PROGRAMUL DE STUDIU:INGENERIA SISTEMELOR ELECTROENERGETICE FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI PROIECT DE DIPLOMĂ COORDONATOR ȘTIINȚIFIC Ș.l. Dr. Ing. BUNDA… [301569]
UNIVERSITATEA DIN ORADEA
FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI
MANAGEMENT INDUSTRIAL
DOMENIUL:INGINERIE ENERGETICĂ
PROGRAMUL DE STUDIU:INGENERIA SISTEMELOR
ELECTROENERGETICE
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI
PROIECT DE DIPLOMĂ
COORDONATOR ȘTIINȚIFIC
Ș.l. Dr. Ing. BUNDA ȘERBAN
ABSOLVENT: [anonimizat]
2015
UNIVERSITATEA DIN ORADEA
FACULTATEA DE INGINERIE ENERGETICĂ ȘI
MANAGEMENT INDUSTRIAL
DOMENIUL:INGINERIE ENERGETICĂ
PROGRAMUL DE STUDIU:INGENERIA SISTEMELOR
ELECTROENERGETICE
FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI
Proiectarea unui sistem hibrid pentru alimentarea unui sistem de irigații
COORDONATOR ȘTIINȚIFIC
Ș.l.Dr. Ing. BUNDA ȘERBAN
ABSOLVENT: [anonimizat]
2015
Cuprins
INTRODUCERE………………………………………………………………………………….. 1
CAPITOLUL I : RESURSA SOLARĂ UTILIZATĂ PENTRU ALIMENTAREA SISTEMULUI DE IRIGAȚII………………………………….. 3
1.1 Resursa solara……………………………………………………………………………………………………… 3
1.2 Efect fotovoltaic………………………………………………………………………………………………….. 8
1.3 Tipuri de celule fotovoltaice………………………………………………………………………………… 12
1.4 Părți componente sistem fotovoltaic………………………………………………………………………. 19
CAPITOLUL II : PRINCIPII ȘI TEHNICI DE POMPARE A APEI…..20
2.1 Principiul general al pompării apei………………………………………………………………………… 20
2.2 Tehnici utilizate pentru pomparea apei…………………………………………………………………… 21
2.2.1 Principiile de pompare a apei………………………………………………………………………… 21
2.2.2 Clasificarea sistemelor de pompare a apei………………………………………………………. 21
2.2.3 Sisteme directe de pompare a apei…………………………………………………………………. 22
2.3 Pompe utilizate pentru alimentarea cu apă a consumatorilor izolați……………………………. 25
2.3.1 Pompele cu Piston sau Pompele Cupă : Principiile de bază……………………………….25
2.3.2 Pompe cu piston cu dubla acționare și pompe cu piston plonjor………………………… 26
2.3.3 Pompe cu mișcare alternativă cu dublu efect și conducte…………………………………..27
2.3.4 Pompe de adâncime activate hidraulic…………………………………………………………….28
2.3.5 Pompe cu membrană…………………………………………………………………………………….29
2.3.6 Pompe șurub (șurubul lui Archimede) și pompe cu șurub deschis………………………30
2.3.7 Pompe spirală și pompe tip bobină…………………………………………………………………31
2.3.8 Pompă cu clapetă…………………………………………………………………………………………33
2.3.9 Pompe centrifuge…………………………………………………………………………………………33
2.3.10 Pompe cu jet autoamorsante………………………………………………………………………..36
2.4 Alimentarea pompelor cu apă……………………………………………………………………………….37
2.4.1 Puterea umană…………………………………………………………………………………………… 37
2.4.2 Puterea animală…………………………………………………………………………………………. 37
2.4.3 Energia solară…………………………………………………………………………………………….38
2.5 Irigarea prin picurare…………………………………………………………………………………………..40
CAPITOLUL III : STABILIREA ETAPELOR PROIECTĂRII SISTEMULUI DE IRIGAȚII………………………………………………………………42
3.1 Proiectarea SH de alimentare a sistemului de pompare a apei…………………………………. 42
3.1.1 Calculul sarcinii necesare (apă și EE)……………………………………………………………42
3.1.2 Preliminarea BA și SFV………………………………………………………………………………46
3.1.3 Dimensionarea SFV…………………………………………………………………………………… 49
3.1.4 Calculul necesarului apei pentru pompare…………………………………………………….. 53
3.1.5 Definitivarea SFV și specificațiile controlerului……………………………………………..54
3.2 Cablarea sistemului…………………………………………………………………………………………… .54
CAPITOLUL IV : PROIECTAREA SISTEMULUI HIBRID PENTRU ALIMENTAREA CU ENERGIE ELECTRICA A SISTEMULUI DE IRIGAȚII……………………………………………………………………………………………64
4.1 Consumatorul izolat……………………………………………………………………………………………64
4.2 Dimensionarea sistemului……………………………………………………………………………………66
4.3 Calculul Economic……………………………………………………………………………………………..75
CONCLUZII…………………………………………………………………………………………………………..76
BIBLIOGRAFIE…………………………………………………………………………………………………… .77
ANEXE
INTRODUCERE
Una dintre cele mai mari descoperiri ale ultimilor 400 de ani este electricitatea, fiind folosită într-un mod limitat pe parcursul anilor 1850-1900. Odată cu apariția electricității a apărut și doritori de această energie descoperită atât în industrie cât și pentru consumul casnic. Cu trecerea anilor, cererea de energie electrică era mult mai mare datorită evoluției industriale, fapt care a dus la invenția unor noi sisteme de generare a energiei electrice.
În ziua de azi există o varietate de sisteme de producerea energiei electrice ,unele bazate pe arderea combustibililor fosili dar care sunt dăunătoare mediului înconjurător prin cantitățile de gaze cu efect de seră emise în atmosferă. Atât pe plan național cât și pe plan internațional există o preocupare a reducerii emisiilor de gaze cu efect seră care afectează mediul înconjurător și stratul de ozon.
O modalitate de reducere a gazelor cu efect de seră este folosirea resurselor regenerabile pentru producerea de energie electrică.
Apa este una dintre necesitățile de bază pentru dezvoltarea rurală, fiind tot odată principala sursă de viață pentru omenire. Cererea de apă în mediul rural este în continuă creștere, fiind folosită atât pentru irigarea culturilor cât și pentru aprovizionarea cu apă în gospodării. În unele țări cu climă aridă, precipitațiile fiind scăzute, cantitatea de apă necesară este mare, fapt care a dus la folosirea apelor subterane, ceea ce face mai dificilă extragerea ei.
Odată cu dezvoltarea industriei, extragerea apei a devenit mai costisitoare, fiind folosită pomparea mecanică în locul celei manuale. Pentru pomparea mecanizată a apei erau folosite diferite motoare (pe abur, motorină, benzina, kerosen-u) cât și sistemele eoliene.
Energia solară poate fi folosită pentru a genera energie electrică prin captarea radiațiilor emise de soare de către panourile fotovoltaice, acestea putând alimenta sistemul de pompare a apei.
În zonele în care energia electrică nu este disponibilă, alimentarea cu apă a constituit întotdeauna o problemă. Unele dintre soluțiile foarte eficiente pentru pomparea apei în zonele neelectrificate sunt folosirea panourilor solare sau turbinelor eoliene. Sistemele individuale de alimentare cu apă care folosesc acestă tehnologie, s-au dovedit a fi soluția ideală, fiind cele mai folosite pentru consumatorii izolați. În aceste sisteme se folosesc pompele submersibile sau pompele de suprafață.
O importanță deosebită în aceste sisteme o au pompele de curent continuu care au un randament ridicat, care în comparație cu pompele de curent alternativ, folosesc o cantitate mult mai mică de energie electrică pentru pomparea apei.
Lucrarea are ca și scop proiectarea unui sistem hibrid în vederea alimetarii cu apă a unui sistem de irigații, cu costuri de investiții moderate, lucrarea fiind structurată pe patru capitole.
Capitolul 1 prezintă un studiu asupra resursei regenerabile utilizată pentru un sistem hibrid. În subcapitolul 1.1 este prezentată resursa solară, la nivel european, cât și la nivel național, și în subcapitolele 1.2, 1.3, 1.4 am prezentat efectul fotovoltaic, tipuri de celule fotovoltaice si părțile componente ale unui sistem fotovoltaic.
Capitolul 2 este dedicat unei sinteze care vizează sistemele de pompare a apei pentru consumatorii izolați.
În Subcapitolul 2.2 sunt prezentate tehnicile de alimentare cu apă, principii, clasificari ale sistemelor de pompare a apei.
În subcapitolele 2.3 și 2.4 sunt prezentate tipurile de pompe utilizate pentru alimentarea cu apă a consumatorilor izolați și câteva exemple de instalații utilizate pentru alimentarea pompelor cu apă.
Capitolul 3 prezintă o adaptare a modelului matematic privind etapele proiectării unui sistem hibrid de alimentare cu energie electrică pentru pomparea apei la consumatorul izolat.
Capitolul 4 este dedicat proiectării unui sistem hibrid, cu panouri fotovoltaice și baterii de acumulatoare pentru pomparea apei, utilizând etapele de calcul care sunt prezentate în capitolul 3.
Consumatorului rural izolat îi este necesar un sistem de pompare cu utilizare dealungul unui sezon de vară(secetos) pentru a fi folosit la irigarea grădinii/serelor.
Sistemul de pompare este localizat pe un câmp, în zona comunei Vadu Crișului, sat Tomnatic, fiind alimentat cu apă dintr-un puț existent, fără costuri suplimentare de forare al acestuia. Resursa regenerabilă utilizată pentru alimentarea cu energie electrică sistemul hibrid este energia solară. Pe timp de indisponibilitate a resursei regenerabile de energie (noaptea, condiții de arșiță) și când necesarul de apă la consumator e ridicat, se prevede un sistem de stocare în baterii de acumulatori.
CAPITOLUL I : RESURSA SOLARĂ UTILIZATĂ PENTRU ALIMENTAREA SISTEMULUI DE IRIGAȚII
1.1. Resursa solară
Soarele este cea mai sigură sursă de energie de care putem dispune la ora actuală. Soarele oferă planetei o cantitate de energie de 15.000 de ori mai mare decat întreg necesarul mondial,căruia i se estimează e o durată a existenței radiației solare de încă aproximativ 4-5 miliarde de ani.
România are un potențial valoros pentru aplicarea măsurilor de valorificare a energiei solare datorită poziției sale geografice și a condițiilor climatice locale, ce au o influență deosebită (Fig. 1.1.). Sunt zone precum Dobrogea si Litoralul Marii Negre, dar și în majoritatea zonelor din sudul țării, în care fluxul energetic solar anual se află cuprins între 1450 – 1600 kWh/mp/an, ceea ce înseamnă că și în alte regiuni ale țarii întălnim o intensitate ridicată a radiației solare.
În celelalte regiuni ale țării, soarele are un flux energetic mediu care depășește 1250 – 1350 kWh/mp/an. Distribuția geografică a potențialului energetic solar din România relevă faptul că peste 50% din teritoriu oferă un flux anual de radiație solară medie ce variază între 1000 – 1500 kwh/mp.
Pe parcursul anului, radiația solară poate atinge valori maxime în luna iunie 1.49 kwh/mp/zi și valori minime în luna februarie de 0.34 kwh/mp/zi. Potențialul energetic solar este dat de cantitatea medie de energie solară primită în plan orizontal, care este estimată la aproximativ 1100 kwh/mp/an în România.
Durata medie de strălucire a soarelui pentru cele 10 zone de egal potențial energetic reprezentate în fig. 1.1 sunt redate în tabelul 1.
Fig. 1.1. : Zonele de egal potențial energetic solar în România [1]
Tabelul 1.1 : Energia medie anuală și durata de însorire medie anuală pentru cele zece zone din România [1]
Fig.1.2. Harta intesității radiației solare în România [2]
Fig.1.3. Harta intesității radiației solare în Europa [3]
Fig.1.4. Distribuția în România a duratei medii de strălucire a soarelui (ore) vara [1]
Utilizarea energiei solare la temperatură joasă:
Acest tip de utilizare a energiei solare se bazează pe două efecte: efectul de corp negru (absorbția radiațiilor de către corpul de culoare închisă – neagră) și efectul de seră, aceste efecte fiind folosite simultan în construcția helioconcentratoarelor (captatoare plane). Captatoarele plane permit încălzirea unui fluid (apă, aer etc.) până la 1500C cu un randament de până la 60 %. Utilizarea energiei solare la temperaturi joase e deja răspândită, cu randament bun într-o serie de țări ale globului. În Japonia, cele peste 2 milioane de instalații de încălzit apă aduc o economie anuală de 5000 t.e.p. Israelul cu cele 1 milion de instalații aduce o economie de combustibil în valoare de 1 mil. dolari /an. Australia are în perspectivă ca până în 2010, 40 % consumul folosit pentru încălzire să fie asigurat de energia solară.
În România s-au realizat helioconvertori care echipează obiective precum: camerele de uscarea lemnului, stații pentru uscarea cerealelor, instalații pentru prepararea apei calde menajere, economia de combustibil fiind de 3000 t.e.p. (dacă ar fi rămas toate în funcțiune) [1,10].
Utilizarea energiei solare la temperatură ridicată:
Acest tip de utilizare a energiei solare necesită creșterea randamentului conversiei termodinamice, prin folosirea unui sistem optic care să facă posibilă concentrarea radiației solare în vederea realizării unei temperaturi de lucru de peste 1500C. Pentru creșterea randamentului și producerea unor puteri de câțiva MW se utilizează captatoare cu concentratoare mobile care deși au dat rezultate bune (de exemplu un cazanul solar a putut furniza 7 kJ / h abur la 100 atm și 500 – 6000C), nu sunt foarte eficiente datorită:
Necesității urmăririi permanente a Soarelui;
Imposibilitatea măririi peste anumite valori ale diametrului oglinzii – din cauza vântului – în cazul concentratoarelor parabolice [1,10].
Unul din cele mai promițătoare captatoare cu concentrator mobil este cel cilindro – parabolic, deoarece necesită mișcarea pentru urmărirea Soarelui doar în jurul unei singure axe și se obțin temperaturi de ordinul a 3000C. Captatoarele care însă au dat rezultate, au fost cele montate în instalații de tip câmp heliostatic, care reflectă radiația concentrată într-un receptor amplasat de regulă într-un turn.
Aceste sisteme au dat temperaturi foarte mari (5000C), permițând utilizarea turbinelor cu gaz sau cu cicluri combinate, cu randament de conversie de 50 %, comparativ cu cele de (30 – 35) % ale sistemelor cu abur.
O CSE experimentală cu câmp heliostatic și receptor turn s-a construit în Franța în Pirineii Orientali, la 1600 m altitudine. Energia electrică obținută reprezintă 14 % din energia solară incidentă. Se preconizează construirea pentru Europa a unor centrale cu puteri între (800 – 3500) kW, iar în Japonia firmele Mitsubishi și Hitachi urmăresc construirea unor CSE cu puteri de (1 – 1,2) MW. Alte țări care dispun de CSE sunt America, Mali, India, Israel, de puteri mici până în 150 kW, utilizate mai mult pentru irigații. [1,10]
Puterea totală instalată la nivel mondial în instalații solare cu concentrarea radiației în scopul obținerii de energie termică a continuat să crească dea lungul timpului, ajungând în 2011 la 1760 MW, fig. 1.5[1,10].
Fig.1.5. Puterea instalată la nivel mondial în instalații solare cu concentrarea radiației [8]
1.2 Efectul fotovoltaic
Efectul fotovoltaic este principalul proces fizic care stă la baza tehnologiilor de construcție a celulelor solare care convertesc lumina de la soare în electricitate. În anul 1839, Edmund Becquerel, fizician francez în vârstă de 19 ani, descoperă efectul fotovoltaic în timpul unui experiment cu o celulă electrolitică făcută din doi electrozi de metal. Acesta a descoperit că anumite materiale pot produce mici cantități de energie electrică atunci când sunt expuse la lumină.
Efectul fotovoltaic constă în apariția unei tensiuni electromotoare într-un semiconductor iluminat.
Interacțiunea dintre un solid și undele electromagnetice determină, printre alte fenomene, absorbția radiației incidente. În cazul semiconductorilor, unul din mecanismele absorbției constă în tranziția unui electron din banda de valență în banda de conducție (în urma absorbției unui foton). În consecință numărul purtătorilor de sarcină liberi crește, ceea ce determină creșterea conductivității electrice, fenomen numit fotoconductibilitate (sau efect fotoelectric intern). Generarea perechilor electron-gol sub secțiunea luminii este o condiție necesară pentru producerea efectului fotovoltaic dar nu și suficientă.
Noii purtători de sarcină trebuie să se redistribuie, determinând apariția unei diferențe de potențial între suprafața iluminată și cea neiluminată. Redistribuirea poate fi determinată de:
-generarea neuniformă a purtătorilor de sarcină într-un semiconductor omogen (efectul Dember);
-un câmp intern local din semiconductor care poate fi realizat prin doparea diferită a semiconductorului (joncțiune p-n);
-un gradient al timpului de viață al purtătorilor de sarcină;
-prezența unui câmp magnetic (efectul fotoelectromagnetic), etc.
Prima celulă solară a fost construită de Charles Fritts care a acoperit seleniu semiconductor cu un film subțire de aur pentru a forma o joncțiune metal semiconductor. Dispozitivul avea o eficiență de 1%. Celulele solare au devenit de uz practic ca surse de energie după ce Russel Ohl, în anul 1941, a dezvoltat tehnologia joncțiunilor p/n ce a permis atingerea unor eficiențe mai mari de 5% prin anii 1950-1960. Astăzi celulele solare dezvoltate la nivel de laborator ating eficiențe >20%, iar la nivel industrial se situează în medie la 13%.
Vârsta modernă a tehnologiilor solare a venit în 1954 de la Bell Laboratories care dezvoltau experimente cu semiconductori, descoperind accidental ca siliciu dopat cu anumite impurități era sensibil la lumină. Daryl Chapin, Calvin Fuller și Gerald Pearson [D. M. Chapin, C. S. Fuller, and G. L. Pearson; J. Appl. Phys. 25, 676 (1954)] au inventat primul dispozitiv practic de conversie a energiei solare în energie electrică cu o eficiență de 6%. Prima baterie de celule solare a fost construită în aprilie, 1954. Primul panou solar a fost folosit pe satelitul Vanguard 1 lansat în Martie 1958 și era format din celule solare produse Hoffman Electronics. Acest eveniment a creat interes pentru producerea și lansarea de comunicații geostaționare cu sateliți alimentați cu energie electrică de la panouri solare.
În 1970 a fost creată prima heterostructură de GaAs pe care s-au construit celule solare de mare eficiență. Zhores Alferov [Alferov, Zh. I., V. M. Andreev, M. B. Kagan, I. I. Protasov,and V. G. Trofim (1970). Fiz. Tekh. Poluprovodn 4: 2378, Nobel Prize 2000] a creat primul heterotranzistor care a revoluționat telefonia mobilă și comunicațiile prin satelit. Tehnologia folosită MOCVD- Depunere chimică din fază de vapori a compușilor metaloorganici- dezvoltată în 1980 a permis elaborarea celulelor solare pe GaAs. În SUA prima celulă solară cu eficiența de 17% față de coeficientul AM0 (vezi anexa) a fost dezvoltată de Applied Solar Energy Corporation (ASEC).
ASEC a dezvoltat celule cu “joncțiune duală” prin depunerea de GaAs pe substrat de Ge ce a permis tensiuni mari în circuit deschis. Celule cu joncțiune duală pe structuri GaAs au atins în anii 2007 o eficiență de 30% AM0.[4]
Fig. 1.6 Structura unei celule fotovoltaice[4]
O celulă fotovoltaică este alcatuită din două straturi de siliciu semiconductor dopat. Fotonii din radiația solară ce cad pe siliciu sunt absorbiți inducând procese de generare de electroni liberi. Doparea siliciului cu diferite metale/nemetale intensifică generarea de sarcini electrice.
Doparea cu fosfor induce în siliciu sarcini negative suplimentare. Siliciu dopat cu fosfor se numește dopat n sau N-Si. Siliciu dopat n este un conductor electric mai bun decât siliciu monocristalin pur. (Fosforul are valența 5, iar siliciu valența 4, prin urmare orice impuritate cu valența mai mare decât a siliciului este capabil să doneze electroni suplimentari).
Doparea cu bor produce semiconductori de tip p (exces de sarcini pozitive). O lipsă de electroni generează locuri cu ioni pozitivi în siliciul dopat p. Aceste locuri încărcate pozitiv se numesc “goluri”.
Pentru a înțelege cum funcționează orice dispozitiv electronic, inclusiv celulele fotovoltaice este necesar în primul rând să vedem structura semiconductorilor care stau la baza întregii electronici de astăzi. Germaniu și siliciu sunt reprezentativi, însă siliciul este cel mai intens utilizat în aplicațiile moderne.
Structura siliciului pur este reprezentată printr-un cristal tridimensional în care atomii ocupă vârfurile unui cub după cum sunt dirijați și electronii săi de valență.
Siliciu este element din grupa a IV-a în Tabelul Periodic din care face parte și carbonul, germaniul. Caracteristica esențială a acestor elemente este ca fiecare atom are patru electroni de valență pe care îi poate pune în comun cu cei ai atomilor vecini formând legături. Dacă există un factor extern, de exemplu, temperatura, atunci cu creșterea ei, datorită agitației termice o parte din legături eliberează electroni în rețeaua cristalină. În consecință crește conductivitatea electrică a siliciului.
Locurile rămase neocupate de electroni (valențele libere) se numesc goluri. Concentrațiile de goluri (np) și electroni (ne) sunt egale, iar semiconductorul se numește intrinsec. Transportul sarcinilor în semiconductorul intrinsec sub acțiunea unui potențial.
Curentul care “curge” prin semiconductorul intrinsec este format din două componente: electroni și goluri. Electronii au avut nevoie pentru a “rupe” legatura covalentă de o anumită cantitate de energie minimă necesara pentru a putea trece liber în spațiile interstițiale ale rețelei de siliciu. Această energie minimă de a trece din stare legată (valență) în stare liberă (de conducție) se numește energia benzii interzise.
Golurile rămân localizate pe stările energetice libere din zona de valență (bandă de valență) care are o structură de nivele de energie provenită din nivelele atomice de valență ale siliciului. Domeniul de energii pe care le iau electronii liberi formează banda de conducție.
În concluzie electronii “sar” între pozițiile rețelei pentru a umple vacanțele lăsate de electronii eliberați. Ei se mișcă liber în zona de energii ce formează banda de conducție.Golurile se mișcă în banda de valență în sens opus. În exterior întotdeauna măsurăm un curent de electroni și nu de goluri.[4]
1.3 Tipuri de celule fotovoltaice
Celulele solare pot fi clasificate după mai multe criterii. Cel mai folosit criteriu este după grosimea stratului materialului. Aici deosebim celule cu strat gros și celule cu strat subțire.
Un alt criteriu este felul materialului: se întrebuințează, de exemplu, ca materiale semiconductoare combinațiile CdTe, GaAs sau CuInSe, dar cel mai des folosit este siliciul.
După structură de bază deosebim materiale cristaline(mono-/policristaline) respectiv amorfe.
În fabricarea celulelor fotovaltaice pe lângă materiale semiconductoare, mai nou, există posibiltatea utilizării și a materialelor organice sau a pigmenților organici.[5]
Materiale folosite pentru construcția panourilor fotovoltaice
Celule pe bază de siliciu
Strat gros
Celule monocristaline (c-Si)
randament mare – în producția în serie se pot atinge până la peste 20 % randament energetic, tehnică de fabricație pusă la punct; totuși procesul de fabricație este energofag, ceea ce are o influență negativă asupra periodei de recuperare (timp în care echivalentul energiei consumate în procesul de fabricare devine egal cantitatea de energia generată).[5]
Celule policristaline (mc-Si)
la producția în serie s-a atins deja un randament energetic de peste la 16 %, cosum relativ mic de energie în procesul de fabricație, și până acum cu cel mai bun raport preț – performanță.[5]
Strat subțire
Celule cu siliciu amorf (a-Si)
cel mai mare segment de piață la celule cu strat subțire; randament energetic al modulelor de la 5 la 7 %; nu există strangulări în aprovizionare chiar și la o producție de ordinul TeraWatt[5]
Celule pe bază de siliciu cristalin, ex. microcristale (µc-Si)
în combinație cu siliciul amorf randament mare; tehnologia aceeași ca la siliciul amorf[5]
Semiconductoare pe bază de elemente din grupa III-V
Celule cu GaAs
randament mare, foarte stabil la schimbările de temperatură, la încălzire o pierdere de putere mai mică decât la celulele cristaline pe bază de siliciu, robust vizavi deradiația ultravioletă, tehnologie scumpă, se utilizează de obicei în industria spațială (GaInP/GaAs, GaAs/Ge).[5]
Semiconductoare pe bază de elemente din grupa II-VI
Celule cu CdTe
utilizează o tehnologie foarte avantajoasă CBD(depunere de staturi subțiri pe suprafețe mari în mediu cu pH , temperatură și concentrație de reagent controlate) ; în laborator s-a atins un randament de 16 %, dar modulele fabricate până acum au atins un randament sub 10 %, nu se cunoaște fiabilitatea. Din motive de protecția mediului este improbabilă utilizarea pe scară largă.[5]
Celule CIS, CIGS
CIS este prescurtarea de la Cupru-Indiu-Diselenid produs în stație pilot la firma Würth Solar în Marbach am Neckar, respectiv Cupru-Indiu-Disulfat la firma Sulfurcell în Berlin, iar CIGS pentru Cupru-Indiu-Galiu-Diselenat produs în stație pilot în Uppsala/Suedia. Producătorii de mai sus promit trecerea la producția în masă în anul 2007.[5]
Celule solare pe bază de compuși organici
Tehnologia bazată pe chimia organică furnizează compuși care pot permite fabricarea de celule solare mai ieftine. Prezintă, totuși, un impediment faptul că aceste celule au un randament redus și o durată de viață redusă (max. 5000h). Încă (ianuarie 2007) nu există celule solare pe bază de compuși organici pe piață.[5]
Celule pe bază de pigmenți
Numite și celule Grätzel utilizează pigmenți naturali pentru transformarea luminii în energie electrică; o procedură ce se bazează pe efectul de fotosinteză. De obicei sunt de culoare mov.[5]
Celule cu electrolit semiconductor
De exemplu soluția: oxid de cupru/NaCl. Sunt celule foarte ușor de fabrict dar puterea și siguranța în utilizare sunt limitate.[5]
Celule pe bază de polimeri
Deocamdată se află doar în fază de cercetare.[5]
Materialul cel mi utilizat pentru fabricarea de celule solare pe bază de semiconductori este Siliciul. Dacă la început pentru producerea celulelor solare se utilizau deșeuri rezultate din alte procese tehnologice pe bază de semiconductori, astăzi se apelează la materiale special în acest scop fabricate. Pentru industria semiconductorilor siliciul este materialul aproape ideal. Este ieftin, se poate produce întru-un singur cristal la un înalt grad de puritate, și se poate impurifica(dota) în semiconductor de tip “n” sau “p”. Prin simpla oxidare se pot crea straturi izolatoare subțiri. Totuși lărgimea zonei interzise fac siliciul mai puțin potrivit pentru exploatarea directă a efectului fotoelectric. Celule solare pe bază pe siliciu cristalin necesită o grosime de strat de cel puțin 100 µm sau mai mult pentru a pute absorbi lumina solară eficient. La celulele cu strat subțire de tip semiconductor direct ca de exemplu GaAs sau chiar siliciu cu structura cristalină puternic perturbată (vezi mai jos), sunt suficiente 10 µm. [5]
În funcție de starea cristalină se deosebesc următoarele tipuri de siliciu:
Monocristaline Celulele rezultă din așa numitele Wafer (plăci de siliciu dintr-un cristal). Aceste cristale reprezintă materia de bază pentru industria de semiconductori și sunt destul de scumpe.[5]
Policristaline Celulele sunt din plăci care conțin zone cu cristale cu orientări diferite. Acestea pot fi fabricate de exemplu prin procedeul de turnare, sunt mai ieftine și ca atare cele mai răspândite în producția de dispozitive fotovoltaice. Deseori ele se numesc și celule solare policristaline.[5]
Amorfe Celulele solare constau dintr-un strat subțire de siliciu amorf (fără cristalizare) și din această cauză se numesc celule cu strat subțire. Se pot produce de exemplu prin procedeul de condensare de vapori de siliciu și sunt foarte ieftine, dar au un randament scăzut în spectru de lumină solară, totuși au avantaje la lumină slabă. De aceea se utilizează în calculatoare de buzunar și ceasuri.[5]
Microcristaline Acestea sunt celule cu strat subțire cu structură microcristalină. Au un randament mai bun decât celulele amorfe și nu au un strat atât de gros ca cele policristaline. Se utilizează parțial la fabricarea de panouri fotovoltaice, dar nu sunt atât de răspândite.[5]
Celule solare tandem sunt straturi de celule solare suprapuse, deobicei o combinație de straturi policristaline și amorfe. Straturile sunt din materiale diferite și astfel acordate pe domenii diferite de lungimi de undă a luminii. Prin utilizarea unui spectru mai larg din lumina solară, aceste celule au un randament mai mare decât celulele solare simple. Se utilizează parțial la fabricarea de panouri solare dar sunt relativ scumpe. O ieftinire apreciabilă se va obține prin utilizarea în combinație cu sisteme de lentile, așa numitele sisteme de concentrare.[5]
Moduri de construcție a panourilor fotovoltaice
Pe lângă materia primă o importanță mare prezintă tehnologia utilizată. Se deosebesc diferite structuri și aranjamente în care se depun electrozii de acoperire transparenți a căror rezistență nu este deloc neglijabilă.[5]
Alte tehnici vizează mărirea eficienței asigurând absorbția unui spectru de frecvență cât mai larg prin suprapunerea mai multor materiale cu diferite caracteristici de absorbție. Se încearcă selectarea materialelor în așa fel încât spectrul luminii naturale să fie absorbit la maximum.[5]
Actualmente celulele solare pe bază de materiale semiconductoare cele mai des comercializate sunt cel pe bază de siliciu.[5]
Celulele solare pe bază de materiale semiconductoare utilizate pentru producerea de energie electrică sunt legate în module. Pe un modul se află mai multe rânduri de celule solare conectate în serie între ele pe fața și pe reversul modulului permițând, datorită tensiunii însumate, utilizarea unor conductori cu secțiune mai mică decât la legarea în paralel.
Pentru protejarea unei celule solare împotriva efectului de avalanșă în joncțiune, datorată potențialului mai mare (apărută de exemplu la umbrirea parțială a modulului), trebuie incorporate paralel cu celulele solare diode de protecție(bypass).[5]
Procedeul de turnare
Acesta se utilizează la fabricarea siliciului policristalin. Siliciul pur se topește într-un cuptor cu inducție după care se toarnă într-un recipient de formă pătrată în care se supune la un proces de răcire cât mai lent posibil în cursul căruia vor apare cristale cât mai mari posibil. Recipientul are dimensiunile 50*50 cm, masa solidificată având înălțimea de 30 cm. Blocul astfel solidificat se taie în mai multe blocuri mai mici cu lungimea de 30 cm. Un alt mod reprezintă turnare continuă, procedeu prin care materialul este turnat direct pe support la dimensiunile cerute. Avantajul constă în eliminare pierderilor rezultate din tăiere.
Un alt mod reprezintă turnarea continuă, procedeu prin care materialul este turnat direct pe support la dimensiunile cerute. Avantajul constă în eliminare pierderilor rezultate din tăiere.[5]
Procedeul Bridgman
Procedeul numit după Percy Williams Bridgman este aplicat tot în procesul de fabricare a siliciului policristalin. Siliciul pur se topește tot într-un cuptor cu inducție dar procesul de răcire în urma căruia în masa topită se formează mari zone ocupate de câte un cristal are loc chiar în cuptor. Materialul se supune unei încălziri progresive pornind de la bază astfel încât în momentul topirii stratului superior, la bază deja se produce întărirea materialului. Dimensiunile blocurilor obținute sunt mai mari (60*60 cm –70*70 cm) cu înălțimea de 20-25 cm, și se procedează la tăierea lor în blocuri mai mici având lungimea de 20-25 cm.[5]
Procedeul Czochralski
Este utilizat la fabricarea de bare lungi monocristaline. Înainte de tăierea plăcilor necesare celulelor, barele cilindrice rezultate se ajustaează astfel încât să prezinte o secțiune pătrată.[5]
Procedeul de topire zonală
Se mai numește și procedeu Float-Zone și se aplică tot la producerea monocristalelor de siliciu sub formă de bară. Puritatea materialului obținut fiind superioară celei necesitate în confecționarea celulelor solare, și costurile fiind mari, prodedeul este rar utilizat. Singura firmă ce utilizează acest procedeul este SunPower din Statele Unite.[5]
Fabricare de waferi (discuri/plăci subțiri de siliciu)
Din barele de cristal vor fi secționate plăcuțe(wafer) cu un fierăstrău special constând dintr-o sârmă lungă pe care s-au aplicat particule de diamant și care este înfășurată pe cilindri ce se rotesc. Un bloc este complet secționat în plăcuțe de cca 0,18…0,28 mm la o singură trecere. Praful rezultat în urma debitării este inutilizabil și reprezintă până la 50 % din material.[5]
Pentru obținerea de plăcuțe de siliciu la început se utiliza materia primă excedentară rezultată din fabricarea de circuite integrate, care nu corespundea calitativ dar era potrivită pentru fabricarea celulelor solare. Datorită cererii mult crescute a producției de [Panou fotovoltaic|panouri solare], această sursă are o importanță nesemnificativă.[5]
Celulele monocristaline prezintă o suprafață omogenă, pe când la celulele policristaline se pot deosebi zone distincte cu cristale având orientări diferite, ceea ce creează o imagine asemănătoare florilor de gheață.[5]
În stadiul de plăcuță(wafer) fața și reversul plăcuței nu se deosebesc.[5]
Prelucrarea plăcilor de siliciu
Plăcile debitate vor fi trecute prim mai multe băi de spălare chimică pentru a înlătura defectele de debitare și a pregăti o suprafață potrivită captării luminii. Pentru aceasta s-au elaborat diferite procedee utilizate de fabricanți.[5]
În mod normal în această fază plăcile sunt deja impurificate cu bor. Aceasta înseamnă că se găsește deja un surplus de goluri care pot capta electroni deci avem o impurificare tip “p”. Pe parcursul procesului de fabricare a celulei solare pentru crearea unei joncțiuni “p-n” este necesar să impurificăm suprafața ei cu impurități de tip “n” ceea ce se poate realiza într-un cuptor într-o atmosferă de fosfor. Atomii de fosfor pătrund în suprafață și vor crea o zonă de cca 1 µm cu un surplus de electroni.[5]
Pasul următor va consta în adăugarea unui electrod transparent din SiNx sau TiO2 .
Urmează imprimarea zonelor de conact și a structurii necesare pentru colectarea curentului generat. Fața celulei este prevăzută de cele mai multe ori cu două benzi pe care ulterior se vor fixa legăturile dintre mai multe celule. În afară de aceasta se va aplica o grilă conductoare foarte subțire , care pe de o parte deranjează foarte puțin intrarea luminii, pe de altă parte micșorează rezistența electrică a electrodei. Reversul plăcii de regulă este complet acoperit cu un material bun conductor de electricitate.[5]
După procesare, celulele vor fi clasificate după proprietățile lor optice și electrice, mai apoi sortate și asamblate în panouri solare.[5]
Forme și mărimi ale panourilor fotovoltaice
La începutul comercializării panourilor solare, celulele aveau o formă rotundă, păstrând forma barelor de siliciu din care au fost debitate. Această formă azi este rar utilizată locul ei fiind preluat de formele dreptunghiulare de cele mai multe ori pătrate având colțurile mai mult sau mai puțin teșite.[5]
Până la sfârșitul anilor 1990 celulele solare aveau cel mai des mărimea de fabricație de 100*100 mm (în jargonul de specialitate numite celule de 4 țoli). După aceea au fost introduse pe scară tot mai largă celulele cu latura de 125 mm, și de prin anul 2002 și celulele cu latura de 150 mm se utilizează tot mai des în modulele standard și se prevede că nici celulele de 200*200 nu vor fi o raritate în viitor. În procesul debitare rezultă și plăci de dimensiuni mai mici, care pot genera aceeași tensiune doar cu un curent mai mic datorită suprafeței mai mici, și care își găsesc aplicația în aparatele cu consum mic.[5]
Procesul de îmbătrânire
Prin îmbătrânire înțelegem modificarea parametrilor de funcționare a elementelor semiconductoare a celulelor solare în timp. În cazul de față în special scăderea randamentului pe parcursul vieții acestora.[5]
Perioada luată în considerare este de cca 20 ani, În condiții de utilizare terestră, randamentul scade cu cca 10 %, pe când în spațiu acest procent se atinge într-un timp mult mai scurt datorită câmpurilor de radiații mult mai puternice.[5]
Pierdere de randament în utilizare se datorează în multe cazuri unor cause banale independente de celulele solare. Aici enumerăm murdărirea suprafețelor sticlei de protecție a modulelor, mucegăirea pornind de la rama modulului, umbrirea modulelor de către vegetația din jur crescută între timp, ingălbirea polimerilor care constituie materialul de contact între celulă și sticlă.[5]
1.4 Părți componente ale sistemului
Invertorul trebuie să asigure la ieșire o putere nominal mai mare decât suma puterilor sarcinilor. Puterea maxima a invertorului trebuie să fie în măsură să acopere curenții de pornire ai sarcinilor inductive (de 2 – 5 ori curentul nominal).
Consumul propriu redus, eficiența mare și funcțiile multiple recomandă produsele Steca® în aplicații extrem de variate.[6]
Controlerul de încărcare a bateriei de la panouri solare controleză nivelele de încărcare și descărcare, fiind adecvat la curentul maxim al generatorului solar și sarcina maximă. Un controler performant, având consum propriu mic, protecții și funcții variate poate fi utilizat și într-un sistem cu o putere redusă. Creșterea perioadei de utilizare a bateriilor etanșe se asigură prin monitorizarea temperaturii.[6]
Controlerul de încărcare este prevăzut cu senzor de temperatură a bateriei, tensiunea de încărcare scăzând automat la creșterea temperaturii bateriei. Generatorul PV și bateria se aleg în funcție de consumul uzual de energie (1,5 – 5kwh/zi), dar invertorul și controlerul de încărcare se aleg de putere mai mare, permițând extinderea sistemului.[6]
Generatorul fotovoltaic (PV) trebuie să fie corelat cu nivelul local de lumină solară și cerințele sistemului energetic. Randamentul variază între 5 – 15%, funcție de tip: amorf, policristalin (cel mai utilizat), monocristalin. Generatorul PV trebuie să furnizeze suficientă putere sarcinilor și când lumina solară este redusă. Randamentul scade la creșterea temperaturii (0,5%/ 1°K).[6]
Bateria de acumulatori depozitează energia electrică dată de PV și o cedează la consumatori. Puterea cerută și timpul de utilizare impun capacitatea bateriei. Bateriile uzuale Pb dry gel portabile, au peste 2000 cicluri încărcare/descărcare 80%. Consumatorii cu motoare – pompe, refrigeratoare, au nevoie de curenți extrem de mari la pornire, fiind necesar un invertor performant cu o mare capacitate de supraîncărcare pe durată limitată. Bateria trebuie să aibă capacitate suficient de mare ca să asigure curenții absorbiți de invertor în faza de pornire cu o sarcină inductivă conectată. Se recomandă: Cbaterie [Ah] mai mare sau egală cu5h × Pnom invertor [w] / Unom [V].[6]
CAPITOLUL II
2.1. Principii generale de alimentare cu apă
Pentru a produce lucru mecanic este nevoie de energie. Se poate face rapid o cantitate specifică de lucru mecanic folosind mai multă putere, sau se poate face mai lent lucru mecanic folosind mai puțină energie, dar în cele din urmă este necesară o cantitatea de energie identică.[9]
Costul de pompare a apei, este strâns legat de rata la care puterea este folosită. Deoarece există de multe ori confuzia privind semnificația cuvintelor “putere “ și „energie’’ merită de asemenea menționat că necesarul de energie constă din produsul puterii si timp, de exemplu, o putere de 5 kWconsumată pe o perioadă de aproximativ 6 h (ore), reprezintă consumul de energie de 30 kWh (kilowati – oră).[9]
Joule (J) este unitatea de energie recomandată internațional, cu acestea, nu este încă bine cunoscută și este o unitate de măsura foarte mică, fiind echivalent cu doar 1 Ws ( watt secunda ). Pentru scopuri practice este uzual în a utiliza MJ (megajouli sau milioane de jouli), sau în afara lumii stiințifice, kWh ( kilowatt – ore ). Puterea hidraulică necesară pentru a ridica sau a pompa apa este în funcție de înaltimea verticală ridicată și debitul apei la care este ridicată apa. Puterea hidrauliă are expresia Phid= ρgHaQ, unde ρ – densitatea apei, g- accelerația în funcție de gravitație, Ha- înaltimea pe verticală, Q – debitul de apă [9].
În figura 2.1 este prezentată o instalație tipică de pompare .
Fig.2.1.Instalația tipică de pompare[9]
2. 2. Tehnici de alimentare cu apă
2.2.1 Pricipiile de pompare a apei
Apa poate fi pompată prin aplicarea uneia (sau oricărei alte combinații) din cele șase diferite principii mecanice, care sunt în mare măsură independente, de exemplu prin :
Pomparea directă a apei: aceasta implică ridicarea fizică a apei într-un recipient;
Deplasare: acest lucru implică utilizarea faptului că apa este (în mod eficient) incompresibilă și poate prin urmare, să fie "împinsă" sau deplasată .
Crearea unei înălțimi pentru viteză: atunci când apa este propulsată la o viteză mare, impulsul, monentul de inerție poate fi utilizat fie pentru a crea un flux sau pentru a crea o presiune .
Folosind flotabilitatea unui gaz : aerul (sau alt gaz) va ridica o parte din apă .
Gravitația : Apa curge descendent sub influența gravitației [9].
2.2.2 Clasificarea sistemelor de pompare a apei
Familiile de pompe de pompare a apei/dispozitivele de propulsie pot fi clasificate în funcție de principiile de mai sus de care depind acestea. O primă clasificare se referă la dispozitive care se succed unei operațiuni de ridicare a apei ( de exemplu, o găleată legată de o frânghie este coborâtă în apă pentru a fi umplută, ridicată, golită, apoi acest ciclu se repetă); în astfel de cazuri ieșirea apei este de obicei intermitentă, sau în cel mai bun caz pulsatorie, mai des decât continuă. Dispozitive de turnare/golire au fost în general dezvoltate pentru a permite un debit mai mare de apă și ele, de asemenea, sunt mai ușor de cuplat la motoare sau alte tipuri de transmisii mecanice. Prin urmare, prin definiție, o pompă rotativă va funcționa în general, fără nici o inversare sau încetare a fluxului, deși, în unele cazuri, pot să apară la ieșire jeturi sau pulsații ale apei. Înainte de a analiza diferențele dintre diversele opțiuni disponibile pentru pomparea apei, este bine de remarcat factorii care le au în comun. Practic, toate dispozitivele de pompare a apei pot fi cel mai bine caracterizate în scopuri practice,prin măsurarea la ieșirea lor la diferite înalțimi și viteze. În mod normal, performanța unei pompe este prezentată pe un grafic in funcțtie de înalțime (H) și debit (Q) (un grafic H-Q, ca în Fig. 2.2) și în cele mai multe cazuri curba poate fi definită cu relația dintre H și Q la viteze de funcționare diferite. Există o anumită înalțime, un anumit debit și viteză de funcționare, la care la care dispozitivul are o eficiență optimă. Unele dispozitive și pompe sunt mult mai sensibile la variațiile acestor factori decât altele, în timp ce altele pot tolera o gamă largă de condiții de funcționare, cu pierdere mică a eficienței. De exemplu, caracteristica pompei centrifuge este cea din Fig. 2.2 care prezintă o eficiență optimă de peste 80% care este posibilă doar pentru viteze de aproximativ 2000 rpm[9].
Fig. 2.2 Curbe caracteristice care arată relația dintre inaltime, debit , viteza și eficiență (exemplu dat pentru o pompă centrifugă) [9]
2.2.3. Sisteme directe de pompare a apei
Sisteme manuale de pompare a apei
Acestea sunt de diferite tipuri, în funcție de tipul cupei, ele fiind printre primele metode artificiale pentru ridicarea și transportul apei. Stropitoarea este efectiv o găleată cu un aspersor încorporat și reprezintă un mod eficient, dar această metodă aduce la rândul ei o muncă intesivă, fiind utilizată doar pentru gospodării mici. Stropitorile făcute artizanal sunt utilizate destul de mult în Thailanda. Lingura sau farașul (Fig 2.3) și coșul de leagăn (Fig.2.4) reprezintă metode de accelerare a procesului de umplere, ridicare și golire a galeții; aceasta din urmă folosește, de asemenea, doi oameni, și prin urmare, crește masa de apă care poate fi luată în fiecare leagăn[9].
Fig.2.3. Lingura utilizată ca un unealtă simplă de mână[9]
Fig.2.4. Utilizarea cupei[9]
Următoarea etapă a progresului tehnic este de a sprijinii, suspenda greutatea apei, aceasta realizându-se printr-o pârghie pivotantă suspendată, pentru a balansa lingura/cupa (Fig.2.5). Recipientul de apă poate fi echilibrat cu o greutate numită cumpănă ( Fig.2.6), dar în cazul în care terenul permite, cum ar fi pe malul unui râu în pantă,pot fi folosite mai multe cumpene pentru a ridica apa, în etape, la o înalțime mai mare decât cu o singură cumpănă .
Fig.2.5. Cupă susținută de frânghie[9]
Fig.2.6.Cumpănă cu contragreutate[9]
2.3.Pompe utilizate pentru alimentarea cu apă a consumatorilor izolați
2.3.1 Pompele cu Piston sau Pompele Cupă : Principiile de bază
Cea mai comună si cunoscută formă de pompă este pistonul sau pompa tip cupă (găleată), un exemplu comun este ilustrat în fig 2.7. În exemplul din fig.2.7, apa este aspirată în cilindru printr-o supapă de reținere în cursa acestuia în sus, iar ventilul de închidere este ținut închis de greutatea apei care este peste el. În cursa pistonului în jos,supapa de reținere inferioară este ținută închisă atât de greutatea sa cât și de presiunea apei, în timp ce ventilul similar din piston este forțat să se deschidă, apa captată este deplasată pentru următoarea cursă în sus a pistonului[9].
Fig.2.7. Pompă de mână cu o singură acțiunare, piston tip cupă[9]
2.3.2 Pompe cu piston cu dublă acționare și pompe cu piston plonjor
O pompă cu simplă acțiune evacuează apa numai atunci când pistonul se ridică(dacă este montat vertical) și în cursa în jos a pistonului este utilizat pentru a înlocui, încărca mai multă apă în spațiul de lucru a pompei, pregătit pentru următoarea cursă a pistonului.Este posibil ca în timpul deplasării apei pentru descărcare/deversare de către o parte a pistonului, cealaltă parte a pistonului sa introducă mai multă apă în spatiul de lucru, astfel încât descărcarea sa se produce atât la urcarea cât și la coborârea pistonului, acesta fiind principiul pompei cu dublă acțiune. În figura 2.8 sunt prezentate diferite tipuri de pompe: în figura 2.8.A avem o pompă tip cupă, în fig.2.8.B o pompă tip cupă cu presetupă/presgarnitură, în fig.2.8.C o pompă cu piston, fig.2.8.D o pompă piston, fig.2.8.E pompă cu piston cu deschideri mari ale valvelor, fig.2.8.F pompă cu piston cu dublă acțiune, fig.2.8.G pompă diferențială,dublă acțiune cu piston cu valve, fig.2.8.H pompă diferențială cu piston închis cu dublă acțiune [9]
Fig.2.8.Diferite tipuri de sisteme de pompe de deplasare a apei[9]
2.3.3Pompe cu mișcare alternativă cu dublu efect și conducte
O pompă cu mișcare alternativă mută apa într-o manieră discontinuă, astfel încât apa este constant accelerată si decelerată din cauza deplasării pistonului. Forțe foarte mari pot fi create dacă conductele lungi conțin o masă mare de apă și sunt conectate direct la o pompă cu mișcare alternativă cu dublu efect. Acest lucru se datorează faptului că pistonul pompei
încearcă să forțeze apa în conducte pentru a o trece rapid din repaos în mișcare, dar întrucât apa este incompresibilă, ea va urma mișcarea pistonului.
În fig.2.9 este ilustrată o pompă cu un piston de diametrul (D) și cursa (S) cu o lungime mare (L) a conductei de transport având diametrul (d) [9] .
Fig.2.9.Pompă cu piston conectată la o conductă[9]
2.3.4 Pompe de adâncime activate hidraulic
O metodă alternativă pentru acționarea pompelor de adâncime cu tijă este transmisia hidraulică. Aici apa care e sub presiune este folosită pentru a ridica mai multă apă la suprafață. Un exemplu este pompa hidro tip Vergnet prezentată în Fig.2.10, care a fost folosită cu succes pentru aprovizionarea cu mici cantităti de apă, în special în regiunea Sahel din Africa de Vest. Acesta este acționată de o pedală care este montată pe un piston pilot (11) pentru a introduce apa în partea de jos prin conducta flexibilă (3) în cilindrul (15), care se află sub nivelul apei în puț sau foraj și are o supapă de admisie (12), iar în partea de sus a camerei pompei (14) o supapă de evacuare/refulare (13) cu o conductă de evacuare (4) care duce la suprafață. Deși unitățile de transmisie hidraulice sunt destul de atractive,în unele privințe,comparativ cu pompele cu tije, acestea sunt mult mai complicate și costisitoare. Eficiența lor este probabil mai mică,datorită frecării suplimentare cu țeava implicată în deplasărea apei necesare, pentru a alimenta pompa scufundată[9].
Fig.2.10.Pompa hidraulică Vergnet acționată cu piciorul[9]
2.3.5 Pompe cu membrană
Avantajele utilizării pompelor cu membrană:
Etanșare perfectă;
Randament mecanic ridicat;
Nu este nevoie de etanșare la tija pompei, care de asemenea reduce pierderile de frecare;
Acestea de multe ori funcționează foarte bine cu apă murdară, sau cu apă cu pietriș, care de asemenea ar putea deteriora o pompă cu piston .
Există însă și dezavantaje :
Membranele trebuie să fie din cauciuc de înaltă calitate, în cazul în care sunt, să aibe o perioadă de viață lungă, deci prin urmare sunt costisitoare;
Pompele cu membrane depind adesea de piese de schimb special, care nu pot fi ușor de înlocuit.
O pompă cu membrană este similară cu o pompă cu piston de diametru mare, cu o cursă scurtă.
Pompele cu membrane sunt potrivite doar pentru pompare la o înalțime de 5-10m[9].
Fig.2.11.Secțiune transversal a unei pompe cu membrană[9]
2.3.6 Pompe șurub (Șurubul lui Archimede) și pompe cu șurub deschis
Șurubul lui Arhimede este una dintre cele mai vechi concepte de pompă, având multe asemănări. În fig.2.12 avem o pompă cu șurub tipic lui Arhimede, care este alcătuită dintr-o spirală de secțiune transversală pătrată din șipci de lemn filetate pe un ax din metal și închis într-un tub din doage de lemn, fiind legat ca un butoi cu legături metalice. Șurubul lui Arhimede poate funcționa numai pentru înalțimi mici pentru pompare, ridicare apei, deoarece acesta este montat pe o axă înclinată, astfel încât capătul inferior al său preia apa, și capătul superior o descarcă într-un canal [9].
Fig.2.12.Șurul lui Archimede . Necesită doi oameni dacă apa este ridicată la o înalțime mai mare de 0.6m[9]
Versiunea modernă a șurului lui Archimede este pompa tip șurub, din fig.2.13, aceasta constând într-un șurub din oțel elicoidal sudat în jurul unui ax din oțel tubular, cu toate acestea, spre deosebire de un șurub Archimede, nu are nici o carcasă fixată pe șurub .
Fig.2.13.Secțiune transversală pintr-o pompă cu șurub deschisă[9]
2.3.7 Pompele Spirale si Pompele tip Bobină
Aceste pompe folosesc un principiu similar cu șurubul lui Arhimede cu excepția faptului ca ele funcționeaza orizontal, în timp ce șurubul lui Arhimede are o înclinație de aproximativ 30°. Această familie de pompe spirale si pompe tip bobină pot pompa apa la o înalțime mai mare, de obicei 5-10m .
A.Pompă Spirală
B.Pompă tip bobină
Fig.2.14.Pompe de presiune hidrostatice[9]
Unde : 1- conductă de transport al apei; 2- lagăr rotativ etanș
2.3.8 Pompă cu clapetă
În fig.2.15 avem un exemplu de pompă cu clapetă, care de asemenea are dimenisiuni relativ mici, și care poate ridica apa la cel mult 5-6 m înalțime.
Fig.2.15.Pompă cu Clapetă [9]
2.3.9 Pompe Centrifuge
De obicei sunt utilizate două mecanisme fie singure, fie în combinație, astfel încât apa este expulzată în mod continuu de la rotor, fiind :
Deviată de lamele rotorului (în pompele elicoidale);
Învârtită într-o traiectorie circulară .
În Fig.2.16 avem tipuri de pompe centrifuge: Fig.2.16.A avem o pompă centrifugă simplă,în Fig.2.16.B avem o turbină centrifugă,sau mai e numită pompă turbină, iar în Fig.2.16.C avem o pompă regenerativă. Din toate cele 3 tipuri de pompe, primele două sunt cele mai utilizate[9].
Fig.2.16.A.Pompă centrifugă Fig.2.16.B.Pompă Turbină
Fig.2.16.C.Pompă regenerativă
Fig.2.16.Tipuri de pompe centrifuge[9]
În Fig.2.17 respectiv Fig.2.18 sunt prezentate două tipuri de instalații alternative de pompare a apei,utilizând pompele centrifuge.
Fig.2.17.Instalația unei Pompe centrifuge montată la suprafață [9]
Fig.2.18.Instalația unei pompe centrifuge sub nivelul apei[9]
2.3.10 Pompe cu jet autoamorsante
Aici pompa este montată într-o carcasă secundară care conține apă la o presiune de refulare (Fig.2.19). Odată ce pompa a fost folosită ea rămâne plină cu apă, astfel încât la o repornire ulterioară, apa este aspirată direct din pompa [9].
Fig.2.19.Schema unei pompe jet de suprafață[9]
2.4.Alimentarea pompelor cu apă
2.4.1 Puterea umană
Pompele manuale sunt cele mai comune forme de pompare a apei acționată manual,sunt utilizate pe scară largă, fiind dezvoltate pentru a fi utilizate de către o familie pentru a-și furniza apă pentru ei și animalele lor, și nu pentru a folosi la irigații [9].
Fig.2.20.Pompă manuală rotativă[9] Fig.2.21.Pompă manuală prin tragere[9]
2.4.2 Puterea animală
Una dintre avantajele puterii animale față de puterea umană este că puterea animală este net superioară, fiind între cinci la zece ori mai puternică, astfel că acestă putere poate pompa mai multă apă într-un timp mai mult mai scurt. Principalul dezavantaj al puterii animale este că animalele trebuie sa fie hrănite încontinuu timp de 365 zile pe an.
Cuplarea animalelor la sistemele de ridicarea a apei implica faptul ca animalele merg pe jos într-o linie dreaptă pe o pantă departe de fântână sau de sursa de apă în timp ce trag apa într-un sac sau container. Pentru a ridica apa ei foloseau un sac din piele, dar datorită durabilității scăzute s-au reorientat spre camerele de aer . [9]
Fig.2.22.Vedere în secțiune la cuplarea animalelor pentru ridicarea apei[9]
În Fig.2.23 este prezentat un catâr înhămat la un dispozitiv, în scopul de a pune in mișcare un lanț care acționează pompa, acest sistem fiind utilizat pe scară largă în China, unde în general sistemele de pompare erau puse în mișcare de către animale.
Fig.2.23.Pompă acționată de puterea animală[9]
2.4.3 Energia solară
Este cea mai atractivă resursă pentru utilizarea pompei la scară mică. Radiația solară tinde sa fie mai intensă atunci când cererea de pompare a apei este mai mare, și alimentarea cu energie este posibilă atunci când este nevoie, făcându-l pe om independent de celalalte surse de producere a energie care sunt costisitoare. În prezent principale bariere pentru utilizarea pe scară largă ale pompelor solare sunt costurile ridicate. Pompele solare tind să devină economice în aplicații de aprovizionare cu apă a unor sate, sau a unei singure locuințe în condiții favorabile de funcționare, fiind disponibile pentru un timp mediu-lung[9].
Fig.2.25.Exemple de pompe solare [9]
În Fig.2.25 avem notat următoarele cu :
Panou fotovoltaic
Pompa
Cablu de alimentare motor
Conductă
Motor Electric
Aer pentru plutirea pompei
2.5 Irigarea prin picurare
Irigarea prin picurare este din ce în ce mai utilizată în horticultură (și chiar agricultură) modernă. Acest trend are avantajele și dezavantajele sale si este influențat de mulți factori, pe care voi incerca să ii subliniez în continuare.[7]
La nivel global, managementul apei devine un subiect din ce în ce mai delicat. Conform statisticilor ONU (Organizația Națiunilor Unite), populația Globului crește anual cu 80 de milioane de persoane. Acest lucru implică o creștere de 64 de miliarde de metri cubi a necesarului de apă pentru consumul anual. În momentul de față interesul marilor puteri ale lumii este îndreptat spre zăcaminte (hidrocarburi sau metale pretioase – cazul Rosia Montana sau cel al gazelor de sist), dar se preconizeaza faptul că pe termen lung competiția globală majoră va fi pentru apă.[7]
Previziunea legată de competiția pentru apă este cuprinsă in raportul pe anul 2012 al World Water Development Report (WWDR), raportul ONU legat de evolutia apei planetare. Acest raport complex este emis de catre ONU o dată la 3 ani.[7]
O parte din această presiune globală legată de nevoia de apă se datorează sectorului zootehnic. Statistic, se cunoaște faptul că producerea de carne necesită de 8-10 ori mai multă apă decat producerea de cereale.[7]
Avantajele irigării prin picurare:
Reducerea cheltuielilor cu îngrașămintele, datorită aplicării acestora localizat, la fiecare plantă, prin dizolvarea in apa de udat.[7]
Eficiența în aplicarea apei. Prin picurare, apa este aplicată strict pe rândul de plante și pe cât posibil strict la fiecare plantă.[7]
Posibilitatea de a iriga terenuri cu formă neregulată. Acest lucru ar fi aproape imposibil dacă s-ar iriga prin scurgerea apei pe rigole.[7]
Umiditatea solului este menținută la capacitatea de câmp strict în zona rădacinilor.[7]
Este redusă creșterea buruienilor, pentru că între randurile de plante solul este uscat.[7]
Datorită faptului că solul este uscat între randurile de plante, se poate intra mai usor în cultură pentru lucrări mecanizate sau manuale (nu se crează noroi).[7]
Se reduce eroziunea solului.[7]
Apa este distribuită uniform. Când presiunea este constantă în sistemul de irigare, apa este distribuită egal către fiecare duză de picurare.[7]
Costuri mai scăzute cu mâna de lucru.[7]
Frunzele plantelor rămân uscate și astfel se reduce riscul de apariție a bolilor și arsurilor.[7]
Sistemele de irigare prin picurare lucrează la presiuni mult mai mici decât sistemele clasice (de exemplu aspersiunea), iar asta reduce costurile de pompare (economie de energie).[7]
Irigarea prin picurare este însă departe de a fi perfectă. Reprezinta un progres in domeniu, dar are și dezavantaje, care trebuie amintite.[7]
Dezavantajele irigării prin picurare:
Costul inițial pentru instalarea unui astfel de sistem de irigare este destul de ridicat.[7]
Radiațiile solare pot afecta materialele din care sunt realizate conductele de irigare, scurtând astfel viața acestora. Producatorii se adapteaza ți de aceea apar noi materiale cu o rezistență crescută față de radiații.[7]
Înfundarea – dacă apa nu este filtrata corespunzător, duzele foarte fine ale sistemului de irigare prin picurare pot să se înfunde.[7]
Sistemul de irigare prin picurare generează cheltuieli în plus după recoltare. Aceste cheltuieli se referă la strângerea conductelor sau benzilor de picurare, transportul și depozitarea acestora.[7]
Pierderi de apă sau de plante dacă sistemul de irigare prin picurare nu este instalat cu atenție și există scăpari de apă sau duze înfundate.[7]
Punând laolaltă atăt avantajele, căt și dezavantajele, realizăm faptul că sistemele de irigare prin picurare sunt eficiente. O bună parte din dezavantaje se referă la erorile umane (instalare necorespunzatoare, infundarea duzelor cu pamant sau saruri si reziduri din apa insuficient filtrata).[7]
În prezent, irigarea prin picurare s-a răspândit exponențial și în continuare se află într-o continuă dezvoltare. Dacă până nu demult, irigarea prin picurare era privita ca o soluție pentru culturile anuale (legume sau chiar cereale), astăzi nu se mai concep livezi intesive sau super intesive de pomi fructiferi care să nu fie dotate cu instalații de irigare prin picurare. De asemenea, ân viticultură se pune tot mai mult problema irigării prin picurare a viței de vie. În unele zone viticole (de exemplu Africa de Sud), acest lucru deja este practicat la scară largă.[7]
Desi pare că reprezintă un curent nou în materie de irigații, trebuie menționat faptul că irigarea prin picurare are o vechime de peste 35 de ani! Acest tip de irigare a fost folosit pentru prima dată în Israel. În anii ’90, România începea să deschidă încet ochii spre noutăți. Ei bine, se discuta atunci că în Israel se irigau câmpurile cu niște „conducte” lungi, care aplicau apa „cu picătura”, la fiecare plantă. Părea ceva de domeniul fantasticului, dar israelienii făceau asta de ceva vreme si obțineau rezultate spectaculoase.[7]
Capitolul III. Etapele proiectării unui sistem de pompare a apei
3.1. Proiectarea SH de alimentare a sistemului de pompare a apei
Pentru a dimensiona sistemul de alimentare cu apă s-a utillizat date din experiența internatională, modelul matematic fiind preluat de la SANDIA Laboratories, care este contractorul numarul 1 al departamentului de Energie al SUA.
3.1.1. Calculul sarcini necesare (apa și EE)
Se are în vedere modelul matematic derivat din experiența internațională[12,13].
Astfel acest model constă în parcurgerea următoarelor etape:
Etapa.1. Se calculează rata de pompare:
[ l/h] (3.1)
În care s-a notat:
= Rata de pompare: este numărul de l/oră apă necesari. Dacă rata de pompare nu este suficient de mare pentru a satisface cererea zilnică, există trei opțiuni disponibile:
reducerea consumului de apă pe zi;
creșterea duratei de pompare, prin utilizarea unui acumulator electric;
creșterea disopnibilității sursei de apă.
Wzi = Necesarul de apă: se determină prin stabilirea consumul zilnic mediu pentru fiecare lună. Luna critica este aceea in care raportul ore insolație/cantitatea apă necesară este minim;
= Timp de pompare: este numărul de ore în care pompa va funcționa într-o perioadă de 24 de ore. Acest număr va fi egal cu orele de insolație de vârf dacă nu sunt folosite baterii de acumulatoare;
Valorile implicite ale max date sunt în tabelul 3.1.
Tab. 3.1. valori pentru .
= Radiația solară max zilnică: reprezintă orele de vârf de insolație pe zi în care radiația soară are valoarea de 1000 W/m2/zi.
Etapa.2. Se calculează înălțimea de pompare, făcând abstracție de forțele de frecare, utilizând relația:
[m] (3.2)
În care:
= Înălțimea de pompare fără forță de frecare: este distanța pe verticală la care apa trebuie ridicată fără a ține seama frecarea prin țevi;
Na = Nivelul static: este distanța pe verticală măsurată de la nivelul solului până la nivelul apei din foraj atunci când pompa nu funcționează;
Na = Nivelul de tragere: este distanța pe verticală măsurată de la nivelul static la nivelul de apă atunci când pompa funcționează. Această valoare este determinată prin testarea pompei (pornire/oprire). Dacă nu este disponibilă această valoare, se utilizează valoarea de l0 la sută din nivelul static;
H = Înălțimea de pompare: este distanța pe verticală totală la care apa va fi ridicată peste nivelul solului, până la punctul de descărcare în rezervor;
= Refularea – este presiunea necesară ridicării apei la H [m],adică numărul de metrii la care apa va ieși din sistemul de distribuție. În cazul în care rezervorul este nepresurizat, nu se consideră nici o valoare.
Etapa.3. Se calculează capul total dinamic cu relația:
[m] (3.3)
În care:
= Capul total dinamic: este înălțimea totală de refulare, ținând cont de forțele de frecare;
= Înălțimea de pompare fără forță de frecare;
= Coeficient de frecare: scăderea de presiune în țevi datorită frecării apei cu pereții conductelor. Acesta trebuie să fie menținut sub 10 % din nivelul static. Dacă nu se dispun de date caracteristice ale țevilor și pompelor se ia valoare implicită de 5% din nivelul static.
Etapa.4. Se calculează energia hidraulică:
[Wh/zi] (3.4)
În care:
= Energie hidraulică: este energia necesară pentru ridicarea apei.
Wzi = Necesarul de apă zilnic;
= Capul total dinamic;
Fc = Factor de conversie: se împarte cu 367 pentru a converti necesarul zilnic de apă [în l/zi] și capul total dinamic în [m], la energia hidraulică necesară în [Wh/zi].
Etapa.5. Se calculează energia electrică necesară:
[Wh/zi] (3.5)
În care:
= Energia electriă necesară: este energia pe care trebuie să furnizeze SFV la sistemul de pompare pentru a satisface cerințele de apă zilnice;
= Energie hidraulică – Este energia necesară pentru ridicarea apei la H;
= Randamentul sistemului de pompare: acesta variază în funcție de , solară a locului și tipul de pompă de apă utilizată. Dacă nu sunt dispersibile date de la producător, se utilizează valorile implicite prezentate în tabelul 3.2.
Tab.3.2. Valori implicite randamentul în funcție de .
Etapa.6. Se calculează sarcina în Ah:
[Ah/zi] (3.6)
În care:
= Sarcina care ieșire de la PFV zilnică, exprimata în [Ah/zi];
= Energia electrică necesară;
= Tensiunea nominală a sistemului de pompare.
Etapa.7. Se calculează curentul de sarcină corectat:
[Ah/zi] (3.7)
În care:
= Curent de sarcină corectat: este numărul de Ah zilnici necesari;
= Sarcina zilnică;
= Factorul de pierderi în cabluri: în mod normal, nu trebui să depășească 5 %;
= Pierderile în BA: Se utilizează ca valori implicite de 0,98. În cazul în care nu se utlizează SSE în BA se ia ca valori implicită 1. Dacă se utilizează BA se utilizează valoare de 0,9.
3.1.2. Preliminarea BA și SFV
În această etapă se face un calcul preliminar pe baza căruia se va alege tipul BA și panourilor fotovoltaice, aceste date trecându-se în tabele informative de tipul celor din tebelele 3.4. și 3.6.
Etapa 1. Curentul de proiect:
IPr = Scorectat[Ah/zi] / Nhi/zi[h/zi] [A] (3.8)
în care:
Nhi/zi = Numărul mediu de ore cu insolație de 1000w/m2 [ore/zi];
Se consideră că: 1kWh/m2 = 316,96BTU/ft2 = 3,6 W/m2
Etapa 2.Capacitatea cerută a BA:
CBA = Scorectat[Ah/zi] x ZS / Dmax /KToBA [Ah] (3.9)
în care:
ZS = Numărul zilelor de stocare, reprezentând numărul zilelor consecutive în care este necesară utilizarea exclusiv a energiei stocate în baterii, RR fiind cu totul indisponibilă;
Dmax = Descărcarea maximă admisibilă a BA.
În cazul SH se utilizează BA cu ciclu adânc de descărcare, dacă nu se dispune de cartea tehnică a bateriei se iau următoarele valori implicite, tabelul 3.3.:
Tabelul 3.3. : Valori implicite pentru Dmax în funcție de tipul BA
KToBA = Factorul de influență a temperaturii asupra BA, reprezintă un coeficient de corecție care ține seama de scăderea capacității BA o dată cu scăderea temperaturii (atunci când este foarte rece).
De obicei, acest coeficient se trece în cartea tehnică a BA. Pentru BA Pb – Acid capacitatea scade aproximativ cu 1% la fiecare 1o C sub minus 20oC, iar ca valoare implicită se ia 0,9.
Etapa 3.Numărul de BA în paralel:
NBA|| = CBA[Ah] / CBaselect[Ah] (3.10)
în care:
CBAselect = Capacitatea BA selectate din catalog pentru SH; datele BA se trec într-un table informativ de tipul celui din tabelul 3.4:
Tabelul 3.4. : Datele de interes pentru BA selectată din catalog
Etapa 4. Numărul de BA în serie va fi:
NBAserie = UnSH[V] / UNba[V] (3.11)
Etapa 5.Numărul total de BA necesare acoperirii sarcinii va fi:
NBAtot = NBAserie x NBA|| (3.12)
Etapa 6.Capacitatea obținută a BA:
Kobt = NBA|| x CBaselect[Ah] [Ah] (3.13)
Etapa 7. Capacitatea totală utilizabilă:
Ktot ut = Kobt[ah] *Dmax [Ah] (3.14)
Dmax=Descărcarea maximă a BA.
3.1.3. Dimensionarea SFV
Pentru dimensionarea SFV a sistemului de pompare se parcurg următorii pași:
Pasul.1. Se calculează curentul de funcționare a PFV:
[A] (3.15)
În care:
= Curent de funcționare a PFV; [A]
= Curent de proiectare; [A]
CToFV = Factorul de influență a temperaturii asupra PFV, care reprezintă un coeficient de corecție care ține seama de diferența curentului obținut din PFV fața de curentul de catalog, datorită degradării în timp, acumulării de praf și, în general, datorită condițiilor de operare; dacă nu se dispune de cartea tehnică a panoului fotovoltaic, se iau ca valori implicite, cele prezentate în tabelul 3.5.
Tab. 3.5: Valori implicite pentru CToFV în funcție de tipul modulului FV.
Datele SFV se sintetizează sub forma unor tabele de tipul celui prezentat mai jos:
Tabelul 3.6. : Datele de interes pentru sistemul FV selectat din catalog
Pasul.2. Se calculează numărul de module FV paralele:
(3.10)
În care:
= Curent nominal al FV; [A]
= Module în paralel;
= Curent de funcționare a a PFV.[A]
Pasul.3. Se calculează numărul de module FV serie:
(3.11)
În care:
= este modulele în serie;
= tensiunea în c.c. a SFV; [V]
Ucc=1,2x UnBA x UBAserie
UBAserie=tensiunea BA în serie ;[V]
UnBA=tensiuna nominală a BA;[V]
= tensiunea în circuit deschis a PFV. [V]
Pasul.4. Se calculează numărul total de module FV:
(3.12)
În care:
= numărul module în paralel;
= numărul module în serie;
= numărul total de module a PFV.
Pasul.5. Se calculează Curentul nominal In al modulelor SFV:
[A] (3.13)
În care:
= curentul nominal al unui modul ; [A]
= număr module în paralel;
= curentul nominal al modulelor SFV. [A]
Pasul 6. Se calculează curentul scurtcircuit al SFV:
[A] (3.14)
În care:
= este curent s.c.c. al SFV; [A]
= numărul module în paralel;
= este curentul s.c.c. al panoului FV. [A]
Pasul 7. Se calculează tensiunea SFV:
[V] (3.15)
În care:
= tensiunea SFV; [V]
= numărul module în serie;
= tensiunea PFV. [V]
Pasul 8. Se calculează tensiunea în circuit deschis de SFV:
[V] (3.16)
În care:
= numărul module în serie;
= tensiune în circuit deschis de SFV; [V]
= tensiune în circuit deschis de PV. [V]
3.1.4. Calculul necesarului apei pentru pompare
Conform [13], se parcurg următoarele etape:
Etapa 1. Se calculează necesarul de apă pompată zilnică:
[l/zi] (3.17)
În care:
= Necesarul de apă pompată: este cantitatea de apă care urmează să fie pompată pe zi;
= număr de module în paralel;
= curent nominal al FV; [A]
= tensiunea nominală a sistemului de pompare; [V]
= randamentul sistemului de pompare;
= factor de conversie anuală;
= radiația solară; [h/zi]
CTFV = factorul de influență a temperaturii asupra FV;
= capul total dinamic; [m]
Etapa 2. Se calculează rata de pomparea apei:
[l/h] (3.18)
În care:
= rata de pompare; [l/h]
= necesarul de apă pompată; [l/zi]
= timp de pompare;
= radiația solară. [h/zi]
3.1.5 Defitinitivarea SFV,Specificațiile Controlerului
Se parcurg următorii pași:
Pasul 1.Se calculează curentul minim ale controlerului:
[A] (3.19)
În care:
= este currentul s.c.c. ale SFV; [A]
= curentul minim ale converterul. [A]
Pasul 2. Se calculează numărul controlere în paralel :
(3.20)
În care:
= curentul minimale ale controlerul; [A]
= numărul control în paralel;
= este curentul nominal ale controlerul. [A]
3.2. Cablarea sistemului
Cablarea SH presupune realizarea schemei electrice globale a instalației. Pentru acesta se urmărește amplasarea fizică a componentelor sistemului hibrid ținând cont de următoarele recomandări [12,13] :
Între BA și INV distanța să fie cât mai mică posibil;
SFV să fie cât mai aproape de INV;
Posibilitatea înglobării SFV în arhitectura consumatorului (zid, acoperiș etc.)
Amplasarea AE la distanță sigură față de consumator (cu cât este mai aproape cu atât pierderile sunt mai mici).
Principala diferență între instalațiile electrice de curent alternativ de joasă tensiune obișnuite și cele de curent continuu de joasă tensiune pentru SFV este amperajul care este mult mai mare al acestora din urmă dar și plaja de tensiune operațională. Proiectarea și
cablarea efectivă trebuie să aibă în vedere o alegere corectă a cablurilor electrice pentru o utilizare eficientă a SFV.
Un important parametru de determinat este secțiunea conductorului. Un conductor de secțiune prea mică poate duce la supraîncălziri periculoase și chiar la incendii, datorită amperajului ridicat în sistemul fotovoltaic, pe de altă parte o alegere corectă a conductoarelor nu va necesita pe viitor lucrări de mentenanță pentru ani de zile.
Componentele SFV sunt poziționate, de obicei în exterior la fel și conductoarele acestora, din acest motiv cablurile trebuie să aibă izolația rezistentă la radiația ultravioletă și plaja de temperaturi de funcționare mult lărgită (- 45 ÷ +80˚C sau mai mult). Astfel de conductoare dacă sunt bine alese rezistă în condiții normale de operare mai bine de 20 de ani.
Pentru cablarea elementelor de interior se pot utiliza conductoare standard mai ieftine, o regulă simplă de urmat pentru sisteme mici fiind 1mm2 secțiune de conductor pentru fiecare amper de curent. În general, această regulă previne supraîncălzirea și căderile de tensiune pe conductor vor fi în limite normale [12].
Tipuri de conductoare folosite uzual în sisteme fotovoltaice
În funcționare modulele fotovoltaice se încălzesc mult, sau măsurat pe terminalele de conexiune și 70˚C, de asemenea aceste panouri sunt expuse întreruperilor datorită funcționării lor în aer liber, s-au găsit cutii terminale de tensiune pline cu apă la zile după ultima ploaie din aceste cauze cablurile sistemelor fotovoltaice sunt speciale ele trebuind să fie rezistente atât la ultraviolete cât și la apă, într-o plajă largă de temperaturi [12].
Pentru a corespunde unor astfel de cerințe și pentru a standardiza cablarea, se utilizează reglementări energetice, cea mai cunoscută este NEC (National Eletric Code), o reglementare publicată în SUA de NFPA (National Fire Protection Assosiation) și care constă într-o serie de articole referitoare la cablarea sistemului energetic, inclusiv a celor fotovoltaice conform NEC sunt disponibile următoarele tipuri de conductoare cu proprietățile prezentate în tabelul 3.7. și 3.8 [12].
În unele cazuri conductoarele au izolația dimensionată la mai mult de o valoare de temperatură.
Tabelul 3.7. : Tipuri de conductoare utilizate la cablarea SFV [12]
Tabelul 3.8. : Proprietățile conductoarelor utilizate la cablarea SFV[12]
Interconectarea și cablarea panourilor SFV
Fiecare panou fotovoltaic are două fire + și – cu care se conectează serie și/sau paralel cu alte panouri fotovoltaice, împreună formând un sistem fotovoltaic.
Dacă avem un număr mic de panouri în sistemul fotovoltaic interconectarea se poate face cu cabluri și conectori speciali, Fig. 3.1.
Cele mai utilizate tipuri de conectori în aplicațiile fotovoltaice sunt de tip MC, TYCO și HUBER – SHVHMER [13].
Cablarea SFV se poate face cu cabluri de tip USE – 2, UF, TC, THW – 2, THWN – 2, RHW – 2, XHW – 2. Cel mai utilizat este cablul USE – 2 (doar dacă temperatura ambientală mai mare de 30˚C) și se mai poate utiliza cablu de tip SE rezistent până la 90˚C.
Cablurile de tip UF au plaja de temperatură scăzută între 60˚C ÷ 70˚C de aceea nu se prea utilizează în sisteme fotovoltaice [13].
Fig. 3.1. : Conectarea cu cabluri și conectori speciali [13]
Cablarea între BA și INV
Conform specificațiilor NEC această cablare se face cu un singur conductor izolat și un conductor electric pentru protecție mecanică, conductoarele uzuale utilizate sunt: #1/0 ÷
#4/0 (53 ÷ 107 mm2) de obicei de tip: RHW și THW atât în variantă rigidă cât și flexibilă. Conductoarele electrice utilizate pot fi rigide, flexibile, metalice sau nonmetalice.
Tabelul 3.9 : Conversia din sistemul AWG în metric [12]
AWG – American wire gauge (Ecartamentul american a conductoarelor)
Dimensionarea conductoarelor
Procesul de dimensionare a conductoarelor se bazează pe reglementările NEC care prevede astfel curentul de scurtcircuit a modulului fotovoltaic se multiplică cu 125%, acest factor de ajustare este dat pentru a garanta o marjă de siguranță a secțiunii conductorului atunci când iradiația depășește standardul de 1000 W/m2 [12].
În funcție de sezon, de condițiile climatice locale, de praf și umiditate, iradiația poate depăși valoarea normală pe perioade lungi de timp 3 ÷ 4 ore ( poate ajunge până la 1200 ÷ 1300 W/m2). Reflexia de la nori de cumulus pot crește iradiația cu până la 50% [12].
Un alt factor ce trebuie avut în vedere este că modulele fotovoltaice funcționează în mod obișnuit la temperaturi de 30˚C ÷ 60˚C peste temperatura ambientală, atunci când nu sunt expuse unor brize reci.
În modulele de silicon cristalin curentul de scurtcircuit crește odată cu creșterea temperaturi, datorită acestor factori se reglează (NEC) ca si curentul de funcționare continuă să fie cu un factor de 125%.
Date necesare de calcul sunt:
Numărul de panouri fotovoltaice precum și modul lor de legare;
Curentul de scurtcircuit al modulului [A];
Puterea modulului [W];
Tensiunea în circuit deschis [V];
Temperatura ambientală [˚C];
Temperatura de funcționare a modulelor [˚C].
Etape de calcul [12]:
Etapa 1. Calculul curentului de scurtcircuit pentru subsistemul sau sistemul fotovoltaic:
Iscc FV = N x Iscc [A] (3.21)
În care avem:
N = Numărul de panouri în serie ;
Iscc = Curentul de scurtcircuit al panoului.
Etapa 2. Calculul curentului de funcționare continuă conform NEC:
IC FV = 1,25 x Iscc FV [A] (3.22)
Etapa 3. Calculul supracurentului conform NEC:
IS = 1,25 x IC FV [A] (3.23)
În funcție de IS din Tabelele 3.10, 3.11. conform coloanei la temperatura de 90˚C se alege tipul cablului.
Etapa 4. Corespunzător cablului ales se determină:
Factorul de corecție pentru temperatura ambientală;
Amperajul corespunzător la 90˚C.
Etapa.5. Cu datele de la Etapa 4 se calculează curentul admisibil în cablu pentru temperatura izolației până la 90˚C.
I90˚C = kc x I [A] (3.24)
În care:
kc = Factor de corecție;
I = Curentul corespunzător.
Etapa 6. Verificarea la funcționare continuă:
Curentul admisibil la 90˚C trebuie să fie mai mare decât curentul la funcționare continuă a sistemului fotovoltaic, I90˚C > IC FV, în caz contrar din tabelul 3.9. sau 3.10. se alege un cablu cu o secțiune imediat superioară.
Etapa 7. Verificarea la supracurent, curentul admisibil la 90˚C trebuie să fie mai mare decât supracurentul calculat la Etapa 3. în caz contrar se alege un cablu imediat superior :
I90˚C > IS FV (3.25)
Etapa 8. Verificarea la temperaturi a terminalului de conexiune: din tabelul 3.11. sau 3.12. în coloana de 75˚C se determină amperajul corespunzător conductorului ales, iar dacă acestea sunt mai mari decât supracurentul de la Etapa 3 atunci cablul este ales corect.
Tabelul 3.10. : Conductoare utilizate pentru cablarea SFV [12,14]
Tabelul 3.11. : Conductoare utilizate pentru cablarea SFV [12,14]
Calculul de verificare a pierderilor și a lungimi admisibile pentru cablul ales [12]
Se ține cont de câteva recomandări pentru pierderile de putere pe conductoare:
Pierderile maxime admisibile între BA și regulatorul de încărcare trebuie să fie cel mult 1%;
Pierderile maxime admise între SFV și regulatorul de încărcare trebuie să fie cel mult 3%;
Pierderile maxime admise între regulatorul de încărcare și sarcină trebuie să fie sub 7%.
În orice caz pierderile trebuie menținute cât mai mici posibil. Din tabelul 3.12. rezultă lungimile maxim admisibile ale cablurilor în funcție de amperaj, pentru respectarea acestei condiții.
Tabelul 3.12. : Lungimile maxime admisibile ale cablurilor în funcție de amperaj [11,14]
Capitolul IV. PROIECTAREA UNUI SISTEM DE POMPARE A APEI PENTRU UN CONSUMATOR IZOLAT
4.1.Consumatorul izolat și RR disponibilă
Pentru consumatorul izolat se consideră un foraj existent cu o adâncime de 35 m și o adâncime a apei de 10 metri, este necesară alimentarea cu apă a unui sistem de irigații având următoarele caracteristici:
Resursa regenerabilă utilizată este cea solară,consumatorul fiind amplasat în zona comunei Vadu Crișului, sat Tomnatic având urmatoarele coordonate geografice: 46°54′34″N 22°27′46″E46°54′34″N 22°27′46″E, cu o valoare a intensității radiației solare de circa 1250 W/m2/zi. Numărul de ore de insolație pe zi este aproximativ 2,5h/zi din vară, în lunile iunie până în august.
Sistemul de irigații necesită proiectarea unui sistem pentru pomparea apei folosind resursa regenerabilă pentru aprovizionarea cu apă. Consumatorul va folosi apa pentru irigarea grădinii și/sau a serelor pe timp de vară.
Pe timp de vară, cultura v-a avea nevoie de aproximativ 1500 l/zi. Sistemul v-a fi conceput din panouri fotovoltaice care v-or alimenta o pompă de suprafață. Datorită faptului că pe timp de secetă este necesară o cantitate de apă mai mare se va folosi un rezervor tampon de 4000 litri, situat la 5 m față de nivelul solului.
Din acest rezervor tampon se va putea folosi apă atât pe timp de zi,cât si pe timp de noapte. Apa se va extrage din puțul deja existent care are o adâncime de 35 m, nivelul apei fiind 10 m, cu o scădere maximă de 7 m. În rezervor va exista un întreruptor cu plutitor care va preveni scăderea nivelului de apă.
Fig.4.1. Schema de principiu a sistemului de pompare
Elemente componente:
puț
– tubul PVC
pompă
rezervor
structura
4.2. Proiectarea SH de alimentare a sistemului de pompare a apei
Calculul sarcini necesare (apa și EE)
Etapa 1. Se calculează rata de pompare :
[l/h]
= 1500 [l/zi]
= 1.8
= 2,5 [h/zi]
[l/h]
Etapa 2. Se calculează înălțimea de pompare, fară forțele de frecare:
[m]
=10 [m]
=7 [m]
H=5 [m]
=0 [m]
[m]
Etapa 3. Se calculează înălțimea totală dinamică:
[m]
[m]
[m]
Etapa 4. Se calculează energia hidraulică:
[Wh/zi]
[l/zi]
[m]
[Wh/zi]
Etapa 5. Se calculează energia electrică necesară:
[Wh/zi]
[Wh/zi]
[Wh/zi]
Etapa 6. Se calculează sarcina amperului oră:
[Ah]
[Wh/zi]
[V]
[Ah]
Etapa 7. Se calculează curentul de sarcină corectat:
[Ah]
[Ah]
Ah/zi [Ah]
Preliminarea BA și SFV [16]
Etapa 1. Se calculează curentul de proiectare și înclinația solară medie într-o lună din vară:
În iulie:
[A]
[Ah]
2,5 [h/zi]
[A]
Se consideră:
-radiația solară este: 2,5 h/zi pe timp de vară;
Media orelor a radiației solare pe decursul unei veri este de circa 2,5h/zi ;
-curent de proiectare este: A
Etapa 2. Capacitatea cerută a BA:
CBA = Scorectat[Ah/zi] x ZS / Dmax /KToBA [Ah]
CBA=42,042*3/0,8/0,9=175,175 [Ah]
CBA=175,175 [Ah]
Etapa 3. Numărul de BA în paralel :
NBA|| = CBA[Ah] / CBaselect[Ah]
NBA|| =175,175 / 180 = 1
NBA|| =1
Etapa 4. Numărul de BA în serie va fi:
NBAserie = UnSH[V] / UNba[V]
NBAserie =24/12=2
Etapa 5. Numărul total de BA necesare acoperirii sarcinii va fi:
NBAtot = NBAserie x NBA||
NBAtot =2 x 1 = 2
Etapa 6.Capacitatea obținută a BA:
Kobt = NBA|| x CBaselect[Ah] [Ah]
Kobt =1 x 180 = 180 [Ah]
Etapa 7. Capacitatea totală utilizabilă:
Ktot ut = Kobt[ah] * Dmax [Ah]
Ktot ut =180*0,8=144
Ktot ut =144 [Ah]
Dimensionarea SFV [15]
Pasul 1. Se calculează curentul de funcționare a PFV:
[A]
IPFV= : 0,9=18,67
IPFV=18,67 [A]
Pasul.2. Se calculează numărul de module FV paralel:
Np=16,67:5,56=3
Pasul.3. Se calculează numărul de module FV serie:
Ns=Uc.c.:UmaxFV
Ucc=1,2*UnBA*UBAserie=1,2*12*2=28,8 [V]
UmaxFV=22,8[V]
Ns=28,8:22,8
Ns=2
Pasul.4. Se calculează numărul total de module FV:
NFV=Np x Ns
=3
Ns=2
NFV=6
Pasul.5. Se calculează In al modulelor SFV:
[A]
5,56[A]
Np=3
ISFV=16,68[A]
Pasul 6. Se calculează curentul de scurtcircuit al SFV:
[A]
Np=3
[A]
[A]
Pasul 7. Se calculează tensiunea SFV:
[V]
=2
=18,02 [V]
= 36,04 [V]
Pasul 8. Se calculează tensiunea în circuit deschis de SFV:
[V]
Ns=2
[V]
[V]
Calculul necesarului de apă pentru pompare:
Etapa 1. Se calculează necesarul de apă pompată zilnică:
[l/zi]
=3
= 5,56 [A]
= 24 [V]
=0,15
FC=367
S r = 2,5 [h/zi]
=33 [m]
1502
[l/zi]
Etapa 2. Se calculează rata de pomparea apei:
[l/zi]
[h/zi]
556
[l/h]
Defitinitivarea SFV, Specificațiile controlerului [17]
Pasul 1.Se calculează curentul minim ale controlerului:
[A]
[A]
[A]
Pasul 2. Se calculează numărul controlere în paralel :
[A]
[A]
Dimensionarea conductoarelor
Pentru cablarea SFV am ales din tabelul 3.8 cabluri de tip USE-2 și conectori de tip MC.
Etapa 1. Calculul curentului de scurtcircuit pentru subsistemul sau sistemul fotovoltaic:
Iscc SFV = N x Iscc [A]
[A]
Ns=2
Iscc FV = 2 x 18,03=36,06
Iscc FV = 36,06[A]
Etapa.2. Calculul curentului de funcționare continuă conform NEC:
IC FV = 1,25 x Iscc FV [A]
IC FV =45,75 [A]
Etapa 3. Calculul supracurentului conform NEC:
IS = 1,25 x IC FV [A]
IS =57,18 [A]
Din tabelele 3.10, 3.11. conform coloanei la temperatura de 90˚C se alege tipul cablului.
Etapa 4. Corespunzător cablului ales se determină:
Factorul de corecție: 0,96;
Amperajul corepunzător: 75 [A]
Etapa 5. Cu datele de la Etapa 4 se calculează curentul admisibil în cablu pentru temperatura izolației până de 900 C.
[A]
[A]
[A]
Etapa 6. Verificarea la funcționare continuă:
72 > 57,18
Etapa 7. Verificarea la supracurent, curentul admisibil la 90˚C trebuie să fie mai mare decât supracurentul calculat la Etapa 3.
În caz contrar se alege un cablu imediat superior :
I90˚C > IS FV
72 > 45,75
Etapa 8. Verificarea la temperaturi a terminalului de conexiune:
Amperajul corespunzător în coloana de 750C din tabelul 3.11 este
95 [A] și IS = 45,75 [A]
95 > 45,75
deci cablul este ales corect.
Lungimia admisibila pentru cablul ales este 75 m
4.3. Calculul economic
Sistemul de livrare și stocare a apei pentru alimentarea instalației de irigații considerat constă în următoarele componente, prezentate în tabelul 4.1.
Tab. 4.1. Costurile de investiții inițiale:
Nu se consideră costurile de forare a puțului deoarece se va utilizeaza o fântănă existentă anterior.
Concluzii
Energia solară este o energie curată, autonomă, inepuizabilă si ecologică iar soarele ne-o “oferă” în mod gratuit. Prin folosirea sistemelor fotovoltaice nu numai că reducem sau eliminăm(după caz) costurile aferente utilizării energiei electrice oferite de un furnizor dar reducem și impactul negativ asupra mediului inconjurător și anume poluarea, datorită faptului că folosim radiația solară ca principală sursă de energie.
Panourile fotovoltaice au o durată de lungă de viață si anume intre 25 si 30 de ani în funcție de model și de cât de bine sunt întreținute. Referitor la partea de calcul economic, investiția în astfel de sisteme se amortiizează repede, comparativ cu alte sisteme de producere a energiei electrice.
În cazul nostru, sistemul hibrid format din panourile fotovoltaice, bateriile de acumulatori, pompa de suprafață, echipamentele de comutație si tubulatura necesară irigării, implică un cost total de 2580 euro( ± 300 euro, în funcție de echipamentele alese).
Pomparea apei pe timp de zi cât si pe timp de noapte folosind panouri fotovoltaice si baterii de acumulatori cu ciclu adânc de descărcare, reprezintă o soluție utilă și eficientă, existând posibilitatea atragerii unei finanțări în cardul unui program național sau european de dezvoltare.
Deși investiția inițială implică costuri ridicate, aceste beneficii ar trebui să convingă multe persoane în a opta pentru un astfel de sistem.
Bibliografie
[1] Dănescu A. ș.a. – Utilizarea energiei solare, Editura Tehinica, Bucuresti, 1980
[2] ***- http://solargis.info/doc/index.php?select=71#R
[3] ***- http://solargis.info/doc/index.php?select=71
[4] ***- http://www.3nanosae.org/files/documents/1065.pdf
[5] ***- https://ro.wikipedia.org/wiki/Celul%C4%83_solar%C4%83
[6] ***- http://www.electronica-azi.ro/print.php?id=6884
[7] ***- http://www.fabricadeplante.ro/irigarea-prin-picurare-necesitatea-secolului- 21
[8] ***- http://www.map.ren21.net/GSR/GSR2012_low.pdf
[9] P.L. Fraenkel – Water lifting devices, FOOD AND AGRICULTURE ORGANIZATION OF THE UNITED NATIONS, Rome, 1986
[10]- Bunda Șerban-Ioan – Teză de doctorat , STUDII ȘI CERCETĂRI PRIVIND SISTEMELE HIBRIDE DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE,Oradea,2013
[11]- Photovoltaic Power systems and the 2005 National Electric Code: suggested practices, Electronic version 1.,June 2005
[12]*** – www.sandia.gov – Hybrid power suply Systems: Issues and answers
[13]*** – www.sandia.gov – Stand-Alone Photovoltaic Systems. A handbook of recommended design practice
[14] ***- http://ebookily.org/pdf/awg-12-ampacity
[15]***- http://www.esolar.ro/module-fotovoltaice-policristaline-ipp-125w.html
[16]***- http://www.esolar.ro/baterii-12-volti-128-amperi-pentru-panouri-fotovoltaice-si-eoliene-mici.html
[17]***- http://www.wholesalesolar.com/products.folder/controller-folder/prostar30M.html
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: PROGRAMUL DE STUDIU:INGENERIA SISTEMELOR ELECTROENERGETICE FORMA DE ÎNVĂȚĂMÂNT: ZI PROIECT DE DIPLOMĂ COORDONATOR ȘTIINȚIFIC Ș.l. Dr. Ing. BUNDA… [301569] (ID: 301569)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.