Quaderno Tecnico Fotovoltaico ABB 2024

La guida per scoprire il fotovoltaico e supportarti nella progettazione degli impianti.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Guida Tecnica Impianti Fotovoltaici Indice

PRODUZIONE DI ENERGIA

PRINCIPI DI PROGETTAZIONE

RETI MT

TRASFORMATORI

PROTEZIONE CONTRO I CONTATTI DIRETTI E INDIRETTI

PROTEZIONE DALLE SOVRACORRENTI

PROTEZIONE DALLE SOVRATENSIONI

INSTALLAZIONE E PROVE DI ACCETTAZIONE E VERIFICA ISPETTIVA

MONITORAGGIO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI E VERIFICA DELLE PERFORMANCE

MANUTENZIONE DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Il presente documento di applicazione tecnica è rivolto a tutti i soggetti coinvolti nelle fasi di sviluppo, progettazione, gestione e valutazione delle performance degli impianti fotovoltaici. Questo documento vuole dagli elementi utili per la scelta delle componenti principali degli impianti fotovoltaici, fornire elementi di supporto alla progettazione e riferimenti normativi per approfondire aspetti specifici legati alla progettazione stessa. Il documento è stato sviluppato tenendo a riferimento la normativa in vigore in Italia e le best practice operative di settore.

SISTEMI DI MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA

SISTEMI DI ACCUMULO

CONNESSIONE ALLA RETE E ADEGUAMENTI CABINE

ESEMPI DI DIMENSIONAMENTO GENERATORI FOTOVOLTAICI

GENERALITIES ON PHOTOVOLTAIC (PV) PLANTS ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Fotovoltaico: un passo verso un futuro sostenibile

Negli ultimi anni, l'energia fotovoltaica ha ricevuto crescente attenzione come fonte di energia rinnovabile essenziale per la transizione verso un futuro più sostenibile. Sebbene la finestra per raggiungere l'obiettivo di zero emissioni nette entro il 2050 si stia rapidamente chiudendo, c'è ancora tempo per intraprendere un giusto percorso, a patto che vengano prese decisioni incisive ora.

La risposta è nel sole A prescindere dagli obiettivi climatici, il

Negli ultimi anni la transizione energetica ha avuto un importante impulso, con un consistente aumento nell'implementazione delle tecnologie pulite e degli investimenti. Nonostante le emissioni globali rimangano elevate, molti analisti ritengono che con un'accelerazione ancora più rapida di tutto ciò che riguarda le energie rinnovabili e i combustibili verdi, la neutralità carbonica entro la metà del secolo, sebbene ambiziosa, sia un traguardo realizzabile. Indipendentemente dall'esito finale, l'era del predominio dei combustibili fossili sta volgendo al termine e le fonti rinnovabili potrebbero rappresentare oltre il 50% della produzione elettrica globale entro la fine del decennio. In uno scenario a zero emissioni per il 2050, la crescita delle energie rinnovabili e dei sistemi di accumulo a batterie segnerà la fine dei combustibili fossili come fonte primaria di energia elettrica.

raggiungimento della neutralità carbonica passa inevitabilmente attraverso le energie rinnovabili, con l’energia solare che svolge un ruolo cruciale. Ogni giorno, le aree della Terra esposte al sole ricevono una quantità di energia equivalente a circa 10.000 volte il consumo energetico mondiale. Tuttavia, mantenere un equilibrio tra offerta e domanda è sempre stato una sfida che richiede soluzioni in grado di garantire una gestione efficiente delle risorse. L’importanza del fotovoltaico nel contesto energetico attuale è indiscutibile. Oltre a fornire una risposta alle sfide ambientali e climatiche, il fotovoltaico rappresenta anche una significativa

opportunità economica. Investire oggi nell’energia solare significa investire nel

benessere delle future generazioni, promuovendo un utilizzo più responsabile e vantaggioso delle risorse naturali.

— Impianto fotovoltaico su tetto industriale/ commerciale

GENERALITIES ON PHOTOVOLTAIC (PV) PLANTS ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Impianto fotovoltaico residenziale

Il ruolo di ABB Per ABB, il futuro è a emissioni zero. L'azienda offre soluzioni complete che vanno dall’equilibrio alla distribuzione, all’accumulo e al monitoraggio dell'energia generata da fonti rinnovabili, affrontando la natura intermittente di queste fonti. ABB, leader globale nelle tecnologie per l'energia e l'automazione, gioca un ruolo chiave nello sviluppo del fotovoltaico attraverso l’innovazione e le avanzate capacità ingegneristiche. Il suo impegno è rendere l'energia solare più efficiente, accessibile e sostenibile. ABB e la transizione energetica Con il fotovoltaico al centro di questo cambiamento, la transizione energetica comporta una trasformazione radicale nel modo in cui l'energia viene prodotta e consumata. ABB è impegnata da tempo nello sviluppo di soluzioni tecnologiche che migliorano l'efficienza dei sistemi solari e supportano l’integrazione delle energie rinnovabili nelle reti elettriche globali. ABB offre un’ampia gamma di tecnologie che coprono l'intera filiera del fotovoltaico, dai componenti ai sistemi integrati per impianti su larga scala, garantendo sicurezza, efficienza e continuità operativa. Tra i prodotti più significativi, ricordiamo gli interruttori automatici della serie Tmax per la protezione elettrica, gli interruttori magnetotermici serie

S800, gli interruttori di manovra sezionatori OTDC per circuiti fotovoltaici, gli scaricatori OVR, i relè di interfaccia Ekip Up e CM-UFD conformi alle normative CEI 0-16 e CEI 021, i portafusibili/ fusibili E 90 PV, specifici per gli impianti solari, e

gli alimentatori compatti della serie CP, fondamentali nella maggior parte delle applicazioni fotovoltaiche

Automazione e controllo ABB offre soluzioni avanzate di automazione per ottimizzare il funzionamento degli impianti fotovoltaici. I sistemi di monitoraggio sviluppati dall’azienda permettono una gestione intelligente dell'energia prodotta, migliorando l'efficienza e garantendo la stabilità delle reti elettriche. Sistemi di accumulo L'integrazione dei sistemi di accumulo energetico è cruciale per il successo del fotovoltaico, poiché consente di immagazzinare energia per utilizzarla quando l’energia solare non è disponibile. ABB fornisce tecnologie di accumulo che migliorano la gestione energetica e riducono la dipendenza da fonti intermittenti. Integrazione di rete Uno dei maggiori ostacoli alle energie rinnovabili, inclusa quella fotovoltaica, è la loro integrazione nelle reti elettriche esistenti. ABB ha sviluppato soluzioni che bilanciano l'offerta e la domanda energetica, rendendo le reti più flessibili e resilienti.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Fotovoltaico: un passo verso un futuro sostenibile

Innovazione e sostenibilità L'innovazione è al cuore della strategia di ABB per il fotovoltaico. Investendo costantemente in ricerca e sviluppo, ABB mira a migliorare l'efficienza dei suoi prodotti e ridurre i costi, rafforzando la competitività dell'energia solare rispetto alle fonti tradizionali. Inoltre, ABB promuove un modello di business sostenibile, con l'obiettivo di minimizzare il proprio impatto ambientale e quello dei propri clienti. Le soluzioni fotovoltaiche sviluppate da ABB non solo permettono di produrre energia pulita, ma contribuiscono anche a ridurre l’impronta di carbonio complessiva. I prodotti ABB sono progettati per massimizzare l’efficienza e ridurre al minimo l’impatto ambientale lungo tutto il loro ciclo di vita, dalla produzione fino allo smaltimento.

Il futuro del fotovoltaico Il futuro del fotovoltaico dipenderà dalla capacità di continuare a sviluppare tecnologie sempre più efficienti e accessibili. ABB, grazie alla sua esperienza e al costante impegno nell'innovazione, è in prima linea in questa sfida. Con la crescente domanda globale di energia e la necessità di ridurre le emissioni di CO2, le soluzioni fotovoltaiche di ABB giocano un ruolo fondamentale nella transizione energetica e nella lotta contro il cambiamento climatico. ABB si conferma un player centrale nel settore del fotovoltaico, offrendo soluzioni che facilitano la diffusione globale dell’energia solare e accelerano il percorso verso un’economia più verde e sostenibile."

— Impianto fotovoltaico su scala industriale

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Impianto fotovoltaico in campo agrivoltaico

— Aspetti generali sugli impianti fotovoltaici (FV)

1.1 Tipi di impianti fotovoltaici e loro classificazione

1.1.1 Impianti FV interconnessi alla rete elettrica e non

10 12 13 13 15 16 16

1.1.2 Classificazione dimensionale

1.1.3 Classificazione in funzione del sistema di montaggio

1.1.3.1 Impianti a terra 1.1.3.2 Impianti a tetto

1.1.3.3 Impianti su pensiline o aree parcheggio (Car Port)

1.1.3.4 Impianti fotovoltaici galleggianti

1.2 Componenti specifici degli impianti fotovoltaici

1.2.1 Generatore fotovoltaico e tipologie di moduli fotovoltaici

17 18 26 26 27 30 31 33 34

1.2.1.1 Moduli con celle in silicio cristallino

1.2.1.2 Moduli a film sottile

1.2.1.3 Moduli a concentrazione solare (CPV)

1.2.1.4 I requisiti tecnico normativi per i moduli fotovoltaici

1.2.2 Inverter fotovoltaici

1.2.2.1 Classificazione inverter in funzione della taglia 1.2.2.2 Scelta dell’architettura dell’inverter 1.2.2.3 I requisiti tecnico normativi per gli inverter

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Aspetti generali sugli impianti fotovoltaici (FV)

— 1.1 Tipi di impianti fotovoltaici e loro classificazione

Il fotovoltaico nell’ultimo ventennio ha avuto uno sviluppo notevole ed è diventata una fonte di energia rinnovabile di riferimento. Gli impianti fotovoltaici possono essere di diversa tipologia e classificabili in diverse categorie in funzione di differenti aspetti installativi.

1.1.1 Impianti FV interconnessi alla rete elettrica e non

Gli impianti fotovoltaici possono essere connessi o meno alla rete di distribuzione elettrica. In funzione di questo aspetto gli impianti fotovoltaici si possono classificare in:

•

Impianti FV connessi alla rete questo tipo di impianto FV è sempre collegato alla rete elettrica di distribuzione. Gli impianti possono esser connessi alla rete di distribuzione BT (in questo caso la norma di connessione alla rete di riferimento è la CEI0-21) o alla rete di distribuzione MT (in questo caso la norma di connessione alla rete di riferimento è la CEI0-16) o alla rete di distribuzione AT (in questo caso la norma di connessione alla rete di riferimento è il codice di rete con particolare riferimento all’allegato al codice di rete A.68). L'energia prodotta dal generatore FV viene convertita dall'inverter da CC a CA, dopodiché l'energia viene immessa nella rete con l’ausilio o meno di trasformatori elevatori di tensione ove necessari. Nei periodi di assenza di luce solare, eventuali carichi consumano l'elettricità prelevandola dalla rete elettrica di distribuzione.

— Figura 1 Schema semplificato di un impianto FV connesso alla rete

Moduli FV

Inverter

Quadro di distribuzione

Rete elettrica di distribuzione

Carichi

L’ARERA (Autorità di regolazione per Energia Elettrica, Reti e Ambiente) disciplina la connessione degli impianti di produzione di energia elettrica all’interno del TICA (Testo Integrato per le Connessioni Attive). Nel TICA è previsto che: • per impianti < 800W il servizio di connessione è erogato in Bassa Tensione (BT) e, nel caso di un punto di connessione in cui sia già attivo un contratto di fornitura di energia elettrica in prelievo con potenza disponibile non inferiore alla potenza dell’impianto di produzione da connettere, ARERA specifica che l’invio della comunicazione unica all’impresa distributrice competente costituisce titolo abilitante per la connessione e l’attivazione di un impianto di produzione; • per impianti > 800 W e < 100 kW il servizio di connessione è erogato in Bassa Tensione (BT) 1 ; le richieste di connessione devono essere inoltrate all’impresa distributrice competente per ambito territoriale; PV Modules Inverter Distribution board Electricity grid

Loads

1 Il TICA non esclude la possibilità, sulla base di scelte tecniche effettuate dal gestore di rete, di erogare il servizio di connessione in bassa tensione per potenze in immissione richieste superiori a 100 kW.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

• per impianti > 100 kW < 6 MW il servizio di connessione è erogato in Media Tensione (MT) 2 ; le richieste di connessione devono essere inoltrate all’impresa distributrice (DSO - Distribution System Operator) competente per ambito territoriale; • per impianti >6 MW le richieste di connessione di impianti devono essere inoltrate all’impresa distributrice competente nell’ambito territoriale; l’impianto potrebbe esser connesso in Media Tensione (MT) o in Alta Tensione (AT) sulla base di scelte tecniche effettuate dal gestore di rete; • per impianti >10MW il servizio di connessione può essere erogato in AT o AAT; le richieste di connessione devono essere inoltrate a Terna (TSO - Transmission System Operator). • Impianti fotovoltaici ad isola (detti anche off-grid o stand alone) Gli impianti fotovoltaici off grid o stand-alone non sono collegati alla rete. L'impianto FV produce elettricità che viene immagazzinata nelle batterie. Durante la notte, l'elettricità immagazzinata viene utilizzata per fornire energia alle utenze. I sistemi stand-alone sono comuni nelle aree remote dove non c'è accesso alla rete elettrica di distribuzione.

— Figura 2

Regolatore di carica

Schema semplificato di un impianto FV ad isola

Moduli FV

Carichi

Batterie

•

Impianti fotovoltaici ibridi Gli impianti fotovoltaici ibridi possono essere connessi in parallelo alla rete di distribuzione ma possono anche funzionare in off grid e alimentare i carichi direttamente.

— Figura 3

Funzionamento in rete

Schema semplificato di un impianto FV ibrido

Moduli FV

Inverter

Quadro di distribuzione

Rete elettrica di distribuzione

Carichi

Batterie

Funzionamento con disconnessione dalla rete

Moduli FV

Inverter

Quadro di distribuzione

Rete elettrica di distribuzione

Carichi

Batterie

2 Il TICA non esclude la possibilità, sulla base di scelte tecniche effettuate dal gestore di rete, di erogare il servizio di connessione in media tensione per potenze in immissione richieste superiori a 6.000 kW.

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1.1.2 Classificazione dimensionale

In funzione delle loro dimensioni e della loro applicazione, gli impianti fotovoltaici si possono classificare in:

Plug & Play • l’impianto di produzione “Plug & Play” (o P&P) è un particolare impianto destinato alla produzione di elettricità avente potenza nominale < 350 W (limite di potenza definito dalla CEI 0-21), che risulta completo e pronto alla connessione diretta tramite spina ad una presa dedicata. L’impianto P&P è connesso alla rete usualmente tramite un micro-inverter.

— Figura 4 Schema di connessione

PUNTO DI CONNESSIONE

di un impianto FV plug E play

Rete di distribuzione BT Impianto utente attivo

DISPOSITIVO GENERALE

RETE DI UTENZA

Dispositivo di protezione

CARICHI

IMPIANTO PLUG & PLAY

Residenziali • l’impianto di produzione “Residenziale” è un impianto di produzione connesso alla rete installato su un’abitazione civile o su sue pertinenze. L’energia prodotta dall’impianto viene utilizzata dall’abitazione. La quota di energia non istantaneamente utilizzata, in assenza di un sistema di accumulo, viene immessa nella rete elettrica di distribuzione alla quale l’abitazione risulta connessa. La quota di energia non istantaneamente utilizzata, in presenza di un sistema di accumulo, viene immagazzinata nel sistema di accumulo stesso. • Gli impianti di produzione collegati alla rete elettrica mediante un sistema elettrico monofase possono avere una potenza massima < 6 kW 3 . • Gli impianti di produzione collegati alla rete mediante un sistema elettrico trifase generalmente sono realizzati con inverter trifase ma possono essere realizzati anche con generatori monofase purché la potenza dei singoli inverter monofase sia ripartita in maniera equilibrata sulle singole fasi. • Per impianti con potenza nominale >11,08 kW 4 , oltre ad essere collegati alla rete mediante un sistema elettrico trifase, la CEI 0-21 prevede ulteriori requisiti per i componenti impiantistici di interconnessione alla rete (es. Sistema protezione di interfaccia (SPI), dispositivo di interfaccia (DDI), ecc.) e per le caratteristiche degli inverter. • La CEI 0-21 prevede ulteriori requisiti impiantistici per gli impianti con Potenza nominale > 20 kW (es. deve essere previsto un dispositivo di rincalzo al DDI, ecc.). inoltre, gli impianti fotovoltaici con potenza > 20kW sono soggetti a dichiarazioni di produzione di energia elettrica da presentarsi all’Ufficio Tecnico di Finanza da soggetto detentore di P.IVA. Alla luce di ciò si possono definire impianti Residenziali impianti con Potenza nominale <20 kW. Industriali/Commerciali • Gli impianti fotovoltaici industriali (detti anche impianti fotovoltaici C&I) sono impianti fotovoltaici di potenza nominale compresa tra 20 kWp e 1 MWp installati sul tetto o nelle pertinenze di capannoni industriali o commerciali. Centrali elettriche fotovoltaiche • Le centrali elettriche fotovoltaiche (normalmente definiti anche impianti fotovoltaici Utility scale) sono impianti fotovoltaici di potenza nominale > 1 MWp installati a terra.

3 È facoltà del distributore di rete (DSO) elevare la suddetta potenza fino a 10 kW come previsto dalla CEI 0-21. 4 Tale valore è calcolato come √3*Vn*I soglia , che vale √3*400*16= 11,08 kW; I soglia è la corrente di fase che può assumere il valore massimo di 16 A (rif. EN 50438).

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1.1.3 Classificazione in funzione del sistema di montaggio

In funzione del loro sistema di montaggi, gli impianti fotovoltaici si possono classificare in:

1.1.3.1 Impianti a terra Gli impianti fotovoltaici a terra possono essere a lora volta suddivisi in 2 macrocategorie: • Impianti fissi: impianti realizzati su strutture di sostegno fisse. • Impianti ad inseguimento: impianti realizzati su strutture capaci di muoversi per inseguire il sole e aumentare quindi la radiazione solare incidente sui moduli fotovoltaici. Gli inseguitori solare possono essere monoassiali, quando viene variato solamente l'azimut dei moduli durante il giorno in base alla posizione del sole, o biassiali, quando viene variato sia l'azimut che l’inclinazione dei moduli durante il giorno in base alla posizione del sole. Le fondamenta delle strutture di sostegno, sia fisse che ad inseguimento, possono essere di diversa tipologia (fondazione con palificazioni a vite, pali infissi nel terreno con battipalo, pali infissi nel terreno con preforatura e getto di cemento, ecc). In ogni caso, le strutture di sostegno vanno progettate in funzione di un’analisi precisa e dettagliata dell’area di installazione, al fine di determinare il comportamento portante rispetto ai carichi specifici di vento e neve. L'analisi strutturale deve basarsi su valori di carico regionali con ipotesi di carico e deve essere conforme alle norme nazionali vigenti (ad esempio, in Europa secondo le norme EN 1990 (Eurocodice 0), EN 1991 (Eurocodice 1), EN 1993 (Eurocodice 3), EN 1999 (Eurocodice 9) e altre norme nazionali corrispondenti). Gli impianti fotovoltaici ad inseguimento possono essere realizzati con inseguitori aventi uno o più assi di inseguimento; gli inseguitori con un grado di inseguimento vengono definiti inseguitori monoassiali; gli inseguitori con due gradi di inseguimento vengono definiti inseguitori biassiali. Gli inseguitori monoassiali sono delle strutture di sostegno mobili dei moduli fotovoltaici che permettono la rotazione dei moduli stessi rispetto ad un asse di rotazione orizzontale o verticale. Questi sistemi possono ruotare in direzione est-ovest o nord-sud. Gli inseguitori monoassiali si possono suddividere in: • Inseguitori monoassiali di tilt (o di "beccheggio"): sono inseguitori economici e si semplice concezione. I moduli fotovoltaici installati sugli inseguitori ruotano attorno all'asse est-ovest. Essendo normalmente i moduli fotovoltaici orientati verso sud nell’emisfero boreale, gli inseguitori monoassiali di tilt aumentano o diminuiscono l'inclinazione dei moduli fotovoltaici rispetto al terreno in modo che l'angolo di tilt risulti ottimale rispetto alla stagione. L'angolo di tilt ideale è invariante rispetto alla latitudine ma varia nel corso dell’anno. Normalmente questa tipologia di inseguitori monoassiale non è motorizzata: le strutture dei moduli vengono abbassate e sollevate manualmente almeno 2 volte all’anno in modo tale da ottimizzare il tilt per la stagione invernale e per la stagione estiva.

— Figura 5

Inseguitore monoassiali di tilt (o di "beccheggio")

Un impianto fotovoltaico realizzato con tali inseguitori monoassiali permette una maggiore produzione di energia del 5-10% rispetto ad un impianto fisso di pari potenza installata.

• Inseguitori monoassiali di rollio: questa tipologia di inseguitori insegue il sole lungo la volta celeste nel suo percorso quotidiano indipendentemente dalla stagione di utilizzo. L'asse di rotazione di questa tipologia di inseguitori è nord-sud. L’asse di rotazione nord-sud è orizzontale.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Figura 6 Inseguitore monoassiale di rollio

(d)

La rotazione intorno all’asse nord-sud durante il giorno va da -55° del mattino a + 55° della sera. Questa tipologia di inseguitori è motorizzata; per migliorare le performance degli impianti costruiti con tali inseguitori monoassiali generalmente viene implementato il “backtracking”. Il backtracking è uno strumento che permette di evitare l’auto ombreggiamento dei moduli installati sulle differenti file di inseguitori. Questa tecnica prevede che i servomeccanismi orientino i moduli in base ai raggi solari solo nella fascia centrale della giornata; nelle prime ore della giornata e nel pomeriggio l’inclinazione dei moduli viene ridotta rispetto all’ottimale proprio per evitare l’auto ombreggiamento tra le file. Un impianto fotovoltaico realizzato con tali inseguitori monoassiali permette una maggiore produzione di energia del 10-20% rispetto ad un impianto fisso di pari potenza installata. • Inseguitori monoassiali di azimut: questa tipologia di inseguitori sono caratterizzati da una rotazione dei moduli fotovoltaici installati sull’inseguitore rispetto ad un asse verticale perpendicolare al suolo. Gli inseguitori monoassiali di azimut, tramite un servomeccanismo, seguono il movimento del Sole da est a ovest durante il giorno ma, a differenza dei precedenti inseguitori monoassiali, non variano mai l'inclinazione dei moduli rispetto al suolo

— Figura 7 Inseguitore monoassiale di azimut

30°

(e)

Un impianto fotovoltaico realizzato con tali inseguitori monoassiali permette una maggiore produzione di energia del 20-25% rispetto ad un impianto fisso di pari potenza installata.

• Inseguitori monoassiali ad asse polare: questa tipologia di inseguitori insegue il sole lungo la volta celeste nel suo percorso quotidiano indipendentemente dalla stagione di utilizzo. L'asse di rotazione di questa tipologia di inseguitori è nord-sud ed è inclinato rispetto al suolo.

— Figura 8 Inseguitore monoassiale ad asse polare

30°

(c)

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La rotazione intorno all’asse nord-sud durante il giorno va da -50° del mattino a + 50° della sera. Questa tipologia di inseguitori è motorizzata; per migliorare le performance degli impianti costruiti con tali inseguitori monoassiali generalmente viene implementato il “backtracking” come per gli inseguitori monoassiali di rollio. Un impianto fotovoltaico realizzato con tali inseguitori monoassiali permette una maggiore produzione di energia del 25-30% rispetto ad un impianto fisso di pari potenza installata. Gli inseguitori biassiali sono ancora più sofisticati e flessibili. Questi sistemi hanno due assi di rotazione che permettono ai moduli fotovoltaici installati sugli inseguitori di seguire il sole sia lungo l'asse est-ovest che lungo l'asse nord-sud. Questa doppia rotazione consente agli inseguitori biassiali di massimizzare la cattura di luce solare sia durante l'arco della giornata che nell’arco dell'anno. Gli inseguitori biassiali sono anche i sistemi più complessi e costosi da installare e richiedono una manutenzione più accurata rispetto agli inseguitori monoassiali.

— Figura 9 Inseguitore biassiale

Un impianto fotovoltaico realizzato con tali inseguitori monoassiali permette una maggiore produzione di energia del 30-35% rispetto ad un impianto fisso di pari potenza installata.

Impianto agrivoltaico: un esempio di impianto a terra - FOCUS Gli impianti fotovoltaici a terra che adottano soluzioni installative, con montaggio dei moduli su strutture fisse o ad inseguimento solare, tali da consentire l’utilizzo duale del terreno interessato dall’installazione e tali da non compromettere la continuità delle attività agricole che vengono svolte sotto e/o tra le strutture di sostegno dei moduli fotovoltaici vengono detti impianti Agrivoltaici. In italia indicazioni tecniche normative sugli impianti Agrivoltaici sono date dalle Linee Guida MiTE e dalla CEI PAS 82-93. Questa PAS (Public Available Specification) ha carattere sperimentale e fornisce indicazioni riguardanti la caratterizzazionedegli impianti agrivoltaici, anche rispetto agli impianti fotovoltaici. Il documento tratta inoltre la classificazione delle varie tipologie di impianti agrivoltaici e i relativi requisiti base, nonché il monitoraggio e la valutazione della produzione elettrica; la PAS fornisce elementi per la sicurezza elettrica nell’esercizio delle attività elettriche e agricole, le attività di O&M e le verifiche di impianti agrivoltaici.” 1.1.3.2 Impianti a tetto Negli ultimi anni l'installazione di impianti FV sui tetti degli edifici ha fatto passi da gigante. In linea di massima, si possono definire tre macrotipologie di impianti FV su tetto: • Impianto FV integrato (BIPV): i moduli FV sostituiscono, in tutto o in parte, la funzione degli elementi architettonici degli edifici, elementi come coperture e superfici trasparenti o semitrasparenti sulle coperture. I moduli FV sono progettati e realizzati non solo per svolgere la funzione di produzione di energia elettrica, ma hanno anche funzioni architettoniche, quali: rigidità meccanica o integrità strutturale; protezione dagli impatti atmosferici primari: pioggia, neve, vento, grandine; economia energetica, come ombreggiamento, illuminazione diurna, isolamento termico; protezione dal fuoco; protezione dal rumore; separazione tra ambienti interni ed esterni; sicurezza, riparo o protezione. Questa macro-tipologia può essere definita BIPV (Building Integrated PV) 5 . • Impianto FV parzialmente integrato: i moduli FV sono fissati agli edifici e alle strutture senza sostituire i materiali di costruzione delle strutture stesse. I moduli occupano la superficie del tetto e sono installati in modo da essere complanari al piano tangenziale del tetto. Questa macro-tipologia può essere definita BAPV (Building Applied PV - FV applicato all’edilizia) 6 . • Impianto FV non integrato: i moduli sono posizionati sulle superfici esterne degli involucri edilizi, su edifici e strutture per qualsiasi funzione e scopo. I moduli non sono complanari al piano tangenziale del tetto. In ogni caso, il sistema di montaggio sul tetto deve essere installato applicando le buone pratiche ingegneristiche e rispettando le informazioni sull'uso previsto dei suoi componenti.

5 I riferimenti al BIPV sono: • Norma europea EN 50583-1 Fotovoltaico negli edifici – Parte 1: Moduli BIPV; • Norma europea EN 50583-2 Fotovoltaico negli edifici – Parte 2: Sistemi BIPV; • Norma internazionale

ISO/TS 18178 Vetro per edilizia - Vetro solare fotovoltaico stratificato per uso in edifici;

• IEC 63092-1 ED1

Fotovoltaico negli edifici - Parte 1: Moduli fotovoltaici integrati negli edifici;

• IEC 63092-2 ED1

Fotovoltaico negli edifici - Parte 2: Sistemi fotovoltaici integrati negli edifici. 6 12 BAPV (FV applicato all'edilizia): I moduli fotovoltaici sono considerati collegati all'edificio se sono montati sull'involucro dell'edificio e non soddisfano i criteri di integrazione nell'edificio. L'integrità della funzionalità

dell'edificio è indipendente

dall'esistenza di un modulo fotovoltaico collegato all'edificio.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

Tali buone pratiche ingegneristiche devono essere documentate e la documentazione deve essere tenuta dalla persona o dalle persone responsabili a disposizione delle autorità nazionali competenti a fini ispettivi per tutto il tempo in cui l'impianto fisso è in funzione. La progettazione delle strutture di sostegno dipende dall'analisi precisa e dettagliata di ogni area specifica, al fine di determinare il comportamento portante rispetto ai carichi specifici di vento e neve. L'analisi strutturale deve basarsi su valori di carico regionali con ipotesi di carico e deve essere conforme alle norme nazionali vigenti (ad esempio, in Europa secondo le norme EN 1990 (Eurocodice 0), EN 1991 (Eurocodice 1), EN 1993 (Eurocodice 3), EN 1999 (Eurocodice 9) e altre norme nazionali corrispondenti). 1.1.3.3 Impianti su pensiline o aree parcheggio (Car Port) Gli impianti su pensiline o aree parcheggio (Car Port) sono un’ottima soluzione per utilizzare le superfici esistenti per l'installazione dei moduli FV, e quindi produrre energia elettrica, e allo stesso tempo fornire ombra per il parcheggio o le aree pedonali. Le fondazioni delle pensiline possono essere realizzate con plinti in calcestruzzo, pilastri in calcestruzzo e/o pali infilzi a terra. Anche per questo tipo di installazione, la progettazione delle strutture necessitano di un analisi precisa e dettagliata di ogni area specifica, al fine di determinare il comportamento portante rispetto ai carichi specifici di vento e neve: l'analisi strutturale deve basarsi su valori di carico regionali con ipotesi di carico e deve essere conforme alle norme nazionali vigenti (ad esempio, in Europa secondo le norme EN 1990 (Eurocodice 0), EN 1991 (Eurocodice 1), EN 1993 (Eurocodice 3), EN 1999 (Eurocodice 9) e altre norme nazionali corrispondenti).Nella progettazione dell'impianto FV è necessario tenere conto anche requisiti specifici per le aree parcheggio. 1.1.3.4 Impianti fotovoltaici galleggianti Negli impianti fotovoltaici galleggianti i moduli fotovoltaici sono installati su telai metallici accoppiati ad elementi flottanti capaci di galleggiare sull’acqua. Questa tipologia di impianti permette l’installazione di impianti fotovoltaici anche su bacini d’acqua. Da tale tipologia di installazione ne derivano benefici di diversa natura: 1) Non consumo del suolo 2) Migliori performance dell’impianto fotovoltaico: un impianto fotovoltaico realizzato galleggiante permette una maggiore produzione di energia del 10-20% rispetto ad un impianto fisso a terra di pari potenza installata. Le maggiori performance sono correlabili alla vicinanza dei moduli fotovoltaici alla superficie dell’acqua che contribuisce a raffreddare le celle dei moduli nei momenti di maggior produzione, aumentandone così il rendimento. 3) Benefici ambientali: installando un impianto fotovoltaico galleggiante si riesce a ridurre l’evaporazione dell’acqua nella zona interessata dall’installazione anche oltre l’80% su base annua.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— 1.2 Componenti specifici degli impianti fotovoltaici

1.2.1 Generatore fotovoltaico e tipologie di moduli fotovoltaici

La cella fotovoltaica è il più elementare dispositivo fotovoltaico 7 . Un modulo fotovoltaico 8 è insieme di celle fotovoltaiche interconnesse e protette dall’ambiente circostante, in grado di fornire energia elettrica 9 . Un pannello fotovoltaico è invece gruppo di moduli fissati meccanicamente e collegati elettricamente, prima dell’installazione sulla struttura di sostegno 10 . Un insieme di moduli fotovoltaici collegati elettricamente in serie viene detto Stringa 11 . Il campo fotovoltaico (o PV Array) è l’insieme di tutte le stringhe di un impianto fotovoltaico e di tutti i componenti necessari al loro funzionamento 12 .

— Figura 10 Identificazione dei componenti del generatore fotovoltaico

Campo o Generatore FV

Dispositivi di protezione di sovracorrente

Organo di manovra FV

Dispositivi di protezione di sovracorrente del campo FV

Inverter

Cavo di stringa FV

Cavo principale campo FV

Quadro parallelo stringhe FV

Interruttore-sezionatore del campo FV

Modulo FV

Stringa FV

Leggenda

Elementi che sono richiesti in tutti i casi Involucro Limite del campo

— Figura 11

Cella

Modulo

Panello diversi moduli assemblato in un'unica struttura

Assemblaggio di pannelli in serie collegati in serie

Assemblaggio di generatori fotovoltaici collegati in parallelo per ottenere la potenza richiesta

7 CEI 82-25 Parte 1: Generalità - Acronimi, Definizioni e Principali Leggi, Deliberazioni e Norme – definizione 3.2.2.2. 8 Modulo ≠Pannello 9 CEI 82-25 Parte 1: Generalità - Acronimi, Definizioni e Principali Leggi, Deliberazioni e Norme – definizione 3.2.2.5. 10 CEI 82-25 Parte 1: Generalità - Acronimi, Definizioni e Principali Leggi, Deliberazioni e Norme – definizione 3.2.2.8. 11 CEI 82-25 Parte 1: Generalità - Acronimi, Definizioni e Principali Leggi, Deliberazioni e Norme – definizione 3.2.2.9. 12 CEI 82-25 Parte 1: Generalità - Acronimi, Definizioni e Principali Leggi, Deliberazioni e Norme – definizione 3.2.3.1.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

1.2.1.1 Moduli con celle in silicio cristallino I moduli in silicio cristallino (c-Si) sono quelli che hanno avuto maggior diffusione nel tempo e sono ancora oggi i più utilizzati negli impianti FV installati. Le celle fotovoltaiche, che costituiscono i moduli fotovoltaici in silicio cristallino, possono essere caratterizzate in 3 macro categorie in funzione della metodologia di cristallizzazione del silicio: • Monocristalline;

• Policristalline; • Quasi-mono.

Caratteristiche generali

Tipologia di giunzione Le celle in silicio cristallino possono essere differentemente drogate e quindi si possono suddividere in: • celle con giunzione tipo p: ; i wafer di silicio vengono drogati con boro che ha un elettrone in meno del silicio e quindi le celle sono caricate positivamente;. • celle con giunzione tipo n: ; i wafer di silicio vengono drogati con fosforo che ha un elettrone in più del silicio e quindi le celle sono caricate negativamente. Nonostante le celle realizzate con wafer di tipo p erano più diffuse in passato, l’industria fotovoltaica si sta concentrando maggiormente sulle celle realizzate con wafer di tipo n in quanto quest’ultime permettono di ottenere efficienze più elevate e sono più resistenti nei confronti di alcuni fenomeni degenerativi indotti dall’esposizione alla luce come il LID (Light Induced Degradation).

— Figura 12 Market share delle differenti tipologie di wafer (i wafer casted, ampliamente usati in passato, non hanno più mercato dal 2023) Fonte: ITRPV 2024

Diversi tipi di materiali per wafer

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Fusione di tipo-p e di tipo-n

tipo-p Cz-Si

tipo-n Cz-Si

2023

2024

2026

2028

2031

2034

Geometrica delle celle fotovoltaiche La geometria delle celle dipende principalmente dalla tecnologia con la quale vengono realizzati i lingotti di silicio cristallino. Le celle possono avere forma quadrata o ottagonale (semiquadrata). Le celle policristalline e quasi-mono sono quadrate; le celle monocristalline possono avere sia forma ottagonale (semiquadrata) che quadrata.

— Figura 13 Geometria celle fotovoltaiche

La dimensione di una cella fotovoltaica è determinata dalle dimensioni dei lingotti utilizzati per la realizzazione dei wafer, con i quali poi vengono prodotte le celle stesse. Fino a qualche anno fa le celle erano categorizzabili in 2 principali categorie:

• 5” – 125 mm x 125 mm • 6” – 156 mm x 156 mm

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Figura 14 Celle con formato 5" e 6"

156

125

156 Negli ultimi anni, con l’evoluzione tecnologica, sono notevolmente aumentate le dimensioni dei wafer con i quali vengono realizzate le celle. Partendo dalle celle da 6” (156 mm x 156 mm) dette M0, le celle sono state prodotte con formati sempre più grandi fino ad arrivare alle attuali M12/G12. 156

— Figura 15

Evoluzione nel tempo dei formati dei wafer

158,75 mm

161,70 mm

165 mm

156 mm

156,75 mm

M12

M10

166 mm

185 mm

192 mm

200 mm

210 mm

— Figura 16

Sviluppo effettivo dimensioni wafer

Superficie in mm 2 dei vari formati di wafer. Fonte: Rena technologies GmbH

area in mm 2

10.000

20.000

30.000

40.000

24.092

+1%

24.383

+1%

24.426

+4%

24.991

+5%

25.199

+7%

25.805

+11%

26.726

M12

+14%

27.410

+30%

34.212

+42%

36.862

M10

+53%

39.997

210 mm

M12

+66%

44.096

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

L’aumento della dimensione delle celle nel tempo ha portato ad un innalzamento delle correnti generate dalle celle. L’innalzamento delle correnti generate dalle singole celle comporta un aumento di perdite per fenomeni resistivi nelle interconnessioni. Con lo scopo di beneficiare dell’incremento dei formati dei wafer e mitigare le perdite resistive che si possono avere all’interno dei moduli, negli ultimi anni si sono sviluppate le “half-cut cell” e le “third-cut cell”.

Le “half-cut cell” non sono nient’altro che celle tagliate a metà.

— Figura 17 Cella formato intero VS cella half cut

Le “third -cut cell” non sono nient’altro che celle tagliate ad un terzo del loro formato originale.

L’utilizzo di “half-cut cell” ha un impatto anche sulla geometria del modulo fotovoltaico e sull’interconnessione delle celle all’interno del modulo.

— Figura 18

60 Celle

120 mezze celle

Layout modulo con celle intere VS layout modulo con celle half cut

Flusso di corrente Diodi di bypass

1 di 120 celle semitagliate

1 di 60 celle solari

1 di 6 stringhe di celle (3 in alto, 3 in basso)

1 di 3 stringhe di celle

Altri vantaggi introdotti dalle celle tagliate sono: • migliore comportamento del modulo in caso di ombreggiamento; • attivazione ridotta del diodo di bypass; • minore impatto delle microfratture che si possono generare sulle celle; • hot spot meno accentuati;

Tecnologia delle celle Fino a qualche anno fa le celle fotovoltaiche in silicio cristallino erano tutte basate sulla tecnologia "back surface field" (BSF); questa tecnologia consisteva in una regione della cella drogata più elevata sulla superficie posteriore della cella solare con l’effetto netto di passivazione della superficie posteriore. Questa tecnologia è stata quasi completamente sostituita dalla tecnologia PERC “Passivated Emitter and Rear Contact” (o dalle tecnologie analoghe PERL, PERT, etc).. PERC è l’acronimo di “Passivated Emitter and Rear Contact”. Le celle PERC hanno una particolare tipologia di struttura che, grazie alla presenza sul retro di uno strato aggiuntivo ottenuto per passivazione, è capace di riflettere e recuperare una quota parte della luce non assorbita dal wafer, ottimizzando così la cattura di elettroni. Rispetto alla cella fotovoltaiche tradizionali la tecnologia PERC incrementa l’assorbimento della luce solare grazie alla riflessione interna: tale incremento di assorbimento della luce solare implica un aumento dell’efficienza della cella stessa. Le celle PERC possiedono un rendimento migliore anche in condizioni di luce diffusa o di scarso irraggiamento rispetto alle celle tradizionali Al-BSF.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Figura 19

Cella solare standard

Cella solare PERC

Cella standard VS cella PERC

BSF locale

Serigrafia con Pasta Ag

Strato passivazione

B ack S urface F ield

Serigrafia con pasta Al

SiN

Sotto l'acronimo PERC, troviamo in realtà anche altre tecnologie di celle denominate PERL e PERT.

PERT l’acronimo di “Passivated Emitter Rear Totally Diffused”. Le celle PERT hanno la superficie posteriore “totalmente diffusa” con boro (tipo p) o fosforo (tipo n). La tecnologia PERT viene applicata sa wafer cristallini di tipo n in quanto questi hanno coefficienti di temperatura migliori rispetto ai wafer di tipo p e hanno anche una minore degradazione indotta a seguito di prima esposizione alla luce (Light induced degradation).

Le celle PERT sono più costose delle PERC in quanto il BSF (acronimo di Back Surface Field) “totalmente diffuso” delle celle PERT richiede più processi produttivi rispetto al BSF delle celle PERC.

— Figura 20 Cella PERC tipo p VS cella PERT tipo n

Strato antiriflesso rivestimento/passivazione (SiN x )

Contatto frontale (Ag)

Strato antiriflesso layer (SiN x )

Contatto frontale (Ag)

AlOx (strato passivazione)

n° emettitori

tipo-p c-SI

tipo-n c-SI

Contatto posteriore (Al)

SiN

BSF

AlOx

PERL l’acronimo di “Passivated Emitter Rear Locally Diffused”. Per la produzione delle celle PERL vengono sfruttate tecniche microelettroniche.

— Figura 21

Cella PERC tipo p VS cella PERL bifacciale

Strato antiriflesso rivestimento/passivazione (SiN x )

Contatto frontale (Ag)

Passivazione / ARC

Contatto frontale (Ag)

n° emettitore

n° emitter

p-type Cz wafer

p-type c-SI

Contatto posteriore (Al)

Contatto posteriore Ag

Passivazione / ARC

SiN

p • BSF

BSF

AlOx

PERL Bifacciale (Emettitore passivato posteriore a diffusione locale)

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

Un ulteriore sviluppo tecnologico dei processi sulle celle solari PERC ha portato alla diffusione delle celle TopCON. La tecnologia TopCON può essere ottenuta tramite aggiornamento tecnologico delle linee produttive delle celle PERC o PERT. Tale aggiornamento tecnologico comporta un guadagno nell'efficienza delle celle solari di circa 1% rispetto alle precedenti PERC. TopCON è l'acronimo di “Tunnel Oxide Passivated Contact”.

— Figura 22

Cella PERC tipo p VS cella TopCON tipo n

Strato antiriflesso (SiN x )

Contatto frontale (Ag)

AlOx

n° emettitori

tipo-n c-SI

Contatto posteriore (Al)

SiN

SiO 2

BSF

poly-Si

Le celle c-Si tradizionali sono celle fotovoltaiche a singola giunzione (singola giunzione p-n). Le celle fotovoltaiche a giunzione multipla (MJ) sono celle solari con giunzioni p-n multiple realizzate con materiali semiconduttori diversi. La tecnologia a eterogiunzione (HJT) è un tipo di multigiunzione che combina wafer di c-Si di tipo n con uno strato di silicio amorfo. I vantaggi introdotti dalla Multigiunzione nel modulo FV sono: • spettro luminoso assorbito dalle celle HJT è più ampio di quello assorbito da una cella c-Si standard; • Coefficiente di temperatura più bassi rispetto alle celle c-Sia singola giunzione; • maggior resistenza meccanica derivante da: minor numero di processi produttivi, temperature di processo più basse e struttura simmetrica della cella.

— Figura 23 Cella HJT

Contatto frontale

a-Si:H (i)

a-Si:H (n)

ITO

Tipo-n c-Si

Contatto posteriore

a-Si:H (i)

a-Si:H (p)

ITO

Fino a pochi anni fa le celle fotovoltaiche erano sviluppate e prodotte per poter captare la luce solare solo nella parte frontale. Lo sviluppo tecnologico ha fatto sì che oggi le celle fotovoltaiche possano

captare la radiazione luminosa sia dalla parte frontale che dalla parte posteriore. Le celle fotovoltaiche con tali caratteristiche sono celle fotovoltaiche bifacciali.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

— Figura 24

Cella monofacciale VS cella bifacciale

Contatti frontali

Superficie passivazione (anteriore)

Superficie passivazione (posteriore)

Contatti posteriori

I moduli bifacciali sono in grado di aumentare il rendimento energetico dell'impianto fotovoltaico attraverso la radiazione riflessa dal terreno sottostante sulla parte posteriore del modulo. La radiazione riflessa dipende principalmente dall’albedo del terreno e quindi dalle proprietà della superficie sotto il modulo, come il colore, lo spessore, la finitura superficiale o il tipo di vegetazione.

— Figura 25

Sfruttamento della luce da parte delle celle bifacciali

Altezza del bordo inferiore del modulo fuori terra

Fattore Albedo del terreno (quantità di luce riflessa)

Il guadagno energetico generato dai moduli bifacciali rispetto ai moduli monofacciali è stimato intorno al +5% con moduli installati su erba, +10% con moduli installati su sabbia e +20% con moduli installati su superficie bianche. Interconnessione delle celle Le celle fotovoltaiche che compongono i moduli vengono interconnesse tra loro in serie/parallelo in modo da creare dispositivi con tensioni e correnti utilizzabili. Le celle possono essere interconnesse tra loro in molteplici modalità.

Le celle fotovoltaiche possono essere interconnesse tra loro mediante dei nastrini di rame ricoperti di lega saldante.

— Figura 26

Stringatura in serie delle celle

I nastrini di rame (tabbing ribbons) ricoperti di lega saldante possono venire saldati sui contatti serigrafati frontali e posteriori delle celle, con l’ausilio di diverse tecnologie di processo, in modo da connettere in serie le celle tra di loro.

ASPETTI GENERALI SUGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI (FV)

L’interconnessione può avvenire anche mediante l’applicazione di adesivi elettricamente conduttivi (ECA); gli adesivi conduttivi vengono polimerizzati durante la laminazione del modulo fotovoltaico senza che siano necessari passaggi aggiuntivi.

La tecnologia adesiva è stata utilizzata nel fotovoltaico con l’obiettivo di ridurre gli stress termici a cui vengono sottoposte le celle fotovoltaiche durante i processi di saldatura.

Il numero di tabbing ribbons utilizzati per interconnettere tra loro le celle possono variare in funzione del numero di contatti serigrafati sulle celle stesse.

I contatti serigrafati sulla parte frontale della cella, Bus Bar (BB), fanno da collettori ai contatti più sottili serigrafati trasversalmente sulle celle (finger).

In passato le celle avevano principalmente 2 Bus Bar sulla parte frontale e posteriore delle celle. Con il tempo e con il progresso tecnologico il numero bus bar è andato via via aumentando con l’o scopo di diminuire le perdite resistive nelle interconnessioni delle celle.

Con l’incremento delle dimensioni delle celle e con lo sviluppo tecnologico si è passati da celle a 2 bus bar a celle a 3 bus bar e poi il numero di bus bar è via via aumentato a 4, 5 e 6 bus bar.

— Figura 27 Celle a 2BB VS celle a 3BB VS celle a 4 BB VS celle a 5 BB

La roadmap tecnologica prevede che il numero di bus bar di interconnessione delle celle aumenteranno ancora.

Al momento sono presenti sul mercato moduli ralizzati con celle con 12 e 18 bus bar.

— Figura 28

Diffusione nel mercato delle celle con differente

100%

< 12 bus bar

numero di bus bar Fonte: ITRPV 2024

90%

13-18 bus bar

80%

> 18 bus bar

70%

senza bus bar

60%

50%

40%

30%

20%

10%

2023

2024

2026

2028

2031

2034

Tecnologicamente sono stati sviluppate anche soluzioni dove le celle dei moduli sono interconnesse tra loro con fili in rame stagnato (multi wire).

Questa soluzione tecnologica è stata sviluppata per ridurre al minimo i fenomeni di ombreggiamento, causato dai ribbon di interconnessione delle celle, sulla parte sensibile delle celle fotovoltaiche pur mantenendo a valori minimi le perdite per resistenza nelle interconnessioni delle celle.

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