Sistem de Pompare Apa Actionat cu Energie Solara

Informatica

Sistem de Pompare Apa Actionat cu Energie Solara

Byadmin ianuarie 1, 2024

Sistem de pompare apă acționat cu energie solară

CUPRINS LUCRARE

CUPRINS FIGURI

CUPRINS ECUAȚII

CUPRINS TABELE

1. INTRODUCERE

1.1. Importanța și actualitatea temei

1.2. Scopul și obiectivele lucrării

1.2.1. Scopul proiectului:

1.2.2. Obiectivele proiectului:

1.3. Conținutul lucrării

2. SISTEME DE POMPARE A APEI

2.1. Noțiuni generale

2.1.1. Paralelă între tipuri de sisteme de irigații

2.2. Regularizarea debitelor pompate în rețelele de conducte pentru irigații

2.2.1. Regularizare cu rezervor cu nivel liber

2.2.2. Regularizare cu hidrofor

3. SISTEME FOTOVOLTAICE

3.1. Scurt istoric al tehnologiilor fotovoltaice

3.2. Celula fotovoltaică

3.2.1. Construcția și principiul de funcționare

3.2.2. Module fotovoltaice

3.2.3. Sisteme fotovoltaice

3.2.4. Potențial energetic al sistemelor fotovoltaice

3.3. Dimensionarea unui sistem fotovoltaic

3.3.1. Calculul radiației solare disponibile pe suprafața modulului PV

3.3.2. Calculul cantității de energie electrică necesară de a fi produsă de PV

3.3.3. Calculul puterii critice a modulului PV

3.3.4. Verificarea echilibrului consumului și producerii de energie electrică

3.4. Domenii de utilizarea energiei electrice fotovoltaice

4. CONCEPTE JURIDICE ȘI STANDARDE

4.1. Standardizarea în domeniul sistemelor de conversie fotovoltaică a energiei solare

4.2. Lista standardelor în vigoare [12], [13]

5. STUDIU DE CAZ. MICROSTAȚII DE POMPARE PENTRU IRIGAȚII FOLOSIND ENERGIA SOLARĂ CU PV

6. ASPECTE TEHNICO-ECONOMICE

5.1. Sistem cu rezervor cu nivel liber

5.2. Sistem cu rezervor cu presiune cu pernă gazoasă (hidrofor)

5.3. Alimentarea sistemului de pompare cu energie electrică obținută din energie solară

BIBLIOGRAFIE

CUPRINS FIGURI

Figure 2.1 Regularizare prin rezervor cu nivel liber. 14

Figure 2.2 Regularizare prin rezervor cu nivel liber. 15

Figure 2.3 Schema unei amenajări de irigații prin picurare 17

Figure 3.1 Procentul tehnologiilor. 21

Figure 3.2 Schema constructivă a celulei fotovoltaice. 21

Figure 3.3. Construcția modulului PV a) și încapsularea celulei PV b): 1 – suport; 23

Figure 3.4. Module PV produse de firma japoneză Kyocera [9]. 23

Figure 3.5. Interconexiunea modulelor PV: 25

Figure 3.6. Structura unui sistem fotovoltaic. 26

Figure 3.7. Evoluția producției mondiale de module PV. 28

Figure 3.8. Aplicațiile sistemelor PV în țările dezvoltate. 29

Figure 3.9. Aplicațiile sistemelor PV în țările în curs de dezvoltare. 29

Figure 3.10. Distribuția puterii instalate PV în anul 2004 la nivel mondial. 29

Figure 3.11. Cumularea producerii de energie fotovoltaică. 30

Figure 3.12. Etapele procesului de dimensionare a unui sistem PV. 31

Figure 3.13. Componentele radiatiei solare [Turc]. 32

Figure 3.14. Sisteme fotovoltaice instalate pe primul satelit artificial „Sputnik 3”. 34

Figure 3.15. Panouri solare instalate pe aparatul spațial „Stardust” (imagine NASA). 35

Figure 3.16. Sistem Amonix cu concentrator cu lentile acrilice 36

Figure 3.17. Concentrator paraboloidal PV: „Sistem Solar Pty, Ltd” [4]. 37

Figure 3.18. Schema sistemului fotovoltaic pentru o locuință izolată. 37

Figure 3.19. Variantă de conectare a sistemelor fotovoltaice în rețeaua electrică, 38

Figure 3.20. Panouri PV montate pe acoperișul casei, pe lângă 38

Figure 5.1. Schema unei microstații de pompare, solară, 44

Figure 5.2. Schema de amenajare prin picurare „Eurodrip”. 46

CUPRINS ECUAȚII

Equation ‎3.1 33

Equation ‎3.2 33

Equation ‎3.3 33

Equation ‎3.4 33

Equation ‎3.5 33

Equation ‎3.6 33

Equation ‎3.7 34

Equation ‎6.1 49

Equation ‎6.2 50

Equation ‎6.3 50

Equation ‎6.4 50

Equation ‎6.5 50

Equation ‎6.6 50

Equation ‎6.7 50

Equation ‎6.8 50

Equation ‎6.9 50

Equation ‎6.10 51

Equation ‎6.11 51

Equation ‎6.12 51

Equation ‎6.13 51

Equation ‎6.14 51

Equation ‎6.15 51

CUPRINS TABELE

Table ‎3.1. Compararea materialelor pentru celulele PV. 20

Table ‎3.2. Datele tehnice ale modulelor PV produse de firma Kyocera [9]. 24

Table ‎3.3. Parametrii de performanță ai principalelor tipuri de invertoare [7]. 27

Table ‎5.1. Eficiența sistemului fotovoltaic [17]. 45

Table ‎6.1. Componentele costurilor unui sistem autonom fotovoltaic și a unui grup electrogen. 48

Table ‎6.2. Costul extinderii rețelelor aeriene (LA) și transformatoarelor de mică putere 49

INTRODUCERE

Importanța și actualitatea temei

În cadrul politicii de mediu un loc important este ocupat de impactul sectorului agricol, sector ce aduce un aport de cca. 14 % din PIB.

Agricultura din ariile studiate are aceleași dezavantaje structurale care sunt întâlnite și la nivel național. Se realizează o agricultura de subzistenta sau de semi-subzistența, în ferme mici, individuale, slab echipate, cu randament relativ scăzut folosind incomplet forța de muncă a proprietarilor și utilizând cea mai mare parte a producției pentru uz propriu. Situația este contrabalansata de societățile agricole comerciale, care stăpânesc cca. 50% din terenuri, având terenuri concesionate sau luate în arendă, sunt relativ bine echipate, au randament ridicat, dar care cu toate acestea nu folosesc pământul la adevăratul lui potențial. [13]

În anul 2005 în Romania rețeaua de irigații acoperea cca. 2,8 milioane de hectare, din care 1,5 milioane de hectare având infrastructura de irigații recent reabilitata. Aceasta largă rețea de irigații a fost subexploatată în ultimii ani (1998 – 2007), procentul de utilizare fiind între 15,6 – 37,9% din totalul suprafețelor cu infrastructura reabilitată. [13]

Un sistem de irigare alimentat cu energie electrică obținută de la energia solară oferă potențial de reducerea atât a consumului de energie electrică obținută din rețeaua națională cât și a consumului de apă. Un sistem de pompare alimentat cu energie solară permite controlul automat al momentului de irigare și nivelul apei. Componenta a sistemului de irigare prin picurare ar asigura aplicarea precizie de apă, asigurându-se astfel o scădere a pierderilor de apa din vânt și de evaporare. Avantajele pe termen lung ar fi costuri de operare mai mici și de economisire a energiei în utilizarea apei.

Scopul și obiectivele lucrării

Scopul proiectului:

Prezentarea câtorva noțiuni de sisteme de pompare apă în vedere concepea unor sisteme de irigații performante, absolut necesare în agricultură

Prezentarea câtorva noțiuni despre sistemele de obținerea energiei electrice din surse neconvenționale și anume, sisteme fotovoltaice, de la care se alimentează sistemele de pompare apă în agricultură.

Obiectivele proiectului:

Obiectivul principal al acestei lucrări constă în prezentarea utilizării sistemelor fotovoltaice pentru alimentarea unei pompe de apă utilizată în sisteme de irigare.

Conținutul lucrării

Lucrarea începe cu “Cuprinsul lucrării”, “Cuprinsul figurilori” și “Cuprinsul tabelelori”, fiind structurată în 5 capitole după cum urmează:

În Capitolul 1 intitulat “Introducere”, sunt prezentate:

Importanța și actualitatea temei propuse a fi prezentate;

Scopul și obiectivele lucrării realizate;

Rezumat al conținutului lucrării.

În Capitolul 2 intitulat “Sisteme de pompare apă”, sunt prezentate câteva dintre tehnologiile pe care le întâlnim în acest domeniu.

Capitolul 3 intitulat “Sisteme fotovoltaice”, prezintă sistemele fotovoltaice începând de la un scurt istoric și finalizând cu etapele de proiectare ale acestor sisteme.

Capitolul 4 intitulat “Concepte juridice și standarde”, prezintă la nivel informativ, câteva dintre legile, standardele și hotărârile oficiale care stau la baza obținerii și utilizării energiei electrice din surse neconvenționale de energie, în cazul subiectului abordat în această lucrare – energie solară prin utilizarea panourilor fotovoltaice;

Capitolul 5 intitulat “Studiu de caz”, prezintă succint câteva elemente ale sistemelor utilizate pe scară largă, în domeniul lucrării.

Lucrarea se încheie cu „Bibliografie”.

SISTEME DE POMPARE A APEI

Noțiuni generale

Apa este un element esențial atât pentru existența vieții cât și pentru dezvoltarea socială și economică a umanității. Ea reprezintă o resursǎ naturalǎ regenerabilǎ, disponibilǎ în cantități limitate și cu caracteristici calitative deosebit de vulnerabile la factorii ce influențează și agresează mediul ambiant: substanțe poluante și deșeuri emise de unitățile industriale și agricole, exploatări miniere și de hidrocarburi, aglomerări urbane. Utilizată ca materie primă pentru activitățile productive, ca sursă de energie, cale de transport, acvacultură și agrement, o putem considera indispensabilă societății omenești. [13]

Agricultura modernă dispune de masinile și îngrășămintele necesare pentru îmbunătățirea gradului de fertilitate a solului. Intervenind cu irigația poate fi corectată lipsa de apă, acesta fiind unul dintre factorii principali care face să varieze producția finală în limite foarte mari.

Un avantaj esențial pentru perspectiva dezvoltării irigațiilor în România, este faptul că pe teritoriul ei se găsește o corespondență destul de bună între necesitățile de irigație și posibilitățile de aasigurarea acestora, sursele de apă fiind răspândite pe întreg teritoriul țării. Studiile de specialitate întocmite, arată că peste 5 milioane de hectare din țara noastră, sunt deficitare în apă, în concluzie, necesită irigații.

Amenajările de irigație care se realizează în prezent, la nivel mondial, sunt determinate de progresul tehnologic. Țări cu tradiție în irigații ca Franța, Italia, etc, au amenajat importante suprafețe prin aspersiune cu conducte, prin scurgere la suprafață, prin picurare, etc.

Paralelă între tipuri de sisteme de irigații

Una dintre caracteristicile etapei actuale de dezvoltarea societății constă în necesitatea utilizării raționale a resurselor naturale. În contextul crizelor de energie, economice și de materii prime, a deficitului tot mai accentuat a personalului specializat (incapacitate de a angaja), se impune folosirea cu randament maxim a apei și energiei electrice, realizarea de instalații de udare care să solicite un consum redus de forță de muncă și care să aibă o productivitate mare. [18, 19]

Printre tipurile cele mai răspândite și utilizate ale sistemelor de irigații, amintim:

irigații prin aspersiune;

irigații prin scurgere la suprafață;

irigații prin picurare.

Irigația prin picurare este o metodă tot mai mult folosită la nivel mondial în condițiile economisirii resurselor de energie și apă, a protecției mediului înconjurător și a obținerii producțiilor mari.

Avantajele utilizării metodei decurg în principal din controlul strict al distribuției apei și din modul de realizare a udării. Având în vedere și celelalte două tipuri de irigații, printre avantajele utilizării metodei prin picurare, amintim:

consumul de apă este mai redus cu (20-40)% datorită uniformității și randamentului ridicat (90-96)% și reducerii pierderilor prin evaporare din sol și aer;

consumul de energie în exploatare, puterea instalată pentru asigurarea apei sub presiune, volumele de acumulări se reduc proporțional cu reducerea consumului de apă utilizat la irigații.

Comparând cu sistemul de irigare prin aspersiune, economiile de energie sunt peste 50%.

Față de irigarea prin scurgere la suprafață, economiile de energie se obțin pentru o presiune de pompare a apei pentru transport și distribuție de (6-8)m.

Sistemul prin picurare este mult mai bine adaptabil la condiții diverse de amenajare, în comparație cu celelalte două sisteme. Acesta este puțin pretențios la condiții de sol, relief, regim hidrologic, etc.

Permite aplicarea cu apă de irigație și a unor produse de fertilizare lichide sau ușor dizolvabile, pe o anumită durată a irigației.

Printre dezavantajele utilizării metodei se numără:

Cheltuieli mai ridicate, față de celelalte două metode, în vederea realizării instalației, datorate în principal de echipamentul de udare. Durata de recuperare a cheltuielilor suplimentare pentru o amenajare cu echipament fix de picurare, față de o amenajare clasică cu echipament mult folosită la nivel mondial în condițiile economisirii resurselor de energie și apă, a protecției mediului înconjurător și a obținerii producțiilor mari.

Avantajele utilizării metodei decurg în principal din controlul strict al distribuției apei și din modul de realizare a udării. Având în vedere și celelalte două tipuri de irigații, printre avantajele utilizării metodei prin picurare, amintim:

consumul de apă este mai redus cu (20-40)% datorită uniformității și randamentului ridicat (90-96)% și reducerii pierderilor prin evaporare din sol și aer;

consumul de energie în exploatare, puterea instalată pentru asigurarea apei sub presiune, volumele de acumulări se reduc proporțional cu reducerea consumului de apă utilizat la irigații.

Comparând cu sistemul de irigare prin aspersiune, economiile de energie sunt peste 50%.

Față de irigarea prin scurgere la suprafață, economiile de energie se obțin pentru o presiune de pompare a apei pentru transport și distribuție de (6-8)m.

Sistemul prin picurare este mult mai bine adaptabil la condiții diverse de amenajare, în comparație cu celelalte două sisteme. Acesta este puțin pretențios la condiții de sol, relief, regim hidrologic, etc.

Permite aplicarea cu apă de irigație și a unor produse de fertilizare lichide sau ușor dizolvabile, pe o anumită durată a irigației.

Printre dezavantajele utilizării metodei se numără:

Cheltuieli mai ridicate, față de celelalte două metode, în vederea realizării instalației, datorate în principal de echipamentul de udare. Durata de recuperare a cheltuielilor suplimentare pentru o amenajare cu echipament fix de picurare, față de o amenajare clasică cu echipament mobil, este de (3-6) ani.

Mentenanță periodică în special a picurătoarelor, datorită riscului crescut de înfundare a acestora (filtrare defectuasă, compuși în apa de irigare, etc).

Regularizarea debitelor pompate în rețelele de conducte pentru irigații

Modernizarea sistemelor de irigații a atras după sine o serie de probleme noi, pentru stațiile de pompare. Una dintre cele mai importante probleme care a apărut o dată cu trecerea la distribuția apei prin conducte, este regularizarea debitelor.

La vechile sisteme de irigații cu distribuția apei prin canale sau chiar prin jgheaburi, datorită posibilităților mari de înmagazinare ale rețelei și limitelor largi admisibile pentru debitele prelevate, problema corelării debitelor pompate cu debitele consumate în rețea, practic, nu se punea. Singura preocupare era adoptarea unei fracționări raționale a debitului instalat. Pe lângă asta, vechile sisteme de irigații erau prevăzute cu rețele de canale pentru colectarea descărcărilor din sistemul de irigație.

La noile sisteme de irigații cu distribuția apei în rețea de conducte, posibilitățile de înmagazinare în rețea sunt reduse, prizele de apă din sistem (bornele de irigații) funcționând la debit constant. În astfel de sisteme, costul apei poate fi de 2 – 5 ori mai mare decât la sistemele vechi. [18, 19]

În aceste condiții este necesară o corelare strânsă între debitele pompate de stația de pompare și debitele solicitate în rețea

O soluție optimă ar fi proiectarea stațiilor de pompare, în așa fel, încît ele să poată pompa exact debitul solicitat în rețea. Această soluție presupune prevederea stației de pompare cu un număr mare de agregate de debite diferite, cu sisteme de sesizare a cererii și comandă a intrărilor din funcțiune foarte precise și rapide și cu aparataj și electromotoare larg dimensionate, care să reziste la pornirile și opririle la care pot fi solicitate. [18, 19]

În vederea reducerii numărului și tipurilor de agregate de pompare, a fost creată posibilitatea de înmagazinare a unor volume de apă pentru compensare una dintre variantele posibile fiind cu rezervoare cu nivel liber, plasate la înălțime sau rezervoare sub presiune cu pernă gazoasă (hidrofoare).

În aceste soluții de regularizare, rezervorul de apă înmagazinează diferențele de debit când debitul pompat este mai mare decât debitul solicitat în rețea până acesta se umple apoi, p[rin oprirea unui agregat de pompare, debitul pompat rămânând mai mic decât debitul solicitat în rețea, rezervorul alimentează cu diferența de debit. [18, 19]

Regularizare cu rezervor cu nivel liber

Acest sistem constă în prevederea instalației cu un rezervor la cotă suficientă pentru asigurarea presiunii necesare în rețea, racordat direct cu acesta. Ca poziție, acest rezervor poate fi amplasat lângă stația de pompare. La amplasarea lui trebuie să se țină seama de necesitatea utilizării la maxim a cotelor înalte de pe suprafața irigată sau din vecinătatea acesteia. În cele mai multe cazuri, datorită faptului că suprafețele irigate au pante mici iar presiunea solicitată în rețea este destul de mare, amplasarea rezervoarelor se face sub formă de castele de apă.

În figura 2.1 este prezentat graficul de regularizare prin rezervor ridicat, cu nivel liber. În această figură este prezentată durata ciclului de umplere – golire în funcție de debitul qr.

Figure 2.1 Regularizare prin rezervor cu nivel liber.

Durata ciclului de umplere – golire în funcție de debitul qr.

În figura 2.2 este prezentată schema unei stații de pompare, solară, de dimensiuni mici. Se numește stație solară deoarece este alimentată cu energie electrică obținută printr-un sistem de conversie, de la panouri fotovoltaice. [18, 19]

Elementele componente principale ale acestui sistem, sunt:

panouri solare care alimentează motorul electric ce antrenează pompa;

puț;

pompă submersibilă;

motor electric care antrenează pompa;

rezervor de apă amplasat la înălțime.

Figure 2.2 Regularizare prin rezervor cu nivel liber.

Regularizare cu hidrofor

Regularizarea cu hidrofor sau regularizarea cu rezervor sub presiune cu pernă gazoasă este o altă metodă de reglarea debitelor cu rezervoare de compensare. Diferența față de regularizarea cu rezervor cu nivel liber (castelele de apă sau rezervoare de cotă înaltă), constă în faptul că rezervorul cu pernă gazoasă (hidrofor) se montează la sol iar variația de presiune a debitului livrat de stație este mai mare în scopul reducerii volumului rezervorului. Din acest punct de vedere acest mod de regularizare tinde să se apropie mai mult de sistemele de autoreglaj (deplasarea punctului de funcționare pe caracteristica pompei cu variația presiunii).

Deoarece cazanele pentru hidrofoare se confecționează în mare parte, din metal, costul lor devine ridicat, ca urmare, în acest mod de regularizare tinde să se reducă cât mai mult volumul acestora. Reducerea poate fi realizată în următoarele variante:

utilizarea agregatelor cu debite unitare mici și stații de pompare mici;

mărirea plajei de presiune la care se livrează apa;

alegerea de cadențe de demaraj mari (număr mare de porniri pe oră).

În figura 2.2 este prezentată schema unei amenajări de irigații prin picurare, cu rezervor sub presiune cu pernă gazoasă.

Elementele componente principale ale acestui sistem, sunt:

puț;

pompă;

motor electric;

rezervor de apă (numit și cameră de amestec);

rezervor cu substanță fertilizantă (nu se regăsește în toate sistemele);

conducte de picurare;

picurători.

Figure 2.3 Schema unei amenajări de irigații prin picurare

cu rezervor cu hidrofor.

SISTEME FOTOVOLTAICE

Scurt istoric al tehnologiilor fotovoltaice

Termenul „fotovoltaic” derivă din combinația cuvântului grec photos, ce înseamnă lumină și numele unității de măsură a forței electromotoare – volt. Astfel, tehnologia fotovoltaică (PV) descrie procesul de generare a electricității cu ajutorul luminii.

În anul 1839, în perioada revoluției industriale, Alexandr Edmond Becquerel, tatăl Laureatului Premiului Nobel Henri Becquerel, a descoperit efectul fotovoltaic. [5].

În anul 1883 a fost construită prima celulă PV, de electricianul american Charles Fritts, pe bază de selenium.

În anul 1884 a fost patentată construcția celulei.

În anul 1921 Albert Einstein a primit premiul Nobel în fizică pentru explicarea efectului fotoelectric, care a permis utilizarea practică a celulelor fotovoltaice.

În anul 1946, Russell Ohl a inventat celula solară.

În anul 1953, echipa de ingineri de la Telephone Laboratories (Bell Labs) D. Chapin, C. Fuller și G. Pearson creează celula PV din siliciu cu un randament cu mult mai mare decât celula din selenium.

În anul 1954 aceeași echipă construiește o celulă din siliciu cu un randament de 6%. În același timp apar și primii consumatori de energie fotovoltaică: sateliții artificiali.

În anul 1957, celule PV au fost instalate pe primul satelit artificial al Pământului „Sputnic”3.

În anul 1958 celulele PV au fost instalate la bordul satelitului american „Vanguard 1” și serveau pentru alimentarea unui emițător radio.

Prin folosirea efectului fotovoltaic are loc conversia directă a luminii solare în energie electrică. Tehnologia conversiei directe exclude transformările intermediare: radiația solară în energie termică, energia termică în energie mecanică, energia mecanică în energie electrică de curent alternativ. Conversia directă se realizează cu ajutorul materialelor semiconductoare, folosind efectul fotovoltaic. Spre deosebire de generatorul electromecanic, generatorul fotovoltaic, așa-numita celulă fotovoltaică, produce energie electrică de curent continuu. Excluderea din lanțul tehnologic al transformărilor intermediare, lipsa mișcării, zgomotului, vibrațiilor, existența unei construcții modulare, durata de exploatare de peste 25 de ani, sunt argumente pentru a afirma că viitorul energeticii descentralizate va aparține tehnologiei fotovoltaice. [4].

Celula fotovoltaică

Construcția și principiul de funcționare

Celula fotovoltaică este un dispozitiv optoelectronic, a cărui funcționare se datorează efectului generării de către lumină a purtătorilor de sarcină liberi și separarea lor de către câmpul electric intern al joncțiunilor p – n, MOS sau Schottky. Ca material inițial pentru fabricare se utilizează, de obicei, siliciu cristalin sau policristalin, în care prin diverse metode tehnologice se formează straturi cu diverse conductibilități pentru a obține joncțiunea p-n. Materialul semiconductor de bază care se folosește pentru producerea celulelor PV este siliciul. În tabelul 3.1 se prezintă randamentul conversiei PV cu date bazate pe trei tipuri de materiale fotovoltaice: siliciu cristalin, siliciu policristalin și siliciu amorf.

Table ‎3.1. Compararea materialelor pentru celulele PV.

Cota parte pe piața mondială a diferitelor tehnologii de producere a celulelor PV este prezentată în figura 3.1. Peste 84% din producția mondială de celule PV este bazată pe siliciu policristalin și cristalin. În prezent, tehnologia siliciului policristalin și cristalin este cea mai avansată, asigurând producerea de module PV la scară industrială cu un randament de 14% -17% și cu o durată de viață a modulelor de 30 de ani.

Figure 3.1 Procentul tehnologiilor.

Dar această tehnologie are un dezavantaj esențial: potențial limitat de scădere în viitor a costurilor de producere a celulelor PV. [6].

În fig. 3.2 este prezentată schema constructivă simplificată a celulei PV, având la bază material semiconductor de tip p. Se consideră că celula PV este expusă unei radiații incidente. Această radiație poate fi echivalată cu un flux de fotoni, care au energia: E = hv, unde h este constanta lui Planck, iar v este frecvența fotonilor. Dacă energia fotonului este mai mare ca energia benzii energetice interzise a semiconductorului, atunci, în urma interacțiunii fotonului cu un atom, electronul din banda de valență va trece în banda de conducție, devenind liber și generând totodată, un gol în banda de valență. Astfel, sub acțiunea fotonilor, are loc generarea de perechi electroni – goluri. Acest efect se mai numește efect fotovoltaic interior.

Figure 3.2 Schema constructivă a celulei fotovoltaice.

În fig. 3.2 a), fotonul A are o frecvență mai mică și, deci, o energie mai mică, iar fotonul B are o frecvență mai mare și o energie mai mare (unda electromagnetică cu frecvență mică pătrunde în material la adâncimi mai mari și invers). Purtătorii de sarcină liberi sunt separați de câmpul electric al joncțiunii p – n, caracterizat prin potențialul de barieră U0 și care, în funcție de tipul semiconductorului folosit, este de circa 0,2 -0,7 V. Aici, câmpul electric va avea rolul de separator de sarcini libere – perechi electroni – goluri. Electronii vor fi dirijați spre zona n, iar golurile spre zona p a celulei. Acesta este motivul pentru care, sub influența luminii, zona p se încarcă pozitiv, iar zona n se încarcă negativ, ceea ce conduce la apariția unui curent electric prin circuitul extern, determinat de conversia fotovoltaică a radiației solare.

Acest curent, (figura 3.2 a), duce la o cădere de tensiune U pe sarcina externă R, conectată la contactele din spate și contactul – grilă frontal (fig. 3.2 b)). Tensiunea U în raport cu joncțiunea p-n acționează în sens direct și, la rândul său, va determina prin joncțiune curentul diodei Id, de sens opus curentului fotovoltaic Is, care se determină din expresia cunoscută:

(3.1)

unde: I0 este intensitatea curentului de saturație; k – constanta lui Boltzmann; T- temperatura absolută; e – sarcina electronului.

Module fotovoltaice

Celulele fotovoltaice de construcție modernă produc energie electrică de putere care nu depășește (1,5 – 2) W la tensiuni de (0,5 – 0,6) V. Pentru a obține tensiuni și puteri necesare consumatorului, celulele PV se conectează în serie și/sau în paralel.

Cea mai mică instalație fotoelectrică formată din celule PV interconectate în serie și/sau în paralel, încapsulate pentru a obține o rezistență mecanică mai mare și a proteja celulele de acțiunea mediului se numește modul fotovoltaic. Un număr de module PV asamblate mecanic ca o unitate mai mare și conectate electric poartă denumirea de panou sau câmp de module.

În acord cu standardele Comisiei Internaționale de Electrotehnică (IEC) se utilizează termenul „array”, ceea ce înseamnă sistem, rețea.

Expresiile „modul fotovoltaic”, „panou fotovoltaic” sau „câmp de module” deseori au una și aceeași semnificație. La proiectarea modulelor PV se ia în considerație folosirea frecventă a modulelor PV pentru încărcarea acumulatoarelor electrice, a căror tensiune este de 12 V – 12,5 V. Astfel, în condiții de radiație standard, tensiunea UM trebuie să fie 16 – 18 V, iar tensiunea de mers în gol de 20 V – 22,5 V.

O singură celulă generează în gol circa 0,6 V și trebuie să conectăm în serie (33 – 36) de celule pentru a obține tensiunea necesară. Puterea modulului va oscila între 50W și 100W.

Figure 3.3. Construcția modulului PV a) și încapsularea celulei PV b): 1 – suport;

2 – găuri pentru asamblare în panouri, 3 – cutie de borne.

Construcția modulului PV (figura 3.3 a) este de obicei dreptunghiulară. Suportul se confecționează din aluminiu anodizat și separat de structura laminată a celulelor cu căptușeală, care nu permite pătrunderea umezelii. Celulele PV sunt protejate de acțiunea condițiilor nefavorabile, care pot interveni pe parcursul exploatării: ploaie, grindină, zăpadă, praf etc, de un sistem care constă dintr-un strat de sticlă și cel puțin două straturi (din față și din spate) din etilen vinii acetat EVA sau polivinil butirol PVB (figura 3.3 b).

Figure 3.4. Module PV produse de firma japoneză Kyocera [9].

În fig. 3.4 sunt prezentate module PV de diferite puteri, produse de firma Kyocera, iar în tabelul 3.2 – caracteristicile de bază.

Table ‎3.2. Datele tehnice ale modulelor PV produse de firma Kyocera [9].

Pentru a obține tensiunea și puterea necesare consumatorului de energie electrică, modulele PV pot fi conectate în serie, paralel sau în serie-paralel (conform figurii 3.5, a,b,c). La conectarea în serie a două module PV identice curentul debitat consumatorului rămâne același, iar tensiunea crește de două ori.

În fig. 3.5, a) modulele PV1 și PV2 conectate în serie încarcă bateria de acumulatoare GB. Punctul de funcționare a sistemului module PV – GB este punctul de intersecție M al caracteristicilor respective: a două module conectate în serie și a bateriei de acumulatoare. Diodele VD1 și VD2, numite diode de ocolire sau by-pass se conectează în paralel cu fiecare modul sau cu un grup de module conectate în paralel (conform figurii 3.5, a). Dioda by-pass limitează tensiunea inversă, dacă un modul din circuitul consecutiv este mai puțin performant sau este umbrit și se evită suprasolicitarea termică. În regim de funcționare normală, diodele VD1 și VD2 nu consumă energie.

Dioda VD, numită antiretur, se conectează în serie cu sarcina. Această diodă evită situația când modulul PV poate deveni consumator de energie, dacă tensiunea generată va fi mai mică decât a acumulatorului. Este evident că ea introduce o cădere de tensiune de circa 0,5V și, corespunzător, pierderi de energie. În fig. 3.5, b) se prezintă conectarea în paralel a două module identice. Tensiunea generată rămâne aceeași, iar curentul crește de două ori. Punctul de funcționare al sistemului module PV – rezistența R este punctul de intersecție M al caracteristicilor amper – volt ale modulelor și consumatorului I = (1/R)∙U. Diodele antiretur VD11 și VD12 nu permit ca un modul sau un grup de module unite în paralel să treacă în regim de consumator, atunci când nu sunt identice sau când sunt umbrite.

Figure 3.5. Interconexiunea modulelor PV:

a) – în serie; b) – în paralel; c) – în serie – paralel.

În schema din figura 3.5 c), modulele PV1 – PV2, PV3 – PV4 și PV5 – PV6 sunt conectate în serie, dar între ele – în paralel. Se obține astfel majorarea de două ori a tensiunii și de trei ori a curentului. Evident, puterea instalației crește de șase ori.

Diodele VD1 – VD6 sunt diode de ocolire, iar VD12, VD34, VD56 sunt diode antiretur. Parametrii unui modul PV sunt determinați de parametrii celulelor din care este confecționat [4].

Sisteme fotovoltaice

Structura unui sistem fotovoltaic

Celulele sau modulele PV nu sunt unicele componente ale unui sistem PV. Pentru asigurare continuă a consumatorului cu energie electrică, multe sisteme PV conțin acumulatoare de energie electrică. Modulul PV constituie un generator de curent continuu (c.c.), dar adesea consumatorul de energie este de curent alternativ. Energia electrică PV are un caracter variabil, alternanța zi/noapte, cer senin/cer acoperit provoacă variația într-o gamă largă a fluxului de energie și a tensiunii generate de modulul PV. Astfel, apare necesitatea condiționării fluxului de energie, folosind convertoare electronice: c.c./c.c, care îndeplinesc și funcția de monitorizare a procesului încărcare/descărcare a acumulatorului, c.c./c.a, pentru transformarea curentului continuu în curent alternativ. Pentru a evita supradimensionarea sistemului fotovoltaic adesea se folosește o sursă auxiliară de energie, fie un grup electrogen, fie un generator eolian sau chiar rețeaua electrică publică.

Toate aceste componente trebuie să fie interconectate, dimensionate și specificate pentru a funcționa într-un sistem unic, numit sistem fotovoltaic. în figura 3.6 este prezentată structura unui sistem PV.

Figure 3.6. Structura unui sistem fotovoltaic.

Componentele principale sunt:

modulul, panoul, câmpul de module sau, altfel spus, generatorul fotovoltaic;

bateria de acumulatoare;

subsistemul pentru condiționarea energiei electrice, care includ și elemente de măsurare, monitorizare, protecție etc;

sursa auxiliară de energie, de exemplu, un grup electrogen (back-up generator), care funcționează cu benzină sau motorină. în acest caz, sistemul PV se mai numește sistem PV hibrid.

Sistemele PV se împart în două categorii principale:

conectate la rețea (grid – connected) care funcționează în paralel cu rețeaua electrică publică;

sisteme PV autonome (stand – alone PV systems).

Cel mai simplu sistem este sistemul PV pentru pomparea apei, în care se utilizează pompe cu motoare de c.c. Acest sistem nu conține acumulatoare electrice (rezervorul de apă servește drept acumulator) și nici convertoare de c.c./c.a.

Sistemele PV conectate la rețea pot fi divizate în: sisteme PV, în care rețeaua electrică publică are rol de sursă auxiliară de energie (grid back – up), sisteme PV. în care excesul de energie PV este furnizat în rețea (grid – interactive PV systems) și centrale electrice PV (multi MW PV systems), care furnizează toată energia produsă în rețea.

Invertorul

Invertorul face parte din subsistemul de condiționare a energiei electrice al sistemului PV (conform figurii 3.6) și este componenta principală a convertorului c.c./c.a.

Acesta transformă energia de cc generată de modulele PV sau stocată în acumulatoare, în energie de ca de o frecvență prestabilită. Există deja convertoare care asigură parametrii de calitate ai energiei electrice la același nivel ca și rețelele publice:

frecvență și tensiune stabilă;

forma sinusoidală a undei de tensiune și curent.

În funcție de cerințele impuse de sarcină privind forma undei de tensiune, factorul de suprasarcină și randamentul sunt disponibile diferite tipuri de invertoare, ai căror parametri sunt prezentați în tabelul 3.3.

Table ‎3.3. Parametrii de performanță ai principalelor tipuri de invertoare [7].

Randamentul indicat corespunde funcționării invertorului la o sarcină de 75 – 100% din puterea nominală. La alegerea invertorului este important să se cunoască caracteristica randamentului în funcție de sarcină.

Potențial energetic al sistemelor fotovoltaice

În figura 3.7 se prezintă evoluția producerii mondiale de celule și module PV și a costului unui watt în perioada 1990 – 2004 [4].

Figure 3.7. Evoluția producției mondiale de module PV.

După anul 1996 se constată o creștere extraordinară a producției mondiale. Pe o perioadă de 15 ani, capacitatea mondială de producere a modulelor PV a crescut de circa 25 de ori. Concomitent cu creșterea volumului de producție are loc scăderea costurilor celulelor fotovoltaice. Pe o perioadă de 10 ani, costul unui watt a scăzut de 2,35 ori. După anul 2000 se constată o creștere a costului unui watt, ceea ce se explică prin formarea unui decalaj dintre capacitățile mondiale de producere a celulelor de asamblare a modulelor PV pe de o parte și producerea de materie primă, adică a siliciului pur pe de altă parte. În prezent, la nivel mondial, se atestă o penurie de materie primă.

Domeniile de utilizare în țările dezvoltate și în țările în curs de dezvoltare sunt diferite (figurile 3.8 și 3.9). De exemplu, în țările UE se evidențiază sistemele conectate la rețea cu 69%, iar în țările în curs de dezvoltare pot fi evidențiate trei domenii principale de utilizare a energiei electrice PV:

electrificarea rurală;

ocrotirea sănătății;

pomparea apei.

Figure 3.8. Aplicațiile sistemelor PV în țările dezvoltate.

Figure 3.9. Aplicațiile sistemelor PV în țările în curs de dezvoltare.

Toate aceste sisteme funcționează în regim autonom, altfel spus, sunt sisteme descentralizate și dispersate teritorial.

Puterea instalată la nivel mondial a constituit în anul 2004 circa 1194 MW, primele trei locuri fiind ocupate de Japonia cu 51,8%, urmată de UE cu 25,8% și SUAcu 11,5% (figura 3.10).

Figure 3.10. Distribuția puterii instalate PV în anul 2004 la nivel mondial.

Energia electrică PV este cu mult mai scumpă și în majoritatea cazurilor nu concurează cu energia obținută din surse de energie fosile. Excepție fac sistemele PV de pompare și cele destinate alimentării consumatorilor mici și dispersați teritorial, caz în care se compară cu grupurile electrogene sau cu extinderea rețelelor electrice publice.

Cea mai ieftină energie electrică PV poate fi obținută de la sistemele conectate la rețelele electrice publice, altfel spus, care funcționează în paralel cu rețeaua.

În anul 2005, costurile generării de electricitate fotovoltaică atingeau 50 eurocenți /kWh în Europa Centrală, reducându-se până la 25 eurocenți/kWh în regiunile cu radiație solară înaltă. Acest cost poate fi comparat cu costul electricității obținute din surse fosile, care în anul 2005 a variat în lume între 0,04 și 0,05 $/kWh. Costul depinde, de asemenea, de durata de viață a celulelor solare. Celulele solare au o garanție 25 de ani, însă pot fi utilizate 35 și mai mulți ani. Costul energiei electrice cheltuite pentru fabricarea celulelor PV poate fi recuperat în primii 2 ani (figura 3.11) [10].

Figure 3.11. Cumularea producerii de energie fotovoltaică.

Sistemele fotovoltaice se află în continuă dezvoltare sub aspectul reducerii costurilor de fabricare. Domeniile în care celulele fotovoltaice își găsesc utilizare pe scară tot mai largă sunt consumatorii de energie electrică izolați. Tehnologiile solare folosesc energia soarelui pentru a produce căldură, lumină, apă caldă și chiar aer condiționat pentru locuințe și zona industrială. Panourile solare sunt una din cele mai populare surse alternative de energie folosită pentru sistemele electrice private și industriale.

Dimensionarea unui sistem fotovoltaic

Principiul general care stă la baza dimensionării instalației PV este următorul: trebuie respectat permanent echilibrul dintre energia produsă de generatorul PV și energia consumată de utilizator. Acest echilibru se realizează pentru o perioadă definită, de obicei o zi sau o lună. Prezența bateriei de acumulatoare permite compensarea deficitului dintre energia produsă și cea consumată, deficit care poate fi cauzat de timpul noros sau de o anumită suprasolicitare din partea consumatorului.

Figure 3.12. Etapele procesului de dimensionare a unui sistem PV.

Dimensionarea unui sistem PV presupune parcurgerea următoarelor etape principale:

Calculul radiației solare disponibile pe suprafața modulului PV.

Calculul consumului diurn de energie electrică – Ec.

Calculul cantității de energie electrică care trebuie produsă de către modulul PV, adică mărimea Ep.

Calculul puterii critice a modulului PV – Pc și alegerea acestuia.

Calculul capacității acumulatoarelor – C și alegerea acestora (dacă este cazul).

Verificarea echilibrului consumului și producerii de energie electrică.

În figura 3.12 este prezentată procedura de dimensionare a unui sistem PV cu baterii de acumulare.

Calculul radiației solare disponibile pe suprafața modulului PV

Unghiul de înclinație a modulului PV față de orizont β se determină din condiția asigurării echilibrului „consum – producere energie electrică” în lunile cu cea mai mică radiație solară.

În general, valoarea radiației solare este dată sub forma radiației globale pe o suprafață orizontală. Radiația globală zilnică se notează cu G. Dacă modulele PV sunt plasate sub un anumit unghi față de suprafața orizontală, radiația globală recepționată de panourile PV își va modifica valoarea.

Figure 3.13. Componentele radiatiei solare [Turc].

Valoarea globală G se utilizează pentru determinarea contribuției radiației difuze D și a radiației principale B0, folosind radiația principală ca referință și indicele de clatitate kt. Atenuarea radiației solare la traversarea atmosferei terestre în luna respectivă, este descrisă prin kt = G/B0. La calculul mărimii B0, se ține cont de variația radiației extraterestre datorată excentricității orbitei terestre. Calculul radiației difuze se bazează pe raportul D/G, care depinde de factorul de claritate kt. Relația B = G – D corelează radiația principală cu cea difuză. Dependența unghiulară a fiecărei componente, va conduce către valorile corespunzătoare ale acestora pe o suprafață înclinată. Cunoscând reflexivitatea suprafeței utilizate, se calculează radiația reflectată. Suma dintre radiația principală, cea relectată și cea difuză, va constitui totalul radiației solare incidente pe suprafața înclinată.

Calculul începe prin determinarea radiației globale G, corespunzătoare mijlocului fiecărei luni în funcție de coordonatele locului unde se află costrucția respectivă.

Calculul cantității de energie electrică necesară de a fi produsă de PV

Energia care trebuie să fie produsă de modulul PV se calculează cu relația:

Equation ‎3.1

unde factorul K ia în considerație incertitudinea datelor meteorologice, pierderile în cabluri, abaterea punctului de funcționare a subsistemului „modul PV – sarcină” de la cel optim etc.

Calculul puterii critice a modulului PV

Se determină din relația:

Equation ‎3.2

unde Gβ prezintă valoarea medie a radiației solare globale pe perioada de interes în localitatea dată pentru unghiul de înclinație β a modulului PV.

În funcție de puterea PC se alege puterea unui modul PV și numărul de module conectate în serie:

Equation ‎3.3

Unde:

Ucc este tensiunea nominală a consumatoarelor de c.c;

Um – tensiunea nominală a unui modul PV care, de obicei, se consideră egală cu 12V sau 24V.

Numărul de module PV conectate în paralel se determină astfel: se calculează curentul mediu al sarcinii pe parcursul unei zile:

Equation ‎3.4

Totodată, din condiția respectării balanței de energie într-o zi, se poate scrie:

Equation ‎3.5

unde IPV este curentul panoului PV.

Numărul de module PV conectate în paralel va fi:

Equation ‎3.6

unde Isc este curentul de scurtcircuit al unui modul PV.

Verificarea echilibrului consumului și producerii de energie electrică

Verificarea se face prin compararea cantității de energie electrică, Ei, care va fi produsă de panoul PV într-o zi pentru fiecare lună din perioada de interes cu cantitatea de energie electrică necesară, calculată conform 5.51. Calculele se efectuează din relația:

Equation ‎3.7

unde HRS este numărul de ore pe zi de radiație solară standard egală cu 1000 W/m2 pentru luna respectivă.

Domenii de utilizarea energiei electrice fotovoltaice

Din energiile regenerabile cea mai accesibilă este energia solară. Oricine poate folosi această energie gratuită. Deseori, sistemele fotovoltaice sunt utilizate în combinație cu alte surse de energie (energia eoliană, hidraulică sau energia obținută din arderea combustibililor fosili).

Un domeniu foarte important de utilizare a sistemelor fotovoltaice sunt aparatele cosmice de zbor. Pentru acestea, sistemele solare fotovoltaice sunt, practic, unicele surse de energie electrică. Satelitul sovietic „Sputnik 3”, lansat la 15 mai 1957, a fost primul satelit care a utilizat sisteme fotovoltaice (figura 3.13) [4].

Figure 3.14. Sisteme fotovoltaice instalate pe primul satelit artificial „Sputnik 3”.

Primul satelit american, care a utilizat panouri solare a fost satelitul Forțelor Armate ale SUA ,,Explorer 1”, lansat la 1 ianuarie 1958. Dr. Hans Ziegler, care a activat timp de 30 de ani (1947 – 1976) în domeniu, poate fi numit părintele sistemelor energetice solare pentru nave spațiale [6]. Deoarece aparatul spațial trebuia să aibă dimensiuni reduse, aceasta limita puterea care putea fi produsă [11].

Cerințele către panourile solare erau deosebit de rigide. Panourile solare includ un mecanism de acționare pentru orientarea lor la soare (la faza de producere a energiei electrice) și scoaterea de sub soare atunci când necesitățile în energie electrică erau mai mici decât capacitatea de producere.

În calitate de celule solare a fost utilizat arsenidul de galiu. Eficiența celulelor multijoncțiune de arsenid de galiu și siliciu atinge aproape 29% în condiții ideale [14]. Astfel de celule solare au fost utilizate, de asemenea, în panourile solare instalate pe aparatul spațial de zbor „Stardust” (figura 3.14), lansat la 7 februarie 1999 pentru investigarea cometei Wild 2 și întors la 15 ianuarie 2006. „Stardust” a fost primul aparat cosmic care s-a întors pe Pământ după colectarea unei probe de praf cosmic.

Un proiect de perspectivă cu șanse reale de realizare este proiectul Agenției Europene pentru Spațiu (ESA), prin care se cercetează posibilitatea lansării unor sateliți–stații energetice solare, care vor produce energie electrică în spațiu, transportată ulterior pe pământ prin laser sau microunde.

Aceste realizări cosmice deosebite au devenit o provocare pentru guvernele unor țări dezvoltate industrial (Japonia, Germania, dar și SUA ș.a.) de a readuce celulele solare pe pământ. Sistemele fotovoltaice terestre au fost dezvoltate pe două direcții: utilizarea simplă a celulelor fotovoltaice (fără concentrarea razelor solare) și sisteme cu concentrarea razelor solare pe celule PV (CPV).

Figure 3.15. Panouri solare instalate pe aparatul spațial „Stardust” (imagine NASA).

În lume există astăzi două companii care vizează dezvoltarea sistemelor fotovoltaice cu concentrator (CPV):

Amonix, localizată în Torrance, California, SUA;

Solar Systems Pty, Ltd, localizată în Australia.

În figura 3.15 este reprezentat un sistem fotovoltaic cu rotire în jurul a două axe (în plan zenital și azimutal), elaborat de compania Amonix, care produce (25…35) kW pe un sistem mobil (depinde de numărul modulelor PV instalate pe sistem).

Sistemul Amonics utilizează mii de lentile acrilice Fresnel, care concentrează radiația solară pe celule solare PV. Eficiența anuală a modulului modulului Amonix este de 15,5%. Sistemele Amonix au fost utilizate în Sistemul Public de Servicii din Arizona pentru o capacitate totală de 547 kW. Sisteme de (10…20) MW se planifică pentru a fi utilizate în viitorul apropiat în Spania. Compania „Solar Systems Pty, Ltd” folosește concentratoare paraboloidale pentru a concentra razele solare pe receptorul PV. În figura 37 se prezintă un astfel de sistem, care atinge o eficiență de 15%… 16% și are o capacitate de 220 kW, cu posibilitatea măririi ei până la 720 kW. Mai multe contracte cu capacități de MW se așteaptă în viitorul apropiat. O nouă generație de circa 50 MW de sisteme CPV vor fi produse pentru California, SUA.

Figure 3.16. Sistem Amonix cu concentrator cu lentile acrilice

și celule PV din siliciu [4]

Panourile solare fără concentrarea razelor solare se bucură de o răspândire largă, în special în cazul unor consumatori de energie izolați. Panourile solare au găsit o utilizare foarte largă în domeniul satisfacerii unor necesități energetice casnice.

Figure 3.17. Concentrator paraboloidal PV: „Sistem Solar Pty, Ltd” [4].

În figura 3.17 este reprezentată utilizarea unui sistem fotovoltaic pentru asigurarea necesităților energetice casnice, în situația în care locuința este izolată față de reteaua publică de alimentare cu energie electrică.

Figure 3.18. Schema sistemului fotovoltaic pentru o locuință izolată.

Dacă există posibilitarea conectării locuinței la rețeua publică de alimentare cu energie electrică, schema instalației este prezentată în figura 3.18, care ilustrează o variantă de conectare a sistemelor fotovoltaice în rețeaua electrică a unei case de locuit.

Figure 3.19. Variantă de conectare a sistemelor fotovoltaice în rețeaua electrică,

a unei case de locuit.

Un exemplu de instalare a panourilor solare pe acoperișul unei case de locuit este prezentat în figura 3.19.

Figure 3.20. Panouri PV montate pe acoperișul casei, pe lângă

panourile solare pentru încălzirea apei.

În prezent se remarcă o dezvoltare accelerată a electrificării rurale descentralizate în țările în curs de dezvoltare (ȚCD) folosind energia solară. Deși tehnologia PV este considerată costisitoare, rata de creștere a producției mondiale de celule PV în anul 2000 a constituit 60,5%.

Întrebare care se pune:

De ce în țările în curs de dezvoltare nu se adoptă calea parcursă de țările europene în domeniul electrificării?

Motivele care limitează aplicarea soluției tradiționale – conversia termică a combustibilului fosil în energie electrică și distribuirea ei prin rețelele de distribuție – sunt următoarele:

majoritatea consumatorilor rurali de energie electrică sunt situați la distanțe mari de la rețelele electrice deja existente și densitatea lor este mică;

cererea de energie electrică este mică și se încadrează în limita de 10 – 20 kWh/zi;

de obicei, energia electrică este folosită pentru iluminare, telecomunicații și în acționările electrice ale micilor instalații motorizate: pompe electrice, scule de atelier de mică putere etc.

În aceste condiții, electrificarea pe calea tradițională prezintă o soluție ineficientă atât din punct de vedere economic, cât și de mediu. Cresc investițiile și cheltuielile de exploatare, scade randamentul transportării și distribuției unui kWh de energie electrică.

CONCEPTE JURIDICE ȘI STANDARDE

Menținerea terenului în bune condiții pentru practicarea agriculturii dar și pentru dezvoltarea diverselor ecosisteme specifice, include respectarea standardelor pentru protejarea solului prin menținerea structurii și conținutului în substanțe organice și conservarea biodiversității. În plus, la acestea se adaugă necesitatea menținerii constante a suprafețelor pășunilor prin limitarea transformării lor în suprafețe arabile.

Utilizarea energiei regenerabile și eficiența energetică fac parte din obiectivele importante ale Uniunii Europene. Până în 2020, conform prevederilor directivei 2006/32/CE creșterea de energie regenerabilă trebuie să ajungă la 50% din totalul surselor de energie.

În momentul de față, în țara noastră, energia electrică produsă din surse regenerabile se situează în jurul a 28% și este acoperită aproape exclusiv din energia produsă în hidrocentrale. Alte resurse de energie regenerabilă ale României sunt energia eoliană, solară, biomasa, energia valurilor și energia geotermală.

Standardizarea în domeniul sistemelor de conversie fotovoltaică a energiei solare

Piața de PV s-a dezvoltat atât în țările dezvoltate, cât și în cele în curs de dezvoltare, unde acum sunt disponibile sistemele electrice neconectate la rețea, sau sisteme hibride pentru zonele izolate. Astfel, populațiile rurale ale țărilor în curs de dezvoltare, care nu pot beneficia de conexiunile la rețea, pot utiliza alimentarea cu energie electrică de la sisteme PV, beneficiind astfel de avantajele inerente ale modulelor și ale independenței de importul de combustibil [12].

Conectarea la rețea a panourilor solare este, tehnic, posibilă; astfel companiile energetice care au introdus aceste sisteme fotovoltaice realizează suficientă energie, ca să își amortizeze cheltuielile de investiție.

Comitetul tehnic CEI CT 82, elaborează standarde pentru sisteme fotovoltaice de energie și pentru toate componentele acestor sisteme.

În acest context „stemul energiei fotovoltaice” include, întregul domeniu de la intrarea luminii într-o celulă solară și inclusiv interfața cu rețeaua electrică de debitare a energiei obținute. CT 82 elaborează standarde pentru terminologie și simboluri, pentru încercări de coroziune la ceață salină, calificări de proiectare și încercări de tip ale modulelor de siliciu, precum și pentru parametrii caracteristici ai sistemelor izolate etc.

CT 82 intenționeză să se ocupe în mai mare măsură de standardizarea sistemelor izolate și componentele acestora, a sistemelor de conectare la rețea pentru sisteme integrate în clădiri, a sistemelor de stocare și de conversie cu urmărirea aspectelor legate de protecția mediului înconjurător, din care cele mai importante sunt cele referitoare la poluarea electromagnetică, dispunerea materialelor PV toxice și contaminarea atmosferică în procesul de fabricare (pe lângă alte probleme).

Lista standardelor în vigoare [12], [13]

Caracterizarea dispozitivelor PV (EN 60891, EN 60904-1 până la 10);

Calificare de proiectare și omologare de tip:

Module cu siliciu cristalin: EN 61215;

Materiale în strat subțire : EN 61646;

Concentratoare: EN 62108.

Încercări specifice de fiabilitate (EN 61345, EN 61701);

Securitate (EN 61730-1 și EN 61730-2);

Standarde armonizate LVD (2006/95/EC);

Etichetarea modulelor PV (EN 50380);

Specificații tehnice pentru celule solare (EN 50461);

Specificații tehnice pentru plăcuțe solare (EN 50513);

Conectoare pentru sisteme PV (EN 50521);

Radiație solară (EN 61725);

Sisteme izolate (EN 61194, EN 61702, EN 62124) ;

Monitorizare și măsurări în aer liber (EN 61724, EN 61829);

Convertoare de putere și conectare la rețea (EN 61683, EN 61727);

Calificare de proiectare (EN 62093).

Cadrul legal pentru desfășurarea acțiunilor de protecția mediului în Romania este stabilit de LEGEA nr. 265 din 29 iunie 2006 pentru aprobarea Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 195/2005 privind Protecția Mediului.

HG 1213/2006 privind stabilirea procedurii-cadru de evaluare a impactului asupra mediului pentru anumite proiecte publice și private

Ordinul MAPM nr. 860/2002 privind procedura de evaluare a impactului asupra mediului și de emitere a acordului de mediu

Ordinul MAPAM nr.210/25.03.2004 privind modificarea Ordinului MAPM nr.860/2002

Ordinul MAPM nr. 863/2002 privind aprobarea ghidurilor metodologice aplicabile etapelor procedurii cadru de evaluare a impactului asupra mediului.

STAS 1343 /4 – 86 Alimentarea cu apa – determinarea cantităților de apa de alimentare pentru irigații;

STAS 9450 / 88 Apa pentru irigarea culturilor agricole – clasificare, calitate

STUDIU DE CAZ. MICROSTAȚII DE POMPARE PENTRU IRIGAȚII FOLOSIND ENERGIA SOLARĂ CU PV

Pentru amenajări de irigații prin picurare se pretează foarte bine pomparea apei utilizând energia solară. Deoarece, această metodă de udare, necesită debite mici, umectându-se doar în jurul plantei.

În schema din figura 2.3 este prezentată o amenajare de irigații prin picurare. Debitul unui picurător este între (2 – 5) l/h, în funcție de model. Energia cerută pompei este foarte mică și puterea necesară instalată est (0,5 – 1) KW/ha, la care se pretează energia electrică obținută din conversia energiei solare (radiația solară). [17]

Cea mai importantă energie, soarele, este reprezentată cantitativ prin constanta solară S = 1353 W/m2. Aceasta este valoarea medie anuală a puterii radiației captate în afara atmosferei terestre, de-a lungul orbitei pământului. La nivelul solului, radiația globală este supusă unui număr semnificativ de fluctuații. Intensitatea medie anuală (lumina soarelui directă și difuză), în regiuni mai însorite, ajunge până la 400 W/m2, pentru o perioadă de 24 ore.

După cum am prezentat în capitolul anterior, inima celulei fotovoltaice este celula. Acești semiconductori de precizie, transformă razele frontale ale luminii solare, direct în electricitate. Celulele solare produc o tensiune electrică independentă de suprafața lor. Mărimea curentului electric este direct proporțional cu mărimea suprafeței panoului și intensitatea luminii. La o lumină solară bună, densitatea electrică a celulelor de silicon se ridică la 30 mA/cm2 în timp ce tensiunea este de aproximativ 0,5 V. [17]

Celulele solare pot fi conectate în serie și în paralel, fiind montate pe un suport stabil, încapsulate în sticlă sau plastic, acoperite cu un strat antireflex. Puterea unui modul PV este proporțională cu puterea luminii frontale iar producția maximă este puterea electrică maximă la un modul, în condiții de lumină solară puternică.

Celulele fotovoltaice utilizate la sisteme de irigații prin picurare, au dimensiunea în funcție de intensitatea locală a unei unități. În figura 2.2. a fost prezentată o schemă de pompare a apei dintr-un puț cu o pompă sumersibilă antrenată cu motor electric alimentat cu energie electrică obținută de la panouri fotovoltaice.

În cazul schemei prezentate în figura 2.2, la electropompa submersibilă într-un foraj, avem:

înălțimea de pompare la 20m;

apă pompată 60 m3/zi;

o cerere de energie de 700 – 2000 W.

Costurile pentru apa pompată se exprimă în m3/zi la 1m sarcină.

O altă schemă de pompare este prezentată în figura 5.1 în care apa este pompată dintr-un canal, cu o pompă plutitoare, pompa fiind acționată de către un motor electric alimentat de la panouri fotovoltaice.

Figure 5.1. Schema unei microstații de pompare, solară,

cu pompă plutitoare în canal.

După cum se poate observa în figură, elementele componente principale, sunt:

panouri solare;

pompa plutitoare;

rezervorul.

Stocarea energiei și posibilitățile de irigare pe timp de noapte se realizează cu un rezervor de acumulare de aproximativ 50 m3, care se umple ziua. Comparată cu durata de viață a generatoarelor solare (aproximativ 20 de ani), în pofida tuturor cercetărilor și a eforturilor depuse în vederea găsirii unui tip nou de baterie pentru depozitarea energiei electrice, singurul mod disponibil în prezent, continuă să fie bateria acumulator de plumb.

Eficiența sistemului fotovoltaic poate fi rezumată astfel:

Table ‎5.1. Eficiența sistemului fotovoltaic [17].

În figura 5.2 este prezentată o structură de irigații cu un picurător „Eurodrip”, aplicat la o cultură de tomate. Amenajarea „Eurodrip” este realizată cu conducte subterane și supraterane pentru picurare atât în solarii cât și în exterior.

Conductele de udare la irigația prin picurare și microaspersiune trebuie să fie de culoare neagră pentru a nu dezvolta alge. [17]

Figure 5.2. Schema de amenajare prin picurare „Eurodrip”.

ASPECTE TEHNICO-ECONOMICE

Sistem cu rezervor cu nivel liber

Acest tip de sistem se utilizează în următoarele condiții:

Terenul trebuie să ofere condiții pentru construcția castelelor de mică înălțime sau chiar rezervoarelor la cota terenului. Trebuie avut în vedere faptul că valoarea castelului crește cu înălțimea.

Atunci cănd debitul este mare întrucât valoarea castelului crește relativ puțin cu capacitatea, castelele mici fiind neeconomice.

Avantajele utilizării acestui sistem:

Livrează apa sub presiune aproximativ constantă (variații de ordinul 2 – 3 m coloană apă).

Randament ridicat al sistemului de irigații.

Aparatajul de automatizare este simplu, ieftin și robust.

Caracteristica q = f(H) a pompelor este largă și ca urmare a acestui lucru, în acest gen de regularizări se poate folosi o gamă mare de pompe.

Dezavantajele utilizării acestui sistem:

Număr mare de porniri pentru aceași cantitate de apă livrată.

Grupurile de pompare mari sunt alimentate la tensiune mare rezultând inconvenientele aferente în exploatare. [18, 19]

Sistem cu rezervor cu presiune cu pernă gazoasă (hidrofor)

Regularizarea debitelor cu ajutorul hidrofoarelor și comandă pe bază de presiuni, sunt destinate amenajărilor mijlocii și chiar mari. În cazul amenajărilor mari la soluționări favorabile convin pompele cu curbă plată (la o oscilație mică de presiune corespunde o oscilație mare de debit).

Avantajele utilizării acestui sistem:

Din punct de vedere al investițiilor aceste amenajări sunt mult mai economice față de cele cu rezervor deschis în special la regularizările cu comenzi pe bază de presiuni.

Dezavantajele utilizării acestui sistem:

Risipa de energie datorită plajei mari de presiuni sub care este livrată apa.

Consumul de energie este aproape dublu față de consumul util. [18, 19]

Alimentarea sistemului de pompare cu energie electrică obținută din energie solară

Odată cu decizia utilizării energiei electrice PV se naște întrebarea:

Merită să investești într-un sistem autonom cu panouri fotovoltaice (PV), având variante alternative: posibilități tehnice de extindere a rețelei electrice publice sau folosirea unui grup electrogen?

Răspunsul la această întrebare va putea fi dat doar efectuând o analiză economică a acestor variante. Ca funcție țintă pentru studiu a fost aleasă dependența costului unui kWh de energie electrică, de consumul diurn de energie.

În acest subcapitol se va utiliza metoda de analiză numită și life cycle cost (costul pe durata de viață). Această metodă ia în considerație valoarea în timp a banilor sau valoarea actualizată a fluxului monetar pe întreaga durată de funcționare a sistemului [4].

Investițiile inițiale pentru procurarea și instalarea unui sistem autonom PV includ componentele prezentate în tabelul 5.1.

Table ‎6.1. Componentele costurilor unui sistem autonom fotovoltaic și a unui grup electrogen.

Aceste cheltuieli pot fi suportate de către fermier/proprietar din surse proprii sau dintr-un împrumut bancar. În ultimul caz se va lua în considerație dobânda pentru creditul bancar. În calculele ulterioare presupunem că cheltuielile investiționale provin din surse proprii.

Table ‎6.2. Costul extinderii rețelelor aeriene (LA) și transformatoarelor de mică putere

* – include și costul postului de transformare

A treia variantă de alimentare cu energie electrică poate fi realizată prin extinderea rețelelor electrice publice de 0,4 sau 10 kV. Costurile extinderii (tabelul 5.2) au fost publicate de Institutul de Proiectări "Energoproiect" [www.ipe.com].

În formă analitică, costul investițiilor actualizate în echipamentul sistemului autonom PV poate fi exprimat astfel:

ISPV =CPV *·PPV + CEA +IA +KAS10 * IA +IC +KAS10 * IC = IPV + IA + IRA + IC + IRC (88)

ISPV este costul total al echipamentului sistemului, $ SUA;

CPV – costul specific al modulelor solare, $/W c;

PPV – puterea modulelor PV, WC;

CEA – costul elementelor auxiliare; IA – costul acumulatoarelor;

IC – costul convertorului;

IRA – costul de renovare actualizat al acumulatoarelor peste 10 ani;

IPV = CPV* PPV + CEA – costul sistemului fotovoltaic care include și costul elementelor auxiliare;

KAS10 – coeficientul de actualizare simplă.

Equation ‎6.1

unde i = 0,1 – rata de actualizare.

La etapa inițială de analiză economică, costul CEA al elementelor auxiliare nu este cunoscut. Se determină aceste costuri în funcție de costul total al sistemului PV. Conform recomandărilor [15] costul elementelor auxiliare constituie 6,0% din costul total al modulelor PV, inclusiv suportul și cablajul – 4,0%, alte cheltuieli – 2%.

Astfel, costul modulelor fotovoltaice, care include și costul elementelor auxiliare se va determina cu relația:

IPV = 1,06 * CPV * PPV Equation ‎6.2

Sunt sisteme de pompare care includ și convertor static de frecvență cu circuit intermediar de curent continuu. În această lucrare nu a fost prezentat un asemenea sistem dar, este necesar să avem în vedere ce costuri implică. Astfel, costul convertorului de tensiune se determină în funcție de puterea modulelor PV:

IC = CC * PPV Equation ‎6.3

unde CC este costul specific al convertorului de frecvență.

Cheltuieli anuale de exploatare a sistemului PV se determină în mărim e de 1% din investițiile inițiale [16],

CEPV = 1,01 (IPV + IA + IC) Equation ‎6.4

Cheltuieli de exploatare pentru sistemul PV pe durata de studiu:

CEPVA = CEPV • KAU Equation ‎6.5

unde KAU – coeficientul de actualizare unifomă care, pentru o perioadă de studiu t = 20 ani este egal cu:

Equation ‎6.6

Cheltuieli totale actualizate efectuate pentru sistemul PV:

Equation ‎6.7

Costul unui kWh de energie electrică pentru ambele variante se determină cu relația:

Equation ‎6.8

unde:

CTA prezintă cheltuielile totale actualizate pe durata de studiu;

W, kWh – cantitatea totală de energie electrică consumată pe durata de studiu.

Costul investiții lor actualizate IAEG în echipamentul sistemului electrogen poate fi exprimat astfel:

lAEG = lEG + KAS5 IEG + KAS9·lEG + KASI3 IEG + KASI7 . IEG =

= IEG + IR5 + IR9 + IR13 + IR17 Equation ‎6.9

unde:

lEG – costul inițial al grupului electrogen;

IR5 , IR9 , IR13 , IR17 – costurile de renovare a grupului electrogen respectiv peste 5, 9, 13 și 17 ani;

coeficienții de actualizare simplă se determină cu expresiile de mai jos, pentru duratele respective:

KAS5 = 0,621; KAS9 = 0,424; KAS13 = 0,289; KAS17= 0,198.

Cheltuielile anuale de exploatare pentru grupul electrogen constituie 9% (includ reparațiile curente, personalul, costul uleiului, nu include costul combustibil ului) din investițiile inițiale [4] sau:

CEEG = 0,09 IEG Equation ‎6.10

Cheltuielile de exploatare pentru grupul electrogen pe durata de studiu:

CEEGA = CEEG • KAU Equation ‎6.11

Costul combustibilului luând în considerare inflația:

CCi = CC (1+ri)t• VC Equation ‎6.12

Cc este costul actual al combustibilului;

Ri; – rata anuală de creștere a costului combustibilului;

Vc- volumul consumat de combustibil.

Cheltuieli totale anuale de exploatare:

CE = CEEG + CCi Equation ‎6.13

Cheltuielile totale de exploatare pe perioada de studiu:

CEA = CE • KAU Equation ‎6.14

Cheltuielile totale actualizate efectuate pentru grupul electrogen:

CTAEG = IAEG + CCA Equation ‎6.15

BIBLIOGRAFIE

[1] Comșa D., Darie S., Maier V., Chindriș M., “Proiectarea instalațiilor electrice industriale”, Editura Didactică și Pedagogică, București, 1983.

[2] Șora I., Văzdăuțeanu V., Coita V., Popovici D., “Utilizări ale energiei electrice”, Editura Facla, Timișoara, 1983.

[3] Khan S., “Industrial Powe Systems”, Taylor & Francis Group, London 2008

[4] Bostan I., Dulgheru V., Sobor I., Bostan V., Sochirean A., “Sisteme de conversie a energiilor regenerabile”, Editura Tehnico – Info, Chișinău, 2007.

[5] http://www.enviromission.com.au/

[6]“Systemes solaires”, Le Journal des Energies Renouvelabeles. Mai-Juin, nr 149, 2002.

[7] Rauschenbach H. S., “The principles and technology of photovoltaic energy conversion”, Litton Educationel Publishing Inc., New York, 1980.

[8] “Solar Electricity”,edited by Tomas Markvart – 2nd Edition. UNESCO energy en-gineering series. England, 2000, 280 p.

[9] www.kyocerasolar.de/products

[10] Palz W., Zibetta H. Energy Payback. “Time of Photovoltaic Modules. International Journal of Solar Energy”, Volume 10, Number 3-4, pp.211-216, 1991.

[11] NASA JPL Publication: “Basics of Space Flight”, Chapter 11. Typical Onboard Systems, Electrical Power Supply and Distribution Subsystems, http://ww\v2. jpl.nasa.gov/basics/bsfll-3.html.

[12] ASRO, Prezentarea standardelor și activități de standardizare în domeniul turbinelor eoliene și sisteme de conversie fotovoltaică a energiei solare.

[13] TAHAL CONSULTING ENGINEERS, „Raport la studiul de evaluare a impactului asupra mediului pentru sistemul de irigații Câmpia Covurlui”, beneficiar Ministerul Agriculturii, pădurilor și dezvoltării rurale, septembrie, 2007.

[14] Gaddy, E.M. Cost performance of multi-junction, gallium arsenide, and silicon-solar cells on spacecraft // Photovoltaic Specialists Conference, 1996., Conference Record of the Twenty Fifth IEEE Volume, Issue, 13-17 May 1996 Page (s):293-296.

[15] Haaf W., Friedrich K., Mayr G., Schlaich J. Solar Chimneys. Part 1: Principie and Construction of the Pilot Plant in Manzanares. International Journal of Solar Energy 2(1): 3-20, 1983.

[16] John A. Duffie, William A. Beckman. Solar engineering of thermal proceesses. – 2nd edition, A Wiley Intersciance Publicați on, 1991.

[17] Andrei, WeHry, Sorin Guler, „Microstații de pompare pentru irigații folosind energie neconvențională”, editura orizonturi universitare Timișoara, 2002.

[18] Ov. Drăgănescu, V. Ariciu, „Tehnici și tehnologii de irigare prin picurare”, Bucureștii, 1987.

[19] M. Dorobanțu, I.R. Giușcă, M. Roșca, M. Runceanu, „Sisteme moderne de irigații”, București.