Definizioni e riferimenti

Questa pagina funge da riferimento per tutti gli input di Solesca. Ti aiuterà a comprendere tutti gli input necessari per creare layout ed eseguire modelli energetici accurati.

Innanzitutto, è bene precisare che utilizziamo il System Advisor Model (SAM) di NREL sul nostro backend per le simulazioni energetiche. Questa guida spiegherà come interfacciarsi con il modello tramite Solesca, ma per qualsiasi domanda specifica sul modello puoi fare riferimento alla pagina SAM Help (opens in a new tab) o al SAM Photovoltaic Model Technical Reference (opens in a new tab). Per comodità, abbiamo collegato parti specifiche della documentazione SAM dove applicabile. E come sempre, contattaci per qualsiasi domanda di chiarimento, siamo qui per aiutare!

Campo

Altezza del campo

Se il campo è rappresentativo di una struttura (ad es. pensilina o edificio), dovrebbe essere l'altezza di quella struttura. Altrimenti, se il campo è solo il terreno, dovrebbe essere impostato a zero.

Azimut

Questo ha significati diversi a seconda del tipo di racking. In tutti i casi, è definito in gradi in senso orario a partire da nord (ad es. N = 0º, E = 90º, S = 180º, O = 270º).

Inclinazione fissa: La direzione verso cui sono orientati i pannelli. Nell'emisfero settentrionale, il valore predefinito sarebbe 180º (sud); nell'emisfero meridionale, il valore predefinito sarebbe 0º (nord). *Nota: attualmente non cambiamo questo automaticamente se ti trovi nell'emisfero meridionale; deve essere fatto manualmente.

Pensilina o montaggio a filo: La direzione verso cui è orientato il campo (e, di conseguenza, i pannelli). Se esiste una struttura preesistente (ad es. un tetto a falde), dovrebbe essere determinata da quella struttura; altrimenti si applicano i valori predefiniti dell'inclinazione fissa.

Inseguimento ed est-ovest: Questa è la direzione dell'asse lungo della struttura di racking/inseguimento. Il valore predefinito è 180º, anche se non c'è una vera differenza nell'impostarlo a 0º. Entrambi i valori significano che l'asse lungo è orientato nord/sud.

Allineamento del layout

Questo offre un controllo aggiuntivo su come viene creato il layout dei pannelli. Ci sono quattro opzioni:

Griglia: Tutti i frame sono allineati tra loro in modo rettangolare. Le file iniziano e finiscono nello stesso punto, dando linee est/ovest e nord/sud pulite per il layout.

Sinistra: Allinea i pannelli a partire dai bordi meridionali del campo.

Centro: Le file sono centrate all'interno della loro porzione di campo.

Destra: Allinea i pannelli a partire dai bordi settentrionali del campo.

Modulo ed elettrica

Modulo

Il modulo fotovoltaico da utilizzare per questo campo. Per aggiungere moduli alla tua organizzazione, puoi selezionare uno dei nostri moduli di libreria dal CEC oppure caricare il tuo file PAN su Modules (opens in a new tab).

Fattore di trasmissione bifacciale

La frazione di luce che passa attraverso i moduli solari nella struttura di racking. Si consiglia di lasciare il valore predefinito, 0,013. Abilitato solo se bifacial è attivo per questo modulo.

The transmission fraction is meant to account for light that may pass through or around the modules in each row, so it should not be calculated based on the row spacing. The bifacial model calculates the space between rows based on the GCR and the geometry you specify on the Shading and Layout input page." -Paul Gilman, NREL (opens in a new tab)

Bifaccialità

Il rapporto tra l'efficienza del lato posteriore e l'efficienza del lato anteriore. Si trova nella maggior parte delle schede tecniche dei moduli bifacciali, di solito nell'intervallo 0,7-0,8. Abilitato solo se bifacial è attivo per questo modulo.

Inverter

L'inverter da utilizzare per questo campo. Per aggiungere inverter alla tua organizzazione, puoi selezionare uno dei nostri inverter di libreria dal CEC oppure caricare il tuo file OND su Inverters (opens in a new tab).

Numero di inverter

Quanti inverter utilizzare per questo campo. Il numero di inverter moltiplicato per la potenza di targa dell'inverter è uguale alla potenza di targa AC del campo. Se il numero di inverter è bloccato (cliccando sull'icona del lucchetto), il numero di inverter rimarrà come inserito e il rapporto DC/AC si aggiornerà in base al numero di inverter. Altrimenti, se il numero di inverter è sbloccato (con l'icona del lucchetto aperto accanto), verrà aggiornato automaticamente in base al rapporto DC/AC impostato. In Solesca non c'è un valore predefinito, poiché cambia in base al dimensionamento del campo, ma verrà calcolato automaticamente in base al nostro rapporto DC/AC predefinito.

Rapporto DC/AC

Il rapporto tra la potenza di targa DC e la potenza di targa AC per il campo. È comune sottodimensionare leggermente gli inverter, facendo sì che questo valore sia maggiore di 1 (di solito nell'intervallo 1,1-1,4). Se il rapporto DC/AC è bloccato (cliccando sull'icona del lucchetto), il rapporto DC/AC rimarrà come inserito e il numero di inverter si aggiornerà in base al rapporto DC/AC. Altrimenti, se il rapporto DC/AC è sbloccato (con l'icona del lucchetto aperto accanto), verrà aggiornato automaticamente in base al numero di inverter impostato.

Moduli in stringa

Il numero di moduli da collegare insieme in serie. Un calcolo molto approssimativo per il numero minimo e massimo di moduli per stringa consiste nel prendere le tensioni minima e massima dell'inverter e dividerle rispettivamente per la tensione minima (Vpmax) e massima (Voc) del modulo. Questi valori possono essere trovati nel datagrid per modules (opens in a new tab) e inverters (opens in a new tab).

*Questo è un valore molto importante da impostare correttamente quando si tratta di eseguire simulazioni energetiche. Introdurremo presto un calcolatore automatico per esso, ma nel frattempo il nostro valore predefinito di 20 probabilmente deve essere modificato, a seconda del modulo e dell'inverter selezionati.

Racking

Tipo

Solesca offre sei diversi tipi di racking, descritti di seguito.

• Inclinazione fissa: I moduli sono su una superficie piana (terreno o tetto) e hanno un'inclinazione fissa impostata sopra l'orizzontale.
• Montaggio a filo: I moduli sono a filo contro una superficie inclinata (o piana, se l'inclinazione è impostata a 0º), come un tetto a falde. La direzione verso cui è orientato il tetto è determinata dall'angolo di azimut. In questa situazione i moduli avranno sempre 0º di inclinazione rispetto alla superficie sottostante. Vedi le note sul montaggio a filo vs. pensilina di seguito.
• Pensilina: Esattamente le stesse proprietà di layout del montaggio a filo, ma ha caratteristiche termiche diverse. La pensilina è modellata con un retro aperto che consente un maggiore flusso d'aria e una migliore termica, mentre il montaggio a filo è modellato con un retro chiuso che è contro una superficie. Se passi un progetto a montaggio a filo alla struttura di racking a pensilina, noterai che la struttura a pensilina ha una produzione leggermente più alta a causa di questa migliore termica che consente moduli più freschi e più performanti.
• Est-Ovest: Una struttura a inclinazione fissa "a tenda" in cui in una fila metà dei moduli è orientata a est e l'altra metà a ovest, incontrandosi a un picco in cima. Tecnicamente, la direzione verso cui sono orientati i moduli è determinata dall'angolo di azimut impostato. Se impostato a 180º, i moduli saranno orientati nelle direzioni nominali est-ovest, ma ad esempio, se impostato a 90º (o 180º), i moduli saranno orientati nord-sud. L'unica garanzia è che l'altra metà sarà orientata di 180º nella direzione opposta rispetto alla prima metà. È utile entrare in modalità 3D per visualizzare questa struttura di racking.
• Inseguimento a singolo asse: La struttura di inseguimento più comune in cui l'asse di inseguimento è allineato nord-sud (azimut 180º) e i moduli ruotano attorno a quell'asse, partendo a est al mattino e terminando a ovest la sera. Come il racking est-ovest, è possibile cambiare l'angolo di azimut in modo che non sia 180º, ma si consiglia di lasciarlo a questo valore.
• Inseguimento a doppio asse: Una struttura di racking molto meno comune in cui i pannelli possono seguire il sole con due gradi di libertà.

Inclinazione

Ha alcuni significati diversi, a seconda della struttura di racking, come descritto di seguito.

• Inclinazione fissa ed est-ovest: L'inclinazione dei pannelli sopra l'orizzontale. Ad es. 0º è piatto, 90º è verticale.
• Montaggio a filo e pensilina: L'inclinazione della superficie sottostante. I pannelli avranno 0º di inclinazione rispetto alla superficie sottostante, cioè a filo. Ad es. potrebbe essere impostato a 30º per modellare un tetto inclinato di 30º sopra l'orizzontale.
• Inseguimento a singolo/doppio asse: L'inclinazione non ha significato qui e non viene mostrata come input.

Limite di rotazione

Mostrato solo per l'inseguimento a singolo asse. La limitazione massima in gradi a cui gli inseguitori possono inclinarsi rispetto all'orizzontale. Di solito tra 45º-60º, a seconda del produttore.

Backtracking

Mostrato solo per l'inseguimento a singolo asse. Se abilitare o meno il backtracking nella simulazione energetica. Il backtracking "appiattisce" l'angolo dei pannelli nelle prime e nelle ultime ore del giorno per ridurre al minimo le perdite per auto-ombreggiamento, anziché seguire direttamente il sole, il che causerebbe molto ombreggiamento quando il sole è basso all'orizzonte. Se utilizzi l'inseguimento a singolo asse, questo dovrebbe essere abilitato se i tuoi inseguitori lo supportano (probabilmente lo fanno) e utilizzi moduli PV in silicio. Se utilizzi moduli CdTe, come quelli di First Solar, considera di disabilitarlo.

Orientamento

In quale direzione devono essere orientati i moduli PV nella struttura di racking. Verticale (portrait) significa lato lungo orizzontale, orizzontale (vertical) significa lato corto orizzontale.

Altezza del modulo

Ha alcuni significati diversi, a seconda della struttura di racking, come descritto di seguito.

• Inclinazione fissa ed est-ovest: L'altezza del bordo più basso dei moduli rispetto al terreno/tetto, cioè il franco.
• Montaggio a filo e pensilina: La distanza di offset dei moduli, perpendicolare alla superficie sottostante. Ad es. 0ft sarà a filo, 1ft sarà un offset di un piede.
• Inseguimento a singolo/doppio asse: Altezza del centro di rotazione, cioè l'altezza del tubo di torsione.

Frame · in alto

Il numero di moduli "in verticale", o impilati uno sopra l'altro.

Frame · in larghezza

Il numero di moduli lungo la larghezza del frame. Se impostato a uno (e anche frame up è impostato a uno), disporremo moduli individuali, il che può essere desiderabile per progetti su tetto/pensilina. Per i progetti a inseguimento, si consiglia di impostarlo sul numero di moduli in stringa / la lunghezza dell'inseguitore in moduli.

Spaziatura verticale dei moduli

Lo spazio tra i moduli in frame · in alto.

Spaziatura orizzontale dei moduli

Lo spazio tra i moduli in frame · in larghezza.

Spaziatura del picco

Mostrato solo per il racking est-ovest. Lo spazio tra il picco dei moduli.

Layout e simulazione

Setback

La distanza per arretrare i moduli da tutti i bordi del campo.

Albedo

La fonte per i valori mensili di albedo (riflettività) per la simulazione energetica. Per impostazione predefinita, utilizzerà semplicemente i valori del weatherfile, ma puoi sovrascriverlo per ogni singolo campo (Custom) oppure creare un modello di albedo su Albedos (opens in a new tab) e selezionarlo. Conta soprattutto per i moduli bifacciali, ma ha un impatto anche sui moduli monofacciali a causa della riflettività del terreno. 0 = corpo nero, 1 = riflette tutta la radiazione incidente.

GCR

Ground coverage ratio (rapporto di copertura del terreno). Un GCR più alto significa una copertura più densa di pannelli, e viceversa. Questo ha due definizioni diverse, ma quella che usiamo è la distanza proiettata del frame up divisa per il passo della fila. Può aiutare pensarci in questo modo: guardando dall'alto, se disegni un riquadro della larghezza di un frame, partendo dal bordo anteriore di una fila e arrivando al bordo anteriore della fila successiva, il GCR sarà la percentuale coperta dai pannelli. Si aggiorna automaticamente se il passo o la spaziatura delle file cambia.

Span-to-rise

Il rapporto tra "span" (spaziatura delle file) diviso per "rise" (l'aumento verticale dalla parte anteriore di un frame alla parte posteriore).

Passo

Distanza dal centro di una fila al centro della successiva (in alternativa, distanza dal bordo anteriore di una fila al bordo anteriore della successiva). Un'idea errata comune è che questo sia in qualche modo correlato all'inclinazione (come i tetti a falde). In realtà, è solo una misura di distanza e non ha nulla a che fare con l'inclinazione. Si aggiorna automaticamente se il GCR o la spaziatura delle file cambia.

Spaziatura delle file

La spaziatura tra le file di pannelli dal bordo posteriore di una fila al bordo anteriore della successiva. Si può pensare come la quantità di spazio per camminare o guidare tra le file.

Spaziatura dei frame

Lo spazio tra le file, lungo l'asse della fila. Impostato a zero per impostazione predefinita.

Weatherfile

L'importantissimo weatherfile, che è il cuore del modello energetico. Per impostazione predefinita, utilizziamo l'ultimo file NSRDB. Se hai un abbonamento SolarAnywhere, puoi inserire la tua chiave API su Integrations (opens in a new tab) e selezionarla anche dall'elenco delle opzioni.

Perdite e impostazioni avanzate

Impostare valori di perdita corretti è fondamentale per ottenere valori energetici accurati.

Perdita per sporcamento/neve

Le perdite per sporcamento e neve tengono conto dell'accumulo di sporco, neve e/o altri detriti sulla parte superiore dei pannelli solari. Queste vengono impostate mese per mese. Questa perdita riduce l'irradianza sul piano dell'array (POA) della percentuale inserita. Un valore standard del 2% è impostato come predefinito. Per le aree che ricevono neve, considera di aumentare i valori nei mesi invernali. Una pulizia frequente ridurrà questo numero, e viceversa.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Irradiance losses account for reduction in incident solar irradiance caused by dust or other seasonal soiling of the module surface that reduce the radiation incident on the subarray. Soiling losses cause a uniform reduction in the total irradiance incident on each subarray.

SAM calculates the nominal incident irradiance value for each time step using solar irradiance values from the weather file, and sun and subarray angles. When you specify soiling losses, SAM adjusts the nominal incident irradiance value by each soiling loss percentage that applies to the time step. You can see the effect of soiling losses in hourly results by comparing values of the nominal POA irradiance with the "after shading only" and "after shading and soiling" values. The radiation incident on the subarray is the POA total irradiance after shading and soling value (W/m2).

Perdita di cablaggio DC

Perdite resistive (ohmiche) causate dal cablaggio DC.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Resistive losses in wiring on the DC side of the system.

Perdita per degradazione indotta dalla luce

La degradazione indotta dalla luce (LID) può verificarsi nei moduli solari in silicio cristallino dopo l'esposizione iniziale al sole.

In Solesca, questa viene combinata con la module quality loss per costituire la nameplate loss, che viene passata direttamente a SAM.

Perdita di qualità del modulo

Tiene conto di qualsiasi differenza tra il valore di targa specificato dal produttore del modulo PV e le prestazioni nel mondo reale. Può essere negativa o positiva, dove una perdita negativa rappresenta un guadagno e una perdita positiva rappresenta una perdita normale.

In Solesca, questa viene combinata con la light-induced degradation loss per costituire la nameplate loss, che viene passata direttamente a SAM.

Perdita per mismatch dei moduli

Non tutti i moduli in una stringa sono identici. Poiché la corrente più bassa di un modulo nella stringa determina la corrente dell'intera stringa, questo può causare perdite.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Slight differences in performance of individual modules in the array.

Perdita per diodi e connessioni

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Voltage drops across blocking diodes and electrical connections.

Perdita dell'ottimizzatore DC

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Accounts for power losses of any power conditioning equipment installed with the array. SAM does not explicitly model DC/DC conversion losses, but you can account for them here.

Perdita per errore di inseguimento

Questo appare solo se hai selezionato l'inseguimento a uno o due assi. In linea di massima, puoi lasciare questo valore a 0.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Inaccuracies in the tracking mechanisms ability to keep the array oriented toward the sun. The default value of zero assumes a fixed array with no tracking.

Perdita per sporcamento posteriore

Questo appare solo se hai abilitato la modalità bifacciale. Se hai ombreggiamento posteriore bifacciale, puoi inserirlo anche qui.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for soiling on the rear side of the array. A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for shadows of racking equipment on the rear side of the array. to account for soiling on the rear side of the array."

Mismatch elettrico bifacciale

Appare solo se la modalità bifacciale è abilitata.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

For bifacial modules, accounts for electrical mismatch between modules in the array caused by variation of irradiance on the the rear-side of the array.

Perdita di trasmissione

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

A reduction of the photovoltaic system's AC output due to wire losses in a transmission line.

Percentuale di perdita di cablaggio AC

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Loss to account for electrical losses in AC wiring between the inverter and the grid connection point.

Perdita a vuoto del trasformatore

*Avvertenza: sono necessarie ulteriori ricerche per un analogo PVsyst esatto.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

The transformer's rated no load loss as a percentage of the total inverter AC capacity. This is a constant loss caused by the magnetizing current in the transformer's core."

Perdita a carico del trasformatore

*Avvertenza: sono necessarie ulteriori ricerche per un analogo PVsyst esatto.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

The transformer's rated load loss as a percentage of the inverter's AC output. These represent losses in the transformer's primary and secondary coil wiring that vary with the inverter's electrical output."

Perdita per indisponibilità del sistema

Tiene conto di guasti imprevisti del sistema o della manutenzione. Applicata direttamente come una correzione di perdita AC. Sul file 8760, nell'ultima colonna, "System net AC output power", questa viene mediata sul corso dell'anno, anche se non è così che la perdita funzionerebbe nella realtà (sarebbe un periodo di tempo discreto). Questo serve a prevenire "buchi" casuali nel file 8760.

Modello del cielo

Come viene modellata la radiazione diffusa (dispersa). Si consiglia di mantenerlo su Perez.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

Isotropic The isotropic method assumes that diffuse radiation is uniformly distributed across the sky, called isotropic diffuse radiation.

HDKR The Hay-Davies-Kluchr-Reindl combination method accounts for the increased intensity of diffuse radiation in the area around the sun, called circumsolar diffuse radiation, in addition to isotropic diffuse radiation.

Perez The Perez method is the default value and is best for most analysis. It accounts for horizon brightening, circumsolar and isotropic diffuse radiation using a more complex computational method than the Reindl and Hay and Davies methods.

Modalità di ombreggiamento

Controlla il modello di ombreggiamento tra le file. NOTA: Per i tipi di racking pensilina e montaggio a filo, questo è codificato come None, poiché tutti i moduli esistono sullo stesso piano (l'ombreggiamento ravvicinato dalle strutture di racking si applicherà comunque alle file adiacenti). Per il racking est-ovest, è anch'esso codificato come None, in modo da poter essere sostituito dal nostro modello interno di auto-ombreggiamento est-ovest.

Per la documentazione SAM (opens in a new tab):

For the Standard (non-linear) option:

• The cell material is crystalline silicon, either mono-crystalline or poly-crystalline. The self-shading model does not work for modules with thin film cells. SAM indicates the cell material on the Module page under Physical Characteristics.
• Each module in the array consists of square cells arranged in a rectangular grid with three bypass diodes.
• The array uses the fixed or one-axis tracking option on the System Design page. The self-shading model does not work for two-axis or azimuth-axis tracking.

For the Thin film (linear) option, the subarray's DC output responds linearly to the reduction in plane-of-array irradiance.

Ostruzioni

Tratta come un'ostruzione del campo

Se stai solo cercando di rimuovere un gruppo di moduli, è generalmente una buona idea mantenere questa opzione disabilitata. Questo è il comportamento predefinito. Se stai cercando di rimuovere una grossa porzione del campo, di solito ha senso abilitarla. Se l'ostruzione non è vicina al punto di partenza del layout (ad es. in cima al campo per un layout dall'alto verso il basso), questo probabilmente non avrà alcun effetto.

Quando abilitata, l'ostruzione verrà sottratta dal campo prima che il layout venga generato. Questo significa che l'ostruzione verrà presa in considerazione nel determinare il punto di partenza del campo, cioè il layout potrebbe spostarsi per essere il più vicino possibile all'ostruzione.

Quando disabilitata, il layout verrà generato per primo e le ostruzioni rimuoveranno i pannelli solo dopo che è stato generato. Questo significa che il layout non si sposterà a causa dell'ostruzione, piuttosto qualsiasi pannello che interseca l'ostruzione verrà rimosso.

Tipi di ostruzione

Puoi specificare il tipo di ostruzione tra le ostruzioni di seguito. Questo imposterà automaticamente l'altezza e il setback in base al tipo. Inoltre, aggiornerà il nome nel pannello dei livelli per identificare facilmente le tue diverse ostruzioni.