PARCURILE FOTOVOLTAICE

PARCURILE FOTOVOLTAICE

Dezvoltarea unui proiect de parc fotovoltaic va cuprinde următoarele faze: proiectul, studiu de prefezabilitate,studiu de fezabilitate, dezvoltarea și design-ul, construcţia , probele funcţionale , punerea în funcţiune și mentenanţa în exploatare. În general, fiecare fază succesivă faza presupune și un anumit nivel de cheltuieli, dar reduce riscul şi incertitudinea proiectului.În practică , trecerea prin aceste etape nu este strict liniară, cantitatea de timp şi bugetul financiar consumat în fiecare etapă pot varia,în funcţie de priorităţile şi nivelul de risc asumat al dezvoltatorului. O structură recomandabilă uzuală pentru studiile de prefezabilitate și fezabilitate includ elementele de mai jos

• Realizare unui plan detaliat al site-ului (locaţiei). • Calculul de resurse solare şi de mediu caracteristice. • Studiu de umbrire (clădiri şi obstacole în apropiere și în depărtare). • Planul zonei potrivite pentru dezvoltarea parcului FV. • Evaluarea variantelor tehnologice evaluare cost /beneficiu pentru locaţia proiectului: • Alegerea tipul de module fotovoltaice. • Structura de montaj a sistemului. • Schiţa proiectului sistemului. • Cerere pentru permisiunea de realizare a proiectului. • Conectarea la reţea - o evaluare mai detaliată a riscului, costurilor şi duratei. • Pevizionarea randamentelor energetice. • Modelarea financiară.

Faza de dezvoltare a proiectului de la studiul de fezabilitate până la încheierea exerciţiului financiar al proiectului, este în principiul alcătuită din:

• Pregătirea şi depunerea cererilor de autorizare pentru propunerea de proiect de parc fotovoltaic. • Pregătirea şi depunerea cererii de conectare la reţea. • Revizuirea proiectului funcţie de acordurile primite . • Decizie privind strategia de contractare (proiect la cheie sau contract cu diverși contractanţi pe diferitele segmente în parte). • Decizie privind modul de finanţare. • Selecţia de oferte pentru modulele solare fotovoltaice. • Selecţia de furnizori pentru restul echipamentelor necesare. • Pregătirea documentaţiei de licitaţie și de construcţie. • Selecţia antreprenorului. • Negocierea contractelor. • Completarea proiectului cu previziune randamentului energetic al parcului . • Pregătirea unui model financiar care să acopere întreaga durată de viaţă a parcului fotovoltaic. • Finalizarea unei analize de risc a proiectului. • Evaluarea impactului asupra mediului. • Realizarea unui raport de proiect detaliat. • Asigurarea finanţării pentru proiect.

Faza de proiectare ( design-ul ) va pregăti detaliile şi documentaţia necesară pentru a permite licitaţia şi construirea unui parc fotovoltaic.

Selecţia site-ului ( locaţiei )

Selectarea unui site potrivit este o parte esenţială a dezvoltării unei soluţii viabile pentru proiectul unui parc fotovoltaic. În selectarea unui site, scopul este de a maximiza producţia şi pentru a minimiza costurile. Principalele constrângeri care trebuie să fie evaluate includ:

• Resursa solară - iradierea globală orizontală,variaţia anuală multianuală a acesteia, impactul fenomenului de umbrire. • Climatul local - inundaţii, vânturile puternice, zăpada şi temperaturile extreme. • Suprafata disponibilă - zona necesară pentru amplasarea module în funcţie de tehnologia aleasă, cerinţele referitoare la drumurile de acces, unghi de înclinare şi minimi-zarea distanţei între rânduri pentru eliminarea fenomenului de umbrire. • Utilizarea terenurilor - acest lucru va afecta costul terenului şi implicaţiile asupra mediului . Impactul altor utilizatori asupra terenurilor din locaţie trebui să fie luate în considerare. • Topografic – suprafeţele plane și orientate spre Sud sunt de preferat pentru proiec-tele din emisfera nordică. • Geotehnic - inclusiv luarea în considerare a apelor subterane, rezistivitate, proprie-tăţile portante ale solului,nivelul pH-ului şi gradul de risc seismic. • Implicaţii juridice - zonele sensibile din punct de vedere litigios ar trebui să fie evitate. • Accesibilitate - apropierea de drumurile existente, necesarul de drumuri noi. • Conectarea la reţea - costul, termenele de conectare, capacitatea tehnică,nivelul de tensiune ,proximitatea şi disponibilitate. • Murdărirea modulelor incluzând condiţiile meteo locale , condiţiile de mediu , şi factorii de influenţă de natură umană și de către animalele sălbatice. • Disponibilitatea apei - o sursă de apă este necesară pentru curăţarea modulelor. • Stimulente financiare - tarifele şi alte stimulente ,precum și durata de aplicarea a acestora.

Predicţia randamentului energetic Predicţia randamentului energetic oferă baza pentru calculul veniturilor proiectului. Scopul este de a prezice media producţiei de energie anuală ptr. durata de viaţă propusă pentru parcul fotovoltaic. Nivelul de precizie va depinde de stadiul de dezvoltare a proiectului. Pentru a estima cu exactitate energia produsă dintr-un parc FV, este nevoie de informaţii cu privire la resurse solare şi condiţiile de temperatură ale site-ului. De asemenea, sunt necesare date şi specificaţiile tehnice ale componentelor acestor parcuri.

Proiectul instalaţiei

Proiectare unei instalaţii FV implică o serie de compromisuri care vizează realizarea unui cost cât mai mic posibil al energiei electrice produse. Alegerea tehnologiei corespun-zătoare (mai ales la module şi invertoare), este de o importanţă deosebită.Selectarea unui modul necesită evaluarea unei game complexe de variabile.Această evaluare va include,cel puţin costul, de puterea de ieşire, avantajele / dezavantajele tipul de tehnologie, calitatea,

răspuns spectral, de performanţă în condiţii de lumină redusă, putere nominala,nivelul de toleranţă, rata de degradare şi termenul de garanţie. Factorii care trebuie luaţi în considerare atunci când selectăm invertoarele sunt com-patibilitatea cu tehnologia modulelor, respectarea codului reţelei şi a altor reglementări aplicabile, dispunerea invertorului,fiabilitatea, disponibilitate a sistemului, service, modu-laritatea,cerinţele de telemetrie, localizarea invertorului, de calitate şi de cost. În proiectarea configuraţiei site-ului, următoarele aspecte sunt importante:

• Spaţierea rândurilor pentru a reduce umbrirea reciprocî , ca şi pierderile asociate fenomenul de umbrire. • Minimizarea lungimii de dispunere a cablului pentru a reduce pierderile electrice asociate . • Prevederea unei distanţe suficientă între rânduri pentru a permite accesul în scopuri de întreţinere. • Alegerea unui unghi de înclinare, care să optimizeaze anual randamentul energetic în funcţie de latitudinea site-ului şi distribuirea anuală a resurselor solare. • Orientarea modulelor pe o direcţie care să aducă anual maximul de putere de prod. În emisfera de nord, aceasta va de obicei, Sudul.

Design-ul părţii electrice a unui proiect FV poate fi împărţită în partea de sistem de curent continu si sisteme de curent alternativ. Sistemul de curent continu conţine următoarele

• Șirurile de module fotovoltaice. • Invertoare. • Cablele de c.c. (între modulele din șir, de la șir la cablul principal). • Conector de c.c. (fişe şi prize de curent). • Cutii de joncţiune / combinatoare. • Elemente de conectare/ deconectare -switch-uri. • Dispozitive de protecţie. • Sistemul de legare la pământ.

Sistemul de curent alternativ conţine următoarele • Cable de curent alternativ. • Comutatoare. • Transformatoare. • Substaţii. • Sistemul de legare la pământ şi protecţia la supratensiuni.

Toate aspectele atât pe partea de c.c ,cât și pe partea de c.a. ar trebui să fie verificate şi optimizate.Potenţialului economic câştigurile de la o astfel de analiză sunt mult mai mari decât costul pe care-l presupune această verificare și optimizare. În scopul de a realiza o instalaţie de înaltă performanţă din punct de vedere fotovol-taic,încorporarea de sisteme pentru achiziţie automată a datelor şi de monitorizare este esenţială. Acest lucru permite ca producţia parcului fotovoltaic să fie monitorizată şi apoi comparată cu calculele efectuate iniţial referitor la iradierea solară pentru a face corecţiile necesare. Inadvertenţele pot fi apoi detectate si remediate înainte de a avea un efect sem-nificativ asupra producţiei. În plus, centralele electrice în mod uzual, trebuie să ofere prognoza pe 24 de ore (în pași de câte jumătate de oră ) la operatorul de reţea.Aceste previziuni ajuta operatorii de reţea pentru a asigura continuitatea în aprovizionare. Selectarea tehnologiilor adecvate şi optimizarea principalele sisteme electrice este în mod clar vitală. Alături de acestea trebuie luat în considerare în detaliu infrastructura înconjurător, inclusiv structurile pe care se montează modulele fotovoltaice,sitemele de control ,construcţiile anexe și drumuri de acces precum şi sistemele de securitate și de supraveghere ale site-ului.Sistemele trebui să fie relativ

simplu de proiectat şi realizat, erori în aceste sisteme pot avea un impact disproporţionat asupra proiectului.

Autorizaţii și licenţe

Cerinţele de autorizare şi licenţiere variază, în funcţie de locul de amplasare a proiectului, de tipul de autorizaţii sau licenţe . De obicei autorizaţiile și licenţele necesare pentru proiectele de energie regenerabilă includ:

• Titlul de proprietate sau contract de închiriere a terenului. • Certificatul de urbanism emis de autorităţile locale • Evaluarea impactului asupra mediului.(Acordul de mediu – studiu de impact) • Autorizaţia de construcţie / obţinerea acordurilor legale. • Avizul tehnic de racordare la reţea. • Acordul de principiu pentru preluarea puterii produse • Licenţierea ,după caz , a parcului fotovoltaic. ( Anexa 1.)

Construcţia

Gestionarea fazei de construcţie a unui parc fotovoltaic trebuie să fie în conformitate cu cele mai bune practici de management al construcţilor.Scopul ar trebui să fie pentru a construi proiectul la nivelul cerut de calitate , în termenul şi la costurile preconizate. În timpul realizării construcţiei, impactul asupra mediului , precum şi problemele de sănătate şi de siguranţă ale forţei de muncă (şi alte persoane afectate) ar trebui să fie, de asemenea, gestionat cu atenţie.Respectarea standardelor și normativelor în domeniu poate facilita finanţarea unui proiect de acest fel. Probleme tipice care apar în timpul construcţiei unei proiect FV includ:

• Fundaţii care nu sunt adaptate la condiţiile de sol. • Descoperirea de substanţe periculoase / contaminate în timpul săpăturilor. • Orientarea incorectă a modulelor. • Dimensionarea necorespunzătoare a structurii de montaj din punctul de vedere a rezistenţei la influenţa vântului. • Strângerea necorspunzătoare a șuruburilor prin utilizarea incorectă a chei dinamome-trice. • Avarierea cablurilor în timpul construcţiei / instalării. • Întârzâierea conectării la reţea. • Nefinalizarea construcţiei din cauza condiţilor meteorologice. • Distanţa insuficientă între rânduri pentru accesul vehiculelor.

În timp ce unele dintre aceste probleme pot creea probleme minore,altele pot cauza probleme costisitoare. Pe toată durata execuţiei supravegherea antreprnorului (antrepre-norilor) importantă,folosind serviciile unui diriginte de șantier cu experienţă chiar dacă uneori se consideră că execuţia și supravegherea se poate face în regie propie.

Punerea în funcţiune Punerea în funcţiune ar trebui să demonstreze cele trei criterii principale:

• este realizată din punct de vedere structural si electric în condiţii de siguranţă. • este suficient de robust (structural şi electric),pentru a opera pe toată durata de viaţă proiectată. • funcţionează aşa cum a fost proiectat şi producţia de en. elec. este cea previzionată.

Testele de punere în funcţiune în mod normal, sunt împărţite în trei grupe:

• Teste vizuale de acceptare. Aceste teste au loc înainte ca oricare din sistemele de c.c. sau c.a. să fie puse sub tensiune şi constau dintr-o inspecţie detaliată a tuturor com-ponentelor parcului fotovoltaic.

• Teste înaintea conectării la reţea. Acestea includ un test la tensiunea de deschi-dere și un test la curentul de scurtcircuit.Aceste teste trebuie să aibă loc înainte de rea-lizarea conectării la reţea.

• Teste după conectarea la reţea . Odată ce parcul fotovoltaic este conectat la reţea, trebuie efectuat un test de curent continu .Ulterior, raportul de performanţă a parcului fotovoltaic se măsoară şi se compară cu valoarea stabilită prin proiect.De asemenea tre-buie efectuat un test de disponibilitate, de obicei pentru o perioadă de 5 zile.

Exploatare şi întreţinere

În comparaţie cu majoritatea altor tehnologii generatoare de energie,parcurile foto-voltaice au cerinţe și costuri reduse de întreţinere.Cu toate acestea, întreţinerea adecvată a unei instalaţii fotovoltaice este esenţială pentru optimizează consumul de en. electrică produsă şi de a maximiza durata de viaţă a sistemului. Întreţinerea constă în:

• întreţinerile programate sau preventive - planificate în prealabil având drept scop prevenirea apariţiei defectele care pot apărea,precum şi pentru a menţine parculu fotovoltaic în condiţii normale de operare la un nivel optim de performanţă energetică. • întreţinere neprogramată - efectuată în urma apariţiei unor defecte pe parcursul funcţionării.

Întreţinerile programate includ: • Curăţarea modulelor. • Verificarea integrităţii conectoarelor de la module. • Verificarea cutiilor de joncţiune / de distribuţie. • Detectarea termografică de defecte. • Măsurarea parametrilor de funcţionare a invertoarelor. • Inspectarea integrităţii mecanice a structurii de montaj. • Controlul și curăţirea vegetaţiei. • Evaluarea efucacităţii operaţiunilor de întreţinere programată și de service. Întreţinerile neprogramate cel mai des întâlnite sunt: • Refacerea conexiunile prin cablu, care s-au desfăcut. • Înlocuirea siguranţe arse. • Repararea defectelor cauzate de trăznete sau înlocuirea cartușelor protecţiei la supratensiuni. • Reparaţii ale echipamentelor deteriorate de către intruşi,animale sau produse în timpul operaţiunii de curăţare a modulelor. • Repararea sistemelor de control, supraveghere şi achiziţie de date (SCADA) defecte. • Repararea defectelor apărute în structura de susţinere și montaj a modulelor. • Repararea defectelor apărute la sistemele de urmărire,de tip trackere, în condiţiile ăn care acestea există în componenţa parcului fotovoltaic.

O deosebită consideraţie și atenţie ar trebui acordată pentru selectarea echipei care se ocupă de funcţionarea şi întreţinerea parcului fotovoltaic .Antreprenorul implicat în execu-ţia parcului fotovoltaic va trebui să instruiască personalul acestei echipe de întreţinere , sau această activitate poate fi încredinţată unui formator extern specializat în acestă direc-ţie.Elaborarea contractulului de întreţinere și mentenanţă trebuie să prevadă clauze de asi-gurare a performanţelor optime de funcţionare a parcului fotovoltaic. După ce proiectul este finalizat este normal ca contractantul să solicite garantarea raportului de performanţă, de cele mai multe ori aceste prevederi

sunt menţionate și în contractele de licitaţie, unde de asemenea se poate și solicita prezentarea unui program de întreţinere și mentenanţă pentru o durată de minim 5 ani.

Costuri și beneficii economice Dezvoltarea de proiecte de sisteme fotovoltaice solare poate aduce o serie de costurile şi beneficiile economice de la nivel local şi naţional. Beneficiile economice pot include:

• Crearea de locuri de muncă. • Utilizarea de terenuri sterpe ,nelucrate sau impropri agriculturii. • Evitarea emisiilor de dioxid de carbon. • Creşterea securităţii energetice. • Reducerea dependenţei de importuri. • Creşterea impozitului pe venit.

Conştientizarea beneficiilor economice posibile şi a costurile aferente va ajuta dezvol-tatorii şi investitorii în a promova și dezvolta proiecte de energie solară poate chiar în par-teneriat public privat alături de comunităţile locale sau guvernamentale. Beneficiile financiare şi dezavantajele pentru un dezvoltator trebuie să fie analizate în detaliu prin dezvoltarea unui model financiar complet . Acest model ar trebui să includă următoarele capitolei:

• Costurile de capital - acestea ar trebui să fie defalcate în măsura în care este posi-bil.Sunt practic acele costuri care se referă de la momentul începerii realizării proiec-tului și până la finalizarea acestuia. • Operaţiuni şi costuri de întreţinere - în plus la costurile de mai sus se adaugă cheltuieli vor include asigurare cuprinzătoare,costurile de administrare, salariile şi indemnizaţiile de muncă. • Randamentul anual de energie - o estimare exactă asupra modului în care pro-ducţia de energia a parcului fotovoltaic va evolua pe toată durata de viaţă a acestuia. • Preţul energiei - acesta poate fi fix sau variabil şi va depind de localizarea proiec-tului, precum şi de costurile la care acesta a fost dezvoltat.. • Ipotezele de finantare – se referă atât la valenţa de creditare cât și la capitalurile proprii, trebuie ţinut cont de ratele dobânzilor şi termenii datoriei contractate. • Analiza de sensibilitate - sensibilitatea preţului energiei la modificări ale parame-trilor de intrare ,și aici trebuie luat în considerare , în principal , liberalizarea preţului la energie, atât pentru consumatorii industriali ,cât și pentru cei casnici, care face mai mult decât oportună investiţia în acest sector.

Privire de ansamblu asupra unui parc fotovoltaic montat pe sol

Figura 1 oferă o privire de ansamblu a unui parc fotovoltaic de ordinul megawaţilor conectat la reţea. Principalele componente includ:

• Modulele solare fotovoltaice - Acestea convertesc radiaţiile solare direct în energie electrică prin intermediul efectului fotovoltaic într-un proces de silenţios şi curat, care nu necesită piese în mişcare.Efectul fotovoltaic este un efect al materialelor semicon-ductoare prin care radiaţia solară generează electroni în mişcare.Curentul de ieşire dintr-o celulă solară FV este curent continuu (CC) .Un parc fotovoltaic conţine mai multe celule conectate împreună în module şi mai multe module conectate împre-ună în şiruri , pentru a produce puterea necesară de ieşire. Modulele dintr-un șir pot fi conectate împreună în serie pentru caz în care tensiunea creşte. Şirurile de module conectate în paralel au ca rezultat creşterea curentului de ieşire. • Sisteme cadrul de montare (sau urmărire) - Acestea permit modulelor foto-voltaice să fie bine fixate în sol la un unghi de înclinare fix, sau montate pe sisteme de urmărire de tip tracker. • Invertoare - Acestea sunt necesare pentru a transforma energie electrică din curent continuu în energie electrică de curent alternativ pentru conectare la reţea (SEN).Mai multe module legate în serie în siruri și ulterior în paralel sunt conectate la invertoare. • Transformatorul ridicător de tensiune (JT/MT sau IT) Invertoarele necesită o ridicare de tensiune la nivelul de tensiune corespunzător reţelei,conform soluţiei de racordare confirmată de către operatorul de reţea).

• Staţia de conectare la reţea - Aceasta este obligatorie în cazul în care energia electrică este exportată în reţea.Staţia va avea în componenţă echipamentele de comu-taţie necesare, cum ar fi întreruptoare, separatoare şi echipamente de protecţie şi izolare a staţiei, precum şi a parcului fotovoltaic de reţea.Aparatele de măsurare sunt de cele mai multe ori amplasate la limita de separare sau pe proprietatea operatorului de reţea . Responsabilitatea pentru acest lucru este definit în contractul de conectare la reţea. În mod normal,aceasta este sarcina operatorului de reţea de a menţine echipamentul în stare de funcţionare fără ca propietarul parcului fotovoltaic să trebuiască să plătească pentru acest lucru.

Modulele fotovoltaice

Această secţiune descrie tehnologia disponibilă pe piaţă, opţiuni pentru module solare fotovoltaice, discută modul de producere și certificare a modulelor, si elaboreaza modul în care performanţa acestora se poate degrada in timp. Proprietăţile neobişnuite electrice necesare pentru celule fotovoltaice limitează mate-riile prime din care acestea pot fi fabricate.Siliciul este cel mai comun material în timp ce celulele care utilizează telurură de cadmiu şi cupru indiu (galiu) di-seleniură sunt de ase-menea disponibile. Fiecare material are caracteristici unice care pot avea un impact de performanţă asupra celulei fotovoltaice,a metodei de fabricaţie şi a costurilor.

• siliciu cristalin (c-Si) - Modulele sunt fabricate din celulele de siliciu , fie mono-cristalin ,fie policristaline. Celulele monocristaline de siliciu sunt, în general,cele mai eficiente, dar sunt, de asemenea, mult mai costisitoare decât cele policristaline. • Thin Film - Modulele sunt realizate prin depunerea unui film subţire a unui semi-conductor pe un substrat. Acestă clasa include celule cu semiconductori realizate din:

• siliciu amorf (a-Si). • Cadmiu Telluride (CdTe). • cupru indiu seleniură (CSI). • cupru indiu (galiu) di-seleniură (CIGS).

Degradarea modulelor Performanţă unui modul FV va scădea în timp.Rata de degradare este de obicei mai mare în primul an la expunerea la lumina iniţială şi apoi se stabilizează.

Factorii care influenţează gradul de degradare sunt calitatea materialelor folosite la fabricare, procesul de fabricaţie, calitatea procesului de asamblare şi de ambalare a celule-lor în modul, precum şi competenţa angajaţilor parcului fotovoltaic.Întreţinere periodică şi regimuri de curăţare pot reduce rata de degradare, dar principalul impact este datorat caracteristicilor modulului utilizat. Este, prin urmare,important să fie aleși producători de renume,iar pentru modulele alese să ofere garanţii de putere . Amploarea şi natura degradării variază funcţie de tehnologia de realizare a modulelor. Pentru module cristaline, celulele pot suferi o degradare ușoară ireversibilă. Acest lucru poate fi cauzat de prezenţa de bor, oxigen sau alte chimicale ca urmare a procesului de serigrafie sau gravură în procesul de producţie al celulelor.Degradarea iniţială apare din cauza unor defecte care sunt activate la expunerea la lumina . Celulele de siliciu amorf se degradeze printr-un proces numit Efectul Staebler-Wronski. Acest lucru poate provoca degradarea și reduceri de 10-30% din puterea de ieşire a modu-lului în primele şase luni de expunere la lumina. Ulterior,degradarea continuă şi se stabi-lizează la un ritm mult mai lent. Modulele de siliciu amorf, în general, sunt comercializate la nivelurile de performanţă stabilizate. Interesant, degradarea în modulele de siliciu amorf este parţial reversibile cu temperatură. Cu alte cuvinte, performanţa modulelor are tendinţa de a recupera în timpul lunilor de vară, şi scădea din nou, în lunile reci de iarnă. Modulele fotovoltaice ar putea avea un randament de putere pe termen lung cu o rata de degradare între 0,3% şi 1% pe an, pentru module cristaline. O rata de degradare medie de 0,5% pe an este adesea considerată aplicabil (dacă nu există teste specifice care concluz-zionează că modulele solare sunt uzate.Instituţile de credit acceptă rată fixă de degradare de 0,5% pe an.

În general, modulele fotovoltaice de bună calitate este de aşteptat să aibă o durată de viaţă utilă de 25-30 de ani.Posibilitatea de creștere a ratele de degradare devine mai mare după această perioadă.

Certificare Comisia Electrotehnică Internaţională (IEC) a elaborat standardele acceptate pe plan internaţional pentru module fotovoltaice. Module vor fi de obicei testate pentru durabi-litate şi fiabilitate în conformitate cu aceste standarde

Curentul și tensiune de ieşire a unui modul FV sunt dependente de temperatură. Pentru dispozitivele fotovoltaice cristaline de siliciu , creşterea de temperaturii duce la o scădere măsurabilă a tensiunii şi puterii, şi o creştere uşoară a curentului.Temperatura de funcţionare mai ridicată a celulelor, de asemenea, reduce eficienţa şi durata de viaţă a acestora. Efectele temperaturii asupra curentului modulelor FV sunt cu un ordin de mărime mai mic decât la tensiune şi la putere,şi este neglijabil în ceea ce priveşte proble-mele de instalare sau de siguranţă. Coeficienţii de temperatură se referă la efectele de schimbare a valorii tensiunii, curentului şi a puterii funcţie de creșterea temperaturii în celulele FV.. Pentru celule cris-taline de siliciu , coeficientul de temperatură de tensiune este de aproximativ -0,4% / ° C, coeficientul de temperatură pentru scurtcircuit este de aproximativ 0.04% / ° C, iar coefi-cientul de temperatură pentru puterea maximă este de aproximativ -0.45% / ° C. A se nota faptul că coeficienţii de putere şi de tensiune funcţie de temperatură sunt negativi, deoarece acești parametri scad cu creşterea temperaturii.

Fig.3 Coeficenţii de temperatură funcţie de curent,tensiune și putere

Exemplu Corecţia de tensiune a modului FV funcţie de temperatură Se ia în considerare un modul de siliciu cristalin FV cu o tensiune nominală de des-chiderea a circuitului de 44,4 V la 25 ° C, şi un coeficient de tensiune-temperatura de -0.33% / ° C. Care va fi tensiunea de deschiderea a circuituluie la o temperatură a celulei de 60 ° C? Vtrans = Vstc + [Vstc x Cv x (Tpv – Tstc)] Vtrans = 44.4V + [44.4V x – 0.0033/°C x (60 – 25)°C] = 39.2V În cazul aceluiași modulul FV funcţionând la -10 ° C (35 ° C mai mică decât tempe-ratura de referinţă), valoarea tensiunii este: Vtrans = 44.4V + [44.4V x – 0.0033/°C x (–10 – 25)°C] = 49.6V

Reţelele fotovoltaice

Sursele fotovoltaice sunt realizate din module individuale legate în serie şi conectate în paralel pentru a ajunge la parametrii de curent și tensiune de ieşire în CC. Circuite foto-voltaice sursă sunt format din module individuale legate în serie, în șiruri, pentru a atinge tensiune de ieşire dorită. Șirurile de circuit sursă sunt apoi conectate în paralel, la cutii de joncţiune situate în reţeaua fotovoltaică sau de la invertoare pentru a obţine curentul de ieşire şi puterea la nivelul dorit.

Fig. 4 Sursa fotovoltaică

Un sir este o conexiune serie de module fotovoltaice.Module fotovoltaice sunt legate electric în serie, prin conectarea terminalului negativ de la un modul la terminalul pozitiv al modulului următor, şi aşa mai departe. Prin conectarea serie de module fotovoltaice similare, tensiunile se însumează şi tensiunea şir rezultată este suma tensiunilor modu-lelor individuale.Curentul de șir de ieşire rămâne acelaşi ca și curent de ieşire a unui modul individual.

Fig. 5 Legarea în serie a modulelor

Conectarea modulelor FV, în serie cu diferite valori ale curentului duce la pierderea de putere, similar efectului de umbrire parţială a reţelei, sau ca părţi ale unui circuit serie de surse amplasate pe suprafeţe cu direcţii diferite şi primind diferite niveluri de iluminare solară. Curentului de ieşire pentru o serie de module având diferite valori ale curent de ieşire în cele din urmă se limitează la cel mai mic curent de ieşire al întregului şir, şi ar trebui să fie evitate. Cu toate acestea, este acceptabil să se conecteze module fotovoltaice cu tensiunea de ieşire diferite în serie, atât timp cât fiecare modul are același curentul de ieșire nominal.

Fig. 6 Interdicţii și limitări la conectarea în serie

Şirurile de module fotovoltaice sunt legate electric în paralel, prin conectarea împre-ună a bornelor negative ale fiecarui șir ,respectiv a bornelor pozitive . De obicei, un dispo-zitiv de supracurent este necesar la fiecare sir . Pentru conectarea în paralel a șirurilor de module, curenţii şirurilor se însumează şi tensiunea rezultată este media tensiunilor de șir individuale. Conectarea în paralel a șirurilor de module,având curenţi de ieşire diferiţi, sau de șiruri din alte câmpuri FV sunt acceptabile, dar poate fi necesară dimensionarea diferită a circuitului.

Fig.7 Legarea în paralel a modulelor Diodele by-pass sunt conectate în paralel cu șirurile de module FV pentru a preveni supraîncălzirea celulelor, atunci cand celulele sau părţi ale unei reţele FV sunt umbrite. A se vedea figura 8 . Diodele bypass sunt în esenţă supape de control electrice care permit fluxul de curent într-o singură direcţie. Atunci când modulele din șirurile de module sunt partial umbrite, aceasta pot provoca tensiune inversă de-a lungul celulelor sau modulelor umbrite.Diode de by-pass sunt şunturi de curent în jurul valorii de zona umbrită şi previne supraîncălzirea celulelor. Cele mai multe module fotovoltaice sunt echipate din fabrică cu diode de bypass instalate. Diode by-pass pot fi sau nu pot fi reparate funcţie de conectarea acestora în cutiile de joncţiune ale modulelor.

Fig. 8 Legarea diodelor by-pass în paralel cu modulul FV

Sisteme de montare şi de urmărire Modulele fotovoltaice trebuie să fie montat pe o structura, pentru a le menţine în direcţia corectă şi de a le oferi sprijin structural şi de protecţie. Structuri de prindere pot fi fixee sau de urmărire. Sisteme fixe de montaj păstrează randurile de module la un unghi de înclinare fix , în timp ce se confruntă cu un unghi fix de orientare .Figura 9 ilustrează de ce unghiul de înclinare este important pentru maximizarea cantităţii de energie pe unghiul de înclinare a modulelor. Orientare este, în general, optimizată pentru fiecare parc fotovoltaic în funcţie de locaţia acestuia. Acest lucru ajută la maximizarea iradierii anuale totale, şi a energiei totale obţinute și injectate în reţea. Pentru locaţiile din România, unghiul de înclinare optim este, în general,între 30 º şi 35 º, cu orientare directă spre sud . Există mai multe site-uri și pachete software care pot fi utilizate pentru a optimiza unghiul de înclinare şi orientarea în funcţie de specificul site-ului,locul de amplasare şi de resurse solare.

Fig.9 Efectul unghiului de înclinare Sistemele fixe de montaj sunt mai simple, mai ieftine şi au cerinţele de întreţinere mai mici decât sistemele de urmărire.Ele sunt opţiunea preferată pentru ţările în curs de formare a pieţei solare şi unde fabricaţie autohtonă de sisteme tip tracker este limitată din punct de vedere tehnologic. In locatii cu un procent mare de iradiere directă ,sistemele de urmărire cu una sau două axe pot fi folosite pentru a creşte valoarea medie totală anuală de iradiere. Sist. de urmărire se mișcă în funcţie de poziţia soarelui având în componenţă foarte multe piese în mișcare. Ele se folosesc în special la instalaţiile FV de mare capacitate. Trackerele cu o singură axă, fie că modifică orientarea fie că modifică unghiul de încli-nare, în timp ce sistemele de urmărire cu două axe modifica atât orientarea cât şi unghiul de înclinare. Sisteme de urmărire cu două axe sunt capabile de a urmări mai mult și mai precis soarele decat un sistem cu o singură axă. În funcţie de locaţia site-ului şi caracteristicile exacte ale iradierii solare, trackerele pot creşte randamentul anual de energie de până la 27% pentru trackere cu o singură axă, precum şi 37% pentru trackerele cu două axe. Urmărirea mișcărilor soarelui produce o putere mai uniformă platou cum se arată în figura 10. Acest lucru ajută la satisfacerea cererii de vârf în perioada de după amieză, care este specifică în zonele cu climat cald ca urmare a utilizării de unităţi de aer condiţionat.

Fig.10 Beneficile sistemelor cu două axe

Aproape toate sistemele de urmărire de tip tracker utilizează module de siliciu cristalin. Acest lucru se datorează faptului că eficienţa lor mai mare reduce capitalul suplimentar şi costurile de operare necesare pentru sistemul de urmărire (pe kWp instalat). Cu toate acestea,sisteme de urmărie cu o singură axă au fost recent utilizat cu unele module subţiri de thin-film.

Invertoare Principiul de funcţionare a invertoarelor

• Acesta este un dispozitiv electronic care converteste curentul furnizat de generatorul fotovoltaic (module) în curent alternativ şi în faza de la aceeaşi frecvenţă a tensiunii reţelei. • Un invertor este un generator de curent a cărei amplitudine este proporţională cu energia pusă la dispoziţie de module şi a căror frecvenţă şi fază sunt controlate de către reţeaua / tensiunea de alimentare

Fig.11 Invertorul și amplasare lui în sistemul fotovoltaic

Toate invertoare pentru sistemele conectate la reţea au cel puţin următoarele funcţii de bază:

• Transformare / Conversie CC-CA Pentru a transforma curentul produs de generatorul fotovoltaic în curent alternativ şi adaptarea acesteia la nivelul de tensiune al reţelei electrice de intrare în reţea. • Ajustarea automată a punctului de lucru de către algoritm MPPT Pentru a prelua energia maximă disponibilă de la radiatia solara prin ajustarea punctului de funcţionare pe curba de putere tipic al generatorului FV pentru a face să funcţioneze la maximul PPM punctul de putere maximă (Power Point maximă). Punctul de putere maximă de urmărire a funcţie de convertizor printr-un algoritm de tip special se nu-meşte MPPT. • Dispozitive de protecţie și interfanţă pentru injectarea de energie electrică în reţea, în conformitate cu standardele naţionale.Funcţia de monitorizare a parametrilor electrici ai reţelei, la care unul sau mai multe switch-uri cu relee electro-mecanice sunt interconectate. Aceste relee permit separarea galvanică între invertor și reţea în conformitate cu legislaţia naţională / norme). Nu este obligatoriu ca aceste funcţii să fie integrate în invertor, cu toate acestea toţi producătorii oferă produse care cuprind, atât măsurile de protecţie menţionate mai sus cât şi dispozitivele de interfaţă (în special pentru invertoare mici).

Fig. 12 Ajustarea automată apunctului de lucru pe bază unui algoritm MPPT

Pentru ce se utilizează ? Pentru a maximiza energia , chiar şi în condiţii variabile de radiaţii . Cum functioneaza? Invertorul va găsi punctul optim de lucru în timp real, astfel încât modulele întotdeauna operează în punctul de putere maximă(Maximum Power Point Tracking). Cum se face? “Observă perturbaţiile (P & O), conductanţa incrementală” sunt două tehnici care utilizează algoritmii cei mai conventionale de urmărire ... deşi cu diferenţe semnificative în termeni de “viteză” şi “precizie” a sistemului. Toate aceste tehnici sunt bazate pe reducerea la zero a derivatei de putere sau curent.

Caracteristica I-V a unui modul

comercial de 180 W / 40/°C

Dispozitive de protecţie și interfaţă Dispozitiv de deconectare automată, în general, integrat în invertor, care deconectează generatorul FV de la reţea într-un anumit interval de timp pentru intervenţiile în cazurile în care una sau mai multe dintre condiţiile anormale descrise mai jos este detectată,respectiv de a limita pentru o anumită perioadă conectarea parcului fotovoltaic după întreruperea,accidentală sau planificată,a tensiunii în reţea. Deconectarea automată rapidă şi de la reţea, în următoarele cazuri:

• Generatorul FV provoacă perturbări în reţea (de protecţie a “calităţii” reţelei) • Orice defecţiune la reţeaua locală la care sistemul este conectat. • Deschiderea intenţionată sau nedorită (automată) a dispozitivelor de protecţie / de limitare a reţelei. • Nefurnizarea energiei parcului fotovoltaic în reţeaua publică , după întreruperea de serviciu (”Anti-islanding”)

Fig. 13 Dispozitiv de protecţie și interfaţă

Apariţia umbrelor - scanarea MPPT

La funcţionarea normală a unui sistem fotovoltaic , fără a fi semnalată prezenţa fenomenul de umbrire, curba I-V are alura prezentată mai jos (fig. 14 ), puterea obţinută , care ulterior va fi injectată în reţea , fiind la valoare maximă.

Fig. 14 Sistem fotovoltaic în funcţionare normală

În momentul apariţiei fenomenului de umbrire, pentru o anumită parte a sistemului , curba I-V se modifică corespunzător (fig.15) fiind necesară o acţiune de maximizare a puterii disponibile , care se face printr-o procedură specială denumită scanarea MPPT.

Fig. 15 Sistem fotovoltaic afectat de fenomenul de umbrire

O urmărire“perfectă” a MPPT în condiţii atât statice şi dinamice, conform EN 50530 nu ia în considerare pierderea de producţia de energie din cauza umbririi

• Șirurile de module umbrite dezvolta 2 sau mai multe puncte de putere maximă. • Algoritmul de urmărire în“timp real” lucrează cu precizie de la punctul cel mai apropiat de puterea maximă la nivel local şi nu sunt capabile de a localiza punctul de puterea maximă la nivel global. • Protocolul testelor EN50530 furnizează radiaţii constante sau, în orice caz, uniforme pe suprafaţa modulelor. • Este pretabil numai pentru a caracteriza performanţa în "timp real" de urmărire, dar nu poate ajuta să înţeleagă modul în care sistemul se comportă în prezenţa umbrelor, care modifică curba modulelor de putere maximă.

Fig. 16 Curba putere – tensiune într-o reţea umbrită cu 3 puncte de putere maximă

Funcţia de scanare este capabilă de a reduce pierderile de energie cauzate de umbrirea parţială.Ea are următoarele carcateristici principale:

• Frecvenţa scanării, de obicei programabilă din afisaj cu o repetabilitate între 1 minut până la o oră. • Gama de scanare independentă pentru fiecare MPPT.Fiecare MPPT poate fi scanat funcţie de nivelul tensiunii de intrare. • Dezactivarea funcţiei de scanare pentru a prevenii pierderile de putere , respectiv energie, în cazul parcurilor fotovoltaice care nu sunt afectate de fenomenul de umbrire.

Eficenţa unui invertor

Criteriul de bază în cazul alegerii unui invertor este valoarea tipică de eficenţă. Eficenţa este raportul dintre puterea de ieșire și puterea de intrare.

η = Putere de ieșire / Putere de intrare Un randament de vârf nu este sinonim cu eficienţă energetică ridicată! Producţia de energie este proporţională cu capacitatea de a asigura o performanţă înaltă şi stabilă pe toată gama de MPPT şi întreaga gamă de putere de ieşire! Se vor lua în considerare graficele de eficienţă în ceea ce priveşte puterea de intrare şi tensiunea. Pentru comparaţie,între invertoare la alegerea acestora, se va solicita certificatul pentru eficenţă euro sau certificatul pentru eficenţă CEC

Formulele pentru eficenţă euro,respectiv pentru eficenţă CEC sunt:

ηEuro= 0.03xη5 + 0.06xη10 + 0.13xη20 + 0.1xη30 + 0.48xη50 + 0.2xη100

ηCEC= 0.04xη10 + 0.05xη20 + 0.12xη30 + 0.21xη50 + 0.53xη75 + 0.05xη100

Tipuri de sisteme

În mod uzual se utilizează în practică următoarele tipuri de invertoare alegearea variantei constructive având o serie de avantaje,respectiv dezavantaje,fiecare proiectant în partea are obligaţia de a le lua în considerare și să aplice varianta cea mai convenabilă pentru situaţia de fapt.

Sisteme cu microinvertoare

Reţelele fotovoltaice proiectate folosind module ac şi micro-invertoare devin tot mai populare pentru instalaţiile mai mici cu reţele neomogene . Invertoarele la nivel de modul pot optimiza producţia din module aflate în locaţii diferite care primesc diferite valori de radiatii solare,sau folosind diferite tipuri de module,sau pentru module cu um-brire parţială. Aceste sisteme nu au circuite de c.c. .,ci numai circuite de c.a. Aceste inver-toare au legate în paralel, dispozitive de protecţie la supracurent dedicate.Aceste modele sunt, în esenţă circuite feeder alcătuite din surse de curent alternativ, spre deosebire de circuitele electrice de c.c. care furnizează sarcini electrice. Puterea acestor microinvertoare este limitată la puterea modulelor,maxim 300 W. Principalele avantaje sunt:

• Flexibilitate maximă în dimensionarea şi extindere ulterioară • Instalare simplă • Sigur în exploatare ( tensiunea maximă în c.c. cea a unui singur modul și separare galvanică între partea de c.c. și cea de c.a.) • Maximizare a producţiei de energie • Monitorizarea sistemului la nivelul fiecărui modul în parte. • Nu mai este necesară protecţia la supratensiuni pe partea de curent continuu.

Dintre dezavantaje se poate menţiona:

• Costuri mai ridicate de investiţie comparativ cu celelalte variante • Este necesară o protecţie externă pe partea de curent alternativ.

Fig.17 Modalitatea de conectare a microinvertoarelor

Eficenţa microinvertoarelor este ridicată ajungând la valorile de mai jos

Fig. 18 Eficenţa microinvertoarelor funcţie de puterea de ieșire

de protecţie la supracurent dedica Pentru a evidenţia modul în care se comportă microinvertoarele în cazul apariţiei fenomenului de umbrire acesta este prezentat în figura 19,atât prin indicarea zonei umbrite.cât și prin intermediul curbei putere – tensiune. În primul caz (stânga) este umbrită o porţiune mai redusă și acţionează o singură diodă de by-pass,în cel de-al doilea caz (dreapta) porţiunea umbrită este mai întinsă,iar în acţiune intră două diode by-pass.s

Fig. 19 Comportarea microinvertoarelor în cazul apariţiei fenomenului de umbrire

Sisteme cu invertoare de șir

Conceptul sistemului realizat cu invertoare de șir , invertoare pentru un singur șir sau inver-toarei multiple pentru mai multe şiruri de module. Sisteme de parcuri fotovoltaice cu invertoare de șir sunt din ce în ce mai folosite, deoarece invertoarele de șir,din componenţa sistemelor pot aco-peri o putere într- gamă foarte mare şi pot fi fabricate mult mai ieftin într-o producţie de serie, comparativ cu producerea de invertoare centrale.

Fig.20 Sisteme fotovoltaice realizate cu invertoare de șir

În plus, acestea oferă MPPT la nivel de şir, toate șiruri de module fiind independente unele faţă de celelalte, acest lucru este deosebit de util în cazurile în care module nu pot fi instalate cu aceeaşi orientare, unde avem modulele de puteri și provenienţă diferită.De asemenea realizarea parcului fotovoltaic poate fi realizat în etape,funcţie de buget , ajungându-se dupa câteva etape de construcţie susccesive la puterea planificată. Atunci când există probleme de umbrire a unui șir , sau a unei părţi dintre acestea , celelalte șiruri for funcţiona și vor debita la maxim,independent de modulele umbrite. Puterea invertoarelor de șir, de regulă este limitată la 10 -12 KW în cazul sistemelor care au la bază șiruri monofazate,respectiv la circa 30 KW în cazul sistemelor trifazate. Montate atât în interior ( mai rar ) cât și la exterior invertoarele de șir sunt astfel realizate încât să reziste condiţilor de mediu specifice locaţiei. Din punct de vedere al tehnologiei se pot utiliza atât invertoare care nu au în componenţă transformatoare (doar componente statice de mare putere),dar și invertoare care includ transformatoare pentru a face separarea galvanică între sistemele de c.c. și c.a. De asemenea este recomandabil de a se utiliza invertoare de șir care au în componenţă două MPPT , așa cum au început deja să apară pe piaţă.Această variantă permite o flexibilitate sporită în configurare și instalare. În cele ce urmează se va prezenta invertorul de șir fară transformator cu conversie în două etape.

1. Filtru EMI/EMC 5. Filtru de ieșire 2. Ridicător de tensiune 6. Releu interfaţă reţea 3. Condensator de separare 7. Întreruptor diferenţial tip B+ 4. Invertor tip punte H 8. Filtru EMC /EMI + varistor

Fig.21 Invertor de șir fără transformator

Dintre beneficile acestui tip de invertor menţionăm:

• Minimalizarea pierderilor în beneficiul eficenţei de conversie

1 2 3 4

1

5 6 7 8

• Masă şi dimensiuni reduse, comparativ cu invertoarele prevăzute cu transformator de izolare de 50 Hz • Lucrează la înaltă frecvenţă, dincolo de domeniul audibil (> 18kHz), cu avantajul suplimentar de miniaturizare a filtrului. • Întreruptor diferenţial integrat. • Nu poate fi folosit cu module solare care necesită împământarea polului pozitiv sau transformator de izolar Pe de altă parte,în condiţiile în care modulele solare necesită împământare, respectiv se dorește separarea galvanică a părţii de curent continuu de cea de curent alternativ,se utilizează invertoare de șir prevăzute cu transformator de separare de înaltă frecvenţă.

1. Filtru EMC / EMI 5. Filtru de ieșire 2. Transformator ridicător 6. Releu interfaţă reţea 3. Capacitor de separare 7. Filtru EMC / EMI și descărcător 4. Invertor tip punte H

Fig.22 Invertor de șir cu transformator

Prezenţa transformatorului de înaltă frecvenţă CC / CC permite izolare galvanică cu masa și dimensiunile mult mai reduse decât soluţia convenţională, cu un transformator de 50 Hz. Separarea galvanică conferită de conversia CC / CC, permite funcţionarea continuă conectată la reţea în aceleaşi condiţii de securitate şi protecţie ca şi invertoare fără transformator. Se observa eliminarea din circuitul intern al invertorului a întreruptorului diferenţial, prezent în cazul invertoarelor fără transformator. Trebuie făcută precizarea că acest tip de invertor permite legarea atât a polului negativ,cât și a celui pozitiv la împământare,în funcţie de instrucţiunile de montaj a producătorului de module fotovoltaice.

Arhitectura unui sistem FV cu invertoare șir Sistemele fotovoltaice care au în componenţă invertoare de șir au o modalitate specifică de realizare. Practic vorbim de trei compartimente funcţionale dintre care unul este invertorul.

1 2 3 4 5 6 7

Celelalte două componente sunt: cutia de joncţiune a șirului de module (amplasată în partea de c.c. a sistemului) și cutia de legătură a a componentelor de curent alternativ. Cutia de joncţiune cuprinde :

• Diodele și siguranţele de protecţie a șirului • Switch-ul ( de deconectare) pentru controlul complet în condiţii de siguranţă a operaţiunile de intervenţie la invertor sau module. • Dispozitivele de protecţie la supratensiuni SPD

Cutia de legătură în curent alternativ cuprinde : • Intreruptor automat pentru a proteja linia împotriva defectelor apărute la

invertor. • Dispozitive de deconectare pentru a se asigura intervenţii sigure. • Dispozitive de protecţie la supratensiunile provenite dinspre reţea • În funcţie de nivelul de tensiune la care se face racordarea la reţea, pot apărea

două sau mai multe rânduri de bare colectoare. • Întreruptor diferenţial pentru a detecta eventuale scurtcircuite între faze și

pământ a care va avea o valoare de 300mA pentru invertoare de șir fără transformator și de 30mA pentru invertoarele de șir prevăzute cu izolare galvanică.

Fig. 23 Arhitectura unui sistem fotovoltaic cu invertoare de șir

Atât timp cât supratensiunile induse pot cauza avarii importante sistemelor fotovolataice ,conectarea modulelor în șiruri este una dintre cele mai importante probleme care trebuie prevenite. De aceea se impun anumite reguli pentru evitarea apariţiei acestor supratensiuni.

• Minimizarea zonei acoperite de suprafaţă subîntinsă de bobina constituită din legăturile (cablele de legătură) dintre module.

• Executarea legăturilor de cable, astfel încât să se formeze două inele în care să circule curentul indus în direcţii opuse (compensarea supratensiunilor).

Fig.24 Modul de realizare a legăturilor la module pt. evitarea supratensiunilor induse

Atunci când, din cauza unui defect sau a unei puneri la masă a unui fascicul de cabluri,al unuia dintre şirurile generatorul fotovoltaic, apare o tensiune care este mult mai mică decât cea din celelalte șiruri, lângă care este conectat în paralel, sau este (chiar) o tensiune inversă. În aceste condiţii, şirul este parcurs de un curent invers ;valoarea acestui curent poate ajunge chiar la valori care pot fi dăunătoare pentru modulele care o compun. Producatorii de module prezintă , în specificaţia tehnică, indicaţia cu privire la valoarea maximă a siguranţei care urmează să fie introdus în serie cu modulul fotovoltaic pentru a crea protecţie la supracurentul invers. Aceste siguranţe trebuie introduse, în mod obligatoriu, în sistemele fotovoltaice care au , în componenţă , mai multe de trei șiruri de module legate în paralel. Pentru a mării nivelul de protecţie la sipracurenţii inverși se utilizeză în practică diodele de blocare . Introducerea unei diode de blocare în serie cu fiecare șir permite limitarea curenţilor cu sens invers sensului şirului, aceasta previne apariţia curenţilor inverși , şi, prin urmare, previne degradarea în cazul apariţiei fenomenului de umbrire parţială ale unui şir.Pe de altă parte se produce o pierdere de putere ca urmare a căderii de tensiune, care pot aduce

• probleme de disipare termică • curenţi de scurgere la pământ • în caz de deteriorare dioda rămâne în scurtcircuit și nu funcţionează nici ca o protecţie și nici ca o siguranţă.

Fig. 25 Acţiunea curenţilor inverși într-un sistem fotovoltaic

Linia de curent alternativ dintre invertor şi punctul de racordarea , prin care este injectată putearea ăn reţea , reprezintă o parte ale reţelei "văzută" dinspre invertor: minimizarea căderii de tensiune în această porţiune este esenţială pentru a preveni problemele în reţelele de înaltă impedanţă şi pentru a minimiza pierderile. În aceste cazuri , căderea de tensiune cauzată de curentul injectat în reţea, poate provoca deco-nectarea prin protecţia la supratensiune.

Fig. 26 efectul impedanţei liniei

În general injectarea puterii în reţea se face printr-o conexiune trifazată. Invertoarele trifazate permit atât conexiunea triunghi (3F) cât și conexiune stea(3F + N). Din punct de vedere funcţional, cu trei faze ale invertoare generează putere după un algoritm care le permite sa injecteze putere în mod echilibrat pe cele trei faze. Conectarea neutrului la invertor permite doar citirea centrul stelei din sist. cu trei faze la care invertorul este conectat, care este tens. de fază (nu numai a tensiunilor între faze) . În cazul în care invertoarele sunt conectate la un sistem cu trei faze, în care există, la un anumit moment o singură fază încărcată,din punct de vedere a sarcinii / generatoarele FV pot dezechilibra sistemul ,de aceea este recomandabil să se distribuie neutrul. Alegerea configuraţiei transformatorului depinde de alegerea statutului neutrului sistemului , care, de asemenea, determină modul în care protecţia împotriva contactelor directe trebuie să fie realizată.Schemele de conectare uzuale sunt: Reţea tip IT : neutru izolat faţă de pământ - masele metalice conectate la legătura de echipotenţial. Transformatorul poate avea înfăşurările legate în stea sau triunghi pe partea dinspre invertor. În cazul înfăşurărilor stea, centrul stelei este izolat faţă de pământ, în cazul de înfăşurările triunghi, centrul stelei nu este accesibil (şi, astfel, implicit nu avem legare la pământ). Protecţia împotriva atingerilor indirecte se realizează prin instalarea unui dispozitiv de control al rezistenţei de izolare. Reţea tip TN-S: Neutru conectat la pământ - masele de metal legate la conductorul de protecţie. Transformatorul trebuie să aibă înfăşurările legate în stea pe partea înspre invertor, şi centrul stelei este conectat la pământ. Protecţia împotriva atingerilor indirecte se realizează prin instalarea de întreruptoare de curent rezidual sau protectii la supracurenţi.

Fig. 27 Legarea transformatoarelor în sistemele FV cu invertoare șir

În cele mai multe cazuri invertoarele șir se instalează la exterior,pentru aceasta ele trebuie să fie prevăzute cu un nivel de protecţie IP 65, protejat de razele directe ale soarelui și recomandabil să fie protejat și de vremea rea. Trebuie asigurată,de asemenea, ventilaţia naturală precum și distanţa recomandată între invertoare.

Fig. 28 Instalarea invertoarelor de șir

Sisteme fotovoltaice cu invertoare centrale Invertoare centrale oferă fiabilitate ridicată şi simplitate în instalare. Cu toate acestea, au o serie de dezavantaje cum ar fi creşterea pierderilor prin neconcordanţe ale valorii tensiunilor și a curenţilor modulelor componente precum şi absenţa de puncte de putere maximă (MPPT) pentru fiecare şir. Acest lucru poate cauza probleme pentru reţelele fotovoltaice în care modulele au diverse unghiuri de înclinare, orientare diferită , precum și problrmr cauzate de apariţia fenomenului de umbrire, sau în cazul folosirii a diferite tipuri de module. Invertoare centrale sunt, de obicei, trifazate şi pot include transformatoare la frec-venţa reţelei. Aceste transformatoare cresc însă greutatea şi volumul invertoarelor, deşi oferă izolarea galvanică faţă de reţea. Cu alte cuvinte, nu există nici o legătură electrică între tensiune de intrarea şi cea de ieșire -o condiţie care este uneori solicitată de către operatorul de reţea , din cauza reglementărilor electrice de siguranţă.

Fig. 29 Sistem fotovoltaic cu invertor central Având în vederea,în principal, maximizarea producţiei de energie este de dorit ca perioada de funcţionare a parcului fotovoltaic să fie maximă.În fig. 30 se poate observa modul de comportare a acestuia în cazul apariţiei unui defect. În cazul din stânga, parc fotovoltaic cu invertor central , un defect la acest invertor produce practic oprirea completă a funcţionării generatorului FV.Pe de altă parte un defect apărut la unul din invertoarele șir, a unui parc fotovoltaic, scoate din funcţiune doar acel șir de module fotovoltaice,restul nefiind afectate. Trebuie menţionat ca remediere unui invertor central este mult mai laborioasă, ăn schimb invertorul de șir poate fi înlocuit imediat,de obicei se recomandă existenţa a unu sau două invertoare de schimb la locaţia parcului fotovoltaic.

Fig. 30 Apariţia unui defect la sistemele cu invertor central,respectiv invertor șir

Pentru a contrabalansa avantajele,respectiv dezavantajele sistemelor prezentate mai sus producătorii de invertoare au luat în calcul o variantă mixtă, fiind vorba de invertoare modulare(număr par de module).Practic puterea invertorului central este împărţită în mai multe module care sunt interschimbabile, și a căror funcţionare sau defectare nu influenţează modulele neafectate de defect.

Fig.31 Sistem fotovoltaic realizat cu invertoare modulare

Reducerea pierderilor de producţie din cauza marii imunităţi la defecte singulare, 0 bună flexibilitate în dimensionare datorită numărului mare de MPPT-uri independente, precum și o mai mare disponibilitate și simplificare în managementul întreţinerii sistemului datorită sistemului modular Plug & Play. Din punctul de vedere al configuraţilor posibile avem următoarele configuraţii posibile prezentate în tabelul de mai jos.:

Ca și în cazul sistemelor FV realizate cu invertor șir sau invertoar central,sistemele realizate cu invertoare modulare sunt atât prevăzute cu transformator integrat,cât și fără transformator. În primul caz invertoarele sunt legate la reţeaua de JT( fig.32)

Fig. 32 Invertoare modulare prevăzute cu transformator În cazul invertoare fără transformator integrat se folosește , pe o scară din ce în ce mai largă, conectarea acestora la reţea prin intermediul unor transformatoare dedicate, prevăzute cu două,respectiv trei înfășurări secundare.(fig. 33,fig.34)

Fig.33 Utilizarea invertorului fără transformator în configuraţie Master/Slave conectat la două înfăşurări separate secundare care aparţin aceluiaşi transf. ridicător JT / MT

Fig.34 Soluţie cu un singur transformator JT / MT cu infasurari secundare triple

Având în vedere că în ambele cazuri prezentate mai sus sunt prezente în schemă diferite variante de transformatoare,în funcţie de tipul reţelei în care se face injectarea energiei electrice produse, se recomandă anumite variante de conexiune (stea sau triunghi).

Fig. 35 Invertoare modulare cu o continuitate mai mare în funcţionare

Cutia de joncţiune

Pentru a conecta șirurile de module fotovoltaice la invertor se folosesc,în mod obișnuit, cutii de joncţiune inteligente,care au în principiu următoarele caracteristici:

• Creşterea siguranţei în timpul instalării, operării şi întreţinerii • grad de protecţie IP65 şi posibilitatea de instalare în medii agresive • Posibilitatea de conectare de până la 20 de șiruri de module protejate prin 10 siguranţe fuzibile • Posibilitatea de personalizare a conexiunilor: • Posibilitatea de conectare de senzori de mediu • Disponibile cu switch-separator - sarcina comutatorul putând ajunge până la 1200Vdc/125A • protecţie totală împotriva supratensiunilor tranzitorii.

În figura 36. este prezentată schema de principiu a unei cutii de joncţiune.În cuprinsul acesteia se pot observa blocurile funcţionale,modul în care sunt monitorizate, eventual comandate, siguranţele respectiv switcw-urile de deconectare și separare,prin intermediul liniei de bus RS 485 dedicată.De asemenea se identifică interfeţele de intrare,atât pentru date analogice cât și pentru date digitale,sursa de alimentare de 24 V (inclusv legătura la sursa de tensiune de rezerva),precum și sistemele de protecţie la supratensiuni atmosferice.

Fig.36 Cutie joncţiune inteligentă

Algoritmul pentru generarea alarmei din cauza dezechilibrarea curenţilor Logica de control integrată în cutia de joncţiune este capabilă de a detecta curentul în fiecare canal de măsurare (li): din moment ce există 10 de canale de măsurare, precum şi atunci când canalul corespunde şirului, în cazul în care numărul de siruri de module este mai mic sau egal cu 10. Operaţiunea se configurează în modul următor:

• Atribuirea unei ponderi Pi egale cu numărul de siruri de module conectate la fiecare canal în parte; • Atribuirea unui Ti timp în care nu se procedează la generarea semnalului de declanșare al alarmei. • Atribuirea unei valori minime Imin sub care declanșarea alarmei ca urmare a dezechilibrului curenţilor este dezactivată. • În cazul în care există canale care nu sunt utilizate,există posibilitatea ca aceste canale să fie dezactivat contrulul dezechilibrului curentului pe șirul de module fotovoltaice corespunzător.

LEGENDA: Date de intrare - Li: obţinute de la senzorii de curent,

Pi, Ti: setate în timpul fazei de configurare. GENERARE ALARMA –ALARMA DEZACTIVATĂ

Fig. 37 Algoritm generare alarmă

Soluţii la cheie pentru sistemele fotovoltaice

În faza de elaborare a studiului de soluţie se primesc diverse oferte care precizeză oferirea de soluţii la cheie.Care ar fi premisele pentru adoptarea unei astfel de soluţii.

• flexibilitate prin oferirea unei game largi de puteri între 350 KW și 1500 KW inclusiv variante compatibile cu modulele thin-film. • gata de utilizare fiind precablate la unitatea de producţie , fiind ușor de transporta și instalat în locaţia destinată parcului fotovoltaic. • fiabilitate prin stabilirea și realizarea unei tehnologii atent selectate,un calcul atent al disipării căldurii generate în timpul funcţionării , precum și utilizarea de componente atent selecţionate. • costuri reduse Componentele costisitoare achiziţionate pe bază de contracte de anvergură,de către producător, pe bază de înţelegeri corporatiste,precum și reducerea cheltuielilor de proiectare,instalare și întreţinere. • compacte prin integrare în condiţii optime a transformatoarelor și celulelor de medie tensiune, al barelor de conexiuni și a componentelor auxiliare.

Conectarea la reţea a sistemelor (radială sau inelară)

Conectarea la reţea, în cazul sistemelor mari, când avem prezente mai multe invertoare centrale sau soluţii la cheie ( putere peste 1500MW) , pune în discuţie varianta de conectare la reţea : radială sau inelară. Caracteristicele soluţiei de conexiune radială:

• Soluţie având costuri reduse în cazul a 3-4 linii de conexiune,sau pentru sisteme până la 3-4 MW.

• Mai puţine celule de medie tensiune. • Convenabilă în cazul în care staţia de conexiuni este amplasată în mijlocul

parcului fotovoltaic.

• Costurile cablurilor de conexiune de medie tensiune cresc funcţie de distanţa fiecărei celule de conexiuni faţă de punctul de racordare.

• Soluţie greu de aplicat în cazul în care punctul de racord trebuie amplasat la limita de proprietate,cazul cel mai întîlnit în România. Caracteristicele soluţiei de conexiune inelară:

• Soluţie ieftină în cazul în care este necesar mai mult de 4-5 puncte de conectare. • Număr crescut de celule de medie tensiune. • Disponibilitatea maximă a sistemului în cazul în care se produce un defect în linia de medie tensiune. • Soluţie adaptabilă pentru orice configurare a staţiei de conexiuni. • Costuri reduse în cazul în care staţile de conexiuni sunt distribuite pe o suprafaţă întinsă a parcului fotovoltaic (de mari dimensiuni).

a) racordare radială b) racordare ideală

Fig.38 Modul de racordare la reţea a parcului fotovoltaic

Sistemul de monitorizare

Sistemul de monitorizare este definit ca și complexul de echipamente electronice şi senzori de mediu pentru colectarea de date şi pentru diagnosticarea sistemului la care este conectat. Sistemul de monitorizare a unui parc fotovoltaic are următoarele funcţii:

• Achiziţionarea şi stocarea datelor (parametri electrici / ambientali) de la invertoare • Achiziţionarea şi stocarea de date referitoare la senzorii de ambient ai sistemului • Achiziţionarea şi stocarea de date de la alte dispozitive din sistem (de exemplu, contoare de energie) • Trimiterea de date colectate pentru analize ulterioare statistice • Trimiterea de alarme pentru scopul de diagnosticare (alarme de la invertoarele, sisteme de alarme, alarme portal) • Generarea şi trimiterea de alarme în conformitate cu scenarilile definite de către utilizator şi în ceea ce priveşte analiza performanţei invertoarele diferite care alcătuiesc sistemul de conversie (funcţii avansate)

În practică avem de-a face cu două tipuri de sisteme de monitorizare locală și la distanţă.

• Monitorizare locală: prin intermediul software-ului de management al invertorului conectat la PC sau fără fir. • Monitorizare la distanţă: prin intermediul sistemului de monitorizare, cu posibilitate de conectare la distanţă. Posibilităţile pentru monitorizarea de la distanţă fiind Ethernet / Conectare la Internet - GSM / GPRS.

Alegerea unui sistem de monitorizare se face funcţie de : • Este posibilă monitorizarea locală sau este necesară monitorizarea de la distanţă. • Ce metoda de reprezentare de date dorim să folosim • Ce nivel de diagnosticare / serviciu este necesar. • Există date obţinute și de la alte aparate, altele decât de la invertor • Bugetul alocat.

Design-ul unui parc fotovoltaic

Partea de c.c al unui parc fotovoltaic Partea de curent continuu a unui parc fotovoltaic cuprinde:

• Reţeaua de module solare • Cablajul de curent continuu (module , șiruri li cable principale) • Conectorii de curent continuu (prize și conectori) • Cutii de joncţiune (Combinatoare) • Switcw-urile de deconectare • Dispozitivele de protecţie • Legarea la pământ

Când dimensionăm componentele de curent continu a unui parc fotovoltaic , curentul și tensiunea maximă a unui șir sau a unei reţele trebuie făcute ţinând cont de specificaţile modulelor individuale. Pentru modulele de siliciu mono şi policristaline ,toate componentele de c.c. trebui să fie dimensionate după cum urmează, pentru a nu depășii limite termice şi de tensiune.

Tensiunea minimă nominală: VOC(STC) ×1.15 Curentul minim nominal: ISC(STC) ×1.25

Factorii de multiplicare utilizaţi mai sus (1.15 şi 1.25) sunt funcţie de locul de ampla-sare specific şi să acoperă valoarile maxime ale tensiunii și curentului care pot fi aşteptate în condiţii de iluminare din România. Pentru modulele thin-film, componente de curent continu trebuie să fie calculate din datele producătorului, luând în în considerare coeficienţii de temperatură şi iluminare. în plus, anumite module au o perioadă iniţială de stabilizare,în care valorile Voc și Isc pe care le produc este mult mai mare decât cele dată de către factorii de multiplicare standard. Deci,acest efect ar trebui să fie, de asemenea, luat în considerare.

Design-ul reţelei de module fotovoltaice Design-ul unei reţele FV depinde de invertor,de caietul de sarcini şi de arhitectura sistemului ales pe lângă contextului specific şi condiţiile de utilizare. Folosind mai multe module în serie în reţelele FV de inalta tensiune reduce pierderile ohmice. Cu toate acestea,cerinţele de siguranţă, limitele de tensiune ale invertorului şi ale reglementărilor naţionale, de asemenea, trebuie să fie luate în considerare.

• Numărul maxim de module într-un șir Numărul maxim de module într-un şir este definit de tensiunea maximă de intrare în c.c. a invertorului la care şirul va fi conectat (Vmax (INV, CC)).Sub nici un caz nu ar trebui ca această tensiune să fie depă-şită. Depășirea limitei poate reduce durata de viaţă a invertorului sau chiar să-l scoată din funcţiune. Cea mai mare tensiune a unui modul care poată să apară în timpul funcţionării este tensiunea de circuit deschis în cele mai reci ore ale zilei, la locaţia site-ului.Regulile de proiectare presupun pentru Europa un minim de - 10 ° C ,dar este recomandabil ca în calcul să fie luată valoarea minimă medie locală,din ultimii cinci sau zece ani,de la cea mai apropiată staţie meteoro-logică.Numărul maxim de module dintr-un şir (nmax) poate fi, prin urmare, calculat folosind formula:

VOC(Module)@cea mai mică temperatură x NMax < Vmax (INV, CC)

• Numărul minim de module într-un șir Numărul minim de module într-un șir este dat de cerinţa de a menţine tensiunea în cadrul gamei MPPT dată de invertor. Dacă tensiunea scade sub tensiunea minimă a MPPT -ului invertorului,atunci sistemul va sub-performa. În cel mai rău caz,invertorul se poate inchide. Cel mai mică tensiune a modulu-lui apare in timpul cel mai grele de funcţionare din punctul de vedere al temperaturii. Regulile de proiectare stabilesc pentru Europa un maxim de 70 ° C, ca și referinţă pentru design, dar acest lucru poate varia în funcţie de condiţiile site-ului.Numărul minim de module dintr-un şir (Nmin) poate fi calculat cu ajutorul formulei:

VMPP(Module) @cea mai mare temperatură x ×NMin>VMPP(Inv Min)

• Tensiune de optimizare Ca eficienţă invertorul este dependent de tensiunea de funcţionare, este de preferat pentru a optimiza designul de potrivire a tensiunii de operare a reţelei cu tensiunea optimă a invertorului cât mai strâns posibil. Acest lucru va necesita graficul de dependenţă tensiune – eficenţă invertor (fig.39).Creșteri sub-stanţiale în producţia parcului fotovoltaic pot fi realizat prin potrivirea tensiunilor de funcţionare ale parcului FV cu cea a invertorului.

Fig. 39 Dependenţa dintre tensiune și eficenţă la un invertor

• Numărul de șiruri Numărul maxim de siruri de module permise într-o reţea FV este o funcţie de curentul maxim admisibil al reţelei FV şi curentul maxim al invertor-ului. În general, această limită nu ar trebui să fie depăşită, deoarece duce la reducerea duratei de viaţă a invertorrului şi la pierderea de randament.

Dimensionarea invertorului

Nu este posibil să se formuleze o dimensionare optimă a invertorului care se aplică în toate cazurile. Specificul proiectului, cum ar fi resurse solare şi de unghiul de înclinare au un foarte important rol atunci când realizăm un proiect.În principiu paritatea de 1 la 1 între puterea parcului fotovoltaic ( a șirurilor componente) și invertor (invertor de șir) este de evitat , din practică și în concluzie dimensionarea invertorului se va face , pentru fiecare caz în parte, în limita dată de relaţia

0.8 < raport putere <1,2

Unde Raport putere = P nom Inv. C.c. / PPV Peak P nom Inv. Cc = P nom inv. C.a./ n100% Dimensionarea invertorului funcţie de raportul de putere poate fi realizată și cu ajutorul software-lor de dimensionare furnizate de producătorii de invertoare . Aceste programe software oferă, de asemenea, o indicaţie asupra numărului de invertoare necesare. O serie de factori şi de orientări trebuie să fie luate în considerare atunci când se dimensionează un invertor:

• Maximul tensiuni Voc la cea mai mică temperatură din timpul zilei trebuie să fie mai mică decât tensiunea maximă de intrare invertor (Vinv,cc max). • Invertorul trebuie să fie capabil să reziste, în condiţii de siguranţă, la curentul maxim debitat de reșeaua FV.

• Minimul tensiunii Voc la cea mai mare temperatură din timpul zilei trebuie să fie mai mare decât tensiunea de închidere (turn-off) a invertorului (Vinv,cc Turn-Off). • Curentul maxim al invertorului,pe partea de curent continu ,trebuie să fie mai mare decât curentul debitat de reţeaua de module FV. • Gama de puncte MPPT ale invertorului trebuie să includă MPPT reţelei de module la diferite temperaturi. • Când în sistemul fotovoltaic sunt instalate module fotovoltaice de tip thin-film și se produce o tensiune mai mare decât tensiunea nominală, în perioada în care nu s-a produs încă degradarea iniţială, trebuie să ţinem cont de această situaţie posibilă pentru a preîntîmpina deteriorarea invertorului. • Cerinţele codului de retea: de exemplu, puterea reactivă injectată în reţea. • Tensiunea de funcţionare trebuie să fie optimizată pentru maximă eficienţă a invertorului. • Condiţiile site-ului în profilului de temperaturii şi a nivelului de iradiere. • Economie şi de raportul cost-eficienţă.

Invertoarele cu controlul puterii reactive sunt recomandate.Invertoarele pot controla puterea reactivă prin controlul unghiului dintre tensiunea și curentul injectat în reţea. În plus, aspecte cum ar fi ventilaţia invertorului,necesarul de aer condiţionat, iluminatul şi încălzirea invertorului trebuie să fie luată în considerare.

Selectarea și dimensionare cablurilor

Selectarea şi dimensionarea cablurilor de curent continuu pentru instalatii solare fotovoltaice ar trebui să ia în considerare codurile şi reglementările naţionale aplicabile la fiecare ţară. Cabluri concepute special pentru instalaţii solare fotovoltaice (cabluri solare) sunt disponibile şi ar trebui să fie utilizate. În general, cele trei criterii trebuie să fie res-pectate atunci când se face dimensionarea cablurilor. 1.Tensiunea nominală a cablului. Limitele tensiunii cablului, la care șirurile de module fotovoltaice urmează să fie conectate, trebuie să fie luate în considerare.Calculele de tensiune maximă de Voc a modulelor, adaptate funcţie de temperatura corespunzătoare locaţiei parcului fotovoltaice , se utilizează pentru acest calcul. 2.Capacitatea de încărcare a cablului.Cablului trebuie să fie dimensionate în conformitate cu încărcarea maximă de curent. Este important să se ţină cont de depre-cierea corespunzătoare locaţiei , metoda de legare, numărul de cable în paralel şi temp. Trebuie să fie luate în calcul la dimensionare cel mai mare curent invers care poate să apară într-un șir sau într-o reţea fotovoltaică.

3.Minimizarea pierderilor prin cablu.Căderea de tensiune şi pierderile asociate de putere trebuie să fie cât mai scăzut posibil. În mod normal, căderea de tensiune trebuie să să fie mai mică de 3%.Este preferabil ca pierderile prin cablu să fie mai mici de 1%.

Pentru cablurile de legătură la module următorele relaţii ar trebui să se aplice

Tensiunea minimă nominală = Voc (STC) × 1.15

Curent minim nominal = ISC(STC) ×1.25

Cablurile trebuie să fie calculate la cea mai mare temperatură cu care acestea se pot confrunta (de exemplu, 80 ° C). Factorii de derating adecvaţi pentru metoda de instalare, de temperatură, şi configuraţia cablelor ar trebui să fie, de asemenea, aplicate. Cabluri având conductor unic, cu izolaţie dublă sunt de preferat pentru conexiunile între module. Utilizarea unor astfel de cabluri ajută la protejarea împotriva scurt-circuitelor. Când dimensionăm cablelor de șir, numărul de module într-un șir şi numărul de șiruri de module într-o reţea trebuie să fie luate în considerare.Numărul de module defi-neşte tensiunea la care cablul trebuie să fie calculate.Numărul de șiruri de module este necesar pentru a calcula curentul invers maxim care poate trece printr-un şir mai ales, în cazul unoi defecţiuni, atunci când nu există siguranţe de șir. Într-o serie de N șiruri de module conectate în paralel formate din M modulele în fiecare şir, aşa cum se arată în figura 40, dimensionarea cablurile trebuie să se bazeze pe următoarele: Reţelele fotovoltaice fără siguranţe de șir (se aplică la sisteme de trei sau mai puţine șiruri de module)

Tensiune = VOC(STC) ×M×1.15

Curent =I(SC(STC)) ×(N - 1)×1.25

Reţelele fotovoltaice cu siguranţe de șir

Tensiune = VOC(STC) ×M×1.15

Curent =I(SC(STC)))×1.25

Se recomandă cable cu un singur conductor fără halogenuri. În cazul în care există un risc ridicat de trăznet, cabluri ar trebui să supuse controlului de securitate.

Fig.40 Prezentarea cablelor de șir într-o reţea fotovoltaică

Cablu principal de curent continuu Formulele prin care se dimensionează cablurilor principale de curent continuu care merg de la reţeaua FV la invertor, pentru un sistem prezentat în fig. 40, sunt prezentate mai jos.

Tensiunea minimă nominală = VOC(STC) ×M×1.15

Curentul minim nominal = ISC(STC) ×N×1.25 În scopul de a reduce pierderile, cădere de tensiune generală între reţeaua FV şi invertor ( la STC) ar trebui să fie reduse la minimum.O cădere de tensiune de referinţă de mai puţin de 3% este adecvată, şi cablurile trebuie să fie dimensionate pentru a reflecta acest obiectiv. În cele mai multe de cazuri, supradimensionarea cablurilor pentru a realiza pierderi mai mici este o investiţie care merită făcută, deoarece preţul alocat pentru un parc solar este de obicei, mult mai mare decât preţul de piaţă normale (din cauza la programe de stimulare, cum ar fi feed in tarif). Creşterea costurilor pentru creșterea secţiunii con-ductoarelor sunt în aceste condiţii foarte repede amortizate.

Cutia de joncţiuni

Cutii de joncţiune sau combinatoarele sunt necesare la punctul în care siruri de module individuale, care formează o reţea sunt adunate şi conectate împreună, în paralel, înainte de a pleca spre invertor prin intermediul cablului principal de curent continuu. Co-nexiunile sunt de obicei realizate cu terminale cu şurub şi trebuie să să fie de înaltă calitate pentru a asigura pierderi mai mici şi pentru a preveni supraîncălzirea. Cutii de joncţiune au în componenţă dispozitice de protecţie şi izolare cum ar fi siguranţe de şir şi switch-uri de deconectareare , şi trebuie să fie realizate astfel încât să poată fi amplasate în aer liber, utilizând, cutii cu grad de protecţie IP 65. Este important să precizăm că partea de curent continuu a parcului fotovoltaic este permanent sub tensiune pe toată durata zilei. Prin urmare trebuie să fie prevăzute plăcuţe, de avertizare, amplasate la loc vizibil pentru a informa pe oricine trece prin zonă despre această pericolul atingerilor directe sau indirecte.. În plus, toate cutii de joncţiune ar trebui să fie etichetate în mod corespunzător în conformitate cu reglementările naţionale pentru siguranţă.

Ca o măsură de precauţie, switch-urile de deconectare şi siguranţele şir trebuie să fie prezente în aceste cutii de joncţiuni.Switch-urile de deconectare permit izolarea indivi-duală a șirurilor de module, în timp ce siguranţe şir protejează impotriva defecte, aşa cum sa prezentat anterior. Switch-urile de deconectare trebuie să fie capabile să deschidă cir-cuitul la curentul de rupere a sarcinii nominale şi trebuie ca separarea polilor pozitivi şi negativi a șirurilor de module să fie făcută simultan. Pentru a asigura protecţie împotriva scurt-circuitelor, se recomandă ca

• Incinta cutiei de joncţiune să fie fabricată din material neconductor. • Barele pozitive şi negative sunt în mod corespunzător separate şi izolate. • Compartimentarea incintei cutiei de joncţiune ar trebui să fie astfel încât scurt-cir-cuitele în timpul instalare şi întreţinerii să fie extrem puţin probabil.

Cutiile de joncţiune ar trebui să fie astefel proiectate încât ieșirea cablului principal de pe partea de curent continuu din caseta de joncţiune să permită trecerea cu ușurinţă în șanţul de legătură cu invertorul.

Conectorii

Conectori ar trebui să fie realizaţi pentru a putea fi utilizate pentru aplicaţii de curent continuu. Ca o regulă, tensiunea și curentul nominal al conectorului trebuie să fie de cel puţin aceiași valoare cu a circuitului în care sunt instalate.

Conectori ar trebui să aibă semne de siguranţă, care avertizează împotriva deconec-tării sub sarcină. Un astfel de eveniment poate duce la apariţia unui arc electric și să pună personalul şi a echipamente în pericol.Orice deconectare ar trebui să aibă loc numai după ce circuitul a fost izolat corespunzător. Pentru a evita erorile ce pot apărea în timpul instalării, proiectarea conectorilor de curent continu trebuie să îi facă incompatibili cu conectori de curent alternativ.

Siguranţele de șir.

Funcţia principală a siguranţelor de șir este de a proteja siruri de module de supra-curenţi. Acestea trebuie să fie proiectate pentru funcţionarea în curent continu.Siguranţe în miniatură sunt utilizate în mod normal în aplicaţiile fotovoltaice. Liniile directoare ce se aplică pentru siguranţele de șir Toate reţelele formate din patru sau mai multe siruri de module ar trebui să fie echi-pate cu siguranţe.Pe de altă parte , siguranţe ar trebui să fie utilizate în cazul în care condiţiile de defect ar putea duce la importanţi curenţi inverși. În majoritatea cazurilor, siguranţelr şir pot fi omise în sisteme cu 3 sau mai puţine siruri de module.Cu toate acestea, cablurile şir trebuie să fie dimensionate astfel încât să reziste la cele mai înalte valor ale curenţilor inverși aşteptaţi. . Designer-ul sistemului trebuie să consulte specificaţiile modulului,sau pe producă-torul acestuia pentru a avea garanţia că acesta rezista aceşti curenţi inverși.Este important de știut că în cazul în care avem două sau trei șiruri de module,chiar dacă siguranţele de șir pot lipsi,prezenţa lor este benefică în urmărirea defectelor.

• Din moment ce defectele pot apărea atât pe partea polului pozitiv cât și pe partea negativă, siguranţele trebuie să fie instalate pe toate cablurile dezgropate. • Pentru a evita declanşări, curent nominal al siguranţeiar trebui să fie de cel puţin 1,25 de ori mai mare decât curentul nominal de şir. Supraîncălzirea siguranţelor poate de asemenea,provoca declanşări false.Din aceste motive, cutiile de joncţiune trebui să fie ţinute în umbră. • Siguranţa şir trebuie să declanșeze la mai puţin de două ori curentul nominal de şir- STC sau la cel puţin capaciatea de curent al cablului şirului, alegându-se dintre cele două variante cea cu valoarea cea mai mică. • Curent de declanşare a siguranţelor de șir ar trebui să fie luat în considerare atunci când dimensionăm cablurile şir, aceasta ar trebui să să nu fie mai mare decât cel la care a fost calculat cablul de șir . • Siguranţa şir trebuie să fie calculată pentru funcţionarea la tensiunea de şir cu ajuto-rul formulei

Valoare tensiunii nominale siguranţa= VOC(STC) ×M×1.15

Întrerupătoare de circuiteminiaturale pot fi, de asemenea, utilizat pentru protecţia la supracurenţi, dar ele sunt mai puţin frecvente decât siguranţele din cauza costurilor mai mari. Diode de blocare au fost utilizate în mod obişnuit, în trecut, pentru protecţia circuitu-lui. Cu toate acestea, siguranţele de şir sunt în prezent de preferat pentru că ele realizează aceeaşi funcţie mult mai eficient.

Switch-urile de curent continuu

Switch-ul de comutare este instalat pe partea de curent continuu a unui parc fotovol-taic pentru a oferi capacităţi de protecţie şi izolare. Switch-uri de c.c. de deconectare şi întreruptoarele de circuit sunt discutate mai jos. Switch-ul de c.c. de deconectare - practica de proiectare judicioasă solicită pen-tru instalarea de disp. de comutaţie în cutiile de joncţiune ale unei reţele

FV.Switch-ul de c.c. oferă un mijloc manual de izolare electrica a întregii reţele FV, care este necesar atât în timpul instalării cât şi pe parcursul activităţii de întreţinere.Switch-ul de c.c. trebuie să fie

• Pol dublu pentru a izola atât partea pozitivă cât şi pe cea negativă. • Destinate pentru a fi utilizate în curent continuu. • Capabil de a deschide circuitul la sarcină maximă. • Ales pentru tensiunea și curentul corespunzătoare. • Echipate cu semne de siguranţă adecvate.

Întreruptor de circuit de curent continuu - sigurante fuzibile de șir, nu pot fi utilizate pentru deconectarea de serviciu în caz de defect. acest lucru este datorită faptului că modulele fotovoltaice sunt dispozitive cu limitarea curentului,cu un curent de scurt-circuit doar un pic mai mare decât curentul nominal. Cu alte cuvinte, siguranta nu va acţiona la curentul de defect ce ar putea fi mai mic decât curentul de declanşare.Din acest motiv, cele mai multe standarde şi reglementări recomandă ca întreruptoare principale să fie instalate între șirurile parcului fotovoltaic și invertoarele de conectare la reţea. Anumite modele de invertoare sunt echipate din standard cu întreruptoare de circuit astfeș că întrerupătoare de circuit suplimentare pot deveni redundante.

Partea de c.a al unui parc fotovoltaic

Cablele de curent alternativ Cablurile pentru sistemele de curent alternativ ar trebui să fie proiectate pentru a oferi un mijloc sigure și economic de transmitere a puterii de la invertoare la transformatoare şi dincolo de acestea .Cablurile trebuie să fie dimensionate pentru tensiunea de operare. Ele ar trebui să aibă, de asemenea, conductori şi mantale dimensionate pentru curenţi de operare şi curenţii de scurtcircuit. Este important ca și specificaţia cablului ales să fie corectă.Următoarele indicaţii ar trebui să fie luate în considerare atunci când se face proiectarea cablelor:

• Cablele trebuie dimensionate la tensiunea corespunzătoare. • Conductorul trebuie să fie în măsură să suporte curenţii de operare şi pe cei de scurt-circuit în condiţii de siguranţă. • Conductorul trebuie să fie dimensionat în mod corespunzător pentru a se asigura că pierderile produse de cablu sunt în limite acceptabile, şi că cel mai bun raport preţ calitate(pierderi reduse) este menţinut . • Conductoarelor trebuie să fie dimensionate pentru a evita căderea tensiunii în afara limitelor şi de performanţă a echipamentelor. • Izolaţia cablelor trebuie adecvată mediului în care se face montajul. • Pot fi utilizate atât cable de Cu cât și de Al. • Un număr adecvat de conductoare ar trebui să fie alese (cablu cu un singur conductor sau multiconductor). • Legarea la pâmînt și legătura de echipotenţial trebuie să fie corect aleasă pentru proiectul ce urmează a fi realizat. • Modul de instalare și de protecţie mecanică a cablelor trebuie să fie aleasă în mod corespunzător • Cablele trebuie alese în mod corespunzător în conformitate cu standardele.

Întreruptoarele de curent alternativ

Aparataj de comulare și sistemele de protecţie trebuie alese în mod corespunzător pe tot parcursul sistemului electric pentru a asigura deconectarea, izolarea, legarea la pământ şi protecţia pentru diversele componente ale instalaţiei. Pe partea de ieşire a invertoare, utilizarea unui întreruptor separator, se recomandă ca un mijloc de a izola

parcul fotovoltaic. Celelalte întreruptoare pot fi dimensionate funcţie de mărimea și de locul de mon-are a acestuia pe cuprinsul sistemului fotovoltaic. Tipul întreruptoarelor depinde de tensiunea de operare. Aparatajul de până la 20 kV probabil va fi de interior,montate în celule metalice izolate. Ele pot fi automate iar mediul de izolare poate fi ăn aer , vid sau SF6. Pentru tensiuni mai mari,alegerea preferată va fi cel mai probabil comutaţie în aer cu izolaţie în aer liber sau, în cazul în care spaţiul este o problemă, comutaţie în atmosferă protejată. Toate întreruptoarele de curent alternativ trebuie să respecte următoarele :

• Să fie în concordanţă cu standardele. • Au opţiunea de a fi asigurate de către blocaje în poziţiile off /legare la pământ. • Arată în mod clar poziţiile ON şi OFF, cu etichete adecvate. • Dimensionate pentru curenţii nominali de operare,respecti curenţii de scurtcircuit. • Dimensionate pentru tensiunea nominală de operare. • În cazul întreruptoarelor de înaltă tensiune să fie prevăzute cu comandă la distanţă. • Să fie prevăzute cu o legătură la pământ funcţională și conformă cu standardele.

Trebuie precizat faptul că comutarea la IT este periculoasă și trebuie adoptate măsuri de procedură, şi de siguranţă pentru a minimiza riscul de evenimente nedorite.

Legarea la pământ și protecţia la supratensiuni

Legare la pământ a unei instalaţii solare FV influenţează într-o serie de parametrii de risc , şi anume:

• Riscul de şoc electric asupra oamenilor și animalelor de pe site-ul parcului FV. • Riscul de incendiu ca urmare a unui defect de natură electric. • Propagarea de supratensiunile produse de trăznet • Nivelul de protecţie al locaţiei

Legare la pământ a unei instalaţii solare PV cuprinde următoarele: • Legarea la pământ a structurii metalice a parcului fotovoltaic. • Legarea la pământ a sistemului de curent continu (cable) • Legarea la pământ a invertoarelor. • Protecţia la trăznet și la supratensiunile atmosferice.

Legarea la pământ trebuie să fie înţeleasă ca un mijloc de a protecţie împotriva electrocutării, pericolului de incendiu şi împotriva loviturii de trăznet . Prin conectarea la pământ, acumularea de sarcini în sistemul electric în timpul unei furtuna este împiedicată. Întreaga instalaţie FV şi sala de conexiuni electrice trebuie să fie protejate de trăznete. Sisteme de protecţie se bazează de obicei pe sistemele de paratrăznet realizate din tije de captare care sunt practic fără întreţinere după instalare , excepţie verificările periodice. Aceste tije de captare vor fi conectat la împământarea staţiei. Ulterior, o priză sub forma de buclă de legare la pământ va fi formată și realizată conform proiectului parcului fotovoltaic. Modul de realizare a instalaţiei de legare la pământ de pe fiecare site va varia, în funcţie de o serie de factori:

• Reglementările și standardele naţionale • Ghidurile de instalare ale producătorului de module • Tipul de sistem de montare a modulelor. • Cerinţele specifice ale invertorului. • Studiu de management al riscului.

În timpul realizării proiectului ,designer-ul sistemului trebuie să aleagă cea mai potrivită metodă de legare la pământ pentru parcurile fotovoltaice, se este recomandabil să urmărească orientările generale de mai jos:

• Ţărușii din sol ar trebui să fie plasaţi aproape de cutiile de joncţiune .Legătura dintre priza de legare la pământ și cutia de joncţiuni se face prin intermediul urechii prevă-zute la cutia de jonctiune. • O reţea de legare la pământ trebuie să fie prevîzută pe toată suprafaţă parcului FV. • Cablele de legătură trebuie să fie cît mai scurt posibile. • Dispozitive de protecţie la supratensiuni atmosferice trebuie instalate la sfârșitul cablului de curent continuu la conectarea la invertor,ca și în cutiile de joncţiune ale șirurilor parcului fotovoltaic. • Ambele părţi ale unui invertor trebuie să fie în mod corespunzător izolate înainte de a efectua orice lucrare, şi semne de avertizare corespunzătoare trebuie să fie instalate. • Multe invertoare includ dispozitive de protecţie la supratensiuni la intrarea de c.c. și alegerea montării de protecţii la capătul cablelor de c.c. depinde de lungimea acestora (lungimi superioare a 15-20 metri între cutiile de joncșiune și invertor presupune instalarea acestor dispozitive de protecţie).În nici un caz însă nu se va renunţa la dispozitivele de protecţie la supratensiuni atmosferice amplasate în cutiile de joncţiune.

Securitatea locaţiei

Parcurile fotovoltaice reprezintă o mare investiţie financiară.Modulele nu sunt numai valoroase , ci, de asemenea, portabil. eforturi trebui făcute pentru a reduce riscul de furt şi de deteriorare, astfel de măsuri pot include:

• Reducerea vizibilităţii parcului fotovoltaic prin plantarea arbuşti sau arbori la locaţii adecvate, dar trebuie avut grijă ca aceștia să nu umbrească modulele. • Instalarea unui gard de plasă de sârmă, cu dispozitive de protecţie anti-urcare. Un astfel de gard este de asemenea recomandat din motive de siguranţă şi este parte din codul de retea, ca și cerinţe pentru siguranţa publică.Trebuie luate măsuri pentru a per-mite animalelor mici să treacă pe sub gard, la intervale regulate în acesta. • Camere de securitate, lumini şi senzori cu microunde , de transmiterea a alarmelor și defectelor prin GSM ,eventual conectarea la o companie de securitate ca o opţiune. • Şuruburi antifurt montate pe module pot fi utilizate şi de asemenea se poate utiliza răşină sintetică ce poate fi aplicată pe șuruburile strânse ce pot fi apoi desfăcute doar după încălzire răşinei le temperatura de 300 ° C. • Sisteme Anti-furt a modulelor realizate prin fire de protecţie.Aceste sisteme funcţio-nează prin trecerea unui fir de fibră de plastic, prin toate modulele dintr-un şir. În cazul în care un modul este scos,fibra din material plastic este rupt. Acest lucru declan-şează o alarmă. • Un punct de pază permanenta, poate fi precizată pentru asigurarea nivelului de secu-ritate necesar în cazul încheierii poliţei de asigurare. • Un sistem de alarmă trebuie montat la poarta parcului fotovoltaic, staţiile de medie tensiune, punctul de măsurare a energiei electrice şi la orice punct în care se consideră necesară supraveghere intrării de persoane neautorizate. Unele caracteristici de referinţă cu privire la securitate includ: • Gard cu o înălţime de cel puţin doi metri . • Mesaje metalice instalat la fiecare 6m. • Garduri zincate și acoperite cu plastic. • Supravegherea video: • camere multiple de zi și de noapte setate la distanţe corespunzătoare. • Sisteme de iluminare (infraroşu) pentru camere de-a lungul perimetrului. • Un minim de 12 luni timp de înregistrare

Monitorizarea şi prognoza

Dacă dorim o înaltă performanţă a parcului fotovoltaic, pierderi scăzute , o interven-ţie rapidă la defecte și prelucrarea automată a datelor de achiziţie tehnologia de monito-rizare este esenţială. Acest lucru permite creșterea randamentului centralei fotoelectrice care urmează să fie monitorizată prin compararea datelor primite cu cele calculate funcţie de date de iradiere solară. Monitorizarea şi compararea ajută la elaborarea de scenarii de de acţiune în cazul în care există un deficit. Defecte pot fi detectate şi remediate înainte ca acestea să aibă o inflenţă apreciabilă asupra producţiei. Bazarea exclusiv pe controalele manuale de performanţă nu este recomandabilă. Un nivel ridicat de expertiză tehnică este necesară pentru a detecta anumite defecte parţiale, la nivel de şir. De fapt, poate dura mai multe luni până ca cifrele de randament reduse să fie identificate.Un randament mai mic poate duce la pierderea de venituri semnificative pen-tru un parc fotovoltaic de putere mare. Cheia unei monitorizări de încredere şi a unei metodologii de detectare a defectelor este de a avea o bună cunoaştere a condiţiilor de iradiere solare, de mediu şi a puterii de ieșire simultan. Acest lucru permite ca să se facă distincţie între aparţia de defecte în instalaţie și , de exemplu, o zi cu resurse reduse datorită unei zile noroase. Sunt trei me-tode principale pentru obţinerea iradierii solară şi condiţiilor de mediu:

• De la site-urile meteorologice - Pentru a masura modul de iluminare a module-lor, temperatura modulelor , iluminare globală, umiditate și viteza vântului . Acesta permite ca datele să fie colectate şi comparate cu randament calculat iniţial.Cifrele de la o zi la alta pot concura la detectarea imediate a defectelor . • datele meteorologice colectate de la sateliţii meteo - de simulare pe baza algoritmilor de calcul . Această metodă elimină nevoie de o staţie meteo la faţa locului. Un număr mare de furnizori pun la dispoziţie pachete comerciale în Europa. Detecta-rea rapidă a defectelor depinde de datele puse la dispoziţie de sateliţi şi de analiza rapidă acestora. • statii meteorologice locale - Acesta este cea mai puţin de dorit soluţie dintre cele trei opţiuni datorită faptului că pot să nu fie disponibile pentru o perioadă de mai multe luni. În această perioadă, parcul fotovoltaic poate pierde venituri considerabile, dacă defecte din instalaţie nu snt detectate. De asemenea, este posibil ca vremea locală să nu urmărească cu exactitate condiţiile locaţiei site-ul (mai ales dacă este la câţiva kilometri distanţă).

În cazul în care există și alte centrale electrice FV, în apropiere site-ului sau parcul fotovoltaic este împărţită într-un număr de componente este posibilă compararea datelor de producţie şi de a identifica o eroare într-una dintr-o acestea.Soluţiile pe bază de internet sunt disponibile, și pot funcţiona în acest mod. Soluţia referitoare la utilizarea de site-uri meteorologice este în prezent cea mai uzi-tată opţiune .Data loggeri pot fi folosiţi pentru a colecta date de la staţiile meteo, inver-toare, puncte de măsură şi transformatoare, aceste informaţii sunt transferate o dată pe zi la un server care îndeplinește cele trei funcţii-cheie.

• Operaţiuni de management – menegementul performant (fie la faţa locului sau de la distanţă), al cetralei FV permite urmărirea invertoarelor sau a șirurilor de module. • Managementul alarmelor - Semnalizarea orice element al parcului fotovoltaic care nu se încadrează în benzile de performanţă pre-determinată.. Mesaje de avarie sau de eroare vor generate şi trimise automat la echipa de intervenţie a centralei electrică pentru o rapidă intervenţie. • Raportarea - generarea de rapoarte de randament detaliind performanţele com-ponentelor individuale, şi evaluare comparativă a rapoartelor faţă de alte compo-nente sau locaţii.

Documents

PARCURILE FOTOVOLTAICE