Un team di ricerca internazionale ha introdotto un nuovo metodo in grado di determinare l'inclinazione e l'azimut degli impianti fotovoltaici (PV) sui tetti analizzando i dati operativi di potenza. Le informazioni accurate sull'orientamento sono fondamentali per stimare la generazione elettrica e rilevare guasti del sistema, tuttavia le registrazioni di installazione sono spesso mancanti o errate, mentre le ispezioni fisiche in loco rimangono impraticabili per grandi portafogli di impianti PV.
L'autore corrispondente Hanrong Huang ha spiegato che lo studio offre una soluzione pratica per recuperare l'orientamento dei pannelli senza richiedere una visita in loco, anche tenendo conto dell'ombreggiamento parziale e dei limiti geometrici a bassi angoli di inclinazione. Il team ha validato l'approccio utilizzando dati operativi raccolti nel 2025 da 17 sistemi commerciali sui tetti in Australia, dove gli orientamenti sono stati verificati indipendentemente. Il set di dati consisteva in misurazioni di potenza CC registrate a intervalli di cinque minuti per ogni tracciatore del punto di massima potenza (MPPT).
Per stimare l'irraggiamento solare sui pannelli a vari angoli, i ricercatori hanno utilizzato la modellazione clear-sky di pvlib insieme ai dati meteorologici ERA5. Selezionando periodi con alto irraggiamento diretto e misurazioni sufficienti al mattino e nel pomeriggio, un algoritmo di ottimizzazione ha identificato l'orientamento che corrispondeva meglio alla potenza misurata, regolando contemporaneamente la capacità effettiva del sistema per tenere conto delle perdite di potenza.
Lo studio ha confrontato due metriche di adattamento, R² e perdita di Huber, valutando come fattori quali ombreggiamento, bassi angoli di inclinazione, risoluzione dei dati, temperatura del modulo e clipping dell'inverter influenzassero l'accuratezza. Mentre R² misura l'allineamento tra la potenza modellata e quella osservata, la perdita di Huber minimizza l'impatto dei valori anomali causati dall'ombreggiamento. Sui sistemi non ombreggiati, il metodo ha recuperato l'inclinazione con un errore mediano di circa 2° e l'azimut entro 4° utilizzando solo i dati di potenza CC e le coordinate del sito. Questo approccio consente anche di determinare l'orientamento dei singoli array a livello MPPT.
I risultati hanno indicato che la modellazione clear-sky ha superato costantemente i dati ERA5; fare affidamento su ERA5 ha portato a errori mediani significativamente più alti, da 10° a 12° per l'inclinazione e da 48° a 62° per l'azimut nei sistemi non ombreggiati. L'ombreggiamento è stato trovato aumentare gli errori di azimut, portandoli da 4° a 35° quando si utilizza la perdita di Huber e da 15° a 27° con R². Inoltre, determinare l'azimut si è rivelato difficile a angoli di inclinazione inferiori a 5° perché l'orientamento del pannello ha un effetto minimo sull'irraggiamento incidente, sebbene questa limitazione abbia un impatto ridotto sulla generazione elettrica stimata.
Huang ha notato che il prossimo passo principale è ridurre l'effetto dell'ombreggiamento parziale sull'accuratezza del recupero, che rimane la principale limitazione del metodo. Il team mira anche a rendere la tecnica robusta contro altre condizioni operative reali, come il clipping e lo scatto degli inverter, per garantire un'applicazione affidabile su larga scala. I risultati sono stati pubblicati su Solar Energy con il titolo "Recupero dell'inclinazione e dell'azimut degli array fotovoltaici sui tetti dai dati operativi di potenza". La collaborazione di ricerca ha incluso scienziati dall'Accademia Cinese delle Scienze, dall'Università del Nuovo Galles del Sud, da Diagno Energy e da Global Sustainable Energy Solutions.
Fonti: pv magazine.