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At sunrise in a utility-scale solar plant in western São Paulo, irradiance could already support generation while some inverter units—the equipment expected to begin delivering power—were still waiting. Researchers from the University of Campinas (Unicamp) found that inverter startup delays resulted in annual energy losses equivalent to 1.88% of total generation, after analyzing 2023 operational data.
All’alba, in un impianto solare di scala utility nella parte occidentale di San Paolo, l’irraggiamento poteva già sostenere la produzione mentre alcune unità inverter — le apparecchiature incaricate di iniziare a erogare energia — erano ancora in attesa. I ricercatori dell’Università di Campinas (Unicamp) hanno rilevato che i ritardi nell’avvio degli inverter hanno causato perdite energetiche annue pari all’1,88% della produzione totale, dopo aver analizzato i dati operativi del 2023.
The team used sunrise as the reference point and compared expected startup behavior with the plant’s AC (alternating-current) active-power data. At the site, delays reached up to four hours after sunrise, even when irradiance levels were sufficient for power generation. The approach was designed to distinguish startup losses from other causes, including system unavailability, component mismatch and weather conditions.
Il team ha utilizzato l’alba come punto di riferimento e ha confrontato il comportamento di avvio atteso con i dati sulla potenza attiva AC (corrente alternata) dell’impianto. Nel sito, i ritardi hanno raggiunto fino a quattro ore dopo l’alba, anche quando i livelli di irraggiamento erano sufficienti per generare energia. L’approccio è stato concepito per distinguere le perdite di avvio da altre cause, tra cui l’indisponibilità del sistema, il mismatch dei componenti e le condizioni meteorologiche.
The losses were concentrated at the beginning of the day. More than 55% of the annual losses linked to delayed startup occurred within the first 90 minutes after sunrise. They also changed with the seasons: the first half of the year accounted for 68.8% of the recorded losses in the Southern Hemisphere’s summer and autumn. The eight inverters did not behave alike, with monthly losses ranging from 0.14% to 5.02% of each inverter’s energy generation.
Le perdite erano concentrate all’inizio della giornata. Oltre il 55% delle perdite annue legate ai ritardi di avvio si è verificato nei primi 90 minuti dopo l’alba. Le perdite variavano anche in base alle stagioni: la prima metà dell’anno ha rappresentato il 68,8% delle perdite registrate durante l’estate e l’autunno dell’emisfero australe. Gli otto inverter non si comportavano allo stesso modo: le perdite mensili variavano dallo 0,14% al 5,02% della produzione energetica di ciascun inverter.
Concretely, operators could use sunrise times and existing AC power records to identify which inverter units start late, then focus operational interventions on the largest sources of lost generation. Plane-of-array, or POA, irradiance measurements are needed only for configuration and validation, reducing the instrumentation required for the analysis.
In concreto, gli operatori potrebbero utilizzare gli orari dell’alba e i dati esistenti sulla potenza AC per individuare le unità inverter che si avviano in ritardo e concentrare gli interventi operativi sulle principali fonti di perdita di produzione. Le misurazioni dell’irraggiamento plane-of-array, o POA, sono necessarie solo per la configurazione e la validazione, riducendo la strumentazione richiesta per l’analisi.
The result remains a case study from a single plant, not a universal loss rate for solar facilities. The Unicamp researchers said the 1.88% figure is comparable to losses typically considered in photovoltaic performance and availability assessments, and that their methodology can be applied to utility-scale plants using existing operational data.
Il risultato resta un caso di studio relativo a un singolo impianto, non un tasso di perdita universale per le strutture solari. I ricercatori di Unicamp hanno affermato che il dato dell’1,88% è confrontabile con le perdite normalmente considerate nelle valutazioni delle prestazioni e della disponibilità degli impianti fotovoltaici e che la loro metodologia può essere applicata a impianti di scala utility utilizzando i dati operativi esistenti.