Fv

ETTO
PROGETTO
N O R M A I T A L I A N A C E I

a
lic
Progetto Data Scadenza Inchiesta

C. 1076 16-09-2011
Data Pubblicazione

bb
2011-…
Classificazione

82-25; V….

pu
Titolo

Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati
otovoltaica col
voltaica
alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione

sta
Title
hie
inc
in
tto
ge

1
o
Pr

CEI COMITATO ELETTROTECNICO ITALIANO
AEIT FEDERAZIONE ITALIANA DI ELETTROTECNICA, ELETTRONICA, AUTOMAZIONE, INFORMATICA E TELECOMUNICAZIONI
CNR CONSIGLIO NAZIONALE DELLE RICERCHE

Si attira l’attenzione sul fatto che il presente testo non è definitivo poiché attualmente
sottoposto ad inchiesta pubblica e come tale può subire modifiche, anche sostanziali

a
VARIANTE V1 ALLA GUIDA CEI 82-25:2010-09

lic
La presente Variante è stata preparata:

per apportare le modifiche rese necessarie dall’evoluzione normativa e legislativa,
va,
per tener conto di quanto sviluppato dal CT82 in collaborazione con altri comitati e con

bb
organizzazioni esterne al CEI (Vigili del Fuoco, ..)
per tener conto di quanto prodotto dai gruppi di lavoro del CT82:
GdL 4 (Aggiornamento della Guida CEI 82-25)
GdL 7 (Sistemi fotovoltaici a concentrazione)

pu
io incendi
GdL11 (Impianti fotovoltaici in locali ad accesso pubblico con rischio incendio)

Viene modificato il seguente articolo:

4.1.4 Controllo qualitativo dei moduli fotovoltaici
Per consentire un prolungato funzionamento dei moduli fotovoltaici n
ovoltaici nell’ambiente esterno,

sta
d c
questi devono essere realizzati con un adeguato standard qualitativo, cioè devono possedere
e.
idonee caratteristiche elettriche, termiche e meccaniche.

iante
e segue
seguen
La verifica di tali caratteristiche viene effettuata mediante le seguenti norme che descrivono le
ro cam
sequenze di prove di tipo (cioè prove su un certo numero di campioni che il Costruttore rende
disponibili) da eseguire sui moduli:
hie
- ino
no
CEI EN 61215 per moduli al Silicio cristallino
- CEI EN 61646 per moduli a film sottile
- CEI EN 62108 per moduli a concentrazione solare.
azione
Nel caso di impianti fotovoltaici a concentrazione solare è possibile, nei limiti indicati
concentraz io
centrazione
nell’allegato D al paragrafo D.1 (Scopo), effettuare una verifica preliminare delle
copo), effef
inc

caratteristiche dei moduli e degli assiemi di moduli fotovoltaici a concentrazione mediante i
mi mo
mod
Requisiti tecnici minimi di sicurezza e qual ità de prodotto indicati nell’Allegato D.
za qualità del

Le Norme CEI EN 61730-1 e CEI EN 61730-2, forniscono ulteriori elementi per valutare la
6173
costruzione e la qualificazione ai fini della ssicurezza dei moduli fotovoltaici. Queste norme, fra
l’altro, indicano le modalità per verificare i livelli di isolamento dei moduli fotovoltaici di Classe
care
I e Classe II. In particolare, la r
are, rispondenza alle Norme CEI EN 61730-1 e CEI EN 61730-2
ris
fornisce la presunzione di conformità ai requisiti essenziali della Direttiva Bassa Tensione
conformit
conform
in

(Direttiva BT 2006/95/CE) ove appli
CE) applicabile, cioè per i moduli soggetti a commercializzazione,
aventi tensioni a vuoto Voc superi
oc superio a 75 V.
superiori

Per poter apporre la marcatura CE sui moduli, è inoltre necessario che questi rispondano
e m ura
anche ai requisiti essen
isiti essenziali della Direttiva di Compatibilità Elettromagnetica (Direttiva
essenz
tto

2004/108/CE) e, cioè, siano co
ioè, sian conformi alle norme armonizzate che forniscono la presunzione
(1)
di conformità a tale Direttiva .
à Direttiv

La conformità dei mod
rmità
ità moduli alle suddette norme viene documentata dall’esito positivo delle
prove eseguite, come ripo
seguite,
uite, riportato nei seguenti documenti:
ge

i Rapporto di pro
orto prova
viene rilasciato da un Laboratorio, in seguito a prove effettuate sui moduli dallo stesso laboratorio,
ne
secondo le relat
econdo relative norme CEI; il Rapporto è redatto in conformità alla Norma CEI UNI EN
ISO/IEC 17025 e contiene le caratteristiche prestazionali misurate e i dettagli sui difetti e la
SO/IEC 170
ripetizione de prove;
delle
il laboratorio deve essere accreditato, per le specifiche prove indicate dalle norme, da Organismi
laboratori
o

di certificazione appartenenti all’EA (European Accreditation Agreement) o che abbiano stabilito
ce
certifica
accordi di mutuo riconoscimento in ambito EA o in ambito ILAC (International Laboratory
acc
Accreditation Cooperation);
Accre
Pr

1
Progetto
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a
i Certificato di approvazione di tipo (Type approval certificate)
viene rilasciato da un Laboratorio, in seguito a prove di tipo effettuate sui moduli dallo stesso

lic
laboratorio, secondo le relative norme;
il laboratorio deve essere accreditato, come sopra indicato, per le specifiche prove indicate dalle
dicate
cate
norme;
questo certificato è corredato da un Rapporto di prova;

bb
i Certificato di conformità (Conformity certificate)
viene rilasciato da un Organismo di certificazione, in seguito a prove di tipo che questo ha ffatto
eseguire sui moduli presso un Laboratorio di prova accreditato, come sopra indicato per le
opra indicato,
pra
specifiche prove indicate dalle norme;
l’Organismo di certificazione deve essere membro della IECEE (IEC System of Confo
C stem Conformity
C

pu
Assessment Schemes for Electrotechnical Equipment and Components) nell’ambito f fovoltaico1.;
ts) ell’ambito fovo
questo certificato è corredato da un Rapporto di prova;
i Certificato di controllo del processo produttivo in fabbrica (Factory Inspection certificate)
spection certificate
ection cer
viene rilasciato da un Organismo di certificazione membro della IECEE, in seguito a test periodici
, segu
eseguiti in fabbrica, per verificare che i livelli qualitativi si mantengano costanti nel tempo e uguali
engan anti n
a quelli rilevati in sede di prove di tipo;

sta
i Certificato OEM (Original Equipment Manufacturer certificate)
ate)
te)
viene rilasciato da un Organismo di certificazione membro della IECEE, nel caso di modulo
mbro
bro IEC
fotovoltaico commercializzato con il nome di una Ditta differente da que che ha lo ha costruito, e
rente quella
qu
indica il nome del Costruttore e/o codice , in aggiunta al nome della Ditta che commercializza il
nta dell
modulo;
questo certificato è corredato da un Rapporto di prova.
rova.
a.
hie
inc
in
e tto
og

1
Pr

L
L’elenc
L’elenco degli organismi di certificazione per il fotovoltaico, membri della IECEE, è consultabile all’indirizzo
web: http://www.iecee.org/pv/html/pvcntris.htm)
w
2
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ca
I Certificati sopra indicati sono redatti in lingua inglese (quelli emessi per il mercato italiano, è
no,
to
opportuno che siano anche in lingua italiana), in modo tale da illustrare chiaramente il contesto e la
validità delle prove eseguite ed è opportuno che contengano le informazioni elencate nella Tabella
4.2.

li
Tabella 4.2 – Informazioni minime contenute nel Certificato di approvazione di tipo e nel
Certificato di conformità dei moduli fotovoltaici

bb
Certificato di approvazione di tipo
– Nome del Laboratorio di prova
– Tipo e Numero di accreditamento del Laboratorio di prova
– Data e numero dell’attestato di prova

pu
– Nome e sede del Costruttore del modulo fotovoltaico
– Modello (con esatta indicazione della sigla) del singolo modulo o delle differenti versioni del modulo
renti
– Principali caratteristiche del modulo: tipo di celle (in Si mono o Si policristallino, in S amor
cristallino,
tallino, Si amorfo, in
CdTe, …), numero di celle, dimensione delle celle, potenza nominale del modulo
el mod
– uli (c icita esclu
e
Indicazione della/e norma/e secondo cui sono stati provati i moduli (con esplicita esclusione di
eventuali prove previste, ma non eseguite)
– olamento dell’en
ento dell’
Durata dell’attestato, nel caso in cui questa è prevista dal regolamento dell’ente di accreditamento

sta
e/o del laboratorio)
Certificato di conformità
– Nome dell’organismo di certificazione
– Data e numero del Certificato di prova
– co
Nome e sede del Costruttore del modulo fotovoltaico
– olo
Modello (con esatta indicazione della sigla) del singolo modulo o delle differenti versioni del modulo
hie
– Principali caratteristiche del modulo: tipo di celle (in Si mono o Si policristallino, in Si amorfo, in
elle n
CdTe, …), numero di celle, dimensione delle celle, potenza n
e nominale del modulo
– Indicazione della/e norma/e secondo cui sono stati provati i moduli (con esplicita esclusione di
ono ati
eventuali prove previste, ma non eseguite).
ite).
– Riferimenti del rapporto di prova
– Nome del laboratorio di prova e Tipo e Numero di accreditamento
o umero acc
– Indicazione dell’eventuale controllo in fabbrica (Factory inspection)
o (Fac
inc

– Durata della Certificazione.

Un’ulteriore dimostrazione della qualità cost
ella costruttiva dei moduli può essere costituita dai seguenti
ità cos
certificati:
i Certificato attestante l’adesione del produttore dei moduli fotovoltaici a un sistema che garantisca,
esione
in

a cura del medesimo produttore, il riciclo dei moduli fotovoltaici utilizzati al termine di vita utile;
o r
i Certificato attestante che l’azienda produttrice dei moduli fv possiede le certificazioni ISO
l’azie
9001:2008 (Sistema d gestione della qualità), OHSAS 18001 (Sistema di gestione della salute e
tema di tion
sicurezza del lavoro) e I
oro) IS 14000 (Sistema di gestione ambientale).
ISO
tto
ge
o
Pr

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13.3.3 Requisiti tecnici

lic
Dal punto di vista della sicurezza, occorre tenere conto che è impossibile porre il sistema fuori
tema
ema
tensione in presenza di luce solare. Questo costituisce elemento di attenzione non solo in fase di
o
i ccorso.
costruzione e manutenzione del generatore fotovoltaico ma anche in caso di intervento di soccorso.

bb
L’impianto FV nelle attività soggette ai controlli di prevenzione incendi da parte dei Vigili d
rte del
Fuoco:

non deve costituire causa primaria di incendio o di esplosione;
cendi;
non deve fornire alimento o via privilegiata di propagazione degli incendi;

pu
o, onabile d co
deve essere previsto un dispositivo di sezionamento sotto carico, azionabile da comando
remoto, ubicato in posizione segnalata ed accessibile, in modo da mettere in s
do sicurezza
nto antince
ogni parte dell’impianto elettrico all’interno del compartimento antincendio, anche nei
confronti del generatore fotovoltaico. In alternativa al sezionamento del generatore
namento
ecinta a part d
fotovoltaico si dovrà collocare lo stesso in apposita area recintata. La parte del generatore
FV a monte di tale dispositivo di sezionamento deve essere es sere esterna a compartimenti
ai
antincendio, oppure interna ma ubicata in apposito vano tecnico con idonee
osito
o

ta
caratteristiche di resistenza al fuoco;
in caso di presenza di gas, vapori, nebbie infiammabili o polveri combustibili, o in caso di
abili
riali
i
fabbricazione, manipolazione o deposito di materiali esplosivi, al fine di evitare i pericoli
e potenzialmen
enzialme
determinati dall’innesco elettrico di atmosfere potenzialmente esplosive, è necessario
ies
ompreso l’inve
preso
installare la parte di impianto in c.c., compreso l’inverter, all’esterno delle zone
egato
to
classificate ai sensi del D.Lgs. 81/2008 – allegato XLIX;
(2)
i componenti degli impianti FV non devono essere insta
o installati in luoghi sicuri , ne essere
di intralcio alle vie di esodo;
l’area in cui è ubicato il generatore ed i suoi ac
e accessori dovrà essere segnalata con
ch
gs. 81/200
apposita cartellonistica conforme al D.Lgs. 81/2008; tale cartellonistica dovrà riportare la
dicitura indicata in Figura 13.2 e dovrà esse
esser installata ogni 5 metri per i tratti di
essere
conduttura.
n

Figura 13.2 – Carte
.2 Cartell di sicurezza per un impianto fotovoltaico
Cartello
collegato alla rete del distributore
colle
oi

- l’ubicazione dei moduli foto
e fotovoltaici e delle condutture elettriche deve consentire il corretto
funzionamento e la manutenzione di eventuali evacuatori di fumo e di calore (EFC)
mento
ento manut
m
presenti, nonché deve tener conto dell’esistenza di possibili vie di veicolazione di incendi
, ten
ett

(lucernari apribili, camin ecc.). In ogni caso i moduli fotovoltaici, le condutture ed ogni
nari i camini,
ca
altro dispositivo non dovranno distare meno di 1 metro dai predetti dispositivi.
positivo no do
og

(2) Luogo sicuro: luogo dove le persone possono ritenersi al sicuro dagli effetti di un incendio (DM 10 marzo 1998 –
Pr

“Crit ge
“Criteri generali di sicurezza antincendio e per la gestione dell'emergenza nei luoghi di lavoro” Allegato III par. 3.1).

4
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a

ro
rollo
13.4 Esempi di installazione di impianti fotovoltaici nelle attività soggette al controllo

lic
dei Vigili del fuoco, ai sensi del DM 16/2/1982
Facendo seguito alle indicazioni riportate nel precedente par. 13.3, si riportano di seguito degli esempi
o,
di installazioni di impianti fotovoltaici nelle attività soggette al controllo dei Vigili del fuoco, ai sensi del
DM 16/2/1982.

bb
e ossibili moda
Tenendo conto di quanto richiesto nel par. precedente (2° capoverso 3a alinea), due possibili modalità
nto
to (IMS
(
di messa in sicurezza, con riferimento alla posizione del dispositivo di sezionamento sotto carico (IMS)
con comando remoto, sono illustrate nella Figura 13.3.

pu
FV FV

hie
Figura 13.3 – Esempi di installazione d’impian fotovoltaico, nel caso in cui
zione d’impiant
one d’impianto
una sua parte sia posta all’interno del compartimento antincendio
all’interno de c
nterno
Tenendo conto di quanto richiesto nel par. precedent (2° capoverso 7a alinea), nella Figura 13.4
precedente
precede
nc

sono indicate le distanze minime di EFC dai compone dell’impianto fotovoltaico.
FC componenti

FV
tto

Fig
Figura 13.4 – Esempio di distanze minime di EFC dai componenti
1
ge

dell’impianto fotovoltaico
o
Pr

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a

lic
ina
15.2 Verifica della corrispondenza dell’impianto realizzato alla documentazione finale
di impianto
La verifica della corrispondenza dell’impianto realizzato alla documentazione finale di
ne nale
impianto serve a controllare che tutte le opere realizzate siano rispondenti agli elaborati del

bb
Progetto Esecutivo “come realizzato” e a quanto prescritto dalla normativa vigente e da
gente dalle
specifiche del Distributore.


pu
15.3 Verifica della potenza nominale dell'impianto
fettuata
uata som
La verifica della potenza nominale dell’impianto realizzato viene effettuata come somma della
potenza nominale a STC di tutti i moduli installati. A tale scopo è necess
o necessario v
verificare il
generator fo
numero di moduli in serie nelle stringhe e il numero di stringhe del generatore fotovoltaico o,
eventualmente, delle varie sezioni di cui esso è composto.

Vengono aggiunti i seguenti articoli:

sta
15.4 Verifica della tensione a vuoto delle stringhe
In accordo con la norma CEI EN 62446, la seguente procedura vi
e ocedura vieviene utilizzata per la verifica
della tensione a vuoto delle stringhe fotovoltaiche, al fine di controllare la corretta
aiche,
, fin
installazione delle stringhe.
hie
La tensione a circuito aperto di ogni stringa FV dovrebbe essere misurata mediante uno
a dovrebb
strumento di misura idoneo. Questo dovrebbe essere fatto prima di chiudere gli interruttori o
be ssere
l'installazione di dispositivi di protezione per sovracorren nelle stringhe (dove previsto).
er sovracorrente
sovracorrent

Nota I valori misurati devono essere confrontati con il valore atteso. Il confronto dei valori
ontati
attesi è inteso come un controllo della corrett installazione, non come una misura delle
o ella corretta
atore fotovoltaico. La valutazione di tali prestazioni è
prestazioni del modulo o del generatore fotofot
inc

al di fuori dallo scopo di questa verifica.
sta

Nel caso di impianti con più stringhe identiche e in condizioni di irraggiamento stabile,
iden
possono essere confrontate le tensioni tra le stringhe. I valori ottenuti dovrebbero essere
tr
quasi uguali (di solito entro il 5 per le condizioni di irraggiamento stabile).
5% r co
Nel caso di irraggiamento non stab
stabile, si può procedere in uno dei seguenti modi:
o on sta
in

- la verifica viene riman
ca rimandata
- la verifica viene effettuata utilizzando diversi voltmetri, mantenendo un
ca
a
voltmetro su una s
met stringa di riferimento
- effettuare la misura dell’irraggiamento solare sul piano dei moduli, con la quale
ffettuare l
tuare
correggere le letture.
eggere l le
tto

Nota Un valore di tensione i
lore
re tension inferiore al valore atteso può indicare il verificarsi di uno dei
seguenti casi: errori d cablaggio (uno o più moduli in meno della stringa), uno o più
enti
nti err di
moduli collegati c
duli con la polarità sbagliata, guasti a causa di scarso isolamento elettrico,
danni e/o accumulo di acqua nei condotti o nelle scatole di giunzione. Al contrario, un
anni
ni accum
valore di tensione superiore al valore atteso può indicare la presenza di errori di
ore te
tension
ge

cablaggio (uno o più moduli in più nella stringa).
ablaggio (u
o
Pr

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a
Oltre a quanto indicato nella norma CEI EN 62446, un metodo pratico per controllare la are

lic
correttezza della tensione a vuoto delle stringhe (ma anche delle connessioni tra i moduli)
consiste nel valutare la differenza fra le tensioni a vuoto delle stringhe DVoc in relazione alla
zione
tensione a vuoto del modulo utilizzato nell’impianto, Voc,mod alle condizioni ambientali in cui
ntali
ali
viene effettuata la misura; cioè va verificato che con condizioni stabili di irraggiamento sul
giamento
mento
piano dei moduli:

bb
Voc, mod
DVoc
2

Per effettuare questa verifica è opportuno seguire le seguenti indicazioni:
oni:

pu
i prima di effettuare le misure di Voc è necessario aprire il sezionatore del quad parallelo
atore
re quadro p
stringhe e quindi distaccare la stringa dal quadro di parallelo
i il distacco della stringa dal quadro di parallelo viene effettuato preferibilmente aprendo i
preferibilm
preferibilmen
connettori rapidi delle stringhe, se presenti, anziché estraendo i fusibili di og stringa.
ndo bili ogni
i trattandosi di lavoro in tensione, occorre tenere conto delle procedure di sicurezza
nto p
indicate nella CEI 11-27.

sta
15.5 Verifica della corrente delle stringhe
In accordo con la norma CEI EN 62446, la seguente procedura v
te ocedura viene utilizzata per la verifica
della corrente delle stringhe fotovoltaiche.
hie
15.5.1 Generalità
Come per le misure di tensione a vuoto delle string
to
o stringhe, lo scopo di questa verifica è di
verificare che non ci siano errori gravi nel cablaggio del generatore fotovoltaico. Pertanto,
el
questa verifica non è da intendere come una mis
me misura delle prestazioni del modulo o del
m
generatore fotovoltaico.
inc

La verifica della corrente delle stringhe può ess
inghe
he essere effettuata secondo uno dei due metodi di
prova di seguito descritti: verifica delle corren di corto circuito e verifica delle correnti di
ca correnti
corr
lavoro.
Ove possibile la verifica delle correnti di co
enti corto circuito è preferibile in quanto esclude qualsiasi
influenza da parte degli inverter.
verter.
in

15.5.2 Verifica delle correnti di co
corto circuito delle stringhe fotovoltaiche
La corrente di corto circuito di ogni stringa FV deve essere misurata con idonea
or rcuito
apparecchiatura. La rearealizzazione / interruzione delle correnti di corto circuito della stringa è
io
potenzialmente pericolosa ed è consigliabile adottare un metodo di prova adeguato, come
ricolosa
quello descritto di seguito.
o
tto

I valori misurati devono esser confrontati con i valori attesi.
urati
ti essere
es
Nel caso di impianti con più stringhe identiche e in condizioni di irraggiamento stabile,
o c
possono essere confront
o ssere confrontate le correnti tra le stringhe. I valori ottenuti dovrebbero essere
conf
quasi uguali (di solito entro il 5% per le condizioni di irraggiamento stabile).
ali so en
ge
o
Pr

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a
Invece, nel caso di irraggiamento non stabile, si può procedere in uno dei seguenti modi:

- la verifica viene rimandata

lic
- la verifica viene effettuata utilizzando diversi amperometri, mantenendo un
o
amperometro su una stringa di riferimento
aggiustare le letture di corrente.

bb
Le misure sono effettuate dopo aver verificato che tutte le stringhe FV sono fra loro isolate e
che tutti i dispositivi di interruzione e di sezionamento siano aperti.
Un breve cortocircuito viene effettuato nella stringa in prova. Ciò può essere o otten
ottenuto
mediante:

pu
a) un cavo di corto circuito temporaneo connesso a un dispositivo di interru
positivo
vo int
interruzione /
nga.
a.
sezionamento sotto carico già presenti nel circuito della stringa.

b) un dispositivo in grado di effettuare il corto circuito della stringa, te
temporaneamente
ringa, tempo
introdotto nel circuito di prova;

In ogni caso, il dispositivo o il cavo di corto circuito deve essere dimensionato per un valore
ere dimen

sta
superiore alla tensione a vuoto e alla corrente di corto circuito della stringa in esame.
cuito
uito strin

Nota Il dispositivo in grado di effettuare il corto circuito della strin
uito stringa, in genere, può anche
string
effettuare prove di isolamento del generatore fotovoltaico (vedi art. 15.6).
otovoltaico (ve
voltaico
hie
15.5.3 Procedura per la verifica delle correnti di lavoro de
ti delle stringhe fotovoltaiche
d
Con l’impianto in normale funzionamento (inverter in condi
verter
er condizione di inseguimento del punto di
ringa vien misurata con un amperometro,
massima potenza) la corrente di ogni stringa vie viene
preferibilmente con pinza amperometrica disposta intorn al cavo di stringa.
intorno

Nota Per limitare l’incertezza di misura, la pinza amperometrica deve essere scelta in modo
ura, a
am
che il diametro del suo anello non sia molto superiore a quello del cavo di stringa.
o
nc

I valori misurati devono essere confrontati con il valore atteso. Per i sistemi con più stringhe
onfrontati
rontati
identiche e in condizioni di irraggiamento stab
ggiamento stabile, possono essere confrontate le correnti delle
stringhe. I valori ottenuti dovrebbero esser quasi uguali (di solito entro il 5% per le condizioni
bbero essere
di irraggiamento stabile).
ni

Invece, nel caso di irraggiamento non stabile, si può procedere in uno dei seguenti modi:
iamento n
mento
- la verifica viene riman
ca rimandata
- la verifica viene effe
a effettuata utilizzando diversi amperometri, mantenendo un
eff
amperometro su u
pero o una stringa di riferimento
oi

ffettuare l
tuare
iustare l letture di corrente.
aggiustare le le
Nota Il confronto dei valori delle corrente di stringa può anche essere effettuato tramite il
nfronto
ronto val
sistema di monitorag
tema
ema monitoraggio dell’impianto, se è disponibile.
monit
ett

15.6 Verifica della mess a terra di masse e scaricatori
erifica
ica messa
m
Questa verifica consiste nell’accertare la continuità elettrica dell’impianto di terra, a partire dal
sta erifica consist
co
dispersore fino al m
persore
sore alle masse e masse estranee collegate.
og

15.7 Verifica dell’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse
del
questa verifica è quello di accertare che la resistenza di isolamento dell’impianto
Lo scopo di que
qu
sia adeguata ai valori prescritti dalle norme, in particolare dalla CEI 64-8/6 e dalla
CEI EN 62446.
6244
Pr

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a
eto
La misura deve essere eseguita tra ogni conduttore attivo, oppure ciascun gruppo completo di

lic
ediante
conduttori attivi, e l’impianto di terra; le misure devono essere eseguite in c.c. mediante
strumenti di prova in grado di fornire le tensioni previste (es. 500 V c.c.) con un carico di
1mA.

zando
La norma CEI EN 62446 indica che è possibile effettuare questa verifica utilizzando uno dei

bb
seguenti due metodi e verificando il valore minimo di resistenza di isolamento indicato in
ento
o
Tabella 1:

Metodo 1 misura delle resistenza d’isolamento della polarità positiva e quindi di quella
a que
negativa verso terra

pu
Metodo 2 misura delle resistenza d’isolamento delle tà
polarità positiva e n
negativa
cortocircuitate verso terra

h
inc

15.8 onamento del
amento
Verifica del corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico
saminare
inare co
c
Questa verifica consiste nell’esaminare il corretto funzionamento dell’impianto fotovoltaico
nelle diverse condizioni di potenza generat e nelle varie modalità previste dal gruppo di
tenza generata
condizionamento e controllo della potenza (accensione, spegnimento, protezione in caso di
a
mancanza della rete del distributore, riav
strib riavvio automatico dell’impianto al ritorno della tensione
di rete, ecc.).
in

rifica acce
acc
In particolare, una verifica che accerti le funzioni di protezione di interfaccia deve almeno
provare il loro intervento in caso di mancanza della rete del distributore.
to d

15.9 elle p zio
Verifica delle prestazioni dell’impianto fotovoltaico senza concentrazione solare
tto

15.9.1 Definizioni
zioni
Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con incertezza non
kW m
superiore al 2%;
periore
eriore

Pca è la potenza attiva (in kW) prodotta in corrente alternata dall’impianto fotovoltaico,
atti
misurata in corrispondenza del punto di inserzione del sistema di misura E3 (vedi par.
surata corr
ge

11.1), con incertezza non superiore al 2%;
inc

Pn è la potenz nominale (in kWp) del generatore fotovoltaico, determinata come somma
potenza
pot
delle singole potenze dei moduli desunte dai fogli di dati rilasciati dal costruttore;
sin
sing

l’irraggiamento solare globale (in W/m 2 ) misurato sul piano dei moduli con incertezza
o

Gp è l’irra
d m
di misura del sensore solare non superiore al 3% e con incertezza di misura della
tensione in uscita dal sensore solare non superiore all’1%;
ten
Pr

9
Progetto
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ca
G STC è l’irraggiamento solare in STC (pari a 1 000 W/m 2 ).

Ecc è l’energia (in kWh) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico (integrale di Pcc in
un dato periodo)

li
Eca è l’energia (in kWh) prodotta in corrente alternata dall’impianto fotovoltaico, misurata
aico,

bb
in corrispondenza del punto di inserzione del sistema di misura E3 (vedi par. 11.1)
edi 11
(integrale di Pca in un dato periodo)

Hi è la radiazione solare globale (in kWh/m2) misurata sul piano dei moduli (integ
oduli (integrale di
Gp in un dato periodo)

pu
Pcc Pcaa
Icc Ica
Gp Pn Vcc BT/BT Vca

Ec
Eca

sta
Ecc
Hi
hie
Pcc Pca
Icc Ic
Ica
Gp Pn Vcc Vc
Vca BT/MT

Ecc
Hi Eca
n

15.9.2 Indicatori normalizzati d prestazioni di impianti fotovoltaici, secondo la norma
malizzati di
CEI EN 61724
72
i

Di seguito sono illustrati gl Indicatori normalizzati di prestazioni di impianti fotovoltaici definiti
gli
strati g
dalla norma CEI EN 61724.
EI N 61724
tto

Reference yield YR (o indice s
ield
ld indi solare energetico di riferimento)
L’indice di prestazione Y R corrisponde alla radiazione solare giornaliera (mensile o annuale)
sul piano dei moduli fotovoltaici Hi divisa per l’irraggiamento solare in condizioni di prova
no ei foto
standard G STC (= 1 k
ard kW/m cioè.
kW/m²),
ge

Hi [kWh/(m 2 ˜ giorno)]
YR
GSTC [kW/m 2 ]

Esso ha dimensioni h/giorno e può essere considerato come il numero di ore al giorno
dime
o

durante le quali l’irraggiamento solare dovrebbe essere pari al valore di riferimento, per
q
fornire lo s
rnire stesso valore di radiazione solare monitorato.
Pr

10
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


ca
Array yield, YA (o indice energetico del generatore fotovoltaico) (CEI EN 61724)
L’indice di prestazione Y A corrisponde all’energia giornaliera (valore medio mensile o
ensile
annuale) Ecc fornita in corrente continua dal generatore e divisa per la sua potenza nominale
a

li
Pn, cioè:

bb
Ecc [kWh / giorno]
YA
Pn [kWp]

Esso ha dimensioni kWh / (giorno· kWp) e può essere considerato come il numero d or al
me di ore
giorno in cui il generatore dovrebbe funzionare alla sua potenza Pn, per fornire la stessa
, s

pu
energia in corrente continua misurata nel periodo considerato.
Final yield, Yf (o indice energetico finale dell’impianto fotovoltaico) (CEI EN 6172
EI 61724)
L’indice di prestazione Yf è quella porzione di energia giornaliera (valore medi mensile o
medio
m
annuale) in uscita dall’intero impianto Eca divisa per la potenza Pn cioè:
a Pn, :

orno]
]
Eca [kWh / giorno]

sta
Yf
Pn [kWp]
Wp] ]

Esso ha dimensioni kWh/(giorno · kWp), o semplicemente h/d, e può essere considerato
cemente
mente
come il numero di ore al giorno per cui il generatore fotovoltai
atore fotovoltaico dovrebbe funzionare alla
fotovolta
potenza di uscita nominale Pn per fornire la stessa energia al c
sa carico, o alla rete, misurata nel
periodo considerato
hie
Performance Ratio, PR (o indice di prestazione) dell’impiant fotovoltaico (CEI EN 61724)
ne) dell’impianto
e)
L’indice di prestazione PR evidenzia l’effetto complessivo delle perdite sulla potenza generata
to complessiv
in ca dall’impianto fotovoltaico, dovute alla temp
e temperatura dei moduli, allo sfruttamento
tempe
incompleto della radiazione solare, al rendiment di conversione dell’inverter e alle
rendimento
inefficienze o guasti dei componenti (inclusi il disac
usi disaccoppiamento fra le stringhe e gli eventuali
inclusi disacc
ombreggiamenti sui moduli) ed è determinato con la seguente espressione:
terminato
nato
inc

Yf
Y Eca GSTC
(1) R
PR
YR Pn Hi

che può essere anche scritta come:
come

Y
Yf Eca Eca _ prodotta
in

(2) PR
YR Hi Eca _ producibil e
Pn
GSTC

Tenendo conto della definizione sopra indicata, PR questo può essere scritto come:
definizio
tto

(3) PR = Rinv x Rfv

dove
il coefficiente Rinv
ciente Rinv
te tiene conto delle perdite di energia per la conversione da cc a ca
t
il coefficiente Rfv
fficiente v
nte tiene conto delle perdite sull’energia generata in cc dall’impianto fotovoltaico,
tie
ge

dovute alla temperatura dei moduli, allo sfruttamento incompleto della
d
radiazione solare, alle inefficienze o guasti dei componenti in cc (inclusi il
disaccoppiamento fra le stringhe e gli eventuali ombreggiamenti sui moduli)
o
Pr

11
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


a
Pertanto tenendo conto delle equazioni (1) e (3), si ha:

lic
Hi
(3a) Eca Rinv u Rfv u u Pn
GSTC

15.9.3 Nuovi Indicatori normalizzati di prestazioni di impianti fotovoltaici

bb
Le prestazioni del generatore fotovoltaico possono essere valutate verificando il nuovo indice
o uovo indi
di prestazioni PRcc, Performance Ratio o Indice di prestazione in corrente continua, che è
e ch
tuttora in fase di definizione finale nell’ IEC TC82 WG3.
L’indice di prestazione PRcc evidenzia l’effetto complessivo delle perdite sulla pote
ite potenza
generata in cc dall’impianto fotovoltaico, dovute alla temperatura dei moduli, allo sfrutta
uli, sfruttamento
sfru

pu
incompleto della radiazione solare e alle inefficienze o guasti dei componenti (in
ei omponent (inclusi il
disaccoppiamento fra le stringhe e gli eventuali ombreggiamenti sui moduli) ed è de
ui determinato
con la seguente espressione:

Pcc GSTC
PRcc
Pn Gp

sta
15.9.4 Verifica delle prestazioni in corrente continua di un generatore fotovoltaico
ua gener
La verifica delle prestazioni in corrente continua di un generator fotovoltaico può essere
i n generatore
effettuata controllando che per l’indice di prestazione di prestazi
one prestazioni PRcc, sia soddisfatta la
presta
seguente condizione:
hie
(3b) PRcc 0,85

Durante la verifica, la misura della potenza Pcc deve essere effettuata in condizioni di
tenza
enza de
dev
irraggiamento sul piano dei moduli (Gp) superiore a 60 W/m 2 .
eriore 600
Qualora nel corso di detta misura venga rilevata una temperatura di lavoro dei moduli,
ga rilevat
inc

misurata sulla faccia posteriore dei medesimi, su
superiore a 40 °C, e ammessa la correzione in
esimi, sup
temperatura della potenza stessa. In questo c
a. n caso, anziché verificare la condizione (15.1),
potrà essere verificata la seguente condizione:
nte condizione

PR (1 - Ptpv - 0,08)
PRcc
P

ove Ptpv indica le perdite causate dalla riduzione delle prestazioni del generatore
dite causa
caus
in

fotovoltaico, quando la temperatura di lavoro delle celle fotovoltaiche e superiore a 25°C,
a
mentre tutte le altre perdite del gen
dite
ite generatore stesso (ottiche, resistive, caduta sui diodi, difetti di
ge
accoppiamento) sono state tipicamente assunte pari all’8%.
ono tipic
tipica
Le perdite Ptpv possono e
essere determinate approssimativamente come:
sono es
tto

Ptpv = ( Tcel – 25 ) * J

oppure come:
e:

Ptpv = [ Tamb - 25 + ( NOCT – 20 ) * Gp / 0,8 ] * J
ge

dove
ove
Tcel
cel Temperatura delle celle di un modulo fotovoltaico; può essere misurata mediante un
Tempe
Temper
senso termoresistivo (PT100) attaccato sul retro del modulo in corrispondenza di
sensore
enso
o

una cella o mediante la misura della tensione a vuoto secondo la Norma
CE EN 60904-5
CEI
Pr

12
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


a
J Coefficiente di temperatura di potenza di un modulo fotovoltaico; questo parametro, etro,,
fornito dal costruttore, sta a indicare la variazione della potenza generata dal modulo ulo

lic
per grado Celsius di variazione della sua temperatura; per moduli in silicio cristallino
istallino
stallino
è tipicamente pari a - 0,4 y - 0,5% /°C, mentre per moduli in film sottili (Silicio
ili
li
amorfo, CIS, CIGS, CdTe,…) vale tipicamente - 0,2 y - 0,4%/°C.
Tamb Temperatura ambiente

bb
NOCT Temperatura nominale di lavoro della cella: questo parametro, fornito dal costruttore,
o costrutto
è tipicamente pari a 40 y 50°C, ma può arrivare a 60°C per moduli in vetrocamera.
vetrocamera
Nota Si evidenzia che, per assicurare una misura accurata e ripetibile, secondo la Norma
e, condo Nor
CEI EN 61829 è necessario che le misure di Pcc, Pca, Gp e Tamb, da utilizza nelle
mb, utilizzare
formule precedenti, siano effettuate simultaneamente.

pu
Pertanto le misure vanno effettuate in uno dei seguenti modi:
:
– mediante l’utilizzo di strumenti in grado di effettuare le suddette misure in
are sud
simultanea;
– mediante l’utilizzo di più strumenti di misura indipe
indipendenti, ma con valori di
i,
irraggiamento solare, temperatura ambiente, velocità del ve
ocità
tà vento e potenza erogata
praticamente costanti durante la misurazione;

sta
– mediante l’utilizzo di più strumenti di misura indipendenti, ma con l’ausilio di più
a indipendenti
operatori che in contemporanea effettuano le suddette misurazioni.
uddette m
mi

15.9.5 Valutazione delle prestazioni degli impianti foto
pianti fotovoltaici in fase di normale
hie
esercizio
La valutazione delle prestazioni degli impianti fotovoltaici i fase di normale esercizio viene
nti tovoltaici in
effettuata con le modalità indicate nella norma CEI EN 6
orma a 61724, cioè determinando il fattore di
prestazione PR (vedi art. 15.9.2) in un dato periodo (giornaliero, mensile o annuale).
to
o (gio

15.9.6 Valutazione delle prestazioni degli i
ioni
i impianti fotovoltaici in fase di avvio
im
dell’impianto
nc

La valutazione delle prestazioni degli impianti fo
egli
i fotovoltaici in fase di avvio dell’impianto viene
effettuata o in termini di energia (con misure relative ad un dato periodo) o in termini di
gia misur
misu
potenza (con misure istantanee) con le m
) modalità di seguito indicate.
moda

15.9.6.1 Valutazione delle prestazioni in energia
e pr zion
zioni
ni

La verifica prestazionale degli impianti fotovoltaici in fase di avvio dell’impianto viene
e im
effettuata in termini di energia valuta
valutando l’indice di prestazione PRe (o indice di prestazione
valut
in energia, corretto in temperatura).
temperatur
temperatura)

L’indice di prestazione PRe evid
ione evidenzia l’effetto complessivo delle perdite sull’energia generata
i

in corrente alternata dal
ta dall’impianto fotovoltaico, dovute allo sfruttamento incompleto della
rnata da
radiazione solare, al rendimento di conversione dell’inverter e alle inefficienze o guasti dei
are, rendime
rend
tto

componenti (inclusi il disa
inclusi
nclusi disaccoppiamento fra le stringhe e gli eventuali ombreggiamenti sui
disacco
moduli).

In analogia al PR indicato nella norma CEI EN 61724, espresso come nell’equazione (2), si
gia indic
definisce il PRe come se
ce segue:
ge

Eca
(4) P Re
Eca _ producibile _( Hi , Pn,Tcel )

dove Eca_producibile_(Hi,Pn,Tcel) è l’energia producibile in corrente alternata (determinata in
Eca_prod
funzione dell radiazione solare incidente sul piano dei moduli, della potenza nominale
della
o

dell’impi
dell’impianto e della temperatura di funzionamento dei moduli).
Pr

13
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


a
Se nell’equazione (3) si pone

lic
Rfv = Rfv1 x Rfv2

Dall’equazione (3a), si ha

bb
Hi
(5) Eca Rinv u Rfv1 u Rfv 2 u u Pn
GSTC

dove Rfv1 tiene conto di tutte le possibili perdite di energia, ad eccezione di quelle dov
zione
e dovute
alla variazione della radiazione solare e di quella della temperatura della cella
eratura d

pu
oltre 40°C

Rfv2 tiene conto della perdita di energia per effetto della temperatura della cella,
lla temperatu d
Tcel, maggiore di 40°C e può essere valutato con l’espressione (6), che genera
spressione
pressione
l’andamento di Fig. 2:

1 (se Tcel d 40 qC ½
se C)
° °

sta
(6) Rfv2 ® J ¾
°1 - (Tcel - 40) * (se Tcel ! 40qC)°
¯ 100 ¿
in

Fig. 2 - Andamento di Rfv2 i funzione della temperatura della cella fotovoltaica, Tcel
men 2 in
(esempio di andamento per J = -0,45%/°C)
tto
ge
o
Pr

14
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


a
Pertanto, ponendo in analogia alla (3a):

Hi
Rfv 2 u u Pn

lic
Eca _ producibile _( Hi, Pn, Tcel )
GSTC
la (5) di può scrivere come:

bb
(7) Eca Rinv u Rfv1 u Eca _ producibile _( Hi, Pn, Tcel )

e quindi

Eca
Rinv u Rfv1

pu
P Re nv
v
Eca _ producibile _( Hi, Pn, Tcel )

E’ da tener conto che l’indice di prestazione PRe è correlato all’indice PR definito dalla Norma
ce R ef
e
CEI EN 61724 con la seguente relazione:

PR

ta
P Re
Rfv 2

La verifica dell’indice prestazionale PRe in fase di avvio dell’impianto viene effettuata controllando
o ell’impianto

riportate:
s
che l’indice prestazionale PRe soddisfi i seguenti vincoli nelle cond
ncoli co
condizioni di funzionamento sotto
hie
Eca Eca 0,78 (se Pinv d 20kW) ½
(8) P Re !® ¾
H
Hi 0,80 (se Pinv ! 20kW)¿
u Pn ¯
Eca _ producibile _( Hi , Pn,Tcel )
el
Rfv2 u
Rfv2
GSTC
nc

dove Rfv2 è calcolato secondo l’espressione (6)
spressione (6
sione
e ll’inverter.
Pinv è la potenza nominale dell’inverter.

Condizioni di funzionamento dell’impianto fotovoltaico per la verifica dell’indice prestazionale PRe in
mpianto fotov
foto
fase di avvio dell’impianto:
ni

x Misura di Hi-15: integrale su 15 min delle acquisizioni di Gp (con intervallo di
integral
campionamento max di 1 min)
cam
camp
x a
Misura di Eca-15: inte
integrale su 15 min delle acquisizioni di Pca (con intervallo di
oi

ca
x i el-15:
Misura di Tcel-15: media su 15 min delle acquisizioni di Tcel (con intervallo di
c
x Condizioni di validità di ciascuna misura:
izioni
ioni c
- facente parte di una sequenza di almeno 4 misure consecutive con
ett

23
Hi-15 0,050 kWh/m ( )
- rete del distributore disponibile
- in servizio tutti gli inverter dell’impianto o della sezione in esame
x Durata del perio di misura:
periodo
almeno 20 misure valide.
Pr

3 0,050 kWh/m 2 corrisponde a Gp = 200 W/m 2 per 15 min.
00 k
15
Progetto
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a
utte
La verifica dell’indice prestazionale PRe viene effettuata operando su tutto l’impianto, se tutte
le sue sezioni hanno caratteristiche identiche, o su sezioni dello stesso caratterizzate da:

lic
- stessa inclinazione e orientazione dei moduli
- W)
stessa classe di potenza dell’inverter (Pinv 20 kW o Pinv = 20 kW)
- oefficiente
ciente
stesso tipologia di modulo (e quindi stesso valore del coefficiente di
temperatura di potenza J )

bb
- stessa tipologia di installazione dei moduli ( e quindi analoga Tcel).
Tcel ).
el).

15.9.6.2 Valutazione delle prestazioni in potenza

pu
La verifica prestazionale degli impianti fotovoltaici in fase di avvio dell’impianto, viene
vio dell’impia
dell’impianto
effettuata in termini di potenza valutando l’indice di prestazione PRp (o indice di prestazione
Rp pre
in potenza, corretto in temperatura).

L’indice di prestazione PRp evidenzia l’effetto complessivo delle perdite sulla potenza
o d perdit s
generata in corrente alternata dall’impianto fotovoltaico, dovute allo sfruttamento incompleto
vute all ame
dell’irraggiamento solare, al rendimento di conversione dell’inverter e a inefficienze o guasti
’inverter alle
erter all

ta
dei componenti (inclusi il disaccoppiamento fra le stringhe e gli eventuali ombreggiamenti sui
e eventua
moduli).

Analogamente all’espressione (8), la verifica delle prestazioni i potenza di un impianto
e estazioni in

funzionamento sotto riportate:
s
fotovoltaico è effettuata controllando che siano soddisfatti i seguenti vincoli nelle condizioni di
disfatti segue
tti segu
hie
Pca Pca 0,78 (se Pinv d 20kW) ½
PRp !® ¾
Gp (se Pinv ! 20kW)¿
u Pn ¯
Pca _ producibile _(Gp, Pn, Tcel) 0,80
Rfv2 u
GSTC
S

dove Rfv2 è calcolato secondo l’espressione (6)
pressione
sione
nc

Pinv è la potenza nominale dell’inverter.
verter.

Condizioni di funzionamento dell’impianto fotovoltaico per la verifica dell’indice prestazionale
l’impianto foto
pianto fot
PRp in fase di avvio dell’impianto:
to
to:

La verifica dell’indice prestazionale PRp v
azio viene effettuata con le seguenti condizioni:
ni

- irraggiamento sul pian dei moduli (Gp) superiore a 600 W/m².
ento
o piano
pia
La verifica dell’indice prestazionale P PRp viene effettuata operando su tutto l’impianto, se tutte
le sue sezioni hanno caratteristiche identiche, o su sezioni dello stesso caratterizzate da:
ratteristiche
atteristich
oi

- stessa in
essa inclinazione e orientazione dei moduli
o
- stessa class di potenza dell’inverter (Pinv 20 kW o Pinv = 20 kW)
ssa classe d
- stesso tipologia di modulo (e quindi stesso valore di gamma)
tipolo
- stessa tipologia di installazione dei moduli ( e quindi analoga Tcel).
tipolog
ti
ett

15.9.7 Misure de
9.7 dell’irraggiamento solare e della temperatura di lavoro dei moduli
dell’irr
15.9.7.1
5.9.7.1
7.1 Misura dell’irraggiamento solare
Misu d
og

verifica di PR o di PRcc o di PRe o di PRp, la misura dell’irraggiamento solare
Ai fini della verif
ni ver
(Gp)
(Gp ) dovrà es
Gp) essere effettuata in modo che il valore ottenuto risulti rappresentativo
e
dell’irraggiamento sull’intero impianto o sulla sezione d’impianto in esame.
dell’irraggiam
Pr

16
Progetto
C. 1076:2011-08 – Scad. 16-09-2011


a
urare
re
Nel caso di impianti fotovoltaici installati in area di ampia estensione, è opportuno misurare
contemporaneamente l’irraggiamento con più sensori adeguatamente dislocati su tutta l’area
a

lic
di installazione (indicativamente uno ogni 20.000 m 2 ) e assumere la media delle misurazioni
surazioni
attendibili come valore di Gp.

La misura viene effettuata con un sensore solare (o solarimetro) che può adottare differenti
tare
principi di funzionamento. A questo scopo, sono usualmente utilizzati il solarimetro a

bb
termopila (o piranometro) e il solarimetro ad effetto fotovoltaico (chiamato anche PV
mato P
reference solar device, CEI EN 60904-4), come indicato più dettagliatamente in Allega C
ente Allegato
par. 1.2.

Il solarimetro va posizionato in condizioni di non ombreggiamento dagli ostacoli vicini. In
vici

pu
particolare, nel caso di impianto con più filari di moduli, il solarimetro non va posizi
posizionato sulla
posizionat
parte inferiore dei filari.

Nel caso di impianti ad inseguimento solare (con o senza concentrazione) il sensore di
centrazione)
entrazion
irraggiamento va installato sul piano ad inseguimento solare.

15.9.7.2 Misura della temperatura della cella fotovoltaica
ca

sta
La temperatura della cella fotovoltaica Tcel può essere determina
ere determinata mediante uno dei
seguenti metodi.

a) misura diretta con un sensore a contatto (termoresistivo o a termocoppia) applicato sul
moresistivo
esistivo
retro del modulo.

Nota: Per effettuare una misura rappresentativa de
presentativa della temperatura delle celle, il
entativa
hie
sensore va applicato ad un modulo scelto se
odulo secondo le modalità indicate nelle
s
norme CEI EN 61724 e CEI EN 61829, adottando opportuni accorgimenti:
N 829, adott

- tenere conto dell’inerzia termica del sensore; pertanto prima di effettuare la
a s
misura è necessario aspettare che la temperatura si sia stabilizzata;
spettare
ttare
- posizionare il sensore in corrispon
ore n corrispondenza di una cella fotovoltaica nella zona
inc

centrale del modulo;
lo;
- posizionare il sensore saldato o collegato al modulo per mezzo di opportuno
ensore
ore
adesivo termoconduttivo;
conduttivo;
- posizionare il sensore in corrispondenza di un modulo rappresentativo del
ensore
funzionamento medio del campo fotovoltaico o della sezione in esame;
men dio de
d
b) misura della tensione a vu
one vuo del modulo e calcolo della corrispondente Tcel secondo
e vuoto
la norma CEI EN 60904-5.
N 0904-5.
in

c) misura della temperatura a
peratura ambiente Tamb e calcolo della corrispondente Tcel secondo
la formula:

Tcel = Tamb + (NOCT – 20) * Gp / 800
tto

Nota: quest’ultima m
metodologia non è applicabile quando la velocità del vento è superiore a
metod
oppur quando il modulo non è soggetto a ventilazione naturale sulla sua
1 m/s oppure q
superficie posteriore (ad esempio, nel caso di modulo integrato architettonicamente).
post

La misura della temp
sura temperatura della cella fotovoltaica Tcel, viene effettuata con un sensore la cui
temperat
ge

incertezza tipo è non superiore a 1°C.
tezza no sup
o
Pr

17
Progetto
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Fv

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