e finanziaria affidabili e realistici, oltre all’evidenza degli scostamenti rispetto ai dati attesi sia a livello tecnico che finanziario, in modo indipendente e su dati certi e verificabili.
Innanzitutto, il coefficiente di rendimento (o PR - Performance Ratio) di un impianto à ̈ in genere rapportato alla radiazione solare effettivamente misurata da appositi sensori posizionati sull’impianto. Pertanto esso à ̈ calcolato come il rapporto tra energia prodotta dall’impianto ed energia solare effettivamente ricevuta.
Vantaggiosamente, il coefficiente di rendimento viene normalizzato, per renderlo indipendente dalla dimensione dell’impianto, calcolandolo quindi come rapporto tra energia prodotta per kWp installato ed energia ricevuta del sole per metro quadro, ove kWp à ̈ la potenza nominale espressa in kW di picco dell’impianto.
In alternativa il PR può essere calcolato come rapporto fra la potenza istantanea prodotta per kWp e la potenza istantanea ricevuta dal sole per metro quadro.
Perciò un metodo secondo la presente invenzione, per la determinazione di un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura PRTdi un impianto di pannelli fotovoltaici, prevede innanzitutto l’esecuzione di misure di valori di potenza prodotta dall’impianto per singolo KWp installato e di misure di valori di potenza di irraggiamento solare per metro quadro (Irr) su un piano complanare alla superficie dei pannelli fotovoltaici dell’impianto.
Perciò, in tempo reale, può essere calcolato un primo coefficiente di rendimento (PR1) come rapporto tra corrispondenti valori di potenza prodotta dall’impianto e valori di potenza di irraggiamento solare (Irr) misurati.
La misura del PR1come sopra descritto, à ̈ una misura oggettiva ma poco confrontabile in quanto il coefficiente di rendimento varia fortemente in funzione della temperatura delle celle dei moduli fotovoltaici, secondo il coefficiente di temperatura proprio del pannello. Tale parametro à ̈ un parametro costante specifico per il pannello installato, normalmente espresso in perdita percentuale di rendimento per ogni grado di temperatura oltre i 25 gradi centigradi (default tipicamente dell’ordine di 0,45% / grado centigrado).
Desiderando un coefficiente di rendimento PR che sia sempre svincolato da tale variabilità, secondo la presente invenzione il primo coefficiente di rendimento (PR1) calcolato viene normalizzato rispetto a variazioni di temperatura dei pannelli fotovoltaici, ottenendo un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura (PRT), secondo l’espressione:
PR
PRT= 1 ,
[1 -(TP -25) ·Coeff _ Temp ]
in cui
TP à ̈ la temperatura (misurata o stimata) dei pannelli fotovoltaici; e Coeff_Temp à ̈ il coefficiente di temperatura del pannello, come sopra definito.
Secondo la presente invenzione, la temperatura dei pannelli può essere misurata direttamente, attraverso appositi sensori.
Tuttavia, tali sensori non sono sempre disponibili, oppure, quando lo sono, li si ritiene poco affidabili. Ciò ad esempio a causa della difficoltà di posizionarli realmente a contatto con una cella fotovoltaica che rappresenti una media pesata della temperatura dei moduli (ad esempio quando i moduli sono montati aderenti alle falde, un sensore posto, come avviene tipicamente, su un pannello posto sul bordo del tetto può misurare una temperatura molto inferiore rispetto a quella dei moduli più interni e meno ventilati).
A ciò si deve aggiungere l’errore di una misura effettuata per contatto, che inevitabilmente dipende molto dalla qualità del contatto.
A tale scopo, secondo una forma di realizzazione della presente invenzione, la temperatura dei pannelli fotovoltaici (TP) Ã ̈ stimata a partire da una misura della temperatura ambiente, secondo la seguente espressione:
(NOCT -25 k1 -v ) · Irr
TP = Ta ,
800
in cui:
Ta à ̈ una misura della temperatura ambiente;
NOCT Ã ̈ un parametro specifico del pannello fotovoltaico (Temperatura nominale di lavoro del pannello - fornita dal costruttore);
k1 à ̈ un valore costante funzione del tipo di impianto; à ̈ una costante che dipende dal modo in cui i moduli sono stati montati, ovvero dalla possibilità di dissipazione termica relativa. Valori tipici sono:
moduli in aria libera: da 0 a 5
moduli aderenti ad una falda di un tetto con aerazione: da 5 a 10 moduli aderenti ad un tetto con scarsa aerazione: da 10 a 25,
v à ̈ un valore funzione dell’intensità del vento, normalizzato in modo da essere compreso tra 0 e (NOCT-25); à ̈ un parametro che esprime l’effetto del vento sulla temperatura dei moduli. Assumerà valore 0 in assenza di vento; valore = (NOCT – 25) con vento molto elevato (in tale situazione estrema TP tende alla Ta). Ad esempio, v può essere calcolato come v = K3 * (NOCT – 25), in cui, detta †̃Wind’ la velocità del vento in Km/h, ad esempio misurata tramite un sensore anemometrico previsto all’uopo, e †̃Limit’ una soglia prefissata (ad esempio 40 Km/h), K3 à ̈ posta pari ad 1 se Wind > Limit, altrimenti viene posta pari a Wind / Limit; ed Irr à ̈ un valore di potenza di irraggiamento solare per metro quadro, misurato.
La temperatura dei pannelli TP così calcolata, derivando solo da condizioni ambientali e non dai moduli stessi, ne dal modo (ben eseguito o non) in cui questi sono stati montati, fornisce un dato che, utilizzato per il calcolo del coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura, fa si che tale indicatore sia anch’esso svincolato dalla reale capacità di dissipazione termica dell’impianto. Ciò significa che, a parità di condizioni ambientali, di luogo ed orientamento dei moduli, un impianto che dissipa poco rispetto alla media avrà un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura peggiore di un impianto che dissipa bene. Tale indicatore diviene quindi un indicatore oggettivo per effettuare un rating dell’impianto.
Secondo una forma di realizzazione della presente invenzione, il metodo comprende inoltre un passo di calcolare un secondo coefficiente di rendimento (PR2) come rapporto tra corrispondenti valori di energia prodotta dall’impianto e valori di energia di irraggiamento solare misurati, rispettivamente integrati in un intervallo di tempo (T). Ciò à ̈ ottenuto in particolare secondo la seguente espressione:
N
∑ Ek
PR k = 1
2= N ,
∑ ES k
k = 1
in cui:
N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T;
Ekà ̈ l’energia per kWp prodotta dall’impianto nell’intervallo Tk; e
ESkà ̈ l’energia di irraggiamento solare per metro quadro nell’intervallo Tk.
Inoltre, la temperatura dei pannelli fotovoltaici può essere calcolata come media pesata in un intervallo di tempo (T) dei valori di temperatura dei pannelli (TPk) misurati in tale intervallo (T), per ottenere una temperatura media pesata (TPM), secondo la seguente relazione:
N TP
∑<k>
TP = k= 1 Ek
M ,
N
in cui N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T.
Quindi, un coefficiente di rendimento integrato (PRI) può essere calcolato come:
PR
PRI=<2>.
[1 -(TPM-25) ·Coeff _ Temp ]
La misura del coefficiente di rendimento à ̈ spesso troppo imprecisa a causa dell’imprecisione della misura dell’energia (o di potenza) irradiata dal sole. Ciò in quanto i sensori d’irraggiamento, quando sono tarati e perfettamente montati, sono garantiti tipicamente con un errore entro il 5%.
Inoltre, la misura può essere ulteriormente inficiata da condizioni ambientali instabili: in caso di cielo non sereno, la misura varia da istante ad istante e l’errore aumenta in modo difficilmente quantificabile. Questo secondo fattore determina inoltre instabilità nella misura dell’energia prodotta in quanto gli strumenti di conversione dalla continua all’alternata, gli inverter, non hanno una reazione lineare ed immediata in presenza di variazioni repentine in ingresso. E’ inoltre evidente come, mentre un coefficiente di rendimento in condizioni stabili sia un dato confrontabile, un coefficiente di rendimento calcolato in un periodo di tempo su un dato che varia ha un significato relativo. Per una misura di coefficiente di rendimento che realmente equivalga alla misura della performance intrinseca e confrontabile dell’impianto à ̈ necessaria quindi una situazione stabile ed una misura dell’energia solare quanto più precisa possibile.
Secondo una forma di realizzazione, il metodo secondo la presente invenzione può quindi comprendere un passo di elaborare i valori di potenza di irraggiamento solare (Irr) misurati, al fine di ridurre eventuali errori di misura ed ottenere valori di potenza di irraggiamento corretti, i quali possono essere vantaggiosamente utilizzati per il calcolo del primo coefficiente di rendimento (PR1). Tale passo di elaborare i valori di potenza di irraggiamento (Irr) misurati comprende una comparazione di ciascun valore di potenza di irraggiamento misurato con un corrispondente valore ideale di potenza di irraggiamento preventivamente memorizzato in un database. Questo database contiene quindi i valori ideali di potenza di irraggiamento in condizione ideale, di cielo sereno, per la posizione geografica dell’impianto in ogni istante della giornata.
Preferibilmente, ciascun valore corretto viene calcolato in funzione dell’entità dello scostamento del valore misurato rispetto al corrispondente valore ideale
Ove tale scostamento sia inferiore ad una soglia percentuale prefissata, il valore corretto à ̈ posto pari al valore ideale. Un valore accettabile per tale prima soglia prefissata à ̈ di circa il 5% (l’errore di misura dei sensori d’irraggiamento solare).
Inoltre, in alternativa o in aggiunta, ciascun valore corretto può anche essere calcolato in funzione della variabilità nel tempo del valore misurato. Preferibilmente, ciascun valore corretto à ̈ posto pari al valore ideale se la condizione di cui sopra (scostamento massimo entro la soglia) rimane verificata per almeno M intervalli di tempo Tk consecutivi (ad esempio M=2).
Un esempio di algoritmo che implementa la fase di correzione dei dati di irraggiamento, con il parametro N = 2, può essere il seguente:
IF ((Irrcleark- Irrk)/Irrcleark< Diff_clear)
AND
(Irrcleark-1- Irrk-1)/Irrcleark-1< Diff_clear))
THEN Irrk= Irrcleark
in cui
Irrclearkà ̈ il valore ideale corrispondente allo Irrk(stesso intervallo di tempo Tk); e Diff_clear = circa 5% per default.
Come sopra premesso, i valori d’irraggiamento così ottenuti possono essere utilizzati nella formula del calcolo del PR1 e del PRT per avere, in quella situazione ideale d’irraggiamento solare, dei coefficienti di rendimento più oggettivi.
Disponendo di una molteplicità di misure e quindi di coefficienti di rendimento calcolati in tale situazione e modalità, dalla distribuzione di tali valori si può calcolare, in un modo opportuno, un coefficiente medio PR1 e PRT, da utilizzare per stabilire un rating caratteristico dell’impianto stesso.
Secondo un’ulteriore forma di realizzazione della presente invenzione, il metodo prevede di calcolare anche un coefficiente di rendimento che tenga conto dei tempi di improduttività dell’impianto, dovuta a malfunzionamenti o ad altre cause inattese. I sistemi di misura tradizionali non tracciano i fermi impianto e le conseguenti perdite di produzione ovvero non le evidenziano e collegano alla produzione stessa: diviene quindi impossibile distinguere il coefficiente di rendimento reale (e/o il coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura) da quello deteriorato a causa di tali perdite di produzione, rendendo impossibile il confronto con le prestazioni attese sia a livello qualitativo che a livello di QoS (tempi d’intervento) del manutentore che deve intervenire per rimuovere il malfunzionamento stesso.
Un metodo che automaticamente riconosce e quantifica la produzione persa, distinguendo il coefficiente di rendimento complessivo (e/o il coefficiente di rendimento al netto lle perdite in temperatura) da quello depurato da tali malfunzionamenti à ̈ quindi vantaggioso.
A tale scopo, il metodo secondo la presente invenzione, può comprendere inoltre un passo di calcolare un coefficiente di rendimento di riferimento (PRREF), come:
PRREF=PRP·(1 - D )<i>,
oppure come:
PRREF=PRP·(1 -D · i ) ,
in cui:
PRPà ̈ un coefficiente di rendimento target, inizialmente pari ad un coefficiente di rendimento di progetto; si può immaginare di porre inizialmente tale valore pari al 90%; sarà chiaro nel seguito come tale valore potrà essere aggiustato nel tempo; D à ̈ un parametro indicativo del degrado percentuale annuo previsto del rendimento dei pannelli fotovoltaici; un tipico valore può essere 0,8%; e
i (>= 0) indica l’i-esimo anno di esercizio dell’impianto (i=0 nel primo anno di esercizio).
Il coefficiente di rendimento di riferimento (PRREF) può essere quindi utilizzato per calcolare un valore (PF%) rappresentativo della percentuale di potenza nominale d’impianto fermo.
Il valore PF% Ã ̈ calcolato come:
(PRREF- PRT)
ïƒ ̄ , se (PRT- PRREF< SP) e (Irr>=SI)
PF % =ïƒ PRREF
ïƒ ̄ 0 , altrimenti.
in cui
SPÃ ̈ una soglia di tolleranza prefissata, ad esempio pari a circa il 5%;
SIÃ ̈ una soglia di irraggiamento minimo prefissata, ad esempio pari a circa 200W per metro quadro.
Ciò consente quindi di ricavare un nuovo parametro (oresolariperse), indicativo delle perdite di energia dovute a fermi impianto, anche parziali, occorsi durante periodi utili di produzione.
Tale parametro à ̈ calcolato come:
N
oresolariperse = ∑PF %k· oresolarik
k= 1
in cui:
N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T; e
oresolarik à ̈ l’energia di irraggiamento solare per metro quadro ricevuta dai pannelli nel k-esimo intervallo di tempo.
La definizione di “oresolari†à ̈ la seguente: orasolare = 1 ora con irraggiamento solare a valore nominale di 1000 W/m2 con impianto interamente funzionante.
A questo punto, il metodo può prevedere il calcolo di un coefficiente di rendimento (PRO) al netto delle ore solari perse in un intervallo di tempo (T), come:
(energia_ prodotta_dall'impianto_ per_KWp_ installato ) PRO=
(oresolari -oresolariperse )
Infine, vantaggiosamente, il coefficiente di rendimento massimo (PRp) può essere ricalcolato nel tempo attraverso la seguente espressione:
G
∑ PRIk
PRP=<k = 1>
G
in cui:
G Ã ̈ un prefissato numero di giorni nei quali oresolariperse=0;
PRIkà ̈ il coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura calcolato il giorno k-esimo.
Il metodo fin qui descritto può essere implementato in un sistema per la determinazione dei coefficienti di rendimento sopra definiti.
E’ evidente che ogni passo di elaborazione e di calcolo potranno essere implementati in un software da eseguire su un elaboratore.
Quindi, con riferimento alle definizioni fornite in precedenza, un sistema secondo la presente invenzione comprende quindi:
- mezzi per acquisire misure di valori di potenza (e/o energia) prodotta dall’impianto per singolo KWp installato;
- mezzi per acquisire misure di valori di potenza (e/o energia) di irraggiamento solare per metro quadro (Irr) su un piano complanare alla superficie dei pannelli fotovoltaici; ed
- un’unità di elaborazione e presentazione dei dati che comprenda:
o mezzi per calcolare, in tempo reale, un primo coefficiente di rendimento (PR1) come rapporto tra corrispondenti valori di potenza prodotta dall’impianto e valori di potenza di irraggiamento solare (Irr) misurati; e
o mezzi per normalizzare detto primo coefficiente di rendimento (PR1) rispetto a variazioni di temperatura dei pannelli fotovoltaici, ottenendo un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura (PRT), secondo l’espressione:
PR1
PRT= .
[1 -(TP -25) ·coeff _ Temp ]
Il sistema può vantaggiosamente essere dotato di propri mezzi di rilevazione di parametri ambientali, comprendenti sensori per la temperatura ambiente e/o l’intensità del vento e/o la temperatura dei pannelli fotovoltaici e/o l’energia (o potenza) di irraggiamento solare e/o dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico in un dato intervallo di tempo.
Un tale sistema può inoltre comprendere un database, contenente dati scientifici e previsionali relativi all’irraggiamento solare nella zona in cui l’impianto fotovoltaico à ̈ posizionato.
Ad esempio, il database può contenere i seguenti dati:
a) Dati di radiazione solare su superficie orizzontale “clear sky†(cioà ̈ con cielo sereno) per tutti i giorni, ore e minuti dell’anno (eventualmente con intervalli di qualche minuto);
b) Dati storici di radiazione solare orizzontale media complessiva giornaliera per tutti i mesi dell’anno, espressi in kWh/m2 ovvero in “ore solari†per kWp installato (secondo la definizione di “ora solare†data precedentemente).
c) Dati statistici storici di variazione del PR nei diversi mesi dell’anno L’unita di elaborazione del sistema, sarà programmata in modo da poter eseguire un metodo secondo la presente invenzione.
La presente invenzione à ̈ stata fin qui descritta con riferimento a sue forme di realizzazione preferite. È da intendersi che ciascuna delle soluzioni tecniche implementate nelle forme di realizzazione preferite qui descritte a titolo esemplificativo, potranno vantaggiosamente essere combinate diversamente tra loro, per dar forma ad altre forme di realizzazione, che afferiscono al medesimo nucleo inventivo e tutte comunque rientranti nell’ambito di protezione delle rivendicazioni qui di seguito riportate.

Claims (12)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Metodo per la determinazione di un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura (PRT) di un impianto di pannelli fotovoltaici comprendente i passi di: - acquisire misure di valori di potenza prodotta dall’impianto per singolo KWp installato; - acquisire misure di valori di potenza di irraggiamento solare per metro quadro (Irr) su un piano complanare alla superficie dei pannelli fotovoltaici; - calcolare, in tempo reale, un primo coefficiente di rendimento (PR1) come rapporto tra corrispondenti valori di potenza prodotta dall’impianto e valori di potenza di irraggiamento solare (Irr) misurati. - normalizzare detto primo coefficiente di rendimento (PR1) rispetto a variazioni di temperatura dei pannelli fotovoltaici, ottenendo un coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura (PRT), secondo l’espressione: PR1 PRT= , [1 -(TP -25) ·Coeff _ Temp ] in cui : TP à ̈ una temperatura dei pannelli fotovoltaici; e Coeff_Temp à ̈ un parametro costante specifico per il pannello installato.
  2. 2. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui detta temperatura dei pannelli (TP) à ̈ stimata come: (NOCT -25 k1 -v ) · Irr TP = Ta , 800 in cui: Ta à ̈ una misura della temperatura ambiente; NOCT à ̈ un parametro specifico del pannello fotovoltaico (Temperatura nominale di lavoro del pannello - fornita dal costruttore); k1 à ̈ un valore costante funzione del tipo di impianto; v à ̈ un valore funzione dell’intensità del vento, normalizzato in modo da essere compreso tra 0 e (NOCT-25); ed Irr à ̈ un valore di potenza di irraggiamento solare per metro quadro misurato.
  3. 3. Metodo secondo la rivendicazione 1, comprendente inoltre un passo di calcolare un secondo coefficiente di rendimento (PR2) rapporto tra corrispondenti valori di energia prodotta dall’impianto e valori di energia di irraggiamento solare misurati, rispettivamente integrati in un intervallo di tempo (T), come: N ∑ E k PR2= k k= 1 N , ∑ ESk k = 1 in cui: N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T; Ekà ̈ l’energia per kWp prodotta dall’impianto nell’intervallo Tk; ed ESkà ̈ l’energia di irraggiamento solare per metro quadro nell’intervallo Tk.
  4. 4. Metodo secondo la rivendicazione 3, in cui detta temperatura dei pannelli fotovoltaici (TP) à ̈ calcolata come media pesata in un intervallo di tempo (T) dei valori di temperatura dei pannelli (TPk) misurati in tale intervallo (T), per ottenere una temperatura media pesata (TPM), secondo la seguente relazione: N TPk ∑ TPM= k= 1 Ek, N in cui N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T, ed un coefficiente di rendimento integrato (PRI) à ̈ calcolato come: PR2 PRI= . [1 -(TPM-25) ·coeff _ Temp ]
  5. 5. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, comprendente inoltre un passo di elaborare detti valori di potenza di irraggiamento solare (Irr), per ridurre errori di misura ed ottenere valori di potenza di irraggiamento corretti, detti valori di potenza di irraggiamento corretti essendo utilizzati per il calcolo del primo coefficiente di rendimento (PR1).
  6. 6. Metodo secondo la rivendicazione 5, in cui detto passo di elaborare i valori di potenza di irraggiamento (Irr) misurati comprende una comparazione di ciascun valore misurato con un corrispondente valore ideale di potenza di irraggiamento preventivamente memorizzato in un database, detto database contenendo i valori ideali di potenza di irraggiamento in condizione di cielo sereno per la posizione geografica dell’impianto in ogni istante della giornata, ciascun valore corretto essendo calcolato in funzione dell’entità dello scostamento del valore misurato rispetto al corrispondente valore ideale.
  7. 7. Metodo secondo la rivendicazione 6, in cui detto valore corretto à ̈ posto pari al valore ideale se detto scostamento à ̈ inferiore ad una soglia prefissata
  8. 8. Metodo secondo la rivendicazione 7, in cui detto valore corretto à ̈ posto pari al valore ideale solo se detto scostamento à ̈ inferiore ad una soglia prefissata per almeno M intervalli di tempo T<k>consecutivi, con M prefissato.
  9. 9. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, comprendente inoltre un passo di calcolare un coefficiente di rendimento di riferimento (PRREF), come: PRREF=PRP·(1 - D )<i>, oppure PRREF=PRP·(1 -D · i ) , in cui: PRPà ̈ un coefficiente di rendimento target, inizialmente pari ad un coefficiente di rendimento di progetto; D à ̈ un parametro indicativo del degrado percentuale annuo previsto del rendimento dei pannelli fotovoltaici, e i (>= 0) indica l’i-esimo anno di esercizio dell’impianto.
  10. 10. Metodo secondo la rivendicazione 9, comprendente inoltre un passo di calcolare: un valore (PF%) rappresentativo della percentuale di potenza nominale d’impianto fermo come: (PRREF- PRT) ïƒ ̄ , se (PRT- PR < SP) e (Irr>=SI) PF % =ïƒ PR ïƒ ̄ 0 , altrimenti in cui: SPà ̈ una soglia di tolleranza prefissata; SIà ̈ una soglia di irraggiamento minimo prefissata, ed un parametro (oresolariperse) indicativo delle perdite di energia dovute a fermi impianto, anche parziali, occorsi durante periodi utili di produzione, come: N oresolariperse = ∑PF %k· oresolarik k= 1 in cui: N à ̈ il numero di valori misurati nell’intervallo di tempo T; e oresolarikà ̈ l’energia di irraggiamento solare per metro quadro ricevuta dai pannelli nel k-esimo intervallo di tempo.
  11. 11. Metodo secondo la rivendicazione 10, comprendente inoltre il calcolo di un coefficiente di rendimento (PRO) al netto delle ore solari perse in un intervallo di tempo (T), come: (energia_ prodotta_dall'impianto_ per_KWp_ installato ) PRO= . (oresolari -oresolarip erse )
  12. 12. Metodo secondo una delle rivendicazioni da 9 a 11 e la rivendicazione 4, comprendente inoltre un passo di ricalcolare di detto coefficiente di rendimento target (PRp) come: G ∑ PRIk PRP= k = 1 , G in cui: G à ̈ un prefissato numero di giorni nei quali oresolariperse=0; e PRIkà ̈ il coefficiente di rendimento al netto delle perdite in temperatura calcolato il giorno k-esimo.
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