INŻYNIERIA INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH...systemów PV do zasilania specjalistycznych urządzeń stosowanych do badań kosmicznych. Dalszy rozwój ogniw fotowoltaicznych z krzemu krystalicznego

Józef Flizikowski, A

dam M

roziński INŻ

YN

IER

IA IN

STAL

AC

JI FOTO

WO

LTAIC

ZN

YC

H

Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych

INŻYNIERIA INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH

ISBN: 978-83-64423-40-6

Monografia pod redakcją Adama MROZIńSkIEGO

1




2

Józef FLIZIkOWSkI, Adam MROZIńSkI

3



Monografia pod redakcją Adama MROZIńSkIEGO


4


Autorzy: Prof dr hab. inż. Józef FLIZIkOWSkI Dr inż. Adam MROZIńSkI

Recenzent - Prof. dr hab. inż. Janusz Badur

Redaktor - Dr inż. Adam Mroziński

ISBN: 978-83-64423-40-6

Projekt i opracowanie graficzne, skład, łamanie, druk i oprawa:Grafpol Agnieszka Blicharz-krupińskaul. Czarnieckiego 153-650 Wrocławtel. 507 096 545fax 71 797 88 80


Bydgoszcz 2016

5


SPIS TREśCI

Od AuTORóW ................................................................................................................... 7

1. ZNACZENIE kONWERSJI FOTOWLTAICZNEJ .................................................. 9

2. ROZWóJ FOTOWOLTAIkI W POLSCE I NA śWIECIE ................................... 10

3. ZASOBY FOTOWLTAIkI.......................................................................................... 13

3.1. Energia promieniowania słonecznego ..................................................................... 16

3.2. Pomiary energii promieniowania ............................................................................ 19

3.3. Wpływ usytuowania ogniw na ich charakterystykę ................................................ 20

3.4. Mechanizm efektu fotowoltaicznego ...................................................................... 21

4. BudOWA OGNIW I MOduŁóW FOTOWOLTAICZNYCH ............................... 24

4.1. Ogniwa monokrystaliczne ....................................................................................... 27

4.2. Ogniwa polikrystaliczne .......................................................................................... 28

4.3. Ogniwa amorficzne ................................................................................................. 29

4.4. Ogniwa cienkowarstwowe CI(G)S i CdTe .............................................................. 30

4.5. Budowa klasycznego modułu fotowoltaicznego ..................................................... 33

4.6. Technologia Smart Wire .......................................................................................... 37

4.7. koncentryczne systemy fotowoltaiczne .................................................................. 42

4.8. Dwustronne moduły PV .......................................................................................... 50

5. INSTALACJE FOTOWOLTAICZNE ....................................................................... 52

5.1. Instalacje sprzężone z siecią energetyczną .............................................................. 53

5.2. Instalacje autonomiczne / wyspowe ........................................................................ 54

5.3. Urządzenia pomocnicze do systemów fotowoltaicznych ........................................ 56

5.4. Najważniejsze parametry charakteryzujące funkcjonowanie instalacji PV ............ 56

5.6. koszty instalacji fotowoltaicznej ............................................................................ 57

6


6. STANOWISkO dO BAdAń INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH ............... 59

6.1. OPIS STANOWISkA ............................................................................................. 60

6.2. Układ pomiarowy .................................................................................................... 65

6.3. Charakterystyka ogniwa PV .................................................................................... 74

6.4. Przebieg i wyniki badań .......................................................................................... 79

6.5. Analiza parametrów instalacji ................................................................................. 97

7. SYMuLACJA WYdAJNOśCI PRACY INSTALACJI PV ..................................... 98

8. ANALIZA dZIAŁANIA LABORATORYJNEJ INSTALACJI PV .......................111

8.1. Wprowadzenie ........................................................................................................111

8.2. Laboratoryjna instalacja fotowoltaiczna na WIM UTP ......................................... 114

8.3. Monitoring parametrów instalacji fotowoltaicznej ............................................... 118

8.4. Podsumowanie ...................................................................................................... 118

9. INSTALACJA PV Z MAGAZYNEM ENERGII ELEkTRYCZNEJ .................. 119

9.1. Wprowadzenie ....................................................................................................... 119

9.2. Magazynowanie energii elektrycznej .................................................................... 121

9.3. Budowa laboratoryjnej instalacji fotowoltaicznej z magazynem energii .............. 123

9.4. Monitoring parametrów instalacji fotowoltaicznej ............................................... 126

10. POdSuMOWANIE I WNIOSkI .............................................................................. 128

11. LITERATuRA ........................................................................................................... 131

11.1. książki, skrypty i publikacje ............................................................................... 131

11.2. Dane uzyskane za pośrednictwem Internetu ....................................................... 131

11.3. Normy .................................................................................................................. 132

11.4. Ustawy i regulacje prawne .................................................................................. 132

7


Od AuTORóW

Według danych Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO), w ciągu ostatnich lat rynek systemów fotowoltaicznych w Polsce jednostajnie rośnie. Rok 1014 oraz 2015 roku przy-niósł ponownie zdecydowany przyrost nowych mocy w fotowoltaice. W 2014 roku na rynku krajowym sprzedano ponad 25 MW. Chociaż panele importowane wciąż stanowią przewa-żającą większość, to zmniejsza się udział paneli produkowanych na rynkach azjatyckich. W 2014 roku niemal połowa sprzedanych modułów pochodziła z rynku niemieckiego. Na rynku pojawiają się tez moduły produkowane w Polsce.

IEO ocenia, że nawet porównywalny jak w latach 2014 i 2015 przyrost PV w kolejnych latach nie przybliży nas nawet do środka stawki europejskiej, czyli poziomu mocy dziś za-instalowanej w fotowoltaice w Austrii, Holandii lub Danii, które mają po ok. 800 MW w tej technologii. Sytuację mogą zmienić taryfy gwarantowane w wysokości proponowanej w sta-rej wersji ustawy o OZE, bez ich obniżania w czasie nowelizacji przez Ministerstwo Gospo-darki. Tylko one i wyraźny cel, jaki rządowi postawił ustawodawca – 800 MW do 2020 roku, a nie doraźne i budzące wątpliwości dotacje czy opusty, mogą przyczynić się do stworzenia polskiego przemysłu mikroinstalacji PV, kontrolowanego spadku kosztów i doprowadzić do takiego rozwoju branży, że większe instalacje (o mocy do 1 MW) wykorzystujące słońce do produkcji energii elektrycznej będą konkurencyjne wobec innych technologii podczas corocznych aukcji.

Rok 2016 nie nastraja optymistycznie. Na dzień dzisiejszy niestety wiadomo, że zno-welizowana ustawa o OZE zastępuje mechanizm taryf gwarantowanych dla najmniejszych producentów energii tzw. „opustem” - za każdą kilowatogodzinę energii wprowadzonej do sieci prosument ma otrzymać rabat na kupowaną przez siebie energię. Jeśli będzie on po-siadał instalację o mocy do 7kW rabat będzie wynosił 70 %, w przypadku instalacji o mocy powyżej 7kW - 50%, natomiast w przypadku osób, które dostały dofinansowanie do zakupu urządzeń - 35%. Rabat ten nie wystarczy, by pokryć koszty inwestycji, a okres zwrotu wy-niesie ponad 20 lat. Dla prosumentów posiadających instalacje o mocy powyżej 7 kW pro-ponowane rozwiązania są natomiast mniej korzystne nawet od obowiązującego od początku roku mechanizmu bilansowania energii.

Rezygnacja z taryf gwarantowanych jest błędem. Taryfy gwarantowane to lepsze po-dejście do możliwości sprzedaży „zielonej energii”, w ramach preferencyjnych stawek od-kupu energii po z góry ustalonych stawkach. Zaletą tej formy wsparcia jest fakt, że każda osoba fizyczna (także prowadząca działalność gospodarczą), może sprzedawać wytworzoną w elektrowni fotowoltaicznej energię (jej nadwyżkę), nawet przez okres 15-stu lat. Należy pamiętać, że wysokość taryf gwarantowanych jest stała w 15-letnim okresie sprzedaży, co jeszcze bardziej podnosi efektywność instalacji fotowoltaicznej i pozwala na realny zwrot poniesionych kosztów

Poza kwestiami ekonomicznymi jedną z barier rozwoju energetyki odnawialnej, za-równo w Polsce, jak i na świecie, jest stosunkowo niska świadomość społeczna. Niewiele osób miało bezpośrednią styczność z instalacjami OZE, jeszcze mniej – poznało zasadę ich działania. Niniejsza Monografia ma za zadanie w pewnym stopniu zmienić ten stan rzeczy. Znalazły się w niej podstawowe informacje dotyczące budowy i zasady działania oraz pro-jektowania instalacji fotowoltaicznych.

8


Niniejsza Monografia została napisana z myślą o studentach kierunków: inżynieria od-nawialnych źródeł energii, energetyka, inżynieria ochrony środowiska, ochrona środowiska, mechanika i budowa maszyn oraz o uczniach szkół średnich i techników o podobnych pro-filach nauczania. Jednak sięgnąć może po nią każda osoba zainteresowana tematyką odna-wialnych źródeł energii, jak i każdy potencjalny inwestor, by poszerzyć swoją wiedzę w tym obszarze oraz projektanci instalacji i nauczyciele – by szukać nowych inspiracji.

Prof. dr hab. inż. Józef FlizikowskiUniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy

im. Jana i Jędrzeja Śniadeckich w BydgoszczyWydział Inżynierii Mechanicznej

Instytut Technik WytwarzaniaZakład Systemów Technicznych

i Ochrony Środowiskakontakt: [email protected]

dr inż. Adam MrozińskiUniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy

im. Jana i Jędrzeja Śniadeckich w BydgoszczyWydział Inżynierii Mechanicznej

Instytut Technik WytwarzaniaZakład Systemów Technicznych

i Ochrony Środowiskakontakt: [email protected]

9


1. ZNACZENIE kONWERSJI FOTOWLTAICZNEJOgraniczone zasoby naturalne paliw kopalnych i podyktowany tym ciągły wzrost ich

cen, a także wymogi ochrony środowiska powodują coraz większe zainteresowanie źródła-mi energii odnawialnej. Przy obecnym bardzo wysokim poziomie zużycia energii jej kon-wencjonalne źródła takie jak ropa naftowa, węgiel czy gaz zostaną wyczerpane w ciągu następnych 40 lat. Fakt ten stał się bodźcem do prowadzenia prac badawczych związanych z alternatywnymi źródłami energii elektrycznej.

Dodatkowym atutem alternatywnych źródeł energii jest niski poziom emisji szkodli-wych substancji do środowiska, lub też całkowity jej brak. Jednym z tego rodzaju źródeł jest słoneczna energia elektryczna wytwarzana w systemach fotowoltaicznych. Słońce jest nie-wyczerpalnym źródłem czystej energii. Z bogactwa tego można korzystać dzięki modułom fotowoltaicznym. Systemy fotowoltaiczne działają niezależnie od sieci energetycznej, gwa-rantując stałe dostawy energii nawet w przypadku awarii sieci. Uważana jest ona za jedno z najbardziej obiecujących i przyjaznych środowisku źródeł energii. Jej olbrzymi potencjał związany jest z bezpośrednią konwersją ogólnie dostępnego promieniowania słonecznego na energię elektryczną [1][2][5][6].

Z energii, którą Ziemia otrzymuje rocznie od Słońca, dociera do nas tylko 40%, rocznie jest to ilość szacowana na 1514 MWh, reszta ulega odbiciu od wysokich warstw atmosfery. Jednak nawet bardzo mała jej część przetworzona w energię elektryczną użyteczną dla czło-wieka byłaby kilkaset razy większa od zużycia energii w skali świata, a każda kilowatogo-dzina wyprodukowana ze słońca pozwala uniknąć emisji 0,8 - 1 kg CO2.

Systemy fotowoltaiczne nie są wynalazkiem ostatnich dziesięcioleci. W teorii powsta-wały już w XVIII wieku. Natomiast pierwsze proste instalacje powstały na przełomie XIX i XX wieku. A. C. Becquerel w 1839r., zaobserwował po raz pierwszy efekt fotowoltaiczny w obwodzie dwóch elektrod oświetlonych (chlorkowo – srebrowych) zanurzonych w elek-trolicie. W. Adams i R. Day w 1876r., zaobserwowali to zjawisko na granicy dwóch ciał sta-łych (selen – platyna). Pierwsze ogniwa selenowe miały sprawność 0,5% [4][5][7].

Zdecydowanie największy wpływ na rozwój ogniw słonecznych miała metoda produk-cji kryształów krzemu o wysokiej czystości opracowana przez Czochralskiego na przeło-mie lat 1940 i 1950. Urządzenia pokładowe satelity Vanguard (1958r.) zasilane były przez krzemowe ogniwa słoneczne o sprawności 11% - było to pierwsze zastosowanie takich ogniw. Obserwacja efektu fotowoltaicznego przez D. C. Reynolds’a, w złączu stopu metalu (Cu monokryształ CdS), doprowadziła do otrzymania w latach sześćdziesiątych pierwszych cienkowarstwowych ogniw słonecznych (Cu2S-CdS) [4][12][13][15].

D. M. Chapin, S. C. Fellerand i G. L. Person dokonali kolejnego postępu, budując z użyciem monokryształu krzemu, ogniwo o sprawności ok. 6%. Praktyczne stosowanie ogniw słonecznych było możliwe dopiero od początku lat 70, gdy opracowano stosunkowo tanią technologie wytwarzania kryształów krzemu i półprzewodników.

Fotowoltaika, jak wieje innych dziedzin nauki, miała swój początek w badaniach ko-smicznych. Obecnie niemal wszystkie pojazdy kosmiczne: sondy, satelity komunikacyjne, badawcze, wojskowe są zasilane ogniwami fotowoltaicznymi.

Prognozy energetyczne do 2020 roku, opracowane przez światową Radę Energe-tyczną zakładają ochronę środowiska za problem najwyższej wagi, sektor energetycz-ny odpowiedzialny jest w głównej mierze za degradację środowiska w skali globalnej. Jednym ze sposobów rozwiązania tego problemu jest poszukiwanie nowych technologii umożliwiających eksploatację odnawialnych źródeł energii. Dopływ energii słonecznej

10


jest stały w skali istnienia ludzkości. Z tego stwierdzenia wywodzi się określenie ener-gii odnawialnej, która obejmuje nie tylko bezpośrednią przemianę energii słonecznej w elektryczną, ale także wszystkie źródła energii, które z niej wynikają, takie jak energia wiatru czy wody [1][2][3].

2. ROZWóJ FOTOWOLTAIkI W POLSCE I NA śWIECIEW pierwszej połowie XX wieku zainteresowanie energią słoneczną nie było duże ze

względu na bardzo niskie ceny surowców kopalnych. Począwszy od 1950 roku odnotowuje się stopniowy rozwój prac związanych z zastosowaniem energii słonecznej. Badania zaczęto prowadzić na Uniwersytecie Yale i w M.I.T. dotyczyły one płaskich kolektorów, fotochemii i ogrzewania budynków. Podobne badania podjęto także w ZSRR i w Indiach [2][6][23][27].

Regularne sympozja, poza auspicjami międzynarodowych organizacji (UNESCO, ONZ), prezentowały aktualny stan osiągnięć i zamierzeń dotyczących energii słonecznej. W 1973 roku kryzys energetyczny wpłynął na rozpoczęcie i rozwój licznych prac badaw-czych i aplikacyjnych nakierowanych na budowę systemów słonecznych, mniej kosztow-nych i bardziej sprawnych, wykorzystujących różne metody transformacji energii słonecznej.

W 1955 roku Western Electric Company przystąpiło do komercjalizacji licencji na technologie produkcji krzemu fotowoltaicznego, od tej pory notuje się rozwój praktycznych systemów PV do zasilania specjalistycznych urządzeń stosowanych do badań kosmicznych. Dalszy rozwój ogniw fotowoltaicznych z krzemu krystalicznego doprowadził do uzyskania odpowiednio dużej sprawności, aby umożliwić stosowanie ich jako generatory energii elek-trycznej.

Dla zobrazowania wieloletnich przedsięwzięć, związanych z rozwojem zastosowania fotowoltaicznej przemiany energii słonecznej, może posłużyć mała chronologia fotowoltaiki w Stanach Zjednoczonych [4][10][12][13]:

- początki lat pięćdziesiątych: opracowanie technologii fotowoltaicznej w Stanach Zjednoczonych, wynalezienie komórki krzemowej w laboratoriach firmy Bell,

- 1958 rok: umówienia władz federalnych, dotyczące wykorzystania źródeł fotowol-taicznych do zasilania satelit kosmicznych,

- 1973 rok: kryzys paliwowy, aktywizujący zainteresowania zastosowaniami foto-woltaiki do potrzeb ziemskich,

- koniec lat siedemdziesiątych: zamówienia Departamentu Energii i ustalenie progra-mu rozwoju fotowoltaiki w dziedzinie budownictwa,

- 1978 rok: obniżenie o 10% podatków dla inwestycji dotyczących zastosowań foto-woltaiki; Program Federalny przeznaczający 1,2 miliarda USD na 10 lat w celach badań, rozwoju i zastosowań fotowoltaicznych przetworników energii słonecznej, program komercjalizacji urządzeń fotowoltaicznych,

- 1980 rok: powstanie Corlisle House budynku wyposażonego w moduły fotowolta-iczne Solarex (7,5 kW),

- 1981 rok: pierwsza cienkowarstwowa komórka fotowoltaiczna o sprawności prze-kraczającej 10% (kodak, Boeing),

- 1984 rok: cena modułów fotowoltaicznych spada poniżej 10 USD/WS,- 1985 rok: powstanie elektrowni fotowoltaicznej o mocy 6 MWs w Carissa Plaints

(Południowa kalifornia),

11


- 1989 rok: ustalenie działań skierowanych na poprawę sprawności i obniżenie ceny przetworników fotowoltaicznych, powołanie konsorcjów z udziałem jednostek pu-blicznych i prywatnych,

- 1990 rok: przygotowanie projektu z udziałem władz rządowych i przemysłu, mają-cego na celu rozbudowę bazy dla rozwoju produkcji systemów fotowoltaicznych,

- 1992 rok: uzyskanie komórki cienkowarstwowej o sprawności 5,9% (Uniwersytet południowej Florydy), cena modułów fotowoltaicznych spada poniżej 5 USD/WS,

- 1993 rok: instalacja pierwszego systemu fotowoltaicznego połączonego z siecią (500 kW/h - światowy rekord sprawności przetworników fotowoltaicznych, cien-kowarstwowe 16% monokrystaliczne 30%),

- 1995 rok - Arnoco i Bnron anonsują zamiar wykorzystania modułów amorficznych do zastosowań fotowoltaicznych na wielką skalę.

W 2000 roku Stany Zjednoczone realizują program Solar 2000, który dotyczy wyko-rzystania energii odnawialnej. Jednym z głównych celów tego programu było osiągnięcie mocy 1400 MW ze źródeł fotowoltaicznych, w tym 900 MW w USA i 500 MW w innych państwach.

W ciągu ostatnich 10 lat, energetyka słoneczna to jedna z najszybciej rozwijających się gałęzi światowej gospodarki, ze średnim rocznym tempem wzrostu powyżej 35%. Dyna-mika wzrostu produkcji modułów fotowoltaicznych często przyrównywana jest do dyna-miki wzrostu przemysłu mikro-elektronicznego w początkowym okresie jego rozwoju PV jest najdynamiczniej rozwijającym się sektorem obok informatyki i biotechnologii. Nawet w 2006 roku, gdy wystąpił chwilowy niedobór krzemu, zainstalowano więcej systemów PV niż w latach poprzednich. Zakładając konserwatywny wzrost rynku na poziomie 25% rocznie, w 2030 wartość przemysłu półprzewodnikowego związanego z sektorem PV przekroczy 175 bilionów Euro [5][6][7][21].

Rys. 2.1. Rynek systemów fotowoltaicznych na świecie [14]

12


Przetwarzanie energii słonecznej w elektryczną sprawdza się obecnie w nowoczesnych technologiach i jest stosowana na skalę przemysłową, i pozwala rozwiązywać kluczowe problemy energetyczne w wielu rejonach świata. Rosnąca niezawodność i sprawność ogniw fotowoltaicznych dochodząca już do 30% , a także długa żywotność (powyżej 20 lat), ła-twość obsługi, niskie koszty eksploatacji, walory ekologiczne i coraz niższa cena powodują dynamiczny wzrost zapotrzebowania na źródła fotowoltaiczne w świecie oraz rozszerzenie obszarów ich zastosowań. Zastosowania źródeł fotowoltaicznych, ograniczone niegdyś do bardzo małych mocy, obejmują obecnie moce rzędu MW, które mogą zapewnić autonomię zasilania lub być zintegrowane z rozwiązaniami tradycyjnymi [7][12].

Rynek PV osiągnął już około 60 GW mocy zainstalowanej (Rys. 2.1). Mimo tak zna-czącego przyrostu energia elektryczna wytwarzana przez źródła fotowoltaiczne stanowi za-ledwie niecały 1% światowej podaży energii. Przewiduje się, że w ogólnym zaopatrzeniu energetycznym świata udział energii promieniowania słonecznego będzie systematycznie wzrastał, a bezpośrednia zamiana tej energii będzie stanowić potencjalne przyszłościowe źródła ekologiczne czystej energii. Według szacunków Międzynarodowej Agencji Energii, do roku 2050 energia elektryczna wytwarzana przez instalacje fotowoltaiczne mogłaby wy-nosić 11% w skali globalnej [1][2].

Dzięki rozwiązaniom prawnym i administracyjnym wsparcie instalacji odnawialnych źródeł energii w tym i fotowoltaiki przy użyciu programu feed-in tariff (FiT) spowodowały dominację krajów europejskich w światowym rynku fotowoltaicznym.

Liderem tego rynku od lat są Niemcy, gdzie moc systemów fotowoltaicznych zainsta-lowana wyniosła 17,3 GW w 2010r. - przewyższając roczny przyrost energetyki wiatrowej! W krajach, które wprowadziły system FiT nastąpił zauważalny wzrost zainstalowanych sys-temów fotowoltaicznych.

Rynek systemów fotowoltaicznych nowych państw członkowskich UE wzrósł z 485 MW w roku 2009 do 2165 MW w roku 2010 [9][10][12]. Coraz częściej instalacje fotowoltaiczne wykorzystuje się w różnych zastosowaniach użytkowych - nie tylko jako elektrownie generujące zieloną energię do sieci (rys. 2.2).

Systemy domowe

23%

Średnie elektrownie

12%

Małe elektrownie

17%

Komunikacja11%

Sport -Turystyka

9%

Pompy wodne

7%Inne21%

Rys. 2.2. Procentowy udział wykorzystania energii pochodzącej ze źródeł fotowoltaicznych [12][16]

13


3. ZASOBY FOTOWLTAIkIPrace nad wykorzystaniem fotowoltaicznych źródeł energii w Polsce prowadzone są już

od 1973 roku. Jednak nie są one rozpowszechnione tak bardzo jak w krajach wysoko rozwi-niętych. Nadal ponad 75 proc. energii uzyskuje się przez spalanie paliw kopalnych, kosztem dużej emisji dwutlenków siarki, węgla i azotu, a także pyłu. Rocznie w Polsce elektrownie zasilane węglem kamiennym produkują łącznie około 80 000 GWh energii elektrycznej, a te zasilane węglem brunatnym ok. 50 000 GWh. Szacunkowa emisja gazów pochodzących z procesów spalania węgla podczas produkcji energii elektrycznej, przy rocznej jej produkcji w ilości 140 TWh, wynosi 1320 tys. ton S02, 370 tys. ton CO2 i 400 tys. ton N02 [16][17].

Teoretyczne zasoby niekonwencjonalnych źródeł energii w naszym kraju są bardzo duże i znacznie wykraczają poza zużycie wszystkich paliw kopalnych. Istnieje jednak szereg uwarunkowań, które ograniczają wykorzystanie tego potencjału. Przede wszystkim jest to opłacalność ich stosowania przy danym poziomie cen tradycyjnych źródeł energii, ale ważne jest także, aby stworzyć właściwe lobby w społeczeństwie, które promować będzie paliwa odnawialne jako proekologiczne.

Według danych przekazywanych przez Urząd Regulacji Energetyki, w Polsce funkcjo-nuje 1,1 MW elektrowni PV, liczba ta jest przede wszystkim efektem uruchomienia farmy słonecznej w Wierzchosławicach o mocy 1 MW [16][20].

Dane URE nie uwzględniają systemów fotowoltaicznych, które nie są podłączone do sieci energetycznej, jednakże potencjał autonomicznych instalacji PV jest w naszym kraju znikomy. Najczęściej są to małe samodzielne systemy wykorzystywane w telekomunikacji, urządzeniach elektronicznych, rolniczych, sygnalizacji świetlnej drogowej i nawigacyjnej morskiej. Sporadycznie używa się systemów fotowoltaicznych do zaopatrywania w energię jachtów oraz domków letniskowych.

Ilość dostępnej energii słonecznej zależy od szerokości geograficznej, warunków pogo-dowych, ukształtowania terenu, wysokości nad poziomem morza.

Polska znajduje się w rejonie, w którym warunki klimatyczne i naturalne nie są co praw-da optymalne do zastosowania urządzeń słonecznych, jednak pozwalają na znacznie szersze niż obecnie wykorzystanie Słońca. W klimacie umiarkowanym średnia liczba godzin sło-necznych w ciągu roku wynosi 1600 h.

14


Rys. 3.1. Średnia roczna energia promieniowania słonecznego na 1m2 w Europie [18]

15


Długookresowe pomiary wykonywane przez IMGW wykazują, że średnie miesięczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego w Polsce są zróżnicowane. Wartość średnia energii promieniowania słonecznego w czerwcu jest około 10 razy większa niż w grudniu, przy czym w okresie wiosenno – letnim otrzymujemy 80% całorocznej energii promieniowa-nia. Wynika stąd możliwość instalacji takich rozwiązań systemów PV, których maksymalne obciążenie przypada na okres wiosenno-letni.

Rys. 3.2. Średnia roczna energia promieniowania słonecznego na 1m2 w Polsce [18]

Roczne promieniowanie na terenie Polski wynosi od 980 do 1050 kWh/m2 i brak jest istotnych różnic w docierającej energii dla różnych rejonów kraju, co przedstawiono na ry-sunku 3.1. Uprzywilejowane jednak są rejony górskie ze względu na mniejszy współczynnik AM oraz więcej słonecznych dni.

16


Przy sprawności transformacji fotowoltaicznej rzędu 13 – 17% w Polsce można uzyskać z l m2 około 150 kWh/rok.

Rys. 3.3. Średnia miesięczna wartość promieniowania kWh/m2 dla krakowa w porównaniu z Dakarem [16]

Szacunki mówią, że do 2030r. przy sprzyjających warunkach i wspieraniu ze strony państwa (działania proekologiczne, ekonomiczne wspomaganie inwestycji opartych na wy-korzystaniu źródeł odnawialnych, obniżenie kosztów inwestycyjnych zespołów wchodzą-cych w skład linii technologicznych itp.) możliwy będzie 10-15% udział energii odnawialnej w ogólnokrajowym bilansie energetycznym.

Polska zobowiązana jest uzyskać do końca 2020 roku 15% udział OŹE w krajowym bilansie zużycia energii brutto, co może być jednak bardzo trudne do osiągnięcia Obrazuje to rysunek 2.6. krajowy Plan Działania przewiduje udział OŹE w zużyciu energii elektrycznej brutto na poziomie 19.13%, dla porównania: Niemcy w 2009 mieli 16.3%. Założenia ramo-we w tym względzie wynikają z ogólnoświatowego programu działań przyjętego na konfe-rencji ONZ zwanej ,,Szczytem Ziemi” w Rio de Janeiro, gdzie 153 państwa (w tym Polska) zobowiązały się do realizacji koncepcji ekorozwoju.

3.1. Energia promieniowania słonecznegoSłońce emituje energię o mocy równej 3,86 ∙ 1020 MW w każdej sekundzie z czego do

atmosfery ziemskiej dociera średnio 1,367 kW/m2. Podczas przejścia światła przez atmos-ferę ziemską zachodzą zjawiska, które mają bezpośredni wpływ na ilość promieniowania docierającego do powierzchni ziemi (Rys. 3.4), są to absorpcja, rozpraszanie, lokalne zmiany w atmosferze jak i pora dnia i roku. W granicach 30% mocy promieniowania docierającej do górnych warstw stratosfery jest absorbowane i odbijane a następnie dociera do powierzchni jako promieniowanie rozproszone (ok. 23% promieniowania całkowitego) oraz w postaci

17


wiązki bezpośredniej (77%). Ilościowo efekty te zależą od lokalnego składu atmosfery i dro-gi przebytej przez promieniowanie słoneczne. Droga ta zmienia się wraz z porą dnia, roku i punktem położenia na powierzchni ziemi [14][15][16][29].

Rys. 3.4. Schemat absorpcji i rozproszenia światła słonecznego w atmosferze ziemskiej [16]

promieniowanie bezpośrednie:- przenosi większość energii, kierunek padania jest istotny dla działania i projekto-

wania systemów PV- dominuje barwa żółta (brak krótkich fal niebieskich rozpraszanych w atmosferze)

promieniowanie dyfuzyjne(rozproszone):- pochodzi z całej hemisfery nieba, ma zabarwienie niebieskie ze względu na rozpra-

szanie fal o większych energiach- pozwala na działanie systemu PV podczas pochmurnych dni

promieniowanie odbite:- średnia dla całej Ziemi wynosi 0,3- niektóre materiały jak śnieg mają bardzo wysokie albedo: 0.82, trawa: 0.2, asfalt:

0.18, budynki: 0.2- w praktyce promieniowanie odbite nie jest użyteczne w systemach PV ze względu

na nieprzewidywalny kierunek odbicia

Światło emitowane przez słońce posiada temperaturę barwową 5800k, a maksimum emisji promieniowania występuje dla długości fali 500nm

Rozkład widmowy promieniowania docierającego do górnych części atmosfery ziem-skiej przedstawiono na (Rys.3.5), jako krzywa AM0. Masa optyczna atmosfery (AM) jest stosunkiem długości drogi promieniowania przez atmosferę przy promieniowaniu padają-

18


cym pod określonym kątem do długości drogi przy przejściu przez atmosferę prostopadle do powierzchni ziemi.

(3.1)

Rozkłady widmowe na powierzchni ziemi dla różnych pozornych wysokości słońca oznaczono: AM1, dla kąta αs =90° oraz AM2 dla kąta αs =30°.

Rys. 3.5. Natężenie promieniowania słonecznego na powierzchni ziemi w zależności od długości fali [13]

Rys. 3.6. Rodzaje promieniowania słonecznego na powierzchni ziemi [13]

19


Promieniowanie słoneczne docierające do powierzchni ziemi jest charakteryzowane różnymi wielkościami, z których trzy mają istotne znaczenie w fotowoltaice.

Są to:- gęstość strumienia promieniowania słonecznego (W/m2)- nasłonecznienie (J/m2)- usłonecznienie (h)

Gęstością promieniowania docierającą do dowolnie usytuowanego ogniwa słonecz-nego nazywa się sumę energii promieniowania w całym zakresie długości fal, padającą na jednostkę powierzchni. Odnosi się ona do promieniowania całkowitego.

Nasłonecznienie zwane również napromieniowaniem, jest energią promieniowania sło-necznego podającą na jednostkę powierzchni w ciągu określonego czasu (np.: godziny, dnia, miesiąca, roku)

usłonecznienie określa liczbę godzin z bezpośrednio widoczną tarczą słoneczną. Licz-ba godzin słonecznych jest zmienna i zależna od położenia geograficznego. Dla obszaru Pol-ski liczba ta wacha się w granicach 1500-1650 godz./rok.

3.2. Pomiary energii promieniowania Do określania mocy szczytowej ogniw fotowoltaicznych w standardowych warunkach

testowania (STC) posługujemy się całkowitym natężeniem promieniowania czyli gęstością promieniowania, zwaną również irradiacją. Pomiaru dokonujemy za pomocą piranometru lub ogniwa wzorcowego.

Piranometrem nazywamy przyrząd przeznaczony do pomiarów promieniowania global-nego, dochodzącego do powierzchni płaskiej w ramach kąta bryłowego 2Π.

Przyrząd ten, wyposażony w osłonę od słońca, może mierzyć także promieniowanie rozproszone. Energia promieniowania padającego na powierzchnię pomiarowe przetwornika zamienia się w ciepło, a różnica temperatur między powierzchniami jest proporcjonalna do energii zaabsorbowanej, ta z kolei powoduje powstanie napięcia elektrycznego. Najczęściej są to generatory o powierzchni odbiorczej usytuowanej horyzontalnie. W przypadku ogniwa wzorcowego pomiar natężenia promieniowania dokonywany jest na podstawie wyliczania mocy jaką dostarcza ogniwo o ściśle określonych parametrach oraz powierzchni.

Rys. 3.7. a) Piranometr kipp&Zonen cmp21, b) Ogniwo wzorcowe Tritec Spektron 300 [16]

20


3.3. Wpływ usytuowania ogniw na ich charakterystykęDo czynników zewnętrznych, które wpływają na ilość energii elektrycznej pozyskiwa-

nej ze Słońca, zalicza się intensywność promieniowania, przejrzystość atmosfery i kąt pada-nia promieni słonecznych.

Czynnikiem, który ma znaczny wpływ na wydajność instalacji solarnych, jest przezro-czystość atmosfery. Para wodna w powietrzu, pyłki roślin oraz zanieczyszczenia w postaci pyłów pochodzenia przemysłowego niekorzystnie zmieniają własności optyczne powietrza, przy czym warto wspomnieć, że podczas miesięcy letnich przezroczystość jest mniejsza ze względu na większą ilość pary wodnej.

Aby najefektywniej wykorzystać energię słoneczną docierającą do powierzchni mo-dułów fotowoltaicznych, należy uwzględnić odpowiednie ich usytuowanie względem stron świata i nachylenia do poziomu, aby uzyskać optymalny kąt padania promieni słonecznych. Największe nasłonecznienie przyjmuje płaszczyzna ustawiona w stosunku do pozornego ru-chu słońca tak, aby promienie padały na nią prostopadle.

Optymalną pozycją funkcjonowania przetworników słonecznych w środkowoeuropej-skich szerokościach geograficznych jest orientacja powierzchni absorbującej na południe i nachylenie jej do płaszczyzny horyzontalnej pod kątem odpowiadającym szerokości geo-graficznej.

Rys. 3.8. Zależność kąta padania promieniowania słonecznego od szerokości geograficznej i pory roku [16]

21


Rys. 3.9. Geometria układu słońce – ogniwo PV [13]

kąty oznaczone na rys. 3.9 to:β – pochylenie ogniwa względem horyzontuγ – azymut ogniwaγs – azymut słonecznyθβ – kąt padania promieniowania na powierzchnie ogniwaθz – kąt zenituαs – wysokość słońca

Dla systemów funkcjonujących cały rok, uzasadniona jest zmiana kąta nachyleń ogniw fotowoltaicznych stosownie do pory roku, ze względu na zmianę promieniowania globalne-go. W Europie Centralnej, w okresie kwiecień – sierpień, optymalny kąt nachylenia to 30°.

Praktycznie kąty nachylenia między 30 i 45° okazują się najbardziej korzystne, aczkol-wiek w zależności od okresu użytkowania mogą mieć także zastosowanie kąty nachylenia zawarte między 25 i 70°.

3.4. Mechanizm efektu fotowoltaicznegoZasada działania ogniwa fotowoltaicznego opiera się na absorpcji promieniowania

świetlnego docierającego do odpowiednio ukształtowanej struktury z krzemu, która stanowi w zasadzie diodę półprzewodnikową, czyli jedno złącze P-N. Ilościowo absorpcja określona jest tzw. współczynnikiem absorpcji α(λ), który oznacza odwrotność grubości półprzewod-nika, w której moc promieniowania zmniejsza się e - krotnie. W celu wyjaśnienia mechani-zmów wewnętrznego zjawiska fotoelektrycznego, które jest podstawą foto-konwersji, należy posłużyć się kwantową teorią promieniowania świetlnego. Zakłada ona, że światło to stru-mień fotonów, z których każdy niesie ze sobą pewien kwant energii (3.2).

22


(3.2)

gdzie:h – stała Plancka (6,6*10-34 J/s)f, λ – częstotliwość i długość fali promieniowaniac – prędkość światła w próżni (3*108 m/s)

Energia promieniowania elektromagnetycznego przede wszystkim w spektrum światła widzialnego powoduje wybijanie w półprzewodnikach elektronów z pasma walencyjnego na poziom przewodnictwa. W miejscu wybitego wiązania w sieci krystalicznej elektronu (-) powstaje dziura (+). Dziura rekombinuje z elektronem z sąsiedniego węzła sieci krystalicz-nej w którym powstaje nowa dziura. W przewodniku typu P jest przewaga dziur, natomiast w typu N jest przewaga elektronów. Do struktury krystalicznej materiału bazowego np. krze-mu, wprowadzane są atomy o charakterze donorów (np. fosfor – typ N) lub akceptorów (np. bor – typ P). Na styku tych dwóch półprzewodników tworzy się bariera zaporowa, w wyniku pierwotnej rekombinacji – ujemna w obszarze typu P i dodatnia w obszarze typu N. W nie-oświetlonym złączu P-N dziury przemieszczają na lewo i płynie niewielki wsteczny prąd dyfuzyjny Id (Rys.3.10b).

Rys. 3.10. Mechanizm fotowoltaiczny, a) mechanizm powstawania dziur, b) wsteczny prąd szczątkowy dyfuzyjny(bez oświetlenia), c) przepływ prądu (oświetlenie)

23


Fotony padające na złącze PN o energii większej niż szerokość przerwy energetycznej półprzewodnika, powodują powstanie w tym miejscu pary elektron – dziura (-) i (+). Pole elektryczne wokół półprzewodnika przesuwa nośniki różnych znaków w przeciwne strony, dziury do obszaru P, a elektrony do obszaru N, co powoduje powstanie zewnętrznego na-pięcia elektrycznego na złączu – efekt fotowoltaiczny. Rozdzielone ładunki są nośnikami nadmiarowymi o nieskończonym czasie życia, napięcie na złączu PN jest stałe i złącze działa jak ogniwo elektryczne (Rys. 3.9c).

Padający na ogniwo foton nie może mieć jednak zbyt małej energii gdyż, nie wybije elektronu z powłoki walencyjnej. Także fotony o energii przewyższającej barierę potencjału nie są w pełni użyteczne, gdyż jedynie cześć ich energii będzie wykorzystana, i właśnie tu leży problem nie wielkiej sprawności ogniw PV. Najbardziej wydajne będące obecnie w pro-dukcji osiągają sprawność rzędu 20%.

Producenci ogniw fotowoltaicznych podają zazwyczaj spektrum promieniowania, w którego przedziale następuje konwersja promieniowania słonecznego na elektryczność.

Rys. 3.11. Zakres spektrum promieniowania w jakim zachodzi efekt fotowoltaiczny [16]

Na powyższym wykresie (3.11) widać, że nawet w przypadku „wysoce sprawnego” krzemu konwersja promieniowania słonecznego na energię elektryczną zachodzi głównie w części widzialnej promieniowania słonecznego (od 300 – 1200 nm ) dodatkowo nawet w tym wąskim zakresie konwersja nie wynosi 100%.

Wzór (3.2) dla promieniowania słonecznego można uprościć do postaci:

(3.3)

24


korzystając z wykresu (Rys.3.11) oraz równania (3.3) wynika, że:- maksymalna energia, jaką mogą mieć fotony to 4.1 eV – konwersja poniżej 20%- efektywna konwersja (ponad 90%) - zachodzi jedynie w przedziale 1,77eV – 1.3eV,

a dokonać może tego promieniowanie o długości fali 700-950 nm. Warunek ten spełnia jedynie ok. 30% promieniowania słonecznego docierającego do powierzch-ni Ziemi.

- konwersja zanika, gdy elektrony mają energię mniejszą niż 1.1eV [12][13][15][17][26].

4. BudOWA OGNIW I MOduŁóW FOTOWOLTAICZNYCHTechnologie wytwarzania ogniw fotowoltaicznych w ostatnim dziesięcioleciu rozwijają

się niezwykle intensywnie i stają się coraz bardziej znaczącym przemysłem w świecie. Cią-gle poszukuje się nowych materiałów i nowych metod wytwarzania zmierzających przede wszystkim do podniesienia sprawności energetycznej fotoogniw, jak i znaczącego obniżenia ich ceny.

Rys. 4.1. Udział poszczególnych technologii na rynku PV [16]

Podstawowym materiałem stosowanym obecnie do produkcji ogniw fotowoltaicznych jest krzem. Za jego stosowaniem przemawiają pewne charakterystyczne właściwości:

- jest najbardziej znanym materiałem półprzewodnikowym,- jest relatywnie tani i łatwo dostępny,- bardzo dobrze opanowana technologia wytwarzania krzemu krystalicznego,- akceptowalny stosunek ceny do sprawności modułów,- wysoka trwałość struktur krystalicznych.

Budowa typowego ogniwa fotowoltaicznego przypomina konstrukcją diodę. Ogniwa w których obie warstwy (p i n) wykonano z tego samego materiału (np. z pojedynczego

25


kryształu krzemu), nazywane są ogniwami mono krystalicznymi o homozłączu p-n (tzn. obie struktury p i n wykonano z tego samego półprzewodnika). Ogniwa budowane z wielu kryształów tego samego materiału nazywamy ogniwami polikrystalicznymi z homozłączem, a gdy warstwy p i n są wykonane z wielu kryształów różnych materiałów - ogniwami poli-krystalicznymi z heterozłączem.

Rys. 4.2. Szacowana wielkość produkcji do roku 2014 [mat.szkoleniowe]

Rys. 4.3. Budowa ogniwa fotowoltaicznego [13]

26


Ogniwa PV mogą być również budowane z materiałów bezpostaciowych, w których nie występuje uporządkowanie atomów takie jak w sieci krystalicznej, zwanych amorficznymi. Mogą one mieć wiązania wysycone atomami wodoru z homozłączem, np. a-Si:H, lub z hete-rozłączem, np. a-SiGe lub a-SiC.

Coraz większego znaczenia nabierają ogniwa cienkowarstwowe o grubości rzędu kil-ku mikrometrów, elastyczne i półprzeźroczyste na bazie heterostruktury CIS/CdS. Obecnie najwyższą sprawność w warunkach laboratoryjnych (ok 30%) uzyskują ogniwa wykonane na bazie arsenku galu, których sprawność jest dodatkowo słabo zależna od temperatury, co stwarza szansę na stosowanie koncentratorów promieniowania i zmniejszenie gabarytów modułów i paneli PV.

Według ogólnej klasyfikacji dzielimy ogniwa na trzy generacje:

Ogniwa fotowoltaiczne I generacji są produkowane na bazie płytek krystalicznego krzemu (aktualnie ok. 82% całej światowej produkcji ogniw PV). Główne zalety krzemu to: powszechność występowania, dobrze dopasowana dla konwersji fotowoltaicznej przerwa energetyczna oraz jego nietoksyczność. Sprawność takich ogniw dochodzi do 22%, a sza-cunkowy koszt to ok. 1,5 $/W.

Ogniwa PV II generacji to tańsze w produkcji ogniwa cienkowarstwowe, które mogą być produkowane z krzemu amorficznego (a-Si:H), polikrystalicznego telurku kadmu (CdTe), czy też polikrystalicznych warstw CIS. Sprawność ogniw II generacji jest niższa i wynosi 10-15%, a szacunkowy koszt to ok. 1 $/W. Pewną niedogodnością ogniw z krzemu amorficznego jest występujący w nich efekt degradacyjny polegający na tym, że po kilku dniach od ich wykonania następuje znaczący spadek sprawności - nawet do 20%.

Ogniwa III generacji mogą być jeszcze tańsze (poniżej 0,5 $/W), jeśli będą produko-wane w technologii cienkowarstwowej tandemowej, czyi składające się z dwóch lub więcej materiałów o różnych przerwach energetycznych, z których każdy absorbuje tę część pro-mieniowania słonecznego, którą może najskuteczniej zamienić na energię elektryczną. Naj-częściej są stosowane trójskładnikowe ogniwa na bazie krzemu amorficznego z wodorem i stopów z germanem.

Rys. 4.4a. Rozwój technologii PV [16]

27


Rys. 4.4b. Sprawności technologii PV [16]

4.1. Ogniwa monokrystalicznekrzem krystaliczny w naturze nie występuje. Wytwarza się go różnymi metodami, także

dość często klasyczną już metodą, opracowaną przez polskiego uczonego prof. Jana Czo-chralskiego. Metoda ta polega na wyciąganiu zarodzi monokrystalicznej z ciekłego krzemu z dodatkiem boru. Taki monokryształ, najczęściej formowany do postaci walca, zostaje po-cięty na płytki (typu P) o grubości 0,30 mm i promieniu od kilku do kilkunastu centymetrów.

28


W cienkiej warstwie powierzchniowej wytwarza się przez dyfuzję fosforu obszar typu N. Położenie obszaru złącza p-n jest istotne, ponieważ generacja par elektron-dziura i sepa-racja nośników ładunku zachodzi właśnie w złączu p-n. Jeśli obszar ten znajdowałby się zbyt blisko powierzchni, to prawie cały strumień światła zostałby zaabsorbowany dopiero po przejściu przez obszar złącza, co znacząco wpłynęło by na obniżenie sprawności konwersji. Z uwagi na to, że współczynnik odbicia światła dla krzemu wynosi od 33 do 54%, osadza się na powierzchni aktywnej warstwę przeciw odbiciową. Innym sposobem zmniejszającym odbicia jest teksturowanie powierzchni dzięki czemu odbite światło ma szanse jeszcze raz zostać zaabsorbowane. Powoduje to zwiększenie napięcia otwartego obwodu.

Takie ogniwo wykonane z jednego monolitycznego kryształu krzemu charakteryzuje się wysoką sprawnością zazwyczaj 18-22% oraz stosunkowo wysoką ceną.

Rys. 4.5. Wygląd ogniwa monokrystalicznego [26]

4.2. Ogniwa polikrystaliczneMateriałem wyjściowym do produkcji komórek polikrystalicznych jest blok krzemu

o masie około 100 kg, uformowany w piecu w wyniku procesów topnienia i krystalizacji ukierunkowanej. Procesom tym towarzyszy etap wprowadzania domieszek. Blok jest następ-nie dzielony na bryły, które po obróbce i selekcji są cięte na kwadratowe płytki o grubości mniejszej od 0,2 mm. W trakcie cięcia, za pomocą drutu o średnicy mniejszej od 0,15 mm, są jednocześnie szlifowane powierzchnie płytek. Dalsza obróbka płytek jest złożona z wielu etapów i obejmuje m.in.:

- szlifowanie, uwidaczniające strukturę krystaliczną,- nałożenie elektrod metodą seriografii,- nałożenie warstwy antyrefleksyjnej, zwiększającej ilość zaabsorbowanego światła.

29


Rys. 4.6. Wygląd ogniwa polikrystalicznego [26]

Układy krzemowe charakteryzują się sprawnością w przedziale 14-18% oraz umiar-kowaną ceną. Zazwyczaj posiada charakterystyczny niebieski kolor i wyraźnie zarysowane kryształy krzemu.

Do wad ogniw mono oraz polikrystalicznych możemy zaliczyć:- skośną przerwę energetyczna, przez co bardzo słabą absorpcją światła,- dochodzimy do granicy maksymalnej teoretycznej sprawności,- moduły krzemowe są droższe w produkcji,- powszechne wykorzystanie krzemu przez różne gałęzie przemysłu, utrzymuje cenę

materiału na stosunkowo wysokim poziomie.

4.3. Ogniwa amorficzneTechnologia nakładania cienkich warstw krzemu amorficznego rozwinęła się w latach

siedemdziesiątych, głównie dla zastosowań w mikroelektronice, a obecnie stosowana jest do produkcji ogniw fotowoltaicznych z krzemu amorficznego wodorowanego (a-Si:H). Ogniwa tego typu mają niższy współczynnik sprawności niż wykonane z krzemu krystalicznego, w przedziale 8-12%, ale jednocześnie ich koszt produkcji jest niższy. Ich produkcja polega na nakładaniu cienkich warstw na szkle, stali nierdzewnej lub tworzywie sztucznym Proces wytwarzania jest prosty i łatwy do zautomatyzowania. Przebiega szybko przy małym zuży-ciu materiałów i znacząco niższym zużyciu energii.

Ogniwa z krzemu amorficznego posiadają jednak kilka wad:- stopniowe zmniejszenie początkowego współczynnika sprawności w wyniku dzia-

łania promieniowania słonecznego,- relatywnie niska sprawność.

30


Rys. 4.7. Wygląd ogniwa amorficznego [26]

W początkowym okresie produkcji ogniw z krzemu amorficznego degradacja ich spraw-ności w pierwszym okresie eksploatacji wynosiła nawet 50%. Obecnie nie przekracza 10% co świadczy o ogromnym postępie w wytwarzaniu tego typu ogniw.

Problem niskiej sprawności rozwiązano wprowadzając konstrukcję wielozłączowe, za-wierające materiały ułożone jeden na drugim i absorbujące różne części spektrum promie-niowania. Zapewniło to uzyskanie wysokich sprawności 17-24%.

4.4. Ogniwa cienkowarstwowe CI(G)S i CdTeW odróżnieniu od ogniw produkowanych z wykorzystaniem tradycyjnych półprzewod-

ników, ogniwa CI(G)S i CdTe pozbawione są złącza p-n. Do produkcji ogniw cienkowar-stwowych stosuje się obecnie następujące materiały:

- krzem amorficzny wodorowany (a-Si:H)- dwuselenek miedziowo-indowy (CuInSe2 lub CI(G)S)- siarczek kadmu/tellurek kadmu (CdS/CdTe)

Niezależnie od rodzaju warstwy półprzewodnikowej (amorficznej lub krystalicznej) na-zwa „ogniwo cienkowarstwowe” wywodzi się z grubości warstwy półprzewodnika. Odkrycie w 1975 r. na Uniwersytecie Dundee właściwości krzemu bezpostaciowego wodorowanego, któ-ry posiada współczynnik absorpcji światła słonecznego znacznie większy niż krzem krystalicz-ny, wzbudziło ogromne zainteresowanie i aktywność w tej nowej dziedzinie technologii.

Najlepszym obecnie pod względem sprawności materiałem do produkcji ogniw foto-woltaicznych jest arsenek galu (GaAs), osiągający sprawność na poziomie 35%. Technologia bazująca na arsenku galu jest jednak najdroższą z technologii wytwarzania ogniw. Panuje przekonanie, że technologia a-Si będzie najbardziej znaczącą metodą produkcji fotoogniw w najbliższym dziesięcioleciu. Argumentami przemawiającymi za nią jest czas zwrotu po-niesionych nakładów finansowych wyrażonych w ilości dostarczonej energii. Czas ten jest znacznie krótszy niż dla technologii krystalicznych.

Technologia cienkowarstwowa posiada wiele zalet np.:- Mniejsze zużycie materiałów (nawet 300x)- Mniejsze koszta produkcji (temperatury, procesy technologiczne)

31


- Duża przepustowość / automatyzacja produkcji- Prosta przerwa energetyczna, najlepsze współczynniki absorpcji- Elastyczność wielkości ogniw / modułów- Półprzezroczystość ( zastosowanie w BIPV)- Cena

Ale także wady takie jak:- Dużo mniejsze sprawności (a-Si)- Mniejsza żywotność ok 10 lat

A w przypadku CdTe:- Toksyczność składników- Brak elastycznych podłoży- Duże inwestycje przeznaczone na rozwój technologii

Rys. 4.8. Ograniczenia ogniw cienkowarstwowych [26]

Rys. 4.9. Przegląd technologii cienkowarstwowych [16]

32


Tabela 4.1. Parametry typowych ogniw PV [13]

Typ ogniwaWg badań laboratoryjnych Produkcja

η [%]

Uoc [V]

Isc [mA*cm-2]

FF[%]

η [%]

Simonokrystaliczne

24,8 0,71 42,2 82,8 15-18

Sipolikrystaliczne

19,8 0,65 38,1 79,5 13-16

CIS 18,4 0,67 35,7 77,1 7-10CdTe 16,5 0,85 26,1 75,5 7GaAs 25,1 1,02 16,1 81,9 27-28

Rys. 4.10. Uzyski w miesiącu zimowym i wiosennych w zależności od użytej technologii [16]

Jako ciekawostkę natomiast można podać, że od niedawna „Naukowcy z Narodowego Laboratorium Energii Odnawialnej w USA (National Renewable Energy Laboratory - NREL) wspólnie z firmą New Energy Technologies pracują nad przezroczystymi modułami fotowol-taicznymi. Na razie panele mają powierzchnię 170 cm2, ale jeśli zastosowana technologia będzie mogła być wykorzystana do produkcji większych modułów, można spodziewać się, że wkrótce wynalazek ten zastąpi w naszych domach okna. każda szyba byłaby jednocześnie generatorem energii elektrycznej. Nowy moduł stanowi przełom w produkcji organicznych ogniw fotowoltaicznych W przeciwieństwie do konwencjonalnej techniki solarnej, opartej na krzemie, komórki OPV mogą być wykonane z różnych niedrogich tworzyw sztucznych - wytwarzane w postaci ciekłej są następnie rozpylane”.

33


Na razie nie jest to bardzo wydajne źródło energii, jednak niskie koszty instalacji w po-równaniu do pozostałych technologii solarnych sprawiają, że możliwość zastąpienia zwy-kłych szyb przezroczystymi modułami fotowoltaicznymi może być bardzo ciekawym roz-wiązaniem [24].

4.5. Budowa klasycznego modułu fotowoltaicznegoNajważniejszym elementem systemu fotowoltaicznego jest moduł PV, który jest zbudo-

wany z pojedynczych ogniw. Jak już wspomniano produkcja najczęściej spotykanych ogniw bazuje na krzemie krystalicznym i polikrystalicznym. Pojedyncze ogniwo dostarcza mocy elektrycznej na poziomie 2W do 4W, co jest wartością bardzo małą, oprócz tego napięcie jednego ogniwa wynosi od ok.0,5V do 2V i jest nie wystarczające do zasilania różnych urządzeń elektrycznych. Dla uzyskania odpowiednio dużych napięć oraz prądów konieczne jest łączenie ze sobą ogniw szeregowo i/lub równolegle (Rys.4.12a, b, c).

Najbardziej rozpowszechnione moduły PV zawierają od kilkunastu do kilkudziesięciu ogniw, a ich moc wacha się w zakresie od kilku do kilkuset watów. Moc takiego modułu wyraża się jako moc szczytowa, uzyskiwana w warunkach standardowych (STC).

Po połączeniu ogniwa PV laminuje się w celu ochrony przed uszkodzeniem. Metoda laminacji zależy od technologii wytwarzania ogniwa oraz rodzaju modułu. Całość musi być odporna na wahania temperatury oraz inne czynniki środowiskowe. Budowę modułu w spo-sób poglądowy pokazano na rysunku (4.11).

Rys. 4.11. Budowa modułu fotowoltaicznego [16]

W procesie laminacji połączone wcześniej ogniwa umieszcza się pomiędzy dwoma war-stwami cienkiej folii EVA, od góry przykładana jest szyba, a od spodu również szyba lub folia kompozytowa, akrylowa, metalowa.

Aby zapewnić wymaganą moc wyjściową generatora fotowoltaicznego, kilka modułów lub łańcuchów można połączyć równolegle, zwiększając w ten sposób prąd wyjściowy. Dzię-ki takiemu łączeniu modułów można projektować generatory o mocach od kilku watów, aż do megawatów.

34


Połączenie szeregowe wykonuje się w celu uzyskania wyższego napięcia. Połączenie to ma jednak jedną wadę, najsłabsze ogniwo determinuje jakość całego łańcucha. Prąd płynący przez wszystkie ogniwa jest jednakowy, a wypadkowe napięcie jest sumą napięć na poszcze-gólnych ogniwach.

Rys. 4.12a. Połączenie szeregowe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

Połączenie równoległe stosujemy wówczas, gdy potrzebny jest większy prąd. Przy ta-kim połączeniu na wszystkich ogniwach jest takie samo napięci, natomiast wypadkowy prąd jest sumą prądów poszczególnych ogniw. W połączeniu równoległym zacienienie jednego ogniwa nie wpływa tak negatywnie na charakterystykę jak w przypadku połączenia szere-gowego.

Rys. 4.12b. Połączenie równoległe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

35


Rys. 4.12c. Połączenie szeregowo - równoległe ogniw PV i wpływ na wypadkową charakterystyką I-U [13]

W przypadku połączeń szeregowo – równoległych przebiegi charakterystyk prądowo – napięciowych są różnego rodzaju kombinacjami, ich kształt i punkty charakterystyczne zależą od liczby połączonych ze sobą ogniw i sposobu ich połączenia. Wszystko zależy od tego jakie parametry ma mieć moduł PV. Na rysunku (4.12c) przedstawiono przykładowe połączenie dziewięciu ogniw (połączone równolegle trzy łańcuchy modułów połączonych szeregowo) oraz charakterystykę na której można prześledzić wpływ poszczególnych połą-czeń na charakterystykę całego modułu.

Sposób łączenia ogniw fotowoltaicznych w modułach zależy od producenta i wynika z założeń projektowych do wyjściowych parametrów elektrycznych modułu. Istotnym pro-blemem, w szczególności przy połączeniu szeregowym, jest częściowe zacienienie, które powinno być wyeliminowane w jak najwyższym stopniu. Jeżeli choć jedno ogniwo modułu zostanie zacienione, to napięcie na tym ogniwie zmienia kierunek polaryzacji i ogniwo takie staje się dla pozostałych obciążeniem. Złącze zacienionego ogniwa może ulec przebiciu już przy kilku woltach. Zjawisko przebicia występuje zazwyczaj na małej powierzchni, co po-woduje powstawanie tzw. „gorących punktów”. Punkty te charakteryzują się małymi białymi plamami tworzącymi się na powierzchni ogniwa. Są to uszkodzenia o charakterze trwałym. Bezpośrednim powodem powstawania „gorących punktów” jest wydzielanie ciepła, któremu towarzyszy znaczny lokalny wzrost temperatury. Ze względu na to, że w praktyce zacienie-nia nie da się w 100% wyeliminować, zabezpiecza się moduły przed uszkodzeniem przez stosowanie diod bocznikujących. Podczas normalnej pracy diody te są spolaryzowane w kie-runku zaporowym i nie powodują żadnych strat mocy. Podczas zacienienia ogniwa zostają spolaryzowane w kierunku przewodzenia i prąd generowany przez pozostałą część ogniwa zaczyna przez nie płynąć, omijając zacienione ogniwa. Ideałem byłoby bocznikowanie każ-dego ogniwa i tak sie robi w zastosowaniach kosmicznych, jednak w praktyce naziemnej bocznikuje się najczęściej grupy 15-20 ogniw. Ważne jest aby diody miały odpowiednie

36


warunki do odprowadzania ciepła oraz żeby nie uległy uszkodzeniu podczas długotrwałego częściowego zacienienia.

Na rysunku 4.13 przedstawiono wpływ dwóch diod bypass, które zamontowano dla każdych z 18 ogniw w typowym 36-ogniwowym module PV. Zacieniono tylko 1 ogniwo w 75% jego powierzchni. Pomiar pełnej charakterystyki identyfikuje zacienienie i ewentu-alne uszkodzenie ogniwa PV. W połączeniu równoległym wpływ zacienienia na charaktery-styki I-U modułu jest zdecydowanie mniejszy. Nie ma tu niebezpieczeństwa, że zacienione ogniwa zostaną nadmiernie obciążone prądem wstecznym generowanym przez pozostałe ogniwa. Nie ma potrzeby używania diod bocznikujących podłączonych równolegle do po-szczególnych łańcuchów ogniw modułu jeżeli moduły spełniają wymagania klasy ochronnej II i jeżeli ich napięcia niezwiązane z obciążeniem różnią się między sobą o mniej niż 5%. W zastosowaniach niskonapięciowych można diod nie stosować. [4][11][13][26].

Rys. 4.13a. Miejsce diody bocznikującej w module PV [16]

Rys. 4.13b. Wpływ diody bocznikującej na charakterystykę I-U modułu PV [16]

37


4.6. Technologia Smart Wire Technologia Smart Wire Connection Technology (SWCT) polega na zastąpieniu tra-

dycyjnych bus barów czyli szyn zbierających w ogniwach-przez 30 bardzo cienkich przewo-dów, które są w stanie wygenerować nawet 2 tys. mikrokontaktów na ogniwie. Do produkcji takich przewodów wykorzystuje się warstwę polimeru osadzonego w cienkich miedzianych przewodach.

Rys. 4.14. Technologia Smart Wire Connection Technology [16]

Co ciekawe, przewody SWCT redukują zacienienie na powierzchni ogniwa o 3% w porównaniu z technologią „busbarową”. Technologia zwiększa stabilność ogniwa oraz re-dukuje wpływ możliwych mikroskopijnych pęknięć w modułach, które są jedną z najbardziej popularnych przyczyn znacznych strat mocy w panelach słonecznych. Okrągłe przewody zwiększają również ilość promieni słonecznych odbitych w stronę ogniw, co oznacza, że panele mogą zacząć produkować prąd wcześniej i kończyć później w ciągu dnia. To wszyst-ko, w połączeniu z obniżeniem rezystancji szeregowej o 2%, sprawia że nowa technologia zwiększa moc panelu o 5%. Prowadzi to do zwiększonej wydajności energii elektrycznej o około 10% w porównaniu z tradycyjną technologią.

Redukcja kosztów produkcji przypadająca na jedno ogniwo to około 0,25 dolara. Jest ona możliwa dzięki eliminacji bus barów po obu stronach i optymalizacji szerokości pal-ców elektrody, a więc redukcji ilości srebra użytego przy produkcji o około 80%. Produkcja SWCT pozwala też na pominięcie procesu ribbon string.

Jak twierdzi producent, nowa technologia wykazuje kompatybilność z różnego rodzaju ogniwami. Bardzo ważna jest możliwość zastosowania jej nawet przy ogniwach o wielu złączach, które zwykle są bardzo delikatne jeśli chodzi o nakładanie bus barów, bo proces wymaga wysokich temperatur. Użycie niższych temperatur to zresztą kolejna oszczędność przy procesie produkcji. Dzięki nowej technologii, grubość wafla krzemowego może być nawet tak cienka jak 100 µm.

Przewody SWCT redukują zacienienie na powierzchni ogniwa o 3% w porównaniu z technologią „busbarową”. Technologia zwiększa stabilność ogniwa oraz redukuje wpływ możliwych mikroskopijnych pęknięć w modułach, które są jedną z najbardziej popularnych przyczyn znacznych strat mocy w panelach słonecznych. Okrągłe przewody zwiększają również ilość promieni słonecznych odbitych w stronę ogniw, co oznacza, że panele mogą zacząć produkować prąd wcześniej i kończyć później w ciągu dnia. To wszystko, w połącze-niu z obniżeniem rezystancji szeregowej o 2%, sprawia że nowa technologia zwiększa moc panelu o 5%. Prowadzi to do zwiększonej wydajności energii elektrycznej o około 10% w porównaniu z tradycyjną technologią.

38


W Polsce technologię Smart Wire Connection Technology wprowadza firma Fre-eVol tworząca spółkę z firmą Hanplast. W tym celu w Bydgoskim Parku Technologicznym powstała nowa fabryka modułów. Linia została zainstalowana w nowoczesnej hali o po-wierzchni ponad 6000 m2. Produkcja będzie całkowicie zautomatyzowana, a szacowana moc wytwórcza to 85 MWp w skali roku. Ze względu na doświadczenie szwajcarska Grupa Tech-nologiczna, Meyer Burger Technology LTd, będzie preferowanym dostawcą technologii. Za-kłada się, iż produkcja i sprzedaż tych innowacyjnych modułów PV ustanowi zupełnie nowe standardy na globalnym rynku fotowoltaiki. Ulepszone zestawienie komponentów, wysoce zautomatyzowany proces produkcyjny oraz liczne innowacje w technologii SmartWire w po-wiązaniu z ogniwami słonecznymi nowej generacji przełamią ograniczenia istniejącej tech-nologii “bus bar”. Możliwości produkcyjne będą w 80% przeznaczone na rynki zagraniczne, natomiast 20% będzie zaspokajać potrzeby rodzimej branży OZE. Powstanie fabryki wiąże się z utworzeniem nowych miejsc pracy w województwie kujawsko-pomorskim.

Rys. 4.15. Fabryka modułów PV w w Bydgoskim Parku Technologicznym [www.freevolt.pl]

Rys. 4.16. Wydajność nowych modułów będzie w 100% wprost proporcjonalna do sumarycznej wydaj-ności pojedynczych ogniw dzięki zastosowaniu nowej architektury matrycy: z lewej rozwiąza-nie klasyczne z prawej stosowane przez firmę Freevolt [www.freevolt.pl]

Wydajność modułu klasycznego opartego na technologii na elektrodach przewodzących (“bus bars”) w praktyce nie jest w 100% wprost proporcjonalna do wydajności indywidual-

39


nych ogniw połączonych szeregowo w matrycę elektryczną. Straty konwersji ogniw w mo-duł są na poziomie około 3 – 5 %. Dodatkowo gęstość siatki połączeń, która odpowiada za transport elektronów w ogniwie jest w tej technologii nawet przy trzech elektrodach prze-wodzących na poziomie maksymalnie 165 punktów w pojedynczym ogniwie, co nie jest wystarczające w przypadku bardzo wydajnych ogniw nowej generacji, jak np. ogniwa typu wielozłączowego (HIT).

W wypadku modułów oferowanych przez formę Freevolt wydajność modułu jest w 100% wprost proporcjonalna do sumarycznej wydajności pojedynczych ogniw dzię-ki zastosowaniu nowej architektury matrycy fotoelektrycznej. Jest to związane przede wszystkim z wysoką odpornością na mikro uszkodzenia, niższą rezystencją elektryczna i wyższą absorpcją światła przez matrycę, co niweluje pozostałe straty związane z procesem konwersji ogniw w moduł. Dodatkowo gęstość siatki połączeń, która odpowiada za trans-port elektronów w ogniwie jest w tej technologii 12-krotnie wyższa, czyli na poziomie 2000 punktów w pojedynczym ogniwie.

Żywotność modułów wykonanych w tradycyjnej technologii jest drastycznie ograni-czana przez mikro pęknięcia w strukturze ogniw krzemowych. TUV Rehainland wymie-nia mikro pęknięcia jako wadę nr 1 wśród zaobserwowanych problemów jakościowych w farmach fotowoltaicznych zlokalizowanych w Niemczech. Tradycyjna architektura mo-dułu oparta na elektrodach przewodzących typu “bus bar” powoduje, że mikro pęknięcie znajdujące się tylko w 1 z 60 ogniw ma negatywny wpływ na produkcje energii przez pozostałe nie wadliwe ogniwa, a w konsekwencji moduł z takimi wadami wpływa ne-gatywnie na wszystkie inne moduły w systemie z którymi jest połączony szeregowo. Mikropęknięcia są najczęściej skutkiem bardzo wysokich temperatur stosowanych w sa-mej produkcji ogniw, gdzie temperatury sięgają nawet 800 stopni Celsjusza, a także na późniejszym etapie lutowania ogniw w procesie produkcyjnym, gdzie sięgają powyżej 280 stopni Celsjusza.

W technologii oferowanej przez firmę Freevolt zmniejszono wpływ mikro pęknięć na działanie całego modułu do poziomu praktycznie niezauważalnego. Przede wszystkim dużo niższa temperatura procesu produkcji: około 140 stopni Celsjusza, w której następuje adhezja sieci miedzianych mikrowłókien z powierzchnią ogniw, minimalizuje stres ter-malny i tym samym pękanie krzemu. Natomiast w przypadkach kiedy ogniwa w procesie produkcjii są już pęknięte, wówczas ich wszystkie fragmenty są nadal w 100% aktywną częścią matrycy bez negatywnego wpływu na pozostałe z ogniw znajdujących się w mo-dule. Jest to możliwe jedynie dzięki innowacyjnej architekturze matrycy i łączącej ją sie-ci mikrowłókien. W rezultacie panele wykonane w tej technologii wykazują żywotność dłuższą od modułów wykonanych w tradycyjnej technologii typu “bus bar”.

W zależności od geolokalizacji, kąta nachylenia i temperatur panujących w danej lo-kalizacji standardowe moduły PV produkują określoną ilość kWh z zainstalowanego kWp. Natomiast wiele czynników znacznie ogranicza produkcję prądu w warunkach rzeczywi-stych, z czego największym problemem jest cień padający na panel PV, który podobnie do opisanych wcześniej pęknięć obniża wydajność nie tylko jednego modułu, ale wszystkich innych połączonych z nim szeregowo. W tradycyjnych modułach PV zależność szeregowa ogniw w matrycy elektrycznej jest ograniczona do maksymalnie 3 stref które mogą działać niezależnie. kiedy cień pada na moduł, wówczas ogniwa połączone szeregowo w jednej z tych stref tracą równocześnie tyle samo mocy ile traci z powodu zacienienia tylko jedno z ogniw. Dlatego standardowe moduły słabo także radzą sobie z konwersją światła słonecz-

40


nego na prąd elektryczny we wczesnych godzinach porannych i późnym popołudniem, kie-dy mają do czynienia z tzw. światłem rozproszonym.

Rys. 4.17. Różnice w zakresie ilości stref w różnych typach modułów PV: z lewej rozwiązanie klasycz-ne - z prawej stosowane przez firmę Freevolt [www.freevolt.pl]

Nowa technologia pozwala na uzyskanie ponad 10% więcej kWh z każdego kWp dzięki lepszej reakcji matrycy SmartWire™ na światło rozproszone oraz małej wrażliwości tej in-nowacyjnej matrycy na cień padający na nią. Połączenie pojedynczych ogniw siecią mikrow-łókien powoduje, że producent ma możliwość takiego zaprojektowania połączeń w matrycy fotoelektrycznej wewnątrz modułu, aby jego wrażliwość na padający cień była minimalna. Jest to możliwe dzięki zastosowaniu mniejszych stref zależności szeregowych pomiędzy ogniwami, których w tej innowacyjnej matrycy może być aż do 300% więcej Wówczas strata na produkcji prądu ogranicza się do niewielkiego obszaru w pobliżu zacienionego miejsca, a nie do całej powierzchni aktywnej modułu. Warto też zauważyć, że okrągły kształt włókien powoduje dodatkowe odbijanie się światła i jego wyższą absorpcję przez moduł niż w tradycyjnych płaskich wstążkach połączeniowych.

Podsumowanie Technologii Smart Wire Connection Technology (SWCT)

- Technologia SmartWire wydaje się być rozwiązaniem dla wielu wyzwań, przed jakimi stoi dziś przemysł fotowoltaiczny.

- Przede wszystkim jest to technologia matrycy fotoelektrycznej teoretycznie kom-patybilna z wszystkimi typami standardowych ogniw krystalicznych oraz nowych ogniw hybrydowych które są dziś znane i stosowane na świecie.

- Posiada ona potencjał zmniejszenia kosztów produkcji dzięki wykorzystaniu pra-wie 80% mniej srebra w ogniwach krystalicznych bez strat na ich mocy i przy maksymalnej wydajności energetycznej panela.

- Otwiera drzwi dla przyszłych potencjalnych oszczędności na etapie produkcji ogniw fotowoltaicznych, takich jak: zmniejszona do 10 mikrometrów grubości siat-ki połączeń w ogniwach, zmniejszona do 100 mikrometrów grubość ogniwa, czy wyeliminowanie indu w procesie produkcji.

- Jedną z najważniejszych cech technologii SmartWire jest jednak możliwość łącze-nia ogniw w matrycę fotoelektryczną w bardzo niskich temperaturach oraz w kon-sekwencji przy bardzo małym stresie mechanicznym na ogniwa co otwiera duże możliwości dla konwersji ogniw hybrydowych polegających na łączeniu technolo-gii typu thin-film z technologią krzemu krystalicznego.

41


Tabela 4.2. Porównanie technologii SmartWire z tradycyjną technologią produkcj i paneli PV

Parametr Standardowy panel krystaliczny Technologia SmartWire

Wydajność Wydajność panela w praktyce nie jest w 100% wprost proporcjonalna do wydajności indywidualnych ogniw połączonych szeregowo w matrycę elektryczną. Straty konwersji ogniw w panel są w tradycyjnej technologii

typu “bus bar” na poziomie około 3 - 5%. Dodatkowo gęstość siatki po-łączeń, która odpowiada za transport elektronów w ogniwie jest w techno-logii typu “bus bar” dziś przy trzech ścieżkach na poziomie maksymalnie

165 punktów w pojedynczym ogniwie, co nie jest wystarczające w przypadku

bardzo wydajnych ogniw nowej genera-cji, jak np. ogniwa typu HIT czy HJT.

W tym wypadku wydajność panela jest w 100% wprost proporcjonalna do sumarycznej wydajności pojedynczych ogniw dzięki zastosowaniu nowej archi-tektury matrycy fotoelektrycznej. Jest to związane przede wszystkim z wysoką odpornością na mikro uszkodzenia,

niższą rezystencją elektryczna i wyższą absorpcją światła przez matrycę, co niweluje pozostałe straty związane

z procesem konwersji ogniw w panel. Dodatkowo, gęstość siatki połączeń, która odpowiada za transport elektro-nów w ogniwie może być w tej tech-

nologii nawet 12-krotnie wyższa, czyli na poziomie 2000 punktów w pojedyn-

czym ogniwie.

Żywotność Żywotność paneli wykonanych w tra-dycyjnej technologii jest drastycznie ograniczana przez mikro pęknięcia

w strukturze ogniw krzemowych. TUV Rehainland wymienia mikro pęknięcia

nawet jako wadę nr 1 wśród zaobserwo-wanych problemów jakościowych

w farmach fotowoltaicznych zlokali-zowanych w Niemczech. Tradycyjna

architektura panela typu “bus bar” po-woduje ze mikro pęknięcie znajdujące

się tylko w 1 z 60 ogniw ma negatywny wpływ na produkcje energii przez po-zostałe nie wadliwe ogniw, a w konse-

kwencji panel z takimi wadami wpływa negatywnie na wszystkie inne panele w systemie z którymi jest połączony szeregowo. Mikro pęknięcia są naj-częściej skutkiem bardzo wysokich

temperatur lutowania ogniw w procesie produkcyjnym sięgających powyżej

280 stopni Celsjusza.

Technologia SmartWire zmniejsza wpływ mikro pęknięć na działanie całe-go panela do poziomu praktycznie nie-zauważalnego. Przede wszystkim dużo niższa temperatura procesu produkcji,

około 140 stopni Celsjusza, w której następuje adhezja sieci mie-

dzianych mikro-włókien z powierzchnią ogniw, minimalizuje stres termalny

i tym samym pękanie krzemu. Nato-miast w przypadkach kiedy ogniwa

w procesie produkcji są już pęknięte, wówczas ich wszystkie fragmenty są

nadal w 100% aktywną częścią matrycy bez negatywnego wpływu na pozostałe z ogniw znajdujących się w panelu. Jest to możliwe jedynie dzięki innowacyjnej architekturze matrycy i łączącej ją sieci

mikro-włókien. W rezultacie panele wykonane w tej technologii wykazują żywotność dłuższą od paneli wykona-nych w tradycyjnej technologii typu

“bus bar”.

42


Produkcja kWh

z kWp

W zależności od lokalizacji, kąta nachy-lenia i temperatur panujących w danej

lokalizacji standardowe panele PV pro-dukują określona ilość kWh

z zainstalowanego kWp. Natomiast wiele czynników znacznie ogranicza

produkcje prądu w warunkach rzeczy-wistych, z czego największym proble-mem jest cień padający na panel PV,

który podobnie do opisanych wcześniej pęknięć obniża wydajność nie tylko

jednego panela, ale wszystkich innych połączonych z nim szeregowo. Standar-

dowe panele słabo także radzą sobie z konwersja światła słonecznego na

prąd elektryczny w wczesnych godzi-nach porannych i późnym popołudniem, kiedy maja do czynienia z tzw. światłem

rozproszonym.

Nowa technologia pozwala na uzyska-nie nawet do 10% więcej kWh z każde-go kWp dzięki lepszej reakcji matrycy SmartWire na światło rozproszone oraz mniejszej wrażliwości tej innowacyj-nej matrycy na cień padający na nią.

Połączenie pojedynczych ogniw siecią mikro-włókien powoduje, że producent ma możliwość takiego zaprojektowania połączeń wewnątrz matrycy fotoelek-

trycznej panela, aby jego wrażliwość na padający cień była minimalna. Wów-

czas strata na produkcji prądu ogranicza się do niewielkiego obszaru w pobliżu zacienionego miejsca, a nie do całej

powierzchni aktywnej panela. Okrągły kształt włókien powoduje dodatkowe odbijanie się światła i jego wyższą ab-

sorpcję.

4.7. koncentryczne systemy fotowoltaiczneSystemy wykorzystujące soczewki skupiające promieniowanie słoneczne w kierunku

ogniw PV zaczęły być używane po raz pierwszy w latach 70’ w Sandia National Laborato-ries, Albuquerque w Nowym Meksyku. Systemy typu CPV wykorzystują zazwyczaj układy tzw. nieobrazujących (nonimaging) koncentratorów, czyli nie odzwierciedlających obrazu odbitego od ich powierzchni, lecz pozostawiających je zniekształcone. Ogólnie przyjętą kla-syfikacją systemów fotowoltaicznych wykorzystującymi koncentratory (CPV) jest podział ze względu na stopień skupiania promieniowania mierzonego w krotnościach „słońc”, czyli inaczej w W/cm2 ogniwa, który przedstawia tabela 1 wygląda następująco:

Tabela 4.3. klasyfikacja koncentrycznych ogniw fotowoltaicznych ze względu na stopień skupiania promieniowania słonecznego [16], [12], [27]

Nazwa Stopień skupiania

Rodzaj konwertera System nadążny

nisko skupiające ogniwa fotowoltaiczne (LCPV) 1,5 - 10 słońc modyfikowane ogniwa

krystaliczne jednoosiowy lub brak

średnio skupiające ogniwa fotowoltaiczne (MCPV) 10 - 300 słońc ogniwa krystaliczne

lub cienkowarstwowe jedno- lub dwu-osiowy

wysoko skupiające ogniwa fotowoltaiczne (HCPV) 300 - 2000 słońc ogniwa wielozłączowe dwuosiowy

Biorąc pod uwagę powyższą klasyfikację koncentrycznych układów fotowoltaicznych do danej każdej kategorii można zaliczyć następujące modele koncentratorów:

43


- LCPV (ang. Low Concentrator Photovoltaic) - złożone koncentratory paraboliczne (CPC), koncentratory DTIRC, koncentratory V-trough,

- MCPV (ang. Medium Concentrator Photovoltaic) - liniowo skupiające koncentrato-ry Fresnela, koncentratory QDC,

- HCPV (ang. High Concentrator Photovoltaic) - punktowo skupiające koncentratory Fresnela, talerzowe koncentratory paraboliczne, urządzenia koncentrujące RXI.

układy LCPVCharakteryzują się współczynnikiem skupienia poniżej 10 słońc, ale w porównaniu do

systemów MCPV czy HCPV także niższym kosztem materiałów, nie wymagają zaawanso-wanego chłodzenia. Wykorzystują najczęściej dostępne na rynku ogniwa krzemowe zamiast ogniw wielozłączowych. Systemy LCPV nie wymagają również systemów nadążnych, nato-miast jeśli są wykorzystywane to najczęściej jednoosiowe. Sprawności ogniw z koncentrato-rami LCPV sięgają niewiele ponad 20 %, znacznie mniej niż MCPV czy HCPV.

koncentratory CPCZłożony koncentrator paraboliczny (z ang. Compound Parabolic Concentrator - CPC)

składa się z dwóch segmentów symetrycznych, zwróconych ku sobie zwierciadeł A i B o kształcie paraboli oraz apertury wejściowej (otworu przez, który światło dociera do ogniwa fotowoltaicznego). Apertura wejściowa znajduje się na długości CD (co pokazuje rysunek 13), natomiast kąt akceptacji (wartość kąta przy którym nastąpi całkowite odbicie) wynosi 20 ° dzięki czemu możliwe jest skierowanie wiązek światła do punktu wyjściowego AB gdzie mieści się ogniwo. Sprawność optyczna CPC sięga 95 %, natomiast moce maksymalne uzyskiwane na ogniwach zwiększają się dzięki użyciu koncentratorów CPC o 18%. Stopień skupiania mieści się w zakresie 1,5 - 2,5 słońc. [32].

Rys. 4.18. Geometria złożonego koncentratora parabolicznego wraz z trajektorią padania promienio-wania odbijającego się od powierzchni zwierciadeł [16]

44


koncentratory dTIRCkoncentrator dielektryczny całkowitego wewnętrznego odbicia DTIRC (z ang. Dielec-

tric Totally Internally Reflecting Concentrator) został po raz pierwszy zaproponowany przez Xiaohui Ning, i jego współpracowników w roku 1987. koncentrator ten zbudowany jest z: zagiętej części przedniej koncentratora, profilu całkowitego wewnętrznego odbicia oraz z apertury wyjściowej (rysunek 16). Zasada działania tego rodzaju koncentratora polega na refrakcji (zmiany kierunku padania promieni) światła słonecznego padającego w granicach kąta akceptacji na część przednią konstrukcji w kierunku apertury wyjściowej, do której jest przymocowane ogniwo fotowoltaiczne. Geometryczny przyrost koncentracji w technologii DTIRC zależy do kąta akceptacji oraz kąta zagięcia części przedniej. Przyrost ten jest od-wrotnie proporcjonalny do wartości kąta akceptacji, natomiast przyrost kąta krzywizny czę-ści przedniej daje minimalne efekty jeśli chodzi o przyrost koncentracji. Dla dokładniejszego naprowadzenia promieniowania na ogniwo stosuje się żele optyczne o podobnych indeksach refrakcji, co pozwala na przepływ światła przez warstwy żelu na ogniwo bez dodatkowe-go odbicia i refrakcji. Stopień koncentracji DTIRC kształtuje się w granicach 4 słońc, przy sprawności optycznej 85 % [12], [16].

Rys. 4.19. konstrukcja koncentratora DTIRC wraz z trajektorią padania promieniowania [16]

koncentratory V-troughkoncentrator z segmentami zwierciadeł ułożonych na kształt ściętego stożka lub też

inaczej zwany V-trough (od przypominającego koryto kształtu ułożenia luster w stosunku

45


do ogniwa) składa się z modułu fotowoltaicznego oraz przyłożonych do jego granicznych krawędzi dwóch zwierciadeł zwanych północnym i południowym (rysunek 15). Stopień kon-centracji światła dochodzi jedynie od 1 - 2 słońc w zależności od kąta pochylenia zwiercia-deł natomiast sam układ V-trough może zwiększyć moc wytwarzaną przez ogniwa złożone z krzemu amorficznego do 31,5 % wliczając wykorzystanie aktywnego systemu chłodzenia ogniw w stosunku do mocy jaką mogą ogniwa uzyskać bez użycia koncentratorów. Spraw-ność optyczna koncentratorów V-trough mieści się w granicach 85 % [1]. Prosta konstruk-cja wykonania koncentratorów V-trough sprawia, że jest to najtańsze rozwiązanie spośród pozostałych LCPV, zwłaszcza, że nie wykorzystuje systemu nadążnego w celu otrzymania większych uzysków słonecznych.

Rys. 4.20. konstrukcja koncentratora V-trough wraz z trajektorią padania promieniowania na zwier-

ciadła i ogniwo [1]

układy MCPVStopień skupiania koncentratorów w technologii MCPV promieni słonecznych mieści

się w granicach od 10 - 300 słońc, co jest dość dużym zakresem dlatego też mieszczą się w tym przedziale koncentratory wykorzystujące trackery jedno- lub dwu-osiowe, a także róż-ny jest materiał stosowanych ogniw. Sprawności osiągane przez ogniwa w układzie MCPV wynoszą w granicach od 10 - 30 %. Ze względu na wyraźne różnice pomiędzy użytymi tech-nologiami koncentracji rzadko uwzględnia się w klasyfikacji MCPV, pozostając jedynie na podziale tych układów na MCPV i HCPV.

Liniowo skupiające koncentratory Fresnelakoncentratory tego rodzaju zawdzięczają swoją nazwę ze względu na konstrukcję uło-

żenia soczewek Fresnela względem ogniw słonecznych. Soczewka Fresnela z jednej stro-ny jest płaska, natomiast po drugiej stronie posiada specyficzne ostro wcięcia w materiale

46


soczewki, działające podobnie jak pryzmat. Rozwiązanie to pozwala na użycie mniejszej ilości materiału do wytworzenia soczewki zbudowanej z polimetylometakrylanu (PMMA), natomiast soczewka powstaje w ten sposób znacznie bardziej płaska od soczewki konwen-cjonalnej lub też zagina się jej kształt na wzór kopuły (rysunek 4.21a).

Moduł fotowoltaiczny z koncentratorem zastosowany w omawianym układzie liniowym składa się z podłużnej soczewki Fresnela zamocowanej nad pasmem ogniw fotowoltaicz-nych i radiatorów rozłożonych na tej samej długości co soczewka (rysunek 4.21b i 4.21c). Wszystkie elementy układu łączy stelaż. W porównaniu do konwencjonalnej soczewka Fre-snela skupia więcej promieniowania w kierunku jednego punktu dzięki nadanemu jej kształ-towi, a w systemie liniowym zakres skupiania soczewki wynosi od 10 - 60 słońc.

Soczewka Fresnela posiada pewną wadę. Padające na nią światło pod kątem innym niż prostym do powierzchni kierowane jest również pod innym kątem niż prosty na odbiornik. Rozwiązaniem dla układu liniowego jest zainstalowanie systemu nadążnego, jedno- lub dwu- osiowego w celu eliminacji powstałych odchyleń podczas skupiania światła przez soczewkę. Sprawności liniowo ułożonych soczewek Fresnela kształtują się w okolicy 85 % [16], [12].

Rys. 4.21. W części (a) przykład rozwiązania dla koncentratora z zagiętą na kształt kopuły soczewką Fresnela, w części (b) układ liniowo skupiającego koncentratora Fresnela zagiętego na kształt kopuły bądź (c) z płaską soczewką (bez zagięcia) [12], [26]

47


koncentratory luminescencyjne QdCkoncentrator kropek kwantowych (z ang. Quantum Dot Concentrator - QDC) to kon-

centrator luminescencyjny, na który składają się trzy części: płaską i przezroczystą powło-kę szklaną lub plastikową domieszkowaną kropkami kwantowymi, lustra zamontowane na trzech krawędziach i tylnej powierzchni oraz miejsca, w którym przymocowane jest ogniwo fotowoltaiczne w miejscu apertury wyjściowej. koncentrator działa na zasadzie przyjmowa-nia promieniowania słonecznego, które zostaje rozproszone w warstwie fluorescencyjnego materiału i dalej zaabsorbowane przez mające od kilkadziesiąt do kilkaset nanometrów krop-ki kwantowe.

Fotony zbierane przez nie re-emitowane są dalej w każdym kierunku z kropek do ogni-wa fotowoltaicznego. kształtowanie ich rozmiaru pozwala na dostosowanie spektrum ab-sorpcji światła przez kropki, również w taki sposób, by były w stanie zbierać promieniowa-nie o krótszej długości fal i re-emitować je w postaci fal dłuższych, zwiększając tym samym efektywność przetwarzania samego ogniwa. (rysunek rys. 4.22). Zaletą QDC jest ich bardzo szerokie spektrum absorpcji promieniowania oraz możliwość wychwytywania promieniowa-nia bezpośredniego jak i rozproszonego jak brak potrzeby wykorzystywania trackera. Spraw-ność optyczna QDC kształtuje się w granicach 82 %, natomiast współczynnik koncentracji dochodzi do 30 słońc [5].

Rys. 4.22. konstrukcja oraz wizualizacja przebiegu rozkładu absorbowanego promieniowania w układzie QDC [12]

układy HCPVUkłady HCPV wg przyjętego podziału charakteryzują się stopniem skupiania na po-

ziomie 300 - 2000 słońc. Sprawności ogniw wykorzystujących koncentratory w technologii HCPV osiągają najwyższe wartości wśród jakichkolwiek innych technologii w fotowoltaice zmierzając ku 50 %, natomiast sprawność systemów PV wykracza poza sprawności rzędu 30 %. Do ich konstrukcji wykorzystuje się systemy nadążne - skupiające promieniowanie

48


słoneczne w jednym punkcie, systemy koncentratorów, systemy chłodzące - najczęściej typu heat-pipe lub wodne gdyż wysokie wartości skupiania silnie nagrzewają urządzenia.

Wysokie temperatury wymuszają również korzystanie z wytrzymałych termicznie ma-teriałów ogniw PV. każdy z systemów HCPV wykorzystuje jedynie bezpośrednio padające promieniowanie słoneczne co pomimo uzyskiwanych przez nie wysokich przychodów ener-gii stanowi ich największą wadę, czyniąc je nieefektywne w miejscach, w których dominuje przewaga zachmurzeń nad słoneczną pogodą.

Punktowo skupiające koncentratory Fresnelakoncentratory Fresnela mogą również przyjąć postać pojedynczych bloków soczewek,

które skupiają z każdej strony ich górnej powierzchni promieniowanie słoneczne w kierun-ku jednego punktu, w którym znajduje się ogniwo fotowoltaiczne. W przeciwieństwie do budowy podłużnych progów w formie listwy soczewki w układzie liniowym Fresnela progi w pojedynczym punktowo skupiającym koncentratorze Fresnela w kształcie kwadratu tworzą pierścienie powstałe na powierzchni zamiast linii prostych, przez co wykorzystuje się całą powierzchnię soczewki czego rezultatem jest otrzymanie wysokiej wartości współczynnika skupiania, co przekłada się na wyższe sprawności osiągane przez ogniwo PV (rysunek 4.23).

Dla zwiększenia efektywności skupiania promieniowania słonecznego, bądź w celu na-kierowania promieni padających pod innym kątem niż prosty do powierzchni stosuje się układy nadążne i/lub drugą soczewkę pomocniczą, skupiającą skierowane pod kątem świa-tło z soczewki pierwszej na ogniwo. Zastosowanie soczewki pomocniczej pomaga również w poprawie jakości skupiania soczewki wytworzonej z defektami struktury, np. zaokrąglenie się ostrych krawędzi progów. Stopień koncentracji punktowo skupiających soczewek Fre-snela mieści się w granicach od 50 - 500 dochodząc nawet do 1000 słońc, natomiast spraw-ność optyczna przekracza 90 % [12].

Rys. 4.23. W części (a) konstrukcja punktowo skupiającego koncentratora Fresnela, w części (b) widok na pojedynczy układ koncentratora [12], [26]

49


Talerzowe koncentratory parabolicznekoncentrator tego rodzaju wykorzystuje lustrzaną powierzchnię o kształcie parabo-

licznym w celu skupiania promieni słonecznych w jednym punkcie centralnym, na którym znajduje się odbiornik w postaci drugiego koncentratora skupiającego zebrane promieniowa-nie na ogniwo PV (rysunek 4.24). Układ z koncentratorem talerzowym wymaga stosowania 2-osiowego systemu nadążnego gdyż konstrukcja koncentratora nie jest w stanie uchwy-cić pod każdym kątem promieniowania na tyle by odbite promieniowanie trafiało zawsze w kierunku punktu centralnego. Stopień skupiania promieni słonecznych wynosi od 150 - 500 bądź 1000 słońc.

Na efektywność działania koncentratora składają się współczynnik odbicia powierzch-ni lustrzanych, kąta padania promieniowania, błędy systemu nadążnego, stopień absorpcji promieniowania przez odbiornik czy straty ciepła i wykonanie odbiornika. Układ z kon-centratorem talerzowym wymaga chłodzenia płynem ze względu na wysokie temperatury pojawiające się na powierzchni modułu [16], [12].

Rys. 4.24. Schemat talerzowego koncentratora parabolicznego [12]

urządzenia koncentrujące RXIkoncentratory, a właściwie urządzenia koncentrujące tego rodzaju należą do grupy urzą-

dzeń tzw. z ang. Flat High Concentration Devices, podpisywanych literami „R” oznaczają-cym refrakcję (załamanie światła), „X” oznaczające odbicie światła oraz „I” oznacza we-wnętrzne odbicie. Są to kombinacje urządzeń typu XX, XR, RR, RX lub RXI. kolejność liter ma znaczenie gdyż określa kolejność następowania po sobie zjawisk i tak RXI oznacza, że światło dochodzące do apertury koncentratora ulega najpierw refrakcji - R, następnie odbiciu - X, kończąc na odbiciu wewnętrznym - I, trafiając dalej do ogniwa fotowoltaicznego (rysu-nek 4.25). Sprawność optyczna urządzenia RXI dochodzi do 95 %, natomiast współczynnik koncentracji dochodzi do 1000 słońc. koncentrator tego rodzaju cechuje się niewielkimi wymiarami, zatem do jego produkcji wykorzystuje się niewiele materiału dialektycznego i można go stosować we współpracy z cienkimi ogniwami [12], [16], [26].

50


Rys. 4.25. Budowa koncentratora RXI wraz z trajektorią przemieszczania się w nim promieni słonecznych [12]

4.8. dwustronne moduły PVDwustronne baterie słoneczne (rys. 4.26) zbudowane są z ogniw, które zarówno stroną

przednią jak i tylną mogą absorbować energię słoneczną i zmieniać ją na energię elektrycz-ną. Zazwyczaj sprawność konwersji promieniowania słonecznego z przedniej strony takiego ogniwa jest o kilka procent wyższa niż tylnej i sięga 19% (tył ok 13-15%). W pewnych zasto-sowaniach takie rozwiązanie pozwala uzyskać od 10 - 50 % wyższy uzysk z zainstalowanego wata peak panelu fotowoltaicznego.

Rys. 4.26. Budowa i zasada działania dwustronnych modułów PV [12, 14, 15]

51


Najlepsze zastosowania: Ogrodzenia, bariery dźwiękochłonne itp. - W takim zasto-sowaniu przewaga energetyczna baterii dwustronnych rośnie do 50% zwiększonego uzysku energii w stosunku do baterii jednostronnej

W jakich zastosowaniach warto rozważyć zakup dwustronnych baterii słonecz-nych?

Energetyczne korzyści z zastosowania dwustronnych baterii słonecznych wahają się od 0 - 50% dodatkowego uzysku energetycznego. Dodatkowy uzysk będzie zależał od ilości dodatkowego promieniowania słonecznego, które będzie docierać do tylnej części baterii słonecznej. Warunek ten sprawia, że dwustronne baterie słoneczne to urządzenia do zastoso-wań specjalnych i BIPV czyli zintegrowanych z budynkiem.

Rys. 4.27. Przykłady zastosowań dwustronnych modułów PV - układy pionowe [12, 14, 18]

Gdy ze względów technicznych bateria słoneczna musi być ustawiona pod kątem 90 stopni do podłoża (np. jest elementem ogrodzenia) zastosowanie dwustronnej baterii sło-necznej przyniesie największe korzyści (rys. 4.27):

- Po pierwsze z uwagi na dużą ilość promieniowania odbitego docierającego do bate-rii z obu stron.

- Po drugie z uwagi na obustronne oświetlenie baterii promieniowaniem bezpośred-nim o różnych porach dnia.

52


W przypadku typowych instalacji czy to umiejscowionych na dachu (rys. 4.28) czy na gruncie zyski z dwustronnych baterii słonecznych w stosunku do rozwiązań klasycznych będą niewielkie:

- Po pierwsze ilość dodatkowego promieniowania odbitego docierającego do baterii słonecznej od tyłu w tego typu instalacjach będzie niewielka. Im niższy kąt po-chylenia tym ilość promieniowania odbitego docierająca do baterii słonecznej jest mniejsza.

- Po drugie brak jest możliwości, aby cały łańcuch połączonych baterii słonecznych był równomiernie oświetlany zarówno z przodu jak i z tyłu, co sprawia, że łącząc taki string do inwertera słabsze (niedoświetlone z tyłu moduły) zniwelują cały do-datkowy uzysk. Z uwagi na charakter swojej pracy dwustronne baterie słoneczne powinny znacznie efektywniej współpracować z mikroinwerterami niż klasyczny-mi przetwornicami.

Rys. 4.28. Przykłady zastosowań dwustronnych modułów PV - instalacja dachowa [12, 14, 18]

5. INSTALACJE FOTOWOLTAICZNEklasyfikacja systemów fotowoltaicznych z jakimi można się obecnie spotkać jest pro-

blemem złożonym choćby ze względu na konieczność wyboru rozsądnych kryteriów, według których jej dokonamy.

Najbardziej ogólnie można jednak instalacje fotowoltaiczne podzielić na dwie grupy:- Instalacje sprzężone z siecią energetyczną (on-grid)- Instalacje autonomiczne, wyspowe, nie dołączone do sieci (off-grid) W obrębie dwóch wymienionych wyżej grup można dokonywać dalszych podziałów

choćby ze względu na moc (instalacje rozproszone, zcentralizowane), w dalszej części zaj-miemy się jednak tylko podstawowym podziałem.

Generalnie można stwierdzić, że każda instalacja fotowoltaiczna składa się z modu-

łu PV, odbiornika energii oraz, w zależności od konfiguracji i zastosowania, odpowiednich

53


urządzeń pomocniczych, takich jak: akumulatory, regulator ładowania, regulator napięcia, falownik oraz inne urządzenia pomiarowe i sterujące.

5.1. Instalacje sprzężone z siecią energetycznąInstalacje współpracujące z siecią energetyczną składają się z modułów fotowoltaicz-

nych podłączonych do sieci poprzez falownik. Instalacje tego typu na ogół nie wymagają instalowania akumulatorów, a ich moc może być dowolnie formowana. Cała energia gene-rowana przez moduły PV jest przyjmowana do sieci elektroenergetycznej. W przypadku ma-łych instalacji przydomowych, pojawiają się okresy w których występują nadwyżki energii, które mogą być sprzedane.

Zależnie od ceny energii sprzedawanej i kupowanej, instalacje on-grid mogą być do-łączone do sieci na dwa różne sposoby. Jeżeli cena energii sprzedawanej z systemu PV do sieci jest wyższa od ceny zakupu to lepiej jest całą wytworzoną energię sprzedać, a instalacje wewnętrzną budynku zasilać z oddzielnego przyłącza (Rys.5.1a). W odwrotnym przypadku bardziej opłaca się zasilać instalacje wewnętrzną z systemu fotowoltaicznego, a jedynie nad-wyżki sprzedawać do sieci (Rys.5.1b). Gdy zapotrzebowanie na energie jest wyższe niż to co jest w stanie zapewnić instalacja fotowoltaiczna, niedobór ten zostanie pokryty przez sieć energetyczną. Rozwiązanie takie stosuje się w celu zmniejszenia kosztów energii w budynku oraz stanowią one niezależne duże elektrownie fotowoltaiczne.

1 – moduły PV, 2 – falownik, 3 – licznik energii oddawanej do sieci, 4 – licznik energii pobieranej z sieci, 5 – odbiorniki energii (instalacja elektryczna w budynku)

Rys. 5.1a. Instalacja typu on-grid dostarczająca energie bezpośrednio do sieci [opracowanie własne]

54


1 – moduły PV, 2 – falownik, 3 – licznik energii oddawanej do sieci, 4 – licznik energii pobieranej z sieci, 5 – odbiorniki energii (instalacja elektryczna w budynku)

Rys. 5.1b. Instalacja typu on-grid dostarczająca energie bezpośrednio do budynku [opraco-wanie własne]

5.2. Instalacje autonomiczne / wyspoweInstalacja autonomiczna / wyspowa, nie posiada połączenia z siecią elektroenergetyczną.

W tym przypadku nadwyżki energii elektrycznej są magazynowane w akumulatorach w celu jej późniejszego wykorzystania (np. wieczorem) oraz mogą zasilać bezpośrednio odbiorniki prądu stałego. Instalacje autonomiczne najczęściej stosowane są do zasilania urządzeń wszę-dzie tam gdzie nie uzasadnione ekonomicznie jest wykonywanie przyłącza energetycznego, ale mogą pracować także w obecności sieci i służyć jako awaryjne źródło zasilania.

W skład systemu autonomicznego wchodzi moduł fotowoltaiczny, akumulatory, regu-lator ładowania (Rys.5.2a) oraz jeżeli system ma zasilać odbiorniki zmiennoprądowe, także falownik (Rys.5.2b). Często również do systemu autonomicznego dołączone są dodatkowe źródła energii (generator spalinowy, turbina wiatrowa) aby zapewnić stały poziom naładowa-nia akumulatorów. Ze względu na konieczność stosowania akumulatorów, i późniejszego ich serwisowania, koszty budowy oraz eksploatacji instalacji typu off grid są znacznie wyższe od instalacji on grid.

55


1 – moduły PV, 2 – regulator ładowania, 3 – bateria akumulatorów, 4 – odbiorniki stałoprądowe

Rys. 5.2a. Instalacja autonomiczna zasilająca odbiorniki DC [opracowanie własne]

1 – moduły PV, 2 – regulator ładowania, 3 – bateria akumulatorów, 4 – falownik, 5 – odbiorniki zmiennoprądowe

Rys. 5.2b. Instalacja autonomiczna zasilająca odbiorniki AC [opracowanie własne]

56


5.3. urządzenia pomocnicze do systemów fotowoltaicznychW skład systemu fotowoltaicznego w zależności od konfiguracji i zastosowania, wcho-

dzą różne urządzenia pomocnicze, takie jak: akumulatory, regulator ładowania, falownik (in-werter) oraz inne urządzenia monitorujące parametry.

Akumulator – stosowany jest najczęściej w systemach off-grid, służy do gromadzenia energii i zapewnia jej stały dopływ w nocy czy przy słabym nasłonecznieniu. Zwykle stoso-wane są akumulatory niklomo-kadmowe, niklowo-wodorkowe czy litowo-jonowe, rzadziej kwasowo-ołowiowe. Akumulatory do systemów PV powinny być przystosowane do głębo-kiego rozładowania i mieć żywotność przynajmniej 8 lat.

Regulator ładowania – służy do regulacji procesu ładowania chroniąc akumulator przed zbyt głębokim rozładowaniem lub przeładowaniem. Dobry kontroler potrafi ograni-czać głębokość i sztywność rozładowania odpowiednio do temperatury pracy akumulatora, nie dopuszczając do obniżenia napięcia znamionowego poniżej granicy głębokiego rozłado-wania. Odłącza również akumulator od źródła zasilania po osiągnięciu pełnego ładowania. Dodatkowo kontrolery wyższej klasy wyposażone są w system śledzenia punktu mocy mak-symalnej modułu PV, który umożliwia pracę modułu przy napięciu mocy maksymalnej.

Falownik (Inwerter) – stosowany jest w instalacjach, które mają dostarczać prąd prze-mienny. Przetwarzają one prąd stały generowany przez moduły PV na prąd przemienny o parametrach najczęściej zgodnych z siecią energetyczną, (a w przypadku instalacji on-grid jest to wymagane), czyli przebieg sinusoidalny o amplitudzie napięciu 230V i częstotliwości 50Hz. Najważniejszymi parametrami jakie powinien spełniać falownik to wysoka spraw-ność, niezawodność, działanie w pobliżu punktu mocy maksymalnej. Najlepsze falowniki oferują następujące funkcje sterujące i regulacyjne:

- automatyka załączania i wyłączania,- monitorowanie i synchronizacja sieci,- ograniczanie prądu wyjściowego i wejściowego,- monitorowanie pracy obwodów wewnętrznych.

Falowniki w systemach dołączonych do sieci energetycznej wymagane jest również tzw. zabezpieczenie antywyspowe, które odłączy falownik w przypadku zaniku napięcia w sieci.

Systemy monitorujące – są to urządzenia umożliwiające podgląd pomiarów bieżących

napięcia i prądu instalacji fotowoltaicznej, napięcia i prądu sieciowego, mocy czynnej, war-tości dobowej produkcji energii, a także logują dane tworząc historie z poprzedniego dnia, miesiąca, roku. Bardziej zaawansowane systemy oferują takie funkcje jak zdalny dostęp, diagnozowani i zarządzanie systemem PV, wysyłanie monitorowanych danych na serwery, monitorowanie warunków meteorologicznych, tworzenie statystyk, itp.

5.4. Najważniejsze parametry charakteryzujące funkcjonowanie instalacji PVW aktualnie dostępnej literaturze fachowej, np. [5], funkcjonowanie systemów PV naj-

częściej opisuje się za pomocą trzech parametrów, są to:- udział energii słonecznej – oznaczanej symbolem FSOL- współczynnik wydajności – oznaczany symbolem PR- uzysk końcowy systemu – oznaczany symbolem YF

57


udział energii słonecznej FSOL jest to stosunek zużytej energii słonecznej EPVuse do całkowitej konsumpcji energii ETOT W systemach autonomicznych bez generatora pomocni-czego często stosowany jest współczynnik prawdopodobieństwa krótkich wyłączeń L, który jest pewnym wskaźnikiem awaryjności systemu PV:

Współczynnik wydajności PR charakteryzuje straty w systemie i precyzuje, jak bardzo system w swojej pracy zbliża się do maksymalnych wartości mocy dostarczanej przez gene-rator PV. Jest definiowany jako stosunek zużytej energii słonecznej FPVuse do energii ENOM, która nominalnie byłaby wyprodukowana, gdyby generator PV pracował ze sprawnością określoną dla warunków STC:

uzysk końcowy YF jest to średnia dzienna ilość zużytej energii słonecznej EPVuse od-niesiona do kilowata zainstalowanej mocy generatora PRAT. Wyraża on ilość zużytej energii słonecznej poprzez równoważną ilość godzin dziennej pracy w pełni obciążonego generatora w warunkach STC:

Zakładaną wartość współczynnika udziału energii słonecznej, którą powinien uzyskać system w zadanym okresie referencyjnym, można osiągnąć poprzez wiele kombinacji wiel-kości generatora PV i pojemności akumulatorów. W przypadku autonomicznego systemu PV w miesiącach letnich większa pojemność akumulatorów nie daje żadnych korzyści.

Zwiększenie współczynnika udziału energii słonecznej uzyskuje się głównie dzięki zwiększeniu mocy wyjściowej generatora PV. Z kolei w miesiącach zimowych zwiększenie pojemności akumulatorów pozwala na zredukowanie mocy zainstalowanego generatora PV. Praktyczna interpretacja współczynnika udziału energii słonecznej FSOL jest taka, że oznacza on tę część zapotrzebowania energetycznego obciążenia, która została pokryta przez energię słoneczną.

5.6. koszty instalacji fotowoltaicznejPodobnie jak w przypadku innych technologii związanych z pozyskiwaniem odnawial-

nych źródeł energii, tak i instalacje fotowoltaiczne wymagają poniesienia znacznych kosz-tów inwestycyjnych związanych z budową. koszty eksploatacji są już jednak dużo niższe niż w przypadku konwencjonalnych źródeł.

Aby jednak dokładnie oszacować koszty całkowite instalacji wymagane jest przepro-wadzenie kompleksowej analizy ekonomicznej, poprzez symulację funkcjonowania okre-ślonego systemu w konkretnych warunkach klimatycznych. Przykładowo w systemach au-tonomicznych/wydzielonych istotny wpływ na koszty mają akumulatory, trzeba uwzględnić również ich wymianę w okresie 5-8 lat. Optymalizacja takiego systemu jest zagadnieniem

58


wielokryterialnym ze względu na złożoność zagadnienia. Optymalizacja musi być przepro-wadzona przy założeniu długiego okresu eksploatacji, tj. rzędu 20-30 lat, i powinna obejmo-wać warunki graniczne, nie ma bowiem sensu instalacja systemu który nie zaspokoi chociaż podstawowego popytu na energię. Istotnym parametrem instalacji PV jest tzw. okres zwrotu energii czyli stosunek energii potrzebnej do produkcji modułów w systemie do ilości energii wyprodukowanej przez te moduły.

Poniżej zostało pokazane w jaki sposób należy podejść do prawidłowego sporządzenia takiej analizy. Przede wszystkim trzeba poszukiwać odpowiedzi na następujące pytania:

1. Jaki typ systemu jest optymalny dla określonego zadania?2. Jak zoptymalizować funkcjonowanie funkcjonujących już w konkretnych warun-

kach systemów PV?3. O ile zwiększą się koszty funkcjonowania sytemu, jeżeli będzie on spełniał dodat-

kowe zadania?4. Jak zmienią się koszty wytwarzania energii, jeżeli zmienią się początkowo zakłada-

ne warunki graniczne podczas funkcjonowania systemu?5. Jaki wpływ na koszt całego systemu ma cena poszczególnych jego elementów?6. Jak zmieni się funkcjonowanie najtańszego typu systemu, gdy nastąpi zmiana me-

teorologicznych warunków granicznych?7. Jak będzie wyglądał optymalny projekt systemu po uwzględnieniu granicznych wa-

runków ekonomicznych (np. stopy zwrotu inwestycji czy kosztów siły roboczej)? Udzielenie odpowiedzi na powyższe pytania wymaga sporządzenia kalkulacji kosztów

całkowitych instalacji (rys. 5.3 oraz tabela 5.1). Jednym ze sposobów zbierania takich da-nych jest analiza kosztów całkowitych instalacji już zainstalowanych i pracujących. Podsta-wowe składniki kosztów przedstawiono na rysunku 5.3 [12][13][14][23][26][27][28].

Rys. 5.3. Składniki kosztów całkowitych w analizie ekonomicznej [13]

59


Tabela 5.1. koszty eksploatacji instalacji PV - Źródło IEO.pl

6. STANOWISkO dO BAdAń INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH

Porównywanie modułów fotowoltaicznych opierając się jedynie na ich mocy szczyto-wej nie dostarcza wystarczających informacji o produkcji energii.

każdy producent ma obowiązek przedstawienia specyfikacji technicznej modułów PV zgodnie z norma europejska EN 50380, która określa, jakie parametry techniczne powinien zawierać taki arkusz danych, należą do nich :

- moc nominalna (Wp)- napięcie w punkcie maksymalnej mocy (Umpp)- natężenie prądu w punkcie mocy maksymalnej (Impp)- napięcie otwartego obwodu (Uoc)- natężenie prądu zwarcia (Isc)- współczynniki temperaturowe dla mocy wyjściowej, natężenia prądu i napięcia

Wszystkie powyższe współczynniki powinny być podane dla warunków standardowych STC (ang. Standard Test Conditions):

- natężenie promieniowania E = 1000 W/m2

- masa powietrza AM 1,5- temperatura ogniwa T = 25oC

Powinny być również podane informacje o posiadanych certyfikatach, rodzaj materiału, z jakiego wykonane jest ogniwo, ramę, rodzaj szkła, rozmiary modułu oraz jego masa.

60


Jako, że powyższe parametry podawane są dla warunków standardowych, w warunkach rzeczywistych ulegną one zmianie.

Moc szczytowa nie jest więc wartością wystarczającą do oceny osiągów w zakresie mocy na jednostkę czasu dla zróżnicowanych warunków pracy. W rzeczywistości, moc szczytowa jest wskaźnikiem sprzedażowym, stosowanym do porównywania cen modułów.

Ponadto na szybko rozwijającym się rynku, gdzie nowe technologie cienkowarstwowe poszerzają ofertę, coraz trudniejszy staje się świadomy wybór technologii i rodzaju modułu, poparty przejrzystymi danymi uwzględniającymi wpływ różnych warunków środowisko-wych na charakterystykę energetyczna modułów fotowoltaicznych. W związku z powyż-szym propozycja budowy stanowiska do realizacji badań efektywnościowych wybranych ty-pów modłów fotowoltaicznych wydaje się jak najbardziej celowa. Badania takie umożliwią bardziej kompleksową i odniesioną do warunków rzeczywistych ocenę modułów dostępnych na rynku.

Najbardziej uznane obecnie normy europejskie dotyczące badań modułów fotowoltaicz-nych to: IEC 61215 oraz IEC 61646 - odpowiednio w technologii krystalicznej i cienkowar-stwowej, które są obecnie najczęściej stosowane, szczególnie w Europie i w pewien sposób przyjmowane są jako certyfikaty jakości. Obydwa standardy w rzeczywistości gwarantują, że dany moduł może wytrzymać długotrwałą pracę w warunkach zewnętrznych. Opisują one serię testów, które moduły muszą przejść, aby były uznane za zgodne z powyższa nor-mą. IEC 61215 i IEC 61646 nie są formalnie certyfikatami jakości, ale gwarantują, że moduł może pracować przez 20 do 25 lat w określonych warunkach i z określoną wielkością pro-dukcji energii. Tego typu badania są na etapie rozwojowym i są realizowane w wybranych laboratoriach w Europie. Ostatnio wprowadzoną normą jest norma IEC 61853 - Badanie własności modułów fotowoltaicznych i wyznaczanie ich energii znamionowej.

Metodologia oceny energetycznej modułu, łączy 3 podstawowe elementy: ustandary-zowane dane pogodowe, specyfikację konkretnego modułu PV oraz przewidywany model wydajności energetycznej, wyrażony w kWh/kW.

6.1. Opis stanowiskaZaprojektowane i zbudowane w ramach niniejszej pracy stanowisko (Rys.6.1) do badań

modułów fotowoltaicznych ma charakter mobilny. Za podstawę pod konstrukcję wsporczą posłużył typowy platformowy wózek magazynowy. Wspornik, na którym zamontowane jest ogniwo umożliwia regulacje kąta β w zakresie 0-90°. Jako że stanowisko jest mobilne nie przewidziano oddzielnej regulacji kąta azymutu. W skład wyposażenia stanowiska wchodzi:

- moduł fotowoltaiczny (monokrystaliczny) o mocy 180Wp przy napięciu 36V i prą-dzie 5A (1szt.),

- inwerter o mocy ciągłej 1,5kW z wbudowaną ładowarką sieciową (1szt.) (Rys.6.2),- akumulatory żelowe 12V/100 Ah (2szt.) (Rys.6.3),- układ pomiarowy (Rys.6.4a,b,c),- obciążenie aktywne do badania ogniwa (Rys.6.5),- komputer PC (z systemem Windows XP lub 7, arkuszem kalkulacyjnym Excel,

aplikacją PV2EX oraz wolnym portem RS232).

61


Rys. 6.1a. Model i wykonane stanowisko pomiarowe [opracowanie własne]

62


Rys. 6.1b. Model i wykonane stanowisko pomiarowe [opracowanie własne]

63


Rys. 6.2. Inwerter MEAN WELL TN-1500 [fot. własna]

Rys. 6.3. Akumulatory żelowe 12V/100Ah [fot. własna]

64


Rys. 6.4. a) jednostka centralna, b) czujnik natężenia promieniowania, c) czujnik prądu akumulatora [fot. własna]

Rys. 6.5. Obciążenie aktywne [fot. własna]

65


6.2. układ pomiarowyNa stanowisku zbudowana została instalacja fotowoltaiczna typu off-grid z możliwością

doładowywania akumulatorów z sieci energetycznej. Zastosowany inwerter MEAN WELL TN-1500 może pracować w dwóch trybach. W pierwszym (tryb oszczędzania energii) mo-duł PV doładowuje akumulator i zasila jednocześnie przetwornice, dopiero w sytuacji nad-miernego rozładowania akumulatora załączona zostaje ładowarka sieciowa oraz tryb bypass. W drugim przypadku inwerter działa jak UPS czyli awaryjne źródło zasilania. W tym trybie moduł PV służy jedynie do ładowania akumulatorów, a przetwornica załącza się w przypad-ku braku napięcia w sieci zewnętrznej. Bezpośrednio do inwertera można podłączyć odbior-nik przy pomocy typowego gniazda wtykowego 230V~. Do instalacji podłączony jest system monitorujący parametry pracy. System ten został zaprojektowany i wykonany od podstaw na potrzeby niniejszej pracy. Schemat blokowy systemu przedstawia rysunek 6.6, w jego skład wchodzi :

- piranometr w którym w roli sensora zastosowana została fotodioda BPW34 ze względu na liniową charakterystykę irradiacja-fotoprąd,

- czujnik temperatury przymocowany do modułu PV,- czujnik prądu akumulatorów,- jednostka centralna z wyświetlaczem- obciążenie aktywne

Rys. 6.6. Schemat blokowy instalacji z układem pomiarowym [opracowanie własne]

66


Rys. 6.7. Schemat blokowy przetwornicy

Pomiar prądu akumulatora ze względu na znaczne jego wartości odbywa się pośrednio przy pomocy czujnika Halla. Wszystkie mierzone parametry pracy instalacji to:

- napięcie na ogniwie PV w zakresie 0-100 V (rozdzielczość 0,1 V ,+/- 5%),- prąd ogniwa PV w zakresie 0-10 A (rozdzielczość 0,01 A ,+/-5%),- napięcie akumulatora w zakresie 0-100 V (rozdzielczość 0,1 V ,+/- 10%)- prąd akumulatora w zakresie do 100 A (-100 do -0,5 / +0,5 do +100 , +/-5%),- moc pobierana z ogniwa PV oraz akumulatora,- temperatura ogniwa PV (-55°C do +125°C ,rozdzielczość 0,5°),- energia promieniowania słonecznego w zakresie 0-2000 W/m2 (rozdzielczość

2 W/m2 ,+/-5%).

Układ pomiarowy wyposażony został w wyświetlacz ciekłokrystaliczny o rozdzielczo-ści 240x128 (Rys. 6.8), na którym wyświetlane są na bieżąco wszystkie monitorowane pa-rametry.

Aktualne odczyty mogą być w każdej chwili przesłane do komputera poprzez złącze szeregowe RS232 i przy pomocy dedykowanej aplikacji PV2EX zapisane do arkusza kalku-lacyjnego Excel. Umożliwia to łatwą późniejszą analizę, przedstawienie w formie graficznej oraz tworzenie charakterystyk.

Dodatkowo układ posiada funkcję logowania danych, która polega na automatycznym ich przesyłaniu w jednominutowych odstępach czasu.

67


Rys. 6.8. Wyświetlacz układu pomiarowego [opracowanie własne] Jednostka centralna składa się z kilku bloków pomiarowych (obwodów) oraz mikrokon-

trolera sterującego pracą całości systemu. Poszczególne obwody to:

Obwód pomiaru prądu ogniwa fotowoltaicznego Zasada pomiaru prądu płynącego w obwodzie fotoogniwa (IPV) polega na pomiarze

spadku napięcia na rezystorze R3 włączonym szeregowo w ten obwód. Rezystor ten powi-nien posiadać jak najmniejszą rezystancje aby nie wprowadzał dużego błędu pomiarowego oraz strat mocy, dlatego przyjęto wartość R3 = 0,02Ω. Założono, że maksymalny prąd jaki będzie można mierzyć będzie wynosił Imax =10A, gdyż większość obecnych na rynku modu-łów nie posiada większego prądu. Minimalna moc rezystora musi wynosić zatem:

PR3 ≥ I 2 ∙ R3 , PR3 ≥ 102 ∙ 0,02 ≥ 2W (6.1.1)

Zastosowany został rezystor metalowy o mocy 3W i tolerancji 1%Wystarczającą rozdzielczością pomiaru będzie 0,01A. Można teraz wyznaczyć zakres

napięcia odkładającego się na R3:

UR3min ≤ UR3 ≤ UR3max (6.1.2)

0,01*R3 ≤ UR3 ≤ Imax*R3

0,2mV ≤ UR3 ≤ 200mV

68


Napięcie to będzie mierzone za pomocą przetwornika analogowo-cyfrowego w mikro-kontrolerze Atmega64A (IC1), jest to przetwornik 10 bitowy dla którego napięcie referencyj-ne wynosi VREF = 4,096V, daje nam to rozdzielczość pomiarową równą:

(6.1.3)

Jako, że A/DRES > UR3min nie możliwy byłby pomiar napięcia na R3 w całym zakresie. Napięcie UR3 jest więc wzmacniane na wzmacniaczu pomiarowym (IC4) AD620, którego wzmocnienie zostało ustawione tak, aby zakres UR3 znajdował się w granicach 0,004V co od-powiada wartości A/DRES, a 4,096V czyli maksymalnym zakresem pomiarowym przetworni-ka. Wymagane wzmocnienie wyliczono wg wzoru:

(6.1.4)

z kolei wzmocnienie wzmacniacza AD620 zależne od wartości rezystora R4 wynosi:

(6.1.5)

po przekształceniu otrzymamy więc wymaganą wartość R4:

(6.1.6)

Zastosowany został rezystor 2,61Ω o tolerancji 1%.Napięcie z R3 po wzmocnieniu 20x zawierać się będzie w granicach od 0,004V do

4V, a więc całkowicie mieści się w zakresie pomiarowym przetwornika i rozdzielczości 4mV/10mA. Wartość pomiaru zapisywana jest w rejestrze ADC3 mikrokontrolera, a następ-nie przeliczana jest na wartość prądu płynącego w obwodzie modułu fotowoltaicznego wg wzoru:

(6.1.7)

Obliczona wartość wyświetlana jest na wyświetlaczu LCD.

Obwód pomiaru napięcia ogniwa fotowoltaicznego i akumulatora Pomiar napięć zarówno akumulatora (VAk) jak i modułu PV (VPV) odbywa się na zwy-

kłym dzielniku złożonym z rezystorów R7,R8,R9 oraz R10,R11,R12.Rezystancja dziel-ników powinna być możliwie jak największa aby nie wprowadzała błędu pomiaru prądu. Maksymalne poziomy mierzonych napięć zostały przyjęte na poziomie 100V. Rozdzielczość przetwornika A/D jest taka sama jak przy pomiarze prądu modułu, czyli A/DRES = 0,004V, natomiast rozdzielczość pomiaru napięć przyjęto 0,1V.

69


Dzielnik powinien mieć podział równy:

(6.2.1)

Wartości rezystorów R7 i R12 wynoszą 81kΩ, rezystancja (R8+R9) oraz (R10+R11) wyliczona ze wzoru:

(6.2.2)

Jako R8 i R10 zastosowano rezystory stałe o wartości 3kΩ, natomiast R9 i R11 to poten-cjometry aby ułatwić późniejszą kalibrację. Napięcie z R9 oraz R11 podawane jest na wejścia odpowiednio ADC1 i ADC2 mikrokontrolera, gdzie dokonywane jest przeliczenie wg:

(6.2.3)

Napięcia są wyświetlane na wyświetlaczu.

Obwód pomiaru prądu akumulatorów Moc ciągła przetwornicy znajdującej się w badanej instalacji wynosi 1500W, napięcie

zasilania przetwornicy to 24V, a więc maksymalny prąd pobierany z akumulatorów wynie-sie:

(6.3.1)

przy dopuszczalnej mocy chwilowej wynoszącej 2000W, prąd ten będzie jeszcze więk-szy bo aż 83,3A. Są to dość duże wartości i pomiar poprzez spadek napięcia na rezystorze włączonym szeregowo w obwód był by trudny do wykonania, należało by zastosować rezy-stor o bardzo małej wartości, nawet poniżej 1mΩ, i mocy kilku wat, które są trudno osiągalne oraz drogie. Zależało również na tym aby móc rozróżniać kierunek płynącego prądu (łado-wanie i rozładowywanie akumulatorów).

Zdecydowano się więc na pomiar z wykorzystaniem efektu Hall’a, wybrany został przetwornik firmy LEM o symbolu HAIS-50P. Zamontowany jest on na ujemnym przewo-dzie łączącym akumulatory z inwerterem. Mierzy on prąd w zakresie ± 150A, na wyjściu podając sygnał napięciowy, którego wartość wynosi:

(6.3.2)

gdzie: IP = IAk, IPN = 50A, UREF(LEM) = 2,50V Przy braku przepływu prądu Ip napięcie UOUT(LEM) będzie wynosiło 2,50V, przepływ

prądu w jednym kierunku powoduje wzrost tego napięcia, a w drugim spadek. Napięcie to

70


tak samo jak poprzednie napięcia jest mierzone przez kolejny przetwornik A/D w mikrokon-trolerze (IC1)[35] i prąd akumulatora wyliczany jest z przekształcenia wzoru (6.3.2):

(6.3.3)

Obwód pomiaru nasłonecznienia Obwód ten składa się z czujnika wraz z niezbędną elektroniką znajdującego się w od-

dzielnej obudowie, która może być zamocowana w dowolnym miejscu pomiaru, całość podłączona jest do jednostki centralnej. Do budowy czujnika natężenia promieniowania słonecznego została wykorzystana fotodioda BPW32, D1[35], przypomina ona konstrukcją bardzo małe ogniwo fotowoltaiczne, zamknięte w przeźroczystej obudowie, którego obszar aktywny wynosi 7,5mm2. Cechą która powoduje, że dioda ta bardzo dobrze sprawdza się w roli czujnika nasłonecznienia jest charakterystyka fotoprąd – nasłonecznienie (Rys.6.9.) o nieliniowości mniejszej niż 1,2% oraz charakterystyka spektralna (Rys.6.10.). Przy irra-diacji 1000W/m2 generuje ona prąd 3,337mA. Założono aby na 1000W/m2 przypadało 0,1V. Równolegle do diody podłączony jest rezystor R1[35] o wartości:

(6.4.1)

przyjęto wartość 30Ω o tolerancji 1% na którym mierzony będzie spadek napięcia. Zdecydo-wano też, że wystarczającą rozdzielczością pomiarową będzie 2W/m2, napięcie UR1 będzie zmieniało się z rozdzielczością 100μV/1W/m2 konieczne jest więc wzmocnienie tak samo jak ma to miejsce w obwodzie pomiaru prądu modułu PV. Zastosowany został taki sam wzmacniacz AD620 (IC1)[36],. Wymagane wzmocnienie to:

(6.4.2)

Wzmocnione napięcie z czujnika trafia na wejście ADC4 przetwornika analogowo-cy-frowego w mikrokontrolerze (IC1) [35], a wartość irradiacji otrzymujemy przez przemnoże-nie wartości rejestru ADC4:

(6.4.3)

71


Rys. 6.9. Charakterystyka fotoprąd-irradiacja [karta kat.BPW32 VISHAY]

Rys. 6.10. Charakterystyka spektralna [karta kat.BPW32 VISHAY]

72


Pomiar temperaturyOstatnim mierzonym parametrem jest temperatura modułu PV. Do jej pomiaru użyty

został czujnik DS18B20, który mierzy temperatury w zakresie – 55oC do + 125oC z gwaran-towaną dokładnością 0,5oC w zakresie – 10oC do + 85oC. Rozdzielczość pomiaru ustawiona jest na 0,5oC.

Jako, że jest to czujnik cyfrowy, obwód składa się tylko z niego, bezpośrednio podłączo-nego do mikrokontrolera (IC1) magistralą 1-Wire.

Obciążenie aktywneAby wyznaczyć charakterystykę prądowo-napięciową ogniwa lub modułu fotowolta-

icznego należy je stopniowo obciążać aż do stanu zwarcia, jednocześnie mierząc wartości prądu i napięcia.

Do tego celu najlepsze jest obciążenie, które umożliwiało by płynną regulację w szero-kim zakresie rezystancji. Oczywiście najprościej zastosować potencjometr (reostat), jednak takie rozwiązanie można wybrać gdy badamy ogniwa, moduły o małej mocy (kilkanaście wat) i prądzie. Do badań modułów o mocach rzędu 200W i prądach w granicach 7A stoso-wanie reostatów było by bardzo kosztowne, reostaty o tak dużych mocach kosztują nie kiedy tyle co sam moduł PV.

Dlatego wybór padł na tzw. obciążenie aktywne, które w swojej konstrukcji jest po pro-stu regulowanym źródłem prądowym. W założeniach przyjęto, że na stanowisku będzie moż-na badać moduły o mocy nie przekraczającej 200W.

Układ obciążenia stada się z czterech tranzystorów MOSFET IRFP260N oraz czte-rech rezystorów tworzących cztery równoległe gałęzie (Rys.6.11). Rozpraszana moc będzie się rozkładać po 50W na gałąź. Rezystory R1-R4 mają rezystancję 4,7Ω, bez dodatkowego chłodzenia można bezpiecznie w nich rozproszyć 14W, mając te dane można określić mak-symalny prąd modułu przeznaczonego do badań:

IPV(max) = IR1(max) + IR2(max) + IR3(max) + IR4(max) (6.5.1)

(6.5.2)

jako, że R1 = R2 = R3 = R4

IPV(max) = 4 ∙ IR1(max) = 4 ∙ 1,72A = 6,88[A]

73


Rys. 6.11. Schemat ogólny obciążenia aktywnego [opracowanie własne]

Rezystor Rs ma wartość 0,33Ω i służy do stabilizacji prądu. Natomiast moc wydzielana w tranzystorach będzie zależna od charakterystyki modułu PV. Przykładowo dla modułu o mocy 200W przy prądzie 6,25A i napięciu 32V, moc tracona w tranzystorach wyniesie 154,12W, a w rezystorach 45,88W. Weźmy teraz moduł o takiej samej mocy 200W,natomiast prądzie 2A i napięciu 100V. W tym przypadku na tranzystorach będziemy mieli 195,3W, a na rezystorach tylko 4,7W. W pierwszym przypadku moc tracona przypadająca na jeden tran-zystor wynosi 38,53W, a w drugim 48,82W. Do rozproszenia takich mocy w tranzystorach niezbędny jest radiator.

Dobór odpowiedniego radiatora dokonuje się poprzez wyliczenie wymaganej rezystan-cji termicznej RTHRA (radiator – otoczenie). Niezbędne dane do obliczeń to:

- rezystancja termiczna RTHJC tranzystora – dla IRFP260N = 0,5oC/W- rezystancja termiczna RTHCS tranzystora – dla IRFP260N = 0,24oC/W (z zastosowa-

nie termopasty)- moc maksymalna rozpraszana w tranzystorze – PMAX = 50W- maksymalna dopuszczalna temperatura złącza tranzystora TJ – dla IRFP260N = 175oC- temperatura otoczenia w jakiej będzie pracował układ – TA = 40oC

(6.5.3)

gdzie: RTHRA – rezystancja cieplna radiator – otoczenieRTHJA – rezystancja cieplna złącze – otoczenieRTHJC – rezystancja cieplna złącze – obudowaRTHCS – rezystancja cieplna obudowa – radiator

74


Na jednym radiatorze zamontowane będą po dwa tranzystory więc:

(6.5.4)

Podstawiając do wzoru (6.5.3) wyliczmy wymaganą RTHRA radiatora:

RTHRA = 1,35 – (0,25 + 0,12) = 0,98 [°C / W ]

Zastosowany został radiator HF92B-150A o rezystancji termicznej 0,6 oC/W, w celu sprawdzenia maksymalnej temperatury złącza obliczmy:

∆T = 2PMAX ∙ (RTHJC + RTHCS + RTHRA) [°C]

∆T = 100 ∙ (0,25 + 0,12 + 0,6) = 97 [°C](6.5.5)

Temperatura złącza tranzystora wyniesie więc 137oC przy temperaturze otoczenia 40oC, a więc znacznie poniżej temperatury dopuszczalnej TJ. Tak wykonane obciążenie umożliwia więc badanie różnych modułów fotowoltaicznych. Należy jednak pamiętać aby nie przekra-czać maksymalnej mocy 200W oraz prądu 6,88A. Możliwe było by rozpraszanie większych mocy poprzez zastosowanie wymuszonego chłodzenia.

6.3. Charakterystyka ogniwa PVJak wspomniano we wcześniejszych rozdziałach, ogniwo fotowoltaiczne składa się ze

złącza P-N ,a więc przypomina budową zwykłą diodę półprzewodnikową. Przy braku oświe-tlenia charakterystyka takiego ogniwa nie różni się więc od charakterystyki diody. Dopiero pod wpływem światła zaczyna funkcjonować jak generator prądu elektrycznego, a charakte-rystyka przypomina odbitą względem osi napięcia charakterystykę diody.

Na rysunku 6.12 przedstawiono schemat równoważny ogniwu PV, na schemacie tym ogniwo przedstawiono jako równoległe połączenie diody oraz źródła prądowego, dodatkowo uwzględniono dwa rezystory reprezentujące straty mocy w ogniwie. Rezystor szeregowy Rs obrazuje rezystancję złączy i inne rezystancję w obwodzie, a rezystor Rp uwzględnia procesy wstecznej dyfuzji i rekombinacji nośników.

Model matematyczny idealnego ogniwa PV można zapisać następująco:

Icell = Iph - Id (6.1.1)

gdzie:Iph – prąd nośników mniejszościowychId – prąd dyfuzyjny

75


Rys. 6.12. Schemat elektryczny układu równoważnego dla ogniwa PV [13]

Po podstawieniu i odpowiednim przekształceniu do wzoru (6.1) otrzymujemy:

(6.1.1)

gdzie:Rs – rezystor szeregowy [Ω]Rp – rezystor równoległy [Ω]Rload – rezystor obciążenia [Ω]q – ładunek elektronu (1,60219*10-9 J)I0 – prąd diody( zaciemnionego ogniwa) [A]T – temperatura ogniwa [k]Vload – napięcie obciążenia zewnętrznego [V]σ – stała Stefana-Boltzmanna

Przy pomocy powyższego modelu można prowadzić rozważania teoretyczne, dotyczące rzeczywistego ogniwa PV. Można również wyznaczać w ten sposób teoretyczne charaktery-styki prądowo-napięciowe.

Podstawowym badaniem, które prowadzi do pełnej identyfikacji ogniwa fotowoltaicz-nego jest wyznaczenie pełnej charakterystyki prądowo-napięciowej. Charakterystykę przed-stawiamy w płaszczyźnie prąd-napięcie przy założeniach, że natężenie promieniowania jest stałe oraz temperatura ogniwa jest stała. Typową charakterystykę ogniwa przedstawiono na rysunku (6.13) z zaznaczonymi wszystkimi punktami charakterystycznymi do których nale-żą:UOC – napięcie ogniwa nie obciążonego (otwarty obwód)ISC – prąd zwarciowy ogniwa (obciążenie = 0Ω)PMPP – punkt mocy maksymalnejIMPP – prąd mocy maksymalnejUMPP – napięcie mocy maksymalnej

76


Wynika z niej, że w jednej części ogniwo zachowuje się jak źródło prądowe, w drugiej zaś jak napięciowe. Uniemożliwia to bezpośrednie zasilanie urządzeń stałoprądowych, gdyż

wymagają one w większości stałej wartości napięcia zasilania. Istotnym z praktycznego punku widzenia parametrem jest również tzw. maksymalny punkt mocy (MPP), czyli punkt na charakterystyce U-I w którym ogniwo produkuje najwięcej mocy przy zadanych warun-kach nasłonecznienia i temperatury.

Aby maksymalnie wykorzystać wydajność ogniwa należy obciążać je taką wartością rezystancji dla której występuje MPP. Jest to rezystancja optymalna, którą można wyliczyć ze wzoru:

(6.1.3)

Mając takie dane można wyliczyć pozostałe parametry; współczynnik wypełnienia FF oraz sprawność. Współczynnik wypełnienia wyraża się wzorem:

(6.1.4)

określa on jakość ogniwa, a jego wartość osiąga jedność gdy kształt charakterystyki jest bar-dziej zbliżony do prostokąta. Jest to stosunek powierzchni prostokąta o bokach IMPP i UMPP do powierzchni prostokąta o bokach ISC i UOC. Jego maksymalna wartość w temperaturze pokojowej może wynosić ok.0,89.

Sprawność jest najważniejszym parametrem określającym jakość ogniwa PV, określa się ją jako stosunek mocy maksymalnej do mocy promieniowania światła słonecznego pada-jącego na powierzchnię czynną ogniwa.

(6.1.5)

gdzie: E – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2]S – powierzchnia czynna ogniwa [m2]

77


Rys. 6.13. Typowa charakterystyka prądowo-napięciowa ogniwa PV [13] Praktycznie wszystkie parametry elektryczne ogniwa krzemowego zależą od natężenia

promieniowania słonecznego oraz temperatury. Moduły PV podawane są działaniu bardzo zmiennego natężenia promieniowania oraz temperatury co w istotny sposób wpływa na cha-rakterystykę prądowo-napięciową. Na rysunku 6.14 przedstawiona została zależność para-metrów ISC, oraz UOC od natężenia promieniowania.

Rys. 6.14. Wpływ natężenia promieniowania na Uoc i Isc [13]

78


Z kolei na rysunku 6.15 przedstawiono wpływ natężenia promieniowania na charaktery-stykę ogniwa przy stałej temperaturze.

Rys. 6.15. Wpływ natężenia promieniowania na charakterystykę ogniwa przy stałej temperaturze [13]

Obserwując zachowanie się charakterystyk I = f(U) przy zmieniającym się natężeniu promieniowania można wyciągnąć następujące wnioski:

- prąd fotoogniwa zmienia się proporcjonalnie do natężenia promieniowania. Foto-ogniwo przy pracy w punkcie zwarcia może służyć jako prosty miernik natężenia promieniowania,

- napięcie obwodu otwartego jest w niewielkim stopniu zależne od natężenia pro-mieniowania słonecznego. Dopiero przy znacznym spadku tegoż promieniowania napięcie to znacznie maleje i w ciemności dąży do zera,

- napięcie dla punktów mocy maksymalnej MPP maleje nieznacznie ze spadkiem natężenia promieniowania,

- maksymalna moc generowana przez ogniwo maleje w przybliżeniu proporcjonalnie do spadku natężenia promieniowania.

Na własności elektryczne mają również wpływ zmiany temperatury, wpływ ten jest jed-nak zupełnie odmienny niż w przypadku zmian natężenia promieniowania. Z rysunku (6.16) na którym widać charakterystyki I-U przy stałym natężeniu można wyciągnąć pewne ogólne wnioski z których wynikają następujące dość istotne stwierdzenia:

- Wzrost temperatury powoduje zmniejszenie napięcia obwodu otwartego oraz mocy maksymalnej. Napięcie zmniejsza się w granicach 0,4%/k,

- Wzrost temperatury powoduje zwiększanie prądu zwarcia o ok.0,06%/k,- Przy wzroście temperatury o ok.20oC dochodzi do spadku mocy o ok. 10%

(0,5%/k), tym samym ulega zmniejszeniu sprawność.

79


Rys. 6.16. Wpływ zmian temperatury na charakterystykę ogniwa PV przy stałym natężeniu promie-niowania [13]

6.4. Przebieg i wyniki badańGłównym celem przeprowadzonych badań było wyznaczenie charakterystyki prądowo-

napięciowej modułu PV pracującego w warunkach rzeczywistych. Określenie wpływu war-tości kąta pochylenia modułu względem horyzontu (β) na osiąganą moc maksymalną oraz wpływu zacienienia pojedynczego ogniwa w module.

Badanym modułem był SUNTECH STP180S-24/Ac (monokrystaliczny) ,którego para-metry określone przez producenta to:

- Napięcie obwodu otwartego UOC = 44,8 V- Napięcie przy mocy maksymalnej UMPP = 36,0 V- Prąd zwarcia ISC = 5,29 A- Prąd przy mocy maksymalnej IMPP = 5,00 A- Moc maksymalna PMPP = 180 Wp- Temperatura pracy -40oC do +85oC- Tolerancja mocy ± 3%- Współczynnik temperaturowy mocy maksymalnej -0,48%/oC- Współczynnik temperaturowy napięcia otwartego obwodu -0,34%/oC

Wszystkie parametry podawane dla warunków STC. Pierwsze badanie polegało na wyznaczeniu charakterystyk I-U dla kąta β = 0, 45, 90st.

Przeprowadzone było w prawie bezchmurny sierpniowy dzień w godzinach 16:00-16,30, na terenie Uniwersytetu Technologiczno-Przyrodniczego w Bydgoszczy, azymut modułu wyno-sił 56,0oW. Do tego celu należało zbudować układ przedstawiony na (Rys.6.17), woltomierz mierzy napięcie na module PV, amperomierz zaś prąd płynący przez zmienne obciążenie. Na wykonanym stanowisku aby zbudować taki układ należy podłączyć gniazdo od obciążenia

80


aktywnego do wtyczki opisanej jako (WYJŚCIE OGNIWA PV) w jednostce centralnej ukła-du pomiarowego (Rys.6.18). Dodatkowo należy podłączyć potencjometr sterujący obciąże-niem do gniazda znajdującego się po lewej stronie jednostki centralnej.

Detektor natężenia promieniowania zamocowany jest do modułu i mierzy promieniowa-nie bezpośrednio padające na jego płaszczyznę, czyli pod kątem θβ.

Rys. 6.17. Schemat elektryczny do pomiaru charakterystyk prądowo-napięciowych [opracowanie wła-sne]

Rys. 6.18. Poglądowy schemat połączeń układu do pomiaru charakterystyk na stanowisku [opracowa-nie własne]

Przed przystąpieniem do pomiarów należy jeszcze połączyć układ pomiarowy z kom-puterem PC, do tego celu wykorzystujemy zwykły przewód RS232 DB9m/f (1:1) lub kon-werter USB-RS232.

81


Następnie włączamy układ pomiarowy, a na komputerze uruchamiamy aplikację PV2EX.exe, której okno główne przedstawiono na rysunku 6.19a.

Rys. 6.19. a) okno główne aplikacji, b) okno konfiguracji portu [opracowanie własne] Pierwszym krokiem jest konfiguracja portu szeregowego do którego został podłączony

układ. Aby tego dokonać należ wejść w menu „opcje” i w polu „port”(Rys.6.19b) wpisać nazwę użytego portu COM. Numer portu można sprawdzić w menadżerze urządzeń systemu windows w zakładce „Porty (COM i LPT)”. Po wykonaniu tych czynności można przejść do przeprowadzania pomiarów. W głównym oknie aplikacji klikamy „pomiary > rozpocznij po-miar”, powinno automatycznie otworzyć się okno arkusza kalkulacyjnego Excel (Rys.6.20)

Po zakończeniu pomiarów zapisujemy arkusz i zamykamy okno Excela, następnie w aplikacji PV2EX klikamy „pomiary > zakończ pomiary”. Jeśli chcemy otworzyć nowy arkusz kalkulacyjny powtarzamy czynności pomijając już konfiguracje portu.

Rys. 6.20. Widok okna z wygenerowanym arkuszem programu Excel [opracowanie własne]

82


W kolejnych kolumnach będą zapisywane następujące dane:kolumna A – liczba porządkowakolumna B – napięcie na akumulatorze w instalacji PV [V]kolumna C – napięcie na module PV [V]kolumna D – prąd modułu PV [A]kolumna E – prąd akumulatora w instalacji PV [A]kolumna F – moc generowana przez moduł PV [W]kolumna G – moc pobierana lub oddawana do akumulatora [W]kolumna H – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2]kolumna I – temperatura modułu PV [oC]kolumna J – rezystancja obciążenia modułu PV (do wyliczenia w arkuszu Excel)kolumna k – data i godzina wykonania pomiaru Wyznaczanie charakterystyki prądowo – napięciowej modułu fotowoltaicznego polega

na stopniowym zwiększaniu lub zmniejszaniu rezystancji obciążenia od wartości minimalnej do maksymalnej i dla każdej z nich, zapisywaniu wartości prądu i napięcia modułu. Zapis danych pomiarowych następuje po przyciśnięciu przycisku „WYŚLIJ DANE” znajdującego się na przednim panelu jednostki centralnej układu.

Rezystancję obciążenia zmieniamy za pomocą potencjometru znajdującego się przy jednostce centralnej, należy przyjąć zmianę rezystancji co jedną działkę zaznaczoną na jego skali lub też odnieść się do wartości prądu bądź napięcia modułu PV, zmieniając go co okre-śloną wartość do momentu osiągnięcia jego stabilizacji, po której należy wykonać jeszcze kilka pomiarów. Ustabilizowana wartość maksymalna prądu zbliżona jest do wartości Isc modułu, a wartość maksymalna napięcia równa jest Uoc. Ze względów konstrukcyjnych ob-ciążenia aktywnego, jego minimalna rezystancja wynosi 1,3Ω, jednak prąd przy tej wartości rezystancji można uznać za równy prądowi zwarcia modułu.

Po ustawieniu stanowiska na płaskim podłożu, obierając azymut na aktualną pozycję słońca ustawiono modułu pod zadanym kątem i przeprowadzono pomiary. Przyjęto zmianę rezystancji od największej do najmniejszej jednak odniesiono się do wartości prądu modułu zmieniając go co 0,10A. Ważnym jest aby podczas przeprowadzania pomiarów natężenie promieniowania słonecznego utrzymywało się na stałym poziomie, w dniu badania występo-wało niewielkie zachmurzenie co spowodowało wahania natężenia w granicach 8,3%.

Wyniki zestawiono w poniższych tabelach.

• Pomiar modułu SuNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o)

Tabela 6.1. Wyniki pomiaru modułu SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o)

Lp.Napięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc mo-dułu PV

Natężenie promie-niowania słonecz-

nego

Temperatura modułu PV

Rezystancja odciążenia

[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]1 6,1 4,73 28,9 732,0 39,5 1,32 6,2 4,71 29,2 728,0 39,5 1,33 6,5 4,72 30,7 730,0 39,5 1,4

83


4 7,2 4,71 33,9 730,0 40,0 1,55 8,2 4,72 38,7 730,0 40,0 1,76 10,1 4,71 47,6 730,0 40,0 2,17 11,3 4,69 53,0 728,0 40,0 2,48 12,5 4,68 58,5 726,0 40,0 2,79 14,8 4,67 69,1 724,0 40,5 3,2

10 16,6 4,67 77,5 726,0 40,5 3,611 17,9 4,63 82,9 720,0 40,5 3,912 19,3 4,63 89,4 722,0 40,5 4,213 18,3 4,65 85,1 726,0 40,5 3,914 19,9 4,65 92,5 728,0 40,5 4,315 23,0 4,65 107,0 728,0 40,5 4,916 24,7 4,61 113,9 724,0 40,5 5,417 24,5 4,60 112,7 724,0 40,5 5,318 26,7 4,59 122,6 722,0 40,5 5,819 28,4 4,67 132,6 732,0 42,0 6,120 29,0 4,60 133,4 732,0 42,0 6,321 30,9 4,63 143,1 732,0 42,0 6,722 30,2 4,83 145,9 754,0 41,5 6,323 30,2 4,80 145,0 756,0 42,0 6,324 29,9 4,70 140,5 746,0 42,5 6,425 31,2 4,60 143,5 746,0 42,5 6,826 31,6 4,50 142,2 740,0 42,0 7,027 32,2 4,40 141,7 732,0 42,0 7,328 32,9 4,30 141,5 744,0 42,0 7,729 33,3 4,20 139,9 746,0 42,0 7,930 33,8 4,10 138,6 750,0 42,0 8,231 34,2 4,00 136,8 756,0 42,0 8,632 34,5 3,90 134,6 752,0 42,0 8,833 34,8 3,80 132,2 752,0 42,0 9,234 35,1 3,70 129,9 752,0 41,5 9,535 35,1 3,60 126,4 740,0 41,5 9,836 35,6 3,50 124,6 756,0 41,5 10,237 35,9 3,40 122,1 758,0 41,5 10,638 35,7 3,30 117,8 710,0 41,5 10,839 36,3 3,20 116,2 754,0 41,5 11,340 36,4 3,10 112,8 754,0 41,5 11,741 36,7 3,00 110,1 752,0 41,0 12,242 36,9 2,90 107,0 756,0 41,0 12,7

84


43 37,1 2,80 103,9 758,0 41,0 13,344 37,3 2,70 100,7 764,0 41,0 13,845 37,5 2,60 97,5 766,0 41,0 14,446 37,4 2,50 93,5 734,0 41,0 15,047 37,7 2,40 90,5 770,0 41,0 15,748 37,8 2,30 86,9 736,0 41,0 16,449 37,4 2,20 82,3 748,0 41,0 17,050 38,2 2,10 80,2 756,0 40,5 18,251 38,4 2,00 76,8 800,0 40,5 19,252 38,6 1,90 73,3 796,0 40,5 20,353 38,7 1,80 69,7 776,0 40,5 21,554 38,9 1,70 66,1 808,0 40,5 22,955 39,1 1,60 62,6 802,0 40,5 24,456 39,2 1,50 58,8 804,0 40,0 26,157 39,2 1,40 54,9 768,0 40,0 28,058 39,4 1,30 51,2 778,0 40,0 30,359 39,6 1,20 47,5 802,0 40,0 33,060 39,8 1,10 43,8 800,0 40,0 36,261 39,9 1,00 39,9 806,0 39,5 39,962 40,1 0,90 36,1 798,0 39,5 44,663 40,2 0,80 32,2 804,0 39,5 50,364 40,4 0,70 28,3 810,0 39,5 57,765 40,4 0,60 24,2 780,0 39,5 67,366 40,5 0,50 20,3 742,0 39,5 81,067 40,8 0,40 16,3 818,0 39,5 102,068 40,9 0,30 12,3 808,0 39,5 136,369 41,0 0,20 8,2 764,0 39,5 205,070 41,0 0,10 4,1 772,0 39,5 410,071 41,0 0,00 0,0 770,0 39,0 ∞

Max.818,0

Min.710,0

Średnia 755,2

Analizując zebrane dane w tabeli 6.1 należy zwrócić uwagę na występujące wahania

wartości natężenia promieniowania docierającego do powierzchni modułu. Wartość średnia wyniosła 755,2 W/m2, a zmiany sięgały 8,3%. Widać również, że spadek promieniowania na-stąpił w chwili gdy moduł PV obciążany był małą rezystancją i pracował jak źródło prądowe, wpłynęło to więc na to, że zmierzony prąd zwarcia obarczony jest pewnym błędem.

85


Innym istotnym parametrem, który trzeba wziąć pod uwagę jest temperatura modułu, wyraźnie bowiem widać, że wyższa jest ona od temperatury zakładanej przez warunki STC oraz ,że wzrasta ona wraz ze wzrostem mocy oddawanej przez moduł.

Na podstawie danych zostały sporządzone wykresy przedstawiające charakterystyki prądowo-napięciowe.

Pmax=145,9W

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

6,1

11,3

18,3

28,4

31,2

34,2

35,9

37,1

37,4

39,1

39,9

40,8

Moc

mod

ułu

[W]]A[ ułudo

m dąrP

U[V]

I - pv P - pv

Impp = 4,83AIsc =

Umpp = 30,2V Uoc = 41,0V

Eśr = 755,2W/m2

Rys. 6.21. Charakterystyka ogniwa SUNTECH STP180S-24/Ac (β = 45o) [opracowanie własne]

600,0

650,0

700,0

750,0

800,0

850,0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70

]2m/

W[ ainawoinei

morp eineżętaN

Numer kolejny pomiaru

Irradiacja

Rys. 6.22. Przebieg zmian natężenia promieniowania słonecznego (β = 45o) [opracowanie własne]

86


Na rysunku 6.21 przedstawiono charakterystykę dla kąta pochylenia równego 45o, oraz zaznaczono wszystkie punkty charakterystyczne:

- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 41,0[V],- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 30,2[V]- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 4,83[A]- Moc maksymalna Pmax = 145,9[W]- Prąd zwarcia Isc = 4,73[A] Widoczny jest błąd powstały w wyniku zmian natężenia promieniowania o którym

wspomniano wcześniej, spowodował on, że wartość prądu zwarcia jest niższa niż wartość prądu w punkcie mocy maksymalnej co przy stałym natężeniu promieniowania nie może mieć miejsca.

Rysunek 6.23 przedstawia wykres zmian temperatury, widzimy na nim, że w czasie gdy moduł dostarczał maksymalnej mocy jego temperatura wynosiła 42,5oC czyli o 17,5oC wię-cej niż zakładają standardowe warunki testowania. Uwzględniając współczynnik tempera-turowy mocy maksymalnej podany w karcie katalogowej modułu, który wynosi -0,48%/oC, możemy wyliczyć, że gdyby temperatura modułu wynosiła 25oC w tych samych warunkach rzeczywistych osiągnęlibyśmy moc maksymalną 159,3W jest to 9,2% więcej.

Podobna sytuacja jest z napięciem obwodu otwartego, którego współczynnik temperatu-rowy wynosi -0,34%/oC, w temperaturze 25oC Uoc powinno wynosić 43,1V.

37,0

38,0

39,0

40,0

41,0

42,0

43,0

28,9

33,9

53,0

77,5

85,1

113,9

132,6

145,9

143,5

141,5

136,8

129,9

122,1

112,8

103,9

93,5

82,3

73,3

62,6

51,2

39,9

28,3

16,3 4,1

]Co[ ułudom aruarep

meT

Moc modułu [W]

Temp

Rys. 6.23. Przebieg zmian temperatury modułu (β = 45o) [opracowanie własne]

87


Ostatnim krokiem po wyznaczeniu charakterystyki prądowo-napięciowej było oblicze-nie współczynnika wypełnienia, sprawności oraz rezystancji optymalnej. Współczynnik wy-pełnienia:

(6.2.1)

Sprawność:

(6.2.2)

gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto wartość średnią 755,2W/m2.S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2

Rezystancja optymalna:

(6.2.3)

• Pomiar modułu SuNTECH STP180S-24/Ac (β = 0o)


Lp.Napięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc mo-dułu PV


nego



[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]1 3,00 2,26 6,78 454,0 41,0 1,32 3,20 2,26 7,23 450,0 41,5 1,43 4,10 2,26 9,27 448,0 41,5 1,84 6,30 2,23 14,05 446,0 41,5 2,85 12,80 2,23 28,54 448,0 41,5 5,76 16,80 2,23 37,46 448,0 42,0 7,57 19,40 2,22 43,07 446,0 42,0 8,78 22,30 2,22 49,51 448,0 42,0 10,09 30,40 2,20 66,88 448,0 42,5 13,810 32,60 2,10 68,46 446,0 42,5 15,511 33,10 2,00 66,20 438,0 42,5 16,6

88


12 34,00 1,90 64,60 440,0 42,5 17,913 34,70 1,80 62,46 440,0 42,0 19,314 35,20 1,70 59,84 440,0 42,0 20,715 35,80 1,60 57,28 442,0 42,0 22,416 36,00 1,50 54,00 440,0 42,0 24,017 36,40 1,40 50,96 442,0 42,0 26,018 36,70 1,30 47,71 442,0 42,0 28,219 36,90 1,20 44,28 442,0 42,0 30,820 37,20 1,10 40,92 444,0 41,5 33,821 37,40 1,00 37,40 446,0 41,5 37,422 37,70 0,90 33,93 446,0 41,5 41,923 37,90 0,80 30,32 446,0 41,5 47,424 38,10 0,70 26,67 448,0 41,0 54,425 38,30 0,60 22,98 448,0 41,0 63,826 38,40 0,50 19,20 448,0 41,0 76,827 38,60 0,40 15,44 450,0 41,0 96,528 38,80 0,30 11,64 450,0 41,0 129,329 38,90 0,20 7,78 446,0 40,5 194,530 39,10 0,10 3,91 446,0 40,5 391,0

Max.454,0

Min.438,0

Średnia 445,5

Pomiary przy kącie pochylenia równym 0o (moduł ustawiony równolegle do podłoża)

przebiegły w niemal idealnych warunkach. Wahania natężenia promieniowania nie przekra-czały 3%, od razu jednak rzucił się w oczy spadek jego wartości aż o 41%. Zaznaczając, że natężenie bezpośrednie wynosiło w tej samej chwili ok. 800 W/m2

89


Pmax = 68,46 W

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

Moc

mod

ułu

[W]

Prąd

mod

ułu

[A]

I - pv P - pv

U[V

Umpp=32,6

Impp = 2,10AIsc =

Uoc = 39,10V

Eśr = 445,5W/m2


- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 39,1[V],- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 32,6[V]- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 2,10[A]- Moc maksymalna Pmax = 68,4[W]- Prąd zwarcia Isc = 2,26[A]

Współczynnik wypełnienia:

(6.3.1)

Sprawność:

(6.3.2)gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto wartość średnią 445,5W/m2.S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2


(6.3.3)

90


420,0

430,0

440,0

450,0

460,0

470,0

480,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627282930

ogenzcenołs ainawoinei

morp eineżętaN

[W/m

2]


Irradiacja


39,5

40,0

40,5

41,0

41,5

42,0

42,5

43,0

6,78

9,27

28,54

43,07

66,88

66,20

62,46

57,28

50,96

44,28

37,40

30,32

22,98

15,44

7,78

]Co[ ułudom arutarep

meT

Moc modułu [W]

Temp


91


• Wyniki pomiaru modułu SuNTECH STP180S-24/Ac (β = 90o)


L.pNapięcie modułu

PV

Prąd modułu

PV

Moc mo-dułu PV


nego



[V] [A] [W] [W/m2] [oC] [Ω]2 5,80 4,28 24,82 706,0 43,0 1,43 8,00 4,26 34,08 704,0 42,5 1,94 12,60 4,26 53,68 704,0 42,5 3,05 14,10 4,24 59,78 702,0 42,5 3,36 15,70 4,23 66,41 702,0 42,5 3,77 18,00 4,23 76,14 702,0 42,5 4,38 21,50 4,22 90,73 702,0 42,5 5,19 24,40 4,20 102,48 700,0 42,5 5,810 29,00 4,10 118,90 702,0 42,0 7,111 30,50 4,00 122,00 702,0 42,0 7,612 31,60 3,90 123,24 698,0 42,0 8,113 32,40 3,80 123,12 704,0 42,0 8,514 33,00 3,70 122,10 706,0 42,0 8,915 33,10 3,60 119,16 694,0 43,0 9,216 33,50 3,50 117,25 692,0 43,0 9,617 34,30 3,40 116,62 694,0 43,0 10,118 34,40 3,30 113,52 706,0 41,5 10,419 34,70 3,20 111,04 704,0 41,5 10,820 35,00 3,10 108,50 706,0 41,5 11,321 35,20 3,00 105,60 706,0 41,5 11,722 35,50 2,90 102,95 704,0 41,5 12,223 35,80 2,80 100,24 704,0 41,0 12,824 36,00 2,70 97,20 706,0 41,0 13,325 36,20 2,60 94,12 706,0 41,0 13,926 36,40 2,50 91,00 706,0 41,0 14,627 36,60 2,40 87,84 694,0 40,5 15,328 36,80 2,30 84,64 690,0 39,5 16,029 37,00 2,20 81,40 696,0 39,5 16,830 37,20 2,10 78,12 702,0 39,0 17,731 37,40 2,00 74,80 704,0 41,5 18,732 37,60 1,90 71,44 702,0 41,5 19,833 37,80 1,80 68,04 712,0 41,5 21,0

92


34 37,90 1,70 64,43 712,0 41,5 22,335 37,80 1,60 60,48 742,0 41,5 23,636 38,40 1,50 57,60 750,0 41,5 25,637 38,50 1,40 53,90 748,0 41,5 27,538 38,60 1,30 50,18 738,0 41,5 29,739 38,70 1,20 46,44 720,0 41,5 32,340 38,80 1,10 42,68 714,0 41,5 35,341 38,80 1,00 38,80 702,0 41,5 38,842 39,00 0,90 35,10 702,0 41,5 43,343 39,20 0,80 31,36 714,0 41,0 49,044 39,30 0,70 27,51 718,0 41,0 56,145 39,50 0,60 23,70 714,0 41,0 65,846 39,60 0,50 19,80 718,0 41,0 79,247 39,70 0,40 15,88 718,0 41,0 99,348 39,90 0,30 11,97 716,0 41,0 133,049 40,00 0,20 8,00 718,0 41,0 200,050 40,10 0,10 4,01 716,0 41,0 401,0

Max.750,0

Min.690,0

Średnia 708,5

Wahania natężenia promieniowania nie przekraczały 6%.

Pmax = 123,24W

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

14,1

0

24,4

0

32,4

0

34,3

0

35,2

0

36,2

0

37,0

0

37,8

0

38,5

0

38,8

0

39,5

0

40,0

0

Moc

mod

ułu

[W]

Prąd

mod

ułu

[A]

I - pv P - pv

U[V]

Isc = 4,27A

Impp = 3,90A

Umpp = Uoc = 40,10V

Eśr = 708,5 W/m2


93


- Napięcie otwartego obwodu Uoc = 40,1[V],- Napięcie przy punkcie mocy maksymalnej Umpp = 31,6[V]- Prąd przy punkcie mocy maksymalnej Impp = 3,90[A]- Moc maksymalna Pmax = 123,24[W]- Prąd zwarcia Isc = 4,27[A]

660,0

670,0

680,0

690,0

700,0

710,0

720,0

730,0

740,0

750,0

760,0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49

]2m/

W[ ainawoinei

morp eineżętaN


Irradiacja


40,0

40,5

41,0

41,5

42,0

42,5

43,0

43,5

23,49

34,08

59,78

76,14

102,48

122,00

123,12

119,16

116,62

111,04

105,60

100,24

94,12

87,84

81,40

74,80

68,04

60,48

53,90

46,44

38,80

31,36

23,70

15,88

8,00

]Co[ ułudom arutarep

meT

Moc modułu [W]

Temp


94


Współczynnik wypełnienia:

(6.4.1)

Sprawność:

(6.4.2)

gdzie: E – natężenie promieniowania padającego na płaszczyznę modułu, przyjęto war-tość średnią 708,5W/m2.

S – powierzchnia ogniw fotowoltaicznych w module = 1,125m2


(6.4.3)

Uzyskane w badaniu charakterystyk parametry zestawiono w tabeli 6.4 w celu ich po-równania oraz odniesienia do danych podanych przez producenta.

Tabela 6.4. Porównanie charakterystycznych parametrów modułu dla różnych kątów pochylenia [opr. własne]

Parametr modułu PVDane producenta

(przy STC)kąt pochylenia modułu (β)

0o 45o 90Napięcie obwodu otwartego Uoc [V] 44,8 39,1 41,0 40,1Prąd zwarcia Isc [A] 5,29 2,26 4,73 4,27Napięcie w punkcie mocy max Umpp [V]

36,0 32,6 30,2 31,6

Prąd w punkcie mocy max Impp [A] 5,00 2,10 4,83 3,90Moc maksymalna Pmpp [W] 180,0 68,4 145,9 123,2Rezystancja optymalna Ropt [Ω] 7,2 15,5 6,25 8,10Współczynnik wypełnienia FF 0,76 0,77 0,75 0,72Sprawność η [%] Dla mono-Si

15-18 13,5 15,8 15,5

Natężenie promieniowania padają-cego prostopadle na powierzchnie modułu E [W/m2]

1000 445,5* 755,2* 708,5*

* wartości średnie.

95


W warunkach rzeczywistych w których przeprowadzono badanie, przy całkowicie bez-chmurnym niebie zanotowano maksymalne promieniowanie na poziomie 818 W/m2, zatem o 18,8% niższe od zakładanego przez warunki standardowe. Zgodnie z oczekiwaniami uzy-skano większą wartość dla punktu mocy maksymalnej przy nastawieniu kąta pochylenia 45o. Sprawność modułu wahała się od 13,5 do 15,8% co również pokrywa się z założeniami teoretycznymi dla ogniw wykonanych w technologii monokrystaliczne. Na uwagę zasługu-je natomiast znaczny spadek mocy po ustawieniu modułu pod kątem 0o, który wyniósł aż 53% w stosunku do mocy przy kącie 45o. Energia promieniowania słonecznego padająca na powierzchnię modułu osiągała wartość 445,5 W/m2 spowodowane to jest tym, że do tak ustawionego modułu dociera w mniejszych ilościach promieniowanie odbite i rozproszone. Także w takim ustawieniu sprawność była najniższa.

Jak wynika z wartości współczynnika wypełnienia, nie należy interpretować go jako miarę sprawności czy efektywności modułu PV, jest to tylko współczynnik wypełnienia cha-rakterystyki U-I. Dowodem na to jest jego wysoka wartość przy najniższej uzyskanej mocy maksymalnej.

Potwierdziły się wcześniejsze dowody na to, że zmiana natężenia promieniowanie nie wpływa znacznie na napięcie otwartego obwodu, powoduje natomiast znaczące zmiany prą-du. Powoduje to, że bardzo istotnym staje się problem dopasowania obciążenia do ogniwa fotowoltaicznego tak aby zawsze wykorzystanie mocy było optymalne. Służą do tego celu odpowiednie regulatory, czy przetwornice zawierające specjalne mechanizmy śledzące poło-żenie punku mocy maksymalnej.

• Badanie wpływu zacienieniaDrugim badaniem przeprowadzonym na stanowisku było sprawdzenie wpływy zacie-

nienia jednego ogniwa w całym module fotowoltaicznym na jego moc maksymalną. Sche-mat połączeń układu dla tego celu pozostaje taki sam jak przy wyznaczaniu charakterystyk prądowo-napięciowych (Rys. 6.18). Pomiary przeprowadzono również przy trzech kątach pochylenia modułu tj.0o, 45o i 90o Przebieg badania polegał na wykonaniu następujących kroków:

1) Ustawienie kąta azymutu odpowiadającego aktualnej pozycji słońca2) Ustawienie określonego kąta pochylenia modułu3) Znalezienie punktu mocy maksymalnej przy pomocy potencjometru regulacji ob-

ciążenia i zapisanie wskazań do arkusza kalkulacyjnego4) Zasłonięcie jednego z ogniw modułu przy pomocy nie przepuszczającego światła

materiału5) Ponowne znalezienie punku mocy maksymalnej i zapisanie aktualnych wskazań do

arkusza kalkulacyjnego6) Zmiana kąta pochylenia i powtórzenie kroków 3), 4), 5)

UWAGA: Bardzo ważne jest aby natężenie promieniowania padającego na powierzch-nie modułu przy danym kącie pochylenia podczas przeprowadzania badania pozostawało nie zmienne.

Wyniki pomiarów zebrano w tabeli 6.5 oraz przedstawiono na rysunku 6.30.

96


Tabela. 6.5. Badanie wpływu zacienienia

Parametr modułu PVkąt pochylenia modułu (β)

90o 45o 0o

BZ Z BZ Z BZ ZNapięcie w punkcie mocy max Umpp [V]

32,50 22,00 32,50 22,40 30,90 21,60

Prąd w punkcie mocy max Impp [A]

3,89 3,60 3,93 3,58 2,15 2,00

Moc maksymalna Pmpp [W] 126,42 79,10 127,73 80,19 66,40 43,20Natężenie promieniowania E [W/m2]

716,0 714,0 678,0 678,0 450,0 452,0

BZ – ogniwo bez zaciemnienia, Z – ogniwo zaciemnione

32,50 V22,40 V

32,50 V22,00 V

30,90 V21,60 V

3,93 A 3,58 A 3,89 A 3,60 A2,15 A 2,00 A

127,73 W80,19 W

126,40 W79,10 W 66,40 W

43,20 W

678,00 W/m2682,00 W/m2716,00 W/m2714,00 W/m2

450,00 W/m2452,00 W/m2

1,00

2,00

4,00

8,00

16,00

32,00

64,00

128,00

256,00

512,00

1024,00

ajcaidarri ,com ,dąrp ,eicęipa

N

U - pv I - pv P - pv Irr45st. B.Z 45st. Z 90st. B.Z 90st. Z 0st. B.Z

Rys. 6.30. Wpływ zacienienia ogniwa na moc szczytową, napięcie Umpp i prąd Impp [opracowanie własne]

Już po krótkiej analizie uzyskanych danych możemy stwierdzić, że zacienie jest istot-nym problemem. Widzimy bowiem iż moc maksymalna modułu dla każdego kąta pochylenia oraz bez względu na natężenie promieniowania jest niższa o ok.37% w stosunku do mocy osiąganej przy braku zacienienia.

Badany moduł składa się z 72 połączonych szeregowo ogniw z zastosowaniem diod bocznikujących, co potwierdzają uzyskane wyniki w porównaniu z charakterystyką przed-stawioną wcześniej na rysunku 4.13. W przypadku braku diod przy połączeniu szerego-

97


wym całkowite zasłonięcie jednego ogniwa spowodowało by spadek mocy modułu do zera, a także duży wzrost temperatury zacienionego ogniwa, który mógłby doprowadzić do jego uszkodzenia.

6.5. Analiza parametrów instalacjiDodatkowo została wykonana krótka analiza parametrów instalacji fotowoltaicznej

wchodzącej w skład stanowiska. Do tego calu należy zmontować układ zgodnie ze schema-tem na rysunku 6.31, następnie wykonujemy odczyty wszystkich parametrów.

Rys. 6.31. Poglądowy schemat połączeń tworzący na stanowisku badawczym instalację off-grid [opr. własne]

Na rysunku 6.32 zaprezentowano graficznie parametry, które umożliwiają pełną analizę stanu pracy instalacji w danej chwili.

98


1Napięcie akumulatora [V] 24,80Napięcie modułu PV [V] 24,90Prąd modułu PV [A] 4,49Prąd akumulatora [A] -1,68Moc modułu PV [W] 111,80Moc akumulatora [W] -41,60Irradiacja [W/m2] 752,00Temp. ogniwa PV [oC] 45,00

24,80 24,90 4,49

-1,68

111,80

-41,60

752,00

45,00

-100,000,00

100,00200,00300,00400,00500,00600,00700,00800,00

Parametry instalacji fotowoltaicznej

Rys. 6.32. Parametry pracy instalacji fotowoltaicznej typu off-grid [opracowanie własne] Możemy stwierdzić, że moc dostarczana przez moduł wynosi 111,8W, moc ta jest wyż-

sza niż zapotrzebowanie przez obciążenie, dlatego nadwyżka (41,6W) przekazywana jest do ładowania akumulatorów. Bardzo ciekawym spostrzeżeniem jest natomiast napięcie mo-dułu, które równe jest napięciu akumulatorów. Oznacza to, że rozwiązania konstrukcyjne inwertera TN-1500 przystosowanego do pracy z akumulatorami 24V nie pozwolą na mak-symalne wykorzystanie mocy modułu fotowoltaicznego, którego napięcie w punkcie mocy maksymalnej UMPP znajduje się poza zakresem 24-28V. Wynika z tego, że moduł wchodzący w skład zestawu może dostarczyć maksymalnie 140W [13][14][30][31][32][33].

7. SYMuLACJA WYdAJNOśCI PRACY INSTALACJI PVIstnieje wiele programów do komputerowego wspomagania projektowania i symulują-

cych pracę instalacji fotowoltaicznych. Programy te można podzielić na kilka podstawowych typów:

- Narzędzia do projektowania systemów PV – wymiarowanie i dobieranie elemen-tów;

- Programy symulujące parametry funkcjonowania systemu PV;- Otwarte środowiska symulacyjne np.: Simulink, Matlab;- Bazy danych i programy narzędziowe. Symulacja komputerowa jest najbardziej wiarygodnym sposobem pozwalającym okre-

ślić możliwe do osiągnięcia efekty zainstalowanego systemu. Daje możliwość szybkiej eli-minacji ewentualnych błędów oraz porównania i rozważenia wielu kombinacji doboru urzą-dzeń.

99


Symulacja projektowanych instalacji fotowoltaicznych oparta jest na danych meteoro-logicznych i szczegółowych danych dotyczących zapotrzebowania na energię, a także, na analizie uwzględniającej parametry wszystkich urządzeń wraz z ich połączeniem i regulacją. Wszystkie powyższe czynniki mają decydujący wpływ na sprawne działanie instalacji oraz jakość zainstalowanego systemu.

Programy komputerowe jako narzędzia informatyczne wspomagające projektowanie instalacji fotowoltaicznych mają wiele zalet, nie tylko ze względu na wygodę użytkownika, ale także, na to, że w wielu przypadkach są niezbędne, dla otrzymania wysokiej dokładności wyników obliczeń oczekiwanych efektów.

Cele symulacji obliczanych systemów fotowoltaicznych są następujące:- Ograniczenie wkładu pracy we wstępnej fazie projektowania instalacji PV.- Określenie energii produkowanej przez system.- Wykrycie możliwych błędów w projekcie, zminimalizowanie kosztów w trakcie

instalacji.- Zbadanie efektów działania wielu wariantów systemów (np. z różnymi typami mo-

dułów PV, z różnymi inwerterami itp.).- Optymalizacja projektu poprzez dobór różnych komponentów systemu i przetesto-

wanie ich.- Analiza ekonomiczna działania systemu.- Prezentacja inwestorowi możliwości systemu, oszczędności energii lub zysku ze

sprzedaży.Programy w zdecydowany sposób ułatwiają ustalenia inwestycyjne z potencjalnymi

klientami, poprzez szybką i dokładną analizę proponowanych rozwiązań, a także ich na-tychmiastowe porównanie symulacyjne. Dotyczy to nie tylko dużych inwestycji, ale także indywidualnych odbiorców. Do optymalnego projektowania instalacji fotowoltaicznych po-winny być wykorzystywane aplikacje które uwzględniają dany rynek OZE w zakresie jego specyfiki w zakresie regulacji i zasad eksploatacji systemów PV.

Specjalistyczny program symulacyjny umożliwia tworzenie kompleksowych analiz fi-nansowych, dzięki którym firma instalacyjna może obliczyć i pokazać klientowi w wygene-rowanym raporcie, ile energii wyprodukuje planowana instalacja fotowoltaiczna, uwzględ-niając takie czynniki jak: lokalizacja, wielkość instalacji i jej parametry, a także m.in. wartości promieniowania bezpośredniego i pośredniego (po dopasowaniu współczynników albedo), kąt nachylenia i azymut paneli, poszczególne straty przesyłu energii, temperatura, odpowiednia degradacja mocy paneli w czasie oraz pozostałe czynnik, które mają wpływ na uzysk energii w systemie fotowoltaicznym, co z kolei przekłada się na realne zyski dla jego właściciela.

Należ sobie zdawać sprawę z ograniczeń wykorzystania programów symulacyjnych do projektowania instalacji fotowoltaicznych. Programy symulacyjne mogą:

- Sprawdzać poprawność parametrów i wyników obliczeń.- Obliczać wskaźniki jakościowe.- Wizualizować parametry.- Analizować zmiany parametrów.- Udzielać ogólnej pomocy na temat instalacji PV.

100


Programy symulacyjne nie mogą:- Wykryć błędnego opisu systemu.- Wykryć każdego błędnego pomiaru.- Wyjść poza zakres opisu matematycznego.- Zastąpić wiedzy eksperckiej projektanta.- Porównać parametrów szacunkowych z doświadczalnymi.Specjalistyczny program symulacyjny pokaże także opłacalność konkretnego systemu

PV - po ujęciu w obliczeniach strony przychodowej - uwzględniającej w razie potrzeby kon-sumpcję energii na własne potrzeby bądź/i odsprzedaż energii do sieci po określonej stawce - oraz poszczególnych kosztów inwestycji i kosztów utrzymania, a także warunków kredyto-wania, dotacji czy wysokości wkładu własnego. Niezmiernie istotną sprawą jest uwzględnie-nie w części finansowej dostosowania do najnowszych zmian w polskim prawie w zakresie działalności instalacji prosumenckich, jak również zgodność z zasadami sprzedaży energii z PV wpisanymi do projektu ustawy o OZE. Jedna z funkcjonalności programów symula-cyjnych jest możliwość przygotowania poglądowego projektu instalacji fotowoltaicznej dla klienta z uwzględnieniem parametrów powierzchni, którą chce on przeznaczyć pod budowę systemu PV, oraz komponentów oferowanych przez firmę instalacyjną.

W projekcie można wybrać jeden z modeli paneli fotowoltaicznych oraz inwerterów, które są w bazie programu, ale także dopisać do bazy swoje modele paneli fotowoltaicznych i inwerterów, a także pozostałych elementów instalacji fotowoltaicznej - haków, stelaży etc. Użytkownik programu przy projektowaniu instalacji fotowoltaicznej może wybrać z bazy danych programu jeden z ponad kilkudziesięciu tysięcy modeli paneli fotowoltaicznych oraz jeden z ponad kilku tysięcy modeli inwerterów. Baza uwzględnia podstawowe parametry paneli i inwerterów, które są następnie uwzględniane w analizie projektu przygotowanej dla klienta.

Przyczyny niedokładności programów symulacyjnych:- Trudne do przewidzenia warunki meteorologiczne.- Złożoność zjawisk zachodzących w przyrodzie i systemach PV.- Skończona dokładność matematycznych modeli zjawisk i komponentów PV.- Niedokładność istniejących modeli używanych w czasie symulacji.- Błędy algorytmów i uproszczenia obliczeń.- Trudna do oszacowania degradacja parametrów elementów instalacji PV.Poniżej przedstawiona została symulacja instalacji znajdującej się na stanowisku ba-

dawczym, w celu porównania uzyskanych w przeprowadzonych badaniach wyników, tj. na-tężenia promieniowania oraz maksymalnej mocy modułu w zależności od kąta pochylenia.

Do przeprowadzenia symulacji wybrano prosty w obsłudze i przyjazny dla użytkownika

program PVSYST w wersji ewaluacyjnej 5.59. Jest to program, który pozwala obliczyć, ile energii będzie mógł wygenerować dany układ fotowoltaiczny w okresie dziennym, miesięcz-nym, rocznym. Można również obliczyć kosz 1kW/h energii elektrycznej wyprodukowanej przez system PV, biorąc pod uwagę koszty wszystkich jego elementów, montażu i eksploata-cji oraz amortyzację w założonym czasie.

Dane wyjściowe przyjęte do symulacji to:- Lokalizacja systemu – z powodu braku danych meteorologicznych dla Bydgoszczy,

przyjęta została Warszawa;

101


- Ustawienie modułu PV – azymut 56,0oW ( tak samo jak w trakcie badań), kąty po-chylenia 0o, 45o, 90o;

- Moduł PV – SUNTECH 180S-24/Ac – dostępny w bazie danych PVSYST;- Akumulator 2x12V / 100Ah – w połączeniu szeregowym (24V/100Ah). Po uruchomieniu programu w pierwszym oknie wybieramy kolejno Project design oraz

Stand alone (system off-grid), następnie naciskamy OK. (Rys.7.1). Pojawi się okno nowe-go projektu (Rys.7.2) na którym klikamy Project. W kolejnym etapie przedstawionym na rysunku 7.3 wprowadzamy nazwę projektu, dane inwestora, itp. Następnie wybieramy przy-cisk z napisem Site and meteo, aby ustalić szczegóły lokalizacji (Rys.7.4). W bazie danych meteo zawartej w programie PVSYST dostępne dla Polski lokalizacje to Gdańsk, Warszawa i kraków, wybieramy Warszawę po czym klikamy Next. W oknie pokazanym na rysunku 7.5 określamy albedo, można podawać wartości tego współczynnika dla poszczególnych miesię-cy oraz dla różnych materiałów od których promieniowanie słoneczne się odbija. W naszym przypadku pozostawiamy wartości domyślne i zatwierdzamy przyciskiem OK.

Rys. 7.1. Ekran początkowy [opracowanie własne]

102


Rys. 7.2. Okno główne nowego projektu [opracowanie własne]

Rys. 7.3. Dane identyfikujące obliczenia [opracowanie własne]

103


Rys. 7.4. Okno wyboru lokalizacji [opracowanie własne]

Rys. 7.5. Okno służące do ustawień wartości albedo [opracowanie własne]

104


Następnie przechodzimy do opcji Orientation w głównym oknie projektu (patrz rys.7.2). W sekcji tej wprowadzamy azymut oraz kąt pochylenia modułu PV i zatwierdzamy klikając Ok (Rys.7.6). Możemy tu również wybrać optymalne kąty dla danych okresów w roku ko-rzystając z opcji Show Optimisation.

Rys. 7.6. Okno do wprowadzania kątów azymutu i nachylenia [opracowanie własne] kolejnym etapem symulacji będzie wyświetlenie okna dla opcji Horizon (patrz rys.7.2),

na rysunku 7.7 widzimy odwzorowanie drogi słońca po nieboskłonie w ciągu dnia dla poda-nej wcześniej lokalizacji.

105


Rys. 7.7. Wykres pozycji słońca [opracowanie własne]

kolejna opcja programu z głównego okna (Rys.7.2) to Near shading, służy ona do wprowadzania parametru zacienienia. Jeżeli nie przewidziano takiej sytuacji, jak w naszym przypadku, wystarczy zaznaczyć w tym oknie opcję No shading.

Następnym etapem będzie przystąpienie do zdefiniowania systemu fotowoltaicznego. W tym celu z okna głównego programu wybieramy opcję System. Na początku definiujemy profil obciążenia (Rys.7.8), w przypadku niniejszej symulacji ustawione tu wartości nie będą miały znaczenia gdyż interesuje nas tylko moc uzyskiwana przez moduł oraz natężenie pro-mieniowania, dlatego przechodzimy dalej klikając Next. Następnie definiujemy instalację, podając typ, liczbę oraz sposób połączenia akumulatorów i modułów PV co przedstawiono na rysunku 7.9.

Dotarliśmy do momentu, w którym pozostało już tylko wydanie polecenia przeprowa-dzenia symulacji.

106


Rys. 7.8. Profil obciążenia projektowanego systemu [opracowanie własne]

Rys. 7.9. Dobór akumulatorów i modułów [opracowanie własne]

107


Aby uruchomić symulację wracamy do głównego okna (Rys.7.2) i klikamy Simulation. Otworzy się okno przedstawione na rysunku 7.10 w którym możemy ustawić okres z jakiego mają być uwzględniane dane meteorologiczne, dane zawarte w programie pochodzą z roku 1990. Rozpoczynamy symulację przyciskiem Simulation.

Rys. 7.10. Ekran ustawień symulacji [opracowanie własne]

Rys. 7.11. Ogólne wyniki symulacji [opracowanie własne]

108


Wynikiem symulacji jest wiele raportów, tabel i wykresów. Dostęp do nich uzyskujemy w oknie z rysunku 7.11 w sekcji Detailed results. Nas interesują wykresy godzinowe na których zobaczymy jaka moc będzie generowana przez moduł PV i jaka energia promienio-wania pada na jego płaszczyznę. klikamy więc przycisk Hourly graphs.

W oknie które się otworzy (Rys.7.12) ustawiamy parametry które mają być zawarte na wykresie, a więc w sekcji Variables to be plotted zaznaczamy global incident In coll. plane oraz array virtual energy at MPP, w sekcji Time scale definitions ustawiamy Hourly values i klikamy Graph.

Rys. 7.12. Ustawienia parametrów wykresu [opracowanie własne] Wygenerowaliśmy w ten sposób wykres godzinny na którym przechodzimy do interesu-

jącego nas dnia, jest to ten sam dzień i miesiąc w którym przeprowadzane były rzeczywiste badania, z tą tylko różnicą, że w roku 1990, godzina badań 16:00. Wykresy z symulacji dla trzech kątów przedstawiono na rysunkach 7.13, 7.14 i 7.15.

Dane odczytane z wykresów uzyskanych w symulacji pokrywają się z danymi z badań rzeczywistych (Tabela 6), potwierdza to, że badania zostały wykonane poprawnie.

Przedstawiony przykład symulacji pokazuje, jak w łatwy i szybki sposób można wstęp-nie ocenić podstawowe parametry funkcjonowania projektowanego systemu fotowoltaicz-nego.

109


Rys. 7.13. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 0° [opracowanie własne]

Rys. 7.14. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 45° [opracowanie własne]

110


Rys. 7.15. Wyniki symulacji dla kąta pochylenia 90° [opracowanie własne] W tabeli 6 zestawione zostały parametry uzyskane w rzeczywistym badaniu w porów-

naniu do danych symulacyjnych.

Tabela 6

Parametr modułu PVkąt pochylenia modułu (β)

90o 45o 0o

R S R S R SMoc maksymalna Pmpp [W] 123,2 ok.120 145,9 ok.130 68,4 ok.60Natężenie promieniowania

E (prostopadłe) [W/m2]

708,5 ok.750 755,2 ok.800 445,5 ok.400

R – wartości rzeczywiste, S – wartości uzyskane w symulacji [8][18][25][29]

111


8. ANALIZA dZIAŁANIA LABORATORYJNEJ INSTALACJI PV

8.1. WprowadzenieRynek branży OŹE (w tym dział fotowoltaiki) w Europie cały czas się rozwija. Bio-

rąc np. pod uwagę zatrudnienie w branży odnawialnych źródeł energii w Unii Europejskiej (27 państw) w 2012r. obejmowało ono około 1.220.000 bezpośrednich i pośrednich stano-wisk pracy. Najwięcej pracowników w 2012 r. zatrudniano w sektorze energetyki wiatro-wej (0,30 mln bezpośrednich i pośrednich stanowisk pracy), a następnie w branżach paliw z biomasy stałej (0,28 mln miejsc pracy), fotowoltaiki (0,25 mln miejsc pracy) i biopaliw (0,11 mln miejsc pracy) [5, 6, 8].

Wartość gospodarczą odnośnie wdrażania odnawialnych źródeł energii w 27 państwach członkowskich Unii Europejskiej w 2012 r. ocenia się na prawie 130 mld euro (lekki spadek ponieważ ocena szacunkowa dla 2011 r. to 141 mld euro). Najwyższe obroty w 2012 r. moż-na przypisać kolejno energetyce wiatrowej (34,4 miliardów euro), fotowoltaice (30,8 mld euro) i paliwom z biomasy stałej (27,7 mld euro) [8].

W 2012 r. końcowe zużycie energii ze źródeł odnawialnych brutto znacznie wzro-sło. Całkowity udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2012 r. wyniósł 14,0% w porównaniu do 12,9% w 2011 roku [8].

Produkcję energii z odnawialnych źródeł energii w 2012 r. oszacowano na 763.5 TWh, w tym udział energii elektrycznej wynoszący 23.4%.W ciągu ostatnich 10 lat, energetyka fo-towoltaiczna to jedna z najszybciej rozwijających się gałęzi gospodarki, ze średnim rocznym tempem wzrostu powyżej 35%. Dynamika wzrostu produkcji modułów fotowoltaicznych często przyrównywana jest do dynamiki wzrostu przemysłu mikro-elektronicznego w po-czątkowym okresie jego rozwoju (Rys. 8.1).

Branża PV jest najdynamiczniej rozwijającym się sektorem obok informatyki i biotech-nologii. Nawet w 2006 roku, gdy wystąpił chwilowy niedobór krzemu, zainstalowano więcej systemów PV niż w latach poprzednich. Zakładając nawet konserwatywny wzrost rynku na poziomie 25% rocznie, w 2030 roku wartość przemysłu półprzewodnikowego związanego z sektorem PV przekroczy 175 bilionów Euro [4, 5, 6].

Rys. 8.1. Wzrost rynku fotowoltaiki na świecie [6, 7, 8].

112


Rynek PV osiągnął już około 40 GW mocy zainstalowanej. Mimo tak znaczącego przy-rostu energia elektryczna wytwarzana przez źródła fotowoltaiczne stanowi zaledwie niecały 1% światowej podaży energii. Według szacunków Międzynarodowej Agencji Energii, do roku 2050 energia elektryczna wytwarzana przez instalacje fotowoltaiczne mogłaby wynosić 11% w skali globalnej [1, 2, 8].

Rynek fotowoltaiczny w Polsce dopiero się kształtuje, jednak jego rozwój przebiega w sposób bardzo dynamiczny. Duże zainteresowanie fotowoltaiką pojawiło się w ciągu ostat-nich czterech lat. Jeszcze w 2007 roku, według wyników pierwszego badania rynku fotowol-taicznego, przeprowadzonego przez Instytut Energetyki Odnawialnej, na krajowym rynku fotowoltaiki funkcjonowało zaledwie 6 firm, wśród nich 4 producentów oraz jedynie 2 firmy oferujące kompleksową usługę montażu instalacji wraz z jej rozruchem. Aktualnie odnoto-wano działalność 225 firm w branży fotowoltaicznej w Polsce.

Według najnowszych danych Instytutu Energetyki Odnawialnej, w roku 2013 zosta-ło sprzedanych w Polsce 20,4 tysiąca sztuk paneli fotowoltaicznych o łącznej mocy około 5,1 MWp. Część z nich już zainstalowano i oddano do użytku. W I kwartale 2014 roku powstało 2,4 MWp nowych instalacji PV. Około 85% z nich to instalacje on grid – przyłą-czone do sieci elektroenergetycznej. Obecnie łączna moc instalacji fotowoltaicznych wynosi 6,6 MWp, podczas gdy na koniec 2013 roku łączna moc wynosiła 4,2 MWp, a w samym 2013 roku powstało zaledwie 0,6 MWp. W roku 2013 obroty na rynku wyniosły około 4,4 mln złotych. Wiąże się to ze spadkiem dynamiki powstawania nowych inwestycji fo-towoltaicznych. Jednak biorąc pod uwagę tylko pierwszy kwartał roku 2014 można osza-cować, iż obroty sięgają już ponad 18 mln złotych, co świadczy o silnym ożywieniu rynku.

Wśród firm branży PV (rys. 8.2):- 179 oferuje usługi dystrybucji modułów PV oraz urządzeń pomocniczych,- 143 oferują kompleksowe podejście przy inwestycjach PV (doradztwo, sprzedaż,

montaż, rozruch, serwis),- 20 to firmy developerskie,- 14 produkuje moduły PV na polski i zagraniczny rynek.

Rys. 8.2. Struktura firm na rynku fotowoltaiki w Polsce [6, 7, 8].

Większość paneli fotowoltaicznych na rynku polskim pochodzi z importu. Z danych IEO wynika, że zagraniczne produkty stanowią 80% wszystkich sprzedanych paneli fotowol-taicznych na krajowym rynku, których łączna moc jest równa około 4,1 MWp. Na podsta-wie analizy danych sprzedaży za rok 2013, odnotowano, iż dominujący w niej udział miały

113


niemieckie panele fotowoltaiczne. Spadł natomiast odsetek paneli pochodzących z krajów azjatyckich. Wśród trendów sprzedaży należy ponadto podkreślić znaczące umocnienie się pozycji krajowych producentów modułów fotowoltaicznych. Świadczy to o spełnianiu przez krajowych producentów norm jakości i konkurencyjnej cenie polskich urządzeń.

Na podstawie danych IEO oraz prognozy rynkowej można wywnioskować, iż firmy spo-dziewają się w 2014 roku całkowitej sprzedaży na poziomie około 50 MWp. Zakładają, że około 85% całkowitego wolumenu sprzedaży będą stanowiły elektrownie typu ON-GRID. Biorąc pod uwagę moce produkcyjne funkcjonujących 14 fabryk paneli fotowoltaicznych w Polsce, ich sumaryczny potencjał produkcyjny szacowany jest na poziomie 600 MW/rok, co przekłada się na wielkość maksymalnie około 2,4 miliona paneli rocznie. Przyrost mocy zainstalowanej w fotowoltaice od 2003 r. przedstawiono na rys. 8.3.

Rys. 8.3. Wzrost rynku fotowoltaiki w Polsce [6, 7, 8].

Instalacje fotowoltaiczne ze względu na swoją prostą budowę cechują się krótkim czasem realizacji inwestycji. Od podjęcia decyzji o budowie instalacji do wyprodukowania prądu mija tylko 3-18 miesięcy (zależnie od wielkości inwestycji). To duży atut, szcze-gólnie teraz, kiedy Polska stoi w obliczu potencjalnych problemów z pokryciem potrzeb energetycznych. Wiele elektrowni jest już bowiem technologicznie przestarzałych i nie nadają się one do modernizacji. W kolejnych latach planowane są w związku z tym liczne wyłączenia bloków na węgiel kamienny, będących podstawą polskiej energetyki. Wobec wciąż rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz ubytku jednostek wytwór-czych, już około 2016 r. możemy być zmuszeni do importowania bardzo drogiej energii elektrycznej. Rozwiązaniem problemu mogą się wtedy okazać inwestycje w elektrownie fotowoltaiczne, które pozwolą w krótkim czasie dodać do krajowego systemu elektroener-getycznego znaczne szczytowe moce wytwórcze, umożliwiające pokrycie potrzeb podczas

114


największego zapotrzebowania. I to jest następny argument przemawiający za instalowa-niem elektrowni fotowoltaicznych.

Z analiz zapotrzebowania w dużych polskich miastach można wywnioskować, iż duże zapotrzebowanie pokrywa się z maksymalnymi możliwościami produkcyjnymi elektrowni fotowoltaicznych. Są więc one dobrym źródłem szczytowym, wpisującym się w standardo-we profile zapotrzebowania na energię elektryczną.

Rys. 8.4. Wykres produkcji energii elektrycznej przez farmę PV zestawiony z profilem zapotrzebowa-nia w Warszawie.

Warto też wspomnieć o niewielkich kosztach eksploatacyjnych. Farmy fotowoltaiczne nie wymagają do pracy paliwa, a zużycie elementów czynnych jest znikome. Nie mają też części ruchomych, co czyni je niezawodnymi. Ponadto czynności serwisowe ograniczają się do minimum.

Podstawowym czynnikiem utrudniającym rozwój fotowoltaiki w Polsce są bariery prawnoadministracyjne. Wymagana jest bardzo duża liczba pozwoleń, nawet na najmniejsze instalacje montowane na dachach. Ponadto konieczność zarejestrowania działalności gospo-darczej (i związane z tym koszty), nawet w przypadku wytwarzania energii mikroinstalacji, sprawia, że zyski często nie są satysfakcjonujące. kolejnym problemem jest system wspar-cia, czyli tzw. świadectwa pochodzenia, który w obecnym kształcie uniemożliwia osiągnię-cie jakiegokolwiek zysku, zwłaszcza z małej instalacji fotowoltaicznej.

8.2. Laboratoryjna instalacja fotowoltaiczna na WIM uTPLaboratoryjną instalację fotowoltaiczną, funkcjonującą na budynku Wydziału Inżynierii

Mechanicznej UTP w Bydgoszczy przedstawiono na rysunku 8.5. W instalacji zastosowano polikrystaliczne moduły fotowoltaiczne o mocy całkowitej 3000W. Zamocowano je na da-chu budynku hali technologicznej WIM-UTP pod kątem 20 stopni.

W instalacji wykorzystano inwerter hybrydowy PowerRouter firmy Nedap Energy Sys-tems. Inwerter tego typu jest w pełni zintegrowanym system zarządzania energią elektrycz-ną. Instalacje fotowoltaiczne zbudowane w oparciu o ten inwerter umożliwiają stworzenie własnej sieci dla zrównoważenia energii produkowanej przez ogniwa fotowoltaiczne i ener-gii konsumowanej na potrzeby własne.

115


Rys. 8.5. Instalacja fotowoltaiczna na WIM UTP w Bydgoszczy: a, d- moduły PV, b- system pomiaro-wy, c- bank akumulatorów.

Uniwersalność urządzenia pozwala na podłączenie do niego w prosty sposób modułów fotowoltaicznych, odbiorników i banku akumulatorów. Automatyka inwertera hybrydowego pozwala na skonfigurowanie instalacji tak, aby wytworzona w ogniwach fotowoltaicznych energia była zużywana natychmiast, przechowywana w akumulatorach do późniejszego wy-korzystania, a po naładowaniu akumulatorów i w przypadku braku odbioru energia może być oddawana do sieci.

Ponadto inwerter można podłączyć do sieci Ethernet i dzięki portalowi internetowe-mu mypowerrouter.com (po zalogowaniu) można mieć wgląd na parametry pracy instalacji z dowolnego miejsca na Ziemi. Reasumując schemat działania zintegrowanego systemu fo-towoltaicznego 3w1 wygląda w sposób następujący (rys. 8.6):

a) wytworzona w modułach PV energia elektryczna jest dostarczana do PowerRouter’a, b) w razie potrzeby zasilania dowolnego odbiornika domowego, energia pobierana

jest z PowerRouter’a,c) niewykorzystana energia elektryczna zostaje zgromadzona w systemie baterii aku-

mulatorów,d) w przypadku zapotrzebowania na energię i braku słońca system wykorzystuje ener-

gię z baterii akumulatorów,e) w przypadku powstania nadwyżki energii, której nie można wykorzystać ani zaku-

mulować oddaje się ją do sieci (jeśli system oczywiście jest podłączony do sieci),f) za pomocą portalu internetowego www.mypowerrouter.com w każdej chwili można

monitorować i zarządzać produkcją i zużyciem energii (rys. 8.7).

116


Rys. 8.6. Działanie zintegrowanego systemu fotowoltaicznego 3w1 - PR30SB-BS/S24 [9]

117


Rys. 8.7. Przykładowe wyniki pomiarów parametrów pracy instalacji via mypowerrouter.com.

118


8.3. Monitoring parametrów instalacji fotowoltaicznej Systemy monitoringu są obecnie nieodłącznym elementem instalacji fotowoltaicznych.

Pomagają utrzymać maksymalną wydajność systemu oraz wskazywać ewentualne usterki już na początkowym etapie działania instalacji. Dzięki temu uniknąć przestojów w produkcji energii elektrycznej. Obecnie dla inwestora nie są istotne tylko sumaryczne dane energe-tyczne całego systemu, ale również dane chwilowe i bardziej szczegółowe - np. parametry stringów modułów PV.

Analizowana instalacja fotowoltaiczna została wyposażona w system monitoringu So-lar-LogTM. System ten umożliwia:

- monitorowanie aktualnej produkcji energii, - monitorowanie prędkość wiatru, - monitorowanie temperatury zewnętrznej otoczenia i temperatury modułów, - monitorowanie napromieniowania słonecznego, - monitorowanie zużytej energii spoza systemu z własnej produkcji, - monitorowanie wzrostu wydajności skumulowanej oraz jej zaplanowaną wartość, - monitorowanie energii oddawanej przez instalacje po stronie AC inwertera, - monitorowanie i analiza produkcji energii dla wybranego okresu, - monitorowanie maks. wydajności i zaplanowanej produkcji w wybranym okresie, - monitorowanie stosunku zaplanowanej produkcji do faktycznej, - monitoring parametrów na zdalnym komputerze oraz urządzeniach mobilnych, - monitorowanie stringów modułów PV.

Rys. 8.8. Wykorzystany w instalacji Solar-Log300 oraz przykładowe wyniki pomiarów [10].

Po zarejestrowaniu swojego urządzenia typu Solar-Log i podłączeniu go do Internetu można się zalogować na http://home.solarlog-web.pl do swojego systemu układu pomiaro-wego i mieć dostęp bieżących oraz wstecznych danych instalacji fotowoltaicznej. Przykład zarejestrowanych danych instalacji fotowoltaicznej zlokalizowanej na WIM -UTP w Byd-goszczy przedstawiono na rysunku 8.8.

8.4. PodsumowanieOlbrzymi postęp w technologii modułów i systemów fotowoltaicznych, a także funk-

cjonujące w Europie systemy wsparcia, wskazują, że źródła fotowoltaiczne mogą mieć

119


w niedalekiej przyszłości znaczny udział w globalnej produkcji energii elektrycznej, co mia-łoby istotny wpływ na ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, a zatem na poprawę stanu środowiska naturalnego.

Dzięki zastosowanemu systemowi typu PowerRouter maksymalnie udało się zoptymali-zować wykorzystanie energii elektrycznej. PowerRouter w zależności od sytuacji „decyduje” czy zużywać energię na bieżąco, oddawać ją do sieci czy też magazynować w akumula-torach. Do urządzenia można bezpośrednio podłączyć odbiorniki, sieć zewnętrzną, panele fotowoltaiczne oraz akumulatory. PowerRouter można podłączyć do Internetu, aby uzyskać podgląd na wszystkie parametry systemu (np. uzyski systemu fotowoltaicznego, pobór ener-gii, wydajność, poziom naładowania akumulatorów). PowerRouter można zdalnie aktuali-zować w zakresie oprogramowania i funkcji. Można także dokonywać zmian podczas pracy całego systemu.

Dotychczasowa praca z układem monitorującym Solar-LogTM pozwoliła bardzo efek-tywnie zarządzać analizowaną instalacją fotowoltaiczną na WIM UTP w Bydgoszczy. Zamiast kilku systemów monitoringu, Solar-LogTM oferuje jedno rozwiązanie, niezależnie od marki stosowanych inwerterów. Współczesne systemy monitorujące pozwalają wykryć źródło pro-blemu i szybko naprawić usterkę. Jest to możliwe dzięki ciągłej komunikacji pomiędzy np. So-lar-LogTM i inwerterem (lub inwerterami dla dużych instalacji), podczas której są one badane pod kątem nieprawidłowości. O ewentualnych odchyleniach system powiadamia poprzez SMS lub e-mail. Takie rozwiązanie pozwala błyskawicznie wyeliminować problemy.

Zaproponowane mobilne stanowisko do badań efektywności modułów fotowoltaicz-nych jest przykładem próby rozwiązania problemu badań modułów w warunkach rzeczywi-stych. Realizowane badania umożliwiają porównywanie modułów oferowanych na rynku nie tylko z punktu widzenia ich mocy szczytowej podawanej na tabliczce znamionowej.

9. INSTALACJA PV Z MAGAZYNEM ENERGII ELEkTRYCZNEJ

9.1. WprowadzenieNa rynku instalacji PV zaczyna zauważać się zjawisko powstawania instalacji dedyko-

wanych dla osób, które chcą w całości lub w znacznej mierze zużywać energię produkowaną przez instalacje fotowoltaiczne na własne potrzeby. Do tej pory tego typu instalacje były skomplikowane i wymagały kilku urządzeń, a także bardzo często nie mogły być przyłączo-ne do sieci lokalnego operatora elektroenergetycznego, a co za tym idzie wymagały dedyko-wanego obwodu, który miały zasilać [3, 4, 6].

Drugą wadą była żywotność akumulatorów, która w zależności od wybranej technologii gwarantowała pracę akumulatorów jedynie od 3 do 7 lat. Trzecim problemem była spadająca pojemność akumulatorów oraz konieczność utrzymania ich stanu naładowania na odpowied-nim poziomie.

Wszystkie powyższe problemy rozwiązują systemy których przykład stanowi przedsta-wiony w niniejszym rozdziale. Instalacja gromadzi nadwyżki energii elektrycznej, która jest produkowana przez instalacje fotowoltaiczną. Zagadnienie to przedstawiono na rysunku 9.1 oraz 9.2. Zgromadzone nadwyżki są wykorzystywane w momencie, kiedy wzrasta pobór energii, lub kiedy instalacja fotowoltaiczna nie produkuje energii elektrycznej. W przypadku, kiedy wystąpi awaria sieci elektroenergetycznej, sieć domowa zostaje odłączona poprzez urządzenie sterujące. Dzięki takiemu rozwiązaniu, jeżeli posiadamy naładowaną baterię lub

120


instalacja fotowoltaiczna pracuje, dom może być dalej zasilany przez energię elektryczną. W przypadku instalacji hybrydowej, całą energię, którą wyprodukujemy - zużyjemy. Mimo wyższych nakładów inwestycyjnych niż przy instalacji On Grid, zwrot poniesionych kosz-tów może być zdecydowanie krótszy, dzięki wykorzystywaniu 100% produkowanej energii na swoje potrzeby. Dla użytkownika takiej instalacji oznacza to, że rachunki za energię elek-tryczną będą bliskie zeru. Takie rozwiązanie uniezależnia od dostawcy energii elektrycznej oraz daje gwarancję, że nawet w przypadku awarii sieci nasz dom będzie zasilany [6].

Rys. 9.1a. Ogólny schemat popytu i podaży prądu w gospodarstwie domowym - Źródło: RENEW ECONOMY

Pozostaje sobie postawić pytanie czy przydomowe magazyny energii rozwiążą problem braku korelacji pomiędzy czasem najwyższej produkcji energii z paneli w ciągu dnia a cza-sem najwyższego zapotrzebowania na energię w domach?

Rys. 9.1b. Schemat popytu i podaży prądu w gospodarstwie domowym wyposażonym w system pro-dukcji i magazynowania energii - Źródło: RENEW ECONOMY

121


W Niemczech, co trzecie gospodarstwo domowe z systemem fotowoltaicznym posiada akumulatory. Niemcy uruchomili dopłaty do systemów z magazynami energii z nadzieją, że cena tych komponentów spadnie. kiedy tylko Tesla przedstawił swój nowy akumulator dla systemów domowych, Powerwall, którego koszt wynosi ok. 350 dolarów/kWh (do 2020 pla-nowany jest spadek tej ceny do 200 dolarów/kWh), temat przechowywania energii w przydo-mowych akumulatorach stał się znów popularny. Po przedstawieniu przez Teslę możliwości korzystania z energii z paneli fotowoltaicznych w czasie najwyższego zapotrzebowania, za-częto się zastanawiać, czy do niedawna drogi system magazynowania zastąpi net-metering oraz sprawi, że systemy off-gridowe znacznie zyskają na popularności [3, 4].

9.2. Magazynowanie energii elektrycznejW zakresie magazynowanie energii elektrycznej stawce rynkowej przewodzą dziś aku-

mulatory litowo-jonowe, ogniwa oparte o prosty i wydajny mechanizm elektrochemiczny (rys. 9.2). Nie trzeba ich rozładowywać do końca, co było wadą poprzedniej generacji aku-mulatorów niklowych, dobrze znoszą szybkie ładowanie, są chwilowo bezkonkurencyjne jeśli chodzi o gęstość gromadzonej energii (2,5-5 razy więcej na jednostkę masy niż aku-mulator kwasowo-ołowiowy) i wykazują jeszcze pewien potencjał rozwojowy. Przykładem rozwoju rynku niech będzie oferta cenowa firmy Tesla w zakresie domowych magazynów energii (rys. 9.3).

Rys. 9.2. Zdolność gromadzenia energii wybranych technologii baterii [4, 6]

122


Rys. 9.3. Spadek średniej ceny ogniw Li-ion w USA [4, 6]

Systemy mniejsze lub większe, nawet o pojemności rzędu 1 MWh i megawatowej mocy są już komercyjnie dostępne, także z przeznaczeniem dla lokalnych, izolowanych sieci ener-getycznych opartych o OZE. Takie układy będą się tworzyć w miarę rozwoju energetyki od-nawialnej, ale popyt na magazyny do nich trudno porównywać z sukcesem Tesli. W dodatku większość dostępnych urządzeń jest opartych jeszcze na akumulatorach kwasowo-ołowio-wych, których parametry znacznie ustępują ogniwom litowo-jonowym.

Baterie te przez ostatnie 20 lat staniały znacząco, ale tempo spadku ostatnio wyhamowa-ło. W miarę szlifowania technologii produkcji decydującą rolę w cenie zacznie grać znacz-ny udział surowców, a zwłaszcza samego litu. Metal ten jest bardzo rozpowszechniony, ale jednocześnie rozproszony i nadające się do eksploatacji złoża nie są zbyt wielkie. W do-datku ponad połowa zasobów jest skoncentrowanych na dnie wyschniętych słonych jezior na pograniczu Argentyny, Boliwii i Chile. Spadek kosztów wytwarzania może więc zostać zniweczony przez wzrost cen. Zwłaszcza, że potencjalnie znacznie lepsza bateria – litowo-siarczkowa także będzie oparta na tym pierwiastku.

W krajach, w których dozwolony jest pełny net-metering, nie jest jasne, jak mógłby on zostać całkowicie zastąpiony poprzez przydomowe systemy magazynowania. W koń-cu sam net-metering traktuje sieć elektroenergetyczną jak tymczasowy magazyn energii. Zalety tradycyjnego magazynowania energii są w tym przypadku ograniczone. Nie mniej jednak, w miejscach, gdzie nie obowiązuje net-metering lub gdzie jest on obciażony znacz-nymi dodatkowymi opłatami (tj. za przesył i dystrybucję), tanie przydomowe magazyny energii mogą stanowić doskonałe rozwiązanie. Możliwe, że będzie to również dotyczyć polskiego rynku.

Są kraje, w których rozliczanie w postaci net-meteringu funkcjonuje od wielu lat i gdzie zakłady energetyczne zaczęły z czasem opóźniać przyłączanie nowych instalacji fotowolta-icznych. To spowodowało z kolei konieczność wymiarowania systemów fotowoltaicznych w ten sposób, by produkcja energii z tych systemów pokrywała wyłącznie zapotrzebowanie,

123


nie generując znacznych nadwyżek. Tacy klienci mogliby stanowić w przyszłości potencjal-ny rynek dla przydomowych magazynów energii.

Co więcej, opłacalność systemów fotowoltaicznych, które korzystają z akumulatorów połączeniu z magazynami energii w dużym stopniu zależy od struktur stawek za energię elektryczną. Magazynowanie energii będzie miało sens w momentach, gdy stawki w godzi-nach szczytowych są znacznie wyższe od stawek za energię w godzinach pozaszczytowych. Nie mniej jednak, zdarza się, że konsumenci energii wcale nie korzystają z taryf strefo-wych albo sprzedawca energii nie daje im takiej możliwości. Jeśli natomiast fluktuacje taryf dziennych są znaczne w porównaniu z taryfami nocnymi, powoduje to powstanie dylematu pomiędzy wyborem większego systemu fotowoltaicznego a większym magazynem energii.

9.3. Budowa laboratoryjnej instalacji fotowoltaicznej z magazynem energiiLaboratoryjną instalację fotowoltaiczną, funkcjonującą na budynku 3.2 Wydziału Inży-

nierii Mechanicznej UTP w Bydgoszczy przedstawiono na rysunku 9.4. W instalacji zastoso-wano monokrystaliczne moduły fotowoltaiczne o mocy całkowitej 5000W. Zamocowano je na dachu budynku hali technologicznej WIM-UTP pod kątem 20 stopni.

Rys. 9.4. Instalacja fotowoltaiczna na dachu budynku 3.2 WIM UTP w Bydgoszczy

W instalacji wykorzystano system Fronius Symo Hybrid 5.0-3-S. Trójfazowy falownik o mocy 5,0 kW umożliwia gromadzenie w akumulatorze nadmiaru energii wygenerowanej przez instalację fotowoltaiczną. Tego typu układ charakteryzuje się maksymalny udział zu-życia energii na potrzeby własne i maksymalna niezależność od dostaw energii.

124


Rys. 9.5. Fronius Symo Hybrid 5.0-3-S S24, Fronius Smart Meter oraz Fronius Solar Battery [6]

W ten sposób nadmiar energii solarnej można wykorzystać w okresach, gdy tej energii jest mało lub też, gdy w ogóle nie jest wytwarzana. Dzięki funkcji zasilania awaryjnego gospodarstwo domowe może być optymalnie zasilane energią także w przypadku przerw w dostawie energii konfiguracja i wizualizacja instalacji jest możliwa za pośrednictwem zin-tegrowanego serwera www z interfejsem graficznym, zarówno przez WLAN, jak i Ethernet. Ładowanie akumulatora bezpośrednio od strony DC instalacji PV (ang. DC-coupling) za-pewnia także maksymalny współczynnik sprawności całej instalacji.

Do akumulowania energii elektrycznej wykorzystywany jest Fronius Solar Battery - to wydajna technologia litowo-żelazowo-fosforanową, która gwarantuje długą żywotność, krótkie czasy ładowania i dużą głębokość rozładowania. Pojemność akumulatora Fronius Solar Battery można dostosować do indywidualnych potrzeb klienta, a także rozszerzać w późniejszym czasie. Zakres pojemności baterii akumulatorów wynosi od 4,5 do 12kWh.

125


(1) Moduły PV -> Falownik -> Sieć nN.(2) Moduły PV -> Falownik -> Bateria akumulatorów.

(3) Bateria akumulatorów -> Falownik -> Sieć nN.(4) Sieć nN -> Falownik -> Bateria akumulatorów.

Rys. 9.6. Ideowy schemat instalacji [6]

Przy prawidłowo dobranym rozmiarze generatora fotowoltaicznego można uzyskać peł-ną niezależność energetyczną budynku 1-rodzinnego. Statystycznie jedna osoba w gospo-darstwie domowym zużywa 2kWh energii na dobę. Bateria akumulatorów pozwala na pracę bez zasilania z zewnątrz przez 24 godziny/dobę. System uzupełniany jest również o tzw. Fronius Smart Meter czyli dwukierunkowy licznik służący do optymalizacji zużycia wła-snego i rejestracji krzywej obciążenia gospodarstwa domowego. W połączeniu z portalem online Fronius Solar.web. Fronius Smart Meter umożliwia przejrzystą prezentację własnego zużycia energii elektrycznej.

126


9.4. Monitoring parametrów instalacji fotowoltaicznej Systemy monitoringu są obecnie nieodłącznym elementem instalacji fotowoltaicznych.

Pomagają utrzymać maksymalną wydajność systemu oraz wskazywać ewentualne usterki już na początkowym etapie działania instalacji. Dzięki temu uniknąć przestojów w produkcji energii elektrycznej. Obecnie dla inwestora nie są istotne tylko sumaryczne dane energe-tyczne całego systemu, ale również dane chwilowe i bardziej szczegółowe - np. parametry stringów modułów PV.

Rys. 9.7. Wykorzystany w instalacji system monitorowania - przykładowe wyniki pomiarów monito-ringu

Wykorzystywany do badań Fronius Solar.web w wersji premium umożliwia między in-nymi:

- Analizę zużycia energii na potrzeby własne.- Stały podgląd zużycia energii do kontroli kosztów.- Wizualizację i analizę systemów magazynowania energii.

127


- Eksport danych w formacie CSV z informacją o zużyciu na potrzeby własne.- Monitoring na poziomie pojedynczego trakera MPP.- Indywidualne raportowanie.

Rys. 9.8a. Wykorzystany w instalacji system monitorowania - przykładowe wyniki pomiarów

Rys. 9.8b. Wykorzystany w instalacji system monitorowania - przykładowe wyniki pomiarów

Producenci inwerterów fotowoltaicznych zaczynają wprowadzać na rynek dedykowane rozwiązania, które pozwolą na optymalizację autokonsumpcji energii z domowych instala-

128


cji PV dzięki możliwości przetrzymania niewykorzystanych nadwyżek energii i zużycia jej w momencie, gdy odpowiedniej podaży nie zapewnia instalacja fotowoltaiczna. Jeszcze kilka lat temu rozwój rynku domowych instalacji fotowoltaicznych, napędzany w Europie głównie przez atrakcyjne stawki za sprzedaż energii do sieci, nie tworzył zapotrzebowania na rozwiązania optymalizujące wykorzystanie energii z domowych instalacji PV na użytek własny ich właścicieli. Ta sytuacja jednak bardzo się zmieniła.

Najlepszym tego przykładem są Niemcy, gdzie w ostatnich latach znacznie zmniejszo-no stawki sprzedaży energii z domowych instalacji fotowoltaicznych i gdzie teraz o wiele bardziej opłaca się wykorzystać jej jak najwięcej na własny użytek, oszczędzając na energii niezakupionej od operatora, której koszt jest niemal 3-krotnie wyższy niż stawki sprzedaży energii do sieci.

Jedną z ważniejszych wiadomości dla globalnej branży fotowoltaicznej w 2015 r. było rozpoczęcie sprzedaży domowych magazynów energii przez Teslę. Obecnie koszt produktu o nazwie Powerwall to 3 tys. dolarów, jednak imponujące plany Tesli dają nadzieję na obni-żenie jego ceny. Rozwój domowych magazynów energii tworzy perspektywiczny rynek dla producentów inwerterów, w zakresie rozwiązań, które będą współpracować z systemami ma-gazynowania energii i dzięki którym będzie możliwa optymalizacja wykorzystania energii z PV na własny użytek. Rozwój w kierunku systemów zakładających magazynowanie ener-gii sygnalizują komunikaty czołowych producentów inwerterów.

SMA i Fronius, podały, że wprowadzają na rynek nowe inwertery, które mogą współ-pracować z Powerwall i innymi magazynami energii pracującymi na wysokim napięciu. W przeciwieństwie do większości domowych magazynów energii, które zaczynają pojawiać się na rynku, Powerwall nie ma wmontowanego inwertera DC-AC. Dla odbiorców końco-wych wykorzystanie magazynu energii oznacza większą niezależność od zakładów energe-tycznych. W ciągu ostatniego roku łączna liczba domowych magazynów energii w Niem-czech podwoiła się do około 30 tys. To zasługa spadku cen. SMA zapewnia, że inwestycja w Powerwall Tesli i jego nowy inwerter daje możliwość magazynowania energii po kosztach podobnych do tych, które ponoszą niemieckie gospodarstwa domowe w przypadku zakupu energii z sieci. SMA i Fronius zapewniają ponadto, że ich nowe inwertery można zastoso-wać wraz z domowym magazynem energii w już istniejących instalacjach fotowoltaicznych. SMA szacuje wartość globalnego rynku magazynowania energii w średnim okresie na około 0,5 mld euro – 1,2 mld euro.

koszt magazynu Powerwall 7 kWh to 3 tysiące dolarów, czyli 429 USD/kWh, natomiast koszt wersji 10 kWh to 3,5 tysiąca dolarów, czyli 350 USD/kWh. Szacuje się, że baterie te pozwolą na magazynowanie energii tańsze od obecnych rozwiązań nawet o ok. 60%.

10. POdSuMOWANIE I WNIOSkIZastosowania dla źródeł fotowoltaicznych obejmują obecnie moce rzędu megawatów,

które mogą zapewnić autonomię zasilania i zmniejszyć zużycie energii pozyskiwanej ze źródeł konwencjonalnych. Źródła fotowoltaiczne mogą być formowane z dowolnej liczby modułów, co pozwala na ich wykorzystanie zarówno w systemach rozproszonych, przewi-dzianych do zasilania pojedynczych odbiorców, jak również w systemach scentralizowanych oddających energię do krajowych sieci energetycznych.

129


Olbrzymi postęp w technologii modułów i systemów fotowoltaicznych, a także wpro-wadzane systemy wsparcia, wskazują, że źródła fotowoltaiczne mogą mieć w niedalekiej przyszłości znaczny udział w globalnej produkcji energii elektrycznej, co miałoby istotny wpływ na ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, a zatem na poprawę stanu środowiska naturalnego.

Analizując wyniki badań dla przyjętego w pracy zakresu trzech kątów i wpływu za-ciemnienia jednego ogniwa w module, można stwierdzić, że dla warunków pogodowych i pory przeprowadzonych badań największy wpływ na kształt charakterystyki miała zmiana kąta pochylenia. Największą wartość liczbową (145,9 W) mocy maksymalnej uzyskano dla kąta 45o, a najniższą (68,4 W) dla kąta pochylenia 0o. Zmiana natężenia promieniowanie padającego na powierzchnię modułu nie wpływała znacznie na napięcie otwartego obwodu, powoduje jednak znaczące zmiany wartości generowanego prądu.

Jak pokazały wstępne badania przeprowadzone w dość ograniczonym zakresie, przy zmianach płaszczyzny położenia modułu PV uzyskano 53% różnicę w wartościach liczbo-wych mocy maksymalnej, co pozwala wnioskować, że problem wart jest dalszych dociekań badawczych.

Aby bardziej zgłębić zagadnienia wpływu warunków rzeczywistych na charakterystyki

pracy modułów fotowoltaicznych, warto również przeprowadzić inne badania takie jak np.:- Zależność rezystancji optymalnej, mocy maksymalnej, prądu zwarcia i napięcia

otwartego obwodu od natężenia promieniowania,- Obliczenia rezystancji optymalnej i sporządzenie charakterystyki Ropt=f(P),- Wpływ kąta pochylenia na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,- Wpływ kąta azymutu na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,- Wpływ natężenia promieniowania na moc maksymalną przy stałym obciążeniu,- Wpływ kąta azymutu na charakterystykę U-I,- Sporządzenie wykresu ISC =f(β) w całym zakresie 0-90o,oraz wykonać dobową rejestracje parametrów pracy instalacji fotowoltaicznej wchodzą-

cej w skład stanowiska.

W celu usprawnienia badań i poprawienia ich dokładności, szczególnie przy wyzna-czaniu charakterystyk I-U niezbędne jest dodatkowe sztuczne źródło światła o odpowiednio dużej mocy.

Badanie wpływu zacienienia pokazało jak znaczny wpływ ma ono na wydajność i po-winno być w jak najwyższym stopniu eliminowane. Podczas montażu modułów fotowol-taicznych należy zwracać ogromną uwagę na stałe elementy otoczenia takie jak wysokie obiekty budowlane, słupy, przewody energetyczne, drzewa, itp. Podczas eksploatacji rów-nież należy pamiętać aby utrzymywać powierzchnie modułu w czystości, zalegające liście, śnieg, ptasie odchody, a nawet kurz spowoduje, że wydajność całego systemu PV znacznie spadnie.

Podsumowując:1. Na efektywność pracy instalacji PV wpływa odpowiedni dobór mocy, typu ogniwa

oraz prawidłowa instalacja i eksploatacja.

130


2. Chwilowe moce wytwarzane przez panele PV mogą różnić się od podanych przez producenta co wynika z różnicy warunków pracy w porównaniu z warunkami labo-ratoryjnymi.

3. Nowa ustawa o OŹE może zapewnić znaczny rozwój mikro i małych instalacji PV w Polsce.

4. Realizowane badania umożliwią porównywanie modułów oferowanych na rynku nie tylko z punktu widzenia ich mocy szczytowej.

5. Zaproponowane stanowisko do badań efektywności modułów fotowoltaicznych jest przykładem próby rozwiązania problemu badań modułów w warunkach rze-czywistych.

131


11. LITERATuRA

11.1. książki, skrypty i publikacje[1] Jastrzębska G.: Odnawialne źródła energii i pojazdy proekologiczne. Wydawnictwo Naukowo-Techniczne,

wyd. II, Warszawa 2009.[2] krawiec F.: Odnawialne źródła energii w świetle globalnego kryzysu energetycznego. Wybrane problemy.

Wydawnictwo Difin. Warszawa 2010.[3] klugman-Radziemska E.: Odnawialne źródła energii. Przykłady obliczeniowe. Wyd. IV, Wydawnictwo Poli-

techniki Gdańskiej, Gdańsk 2011.[4] klugman-Radziemska E.: Fotowoltaika w teorii i praktyce. Wydawnictwo BTC Legionowo 2010.[5] Lewandowski W.M.: Proekologiczne odnawialne źródła Energii. Wydanie IV. Wydawnictwo Naukowo-Tech-

niczne. Warszawa 2010.[6] Ligus M.: Efektywność inwestycji w odnawialne źródła energii. Wydawnictwo CeDeWu. Warszawa 2010.[7] Mroziński A.: Recykling ogniw fotowoltaicznych. Inżynieria i Aparatura Chemiczna, Nr 5/2010, Vol. 49 (41),

str. 85-86[8] Mroziński A.: Wspomaganie komputerowe projektowania instalacji solarnych. Ekologia i Technika, Vol. 109,

nr 6 (2010), str. 368-378[9] Nowak W., Stachel A.A., Borsukiewicz-Gozdur A.: Zastosowania odnawialnych Źródeł Energii. Wydawnic-

two Naukowe Politechniki Szczecińskiej, Szczecin 2008.[10] Olchowik J.M.: Cienkie warstwy w strukturach baterii słonecznych. Wydawnictwo Uczelniane Politechniki

Lubelskiej, Lublin 2004.[11] Paruch J, Gałusza M.: Odnawialne i niekonwencjonalne źródła energii - poradnik. [12] Pluta Z.: Słoneczne instalacje energetyczne. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa

2008.[13] Sarniak M.: Podstawy fotowoltaiki. Wydawnictwo Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2008.[14] Skibowski M., Mroziński A.: Badanie efektywności działania modułów fotowoltaicznych do wytwarzania

odnawialnej energii elektrycznej. Zbiór rozpraw pod redakcją J.k. Garbacza: Diagnozowanie stanu technicz-nego środowiska, Metody badawcze - prognozy, Prace komisji ekologii i ochrony środowiska BTN, tom VI, Bydgoszcz 2012, str. 249-256

[15] Smoliński S.: Fotowoltaiczne źródła energii i ich zastosowania. Wydawnictwo SGGW, Warszawa 1998.[16] Szkolenie z fotowoltaiki – Ogólnopolski cykl szkoleń z zakresu fotowoltaiki prowadzony przez Politechnikę

Warszawską, Bydgoszcz 2012.[17] Wacławek M, Radzewicz T.: Ogniwa Słoneczne Wpływ Środowiska Naturalnego na ich Pracę. Wydawnictwa

Naukowo-Techniczne, Warszawa 2011.

11.2. dane uzyskane za pośrednictwem Internetu[18] http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis[19] http://www.pv.pl[20] http://www.fotowoltaika.com.pl[21] http://www.fotowoltaika.edu.pl[22] http://www.mg.gov.pl[23] http://www.solar-energy.pl[24] http://www.reo.pl[25] http://www.pvs.agh.edu.pl[26] http://www.solaris18.blogspot.com[27] http://www.selfa-pv.com[28] http://www.solar-systems.pl[29] http://www.pvsyst.com

132


11.3. Normy[30] IEC 61215 - INTERNATIONAL STANDARD - Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules -

Design qualification and type approval[31] INTERNATIONAL STANDARD - IEC 61646 - Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design

qualification and type approval[32] IEC 61853 - INTERNATIONAL STANDARD - Photovoltaic (PV) module performance testing and energy

rating - Part 1: Irradiance and temperature performance measurements and power rating[33] PN-EN 50380:2003 - karta danych i informacyjna tabliczka znamionowa modułów fotowoltaicznych

11.4. ustawy i regulacje prawne[34] Dyrektywa Europejska 2009/28/WE

Documents

INŻYNIERIA INSTALACJI FOTOWOLTAICZNYCH...systemów PV do zasilania specjalistycznych urządzeń stosowanych do badań kosmicznych. Dalszy rozwój ogniw fotowoltaicznych z krzemu krystalicznego