Dimensionamento delle stringhe: Voc a freddo, Vmp a caldo.

La tensione a vuoto di una cella fotovoltaica sale quando la cella si raffredda. La tensione più alta in una stringa si ha quindi in una mattina fredda e limpida, appena sorto il sole, quando l’inverter non ha ancora iniziato a lavorare: i moduli sono freddi e la stringa è a vuoto. Quella tensione non deve superare la tensione DC massima ammessa dall’inverter né la tensione massima di sistema del modulo.

Al contrario, la tensione nel punto di massima potenza (Vmp) scende quando i moduli si scaldano. In una giornata estiva calda una stringa corta può finire sotto il limite inferiore della finestra MPPT. L’inverter non riesce allora a inseguire il punto di massima potenza dei moduli e la potenza cala, proprio quando il sole rende di più. È una questione di resa, non di sicurezza.

La corrente di cortocircuito è il limite da non superare. La somma delle Isc delle stringhe in parallelo su un MPPT non deve superare la corrente di cortocircuito massima dell’ingresso indicata nella scheda tecnica. Lì è indicato anche quante stringhe accetta ogni ingresso, e gli ingressi possono differire tra loro.

La corrente d’ingresso massima utilizzabile è un altro limite. Se la corrente di esercizio la supera, l’inverter limita la corrente e sposta il punto di lavoro. Il risultato è una potenza più bassa quando il sole è alto, non un guasto. Moduli ad alta corrente, come quello dell’esempio, possono superare il limite già con una sola stringa.

Su un MPPT vanno solo stringhe della stessa lunghezza e con la stessa esposizione. Le stringhe in parallelo hanno la stessa tensione, quindi una stringa più corta o orientata diversamente costringe l’altra a lavorare fuori dal suo punto di massima potenza.

La base è la stessa in Europa: la HD 60364-7-712:2016 del CENELEC sugli impianti fotovoltaici, con un allegato normativo B su come si calcolano la tensione a vuoto massima (UOC MAX) e la corrente di cortocircuito massima (ISC MAX). I paesi membri del CENELEC la recepiscono nelle proprie norme impiantistiche. La norma internazionale di riferimento, la IEC 60364-7-712, è stata pubblicata in una nuova edizione nel 2025. La temperatura minima si sceglie in base al sito; la prassi nazionale che abbiamo potuto documentare è riportata qui sotto.

Italia: la CEI 64-8/7, sezione 712, per l’installazione e la Guida CEI 82-25 per la progettazione, la realizzazione e la gestione dei sistemi di generazione fotovoltaica. Una relazione tecnica di progetto pubblicata sul sito del Comune di Rimini (2021), per esempio, verifica la Voc a −10 °C rispetto alla tensione massima dell’inverter e del modulo e la Vmp a 70 °C rispetto al limite inferiore della finestra MPPT. Sono scelte di progetto: nelle zone di montagna la temperatura minima del luogo può essere più bassa.

Svezia: la sezione 712 della SS 436 40 00:2023 (edizione 4), le regole impiantistiche di SEK Svensk Elstandard. Non abbiamo trovato una temperatura standard nazionale per il calcolo della Voc. Gli inverni cambiano molto tra il sud e il nord del paese, quindi si parte dalla temperatura minima del luogo e si verifica che −25 °C basti dove si installa.

Germania: la DIN VDE 0100-712:2016-10, edizione tedesca della HD 60364-7-712:2016. L’informazione tecnica di SMA sul dimensionamento assume −10 °C di temperatura esterna per gli impianti in Germania e indica −10 °C e +70 °C di temperatura di cella come intervallo di dimensionamento usuale, precisando che vanno considerati il tipo di montaggio e la temperatura del luogo.

Spagna: il regolamento elettrotecnico per la bassa tensione REBT (Real Decreto 842/2002), in cui l’ITC-BT-40 riguarda gli impianti di generazione in bassa tensione. Secondo le regole del CENELEC la HD 60364-7-712 va recepita anche in Spagna. Non abbiamo trovato una temperatura standard ufficiale. La differenza tra la costa e l’altopiano interno è grande, quindi si parte dalla temperatura minima del luogo.