Una stima accettata nel settore afferma che in Italia circa 4 impianti fotovoltaici su 5 producono fra il 5 e 30% in meno dell’energia che potrebbero produrre in condizioni di normale funzionamento, senza cioè guasti o malfunzionamenti di sorta. A conferma di questo, si calcola che mentre la producibilità media Italiana di un impianto fotovoltaico è circa 1250 kWh per ogni kW installato, secondo i dati del gestore di rete [1], alla fine del 2014, i 648418 impianti fotovoltaici presenti in Italia producevano 22306 GWh/anno con una potenza installata di circa 21837 MWp. Questo vuol dire che la producibilità media italiana si è attestata nel 2014 su circa 1021 kWh per ogni kW (in Germania è 913 [2]). Se i dati, che visto l’ingente numero di impianti in gioco sono sensibili a comprensibili errori, fossero confermati, gli impianti fotovoltaici italiani sarebbero sottoutilizzati di oltre il 20%. Questo enorme spreco di capacità produttiva è dovuto quasi a sempre a difetti strutturali, di costruzione e manutenzione insiti negli impianti esistenti, originati dal fatto che l’impianto fotovoltaico tipo veniva e viene valutato e pagato dal cliente in base alla potenza installata e non all’energia prodotta (salvo piccole e rare clausole contrattuali). Se poi consideriamo che la gran parte degli impianti fotovoltaici italiani sono stati costruiti in fretta e furia negli anni 2011,2012 e 2013, spesso con materiali anche scadenti, e che l’utente medio finale non ha gli strumenti e le conoscenze per capire la qualità di quanto è stato installato, si arriva facilmente a spiegare il fenomeno. Nel presente articolo vogliamo presentare come capire se un impianto fotovoltaico ha problemi e quali possono essere i rimedi per aumentarne la produzione fino a livelli almeno accettabili, e, talvolta, oltre.
1 – La diagnosi – Quanto deve produrre un impianto fotovoltaico in Italia?
Per rispondere a questa domanda dovremmo avvalerci di alcune ipotesi per centrare almeno l’impianto medio fra i circa 19000 MWp attualmente installati in Italia.
Supporremo quindi che:
- I pannelli fotovoltaici installati abbiano un rendimento del 14,7%
- Il coefficiente di perdita in potenza per temperatura dei moduli sia: -0,44 %/°C
- La potenza di un modulo: 235 Wp cadauno
- Le perdite totali di impianto considerate: 16,78% (di cui 9,78% per temperatura e 4% nell’inverter)
- Divideremo l’Italia in tre zone con diverso irraggiamento:
ITALIA NORD: Latitudine di Milano, Brescia, Verona, Padova, Venezia: 45,3° Inclinazione dei moduli: 25° – Orientamento: SUD. Irraggiamento annuale sul piano dei moduli: 3,89 kwh/giorno·m2 – Togliamo il 5% per eventuali perdite per orientamento, ombre ecc. Totale NORD: 3,6955 kwh/giorno·m2
ITALIA CENTRO: Latitudine di Roma, Termoli, Isole Tremiti: 41,9° Inclinazione dei moduli: 25° – Orientamento: SUD. Irraggiamento annuale sul piano dei moduli risultante: 4,87 kwh/giorno·m2 – Togliamo il 5% per eventuali perdite per orientamento, ombre ecc. Totale CENTRO: 4,6265 kwh/giorno·m2
ITALIA SUD: Latitudine di Palermo, Messina, Reggio Calabria: 38,1° Inclinazione dei moduli: 25° – Orientamento: SUD. Irraggiamento annuale sul piano dei moduli risultante: 5,32 kwh/giorno·m2 – Togliamo il 5% per eventuali perdite per orientamento, ombre ecc. Totale SUD: 4,788 kwh/giorno·m2
Con queste ipotesi, che possono essere considerate medie per l’installato italiano degli anni 2008/2013 si hanno i risultati esposti in Figura 1.
Figura 1 – Producibilità energetiche specifiche per le tre macro aree geografiche italiane espresse in kWh/kWp in base alle ipotesi di progetto formulate sopra.
Da questa analisi quindi si ricava il test di producibilità che ricordiamo essere valido solo per le località italiane (comprese quindi fra 47 e 36° di latitudine nord) e solo in prima approssimazione.
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TEST GIUSTA PRODUZIONE E PRODUCIBILITÁ IMPIANTO FOTOVOLTAICO
INDERISCI LATITUDINE IMPIANTO (L), ESPRESSA IN GRADI DECIMALI E POTENZA IMPIANTO (P) ESPRESSA IN kW E RICAVA QUANTO DOVREBBE ESSERE LA PRODUZIONE ANNUA DI ENERGIA (E).
PRODUCIBILITÁ PROPRIO IMPIANTO
PRODUCIBILITÁ (Ps) DA ATTENDERE PER OGNI IMPIANTO (PER CONFRONTARE CON LA FIGURA 1)
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Le cause di una differenza, positiva o negativa, rispetto ai dati nella formula, sono spiegabili, in linea del tutto generale e a grandi linee, dalla tabella di Figura 2.
| Differenza di energia prodotta rispetto alla formula [%] | Possibili cause |
| +20% | Pannelli fotovoltaici di generazione superiore (2013 o successivi) Contemporanee ottime condizioni meteo rispetto alla media annuale Ottima installazione con posizione sempre soleggiata e areata per i pannelli. Manutenzione efficiente e tempestiva, pulizia dei moduli regolare |
| +10% | Pannelli fotovoltaici di generazione superiore (2013 o successivi) Tempismo nelle riparazioni, buona esposizione e manutenzione |
| ±5% | Impianto mediamente ben progettato, costruito ed esposto Manutenzione ok anche se magari non molto tempestiva. Ricadono in questa fascia di errore le variazioni annuali di produzione dovute alle fluttuazioni dell’irraggiamento solare quasi sempre pari a meno del 5% rispetto alle medie annuali [3]. Scostamenti superiori al 5% non sono riconducibili a cause metereologiche o di variazioni di irraggiamento in genere |
| -10% | Impianto probabilmente affetto o da ombre costanti o da difetti di progettazione e cablaggio Possibile contemporanea sporcizia dei moduli Possibile orientamento non nella fascia ottimale (SUD EST – SUD O SUD OVEST) Possibili inclinazioni singole o complessive dei moduli che creano ombreggiamenti o differenti potenze |
| -20% o superiore | Impianto affetto da evidenti difetti di progettazione e realizzazione Possibili componenti guasti da lungo tempo Possibile mal funzionamento inverter dovuto a difetti progettuali Possibile presenza ombre e sporcizia sui pannelli Possibili effetti di invecchiamento sui moduli in modo accelerato (degradamento da potenziale, umidità all’interno dei moduli, danneggiamenti vetri, opacizzazioni ecc.) |
Figura 2 – Tabelle contenente possibili cause di maggiore o minore produzione di un impianto fotovoltaico rispetto ai valori riportati in Figura 1
2 – Le cause del degrado di prestazioni di un impianto fotovoltaico
In questa seconda parte cercheremo di capire quali possono essere le cause che determinano un degrado delle prestazioni di un impianto fotovoltaico. Partiamo dalla configurazione base di impianto, assolutamente generica rappresentata in Figura 3.
Figura 3 – In alto l’impianto fotovoltaico di riferimento esemplificato, sotto la curva caratteristica di un modulo fotovoltaico in termini di tensione (asse delle ascisse) e corrente (asse delle ordinate) e i conseguenti effetti delle perdite spiegate sulla destra.
A partire dalla configurazione di Figura 3 descriveremo i 5 motivi, in ordine decrescente di importanza, che sono generalmente causa del malfunzionamento di un impianto fotovoltaico, ossia, in breve:
- Cablaggio e difetti progettuali
- Stringhe fuori servizio
- Tilt e orientamenti, totali o parziali non ottimali
- Cause riconducibili a inverter (tensioni di stinga, disposizione MPPT, firmware)
- Invecchiamento moduli e sporcizia
1 – Difetti di cablaggio e progettuali
La maggior parte delle anomalie degli impianti fotovoltaici sono causati da difetti di progettazione e installazione. Durante la fase di progettazione si determina anche come collegare fra loro i moduli fotovoltaici (operazione detta di “cablaggio”). Ogni modulo ha due conduttori che escono da esso: un positivo e un negativo. A seconda di come si dispongono geometricamente e, dopo, di come si connettono fra loro, si potranno avere differenti prestazioni di impianto. I problemi derivano dal fatto che spesso e volentieri in questa fase progettuale si guarda più al risparmio che alla produzione, cablando i moduli al fine di minimizzare i conduttori di rame utilizzati e quindi risparmiare sul materiale acquistato.
Consideriamo ad esempio la Figura 4 dove viene esemplificato un esempio di differente cablaggio dei moduli fotovoltaici in una classica situazione di ombreggiamento.
Figura 4 – In alto un esempio di buona progettazione e realizzazione laddove si è scelto di affrontare il problema degli ombreggiamenti (che non ci dovrebbero essere) cablando i moduli in modo da farne “spegnere”, per ombra, il minor numero possibile. Sotto la soluzione spesso più economica che però pregiudica il funzionamento di tutto l’impianto poiché l’ombreggiamento di un numero limitato di moduli fa abbassare la corrente prodotta a tutti quanti.
I difetti di cablaggio possono essere numerosi, e non solo dovuti a ombreggiamenti. In generale essi si manifestano laddove si trovano ombreggiamenti totali o parziali di impianto, differenti pannelli connessi insieme, differenti esposizioni solari connesse in serie, differenti esposizioni connesse in serie e in altre situazioni. Sono sicuramente i difetti più difficili da diagnosticare e anche sanare.
Si tenga conto che un ombreggiamento equivale a una diminuzione di irraggiamento solare e quindi ha effetto quasi solamente sulla corrente erogata dal modulo fotovoltaico.Questo significa che una stringa in ombra collegata in parallelo ad una non in ombra sposta di poco o niente la tensione ottimale del massimo punto di potenza che l’inverter deve ricercare per massimizzare la produzione di impianto, si veda a questo proposito la Figura 5.
Figura 5 – Andamento della correte e della tensione ai capi di un modulo al variare dell’irraggiamento solare (la diminuzione può essere dovuta anche ad un ombra). I punti sono il massimo punto di potenza che l’inverter ricerca imponendo una tensione ai capi di una serie di moduli (stringa). Come si può vedere, il massimo punto si sposta pochissimo in termini di tensione. L’ombra agisce soprattutto sulla corrente erogata dal modulo.
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Difetti progettuali e di cablaggio | Verificare omogeneità delle caratteristiche dei pannelli delle stringhe che formano l’impianto Verificare il cablaggio rispetto ai posizionamenti, alle ombre totali o parziali, agli irraggiamenti (se diversi nelle varie parti di impianto) Assicurarsi che pannelli nelle stesse condizioni costruttive, di ombre e di irraggiamento siano il più possibile collegati sulla stessa stringa. Ottimizzare i cablaggi, nei casi estremi adottare inverter multi MPPT o ottimizzatori di stringa per aumentare la produzione di impianto |
2 – Stringhe fuori servizio
Ogni fila di pannelli, ogni serie, detta “stringa” è generalmente protetta da fusibili. Questi fusibili sono inseriti per proteggere dal corto circuito di ritorno i pannelli fotovoltaici. Nella casistica reale è raro che un cortocircuito elettrico avvenga e le rotture dei fusibili per motivi meccanici, di stress termico dovute all’alternanza di passaggio di corrente giorno/notte, superano di gran lunga le vere casistiche di intervento per corto circuito elettrico.
Se un fusibile è interrotto, tutta la produzione della serie dei moduli è nulla e l’impianto subisce una cospicua perdita di produzione. Molte perdite di impianti esistenti sono dovute a fusibili interrotti non rivelati e sostituiti.
SI CONSIGLIA DI FARE ESEGUIRE L’OPERAZIONE DA PERSONALE ESPERTO E MAI DA SOLI DI PROPRIA INIZIATIVA.
Qualora si debba sostituire fusibili di stringa, sostituirli di taglia massima, rispetto a quella sopportata dai moduli fotovoltaici. Per scoprire la taglia massima basta controllare la voce “maximum series fuse” nell’etichetta dei pannelli fotovoltaici o nella scheda tecnica. Assicurarsi inoltre che i fusibili sostituiti siano in classe GPV ossia specifici per impianti fotovoltaici.
Figura 6 – A sinistra curve di intervento di fusibili per fotovoltaico, a destra un classico fusibile di stringa in classe GPV. Dal catalogo pubblico di Italweber. [4]
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Stringhe fuori servizio | Verificare la presenza di fusibili interrotti presenti in impianto e sostituire i fusibili guasti con fusibili di taglia superiore in classe GpV ossia idonei e specifici per impianti fotovoltaici |
3 – Tilt e orientamenti, totali o parziali non ottimali
Spesso succede che ci si lamenta di un impianto installato perfettamente e senza apparenti ombre, ma che non produce abbastanza, dimenticandosi la cosa più importante: su di esso deve splendere più sole diretto possibile per più tempo durante l’anno possibile. La cosa sembra banale ma non lo è visto che l’installatore senza scrupoli può aver posizionato l’impianto in qualsiasi posizione ed orientamento visto e considerato il pagamento spesso basato sulla sola potenza installata. Per affrontare bene il problema cominciamo ad esaminare quali sono i due parametri fondamentali che determinano l’irraggiamento solare che cade su un modulo fotovoltaico (e quindi di un impianto) rispetto alla direzione del sole, i parametri principali sono due:
- Con azimut si intende l’orientamento del pannello rispetto alla direzione NORD che è la direzione con il minimo irraggiamento possibile, visto e considerato che il sole sorge ad est e tramonta ad ovest. Il nord è solitamente indicato a 0° mente il sud a 180°. I pannelli devono essere esposti più possibile verso SUD, azimut che massimizza la captazione solare.
- Con tilt si indica invece l’inclinazione del pannello rispetto al piano orizzontale (parallelo al suolo o il suolo tesso). Il tilt va quindi da 0° a 90°
In questo articolo considereremo solo impianto a tilt fisso ossia imposto dal tetto, se l’impianto è su tetto, o dall’inclinazione delle strutture che portano i pannelli. Un riassunto di questi parametri è indicato in Figura 7.
Figura 7 – Rappresentazione schematica dei parametri di tilt, ossia di inclinazione rispetto al piano orizzontale, e di azimut, ossia l’orientamento rispetto a sud, possibili per un impianto o modulo fotovoltaico (0° corrispondono al NORD geografico, 180° al SUD) [5]
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Azimut che massimizza la radiazione solare e quindi la resa di impianto:
L’impianto deve essere più orientato possibile a SUD
Formula approssimativa per trovare l’inclinazione ideale β al variare della latitudine (L) espressa in gradi decimali
Valida per le latitudini italiane e solo in prima approssimazione [36 – 46° nord]
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La regola è semplice. Più l’orientamento e l’inclinazione si avvicinano a questi valori, più energia produrrà l’impianto. Riportiamo in seguito una tabella con i valori di riferimento della latitudine media Italiana (41° nord) e con variazioni sia dell’inclinazione che del tilt rispetto a essa per rappresentare così la quantità di perdite che si possono incontrare.
Figura 8 – Tabella di irraggiamento solare (sopra) e di differenza rispetto all’irraggiamento massimo (sotto) per la latitudine media Italiana 41°nord (corrispondente circa a Roma). La tabella sotto può essere presa a riferimento per fare una stima delle perdite di un impianto fotovoltaico non ben esposto o ben orientato. In rosso le “zone” ad alto irraggiamento e quindi favorevoli per l’installazione di fotovoltaico, in verde le zone più penalizzanti. I dati sono espressi in kWh/m2 al giorno. Per l’inclinazione in oggetto l’inclinazione ideale è di circa 30° [6]
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Tilt e orientamenti, totali o parziali non ottimali | Verificare se la producibilità teorica ricavabile con la formula del paragrafo 1, corretta con le perdite medie di Figura 8 risulta compatibile con la produzione dell’impianto Cercare di massimizzare gli orientamenti verso SUD e le inclinazioni con le inclinazioni ideali indicate. Attenzione! In caso di impianti su tetti piani o a terra bisogna verificare anche gli ombreggiamenti reciproci. Contattare un esperto prima di modificare tilt e/o azimut degli impianti. |
4 – Cause riconducibili a inverter (tensioni di stinga, disposizione MPPT, firmware)
L’inverter è il cuore del sistema fotovoltaico e assolve alle seguenti funzioni principali:
- Imporre la tensione continua che massimizza l’estrazione di corrente dai moduli fotovoltaici. Questa funzione è detta di ricerca del massimo punto di potenza (MPPT – Maximum Power Point Tracker) e viene fatta continuamente.
- Convertire la corrente continua dei pannelli fotovoltaici in corrente alternata inviata alla rete
- Proteggere il suo ponte convertitore da eventuali cortocircuiti lato corrente continua o corrente alternata
Gli inverter più vecchi possono presentare difetti e criticità e svolgere non al meglio queste funzioni principali. Vediamo quali possono essere i difetti a livello inverter che penalizzano le prestazioni dell’impianto.
- Firmware MPPT: vecchio: si consiglia di analizzare il modello di inverter installato e ricercare su internet se è disponibile un software di controllo più aggiornato (MPPT) capace di tracciare meglio il punto di potenza. In caso positivo contattare la ditta per l’aggiornamento e l’installazione
- Tensione di stringa sbagliata: Ogni inverter può accettare, per ogni ingresso di pannelli, una tensione continua massima (lato moduli fotovoltaici). Questa tensione dipende sia dal numero di pannelli connessi in ogni stringa, sia dalle ipotesi di temperatura ambiente e quindi dei moduli, che influenzano la tensione di ogni modulo. In generale si può dire che bisognerebbe adottare un margine di tensione del ±10% che può essere causato dalle fluttuazioni di temperatura dei moduli. Facciamo un esempio:
Tensione di un modulo Voc: 37,6V
Massima tensione accettabile da ogni ingresso inverter: 600 V
Pannelli massimi collegabili in serie (600-10%)/37,6 = 14 moduli
Coefficiente di tensione: -0,35%/°C (misurata a 25°C)
Supponiamo pannello a 10°C innalzamento di tensione: (10-25)·-0,35=5,25 V per modulo
Tensione di stringa con pannello a 10°C = 14*(37,6+5,25)=599,9V
Come vedete da questo esempio, un margine del 10% in tensione è il minimo per dimensionare una stringa se la vogliamo fare lavorare correttamente tutto l’anno.Si tenga conto che secondo un modello termico semplificatoma accettato, un pannello a 10°C corrisponde a una temperatura ambiente di circa 5°C.
- Usare tutti gli MPPT disponibili: in caso di esposizioni diverse. Qualora l’impianto sia articolato su inclinazioni ed esposizioni solari diverse in base alla zona di impianto, grossi vantaggi si possono ottenere sfruttando più MPPT (se l’inverter ne dispone di più uno) al meglio. In pratica bisogna cercare di collegare su ogni MPPT il massimo numero di moduli con le stesse caratteristiche di irraggiamento, di smaltimento termico, di inclinazione e di orientamento.
Figura 9 – Andamento del massimo punto di potenza, al variare dell’irraggiamento solare che influisce sulla corrente erogata e della temperatura che influisce maggiormente sulla tensione ai capi di un generico modulo fotovoltaico. L’algoritmo MPPT è progettato per seguire questo punto.
- Smaltimento termico inverter ottimale: l’inverter è un componente che, convertendo la tensione da continua ad alternata, ha delle perdite e, di conseguenza, si scalda. Può succedere che nella stagione estiva esso si trovi nelle condizioni di limitare l’energia prodotta perché si trova a temperatura troppo alta. Generalmente la temperatura massima di funzionamento non va oltre i 50°C.Per questo, si raccomanda di alloggiare l’inverter in un luogo sempre più possibile all’ombra, ventilato e possibilmente secco (sottotetti areati, retro dei moduli, vani di colore chiaro appositamente predisposti ecc. Attenzione alla formazione di condensa, assolutamente da evitare!)
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Cause riconducibili a inverter (tensioni di stinga, disposizione MPPT, firmware) | Controllare e aggiornare firmware inverter Controllare corretta disposizione delle stringhe in tensione, in termini di massima accettabile anche in condizioni di grande freddo Controllare l’ottimale distribuzione delle stringhe rispetto agli MPPT disponibili presso l’inverter Controllare la localizzazione dell’inverter affinché sia in un luogo con condizioni climatiche controllate, riparato dalla luce solare e in assenza di umidità |
5 – Invecchiamento moduli e sporcizia
Per ultimo menzioniamo due problemi che spesso, nell’immaginario collettivo, rappresentano il problema principale di poca produzione di un impianto fotovoltaico. Analizziamoli uno ad uno.
Invecchiamento dei moduli fotovoltaici
Non ci dilungheremo sull’invecchiamento dei moduli fotovoltaici, poiché rimandiamo il lettore al nostro articolo sull’argomento QUI. Possiamo solo aggiungere che l’effetto di invecchiamento che più frequentemente si presenta ai giorni nostri è il PID (Potential Induced Degradation). Questo effetto:
- È tanto più frequente quando più è alta la tensione di stringa, se è possibile, conviene riconfigurare le stringhe in modo da portare i moduli alla minima tensione possibile.
- È tanto più marcato quanto più è alta la temperatura a cui lavorano
- È soprattutto presente in alcune tipologie di moduli fotovoltaici che presentano problemi di isolamento, per esempio sul contatto posteriore (il film di EVA, l’isolante plastico posto dietro ai moduli, è di scarsa qualità, è entrata umidità all’interno ecc.) se questo è il caso, ben poco può essere fatto, se non sostituire i moduli.
Allo stato attuale l’invecchiamento globale dei moderni moduli fotovoltaici, che sempre meno sono effetti dall’effetto PID, è quantificabile in circa -0,5%/anno quindi quasi invisibile all’interno delle variazioni stagionali.
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Invecchiamento dei moduli | Effettuare una termovisione dei moduli fotovoltaici, una maggiore temperatura rilevata vicino al polo negativo è classico segno di impoverimento da PID. In questo caso cercare di ridurre la tensione del sistema o scambiare posizione ai moduli Per le altre cause di invecchiamento, fuori dai limiti normali di invecchiamento sostituire i moduli |
Sporcizia dei moduli
Gli studi hanno dimostrato che una sporcizia comune come un discreto strato di polvere, per esempio di origine terrosa, difficilmente ha effetti di diminuzione delle produzioni superiori al 3%.
L’argomento però è complicato e di difficile spiegazione poiché esistono numerose tipologie di materiali inquinanti e naturali che si possono depositare sui moduli, ed ognuno ha un effetto diverso. Nel settore fotovoltaico, ad oggi, si ritiene, generalmente, antieconomica l’operazione di pulizia visti gli effetti pulenti della pioggia che ripristinano praticamente integralmente le condizioni di funzionamento “a pulito” dei moduli.
Dopo aver controllato le altre cause fin qui elencate si può comunque procedere a pulire le superfici dei moduli avendo cura di pulire soprattutto la parte inferiore (verso il suolo) dove cioè si accumula la sporcizia.
| Tipologia di difetto di impianto | Diagnosi e soluzione |
| Sporcizia sulla superficie dei moduli | Controllare prima le altre cause di degrado Prevedere una pulizia a fondo ogni 3/5 anni. Non pulire prima di imminenti periodi con elevate precipitazioni (si consiglia generalmente la metà di Giugno prima della stagione secca) |
References
[1]: Dai dati pubblici ufficiali sul sistema elettrico messi a disposizione da TERNA: http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/statistiche/dati_statistici.aspx [2]: Federal Ministry for Economic Affairs and Energy – Report energetico nazionale – Febbraio 2015 – http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren-energien-in-deutschland-1990-2014.pdf?__blob=publicationFile&v=3 [3]: Da uno studio interno di Energyhunters basato su dati reali e studi correlati. Ad oggi esistono numerosi studi in corso che indagano sull’entità delle variazioni pluriennali di irraggiamento. http://cdn.intechopen.com/pdfs-wm/33343.pdf; Si può, in una prima e grossolana approssimazione, dire che le fluttuazioni del ±5% nell’irraggiamento solare sono dovute: per l’1% a variazioni della costante solare date dalla differente attività solare, e per il restante 4% da eventi metereologici. http://www.greenrhinoenergy.com/solar/radiation/empiricalevidence.php. [4]: Dal catologo online di Italweber – http://www.italweber.it/pdf/catalogo/11_fusibilisolare.pdf[5]: Dal sito web di comisaenergy – http://www.comisaenergy.it/Fotovoltaico/ITA/QuantaEnergiaProduceUnImpiantoFotovoltaico.asp?area=1&percorso=13
[6]: Dati ricavati da Sunsim 7.1 – http://www.sunsim.it/
