Potrebbe bastarti PV potential estimation utility alla scheda 'daily radiation' da' una stima dell'irraggiamento su un piano orientato ogni 20 minuti. Da quel che leggo hai un problema di dimensionamento quindi ti converra' guardare i dati 'clear sky', che corrispondono all'irraggiamento massimo.
Naturalmente per ogni stringa dovrai fare un report in base all'orientamento. accostando i valori a parita' di orario puoi ottenere una stima della potenza globale massima minuto per minuto.
Naturalmente non vengono presi in considerazione gli altri parametri, soprattutto la temperatura ambiente, quelli li devi stimare a parte, cosi' come le perdite generali.

ciao

ok.
Guarda caso, proprio mentre aspettavo qualche risposta girando in rete, avevo inforcato la strada che anche tu mi consigli.

Guardando bene il simulatore però ho alcuni dubbi sul reale significato di alcuni valori e sull'utilizzo finale:

1 - Il valore Gc non tiene conto della temperatura sui moduli (e quindi della riduzione eventuale), anche se il rpogramma visualizza la temperatura media. Dovrò quindi correggere tali valori con la T reale prevista nel determinato periodo. Probvabilmente i valori sono per Tamb= 25°C. Giusto ???

2 - per quanto riguarda le perdite, nel mio caso direi di tenere in conto eventuali perdite in lato cc, visto che a me interessa sapere se sevorccarico l'inverter. Perdite quali ombre, sposrcamento, o altri fattori temporali non le tengo in conto visto che devo stimare la situazione a maggior energia.
Giusto ????

3 - per quanto riguarda l'uso di tali valori, va bene a parer tuo se prendo il valore Gc eventualmente corretto in temperatura e con le perdite in cc. (trascurabili), e considero quel valore come potenza in Watt per ogni Kw installato ????? Es. se a giugno alle 12:07 ho 945W allora per ogni kW avrò una potenza di 0,94, ossia inferiore alla potenza nominale dei moduli. (l'inverter è quindi un po scarico rispetto ad una simulazione con configuratore); diversamente se ho 1030W, l'inverter sarà in quel momento più carico.
Giusto ????

Quello e' un valore di irradiazione quindi in W/mq, la temperatura non lo influenza.
E' ragionevole usarlo come potenza ricavata da 1 kWp di moduli in STC, infatti 1000 W/mq e' il valore di irradiazione STC, quindi se dividi l'irradiazione per 1000 ottieni la correzione della potenza nominale del modulo. Pero' attenzione le celle con 1000 W/mq sono in STC forse al polo, non in un posto normale.
Se riesci a valutare la T ambiente (la minima) quando l'irradiazione e' massima puoi avvicinarti ad un valore di sicurezza.
Per la T cella puoi applicare la formula: Tcella = Tambiente + Irradiazione * (Tnoct - 20) / 800
A quel punto con il coefficiente di riduzione della potenza per temperatura stimi la perdita per temperatura rispetto alla condizione Tcella = 25º (cioe' temperatura cella STC).
Come traccia posso dirti che le potenze massime si raggiungono in aprile-giugno.

ciao

ok. vediamo se ho capito:
diciamo che dai valori che ricavo sull'irradiazione a Maggio alle 12:07 ho 1010 W/mq.

considerando che a Maggio potrei avere temperature ambiente, (A quell'ora) di circa 20-25 °C, ma per considerare eventuali picchi di produzione pposso ipotizzare una giornata fresca ma serena, quindi con 15°C.
(p.s. la forumula per Tcella non era con Irra= Irraggiamento a STD = 1000 ???)

TCella = 15 + 1010 * (46 - 20)/800 = 47°C , che è coerente con alcune stime che indicano per impianti integrati (o complanari), una Tcella = Tambiente +circa 30-35°C

Con un fattore di riduzione della potenza = - 0,45%/°C, trovo:

Preale = 230W -(0,45*(47-25))% *1010/1000 = 230-9,9% * 1010/1000 = 209,30W.

Morale: anche se l'irradiazione a Maggio ore 12:00 è maggiore di quella STD, la potenza reale è minore di quella nominale a causa della temperatura.

Morale per il mio problema: Da quello che sto vedendo, nele ore intermedie entrambe le stringhe (per i 2 mppt), con stesso orientamento ma inclinazioni differenti (5° e 32°) hanno circa la stessa produzione (ad esempio Giugno ore 12:07 945 vs 949); questo farebbe supporre (considerando anche che l'irradiazione è elevata), che sto caricando abbastanza i due Mppt e quindi caricando nel complesso anche l'inverter, ma anche in base a quello che anche tu mi dici, considerando che in quel periodo ho una temperatura esterna e quindi di cella tale da ridurre il reale rendimento , anche se i deu mppt sono carichi in modo simmetrico ho comunque una produzione totale inferiore quella massima. Potrei eventualmente toccare il picco, in una giornata dello stesso periodo magari diventata fresca dopo quelche gg di pioggia, che torna serena molto velocemente con i pannelli quindi freschi. Ma si tratterebbe di evento eccezzionale e veloce (dopo di un po' le celle si riscalderebbero ).


P.s. noto una cosa, ossia un'incoerenza:
Se calcolo la potenza a una data temepratura come abbiamo fatto noi, con il coefficiente di temperatura ( (-0,45%/°C), ottengo un certo valore di P reale,
ma se lo calcolo come prodotto di corrente e tensione a loro volta corretti con i loro coefficienti ( Isc = 0,05%/°C, Voc = -0,35%/°C), ottengo un'altro vallore. Nel nostro caso ho Vmpp = 29,8 , VTcell = 27,78 , Impp= 7,72 , ITcell= 7,71 --> Pcorretta= 214,22W.
Dove sbaglio ???????

Si, i conti tornano.

Magari controlla tutti i mesi per scrupolo.
Piu' probabilmente avrai numerosi picchi dovuti al cloud-edge. In giornate variabili quando il sole esce all'improvviso illumina anche le nubi bianche tutt'intorno, inoltre le celle sono inizialmente piu' fredde. Si arriva parecchio oltre la potenza nominale del generatore, ma appunto sono fenomeni poco rilevanti per la produzione media annua, che e' l'unica che conta veramente. E' anche possibile che l'inverter abbia una certa tolleranza prima di tagliare la potenza.

E' vero, in effetti e' apparentemente un'incoerenza, ma in realta' il parametro che aumenta e' la Isc, mentre la Imp diminuisce leggermente, anche se non e' esposta. Lo si nota dai grafici V-I per le diverse temperature, per temperature piu' alte la Isc e' maggiore ma scende con una pendenza piu' forte all'aumentare della V.

ciao

Grazie mille del parere.
Faccio un'altro quesito sempre relativo allo stesso impianto:
- Trattandosi di impianto su tetto a volta quindi con pannelli con inclinazione e orinetamento differenti:
1- E' considerato pur sempre come un'unica sessione di impianto (o impianto con unica sessione), sia ai fini della domanda enel che del gse ???
2- In fase di richiesta incentivi, nella compilazione della scheda tecnica come mi dovrei comportare con l'indicazione dell'inclinazione dei moduli ??? faccio una media pesata, oppure inserisco tante strutture quanto sono le diverse inclinazioni dei pannelli ????