Pannelli solari monocristallini e policristallini a confronto

I moduli FV monocristallini e policristallini si basano entrambi sul silicio cristallino, ma il materiale in silicio viene formato in modo diverso. Le celle monocristalline sono prodotte da un materiale con una struttura cristallina più uniforme, mentre le celle policristalline tradizionali contengono più grani cristallini all’interno del silicio.

Queste differenze di produzione hanno storicamente influito su aspetto delle celle, processi di fabbricazione, caratteristiche elettriche e superficie del modulo necessaria per una data potenza nominale. Non vanno trasformate in un’affermazione universale secondo cui un tipo di modulo sia sempre la scelta giusta per ogni progetto.

Anche la tecnologia dei moduli si è evoluta nel tempo. Architettura delle celle, progetto dei wafer, metodi di interconnessione, formato del modulo, incapsulamento, backsheet o struttura in vetro e qualità di fabbricazione possono contare quanto l’etichetta generica monocristallino o policristallino.

Per le decisioni di progetto, la scheda tecnica completa del modulo e i requisiti in campo sono più utili della sola categoria tecnologica. Potenza nominale, dimensioni, caratteristiche elettriche, coefficienti di temperatura, valori meccanici, termini di degrado, documentazione di prodotto e compatibilità con il resto del sistema vanno confrontati insieme.

Un modulo monocristallino recente e un modulo policristallino più vecchio possono differire in molti dettagli progettuali oltre alla struttura cristallina. Non tutte queste differenze vanno attribuite alla distinzione mono contro poli.

Le offerte dei moduli vanno confrontate nelle stesse condizioni di prova dichiarate. I valori di potenza nominale o di efficienza sono significativi solo se si comprendono le condizioni e la base di misura. Confrontare valori ottenuti con ipotesi diverse può creare una falsa impressione di superiorità tecnica.

Il coefficiente di temperatura è particolarmente rilevante, perché tensione e potenza del modulo cambiano con la temperatura delle celle. Un modulo con determinate caratteristiche nominali in condizioni standardizzate può comportarsi in modo diverso, in un ambiente di esercizio caldo, rispetto a un altro progetto con coefficienti di temperatura differenti.

Va esaminata anche la tolleranza di potenza. La tolleranza indica all’acquirente come il risultato nominale misurato del modulo consegnato può variare rispetto alla potenza dichiarata, nelle condizioni definite dal produttore. Non va confusa con la resa energetica di lungo periodo.

I termini di garanzia richiedono l’esame diretto della documentazione effettiva. Garanzia di prodotto, termini legati alle prestazioni, esclusioni, requisiti di installazione, condizioni di trasferimento e procedure di reclamo possono differire tra produttori e generazioni di prodotto. Nessun articolo generale può affermare che una tecnologia cristallina offra sempre una garanzia migliore.

Dimensioni fisiche e valori elettrici vanno confrontati con l’inverter e con il sistema di montaggio previsti. Un modulo di potenza maggiore può essere anche più grande o avere caratteristiche di corrente diverse, quindi il progetto deve valutare il sistema completo anziché ordinare i prodotti semplicemente per watt per modulo.

L’idoneità in campo dipende, in ultima analisi, dal progetto effettivo dell’impianto e dall’ambiente.

La produzione FV dipende da irraggiamento, temperatura dei moduli, ombreggiamento, sporco, orientamento, configurazione elettrica e condizione delle apparecchiature. Questi fattori influiscono sia sugli impianti monocristallini sia su quelli policristallini, anche se i singoli progetti di modulo reagiscono in modo diverso.

La temperatura è particolarmente importante per i moduli in silicio cristallino. A irraggiamento comparabile, una temperatura più alta delle celle riduce in genere tensione e potenza disponibile. L’entità di tale effetto va ricavata dai coefficienti di temperatura documentati del modulo specifico e non da un’ipotesi generica sul tipo di cristallo.

L’ombreggiamento può interessare entrambe le tecnologie. La conseguenza dipende da disposizione delle celle, configurazione dei diodi di bypass, topologia delle stringhe, architettura dell’inverter e punto in cui cade l’ombra. La sola etichetta tecnologica non descrive come reagisce un sistema completo all’ombreggiamento parziale.

Anche lo sporco dipende dal sito. Polvere, polline, escrementi di uccelli, residui agricoli o altri depositi influiscono sulla quantità e sulla distribuzione della luce che raggiunge le celle. Inclinazione dei moduli, pratiche di pulizia, precipitazioni e ambiente locale possono avere più rilevanza operativa del fatto che le celle siano mono o poli.

I confronti in campo vanno quindi fatti in condizioni di esercizio comparabili. Confrontare la produzione di impianti diversi senza tenere conto di orientamento, meteo, progetto dell’inverter, invecchiamento, sporco e configurazione elettrica non permette di isolare l’effetto della tecnologia delle celle.

Mescolare tipi di modulo diversi nella stessa stringa richiede un’attenta verifica elettrica. I moduli collegati in serie percorrono la stessa corrente di stringa, quindi differenze nelle caratteristiche di corrente possono limitare il funzionamento della stringa complessiva. Anche le caratteristiche di tensione e il comportamento in temperatura influiscono sulla compatibilità con la finestra operativa dell’inverter.

Anche moduli che sembrano simili per potenza nominale possono avere tensione a circuito aperto, tensione di esercizio, corrente di cortocircuito, corrente di massima potenza, coefficienti di temperatura, dimensioni, tipi di connettori o caratteristiche meccaniche diversi. Queste differenze vanno verificate prima di combinare i moduli.

Sostituire un modulo danneggiato in un campo più vecchio può quindi essere più complicato che trovare un altro pannello con la stessa potenza nominale. La sostituzione va valutata per la compatibilità elettrica con il resto della stringa e per la compatibilità fisica con il montaggio e i connettori.

Anche la documentazione del produttore e i termini di garanzia possono influire sulle decisioni di sostituzione. Usare un prodotto, un connettore o una configurazione diversi può avere implicazioni da verificare sui documenti effettivi delle apparecchiature, senza presumerle da una generica somiglianza tecnologica.

Quando gruppi di moduli diversi devono coesistere, l’architettura del sistema può offrire soluzioni migliori che forzare prodotti dissimili in un’unica stringa in serie. L’approccio corretto dipende da ingressi dell’inverter, disposizione degli MPPT, progetto delle stringhe e caratteristiche dei moduli disponibili.

La compatibilità elettrica va dimostrata, non dedotta dal fatto che entrambi i prodotti siano in silicio cristallino.

Sia i moduli monocristallini sia quelli policristallini richiedono manutenzione e ispezione su condizione. Vetro, cornici, scatole di giunzione, connettori, cablaggio, montaggio, contaminazione, vegetazione, ombreggiamento e comportamento elettrico possono cambiare durante l’esercizio dell’impianto, indipendentemente dal tipo di cristallo delle celle.

I dati di monitoraggio possono individuare stringhe o ingressi dell’inverter che differiscono da parti comparabili del campo. L’ispezione visiva può documentare vetri rotti, contaminazione, danni fisici o ombreggiamento, mentre le prove elettriche possono esaminare corrente, tensione, isolamento, polarità, continuità o comportamento IV, ove pertinente.

La termografia aerea può essere usata anche sui campi in esercizio. La IEC 62446-3 tratta l’ispezione termografica in campo degli impianti FV in esercizio, includendo apparecchiature, condizioni ambientali, procedura, competenza del personale e reportistica. Non prescrive un unico intervallo di temperatura universale per tutti i tipi di modulo o di impianto.

Le immagini termiche possono mostrare surriscaldamenti localizzati delle celle, schemi più ampi dei moduli, surriscaldamento dei connettori o differenze tra stringhe. Non provano da sole la causa originaria e l’interpretazione deve considerare irraggiamento, vento, nuvolosità, temperatura del modulo, riflessi e angolo di ripresa.

I requisiti di ispezione dovrebbero quindi seguire la condizione delle apparecchiature e il comportamento dell’impianto, non l’etichetta mono o poli. Un vecchio impianto policristallino che funziona bene non diventa difettoso solo perché esistono tecnologie di modulo più recenti.

La scelta del modulo dovrebbe partire dai requisiti del progetto. Area disponibile, dimensione target dell’impianto, caratteristiche dell’inverter, sistema di montaggio, limiti di corrente e tensione, clima, metodo di installazione, disponibilità di fornitura, strategia di manutenzione e pianificazione delle sostituzioni possono influire sulla scelta.

Dove terreno o superficie del tetto sono limitati, la densità di potenza del modulo può avere più peso. In un sito con spazio abbondante, altri fattori come compatibilità elettrica, progetto meccanico, approvvigionamento, disponibilità nel lungo periodo o manutenzione possono contare di più.

I team di progetto dovrebbero confrontare prodotti specifici, anziché trattare tutti i moduli monocristallini come una categoria e tutti quelli policristallini come un’altra. Due moduli con la stessa tecnologia di cella generica possono comunque differire in modo significativo per parametri elettrici, costruzione, dimensioni, comportamento in temperatura e documentazione.

Anche la strategia di fornitura e sostituzione può contare per un impianto di lunga durata. Un modulo che si adatta bene al progetto iniziale ma è difficile da sostituire in seguito può comportare considerazioni di manutenzione diverse rispetto a uno appartenente a una famiglia di prodotti ampiamente supportata. La questione dipende dal progetto e dal fornitore.

Il marketing tecnologico spesso riduce la decisione a un’unica metrica di richiamo. La scelta ingegneristica dovrebbe invece confrontare i parametri che incidono sul progetto effettivo e sull’ambiente di esercizio.

Non serve dichiarare un vincitore universale tra mono e poli per prendere una decisione di progetto solida.

Un modulo policristallino funzionante non dovrebbe normalmente essere sostituito solo perché esiste un prodotto monocristallino più recente. La sostituzione dovrebbe essere giustificata da condizione, compatibilità elettrica, obiettivi dell’impianto, esigenze di manutenzione o un altro requisito di progetto documentato.

Cambiare i moduli in una stringa in esercizio può introdurre problemi di compatibilità. Tensione, corrente, dimensioni, connettori, caratteristiche meccaniche o di temperatura diversi possono creare più complessità di quanta ne risolva la sostituzione.

Un’efficienza nominale più alta non stabilisce automaticamente un retrofit vantaggioso. Rimozione di moduli funzionanti, modifica della configurazione elettrica, manodopera, nuove apparecchiature, vita residua dei componenti, fermo impianto e altri fattori di progetto andrebbero considerati prima di trarre qualunque conclusione finanziaria.

Per lo stesso motivo, non si dovrebbe dichiarare un periodo di ritorno fisso sulla sola base dell’etichetta tecnologica. Prezzi dell’energia, profilo di produzione, costo di installazione, condizione delle apparecchiature esistenti, finanziamento, progetto del sistema e ambito della sostituzione incidono tutti sul risultato.

L’ispezione termica o visiva non può stabilire che un modulo vada sostituito solo perché un’altra tecnologia ha prestazioni diverse sulla carta. La condizione elettrica e fisica del modulo esistente va valutata sulla base delle sue evidenze.

Il confronto utile è quindi tra moduli specifici ed esigenze di progetto specifiche. Monocristallino e policristallino descrivono una parte della tecnologia delle celle; non sostituiscono la revisione ingegneristica dell’intero impianto FV.