Come Solar Stack calcola la compatibilità delle stringhe

Ogni calcolo esegue 8 controlli di validazione. Un controllo non superato significa che la configurazione è non sicura o non funzionante. Un avviso indica prestazioni ridotte ma nessun danno.

La temperatura ha l'effetto più forte sulla tensione della stringa. Il freddo aumenta la tensione (rischio di sicurezza), il caldo la diminuisce (rischio di prestazioni). Il nostro modello distingue correttamente tra temperatura ambiente e temperatura della cella.

Quando il datasheet fornisce parametri aggiuntivi, applichiamo correzioni per la precisione ingegneristica.

Quando le stringhe in parallelo sullo stesso MPPT sono orientate in direzioni diverse (es. est e ovest su un tetto a doppia falda), non possono mai produrre la corrente massima contemporaneamente. Solar Stack calcola la corrente combinata realistica nel caso peggiore usando la geometria solare.

I pannelli solari possono essere collegati all'inverter in tre modi. Solar Stack rileva automaticamente la topologia dalle specifiche dell'inverter e mostra suggerimenti contestuali nel calcolatore.

Gli inverter moderni hanno spesso più tracker MPPT, ognuno dei quali gestisce gruppi di stringhe indipendenti. Solar Stack supporta la configurazione per tracker per un'analisi di compatibilità precisa.

Solar Stack stima la potenza DC in uscita nelle condizioni operative. La potenza STC nominale scende con il caldo a causa del coefficiente di temperatura di Pmax (tipicamente da −0.30 a −0.40%/°C). Quando vengono forniti gli orientamenti per stringa, la potenza di picco realistica tiene conto del fatto che stringhe orientate diversamente non possono tutte produrre la potenza massima contemporaneamente.

Tutti i calcoli usano i valori STC (25°C) del datasheet corretti con i coefficienti di temperatura. TC_Voc viene usato sia per le correzioni di Voc che di Vmpp — pratica standard poiché TC_Vmpp è raramente presente nei datasheet.

Un sistema bifacciale LONGi Hi-MO 9 con dati NOCT disponibili.

Solar Stack si concentra sulla compatibilità elettrica delle stringhe. I seguenti fattori sono fuori dall'ambito attuale:

• Analisi dell'ombreggiamento — l'ombreggiamento parziale riduce la produzione della stringa in modo non uniforme. Usa strumenti specifici per il sito come PVsyst o Google Project Sunroof per studi sull'ombreggiamento.
• Caduta di tensione nei cavi — i cavi DC perdono l'1–3% della tensione a seconda della lunghezza e della sezione. Per tratte lunghe (>30m), verifica la tensione all'ingresso dell'inverter.
• Compatibilità lato AC — tensione di rete, capacità del trasformatore e limiti di immissione non vengono verificati. Consulta il tuo gestore di rete locale.
• Accumulo a batteria — compatibilità delle batterie degli inverter ibridi, velocità di carica/scarica e DoD non vengono analizzati.
• Sporcizia e degradazione — polvere, escrementi di uccelli e degradazione legata all'età (0.4–0.5%/anno) riducono la produzione nel tempo ma non vengono modellati.
• Analisi economica — ROI, periodo di recupero, tariffe di immissione in rete e proiezioni dei prezzi dell'elettricità non vengono calcolati.

• Non applicare la correzione di temperatura — usare la tensione STC direttamente per il dimensionamento delle stringhe.
• Usare la temperatura ambiente per i controlli di tensione a caldo invece della temperatura della cella. Questo sottostima il calo di tensione del 30–40%.
• Confondere la tensione DC massima assoluta dell'inverter con il limite superiore del range di tracciamento MPPT. Sono vincoli diversi.
• Ignorare la classe di isolamento del modulo (1000V vs 1500V) come vincolo di tensione separato.
• Non tenere conto del NOCT o del tipo di montaggio. La temperatura reale della cella durante il funzionamento può essere 25–35°C sopra l'ambiente.
• Non tenere conto del guadagno di corrente bifacciale. Su superfici riflettenti (neve, sabbia), i pannelli bifacciali producono molta più corrente rispetto al valore STC.
• Assumere che tutte le stringhe in parallelo producano la piena corrente contemporaneamente. Sui tetti est-ovest, la corrente di picco realistica è il 25–35% in meno della somma semplice — questo influisce sulle decisioni di sovradimensionamento.
• Ignorare la tolleranza di produzione dei pannelli (tipicamente ±3% per Voc). Un pannello con valore nominale di 49.92V potrebbe effettivamente produrre 51.42V — questo 3% può spingere una stringa al limite oltre la soglia di tensione.

La nostra metodologia è allineata con gli standard internazionali di progettazione PV:

• IEC 62548 — Requisiti di progettazione degli array fotovoltaici (fattori di correzione della tensione)
• NEC 690.7 — Tensione massima del sistema PV tenendo conto della temperatura
• IEC 61730 — Sicurezza dei moduli e classi di tensione massima di sistema
• AS/NZS 5033 — Installazione di array PV (fattori di sicurezza della corrente)
• IEC 61215 — Qualifica di progetto e omologazione dei moduli PV (fonte della metodologia di test NOCT)
• EN 50530 — Efficienza complessiva degli inverter PV (test dell'efficienza di tracciamento MPPT)
• VDE 0100-712 — Installazione di sistemi a bassa tensione: sistemi fotovoltaici
• DIN EN 62548 (VDE 0126-14) — Requisiti di progettazione di sistemi FV (adozione tedesca dell'IEC 62548)
• EEG 2023 §9 — Legge tedesca sulle energie rinnovabili (limitazione dell'immissione per impianti ≤25 kWp)

Per gli impianti in Germania, le norme nazionali VDE si applicano in aggiunta alle norme internazionali IEC. Solar Stack copre tutte le verifiche DC rilevanti richieste dalla normativa tedesca.

Solar Stack implementa le verifiche principali di VDE 0100-712 e DIN EN 62548: tensione nel caso peggiore alla temperatura minima, verifica dell'intervallo MPPT, corrente di cortocircuito con tolleranza di produzione e calcolo della temperatura cellulare NOCT.