{"id":{"repo_id":"catania","oai_identifier":"oai:www.iris.unict.it:20.500.11769/641468"},"canonical_url":"https://search.dev.ndltd.org/etd/catania/oai:www.iris.unict.it:20.500.11769/641468","repository":{"repo_id":"catania","name":"Università degli Studi di Catania","base_url":"https://www.iris.unict.it/oai/request"},"display":{"title":"Moduli fotovoltaici monofacciali e bifacciali: miglioramenti dei modelli e applicazioni","abstract":"La tesi si apre con un'introduzione sulla modellistica dei moduli fotovoltaici, consentendo una panoramica di ciò che riguarda i modelli più utilizzati, successivamente nel capitolo 2 vengono proposti modelli empirici per stimare la corrente e la tensione in uscita dai moduli fotovoltaici utilizzando set di dati meteorologici ed elettrici quantità acquisite da moduli bifacciali (silicio monocristallino PERC). Il capitolo 3 si concentra sui modelli termici, dedicando una parte dello studio agli adattamenti e ai miglioramenti nella stima della temperatura dei moduli fotovoltaici bifacciali. Viene proposto un confronto tra modelli fisici convenzionali e ML, ed infine verrà presentato uno studio sperimentale sulla dipendenza della temperatura dei moduli al variare della configurazione su piante galleggianti. Gli impianti fotovoltaici galleggianti rappresentano una delle opzioni per sfruttare nuovi spazi per la generazione di energia tramite impianti fotovoltaici; nel capitolo 4 vengono analizzati due sistemi galleggianti innovativi, dal punto di vista energetico vengono analizzati i prototipi di un sistema inseguitore ad asse orizzontale e di un sistema denominato gable. In accordo alla norma IEC 61724:2021-1 vengono riportati ed infine confrontati gli indici prestazionali dei due sistemi. Un tema di fondamentale importanza all’interno del settore fotovoltaico riguarda il degrado dei moduli fotovoltaici. Solitamente i produttori garantiscono un decadimento massimo annuo di potenza espresso in %/anno, tuttavia è importante poter verificare i termini di garanzia con l'effettiva prestazione dei moduli nel tempo. In particolare, poiché recentemente si sono diffusi i moduli bifacciali, non esiste una letteratura estesa sull’argomento. È stato quindi proposto nel capitolo 5 un metodo per individuare il degrado dei moduli, partendo esclusivamente da alcune grandezze meteorologiche ed elettriche, applicato a moduli fotovoltaici bifacciali. Il capitolo 6 indaga invece l’influenza del fenomeno della stagionalità utilizzando diverse metriche per la valutazione del degrado, evidenziando quali fattori correttivi possono evitare il fenomeno della stagionalità nelle serie storiche. Un ulteriore problema legato al degrado dei moduli fotovoltaici non risiede solo nella valutazione del degrado dei moduli già installati, ma nella possibilità di poter prevedere il degrado nel tempo. A questo scopo, alcuni documenti sul degrado del fotovoltaico sono stati rilasciati dall'IEA PVPS task 13. Il capitolo 7 riporta alcuni dei modelli per la previsione del degrado, mentre uno dei modelli proposti è applicato a due ipotetici impianti situati rispettivamente: uno nel Mar Mediterraneo e uno in Sicilia. I risultati riveleranno l'andamento che il degrado avrebbe in base all'utilizzo dei modelli, che contrasta con le aspettative.","abstract_html":"La tesi si apre con un'introduzione sulla modellistica dei moduli fotovoltaici, consentendo una panoramica di ciò che riguarda i modelli più utilizzati, successivamente nel capitolo 2 vengono proposti modelli empirici per stimare la corrente e la tensione in uscita dai moduli fotovoltaici utilizzando set di dati meteorologici ed elettrici quantità acquisite da moduli bifacciali (silicio monocristallino PERC). Il capitolo 3 si concentra sui modelli termici, dedicando una parte dello studio agli adattamenti e ai miglioramenti nella stima della temperatura dei moduli fotovoltaici bifacciali. Viene proposto un confronto tra modelli fisici convenzionali e ML, ed infine verrà presentato uno studio sperimentale sulla dipendenza della temperatura dei moduli al variare della configurazione su piante galleggianti. 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Il capitolo 3 si concentra sui modelli termici, dedicando una parte dello studio agli adattamenti e ai miglioramenti nella stima della temperatura dei moduli fotovoltaici bifacciali. Viene proposto un confronto tra modelli fisici convenzionali e ML, ed infine verrà presentato uno studio sperimentale sulla dipendenza della temperatura dei moduli al variare della configurazione su piante galleggianti. Gli impianti fotovoltaici galleggianti rappresentano una delle opzioni per sfruttare nuovi spazi per la generazione di energia tramite impianti fotovoltaici; nel capitolo 4 vengono analizzati due sistemi galleggianti innovativi, dal punto di vista energetico vengono analizzati i prototipi di un sistema inseguitore ad asse orizzontale e di un sistema denominato gable. In accordo alla norma IEC 61724:2021-1 vengono riportati ed infine confrontati gli indici prestazionali dei due sistemi. Un tema di fondamentale importanza all’interno del settore fotovoltaico riguarda il degrado dei moduli fotovoltaici. Solitamente i produttori garantiscono un decadimento massimo annuo di potenza espresso in %/anno, tuttavia è importante poter verificare i termini di garanzia con l'effettiva prestazione dei moduli nel tempo. In particolare, poiché recentemente si sono diffusi i moduli bifacciali, non esiste una letteratura estesa sull’argomento. È stato quindi proposto nel capitolo 5 un metodo per individuare il degrado dei moduli, partendo esclusivamente da alcune grandezze meteorologiche ed elettriche, applicato a moduli fotovoltaici bifacciali. Il capitolo 6 indaga invece l’influenza del fenomeno della stagionalità utilizzando diverse metriche per la valutazione del degrado, evidenziando quali fattori correttivi possono evitare il fenomeno della stagionalità nelle serie storiche. Un ulteriore problema legato al degrado dei moduli fotovoltaici non risiede solo nella valutazione del degrado dei moduli già installati, ma nella possibilità di poter prevedere il degrado nel tempo. A questo scopo, alcuni documenti sul degrado del fotovoltaico sono stati rilasciati dall'IEA PVPS task 13. Il capitolo 7 riporta alcuni dei modelli per la previsione del degrado, mentre uno dei modelli proposti è applicato a due ipotetici impianti situati rispettivamente: uno nel Mar Mediterraneo e uno in Sicilia. I risultati riveleranno l'andamento che il degrado avrebbe in base all'utilizzo dei modelli, che contrasta con le aspettative.","The thesis opens with an introduction on the modelling of photovoltaic modules, allowing an overview of what concerns the most used models, subsequently in chapter 2 empirical models are proposed to estimate the current and voltage output from the PV modules using of datasets of meteorological and electrical quantities acquired from bifacial modules (PERC monocrystalline silicon). Chapter 3 focuses on thermal models, dedicating a part of the study to adaptations and improvements in the temperature estimation of bifacial PV modules. A comparison between conventional physical models and ML is proposed, and finally an experimental study on the dependence of the temperature of the modules as the configuration varies on floating plants will be presented. Floating photovoltaic systems are one of the options for exploiting new spaces for energy generation via photovoltaic systems; two innovative floating systems are analysed in chapter 4, the prototypes of a horizontal axis tracker system and a system called gable are analysed from an energy point of view. In accordance with the IEC 61724:2021-1 standard, the performance indices of the two systems are reported and finally compared. A topic of fundamental importance within the photovoltaic sector concerns the degradation of photovoltaic modules. Manufacturers usually guarantee a maximum annual power decay expressed in %/yr, however it is important to be able to verify the warranty terms with the actual performance of the modules over time. In particular, since bifacial modules have recently become widespread, there is no extensive literature on the subject. A method was therefore proposed in chapter 5 to identify the degradation of the modules, starting exclusively from a few meteorological and electrical quantities, applied to bifacial photovoltaic modules. Chapter 6 instead investigates the influence of the seasonality phenomenon using different metrics for the evaluation of degradation, highlighting which corrective factors can avoid the seasonality phenomenon in time series. A further problem linked to the degradation of PV modules is not only the evaluation of the degradation of the modules already installed, but in the possibility of being able to predict the degradation over time. With this purpose, some documents about PV degradation have been released by IEA PVPS task 13. Chapter 7 reports some of the models for predicting degradation, while one of the proposed models is applied to two hypothetical plants located respectively: one in the Mediterranean Sea and one in Sicily. The results will reveal the trend that the degradation would have according to the use of the models, which contrasts the expectations."]},{"key":"dc:title","label":"Title","values":["Moduli fotovoltaici monofacciali e bifacciali: miglioramenti dei modelli e applicazioni"]}]}],"canonical_facts":{"dc:contributor":["Mannino, Gaetano","CACCIATO, MARIO"],"dc:creator":["MANNINO, GAETANO"],"dc:date":["2024-05-13"],"dc:description":["La tesi si apre con un'introduzione sulla modellistica dei moduli fotovoltaici, consentendo una panoramica di ciò che riguarda i modelli più utilizzati, successivamente nel capitolo 2 vengono proposti modelli empirici per stimare la corrente e la tensione in uscita dai moduli fotovoltaici utilizzando set di dati meteorologici ed elettrici quantità acquisite da moduli bifacciali (silicio monocristallino PERC). Il capitolo 3 si concentra sui modelli termici, dedicando una parte dello studio agli adattamenti e ai miglioramenti nella stima della temperatura dei moduli fotovoltaici bifacciali. Viene proposto un confronto tra modelli fisici convenzionali e ML, ed infine verrà presentato uno studio sperimentale sulla dipendenza della temperatura dei moduli al variare della configurazione su piante galleggianti. Gli impianti fotovoltaici galleggianti rappresentano una delle opzioni per sfruttare nuovi spazi per la generazione di energia tramite impianti fotovoltaici; nel capitolo 4 vengono analizzati due sistemi galleggianti innovativi, dal punto di vista energetico vengono analizzati i prototipi di un sistema inseguitore ad asse orizzontale e di un sistema denominato gable. In accordo alla norma IEC 61724:2021-1 vengono riportati ed infine confrontati gli indici prestazionali dei due sistemi. Un tema di fondamentale importanza all’interno del settore fotovoltaico riguarda il degrado dei moduli fotovoltaici. Solitamente i produttori garantiscono un decadimento massimo annuo di potenza espresso in %/anno, tuttavia è importante poter verificare i termini di garanzia con l'effettiva prestazione dei moduli nel tempo. In particolare, poiché recentemente si sono diffusi i moduli bifacciali, non esiste una letteratura estesa sull’argomento. È stato quindi proposto nel capitolo 5 un metodo per individuare il degrado dei moduli, partendo esclusivamente da alcune grandezze meteorologiche ed elettriche, applicato a moduli fotovoltaici bifacciali. Il capitolo 6 indaga invece l’influenza del fenomeno della stagionalità utilizzando diverse metriche per la valutazione del degrado, evidenziando quali fattori correttivi possono evitare il fenomeno della stagionalità nelle serie storiche. Un ulteriore problema legato al degrado dei moduli fotovoltaici non risiede solo nella valutazione del degrado dei moduli già installati, ma nella possibilità di poter prevedere il degrado nel tempo. A questo scopo, alcuni documenti sul degrado del fotovoltaico sono stati rilasciati dall'IEA PVPS task 13. Il capitolo 7 riporta alcuni dei modelli per la previsione del degrado, mentre uno dei modelli proposti è applicato a due ipotetici impianti situati rispettivamente: uno nel Mar Mediterraneo e uno in Sicilia. I risultati riveleranno l'andamento che il degrado avrebbe in base all'utilizzo dei modelli, che contrasta con le aspettative.","The thesis opens with an introduction on the modelling of photovoltaic modules, allowing an overview of what concerns the most used models, subsequently in chapter 2 empirical models are proposed to estimate the current and voltage output from the PV modules using of datasets of meteorological and electrical quantities acquired from bifacial modules (PERC monocrystalline silicon). Chapter 3 focuses on thermal models, dedicating a part of the study to adaptations and improvements in the temperature estimation of bifacial PV modules. A comparison between conventional physical models and ML is proposed, and finally an experimental study on the dependence of the temperature of the modules as the configuration varies on floating plants will be presented. Floating photovoltaic systems are one of the options for exploiting new spaces for energy generation via photovoltaic systems; two innovative floating systems are analysed in chapter 4, the prototypes of a horizontal axis tracker system and a system called gable are analysed from an energy point of view. In accordance with the IEC 61724:2021-1 standard, the performance indices of the two systems are reported and finally compared. A topic of fundamental importance within the photovoltaic sector concerns the degradation of photovoltaic modules. Manufacturers usually guarantee a maximum annual power decay expressed in %/yr, however it is important to be able to verify the warranty terms with the actual performance of the modules over time. In particular, since bifacial modules have recently become widespread, there is no extensive literature on the subject. A method was therefore proposed in chapter 5 to identify the degradation of the modules, starting exclusively from a few meteorological and electrical quantities, applied to bifacial photovoltaic modules. Chapter 6 instead investigates the influence of the seasonality phenomenon using different metrics for the evaluation of degradation, highlighting which corrective factors can avoid the seasonality phenomenon in time series. A further problem linked to the degradation of PV modules is not only the evaluation of the degradation of the modules already installed, but in the possibility of being able to predict the degradation over time. With this purpose, some documents about PV degradation have been released by IEA PVPS task 13. Chapter 7 reports some of the models for predicting degradation, while one of the proposed models is applied to two hypothetical plants located respectively: one in the Mediterranean Sea and one in Sicily. 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