eficiența panourilor fotovoltaice hibride răcite cu aer -Lucrare de licență- Coordonator științific: Prof. Dr. Ing. Florin Munteanu Absolvent:… [305191]

Licență

eficiența panourilor fotovoltaice hibride răcite cu aer -Lucrare de licență- Coordonator științific: Prof. Dr. Ing. Florin Munteanu Absolvent:… [305191]

Byadmin ianuarie 1, 2024

[anonimizat]-

Coordonator științific:

Prof. Dr. Ing. Florin Munteanu

Absolvent: [anonimizat]-Cosmin Ciocea

Cuprins

Memoriu tehnic justificativ

Capitolul I Surse regenerabile de energie

I.1 Introducere (date generale privind energiile regenerabile)………………………………………5

1.1 Energia eoliană…………………………………………………………………………………………………..5

1.2 Energia solară……………………………………………………………………………………………………….8

1.3 Energia apei……………………………………………………………………………………………………..12

1.4 Energia geotermică……………………………………………………………………………………………14

1.5 Energia biomasei………………………………………………………………………………………………15

I.2 Panouri solare……………………………………………………………………………………………………..16

2.1 Panouri solare folosite la producerea energiei termice…………………………………………..16

2.2 Panouri solare folosite la producerea energiei electrice………………………………………….17

Capitolul II Panouri solare hibride

II.1 Panourile fotovoltaice hibride………………………………………………………………………………18

1.1 Funcționarea și contrucția unui panou fotovoltaic…………………………………………………18

1.2 Evoluția sistemelor PVT……………………………………………………………………………………21

1.3 Evoluția sistemelor PVT răcite cu apă…………………………………………………………………21

1.4 Evoluția colectoarelor PVT răcite cu aer……………………………………………………………..24

1.5 [anonimizat]……………………………………………………….25

II.2 Aspecte privind modulele PV din sistemele PVT răcite cu lichid și aer………………….26

2.1 Aspecte privind fabricarea…………………………………………………………………………………26

2.2 Randamentul termic al modulului……………………………………………………………………….28

2.3 Rezistența termică…………………………………………………………………………………………….38

2.4 Pierderile termice……………………………………………………………………………………………..49

2.5 Randamentul electric al modulului……………………………………………………………………..54

2.6 Fiabilitatea……………………………………………………………………………………………………….56

2.7 Concluzii privind modulele PVT………………………………………………………………………..57

II.3 [anonimizat]………………………………………58

3.1 Introducere……………………………………………………………………………..58

3.2 Randamentul electric…………………………………………………………………..61

3.3 Fiabilitatea……………………………………………………………………………..61

3.4 Concluzii privind BIVPT pentru fațade………………………………………………..61

II.4 Piața și sistemele PVT……………………………………………………………………62

4.1 Introducere……………………………………………………………………………..62

4.2 Sisteme PVT cu sticlă, răcite cu lichid…………………………………………………62

4.3 Sisteme PVT fără sticlă…………………………………………………………………63

4.4 Sisteme PVT răcite cu aer………………………………………………………………63

4.5 Sisteme PV ventilate, pentru fațade, cu recuperarea căldurii…………..………………63

4.6 Concluzii……………………………………………………………………………….64

Capitolul III Studiu de caz

III.1. Sistem experimental PVT ventilate, fără recuperarea căldurii…………………………..66

III.2. Analiza și interpretarea rezultatelor experimentale……………………………..….78

Concluzii…………………………………………………………………………………………86

Referințe bibliografice………………………………………………………………………….87

Capitolul I Surse regenerabile de energie

I.1 Introducere(date generale privind energiile regenerabile)

Energiile regenerabile sunt considerate în practică, energiile care provin din surse care: fie că regenerează de la sine în scurt timp, fie sunt surse practic inepuizabile. Termenul de energie regenerabilă se referă la forme de energie produse prin transferul energetic al energiei rezultate din procese naturale regenerabile. Astfel, energia luminii solare, a vânturilor, a apelor curgătoare, a proceselor biologice și a căldurii geotermale pot fi captate de către oameni utilizând diferite procedee.

Sursele de energie ne-reînnoibile includ energia nucleară precum și energia generată prin arderea combustibililor fosili, așa cum ar fi țițeiul , cărbunele și gazele naturale. Aceste resurse sunt, în chip evident, limitate la existența zăcămintelor respective și sunt considerate în general ne-regenerabile. Dintre sursele regenerabile de energie fac parte:

energia eoliană, uzual exprimat – energie de vânt

energia solară

energia apei:

energia hidraulică, energia apelor curgătoare

energia mareelor, energia flux/refluxului mărilor și oceanelor

energie potențială osmotică

energia geotermică, energie câștigată din căldura de adâncime a Pământului

energie de biomasă: biodiesel, bioetanol, biogaz

Toate aceste forme de energie sunt, în mod tehnic, valorificabile putând servi la generarea curentului electric, producerea de apă calda, etc. Actualmente ele sunt în mod inegal valorificate, dar există o tendință certă și concretă care arată că se investește insistent în această, relativ nouă, ramură energetică.

1.1 Energia eoliană

În contextul actual, caracterizat de creșterea alarmantă a poluării cauzate de producerea energiei din arderea combustibililor fosili , devine din ce in ce mai importantă reducerea dependenței de acești combustibili.

Energia eoliană s-a dovedit deja a fi o soluție foarte bună la problema energetică globală. Utilizarea resurselor regenerabile se adresează nu numai producerii de energie, dar prin modul particular de generare reformulează și modelul de dezvoltare, prin descentralizarea surselor. Energia cinetică a vântului poate fi folosită pentru a roti niște turbine, care sunt capabile de a genera electricitate. Formarea vânturilor se datorează mișcării Pământului, astfel încât Soarele nu încălzește Pământul uniform, fapt care creează mișcări de aer.

Când vântul întoarce paletele unei mori de vânt, se învârte o turbina în interiorul unui mic generator pentru a produce electricitate, la fel ca la o uzină electrică pe cărbune.
O moară de vânt la o fermă poate face doar o cantitate mică de energie electrică – suficientă pentru a alimenta câteva utilaje de la fermă. Pentru a produce suficientă electricitate pentru o mulțime de oameni, companiile de electricitate construiesc "ferme eoliene" cu zeci de turbine eoliene uriașe. Fermele eoliene sunt construite în zonele de câmpie, deschise, unde vântul suflă cu cel puțin 14 mile pe oră.

La sfârșitul anului 2006, capacitatea mondială a generatoarelor eoliene era de 73 904 MW, acestea producând ceva mai mult de 1 % din necesarul mondial de energie electrică.

Se crede că potențialul tehnic mondial al energiei eoliene poate să asigure de cinci ori mai multă energie decât este consumată acum. Acest nivel de exploatare ar necesita 12,7 % din suprafață Pământul (excluzând oceanele) să fie acoperite de parcuri de turbine, presupunând că terenul ar fi acoperit cu 6 turbine mari de vânt pe kilometru pătrat. Aceste cifre nu iau în considerare îmbunătățirea randamentului turbinelor și a soluțiilor tehnice utilizate.

Deși încă o sursă relativ minoră de energie electrică pentru majoritatea țărilor, producția energiei eoliene a crescut practic de câteva ori între 1999 și 2010, ajungându-se ca, în unele țări, ponderea energiei eoliene în consumul total de energie să fie semnificativ: Danemarca (23%), Spania (8%), Germania (6%) .

În ultimii ani, utilizarea energiei eoliene a consemnat un progres deosebit. Astfel, intre 1995 – 2005, rata anuală de creștere a fost de cca 30%, conducând la o putere instalată totală noua de 32.000 MW, adică dublu decât în domeniul energiei nucleare din aceeași perioadă.
În ultimii 25 de ani, eficacitatea energetică s-a dublat, iar costul unui kWh produs a coborât de la 0,7 euro la circa 0,32 euro în prezent.

Potrivit studiului realizat de Asociatia Europeană a Energiei Eoliene, cel mai mare producător de energie eoliană in UE este Germania cu 25.777 MW instalați în 2009, fiind urmată de Spania cu 19.149 MW și de Italia cu 4.850 MW.

Harta potențialului eolian din România, cu vânturile la 50 m

Harta potențialului eolian mondial, cu vânturile la 80 m

1.2 Energia solară

Energia solară reprezintă energia electromagnetică transmisă de soare generată prin fuziune nucleară. Ea stă la baza întregii vieți de pe pământ și reprezintă aproximativ 420 trilioane kWh. Aceasta cantitate de energie generată de soare este de câteva mii de ori mai mare decât cantitatea totală de energie utilizată de toți oamenii.

Producerea de energie electrică din energie solară se bazează pe instalații termice și pe panourile fotovoltaice. Modalitățile în care se utilizează energia solară sunt limitate numai de imaginația omului. O listă parțială a aplicațiilor energiei solare cuprinde încălzirea și răcirea spațiului cu ajutorul arhitecturii solare, furnizarea de apă potabilă prin distilare și dezinfecție, iluminatul, producerea de apă caldă, gătitul cu ajutorul energiei solare și căldura de proces de înaltă temperatură utilizată în scopuri industriale. Pentru a utiliza energia solară, se folosesc de obicei panourile solare.

Tehnologiile solare pot fi, în general, pasive sau active în funcție de modul în care energia solară este captată, convertită și distribuită. Tehnicile solare active includ utilizarea panourilor fotovoltaice și a colectoarelor termice pentru captarea energiei. Tehnicile solare pasive includ orientarea unei clădiri spre soare, selectarea materialelor cu o masă termică favorabilă sau cu proprietăți de dispersie a luminii, precum și proiectarea spațiilor în așa fel încât aerul să circule în mod natural.

Harta potențialului solar la nivel mondial

Concentrarea luminii solare pe discuri închise la culoare ar putea furniza energie lumii întregi: dacă se instalează în zonele marcate cu cele șase puncte de pe hartă, celulele solare cu o eficiență de conversie de numai 8 % ar putea produce, în medie, 18 TW energie electrică. Această este mai mult decât puterea instalată actuală a tuturor centralelor electrice care utilizează toate celelalte surse de energie primară: cărbune, petrol , gaz, energie nucleară și hidro. Culorile indică media pe trei ani a radiației solare, inclusiv în timpul nopții și pe vreme noroasă.

Aplicații tehnice ale energiei solare:

Cu ajutorul tehnologiilor se poate beneficia de energia solară în mai multe moduri:

Celulele solare care produc direct curent electric

Panourile solare care generează căldură

Panourile solare care generează căldură (solar termic)

Centralele solar-termice care produc electricitate prin utilizarea căldurii și aburului

Deșeurile din plante pot fi procesate pentru a produce lichide (de ex. etanol, ulei ) sau gaze (biogaz) care se pot utiliza apoi în scopuri energetice

Centralele eoliane și hidro generează electricitate

Sobele solare sau cuptoarele solare sunt utilizate la încălzirea hranei sau la sterilizarea

produselor medicale .

România este localizată într-o zonă cu potențial solar bun, beneficiind de 210 zile însorite pe an și un flux anual de energie solară cuprins între 1000 kWh/mp/an și 1300kWh/mp/an. Din această cantitate doar 600-800 kWh/mp/an sunt utilizabili din punct de vedere tehnic. Potențialul energetic solar s-a reflectat în ultimii ani în creșterea investițiilor în centrale solare: în 2007 centralele solare din România aveau o capacitate de producție de 0.30 MW, crescând în 2011 la 2.9 MW și ajungând la 5 MW în 2012. Conform raportului Country Attractiveness Indices, lansat în noiembrie 2011 de Ernst & Young, România se află pe locul 13 între cele mai attractive țari din lume în ceea ce privește investițiile în acest domeniu.

Pornind de la datele disponibile s-a alcătuit o hartă ce schematizează distribuția radiației solare pe teritoriul României. Harta a fost realizată prin analizarea si prelucrarea datelor furnizate de către ANM, Nasa, JRC si Meteotest. Datele sunt exprimate în kWh/mp/an, în plan orizontal, această valoare fiind utilizată de obicei în aplicațiile energetice fotovoltaice si termice.

În hartă ne sunt prezentate 3 zone de interes:

primul areal: include suprafețele cu cel mai ridicat potențial și acoperă Dobrogea și o mare parte din Câmpia Română

al doilea areal: include nordul Câmpiei Române, Podișul Getic, Subcarpații Olteniei și Munteniei o bună parte din Lunca Dunării, sudul și centrul Podișului Moldovenesc și

Câmpia și Dealurile Vestice și vestul Podișului Transilvaniei, unde radiația solară pe suprafață orizontală se situează între 1300 și 1400 MJ / m2

al treilea areal: dispune de mai puțin de 1300 MJ/m2și acoperă cea mai mare parte a Podișului Transilvaniei, nordul Podișului Moldovenesc și Rama Carpatică

Zona de interes deosebit pentru aplicațiile electroenergetice ale energiei solare in țara noastră este cea ce acoperă Dobrogea și o mare parte din Câmpia Română.

În concluzie nivelul de radiații din România este foarte bun comparativ cu cel al altor țări cu climat temperat, iar diferențele, în funcție de zona geografică, sunt foarte mici. Din acest motiv țara noastră se situează în zona europeană B de însorire, ceea ce ofera avantaje reale pentru exploatarea energiei solare. Din păcate în Romania nu s-au făcut încă investiții majore din cauza lipsei de sprijin, din partea statului și a unei politici mai clare în această privință. Drept consecință la momentul actual se folosește doar 2% din potențialul energetic solar al țării (1,2 TWh producție anuală).

1.3 Energia apei

Energia hidroelectrică reprezintă o formă de energie regenerabila utilizată pe scara largă. Se folosește de forță gravitațională a apei în cădere, convertind-o în forță mecanică cu ajutorul unei turbine ce produce electricitate prin punerea în mișcare a unui generator.

Cele mai cunoscute instalații sunt centralele hidroelectrice de dimensiuni mari ce presupun conectarea la baraje și rezervoare întinse. Sistemele hidroelectrice de dimensiuni mici sunt mai puțin cunoscute însă sunt de asemenea capabile să producă suficient curent pentru nevoile la nivel industrial. Schemele hidroelectrice au viață de operare lungă și, cu o întreținere corespunzatoare, pot sta în funcțiune timp de mai mulți zeci de ani. Cantitatea de energie produsă de o instalație hidroelectrică depinde, în primul rând, de volumul de apă implicat și în al doilea rand de diferența de înalțime între sursa de apă și punctul unde fluxul intră în turbine.

Schemele hidroelectrice necesită un bazin de captare potrivit, o admisie de apă plasată în spatele unui stavilar sau a unui dig și o înalțime de cădere suficientă între admisie și ieșire. Printr-un canal sau o conductă apa este transportată către o turbină, iar apoi este returnată cursului natural odată cu ieșirea din turbina. Turbina dispune de o conexiune mecanică sau electrică pentru sarcina ce urmează a fi furnizată.

Schema funcționării și componentele unei hidrocentrale

Potențialul microhidroenergetic al României:

Deoarece sursa cea mai importantă de energie regenerabilă din România (în conformitate cu cerințele UE), o reprezintă energia hidro, s-a impus analiza bazei de date privind atât microhidrocentralele existente în curs de execuție/reabilitare cât și cele potențial amenajabile economic.

Resursele de apă datorate râurilor interioare sunt evaluate la aproximativ 42 miliarde m3/an, dar în regim neamenajat se poate conta numai pe aproximativ 19 milioane m3/an, din cauza fluctuațiilor de debite ale râurilor. Resursele de apă din interiorul țării se caracterizează printr-o mare variabilitate, atât în spațiu, cât și în timp. Astfel, zone mari și importante, cum ar fi Câmpia Română, podișul Moldovei și Dobrogea, sunt sărace în apă. De asemenea apar variații mari în timp a debitelor, atât în cursul unui an, cât și de la an la an. În lunile de primăvară (martie-iunie) se scurge peste 50% din stocul anual, atingându-se debite maxime de sute de ori mai mari decât cele minime. Toate acestea impun necesitarea realizării compensării debitelor cu ajutorul acumulărilor artificiale. În ceea ce privește potențialul hidroenergetic al țării noastre se apreciază că potențialul teoretic al precipitațiilor este de circa 230 TWh/an, potențialul teoretic al apelor de scurgere de aproximativ 90 TWh/an, iar potențialul teoretic liniar al cursurilor de apă este de 70 TWh/an.

Potențialul teoretic mediu al râurilor țării, inclusiv partea ce revine României din potențialul Dunării, se ridică la 70 TWh/an, din care potențialul tehnic amenajabil reprezintă 40 TWh/an (2/3 dat de râurile interioare și 1/3 de Dunăre). Ca și în cazul aplicațiilor eoliene, potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil este mai mic decât cel teoretic și în acest sens estimăm o valoare de cca. 1 100 MW și o producție de 3.600 GWh/an.

Hidrocentrala Porțile de Fier

1.4 Energia geotermică

1.4 Energia geotermală

Centralele geotermale au ca scop unic captarea energiei geotermale emisă de Pamant. Principiul de funcționare este simplu: se injectează prin crăpaturi apa sub presiune la cațiva kilometri adâncime, în zonele calde ale scoarței terestre, apa iese pe altă parte încalzită sub forma de aburi, care sunt apoi transformați în electricitate. Ciclul se reia prin pomparea apei acum racite.

Printre dezavantajele centralelor geotermale se numară creșterea instabilității solului din zonă, putând fi cauzate chiar și cutremure de intensitate redusă. În plus, zonele cu activitate geotermală se răcesc după câteva decenii de utilizare, deci nu se poate vorbi de o sursă infinită de energie, dar cu siguranță avem de-a face cu surse regenerabile. O explicație pentru răcirea zonelor cu activitate geotermală ar fi și faptul că centrala geotermală instalată este prea mare pentru capacitatea de încalzire a zonei respective.

Printre avantajele centralelor geotermale se numară faptul că energia rezultată este curată pentru mediul înconjurător și regenerabilă. În plus centralele geotermale nu sunt afectare de condițiile meteorologice și ciclul noapte/zi.

Pe teritoriul României, un număr de peste 200 foraje pentru hidrocarburi au întâlnit la adâncimi situate între 800 și 3500 m, resurse geotermale de joasă și medie entalpie (40-120° C).
Exploatarea experimentală a circa 100 de foraje în cursul ultimilor 25 ani a permis realizarea unor evaluări a potențialului energetic al acestui tip de resursă.
Utilizarea enegiei geotermice extrase este folosită în proporție de 37% pentru încălzire, 30% pentru agricultură (sere), 23% în procese industriale, 7% în alte scopuri.
Dintr-un număr de 14 sonde geotermale săpate în intervalul 1995-2000 la adâncimi de 1500-3000 m, numai două sonde au fost neproductive, înregistrandu-se o rată de succes de 86%.

Harta potențialului geotermal al României

1.5 Energia biomasei

Termenul de bio-combustibil se referă la o gamă de combustibili ce include lemnul provenit din culturi bio, reziduri agricole și silvicole, bio-dieselul, etanolul și metanolul și biogaz din procesele anaerobe de digestie.

Bioenergia poate proveni din:

Copaci și culturi fie crescute în mod special pentru conținutul lor energetic fie rezultate din alte activitati (de exemplu: rezidurile lemnoase rezultate din curățarea pădurilor);

Biomasa din rezidurile rezultate din activitati industriale, comerciale, agricole și domestice (de exemplu: bălegarul, grasimea animală și gunoiul solid). Două tipuri de tehnologii ce pot fi utilizate pentru a genera bioenergie sunt boilerele și instalațiile de cogenerare pe bază de biomasă.

Bioenergia poate fi utilizată în diferite scopuri:

Energia provenind din masa lemnoasă – energia din granule sau reziduri lemnoase este utilizată în special pentru generarea de electricitate sau pentru încalzire la nivel industrial sau comercial.

Biocombustibilul – energia provenită din substrate vegetale sau animale (adeseori amestecată cu petrol sau diesel) este utilizată pentru încalzire sau în transporturi (de exemplu: bioetanolul utilizat la vehiculele comerciale).

Biogazul – de regulă metanolul, eliberat de biomasă utilizată pentru a genera energie (de exemplu: metanul din gunoiul de grajd provenit de la porci necesar pentru a genera electricitate într-o ferma).

Biomasa este partea biodegradabilă a produselor, deșeurilor și reziduurilor din agricultură, inclusiv substanțele vegetale și animale, silvicultură și industriile conexe, precum și partea biodegradabilă a deșeurilor industriale și urbane.

Din punct de vedere al potențialului energetic al biomasei, teritoriul României a fost împărțit în opt regiuni și anume: Delta Dunării – rezervație a biosferei; Dobrogea; Moldova; Munții Carpați (Estici, Sudici, Apuseni); Platoul Transilvaniei; Câmpia de Vest; Subcarpații; Câmpia de Sud.

Cele mai bogate județe, în resurse forestiere sunt următoarele:

I.2 Panouri solare

Panourile fotovoltaice sunt sisteme capabile să transforme lumina(energia solară) direct în energie electrică, prin intermediul unui proces chimic complex. Energie electrică gratuită! Conversia este statică și nepoluantă, tocmai de aceea acest mod de producere a energiei electrice este unul ecologic.

Trebuie să facem diferența între panourile fotovoltaice și panourile solare termice, acestea din urmă fiind folosite la producerea de energie termică.

Există două mari tipuri de panouri solare utilizabile în prezent:

Panouri solare folosite la producerea energiei termice

Panouri solare folosite la producerea energiei electrice

2.1 Panouri solare folosite la producerea energiei termice

Acestea mai puțin importante și sunt folosite pentru încalzirea apei sau a locuințelor.

Procesul lor de funcționare, simplificat desigur, este următorul: panourile captează caldura solară și o transferă prin intermediul unor tuburi unui flux de apă. Astfel, apa este încălzită și poate fi apoi folosită sau stocată pentru utilizare. Aceste sisteme sunt avantajoase în locurile unde nu există alte mijloace de încalzire, nu necesită utilizarea de energie electrică, sunt ecologice, dar sunt și destul de costisitoare. În plus, ele pot fi utilizate doar în perioada de vară, când temperatura atmosferică este destul de mult peste punctul de îngheț al apei.

2.2 Panouri solare folosite la producerea energiei electrice

Cele din categoria a doua, panourile solare folosite la producerea energiei electrice, sunt cele cu adevărat interesante, pentru ca da, produc energie electrică gratuită. La baza acestui proces stă celula fotovoltaică. Pe scurt, în contact cu razele soarelui, această produce energie electrică. Pentru a intra în detaliu, ne-ar fi necesare însă cunoștințe de chimie destul de avansate: fotonii din razele solare “bombardează” atomii materialelor din care este realizată celula fotovoltaică. Sub aceasta acțiune, aceștia tind să se elibereze și astfel se formează energia electrică.

Capitolul II Panouri solare hibride

II.1 Panourile fotovoltaice hibride

În ultimii 30 de ani au fost efectuate numeroare cercetări privind panourile hibride, cunoscute sub numele de PVT – photovoltaic and thermal. În cele ce urmează se prezintă o sinteză atât în ceea ce privește istoricul proiectelor de cercetare cât și al temelor specifice abordate.

Un panou PVT este un ansamblu în care panoul fotovoltaic produce nu numai energie electrică ci servește, de asemenea, la absorbția căldurii (colector termic). În acest mod, energia electrică și cea termică sunt generate simultan. Având în vedere că ambele categorii de energie sunt, deseori, complementare și suplimentare, este logică ideea de a dezvolta sisteme de producere atât a energiei electrice cât și a celei termice.

De-a lungul ultimilor ani, au fost efectuate numeroase cercetări privind sistemele PVT, inițial orientate spre sisteme independente, PV și PT apoi integrându-le în PVT.

Funcționarea și contrucția unui panou fotovoltaic

Pentru a avea energie electrică de la soare, avem nevoie de un panoul solar ce are o celula solară sau mai multe celule. Celula solară absoarbe o parte din particulele de lumină ce cad pe aceasta, numite și fotoni. Fiecare foton conține o cantitate mică de energie. Atunci când un foton este absorbit, acesta eliberează un electron din materialul celului solare. Deoarece fiecare parte a celulei solare este conectată la un cablu, un curent va trece prin acesta. Celula va produce electricitate ce poate fi folosită instantaneu sau înmagazinată în acumulatori.

Celule solare:

Celulele solare sunt de mai multe tipuri: monocristaline, policristaline, amorfe, film subțire, CIS (copper indium diselenide) si CdTe (cadmium telluride), CIGS, etc. Diferența între aceste celule constă în structura și modul cum sunt aranjați atomii. Acest lucru va da și un aspect specific fiecărei celule solare. Diferența cea mai mare constă totuși în eficiență. Eficiența celulei se măsoară în procentul de energie luminoasă transformată în energie electrică. Celulele solare monocristaline și policristaline au aproape aceași eficiență fiind și cea mai mare din multitudinea de celule solare comerciale existente pe piață.

Radiația Solară:

Soarele emite în mod continuu cantități uriașe de energie. O parte din aceaste radiații ajunge pe Pământ. Cantitatea de energie ce ajunge pe Pământ într-o zi este mai mare decât întregul consum al Pământului pe durata unui an intreg. Totuși, nu toată energia Soarelui ajunge pe solul Pământului. O parte este absorbită de atmosferă sau reflectată înapoi în spațiu.
Intensitatea luminii ce ajunge pe Pământ variază în funcție de perioada zilei, locația și condițiile meteorologice. Radiația solară ce ajunge pe Pământ se măsoară în Wh/m2 pe zi sau KWh/m2 pe an. Pentru a simplifica calculele și a avea o bază comună de calcul, s-a decis ca standard o putere de 1000Wh/m2 timp de o ora pentru o zi însorită.Radiația solară ce cade pe sol variază atât cu perioada zilei, dar poate varia considerabil în funcție de locație, mai ales în zone de munte. Iradiația solara variază între 1000KWh/m2 pe an în țările din Europa de Nord și 2000 – 2500 KWh/m2 pe an în zonele cu deșert. Aceste variații între locații sunt date de diferențele de latitudine și condițiile meteorologice.

Orientarea:

Raza luminoasă parcurge o linie dreaptă de la Soare spre Pământ. La intrarea în atmosfera Pământului, o parte din lumină se împraștie iar o parte ajuge la sol într-o linie dreaptă. O altă parte a luminii este absorbită de atmosferă. Lumina ce s-a împraștiat în atmosferă este ceea ce noi numim lumina difuză sau radiație difuză. Raza de lumină ce ajunge pe suprafața solului fără sa fie împraștiată este denumită radiație directă. Radiația solară directă este cea mai cunoscută și simțită în mod direct de către oameni.

Unghiul de înclinare:

Panourile solare au un randament mai mare dacă sunt orientare perpendicular cu Soarele la mijlocul zilei, când intensitatea luminoasă este cea mai mare. Majoritatea sistemelor solare sunt montate pe acoperiș pe un cadru metalic având o poziție fixă neputând să urmărească Soarele pe durata zilei. Unghiul dintre planul orizontal și panoul solar este numit unghi de înclinare.

Deoarece Pământul se rotește în jurul Soarelui există variații și în funcție de anotimpuri. Soarele nu va ajunge în același unghi pe sol ca iarna și vara. Pozița panourilor pe timp de vară este mai ,,orizontală" decat pe timp de iarnă. Acestă poziție ar dezavantaja producția de energie pe timpul iernii, așa că se va face un compromis între cele două situații. Pentru fiecare latitudine există un unghi de înclinație optim. Numai în zonele foarte apropiate de Ecuator, panourile pot avea un unghi de înclinație aproape de zero.

Deviații de 5 grade de la unghiul optim au un efect minor asupra producției de energie electrică. Diferențele datorate condițiilor meteorologie au un efect mai important asupra sistemului fotovoltaic. Pentru sistemele independente, unghiul de înclinare se poate alege în funcție de necesarul de energie electrică dintr-o anumită lună.

1.2 Evoluția sistemelor PVT

Panourile (colectoarele) solare termice (PT) au o istorie îndelungată și au fost accesibile comercial din secolul 19 în timp ce panourile cu celule fotovoltaice (PV) au fost comercializate din 1950. În anii 60, celulele fotovoltaice erau foarte scumpe iar cercetările erau concentrate spre aplicații în industria spațială. Cu toate acestea, după embargoul OPEC din 1973/1974 care a avut drept consecință creșterea masivă a prețului petrolului, cercetările orienate spre sursele regenerabile au fost puternic stimulate de guvernele unor țări. Printre acestea au fost teme legate de aplicații ale celulelor fotovoltaice și, legat de acestea, cele despre sistemele PVT.

1.3 Evoluția sistemelor PVT răcite cu apă

Așa cum rezultă din lucrarea lui Hendrie [1], primele rezultate despre sistemele PVT, plane, răcite cu lichid, au fost cele ale lui Martin și Wolf [2], care au analizat o suprafață compusă din celule fotovoltice de siliciu, montată în interiorul unui panou fix, fără concentratoare, utilizând un acumulator cu acid drept element de stocare. Concluzia a fost că sistemul este fezabil tehnic și economic. Cercetările referitoare la sistemele PVT răcite cu lichid au continuat în diverse locuri cum ar fi MIT.

O primă demonstrație a fost efectuată de profesorul Böer, care a instalat 13 panouri PVT în locuința proprie. În anul 1978. După studiul de pionerat al lui Martin Wolf din 1976, subiectul sistemelor PVT răcite cu lichid a fost preluat rapid de multe alte grupuri de cercetare. Între 1974-1978, cercetări au fost efectuate la Universitatea de Stat din Arizona, inclusiv despre PV cu concedntratoare, răcite forțat [3], cu detalii privind utilizarea programului TRNSYS. Lucrarea a fost extinsă în scopul includerii panourilor PVT plane [3,4,5] și a constituit baza pentru panoul PVT model TYPE 50, inclus în programul TRNSYS. În 1978, Laboratorul Lincoln de la MIT și Laboratorul Sandia au colaborat pentru achiziționarea a trei panouri PVT [1]. Aceste sisteme au fost fabricate de ARCO (ambele răcite cu lichid și cu aer) și de Spectrolab (răcit cu aer). Testând aceste panouri, performanța lor a fost determinată sub specificațiile inițiale: 6.5% randament electric și 40% eficiența termică. Ca urmare, a fost dezvoltată o nouă generație de colectoare PVT constând în 2 proiecte tip de colectoare răcite cu lichid, două modele experimentale de PVT răcite cu aer și trei noi concepte de sisteme PVT răcite cu lichid.

Din cele două proiecte tip, unul a fost implementat de MIT și de producătorul de PV – Spire Corporation (concept bazat pe montarea pe acoperiș) iar al doilea de companiile Solar Design Associate și Spire Corporation sub coordonarea MIT (colector integrat în acoperiș, înlocuind materialul acoperișului). Cu toate acestea, nu toate proiectele au putut fi realizate înaintea terminării programului de finanțare. Majoritatea cercetărilor au fost efectuate în SUA dar unele dintre ele au fost și în Japonia, unde compania Sharp a produs două prototipuri de panouri PVT plane [6] alături de cercetări privind panourile PVT cu concentratoare derulate de Nakata și alții [7], la aceeași companie. În Germania, Karl [8], a dezvoltat și testat un prototip de panou cu sticlă, cu celule de Si, împreună cu compania AEG-Telefunken. În Franța studiile au fost orientate spre sisteme PVT cu concentratoare [9,10].

În anul 1982 prețul petrolului a scăzut mult iar încrederea și interesul privind energia solară s-a diminuat. În perioada mandatului lui Reagan (1981-1989) finanțarea proiectelor legate de sursele regenerabile a fost restricționată în SUA. Aceasta a determinat oprirea multor proiecte din domeniu. În anii 1980, cercetarea în domeniul PVT a fost limitată, numai unele grupuri și-au continuat activitatea. În Brazilia, Krauter a efectuat măsurători pe fațade din panouri fără sticlă ce aveau sisteme integrate de răcire, din propilenă, instalate în scop de răcire a PVT și de încălzire a apei [11, 12].

În SUA, lucrări recente au fost elaborate în cadrul proiectului PV-Bonus [13]. Proiecte despre PVT au fost întocmite de PowerLight și SDA. Cercetările companiei PowerLight s-au concentrat asupra modulelor PVT flexibile, bazate pe celule a-Si pe substrat de oțel cu aplicații la colectoarele folosite la piscine. Totuși, probleme legate de costurile de producție și de fiabilitate au condus la decizia de a nu produce astfel de PVT [105]. Proiectul SDA (1997-2001) s-a concentrat asupra dezvoltării de module PVT cu sticlă bazate pe celule laminate de a-Si și pe modulul SunEarth, instalat la Universitatea de Stat din Montana. Restricțiile impuse producției au condus la probleme în ceea ce privește integrarea PVT. Producția comercială a PVT nu a început din cauza investițiilor inițiale necesare, prea mari pentru a permite profitul estimat [14].

1.4 Evoluția colectoarelor PVT răcite cu aer

Există două aspecte principale legate de acest subiect:

Panouri PV integrate în module răcite cu aer: cercetarea a avut la bază ideea unui modul colector răcit cu aer, neconectat la rețea, cu avantajul suplimentar de a avea un debit masic controlat în funcție de radiația solară. Colectoarele autonome PV-aer au fost dezvoltate, în acest sens, de Grammer Solar și Aidt Miliø [15, 16]. Institutele de cercetare și companiile industriale au extins ideea la colectoarele PVT-aer cu PV deasupra întregului sistem de răcire.

Ventilarea (răcirea) modulelor BIPV (Building Integrated of PhotoVoltaic panels): problema inițială a fost legată de modul de răcire a panourilor PV. Aceasta a condus la chestiunea referitoare la cât de multă energie termică se produce și cum poate fi utilizată.

Se pare că primul modul PVT răcit cu aer a fost folosit în casa ”Solar One”, construită în 1973/1974 la Universitatea din Delaware de profesorul Böer [17] care, la acea vreme, efectuase cercetări intense despre PV. Pe acoperiș și pe fațadă casei au fost integrate colectoare PVT răcite cu aer iar 4 din cele 24 colectoare de pe acoperiș au fost echipate cu celule CdS/Cu2S [18].

După munca de pionierat a profesorului Böer, la sfârșitul anilor 1970 și începutul anilor 1980, principalele cercetări despre PVT răcite cu aer au fost cele ale echipei lui Hendrie [1, 19, 20, 21] și cele de la Sandia și Universitatea Brown. Așa cum a fost menționat anterior, în 1978, Laboratorul Lincoln de la MIT și Laboratoarele Sandia au realizat împreună două prototipuri de module PVT plane, răcite cu aer, produse apoi de ARCO și Spectrolab [1]. Performanșa redusă a primei generații de astfel de module a condus la dezvoltarea celei de a doua generații la care au fost aplicate concepte noi la MIT. Din păcate nu toate au putut fi testate datorită terminării fondurilor alocate.

De asemenea, la începutul anilor 1990, a fost dezvoltat în Israel, un colector PVT fără sticlă și comercializat în varianta răcită cu lichid și cu aer [22]. Varianta și cu aer fost destinată pentru o răcire suplimentară.

În India, cercetările au fost efectuate de către Institutul Indian de Tehnologie, legate de colactoarele PVT răcite cu aer pentru sisteme solare de uscare [23-27]. De asemenea, un studiu

parametric pentru colectoarele răcite cu aer, cu și fără sticlă, a fost întocmit de Tiwari și Sodha [28], care a demonstrat că sistemele cu sticlă au determinat o dublare a energiei termice evacuate dar cu o eficiență electrică scăzută de la 10% la 9% datorită prezenței sticlei, în timp ce Prakash [29], a efectuat calcule numerice de sensitivitate despre efectele dimensiunilor căilor de răcire și a debitului de aer în colectoarele PVT.

1.5 Module PV ventilate, cu recuperarea căldurii

La începutul anilor 1990, modulele BIPV (building integrated photovoltaic) au devenit din ce în ce mai importante. Monitorizarea acestor proiecte a demonstrat că aplicarea lor a afectat temperatura celulelor și, ca urmare, performanța electrică. Acest fapt a condus la creșterea atenției acordată ventilației fațadelor cu module PV. Un pas natural a fost extinderea cercetărilor legate de acest subiect.

În Europa, au fost derulate mai multe proiecte legate de colectoarele PVT, în Elveția de către Atlantis Energy, despre colectoarele de acoperiș, răcite cu aer, l fabrica Aerni, în 1991. Colectoarele de fațadă au fost realizate pe clădirea Scheidegger, în 1992, cele de acoperiș de Brig și Rigi în 1993 iar colectoarele PVT răcite cu aer pentru obținerea apei calde de către școala de construcții Erlach. Proiecte pentru colectoare PVT de acoperiș (Erlach, Brig și Rigi) au fost, toate, de tipul obloane de acoperiș. Apoi, Atlantis Energy a introdus conceptul PV SUNSLATES pentru care Posnansky și alții [30], au arătat că este posibilă generarea de energie electrică și termică. Un test pentru acoperiș a fost efectuat de Sunslates în cadrul proiectului PV-HYBRID-PAS [31] care a condus la concluzia că etanșeitatea acoperișului față de aer este crucială pentru performanța termică. Acesta a fost urmat de un proiect legate de coelctoarele PVT răcite cu aer dezvoltat de Eidgenössische Hochschule din Zürich (ETZ) și de Hochschule für Technik und Architektur Luzarn (HTA), studiindu-se energia termică obținută de la un colector PVT de acoperiș, dezvoltat de Atlantis Energy [32, 33]. Din păcate, aceste încercări au luat sfârșit odată cu falimentul companiei Atlantis Energy și a subsidiarelor sale în 2001 (Photon International, 2001).

În Danemarca, mai multe proiecte legate de modulele PV ventilate au fost ăncepute, așa cum este prezentat de Pedersen [34].În 1993, programul european Thermie, a finanțat Cenergia, asociația daneză pentru construcții de locuințe – Dansk boligselkab și compania Copenhagen Energy pentru instalarea a 20 kWp în module PV. O parte a acestui proiect, 8.6 kWp a fost sub forma panourilor de c-Si, integrate pe fațada de sud a unei clădiri înalte din Copenhaga. În perioada 1996-2000, acest proiect a fost urmat de proiectul UE Joule Project-PV, cu scopul realizării unei aplicații PV ventilate, cu cost redus pentru casele reabilitate [34-36].

În Japonia, Takashima și colectivul [37] au efectuat cercetări teoretice privind exergia PV de acoperiș, răcite prin convecția naturală a aerului. Cercetări despre elemente ale PVT de fațadă au fost efectuate la Hokkaido University [38, 39] având drept rezultate o eficiență termică de 20-22% pentru module fără sticlă și de 29-37% pentru cele cu sticlă.

II.2 Aspecte privind modulele PV din sistemele PVT răcite cu lichid și aer

2.1 Aspecte privind fabricarea

Tehnica de bază, cea mai folosită, pentru fabricarea unui colector PVT este de a fixa fie celulele PV, fie un întreg modul PV, din cele disponibile comercial, de sistemul de răcire (de absorbție a energiei termice). Această tehnică a fost aplicată în multe proiecte, de exemplu [6, 40, 41]. Dezavantajul fixării, prin lipire cu adezivi speciali, a celulelor PV, constă în faptul că panoul PV nu va fi suficient protejat față de mediul ambiant, în special față de umezeală, făcând, prin urmare, problematică soluția în cazul unor aplicații comerciale. Suplimentar, pot fi probele de izolație electrică.

Toate aceste aspecte negative nu apar dacă, un panou PV laminat, din cele existente gata fabricate pe piață, este conectat la un sistem de răcire, prin fixare cu adeziv. Totuși, această soluție are și ea unele dezavantaje: rezistența termică dintre panoul laminat și sistemul de răcire, limintându-se eficiența termică (în special când aerul din adeziv este în concentrație mare). Mai mult, materialul din spatele modulului laminat PV (cunoscut sub numele de tedlar = polyvinyl fluoride), folosit pentru celulele c-Si, are pierderi mari prin reflexie.

O tehnică mai avansată este de a lamina întregul ansamblu, materialul de acoperie, celulele PV, materialul pentru izolația electrică și sistemul de răcire, de la început, într-un singur pachet. Dacă se utilizează un sistem de răcire din metal, trebuie acordată o mare atenție

rezistenței electrice între celulele PV și răcitor care trebuie să fie de valoare mare. Ca urmare, în mod obișnuit, se folosește o folie izolatoare se laminează ître celule și metalul sistemului de răcire. Dar, suplimentar, poate fi utilizată încă o folie izolatoare se poate aplica direct pe metalul sistemului de răcire. Temperatura înaltă la care se face laminarea poate avea drept efecte bavuri ale laminatului PVT datorită diferențelor de dilatare ale materialelor: sticla de la partea superioară și metalul răcitorului. Utilizarea unei folii la partea superioară (de exemplu, din tedlar transparent), în locul sticlei, reduce mult apariția bavurilor dar, pe de altă parte, absența sticlei implică un sistem de răcire suficient de rigid pentru a asigura suportul mecanic pentru celule. PVT echipate cu folie au fost utilizate de către Racell, rigidizarea ansambulului fiind realizată printr-un tub de cupru. Komp [42] a folosit o folie de metal galvanizat, suportul mecanic fiind realizat prin fixarea colțurilor, rezultând astfel un profil Π și prin sudarea tubulaturii de cupru în cele două colțuri. Soluții comparative din acest punct de vedere au fost prezentate de Affolter și alții [43].

În cazul unui sistem de răcire de tip foaie metalică și tuburi, tuburile determină o suprafață posterioară denivelată care complică laminarea modulului PV și conduce la creșterea manoperei și a timpului de laminare. De asemenea, creșterea temperaturii de lipire poate conduce la deterorarea ansamblului încapsulat iar soluția de lipire a tuburilor poate compromite fiabilitatea și transferul de căldură. În locul folosirii unui sistem de răcire de tipul foaie și tuburi metalice, se poate utiliza o foaie plană de aluminiu extrudat, așa cum a realizat Chow și alții [44].

Oricare din tehnicile de mai sus este adoptată, trebuie avut grijă de ansamblul de încapsulare (ca și de foile care se utilizează) care trebuie să reziste la temperatura mare care apare, în regim permanent de neutilizare, în cazul modulelor PVT cu sticlă, temperatură care poate ajunge la 130 0C [45]. În plus, proprietățile optice ale celulelor PV trebuie să fie foarte bune; nu toate celulele PV, disponibile comercial, sunt de calitate ridicată înregistrând uneori pierderi mari prin reflexie și radiații infraroșii.

În locul laminării, se poate folosi o tehnologie de încapsulare la joasă temperatură astfel încât utilizarea de silicon pentru împachetare, substanță care are rezistență buna la temperatură ridicată, Komp [42]. Pentru izolația electrică, Komp a aplicat inițial un strat de silicon peste foaia de răcire pe care a presat un strat textil urmat de un al doilea strat de silicon care a rigidizat celulele.

Totuși, pentru uz comercial, siliconul are unele dezavantaje pentru că este dificil de manevrat și prezintă riscul includerii de bule de aer.

Pentru modulele fără sticlă, se pot folosi colectoare din plastic, ieftine, sau canale plate absorbante de căldură. În acest caz, se pot folosi numai metode ce implică temperaturi și presiuni joase, deoarece altfel sistemul de răcire poate fi deteriorat. Au fost efectuate cercetări privind alegerea unor materiale plastice, rezistente la temperatură, utile în cazul modulelor cu sticlă [46] care au fost aplicate în dezvoltarea prototipurilor PVT de către Sandnes și Rekstad [41]. Sandnes a avertizat că diferența de dilatare termică dintre celule și materialul de răcire din plastic este substanțială, fiind necesară aplicarea unui strat de adeziv din silicon. Affolter și alții [43] au comparat diferitele variante de sisteme de răcire din plastic. Mai mult, au fost efectuate cercetări legate de laminarea modulelor flexibile cu sistemul de răcire [47], dar re-laminarea unui panou PV deja laminat este problematică deoarece se poate produce delaminarea modulului PV datorită temperaturii mari.

2.2 Randamentul termic al modulului

Din punct de vedere termic, un modul PVT este similar uni modul solar termic, PT. Ca și în cazul unui colector solar termic, un bun randament înseamnă o bună absorbție a energiei solare și un bun transfer de cădură. Un mai mare nivel al temperaturii implică o mai bună izolație termică a părților laterale și din spatele modulului, de exemplu folosind vată minerală ca și a izolației la partea frontală datorită unei acoperiri suplimentare, transparente, pentru a reduce pierderile. Caracteristici tipice ale randamentului termic și electric pentru un colector PVT sunt indicate în fig.I.1.

Fig.I.1 Randamentele unui colector PVT răcit cu lichid, a unui colector termic PT și a unui PV laminat.

a) Randamentul termic (fără producere de energie electrică de către PV);

b) Randamentul electric corespunzător (cu toate că randamentul electric este funcție de temperatura PV și nu de temperatura raportată, pentru comparație, este indicată o a doua abscisă x, arătînd temperatura raportată presupunând G = 800 W/m2 corespunzător calculelor din figura superioară).

Cu toate că randamentul electric este funcție de temperatura PV și nu de temperatura raportată ([Tin-Ta]/G), figura ce arată randamentul electric indică, de asemenea, temperatura raportată, pe axa x, pentru a permite comparația cu figura referitoare la randamentul termic. Figura indică foarte clar că modulul cu sticlă are o mai mare eficiență termică decât modulul fără sticlă, în special la temperaturi raportate mai mari ([Tin-Ta]/G). De asemenea, pentru colectoare PVT răcite cu aer, literatura indică o creștere importantă a randamentului termic dacă se folosește sticla [28, 38] la partea frontală a modulului. Pe de altă parte, sticla reduce, ușor, randamentul electric datorită fenomenului de reflexie a radiației solare. Pentru referință, figurile indică eficiența termică a unui colector solar termic, convențional și cea electrică a unui modul PV laminat. În acest paragraf va fi discutată numai eficența termică iar în paragraful următor va fi analizată eficiența electrică.

Din figura referitoare la eficiența termică, este evident că aceasta, pentru un colector PVT, este substanțial mai mică decât a unui colector termic convențional PT, în special la valori mari ale temperaturii raportate. Reducerea este efectul a patru factori:

Factorul de absorbție la suprafața PV este mai mic decât factorul de absorbție la suprafața unui colector convențional datorită reflexiilor la nivelul diverselor straturi al panoului PV laminat.

Suprafața panoului PV nu este spectral selectivă, conducând la o pierdere, prin radiație termică, mare.

Rezistența termică între suprafața absorbantă și mediul de transfer al căldurii este crescută datorită straturilor suplimentare de material. Aceasta determină o suprafață cu temperatură relativ mare a panoului PVT, ceea ce conduce la pierderi suplimentare de căldură și o scădere ușoară a randamentului electric.

Energia care este transformată în putere electrică la ieșire este pierdută (scăzută) din energia termică de la ieșire. Cu toate acestea, dacă acest efect este intenționat, nu va fi analizat în continuare.

Fig.I.2 Pierderile într-un panou PVT în funcție de temperatura raportată și de echilibrul termic al sistemului de răcire al PVT, pentru un modul PVt cu sticlă.

Se observă efectul important al pierderilor prin radiație ale sistemuli de răcire al PVT datorită sticlei, comparativ cu pierderile prin convecție și prin spatele panoului.

În fig.2 este arătată amplitudinea relativă a componentelor pierderilor pentru cazul unui modul PVT uzual, cu sticlă, constând dintr-un modul convențional PV cu celule din c-Si și un sistem de răcire asamblat prin lipire cu adeziv. Suplimentar, fig.I.3 indică efectul înlăturării succesive a cauzelor acestor pierdFIGeri.

Este clar că absorbția redusă și pierderile prin radiație sunt responsabile pentru cea mai mare reducere a randamentului termic al PVT, în timp ce efectul rezistenței termice este, de asemenea, substanțial.

Cele trei mecanisme de pierderi (reflexia, selectivitatea spectrală și rezistența termică) reprezintă subiectul paragrafelor următoare. Figurile I.1 și I.2, ca și altele ce vor fi prezentate în continuare (fig.I.3, I.4, I.6, I.7, I.10, I.11) au la bază modelul întocmit de Zondag și alții [48].

Fig.I.3 Pornind de la graficul ce exprimă randamentul unui modul PVT și înlăturând succesiv cauzele pierderilor, rezultă, în final, caracteristica unui colector termic convențional PVT. Hca este coeficientul de transfer între celule și sistemul de răcire.

Pierderile prin reflexie

Introducere

Valoarea redusă a coeficientului de transmisie-absorbție a căldurii este cauza unor pierderi în cazul colectoarelor PVT. Obișnuit, sistemele de răcire ale colectoarelor solar termice PT, au un coeficient de absorbție de până la 95%, în timp ce în cazul PVT sunt limitate la 75-85%, depinzând de tipul panoului PV și de suprafața de absorbție de dedsubt (care poate fi o foaie de culoare neagră sau albă). Efectul fenomenului de transmisie-absorbție asupra caracteristicii randamentului este arătat în fig.I.4.

Au fost determinate cinci aspecte, prezentate în literatură, legate de sistemul de răcire al colectoarelor PVT:

Reducerea fenomenului de reflexie ala suprafața panoului (în cazul celor cu sticlă).

Reducerea reflexiei la suprafața schimbătorului de căldură al PVT.

Reducerea reflexiei la suprafața ansamblului celulelor fotovoltaice.

Creșterea absorbției la nivelul panoului PV și al suprafețeli de contact din spate.

Creșterea absorbției la nivelul suprafeței opace de sub celulele PV.

Aceste aspecte vor fi detaliate în cele ce urmează.

Pentru colectoarele PVT cu sticlă, reflexia la suprafața acesteia afectează atât randamentul electric cât și cel termic. Uzual, pentru colectoarele convenționale cu sticlă PT și pentru colectoarele PVT, se folosește sticla cu un conținut scăzut de fier, cu o transparență de 91-92%.

În ultimii ani, sticla cu un grad de transparență de 96% a devenit disponibilă comercial, produsă de companii cum sunt Flabeg sau Sunarc. Sticla este adecvată atât pentru sistemul de

răcire [49] cât și pentru panourile PV [50] și pare adecvată pentru panourile PVT. Materialele plastice de acoperire sunt atractive din punct de vedere al costurilor (material și manoperă) dar afectează proprietățile optice și fiabilitatea (asociată și cu dilatarea termică și degradarea la UV, [51]), astfel că astfel de materiale sunt puțin potrivite pentru construcția modulelor PVT. Literatura nu include exemple practice de utilizare a materialelor plastice pentru realizarea modulelor PVT. Cercetările lui Sandnes și Rekstad [52] descriu înlocuirea unei folii de polycarbonat la un colector Solarnor cu sticlă. Totuși, cercetările privind materialele plastice folosite în construcția colectoarelor PVT continuă [53, 54].

Reflexia la suprafața sistemului de răcire al PVT:

Pentru colectoarele PVT se folosește numai stcla cu conținut redus de fier ceea ce conduce la pierderi prin reflexie de circa 4% (reflexia în spatele sticlei este aproape zero datorită egalității aproape perfecte între indicele de refracție al sticlei și al materialului de încapsulare. De asemenea, sticla foarte transparentă asigură o pierdere redusă prin reflexie. În afară de sticlă, se pot folosi acoperii cu plastic, în cazul modulelor flexibile.

Măsurători privind absorbția au fost efectuate în cadrul proiectului SDA [106] pentru un modul USSC, a-Si. Pentru a-Si neacoperit, absorbția a fost de 70%. Pentru module cu diferite materiale de acoperire (Urethane, Tefzel, fubră de sticlă), au fot găsite valori de 67-75%.

În aplicațiile în care se folosește plasticul pentru module PVT, o atenție deosebită trebuie acordată solicitărilor termice. Ca un exemplu, Hendrie [1] scrie că la prima generație de colectoare ARCO PVT, răcite cu aer și cu teflon deasupra celulelor PV, folia de teflon nu a fost stabilă termic, pe durata testelor. Filmul a format bule de gaz, deteriorând proprietățile optice ale acoperirii cu 10-15%.

Suplimentar, când se au în vedere materialele plastice, trebuie avut în vedere faptul că celulele trebuie rigidizate între ele, lucru realizat în cazul folosirii sticlei.

Reflexia la nivelul celulei fotovoltaice și al contactelor din posterioare

Datorită faptului că, la un panou laminat, sunt mari diferențe între indicii de refracție ai siliciului și ai EVA, siliciul este acoperit cu un strat de material antireflexie în scopul reducerii

reflexiei la partea frontală a celulei. Efectul învelișului antireflexie depinde, esențial, de lungimea de undă a luminii incidente: minimul în ceea ce privește reflexia apare pentru lungimi

de undă egale cu de patru ori grosimea optică a învelișului (grosimea optică sau lățimea optică este o măsură a transparenței; se definește ca logaritmul natural al părții din radiața luminoasă ce nu este dispersată sau absorbită pe un anumit traseu optic). Grosimea învelișului este optimizată pentru a obține transmiterea optimă a luminii solare cu enerie mai mare decât banda de trecere a materialului celulei. Aceasta poate să nu reprezinte optimul pentru utilizarea PVT deoarece colectoarele PVT folosesc și partea cu lungime de undă mare a spectrului solar pentru producerea de căldură. Altă tehnică pentru reducerea reflexiei la suprafața siliciului constă în texturarea suprafeței. Efectul texturării este adecvat îndeosebi pentru sistemele PVT deoarece reduce, totodată, reflexia componentelor cu lungime de undă mare [55].

O reflexie mai scăzută, o mai mare cantitate de radiației solare este captată de siliciu. Ca urmare, proprietățile absorbante ale celului devin importante. Siliciul cristalin este un bun absorbant în plaja spectrală de 0.5 – 1.1 µm dar este aproape transparent pentru componentele spectrale cu lungimi de undă mai mari de 1.1 µm. Într-un sistem PVT, energia corespunzătoare componentelor cu lungimi de undă mari nu este folositoare și nu poate contribui la generarea de energie electrică, ci doar la producerea de căldură. În cazul celulel de siliciu cristalin, numai circa 70% din spectrul solar (partea de radiație cu energie mai mare decât banda de trecere minus pierderile prin reflexie) este absorbit de siliciu datorită proprietăților intrinseci ale acestuia. Pentru partea de energie mai mică decât banda de trecere, Santbergen și Van Zolingen [56] indică rolul important al absorbției purtătorilor liberi de energie. Absorbția purtătorilor liberi de energie este indusă prin doparea cu siliciu. Această absorbție controbuie la producerea de energie termică în celulă. Santbergen și Van Zolingen au arătat că, într-o configurație tipică de celulă, mai mult de jumătate a radiației de sb banda de trecere poate fi absorbită prin acest mecanism, rezultând o absorbție tipică pentru o celulă netexturată de circa 86% pentru suprafața activă, așa cum se arată în fig. I.5.

Fig. I.5 a) Absorbția în diversele straturi ale unui sistem PVT cu celule din c-Si, așa cum a fost determinată de Santbergen și Van Zolingen [56]; b) Absrobția în funcție de pasul de texturare al celulelor.

Măsurători privind absorbția au fost efectuate de Afflolter și alții [57, 58] și de Platz și alții [59]. Pentru diverse tipuri de celule din a-Si, Affolter a determinat că absorbția pentru între spectrul solar a variat între 71% și 91%. Platy a găsit că absorbția este între 78-85% pentru diverse celule de a-Si iar pentru celulele policristaline, de 88%.

Pentru a preveni pierderile de energie ca urmare a reflexiei la nivelul contactelor din spate, trebuie considerat faptul că lumina „scapă” din siliciu numai dacă unghiul este mai mic decât unghiul critic pentru reflexia internă. Dacă unghiul este mai mare decât cel critic, apare reflexia internă a luminii, captând efectiv, lumina în interiorul celulei. În acest caz, se vor înregistra multimple reflexii, puternic dependente de lungime pasului mediu al fotonilor prin siliciu și, ca urmare, crescând șansa ca toți fotonii să fie absorbiți. Absorbția poate fi crescută prin noi tipuri de texturi, tipul de metal utilizat pentru contacte și prin rugozitatea suprafeței posterioare [56, 55]. Santbergen și Van Zolingen [56] au prezentat absorbția ca funcție de pasul texturii, așa cum se indică în fig. I.5. Mai mult, ei indică faptul că absorbția poate fi crescută cu 3% prin utilizarea cromului pentru contactele posterioare.

Absorbția la nivelul suprafeței schimbătorului de căldură de sub panoul PV

O strategie diferită constă în a nu absorbi toată energia în celula fotovoltaică și a lăsa o parte a energiei corespunzătoare radiației de lungime de undă mare să fie absorbită de schimbătorul secundar aflat dedesubt. Acest lucru implică utilizarea unei rețele de contact posterioare, în locul unei suprafețe de contact solide. Totuși, reflexia la nivelul rețelei de contact (acoperind circa 20-30% din suprafață), ca și reflexia la nivelul interfeței cu EVA pot fi substanțiale.

Santbergen și Van Zollingen [55] au simulat diferite configurații ale siliconului cristalin pentru aplicații PVT, investingând efectul rugozității, materialul de contact din spate și învelișul anti-reflexie de pe partea posterioară a celulei care a fost optimizată pentru transmiterea părții din radiația solară sub nivelul benzii de energie. S-a tras concluzia că strategia creșterii transmisiei energiei corespunzătoare lungimii mari de undă și absorbției acesteia de celula PV prin creșterea rugozității sunt, ambele, strategii potrivite pentru a crea o creștere semnificativă a absorbției radiației solare, comparativ cu celulele standard de silicon cristalin.

Simulările efectuate de Cox și Raghuraman [60] au arătat o creștere de 34%-39% a eficienței termice datorată rețelei de contact posterioare, în combinație cu un schimbător separat, amplasat dedesubt. Younger și alții [20] au determinat că, deși rețeaua introduce un mic coeficient de penalizare a performanței datorat rezistenței suplimentare, performanța celulei de siliciu rămâne la fel de mare, 15%. Hendrie [1] a raportat, de asemenea, o neglijabilă scădere a

performanței celulei datorată prezenței rețelei de contact. Suplimentar, trebuie reținut că rețeaua de contact posterioară este o tehnică utilizată în multe aplicații comerciale.

Lalovic și alții [61] au demonstrat că 29% din radiația luminoasă incidentă este reflectată de electrodul de aluminiu al unui sistem PVT din siliciu amorf. El sugerează utilizarea unui electrod ITO (Indium tin oxide (ITO, or tin-doped indium oxide) is a solid solution of indium(III) oxide (In2O3) and tin(IV) oxide (SnO2), typically 90% In2O3, 10% SnO2 by weight. It is transparent and colorless in thin layers while in bulk form it is yellowish to grey. In the infrared region of the spectrum it acts as a metal-like mirror), transparent pentru spectrul solar ca și a unui schimbător de căldură posterior. Experimentele sale indică un randament termic de 52% pentru un electrod de aluminiu, comparativ cu 65% pentru un electrod ITO.

O rețea de contact posterioară a fost prezentată de Hayakashi și alții [62]. S-a montat sub panoul cu fotocelule (posterior) un schimbător de căldură constând în tuburi de sticlă umplute cu un lichid. În acest fel, radiația de lungime de undă mare este direct absorbită de schimbătorul cu lichid. Celulele PV au fost conectate la acest schimbător prin intermediul unei benzi de aluminiu amplasată la mijlocul distanței dintre celulele din siliciu în scopul colectării căldurii acestora. Randamentul termic determinat la temperatura redusă la zero a fost de 64% iar randamentul electric simultan a fost de 8%.

Cu toate acestea, trebuie înțeles că transparența celulelor estre limitată datorită absorbției radiației de către materialul schimbătorului de căldură (așa cum indică Santbergen și Van Zolingen [56]. Acest efect implică faptul că numai o mică parte a radiației va trece prin celule, către schimbătorul secundar. Acesta poate fi constituit chiar de către suprafața din spatele schimbătorului PVT. Dacă se utilizează un panou PV laminat, acesta este reprezentat de folia din spatele celulelor, care poate fi de diferite culori, afectând amplitudinea și conținutul spectral a factorului de absorbție. Dacă celulele sunt laminate împreună cu un schimbător de căldură, absorbția solară va fi mare și independentă de lungimea de undă. Totuși, în cazul în care mediul schimbătorului de căldură circulă printr-un canal, este posibil să avem un laminat PV transparent și o suprafață de răcire secundară pe cealaltă parte a canalului. În acest fel, mediul de răcire este inclus între răcitorul primar (cu celulele PV) și cel secundar ceea ce face posibil un transfer mai eficient de căldură. În literatura referitoare la PVT, această opțiune este cel mai des întâlnită pentru sistemele PVT răcite cu aer:

În investigațiile lui Raghuraman relativ la panourile PVT răcite cu aer [63], aerul circulă între partea superioară a panoului, constituită de celulele PV, și partea inferioară constituită de schimbătorul de căldură cu suprafață neagră. Randamentul termic determinat a fost de 42%.

Cox și Raghuraman [60] au efectuat simulări pe panoul PVT proiectat de Raghuraman, prezentat anterior. Ei au concluzionat că, pentru o acoperire suficient de mare cu celule a schimbătorului secundar, celulele de siliciu nu trebuie să fie spectral selective deoarece pierderile reduse de energie datorită emisiei scăzute sunt contrabalansate de reflexia radiației cu lungime de undă mare emisă de suprafața fierbinte a schimbătorului de căldură.

Zondag și alții [60] au calculat randamentul termic al unui PVT cu schimbător cu lichid cu canal, atât cu canal opac cât și cu unul transparent, cu schimbător secundar în spate. Ei au determinat, pentru cazul cu schimbător secundar posterior, randamentul termic a fost de 63% în loc de 60% pentru cazul cu PVT opac. Pentru sistemele răcite cu aer la care transferul căldurii către schimbătorul cu lichid este critic, efectul este mai amplu.

În rezumat, diversele metode au fost examinate în scopul reducerii reflexiei radiației cu lungime de undă mare de către PV: texturarea siliciului pentru a reduce reflexia [1, 20, 64, 65, 56, 55], reținerea luminii prin optimizarea texturii și a rugozității contactelor, un contact posterior cu mare grad de absorbție și un electrod transparent, pe partea inferioară (rețea pentru c-Si or TCO pentru a-Si), pentru a crește transmisia căldurii pe partea din spatele panoului, cu o suprafață absorbantă. Totuși, pentru ultima situație, trebuie menționat că transparența celulelor însăși este limitată datorită materialului absorbant de căldură [56].

2.3 Rezistența termică

Transferul de căldură de la PV la schimbătorul de căldură

Rezistența termică dintre celulele fotovoltaice și fluidul schimbătorului de căldură trebuie minimizată. Un schimb de căldură scăzut determină un gradient mare de temperatură și, ca urmare, o temperatură ridicată a panoului fotovoltaic (PV). Aceasta conduce la scăderea randamentului termic și electric. Primul aspect luat în calcul trebuie să fie legat de menținerea tuturor straturilor de material, între celulele de siliciu și schimbătorul de căldură, cât mai subțiri și realizate din materiale cu o bună conductivitate termică. În practică, totuși, acest lucru poate fi destul de complicat, în special datorită faptului că trebuie asigurată și o bună izolație electrică, ceea ce determină straturi suplimentare de material izolant. Efectul rezistenței termice asupra factorului de evacuare a căldurii FR (heat removal factor) este prezentat în figura I.6.

Fig. I.6 Randamentul termic în funcție de coeficientul de evacuare a căldurii (PVT răcit cu lichid, calculat folosind modelul Hottel-Whillier, adaptat pentru PVT așa cu este decris în Zondag și alții [48]). UL = 6 W/m2K corespunde unui PVT cu sticlă iar UL=16 W/m2K unuia fără sticlă.

Factorul FR este direct legat de randament prin relația: unde τ este coeficientul de transmisie-aborbție, U este coeficientul de pierderi al panoului fotovoltaic, Tin este temperatura la intrarea PVT iar Ta este temperatura mediului ambiant. Se poate observa că un bun transfer de căldură este important, în special, pentru sistemele PVT fără sticlă.

Van der Ree [41] a studiat un PV laminat, capsulat într-un schimbător de căldură din material plastic. O folie de cupru a fost pusă între PV și schimbător pentru îmbunătățirea contactului termic. S-a determinat că, datorită presiunii exercitate numai lateral, construcția a devenit ușor convexă, determinând o creștere a rezistenței termice la mijlocul prototipului. Acest lucru a condus la o diferență de temperatură de 130 C între temperatura medie a lichidului și PV și la o substanțială descreștere a randamentului termic. Contactul nu poate fi îmbunătățit printr-o creștere a presiunii exercitate de izolația din spatele panoului. Problema nu a putut fi rezolvată pentru construcția analizată.

Hendrie [1] a determinat că, pentru o temperatură medie a fluidului de 280 C, temperatura celulelor a fost de 630 C în cazul primei generații ARCO de sisteme PVT răcite cu lichid. Cercetările au fost efectuate pentru un ansamblu mecanic ce a avut un spațiu mare de aer între PVT și tuburile de răcire.

Un contact termic slab a fost descris, ca fiind o problemă, de către Sudhakar și Sharon [66] care au găsit o diferență de temperatură de circa 150 C între PV laminat și apa de răcire la ieșire, în cazul unui PVT fără sticlă. Contactul termic slab a fost descris ca o rezistență termică adițională a PV laminat și faptul că tuburile de răcire au fost asamblate în cadrul panoului.

În scopul creșterii transferului de căldură, De Vries [40] a folosit un adeziv special, din două componente, pentru a conecta un PV convențional, laminat, cu un sistem folie-tuburi pentru răcire. Datorită oxidului de aluminiu din componența sa, adezivul era caracterizat de o conductibilitate termică de 0.85 W/mK, dar în practică a fost determinată o valoare mai mică. Acest lucru a condus la un coeficient de transfer a căldurii de 45 W/m2K între celule și schimbător. Modelul numeric a arătat că această rezistență termică a redus randamentul mediu anual al sistemului PVT, cu sticlă și răcire cu lichid, analizat cu 4%, de la 37% la 33%.

Raghuraman [63] a scris, în legătură cu un sistem PVT răcit cu lichid, constând din celule solare lipite direct (fără tedlar sau EVA) la schimbătorul de căldură. Între schimbător și celule exista un strat de material izolator electric pentru a preveni scurtcircuitarea PV-ului laminat, constând dintr-un strat subțire de silicon. Conductivitatea termică a siliconului este de 0.2 W/mK iar grosimea stratului a fost de 0.5 cm, ceea ce a condus la un transfer de căldură de 40 W/m2K. Datorită rezistenței termice mari a acestui strat, autorul a determinat o diferență de temperatură de 120 C între schimbător și celulele PV, care a redus randamentul termic cu mai mult de 10%.

Younger și alții [20], au scris în legătură un un sistem PVT răcit cu lichid, constând din celule de siliciu, laminate cu EVA și un schimbător de căldură cu folie de cupru acoperit cu o folie de Mylar de 50 µm pentru a asigura izolația electrică, Mylar-ul a fost lipit de folia de cupru a schimbătorului cu un adeziv de culoare neagră, din material epoxy tip EC No 285 [64].

Suzuki și alții [61] au experimentat folosind un adeziv conținând argint pentru a lipi celulele solare direct pe suprafața schimbătorului de căldură. În scopul izolării electrice a celulelor PV, ei au realizat o separare galvanică între celulele solare învecinate folosind o placă absorbantă de căldură din părți metalice separate printr-un material conductiv. În acest mod, s-a

realizat o suprafață absorbantă de căldură constând din 18 zone separate electric, conectate în serie, fiecare dintre ele conținând 6 celule din siliciu cristalin (conectate, ca urmare, în paralel). Suplimentar, a fost realizat un sistem PVT izolat, în care fiecare celulă a fost separată de suprafața schimbătorului de căldură cu o placă din AL2O3.

Lalovici și alții [61] au folosit un adeziv pe bază de silicon (Dow Corning 282) pentru a lipi celulele de a-Si de suprafața schimbătorului de căldură. S-a afirmat că acest tip de adeziv are o bună conductivitate termică, este stabil și elastic la toate temperaturile.

Gibbons și Murphy [67] au investigat efectul parametrilor de laminare (temperatura de laminare, durata de topire a EVA (tEVA) și durata de revenire tpc) asupra rezistenței termice. S-a determinat că modificarea observată a rezistenței termice în modulele analizate poate fi explicată, în proporție de 56%, cu ajutorul formulei :

în care TIR este rezistența termică de interfață exprimată în K/W, tEVA și tpc sunt exprimate în minute iar temperatura de laminare T este în 0C. În laminatele examinate, aproximativ 30% din rezistența termică s-a datorat efectului rezistenței termice de interfață.

Din perspectiva transferului de căldură, metoda ideală ar fi depozitarea materialului PV direct pe suprafața schimbătorului de căldură. Totuși, acest lucru poate fi făcut numai în cazul filmelor subțiri și necesită un înveliș izolator sau o separație galvanică între celule (așa cum se procedează în cazul modulelor flexibile a-Si).

Lalovic și alții [68] au scris despre depunerea directă a unui strat de a-Si în cazul unui modul PVT. Au făcut experimente privind depunerea stratului de a-Si direct pe suprafața schimbătorului de căldură care a fost acoperit de un strat de oxid izolator. Totuși, rezultatele privind transferul termic nu au fost satisfăcătoare.

Începând de la sfârșitul anilor 1980, au fost făcute progrese notabile privind acest aspect.

Izolația electrică s-a realizat folosind straturi corespunzătoare de oxizi ca și straturi de tip sticlă cum ar fi cel denumit enamel [69]. Tehnologia a fost folosită și la proiectarea sistemelor PVT. Mai mult, USSC produce, disponibile comercial, a-Si pe folii de oțel (cu o separare galvanică între șirurile de a-Si activ). Affolter și alții [43] au efectuat un studiu de fezabilitate în care a examinat posibilitatea utilizării laminatelor de a-Si cu substrat de folii de oțel pentru sistemele tip

PVT. Laminate PV flexibile au fost utilizate și în cadrul unor alte proiecte, cum ar fi proiectele BONUS în care a fost implicată compania Powerlight [70] și SDA [14].

Transferul de căldură de la PV la lichidul de răcire

Convențional, pentru colectoarele solare se utilizează soluția de tip folie și tuburi. Eficiența termică a unei astfel de soluții depinde de raportul său W/D unde W este distanța dintre tuburi iar D este diametrul tubului. Raportul W/D utilizat în practică este un compromis între transferul de căldură optim și aspectele economice (mai multe tuburi din cupru înseamnă costuri materiale și manoperă mai mari). Totuși, optimul pentru un sistem PVT nu este, în mod necesar, același ca pentru un sistem solar termic. Suplimentar, se poate afirma că reducerea raportului W/D are două efecte: unul este creșterea randamentului schimbătorului prin reducerea lungimii suprafeței de schimb de căldură în timp ce al doilea este descreșterea vitezei fluidului în cazul canalelor de dirijare (datorită creșterii suprafeței de schimb, presupunând că debitul este constant) sau o creștere a căderii de presiune în cazul unui tub spiralat. Efectul modificării unui tub asupra FR este indicat în fig. I.7 pentru cazul unui tub cu diametru constant și debit fix, fie pentru un tub spiralat sau șicane cu aripioare paralele. Figura indică precis efectul tranziției de la o curgere turbulentă la una laminară. Suplimentar, figura arată câștigul potențial limitat obținut prin reducerea spațiului dintre tuburi.

Pentru colectoarele cu lichid, eforturile au fost orientate către ameliorarea transferului de căldură de la panou la lichidul de răcire. Cel mai bun transfer de căldură este obținut prin dirijarea mediului de colectare a căldurii printr-un canal îngust care acoperă întreaga suprafață a panoului. Presiune apei cere o deschidere mică (așa cum rezultă din formula lai Timoshenko) ceea ce conduce la o construcție plată a canalului, realizată, de exemplu, din aluminiu extrudat. Cu toate că un canal subțire este foarte potrivit din punct de vedere al schimbului de căldură și al diferențelor mici de temperatură, dificultatea utilizării unor astfel de canale este dată de proiectarea părții terminale pentru a oține o construcție fiabilă, cu pierderi de presiune mici și o distribuție bună a debitului. Suplimentar, potențialele beneficii, relativ la funcționare, sunt limitate datorită faptului că factorul de evacuare a căldurii în cazul colectorului solar de tip folie și tuburi este mare iar canalul trebuie să fie suficient de îngust pentru a crește transferul de căldură deoarece în care D este diametrul hidraulic al canalului.

Huang și alții [71, 72] au construit un prototip PVT fără sticlă având o construcție de tip folie și tuburi pentru răcire. Au folosit un raport W/D egal cu 10 (tub de cupru și folie de aluminiu) și 6.2 (aluminiu extrudat cu tuburi în folie). Deoarece au găsit că randamentul termic nu este satisfăcător, s-a decis construirea unei structuri multicanal din policarbonat având W/D egal cu 1. Diferența de temperatură dintre PV și apa din rezervor a fost de 40C. Pentru un raport M/A de 82 kg/m2, s-a determinat un randament electric de 9% alături de o caracteristică a eficienței zilnice de 38%. Tiwari și Sodha [73] a efectuat o simulare bazată pe un colector solar descris de Huang și alții [71, 72], pentru un raport M/A=87 kg/m2, pentru care s-a calculat un randament termic de 35% și unul electric de 9%.

Chow și alții [44] au construit un sitem PVT cu termosifon cu un modul PVT având la bază un canal absorbant din aluminiu extrudat cu un raport W/D=1 pentru a obține un transfer optim de căldură către fluid. Pentru un raport M/A=65.2 kg/m2, He și alții [74] au măsurat un randament termic zilnic de pentru modulul analizat, cu sticlă.

Fig. I.7 a) Colector folie și tuburi: randam,entul termic în funcție de configurația tuburilor (cu tuburi de 8 mm și un debit de 50 l/m2. b) Colector cu canal plat, îngust: randamentul termic în funcție de lățimea canalului.

În ambele cazuri, rezistența termică între celule și schimbător s-a presupus a fi foarte mică. Caracteristicile au fost construite pe baza modelului Hottel-Whilier, adaptat pentru PVT, așa cum au arătat Zondag și alții [75]. Calculele iau în considerare efectele de intrare, prezentate de Ji și alții [76].

Randamentul electric al modulului este de circa 5% (s-a folosit c-Si, dar numai 50% din schimbător a fost acoperit de PV).

Pentru un prototip îmbunătățit, în care suprafața schimbătorului a fost complet acoperită de celule PV, Ji și alții [234] au calculat un randament termic zilnic de 45% în timp ce randamentul electric a fost de 10%. Suplimentar, Ji și alții [76] au calculat randamentul unui sistem PVT în funcție de lățimea canalului considerând și efectele de la intrare.

Într-o sinteză făcută de Charalambous și alții [77, 78], printre altele a fost inclus un inventar al debitelor specifice optime, pe baza informațiilor din literatură.

Hendrie [1] a analizat un concept novator relativ la un sistem PVT cu dublu debit în care apa de intrare circula pe sub laminatul PV în timp ce apa de la ieșire circula direct la suprafața laminatului. Această soluție are la bază faptul că absorbția apei este importantă numai pentru

radiațiile luminoase cu lungimi de undă mai mari de 0.9 µm. Un strat suplimentar de sticlă este folosit asigurând limita canalului de la partea superioară a PVT. Un prototip, la scară redusă, a fost folosit pentru măsurători iar rezultatele au fost extrapolate pentru modelul la scară industrială estimându-se un randament termic de 69% la temperatură redusă la zero și peste 10% randament electric la T=20 0C.

De Vries [40] a propus un sistem PVT cu dublă circulație ca acela a lui Hendrie [1] dar cu un circuit al apei inversat (intrare deasupra PV și ieșire sub PV). Suplimentar, el a propus un strat suplimentar de aer între PV și canalul inferior. Soluția este arătată în fig. I.8. Dacă simulările au arătat o ușoară creștere a randamentului termic datoriă izolării cu stratul de aer, comparativ cu soluția indicată de Hendrie [1], stratul de aer a determinat o scădere a robusteții laminatului PVT. Simulările au arătat un randament termic de 66% și unul eletric de 8.5%. Randamentul electric este relativ mare datorită faptului că celulele solare sunt pe intrarea rece a sistemului PVT. Randamentul termic este cu 10% mai mare decât al unui sistem de tip folie cu tuburi datorită bunei izolări a părții cu temperatură ridicată a PVT și suprafeței mai mari de contact.

Fig. I.8 Modelul lui De Vries, cu dublu circuit al apei [40]

Calculele lui De Vries [40] arată că beneficiul anual al unui sistem PVT poate fi crescut cu 2% prin utilizarea unui canal cu apă sub celule, în locul unei construcții de tip folie cu tuburi. Același beneficiu anual poate fi crescut cu încă 6% în cazul unui strat de apă care circulă deasupra laminatului PVT în locul celui de dedesubt. Totuși, randamentul electric anual a fost redus de la 6.6% la 6.2% datorită sticlei suplimentare.

Bakker și alții [79] a construit un sistem PVT prototip pe baza propunerii lui Hendrie [18]. În scopul rezistenței la presiunea apei, s-a folosit o sticlă subțire care a acoperit partea superioară a canalului de apă care a făcut ca prototipul să aibă o greutate mare, în special datorită existenței a două straturi de sticlă, la partea superioară și cea inferioară a PV, în scopul asigurării etanșării PV față de apă. Din păcate, sticla a crăpat datorită presiunii mari a apei în părțile laterale ale laminatului astfel că celulele de a-Si s-au degradat rapid.

Transferul căldurii de la PV la aer:

În cazul PV răcite cu aer, acesta este dirijat printr-un canal. Randamentul termic al PV răcite cu aer nu este atât de mare ca acela al PV răcite cu lichid. Acest lucru are două motive:

Aerul are o conductivitate termică de 24 ori mai mică decât a apei. Deoarece transferul de căldură este redus. Ca urmare, în cazul PV răcite cu aer, înălțimea canalului are o mare influență asupra randamentului termic. De notat este faptul că înălțimea canalului nu are efect asupra criteriului Reynolds deoarece descreșterea vitezei debitului este compensată de creșterea lățimii canalului, așa cum se poate vedea din relația :

unde Φ este debitul specific iar L lungimea PV.

Aerul are o capacitate termică mult mai mică. De aceea, debitul într-un PV răcit cu aer este, în mod necesar, mult mai mare decât în cazul unui PV răcit cu apă. Datorită faptului că :

debitul specific de apă de 50 l/m2/h pentru un PV răcit cu apă corespunde unui debit specific de aer de 175 m3/m2/h, ultima valoare fiind prea mare pentru a fi fezabilă în practică. Debitul specific utilizat în aplicațiile industriale este de 40 m3/m2/h.

În mod clar, aceste efecte conduc la faptul că mediul de transfer a căldurii în cazul PV răcite cu aer este critic față de cazul răcirii cu lichid. În cazul unui PV răcit cu aer, este important să se efectueze o analiză detaliată a debitului și a transferului de căldură în canalul de răcire.

Prakas [29] a modelat un PVT de tip cu canal, atât pentru cazul răcirii cu aer (100-300 kg/h) și cu apă (40-120 kg/h). A determinat că descreșterea lățimii canalului de la 3 la 1 cm

crește randamentul termic de la 17% la 34% pentru un încălzitor cu aer (100 kg/h) și de la 50% la 64% pentru un încălzitor cu apă (40 kg/h). Pentru cazul unui canal de 1 cm lățime, creșterea debitului de la 100 la 300 kg/h a condus la creșterea randamentului termic a încălzitorului cu aer de la 34% la 51% în timp ce pentru încălzitorul cu apă creșterea cu 40-120 kg/h a debitului a condus la creșterea randamentului termic de la 64% la 67%. Evident, transferul de căldură este mai important și critic în cazul PV răcite cu aer comparativ cu cele răcite cu apă.

Importanța transferului de căldură în cazul răcirii cu aer este evidențiată și de măsurătorile efectuate de Hendrie și alții [1] care a arătat că, pentru prima generație de sisteme PVT Spectrolab, la o temperatură medie a fluidului de 280 C, temperatura celulelor a fost de 740 C. Transferul de căldură a fost inhibat de o incorectă folosire a unui strat de încapsulare sub celule ceea ce a condus la încrețirea foii ceea ce a determinat apariția unor zone de recirculare a aerului din PV reducându-se astfel suprafața de transfer de căldură. Efectul a fost, de asemenea, evidențiat și de Raghuraman [63].

Din cauza criticității transferului de căldură în cazul răcirii au aer, este foarte importantă modelarea precisă și corectă a fenomenului de transfer. În primul rând, trebuie avut grijă ca pentru a asigura lățimea suficientă a canalului, de faptul că diametrul hidraulic este dublul înălțimii cacestuia [81]. Apoi, pentru o curgere laminară, lungimea intrării este, adesea, substanțială. Eicker [81] prezintă o trecere în revistă a legăturii dintre caracteristicile zonei de intrare a aerului și tarnsferul de căldură pentru sistemele PVT răcite cu aer, arătând o variație de circa 10%, în medie, a valorii criteriului Nusselt integrat pe lungimea intrării. În cazul unei circulații complet laminare, ea recomandă utilizarea unei valori fixe, 5.4, a numărului Nusselt. În cazul unei circulații turbulente, ea compară ecuația Petukhov cu relația, mai simplă și mai utilizată, a lui Tan și Charters, care este suficient de precisă:

Relația lui Tan și Charters este utilizată și de Hegazy [80] și, în limita lungimii canalului, de Sopian și alții [82] și de Othman și alții [83]. Bazilian [84, 85] face o comparație a relațiilor de transfer a căldurii în cazul curgerii turbulente (comparând ecuațiile lui Cenge, Petukhov, Brinkworth și Dittus-Boelter) determinând pentru configurația studiată, o variație de circa 25% a

numărului Nusselt rezultant. Concluzia a fost că doferențele semnificative afectează rezultatele iar ecuația Petukhov oferă rezultatele cele mai apropiate de cele experimentale.

Au fost efectuate multe cercetări legate de sistemele PVT răcite cu aer iar o bună parte dintre acestea au oferit soluții pentru ameliorarea transferului de căldură.

Loferski și alții [65] au descris un sistem PVT răcit cu aer în care, în spatele celulelor au atașat un sistem de aripioare care au condus la creșterea schimbului de căldură cu un factor egal cu 4 iar câștigul termic al celulelor a crescut cu un factor egal cu 2. Aripioarele sunt fixate cu silicon de tip Dow Corning RTV, rezistent la radiații UV și la temperaturi de peste 1200 C.

Younger și alții [86] au efectuat măsurători pentru sisteme PVT la care partea superioară a canalului de aer era parte a laminatului PV. În scopul creșterii transportului de căldură de la laminat către fluidul de răcire, s-a folosit un lamint a cărui parte din spate a fost realizat din teflon cu o rugozitate de 60 µm.

Hendrie [1] a sugerat două soluții de sisteme PVT răcite cu aer cu transfer crescut de căldură, așa cum este descris în figura I.9. Mai intâi, a fost realizat un prototip în care aerul era dirijat, din al doilea schimbător către primul. Soluția a implicat găuri de 0.25 cm diametru în scopul păstrării presiunii interne sub limita de siguranță. Rndamentul termic calculat a fost de 42% pentru temperatura redusă la zero, alături de un randament electric de 8.9%. O altă soluție a constat într-un sistem de dirijare a aerului în V, a doua cameră a schimbătorului fiind în contact cu laminatul PV astfel că suprafața de schimb de căldură a fost mai mare decât în cazul soluției cu canal. Randamentul termic a fost de 40% la temperatura reduă la zero iar cel electric de 7.8%.

Fig. I.9 Soluții pentru sisteme PVT cu transfer ridicat de căldură propuse de Hendrie [1]. Stânga, prototip cu jet dirijat. Dreapta, prototip cu sistem de dirijare în V.

2.4 Pierderi termice

Introducere

Sistemele PVT au pierderi termice de naturi diferite. Cele mai obișnuite sunt cele datorate imperfecțiunii izolației, inclusiv eventualele punți termice între schimbător și carcasa sistemului. Cel mai important mecanism de pierderi este cel prin suprafața superioară a panoului. În acest mecanism, căldura este pierdută prin convecție sau radiație de la schimbătorul PVT prin spațiul dintre suprafața acestuia, din sticlă, și mediul ambiant. În cazul sistemelor fără sticlă, pierderile sunt între PVT și mediu. În paragraful de mai jos, este făcută o trecere în revistă, a rezultatelor prezentate în litaratură relativ la creșterea rezistențelor termice de convecție și radiație.

Suprafața superioară

Literatura prezintă un singur caz de sistem PVT în care eforturile au fost orientate spre reducerea pierderilor, prin convecție, la suprafața, fără sticlă, a panoului fotovoltaic.

Pentru un PVT fără sticlă, Hendrie [1] descrie o suprafață perforată de acoperire îmbrăcată cu un film de mică emisivitate. Datorită suprafețelor de recirculare determinate de perforații, suprafața efectivă de schimb de căldură poate fi redusă. Autorul afirmă că în timp ce rapoartele mari conduc la pierderi mari în aripioarele de răcire, cele mici (<2) sunt capabile să reducă pierderile termice cu 20-25%. Depinzând de emisivitatea suprafeței, randamentul termic, pentru temperatura redusă la zero, este între 50% și 30%.

Totuși, fezabilitatea unei astfel de scheme trebuie privită cu rezerve. În afara necesității verificării proprietăților termice, atenția trebuie îndreptată asupra costurilor și murdăririi ca și asupra iluminării neomogene a PV. În aceste direcții nu au fost efectuate cercetări.

Caracteristicile privind radiația căldurii la nivelul suprafeței panoului sunt de mare importanță. Mai întâi, ar fi de dorit ca materialul de acoperire superior să nu transmită prin radiație căldura de la PV. În cazul sticlei, aceasta este opacă pentru radiația infraroșie ceea ce reduce pierderile prin radiație de la PVT în mod considerabil. În cazul folosirii plasticului în locul sticlei, pe de o parte are o anumită transparență pentru componenta infraroșie. Spectrul transmisiei prin infraroșu, pentru diverse materiale de acoperire, este prezentat de Bansal și Sharma [93]. Porțiunea relevantă a caracteristicii spectrale poate fi estimată cu ajutorul legii lui

Wien care redă lungimea de undă cu densitatea maximă a energiei în funcție de temperatura corpului negru radiant:

Deoarece un sistem PVT tipic are temperaturi între 30-70 0C, aceastea corespund unei plaje de lungimi de undă de 9.6-8.4 µm.

Ar fi chiar mai bine dacă emisia suprafeței superioare a PVT ar putea fi redusă, de exemplu prin alegerea unui material cu corecție spectrală care să reflecte componenta infraroșie înapoi. Totuși, problema unor astfel de materiale de acoperire constă în transmisia redusă a unei părți a spectrului solar. Baza de date LBNL a programului WINDOW privind sticla indică o transmisie solară de 76% ca fiind cea mai bună pentru o sticlă cu 30% emisivitate în timp ce o sticlă cu 5% emisivitate ar avea o transmisie de 60% ca fiind cea mai bună. Fig. I.10 arată efectului sticlei cu selectivitate spectrală. Cu toate că, teoretic, sticla selectivă are un substanțial potențial de creștere a randamentului termic al unui sistem PVT, pentru materialele din sticlă cu spectru selectiv și disponibile comercial, transmisia este prea mică pentru a determina o creștere a performanței PVT iar creșterea transmisiei este dificilă [94].

Sistemul PVT

Un sistem PVT constă în combinarea unui sistem fotovoltaic (PV) obișnuit, materialul de încapsulare și a unui material protector la partea frontală (unde se află celulele fotovoltaice). Similar cu cazul în care materialul de protecție de la partea superioară este sticla, reducerea pierderior prin radiație ale PVT se poate realiza prin alegerea unui material protector cu spectru selectiv. Această suprafață va fi, în mod normal, sticla care are o emisivitate de circa 90%. Folosirea unui material cu spectru selectiv la suprafața PVT pare o chestiune evidentă deoarece multe din sistemele PV obișnuite au suprafețe din materiale cu spectru selectiv. Totuși, în practică, acest lucru este destul de problematic. Există două tehnici standard pentru crearea unei suprafețe care să asigure selectivitatea spectrală:

Fig. I.10 Efectul selectivității spectrale asupra randamentului termic al unui sistem PVT. Sunt prezentate și materialele din sticlă disponibile comercial.

Un material transparent pentru radiațiile cu lungime de undă mare și cu o bună absorbție a radiației cu lungime de undă scurtă (de exemplu, un semiconductor) pe suprafața reflectantă superioară.

Un material bun reflectant pentru radiațiile cu lungime de undă mare și înalt transparent pentru cele cu lungimi de undă scurte pe suprafața superioară.

În timp ce prima metodă este aproape standard pentru sistemele solare termice, în cazul sistemelor PVT numai cea de a doua este potrivită. Astfel de învelișuri sunt aplicate în cazul sticlei de înaltă eficiență. O problemă constă în transmisia limitată a acestor materiale pentru întreg spectul solar.

Simulările relativ la acest subiect au fost efectuate de Cox și Raghuraman [60]. Ei au concluzionat că un strat de ITO cu emisivitate joasă deasupra laminatului PV crește randamentul termic de la 34% la 39%. Pentru calcule, au folosit o valoare constantă a factorului de emisie de 14% și o absorbție de 8.3%, comparativ cu valorile standard de 86% pentru emisie și 3.4% absorbție pentru sticla cu conținut scăzut de fier. Din păcate, ameliorarea randamentului termic a

fost însoțită de reducerea celui electric de la 7.3 la 6.8, în special datorită creșterii absorbției sticlei. Concluzia lui Cox a fost că utilizarea profitabilă a materialelor cu emisivitate scăzută impune o emisivitatea mai mică de 25% și o transmisivitate solară mai mare de 85%. Așa cum s-a arătat anterior, pentru o emisivitate de 25%, transmisivitatea, conform bibliotecii LBNL WINDOW este de circa 73%.

În cazul existenței sticlei la un sistem PVT, acesta poate funcționa în exterior. PV nu are nevoie de o protecție a celulelor PV dacă are partea solar termică încapsulată în corpul comun. Mulți autori au încercat să utilizeze proprietățile de selectivitate spectrală ale materialelor PV și electrozi transparenți la partea superioară, așa cum se procedează în cazul PV de tip film subțire. Tabelul I.1 arată emisivitatea așa cum a fost determinată prin măsurători de Affolter și alții [95] și Platz și alții [59]. SDA [96] precizează o valoare de 56% pentru un panou cu a-Si USSC, fără înveliș de protecție. Totuși, deoarece celulele au nevoie de protecție contra umezelii, prafului, etc., în special cele din a-Si, în practică este dificilă utilizarea selectivității spectrale a celulelor. Acest lucru poate fi realizat dacă stratul de aer, deasupra celulelor, poate fi etanșat față de mediul ambiant. Recent introduse pe piață, panourile solare termice cu etanșare, conținând un gaz ce umple spațiul dintre panou și sticla de protecție, indică o soluție promițătoare și o direcție de cercetare pentru viitor. Din păcate, majoritatea materialelor de încapsulare au o emisivitate ridicată.

Tabelul I.1 Emisivitățile PV (după Affolter și alții [97] și Platz și alții [59])

Affolter și alții [95] au prezentat rezultatele unor măsurători legate de emisivitatea EVA, care a fost determinată la valoarea de 86%.

SDA [96] prezintă valori pentru emisivitatea diferitelor învelișuri (Urethane, Tefzel, fibră de sticlă) pe un modul USSC. Emisivitatea a fost determinată ca având valori între 81% și 92%.

Suzuki și alții [6] au scris despre experimentele lor folosind celule de siliciu mono-cristalin. Suprafața panoului fosloit de ei, inclusiv celulele, a fost acoperită cu cauciuc siliconic transparent ce a distrus proprietățile spectrale selective ale suprafeței: emisivitatea a fost de 0.71 și 0.86.

Spațiul

În final, spațiul dintre învelișul superior și modulul propriu-zis poate fi optimizat. Acest lucru se poate realiza în diferite moduri cum ar fi montarea sticlei sau a unor pelicule de plastic, izolarea prin vidare sau montarea unor module hexagonale. Fiecare din aceste tehnici este prezentată, pe scurt, în cele ce urmează.

Placarea multiplă, cu sticlă sau folii plastic, reprezintă soluția reducerii pierderilor termice. Dacă pentru învelișurile de plastic caracteristicile mecanice, deformarea termică și rezistența limitată la UV reprezintă bariere în folosirea lor așa cum a fost prezentat anterior [223], pentru placările cu sticlă, transmisivitatea redusă a reprezentat o piedică de-a lungul timpului.

Garg și Adhikari [98] au efectuat un studiu parametric pentru un sistem PVT răcit cu aer. Concluzia a fost că reducerea pierderilor termice datorată utilizării unui înveliș suplimentar nu compensează creșterea pierderilor prin creșterea transmitivității.

Zondag și alții [75] au comparat un sistem PVT cu două plăci de sticlă, răcit cu apă. Au determinat că pentru utilizare rezidențială (încălzire), creșterea randamentului termic (35%-38%) nu compensează scăderea randamentului electric (6.6%-5.8%) și complicarea procesului de fabricație și transport.

Apariția pe piață a panourilor cu sticlă de înaltă transparență deschide noi posibilități acestei tehnici. Deoarece o astfel de sticlă are numai 4% pierderi prin reflexie, utilizarea a două straturi de sticlă de înaltă calitate conduce la o reflexie ca în cazul unei singure plăci de sticlă, convențională, cu conținut redus de fier [97].

Asigurarea izolației prin vidare reprezintă un alt mod de reducere a pierderilor prin convecție la nivelul spațiului dintre celule și sticlă. Totuși, reducerea pierderilor prin convecție cu ajutorul vidului are un efect limitat dacă pierderile prin radiație nu sunt limitate folosind învelișuri cu corecție spectrală. Datoriă faptului că astfel de învelișuri nu sunt, în prezent,

disponibile pentru sistemele PVT, utilizarea izolării cu ajutorul vidului nu prezintă interes. Literatura nu prezintă studii și rezultate privind vidarea pentru izolație. În locul vidării, se poate utiliza umplerea cu un gaz, de exemplu argon, folosit deja la sistemele PVT de înaltă eficiență, cu sticlă, dar există, și aici, pierderi prin emisivitate astfel că sunt limitate beneficiile rezistenței convective suplimentare.

În final, structuri de tip fagure pot fi utilizate pentru reducerea transferului de căldură între panou și sticlă. Hendrie [1] descrie o soluție bazată pe o structură tip fagure între panou și învelișul exterior pentru a suprima convecția naturală dar fără rezultate experimentale. Alte exemple, cu structură fagure, nu sunt cunoscute în literatură. Cercetări recente au evidențiat capacitatea structurilor de tip fagure de a diminua pierderile atât cele prin convecție cât și cele prin radiație, depinzând de mărimea celulelor [94] precum și utilizarea materialelor TIM (Thermal Interface Materials) au fost aplicate cu succes la sistemele solar termice. Acestea ar putea fi, în principiu, folosite pentru sistemele PVT de asemenea, dovedindu-se că proprietățile translucide ale TIM sunt suficient de bune, atât în termeni de transmisivitate cât și de omogenitate, astfel încât să nu diminueze prea mult performanța PVT.

2.5 Randamentul electric al modulului

Introducere

Suplimentar față de un redus randament termic, pentru un modul PVT cu sticlă, randamentul electric al unui modul PVT este mai mic decât al unui laminat PV. Reducerea randamentului electric este, în mare parte, datorată reflexiei suplimentare determinată de a doua placă de sticlă. Pentru sticla cu conținut redus de fier, descreșterea randamentului electric este de 8% iar în cazul folosirii sticlei de înaltă eficiență, reducerea este de 4%. Puterea PV este afectată de temperatura sistemului PVT dar în practică acest efect poate fi atât pozitiv sau negativ, depinzând de proiectarea părții termice, atât în termenii soluției folosite cât și în cei relativ la dimensionare.

Tipul PV

Randamentul electric este, în primul rând, influențat de tipul PV. În practică, literatura indică folosirea numai a sistemelor care includ celule de a-Si și c-Si. Randamentul mai mare al c-Si va conduce la un mai mare randament electric precum și la un mai mare raport electric/termic

al PVT decât în cazul a-Si. Trebuie avut în vedere că tipul PV influențează, de asemenea, randamentul termic al sistemului PVT.

Tripagnanostopoulos și alții [90] prezintă rezultatele măsurătorilor experimentale pentru un sistem PVT răcit cu lichid, unul răcit cu aer, atât cu a-Si cât și cu c-Si. A determinat că, pentru temperatura redusă la zero, pentru PVT răcit cu lichid, eficiența în cazul prototipului cu c-Si a fost de 55% și pentru a-Si de 60%, în timp ce pentru cel răcit cu aer, 38% pentru c-Si și 45% pentru a-Si. Randamentul electric pentru modulele cu c-Si a fost de 12% și pentru a-Si de 6%. Un mai mare câștig termic a fost determinat, pentru a-Si, de Ji și alții [100]. Alte experimente [101] au condus la randamente termice mai mici în cazul a-Si comparativ cu c-Si. Probabil, acest lucru poate fi explicat prin plaja coeficienților de obsorbție determinați pentru a-Si de Affolter și alții [94, 95] și Platz și alții [59], așa cum s-a arătat anterior.

Umbrirea

În cazul panourilor convenționale cu sticlă, marginea acestuia determină o ușoară umbrire a suprafeței de absorbție, lucru ce nu afectează semnificativ randamentul. Totuși, în cazul sistemelor PVT, efectul este mai accentuat datorită faptului că această umbrire, extinsă până la o celulă fotovoltaică, reduce puterea electrică a întregului laminat.

Hendrie [1] a descris a doua generație de sisteme PVT, gata pentru industrializare, dezvoltată cu Spire Corporation și SDA. În aceste sisteme, grosimea spațiului de aer de deasupra schimbătorului de căldură este redus de la 4 cm (tipic) la 1.25 cm. Suplimentar, soluții de proiectare experimentale au fost dezvoltate cu grosimi de 1.9 cm (mai mare datorită diferenței mai mari de temperatură).

Din fericire, pentru panourile fără sticlă, efectul menționat nu apare.

Efectul temperaturii

Eficiența celulelor din siliciu cristalin scade odată cu creșterea temperaturii. Tensiunea în gol și factorul de umplere scad iar curentul de scurtcircuit crește ușor. Efectul combinat este redat de formula :

Coeficientul de temperatură β depinde de materialul fotocelulelor: 0.45%/K pentru c-Si, 0.35%/K pentru CIS (cooper, indium, selenium), 0.25% pentru CdTe și 0.2%/K pentru a-Si [96].

Pentru sistemele PVT fără sticlă, efectul este pur benefic deoarece implică un PV răcit, comparativ cu un PV obișnuit, laminat. Pentru un sistem PVT cu sticlă, efectul temperaturii va fi pozitiv când rezervorul este rece și negativ când acesta este cald. Efectul este, totuși, limitat. În termenii unui avantaj anual, pierderile prin reflexie de 8% la nivelul sticlei de la partea superioară a laminatului sunt, deseori, mai mari decât cele datorate efectului temperaturii [60,40]. Tipic, pentru un sistem cu sticlă folosind celule din siliciu poli-cristalin, efectul temperaturii conduce la o scădere cu 2% a energiei produse anual [103].

2.6 Fiabilitatea

Cu toate că fiabilitatea reprezintă un aspect foarte important în dezvoltarea PVT, literatura oferă puține exemple de analiză privind fiabilitatea. Suplimentar, nu există nici standarde sau ghiduri privind testele de fiabilitate pe care ar trebui să le efectueze producătorii de sisteme PVT. Pentru laminatele PV există standarde relativ la testarea lor (IEC 61215) iar pentru panourile solar termice există standardul EN 12975. Încercările specifice sistemelor PVT nu sunt incluse în standardele amintite. Un ghid pentru testarea PVT, inclusiv aspecte privind fiabilitatea a fost elaborat în cadrul proiectului Catapult [104]. În următorii ani, vor fi elaborate ghiduri noi, ca parte a proiectului IEA, partea 35, pentru sistemele PVT.

Temperatura constantă a fluidului

În cazul unui panou solar termic convențional, stagnarea temperaturii apare, de mai multe ori pe an, pe o durată de câteva ore atunci când capacitatea de stocare este maximă. În aceste situații energia termică nu este evacuată din panou și se ajunge la creșterea temperaturii. Temeperaturile ce se pot atinge, la valori de stagnare, sunt de circa 180-200 0C.

Pentru sistemele PVT fără sticlă, aceste condiții de stagnare nu reprezintă o problemă deoarece temepratura este aceeași ca în cazul modulelor PV prost ventilate. De exemplu, Sudhakar și Sharon [66] au scris despre temepratura de stagnare de 75 0C pentru sistemul lor PVT, fără sticlă.

În cazul modulelor PVT cu sticlă, situația este diferită. Din fericicre, temperatura de stagnare pentru un sistem PVT acoperit este mai mică decât cea a unui panou solar termic uzual

datorită absorbției mai scăzute și faptului că suprafața de absorbție nu este selectivă spectral. Chiar în aceste condiții, temperatura de stagnare este în jur de 130 0C [45], temperatură care este mai mare decât cea întâlnită în laminatele PV uzuale. În aceste condiții de temperatură ridicată, apare deterioarea materialului de încapsulare sau a învelișului de la suprafața frontală.

Affolter și alții [43] indică faptul că EVA devine moale la 70 0C dar se poate crea un elastomer stabil până la 130 0C prin tratare cu aditivi. Pentru temperaturi peste 130 0C autorii arată că EVA își pierde propietățile mecanice și poate deveni maroniu, la expunere UV, reducându-și coeficientul de absorbție. Ei indică, drept o soluție posibilă, revenirea la încapsularea cu silicon, utilizat înainte de 1980. Acest material are o mare rezistență la temperatură, de la -55 0C la 200 0C iar costul a scăzut de-a lungul anilor deși manevrarea este destul de dificilă. Ei sugerează, de asemenea, echiparea sistemelor PVT cu un sistem de control pentru a evita temeperaturile ridicate.

Concluzii privind modulele PVT

Sistemele PVT prototip suferă, deseori, de ”bolile copilăriei” cum ar fi transferul redus de căldură datorat insuficientului contact termic între PV și schimbătorul de căldură. Problema poate fi rezolvată prin aplicarea unui strat de adeziv cu o bună conductivitate termică. Legat de acest aspect se pune problema izolației electrice asigurată de stratul dintre celule și schimbătorul de căldură care trebuie să aibă și o bună conductivitate termică. Mai mult, absorbția trebuie crescută datorită utilizării PV care este optimizat pentru absorbția radiației solare în timp ce izolația termică poate fi ameliorată, de exemplu, prin utilizarea unui strat dublu de sticlă de înaltă transparență. Sticla de înaltă transparență este relevantă, în special, pentru sistemele PVT deoarece îmbunătățește și randamentul electric. Pentru viitor, învelișurile cu selectivitate spectrală pot fi de mare interes pentru sistemele PVT dar sunt necesare eforturi în dezvoltarea materialelor cu astfel de calități. Pentru sistemele PVT cu răcire cu lichid, schimbătoarele cu foaie și tuburi sunt fiabile și cu un bun transfer de căldură iar construcția canalelor plate poate fi substanțial ameliorată pentru evacuarea energiei termice, dovedit fiind că acestv tip de canale sunt realizabile suficient de subțiri. Pentru sistemele PVT răcite cu aer, atenția trebuie îndreptată spre un transfer mai bun de căldură.

O consecință directă a unei bune absorbții combinată cu reducerea pierderilor de căldură este creșterea temperaturii de stagnare. Acest lucru cere eforturi continue pentru găsirea materialelor de încapsulare rezistente la șocul termic.

În final, este foarte important ca testele standard, inclusiv cele de fiabilitate, să asigure evaluarea performanței și a fiabilității sistemelor PVT și elaborarea studiilor comparative între diversele teste. Un ghid pentru efectuarea testelor a fost elaborat, într-o formă inițială, ca parte a proiectului PV-Catapult [104].

II.3 Module BIPV ventilate, cu recuperarea căldurii

3.1 Introducere

Sistemele PVT răcite cu aer sunt de două tipuri. Acestea constau în module PVT propriu-zise, independente sau realizate ca parte constructivă a învelișului unei clădiri prin crearea unui strat de aer între perete și laminatul PV. Majoritatea proiectelor implicând PV răcite cu aer sunt de tipul BIPV (Building Integrated of PhotoVoltaic panels). Sistemele PVT răcite cu aer au fost prezentate anterior, în acest paragraf se vor prezenta sistemele de tip BIPV.

Similar cu sistemele PVT răcite cu aer, în cazul sistemelor BIPVT transferul căldurii către aer este crucial pentru un randament termic bun. Literatura indică diverse valori ale randamentului termic pentru sistemele PVT răcite cu aer, de la 14% la 60%. Aceasta se datorează faptului că transferul de căldură poate fi crescut puternic prin creșterea vitezei aerului. Deoarece viteza este un element critic, cercetările au fost orientate spre măsurarea și modelarea corectă a acestui parametru.

În cazul sistemelor PVT integrate în clădiri circulația aerului în modulul PV se face, deseori, prin convecție naturală.

Un modul PV pentru pereții clădirilor, de utilizare comercială, a fost proiectat în cadrul unui proiect european [105]. Prototipul de 1.4 kWp a constat dintr-un modul PV semi-transparent de tip perete cortină, pe fațada clădirii, pe o înălțime de două etaje. Aerul încălzit din spatele panoului PV circulă vertical prin convecție naturală și, implicit, antrenează aerul în afara clădirii, prin ferestre și ochiuri de aerisire, fenomenul ajutând ventilația clădirii. Spațiul dintre PV și fațada clădirii are o grosime de 700 mm. Shaw și alții [106] arată că, pentru astfel de aplicații, este necesar să se asigure, pe înălțime, un spațiu continuu de cel puțin patru metri

pentru a genera un tiraj suficient.

Bollo și alții [108] au examinat un coș (pentru clădire) solar (lățime 0.4 m) cu diferite configurații. Printre altele, ai au investigat: a) PV pe suprafața frontală și b) sticlă cu emisivitate redusă pe suprafața clădirii și PV în canalul de aer, 0.05 m sub suprafață, în ambele cazuri pentru convecție naturală iar coșul având o înclinare de 370. S-a determinat că, pentru aceste cazuri, în configurația b), o creștere substanțială a temperaturii maxime s-a atins la partea superioară a coșului de aer dar și o scădere a randamentului termic cu 35% datorită transmisivității reduse a sticlei cu emisivitate redusă și temperaturii mari a PV care a tins un maxim de circa 100 0C.

Un modul PV integrat în acoperiș, figura I.12, a fost analizat în cadrul proiectului PV HYPRI.

Au fost examinate două soluții de montare:

a) cu circulația aerului între un înveliș din policarbonat și laminatul PV;

b) cu circulația aerului între laminatul PV fără sticlă și acoperiș.

Fig. I.12 Sistemul PV din cadrul proiectului HYPRI, dezvoltat de Dunlop și alții [165], soluția de montaj .

Pentru această obțiune a fost estimată o importantă descreștere a randamentului electric datorită învelișului suplimentar [109], astfel că s-a preferat soluția b). Pentru aceasta a fost construit un prototip de 1.6 m2 și au fost testate două module laminate: unul standard și unul semi-transparent. Pentru modulul standard, cu un factor de împachetare de 85%, la o radiație de 380 W/m2 a rezultat o viteză a aerului de 0.4 m/s, un randament termic de 25% și unul electric de 11%. Modulul semitransparent, cu un factor de împachetare de 72%, a avut un randament termic de 43% și unul electric de 10% [107]. Sandberg a indicat că, dacă modulul PV acoperă numai o parte a fațadei, locul ideal al PV este la partea inferioară a canalului de aer din cază că acest lucru conduce la o coloană mai înaltă de aer încălzit și, ca urmare, un debit de convecție naturală mai mare.

Tehnici de creștere a transferului de căldură

Mai multe modalități au fost investigate în scopul ameliorării transferului de căldură, precum: Tripanagnostopoulos și alții [91] au experimentat sisteme ventilate cu aer având canale de 15 cm lățime. El a îmbunătățit randamentul prin înserarea unei plase de metal de 1.5 și 4 cm pe suprafața din spate, prin înserarea unor tuburi de metal de 15 cm diametru și prin înserarea unei foi de metal înnegrite la jumătatea înălțimii, de-a lungul canalului de aer. Dacă plasa de metal a avut un efect relativ redus, efectul tuburilor și a foii de metal a fost mai mare. Din cauza costului suplimentar și a căderii de presiune asociate soluției cu plasă și cu tuburi, soluția cu foaie de metal a fost preferată pentru creșterea transferului de căldură. Suplimentar, creșterea rugozității părții din spate a cavității de aer a fost considerată ca o soluție ieftină de creștere ușoară a randamentului termic și electric dar, a fost menționat că, în contrast cu foaia subțire de metal, creșterea rugozității suprafeței din spate nu împiedică un transfer nedorit de căldură către clădire. Tonui și Tripanagnostopoulos [110] au prezentat caracteristicile de randament pentru cazurile cu folie subțire de metal și cu plasă, comparativ cu cazul de referință. Ei au indicat 25% randament pentru cazul de referință, raportat la 28% pentru soluția cu folie de metal și 30% pentru cea cu plasă. Au argumentat că plasa ar fi potrivită pentru zonele cu climat rece în timp ce pentru cele cu climat cald este potrivită soluția cu foaie de metal din cauza unui transfer de căldură redus spre clădire.

3.2 Randamentul electric

Randamentul electric al modulelor PV ventilate este mai bun decât al celor neventilate, datorită scăderii temperaturii de funcționare.

Chow și alții [111] au calculat randamentul electric pentru module BIPV integrate, module PV și PVT ventilate, cu celulel= monocristaline, pentru un hotel din Macao. Au stabilit că randamentul electric cel mai bun este pentru PV ventilate și cel mai redus pentru BIPV dar diferența sunt foarte mici. În timp ce PV ventilate, în experimentările lor, răcite natural și prin efectul vântului în canalul de aer din spatele PV, pentru cazul PVT răcirea se datorează numai tirajului natural, rezultând într-un debit de mai mic cu 40% și o temperatură medie ușor mai mare pentru PVT. Pentru Hong Kong, Ji și alții [112] au ajuns la o concluzie similară.

Un studiu despre convecția forțată în cazul sistemelor PVT a fost efectuat de Kropf [32]. Calculele sale au fost pentru un debit specific de 14-108 m3/m2/h pentru un canal de 6 mm lățime. Pentru 108 m3/m2/h a determinat o creștere a randamentului de circa 10% comparativ cu PV neventilate.

3.3 Fiabilitatea

Nu sunt semnalate probleme privind fiabilitate pentru sistemeel BIPV, ventilate, cu recuperarea căldurii. Deoarece temepratura PV este redusă, comparativ cu sistemele neventilate, durata de viață a sistemelor PV se estimează a fi mai mare.

Un aspect ce trebui notat se referă la faptul că un număr de proiecte demonstrative au suferit de pe urma vandalismului, La biblioteca Mataro, mai multe paouri PV au prezentat crăpături și mai multe afișe au fost lipite de panouri. Cartmell [113] a scris despre module vandalizate la Centrul de Mediu din Brockshill.

3.4 Concluzii privind BIVPT pentru fațade

În cazul BIPVT, vitezele debitului de aer sunt relativ mici iar tirajul și viteza vântului au efecte semnificative. Randamentele termice variază într-o plajă largă, dependente de debit și de proiectarea canalului de aer. Sunt necesare investigații privind metodele eficiente, cu costuri reduse, pentru creșterea transferului de căldură. Randamentul electric este crescut cu circa 10%, comparativ cu PV neventilate.

II.4 Piața și sistemele PVT

4.1 Introducere

Cercetările legate de sistemele PVT sunt destul de sporadice și numai un număr redus de sisteme au fost puse în practică. Produsele care au o cotă de piață în prezent sunt sistemele pentru aplicații individuale, autonome. Sistemele PV ventilate au fost realizate pentru situații specifice și proiecte individuale, deși compania Secco Sistemi a dezvoltat, recent, un sistem standardizat. Sistemele PVT cu concentratoare ca și cele cu sau fără sticlă, răcite cu lichid sunt disponibile comercial dar nu sunt fabricate în cantități semnificative. Au fost întocmite studii de sinteză privind piețele sistemelor PVT, în ultimii ani [102, 114-117]. Numărul acestor studii este relativ redus privitor la potențialul piețelor. Suplimentar, a fost publicat de Battisti și Tripanagnostpoulos [63] un studiu privind potențialul sistemelor pentru industrie. În cele ce urmează se prezintă o sinteză privind potențialul de piață relativ la sistemele PVT răcite cu lichid și cu aer.

4.2 Sisteme PVT cu sticlă, răcite cu lichid

Cel mai mare potențial de piață pentru sistemele PVT răcite cu lichid este reprezentat de aplicațiile pentru apă caldă, posibil în combinare cu încălzirea spațiilor. În prezent, circa 90% din piața sistemelor solare convenționale este reprezentată de aplicațiile casnice, constând din 80% preparare apă caldă și 10% încălzire spații, în mod normal fiind soluții combinate. Deși cele mai multe aplicații sunt cele pentru case individuale, este de așteptat o creștere a proiectelor implementate pentru clădiri comune (blocuri de locuințe, clădiri edilitare). Într-un plan de perspectivă relativ la sistemele PVT [117] sistemele de încălzire a apei pentru piața construcțiilor rezidențiale sunt estimate ca preponderente pentru sistemele PVT cu sticlă, aplicațiile pentru piscine publice, cele pentru consumuri mari de apă caldă (spitale, locuințe pentru oameni în vârstă, campusuri, etc.) sunt estimate ca fiind nișe de dezvoltare.

În prezent, pentru sistemele PVT cu sticlă, există un potențial de ameliorare a unor aspecte legate de temperatura de stagnare (stocare), de sistemele foarte mari la care pierderile prin reflexie sunt importante. Alte aspecte, non-tehnice, cum ar certificarea, integrarea în clădiri, instalarea ușoară sunt la fel de importante ca și cele tehnice și trebuie avute în atenție.

4.3 Sisteme PVT fără sticlă

Piața sistemelor PVT fără sticlă, răcite cu lichid, constă, în primul rând în aplicațiile pentru încălzirea piscinelor. Această piață este relativ redusă în Europa. După un modest vârf în anii 90, piața a scăzut în țări cum sunt Olanda, Austria și Franța în timp ce în Germania și Suedia a fost relativ constantă în ultimii 10 ani [118]. În SUA sau Australia, unde piața piscinelor este mult mai amplă [119], există un potențial important. În final, o piață amplă a sistemelor PVT s-ar putea deschide dacă aceste sisteme s-ar asocia cu pompe de căldură.

4.4 Sisteme PVT răcite cu aer

Modulele de acest tip, disponibile comercial, sunt fără sticlă. Acest lucru se datorează că modulul PV este răcit eficient ceea ce conduce la creșeterea energiei electrice generate și se pot folosi modulele PV convenționale și, ca urmare, se pot achiziționa module PV existente, cu costuri scăzute.

O problemă este utilizarea redusă a sistemelor de încălzire a aerului pe piața rezidențială bazată pe faptul că numai 1% din sisteme sunt răcite cu aer din totalul pieței sistemelor PVT [259]. În viitor, numărul acestora ar putea crește datorită reducerii de energie termică în domeniul rezidențial și al creșterii cererii de sisteme de ventilație cu recuperarea căldurii, permițând astfel integrarea mai ușoară în clădiri existente. În particular, casele pasive, al căror necesar de energie termică constă, în principiu, în aerul încălzit pentru climatizare, pot reprezenta un domeniu de extindere. Clădirile edilitare sunt, de asemenea, de interes pentru aceste sisteme datorită necesarului de aer condiționat.

4.5 Sisteme PV ventilate, pentru fațade, cu recuperarea căldurii

Piața sistemelor PVT de fațadă se va dezvolta rapid datorită creșterii experienței de proiectare, exploatare și integrare pe clădiri, scăderii prețului PV și aplicațiilor cu recuperarea energiei. Potențialul creșterii utilizării acestui tip de module este legat de clădirile edilitare. Punctul forte este faptul că cererea mare de energie poate coincide cu intensitatea solară maximă, pe intervalul orelor de activitate, permițând încălzirea directă. O problemă poate fi în clădirile la care partea de energie solară directă, încălzirea fațadei este în competiție cu sursa de energie pasivă. De asemenea, nivelul temperaturii care poate fi asigurat este scăzut, datorită randamentului redus al PV de fațadă, limitând contribuția termică a acestor sisteme care cer o proiectare optimizată. În proiectul PV-HYBRID-PAS [120], s-a menționat că integrarea sistemelor PVT cu proiectul HVAC este esențială. O provocare constă în utilizarea energiei termice pe durata verii. Ca soluții practice, aspectul poate fi rezolvat prin stocarea energiei, folosirea pentru crearea efectului de tiraj în clădirile ventilate sau folosirea pentru preîncălzirea aerului folosit la instalațiile de răcire solare.

4.6 Concluzii

Sisteme PVT răcite cu lichid:

pentru modulele PVT cu sticlă, răcite cu lichid, problema temperaturii de stagnare este importantă și trebuie rezolvată; există mai multe posibilități cum ar fi o metodă alternativă de încapsulare (de exemplu, cu silicon) sau utilizarea unei protecții active împotriva supraîncălzirii;

randamentul termic trebuie ameliorat; aceasta se poate face prin îmbunătățirea absorbției sistemului PVT și reducerea pierderilor termice folosind selectivitatea spectrală sau izolarea mai bună, de exemplu prin dubla acoperire a sticlei de mare transparență;

este necesară a mai mare experiență practică în asocierea sistemelor PVT fără sticlă cu pompe de căldură, această combinație fiind extrem de promițătoare.

Sisteme PVT răcite cu aer:

pentru sistemele PVT cu sticlă, problemele sunt similare cu cele răcite cu lichid, relativ la rezistența la temperatura de stagnare a materialului încapsulant și la randamentul termic; modulele fără sticlă, care nu sunt afectate prea mult de temperatura de stagnare au avantajul abilității utilizării modulelor PV laminate obișnuite; acest avantaj ar putea să dispară dacă se utilizează module PVT speciale, cu randament termic ridicat.

în cazul sistemelor PVT fără sticlă, răcite cu aer, optimizarea transferului de căldură către aerul de la intrare este esențială;

dezvoltarea soluțiilor standardizate pentru integrarea modulelor, posibilitatea combinării lor cu alte sisteme, mai ales în clădiri comerciale încălzite cu aer, este foarte importantă;

proiectarea trebuie să aibă în vedere utilizarea cea mai bună a energiei termice produsă de sistemele PVT ventilate;

analize mai detaliate sunt necesare privind evaluarea avantajelor ce se pot obține prin folosirea efectului de tiraj natural pe fațade în scopul climatizării pe durata sezonului cald;

cercetări suplimentare sunt necesare privind accelerarea transferului de căldură de la modulele PV la aerul de răcire; tehnicile trebuie să fie ieftine și ușor de aplicat folosind module PV convenționale.

Având în vedere stadiul actual în domeniu, concluzia cea mai importantă este că nu se cunoaște suficient de bine randamentul sistemelor PVT, durata de viață și fiabilitatea acestora, urmare a lipsei testelor și a monitorizării pe termen lung. Este foarte important ca astfel de proiecte să fie finalizate pentru a genera experiența necesară pentru dezvoltarea standardelor privind fiabilitatea și măsurarea performanței ca și pentru creșterea încrederii utilizatorilor.

În final, trebuie subliniat că sunt importante nu numai aspectele tehnice dar și alte aspecte generale cum sunt certificarea, finanțarea, structurile suplimentare implicate, instruirea și măsurile de siguranță, integrarea (algoritmi de proiectare, aspecte estetice), asocieri standardizate între sistemele PVT și cele PV sau PT. O mare parte din activitatea viitoare este în sarcina producătorilor, instalatorilor și celor care elaborează politici în domeniu. Sectorul construcțiilor are un rol important în integrarea pe scară largă a sistemelor PVT, în special în cazul noilor construcții sau a celor care sunt reparate și/sau renovate.

O trecere în revistă a diverselor aspecte, a barierelor și a factorilor de decizie care acționează în piață este făcută în [117] ca parte a unui proiectului PV-Catapult, finanțat de UE.

CAPITOLUL III

Cercetări experimentale privind creșterea eficienței panourilor fotovoltaice hibride răcite cu aer,

fără recuperarea căldurii

III.1. Sistem experimental PVT ventilate, fără recuperarea căldurii

Una dintre noile direcții de cercetare, considerată de mare actualitate, se referă la creșterea eficienței de conversie energetică a panourilor fotovoltaice. Bazându-se pe efectul fotovoltaic, celulele fotovoltaice convertesc radiația solară în energie electrică; problema care se ridică a fi studiată fiind aceea de maximizare a puterii și, implicit, a energiei debitate de celulele fotovoltaice. Această maximizare se poate face prin îmbunătățirea parametrilor electrici ai celulelor fotovoltaice, în special prin reducerea temperaturii de funcționare a acestora. În acest sens, în cadrul proiectului, a fost dezvoltat un stand experimental care să permită efectuarea măsurătorilor practice, prin monitorizarea principalilor parametrii electrici și ai temperaturii a două panouri fotovoltaice identice, dar cu regimuri termice de funcționare diferite. Principalele părți componente ale standului experimental sunt: sistemul de orientare dublu axial, sistemul de panouri fotovoltaice pe care s-au efectuat măsurătorile, sistemul de răcire, respectiv sistemul de achiziții date.

Sistemul de orientare dublu axial, cu orientare astronomică, a fost poziționat în momentul măsurătorilor în plan orizontal, lângă laboratorul LACARP din Departamentul de Energetică, coordonatele amplasamentului fiind 499’10.1” N, 2735’34.9” E, altitudine 97 m, traseul soarelui pe durata unui an, având în vedere locația de amplasare a sistemului, fiind prezentat în figura II.1.

Analiza potențialului energetic solar a fost realizată utilizând studii de potențial energetic existente pe site-uri recunoscute și recomandate de Comisia Europeană, nivelul potențialului energetic solar în zona de interes fiind dată de valoarea radiației globale pe plan orizontal, de aprox. 3.57 kWh/m2/zi.

Fig. II.1 Traseul soarelui pe durata unui an pentru locația analizată.

Panourile fotovoltaice pe care s-au efectuat măsurătorile sunt două panouri identice cu celule policristaline (model AFP 60-225), având următoarele caracteristici tehnice: putere maximă: 241.2 W, tensiune de mers în gol: 37.9 V, curent de scurtcircuit: 8.684 A, tensiunea la MPP: 29.7 V, curentul la MPP: 8.121 A, tensiunea maximă izolație: 1000 V.

Sistemul de răcire forțată prin convecție (vezi figura II.2) este compus din:

incinta de răcire realizată dintr-o placă policarbonat (4 mm) montată etanș pe partea din spate a unuia dintre panourile fotovoltaice;

6 ventilatoare de putere 0.9 W, tensiune 12 Vcc, debit aer 7.7 CFM (~0.23 m3), nivel zgomot 27 dB. Aplicația practică urmărește creșterea eficienței panourilor fotovoltaice prin reducerea temperaturii de funcționare a unui panou fotovoltaic. Dintre cele 6 ventilatoare, 3 ventilatoare aspiră aerul și 3 îl refulează după ce a fost recirculat prin incinta dintre panou și placa de policarbonat. Ventilatoarele sunt conectate în trei grupe în paralel, fiecare grupă fiind formată din două ventilatoare în serie. Alimentarea se face direct din panoul fotovoltaic prin intermediul unor cleme de legătură.

Conductoare și cleme de legătură: cu ajutorul cărora s-a realizat legătura între cele șase ventilatoare, alimentarea acestor ventilatoare fiind făcută direct de la bornele panoului fotovoltaic;

Fig. II.2 Incinta de răcire echipată cu ventilatoare Sunon 95×95×12 mm.

Sistem de achiziții de date, compus din senzori, modulul de achiziții National Instruments USB 6008 și aplicația software de achiziție și stocare a datelor. Datele au fost colectate cu ajutorul modulului de achiziție date, interfața dintre modulul de achiziție și sistemul de calcul realizându-se prin intermediul unei aplicații software dezvoltată în mediul de programare LabView.

Fig. II.3 Modulul de achiziții de date model NI USB-6008.

Modulul a fost testat și este în conformitate cu cerințele de reglementare și limitele de compatibilitate electromagnetică. Aceste cerințe și limite sunt concepute pentru a oferi o protecție rezonabilă împotriva interferențelor dăunătoare atunci când produsul este utilizat în mediul său operațional electromagnetic.

Modulul NI USB-6008 prezintă următoarele specificații tehnice:

opt intrări analogice (miltiplexate) cu rezoluții ale conversiei de 12 – 14 biți;

două ieșiri analogice (DAC) pe rezoluție de maxim 12 biți, temporizat soft;

12 linii digitale TTLCMOS;

1 contor pe 32 biți, frecvență maximă: 5 MHz;

posibilitate de trigererare digitală a evenimentelor;

alimentare din bus-ul USB.

Tabelul II.1 Caracteristici tehnice NI USB-6008

În figura de mai jos este prezentată schema bloc internă și componentele funcționale ale modulului de achiziții NI USB-6008.

Fig. II.4 Schema bloc NI USB-6008.

Din punctul de vedere al intrărilor analogice, modulul de achiziție NI USB 6008 pune la dispoziție utilizatorului mai multe moduri de configurare a acestora:

nonreferenced single-ended (NRSE) – 8 canale;

referenced single-ended (RSE) – 8 canale;

differential (DIFF) – 4 canale.

Tabelul de mai jos prezintă detaliat modurile de funcționare ale canalelor analogice.

Tabelul II.2 Moduri de configurare a canalelor analogice pentru NI USB-6008.

Modurile de intrare sunt programabile pe canal pentru o achiziție multimode. De exemplu sistemul poate fi configurat pentru o achiziție pe 6 canale, din care 2 canale DIFF și 4 canale RSE. Tipul canalelor se va alege desigur în funcție de necesitățile sistemului. In marea majoritate a aplicațiilor, canalele de intrare analogice vor fi utilizate in modul RSE (referenced single-ended). In acest caz semnalul sau semnalele analogice care trebuie achiziționate se vor conecta la pinii AI0 – AI7, iar referința semnalului eșantionat la pinul de GND. În figura II.5 este prezentată structura circuitului de intrare analogică al NI USB-6008.

Fig. II.5 Structura circuitului de intrarea analogic.

Principalele elemente componente prezentate în structura internă a circuitului analogic de intrare al NI USB-6008 sunt:

MUX- multiplexorul echipat cu un convertor digital-analogic (DAC);

PGA – amplificatorul oferă rate de amplificare de 2, 4, 5, 8, 10, 16, sau 20 atunci când este configurat pentru măsurători diferențiale și de 1 atunci când este configurat pentru modul RSE. Amplificarea PGA este calculată automat în funcție de gama de tensiune selectată în cadrul măsurătorii;

Convertor analogic-digital (ADC) afișează semnalul AI prin conversia analogică a tensiunii în cod digital;

AI FIFO poate efectua una sau mai multe conversii analog-digitale cu un număr fix sau infinit de rate.

În figura II.6 este reprezentat modul (recomandat) de racordare al intrărilor analogice pentru sursele de semnal variabil și pentru sursele de semnal cu referință la GND. Câteva exemple de surse de semnal variabil sunt tensiunile în semnal continuu sau alternativ, termocupluri, dispozitivele de izolare optică și amplificatoare de izolare. Un instrument sau dispozitiv care are o ieșire izolată este o sursă de semnal variabil.

Fig. II.6 Intrări analogice pentru o sursă de semnal variabil.

NI USB-6008 are două canale de ieșire analogice independente, care pot genera o tensiune între 0 și 5 V. Toate actualizările de canale de ieșire analogice sunt realizate cu software-ul temporizat, GND fiind semnalul de la masă pentru canalele de ieșire analogice. Principal bloc prezent în cadrul circuitelor de ieșire analogică este convertorul digital-analogic (DAC), care convertește codurile digitale în semnale analogice. Există un DAC pentru fiecare linie de ieșire analogică.

Fig. II.7 Circuit de ieșire analogic.

Valorile tensiunilor măsurate au fost preluate prin intermediul unui divizor rezistiv format din 4 rezistențe, necesitatea divizorului se explică prin nevoia obținerii unei tensiuni în limitele de ± 10 V la intrarea în modulul de achiziție. Temperatura s-a măsurat utilizând un senzor LM335 polarizat printr-o rezistenta de la sursa de 5V a plăcii de achiziție. Curentul

generat de panoul solar este determinat prin măsurarea tensiunii cu ajutorul a două șunturi de 1,35V/5A, cei trei senzori folosiți fiind prezentați în figura II.8.

Fig. II.8 Senzorii utilizați pentru achiziția datelor.

Dezvoltarea aplicației software s-a realizat in mediul de programare grafică LabVIEW, algoritmul matematic și soft-ul corespunzător achiziției de date fac posibilă colectarea datelor și stocarea lor într-un fișier format *.xls cu un pas de achiziție de 15 secunde.

Fereastra principală a programului (figura II.9) reprezintă interfața grafică cu utilizatorul în care sunt afișate în timp real evoluția datele colectate de la cele două panouri, respectiv data și ora înregistrărilor. În figura II.9 este reprezentată interfața softului din programul LabVIEW în care se observă cele 6 canale de achiziții de date, fiecărui canal corespunzându-i câte o tensiune achiziționată de la senzorii de tensiune, curent, respectiv de la senzorii de temperatură.

Figura II.10 prezintă schema bloc a aplicației software unde se observă că toate semnalele sunt achiziționate de către dispozitivul DAQ, aceste semnale fiind ulterior prelucrate și salvate într-un fișier DATA.xls.

Fig. II.10 Schema bloc a aplicației software.

Schema bloc reprezintă diagrama în care este descris algoritmul programului după care aplicația va realiza calculele necesare prelucrării informației, principalele elemente ale schemei bloc fiind prezentate în continuare.

Blocul “DAQ Assistent” – asigură achiziția datelor pe cele 8 canale, în figura următoare observându-se rezultatele măsurătorilor pe cele 8 canale, valorile tensiunilor măsurate fiind setate în intervalul 10 V și -10 V.

Blocul “Split Signals” – preia valoarea măsurată, canalul de pe care se face colectarea datelor și stabilește ordinea in care sunt efectuate măsurătorile.

Blocul “Build Array” – aranjează datele colectate de la cele 6 canale într-o matrice.

Blocul „Array To Spreadsheet String Function” – convertește o matrice de orice dimensiuni la o formă de șiruri care conțin coloane separate. Totodată se poate seta și proprietățile șirurilor.

Blocul “Get Date/Time String Function” – transformă o valoare numeric a timpului la o dată de timp configurată pentru calculator. Totodată oferă posibilitatea setării intervalului de timp la care se fac măsurătorile.

Blocul “Concatenate Strings Function” – concatenează șiruri de caractere de intrare într-un șir de ieșiri.

Blocul”Open, Create and Replace File”- deschide, creează și înlocuiește un document. Oferă posibilitatea de alegere a tipului de document (.txt sau .xls).

Blocul”Write File” – scrie date într-un fișier nou, adaugă date într-un fișier deja existent sau înlocuiește conținutul unui fișier.

Pentru validarea măsurătorilor efectuate cu sistemul de achiziții, măsurătorile au fost realizate în același timp folosind atât modul de achiziții de date (National Instruments DAQ 6008), cât și tester-ul pentru panouri fotovoltaice HT I-V 400. Acest aparat a fost conceput în conformitate cu directivele IEC/EN61010-1 pentru efectuarea tuturor testelor privind caracteristica curent-tensiune a panourilor fotovoltaice. Acest aparat permite efectuarea tuturor testelor caracteristice curbei curent-tensiune pe un singur panou sau pe șiruri complete de instalații fotovoltaice, în scopul de a verifica parametrii de referință furnizați de către producător. De asemenea, valorile instantanee ale iradiației și temperaturii la nivelul panoului au fost înregistrate cu ajutorul tester-ului HT I-V 400.

Aparatul poate efectua următoarele teste:

măsurarea tensiunii de ieșire a panoului de pana la 1000 V c.c.;

măsurarea curentului de ieșire a panoului de pana la 10 A c.c.;

măsurarea temperaturii panoului fotovoltaic;

măsurarea iradiației solare [W/m2] prin folosirea celulei de referință;

măsurarea puterii maxime de ieșire a curentului continuu a panoului fotovoltaic;

evaluarea unghiului incident al trackeru-lui pe care sunt așezate panourile;

afișarea numerică și grafică a rezultatului curbei I-V;

compararea rezultatelor cu condițiile standard și afișarea unui raspuns final “OK/NO”

măsurarea rezistenței panoului;

are o baza de date internă personalizabilă pentru definirea pana la 30 de module fotovoltaice;

are memorie interna pentru salvarea rezultatelor testelor;

interfața Optical/USB pentru conectarea la PC.

În tabelul II.3 sunt definiți parametrii care pot fi setați, domeniul de variație, rezoluția precum și condiția de validitate.

Tabelul II.3 Parametrii care pot fi setați pentru un panou fotovoltaic

II.2. Analiza și interpretarea rezultatelor experimentale

Valorile medii ale randamentelor panourilor fotovoltaice se situează în jurul valorii de 15%, indicând faptul că doar o mică parte din radiația solară incidentă panourilor fotovoltaice este convertită în energie electrică, restul fiind reflectată sau/și convertită și disipată sub formă de căldură. Din acest motiv temperatura celulelor fotovoltaice este întotdeauna mai mare decât a mediului ambiant, creșterea eficienței de conversie putând fi asigurată prin răcirea celulelor fotovoltaice. Cu cât temperatura este mai mică, cu atât celula este mai eficientă. Fiecare grad de încălzire a celulei determină o pierdere a randamentului de conversie. În mod empiric, s-a constatat că puterea generată de celulele cu siliciu crește cu reducerea temperaturii, creșterea fiind de ordinul a 0.4÷0.5 % / oC.

Măsurătorile efectuate pe standul experimental au debutat în lunile iunie-iulie, valorile măsurătorilor fiind folosite pentru calibrarea senzorilor și a sistemului de achiziții de date. Ulterior, pentru perioada 25 august – 2 septembrie 2014, au fost efectuate măsurători ale valorilor tensiunilor și curenților pentru cele două panouri fotovoltaice, precum și ale temperaturilor acestora, valorile fiind stocare într-un fișier DATA.xls, structura datelor recalculate la interval de 15 minunte fiind prezentată în Anexă.

Astfel, pentru validarea măsurătorilor realizate cu sistemul de achiziții de date bazat pe modulul NI USB-6008, în perioada iunie-iulie 2014 s-au efectuate măsurători ale tensiunii, curentului, temperaturii și radiație incidente panourilor fotovoltaice, măsurători care au fost comparate cu cele înregistrate de tester-ul HT I-V 400. De asemenea, a fost trasată caracteristica tensiune-curent a panoului AFP 60 prin utilizarea măsurătorile realizate pe o sarcină rezistivă variabilă pentru care s-au obținut diferite valori ale tensiunii și curentului, valori indicate în Tabelul II.4 și reprezentate grafic în figura II.12.

Tabelul II.4. Valorile tensiunii si curentului pentru diferite valori ale radiație solare

Valorile mărimilor măsurate cu tester-ul HT I-V 400 sunt prezentate în Tabelul II.5, iar caracteristicile curent-tensiune, respectiv putere-tensiune, sunt reprezentate grafic în condițiile de operare (OPC), respectiv în Standard Test Condition (STC: 25oC, 1000 W/m2).

Tabelul II.5. Valorile măsurătorilor realizate cu HT 400 IV

De asemenea, seturile măsurătorilor tensiunilor, curenților și temperaturilor măsurate cu ajutorul sistemului de achiziții de date, au fost validate cu ajutorul măsurătorilor ridicate cu tester-ul HT I-V 400. După cum se poate observă în figura II.12, caracteristica tensiune-curent în STC corespunde cu cea furnizată de către producător, ceea ce indică funcționarea în parametrii normali ai panoului fotovoltaic.

a)

b)

\

Fig. II.12 Caracteristica curent-tensiune a panoului AFP 60 trasată folosind sistemul de achiziții NI USB-6008 (a), respectiv tester-ul HT I-V 400 (b).

Pentru perioada 25 august – 2 septembrie 2014, valorile măsurate de sistemul de achiziții au fost memorate într-un fișier DATA.xls, studiul privind creșterea eficienței de conversie a panourilor fotovoltaice în funcție de temperatură implică analiza seriilor de timp memorate, precum și a celor derivate din acestea. Astfel, prima serie de timp analizată este aceea a evoluției tensiunilor pentru perioada 30 august – 2 septembrie 2014, prezentată în figura II.13.

După cum se observă, valorile tensiunilor celor două panouri (cel răcit, reprezentată cu linie punctată albastră, și cel nerăcit, reprezentată cu linie continuă roșie) au valori apropiate,

astfel un volum redus de informații poate fi extras din aceste serii de timp. Din diferențiala de ordin I se pot stabili momentele caracterizate de variații mari de tensiune, aceste momente delimitând momentele de răsărit (ora 6:30) și apus (ora 19:30) ale soarelui.

Fig. II.14 Evoluția în timp a diferențialei tensiunilor.

Evoluția temperaturilor pe cele două panouri fotovoltaice pentru perioada de analiză este prezentată în figura II.15. Se observă încălzirea diferită a celor două panouri, astfel panoul nerăcit (reprezentat cu linie continuă roșie) atinge o temperatură maximă de 47.5C, în timp ce panoul răcit (reprezentat cu linie punctată albastră) atinge o temperatură maximă de 42.5C.

Variațiile maxime de temperatură se ating în momentele în care panourile sunt iluminate direct de către soare, începând cu ora 11:30 și până la ora 16:30. Aceste intervale se observă și din seria de timp a diferențialei de ordin I a seriei temperaturii, valorile maxime și minime ale acestei serii fiind înregistrate la aceste ore.

Fig. II.16 Variația în timp a diferențialei de ordin I a seriei temperaturilor.

Evoluția în timp a diferenței de temperatură dintre cele două panouri fotovoltaice este reprezentată grafic în figura II.17, valorile maxime ale T atingând valoarea de 13 C.

Pentru a compara performanța celor două panouri, s-au calculat valorile puterilor debitate de către acestea, evoluția puterilor pentru perioada de analiză fiind prezentată în figura II.18.

Fig. II.18 Evoluția în timp a puterilor celor două panouri (- – PV răcit, PV nerăcit)

Se observă o diferență semnificativă între valorile puterilor generate de cele două panouri, cel cu incintă de răcire (reprezentat cu linie întreruptă albastră) furnizând o putere medie de 71.68 W, în timp ce panoul nerăcit (reprezentat cu linie continua roșie) furnizează o putere medie de 54.27 W. Evoluția în timp a diferenței dintre valorile puterilor generate de cele două panouri fotovoltaice este reprezentată în figura II.19.

Valorile puterilor integrate în timp indică producția de energie a cele două panouri, panoul nerăcit furnizând o valoare medie de aprox. 5,5236 kWh, echivalentul a 1,38 kwh/zi, iar panoul răcit asigurând o cantitate de energie de aprox. 7,2885 kWh, echivalentul a 1,82 kWh/zi (vezi figura II.20).

Fig. II.20 Evoluția în timp a producțiilor de energie a celor două panouri.

Diferența de putere integrată în timp furnizează diferența dintre valorile energiilor generate de către cele două panouri (vezi figura II.21), panoul răcit asigurând o cantitate suplimentară de energie de aprox. 441Wh/zi mai mult decât panoul nerăcit, deci o majorare a energiei produse cu 32%.

Analiza statistică a variabilelor variație de putere, respectiv variației de temperatură, s-a efectuat pentru perioada de analiză a datelor, în intervalul 11:30 – 16:30, înregistrându-se o corelație pozitivă a datelor, precum și o regresie liniară a acestora.

Var1: N = 70; Mean = 3,9491; StdDv = 1,3877; Max = 7,4978; Min = 0,9281

Var2: N = 70; Mean = 42,7585; StdDv = 6,0936; Max = 56,6117; Min = 29,0332

Var1:Var2: r2 = 0,0000; r = 0,0019; p = 0,9878; y = 42,7263 + 0,0082*x

Concluzii:

Referințe bibliografice

Hendrie SD. Photovoltaic/thermal collector development program—final report. Report, MIT, 1982.

Wolf M. Performance analysies of combined heating and photovoltaic power systems for residences. Energy Convers 1976;16:79–90.

Evans DL, Facinelli WA, Otterbein RT. Combined photovoltaic/thermal system studies. Report ASU ERC-T-78017, 1978.

Florschuetz LW. Extension of the Hottel–Whillier model to the analysis of combined photovoltaic/thermal flat plate collectors. In: Sharing the Sun joint conference, ISES, Winnipeg, 1976.

Florschuetz LW. Extension of the Hottel–Whillier model to the analysis of combined photovoltaic/thermal flat plate collectors. Sol Energy 1979;22:361–6.

Suzuki A, Kitamura S. Combined photovoltaic and thermal hybrid collector. Japan J Phys 1979;19(2): 79–83.

Nakata Y, Kobe T, Shibuya N, Machida T, Takemoto T, Tsuji T. A 30kWp concentrating photovoltaic/ thermal hybrid system application. IEEE PSC, San Diego, 1982.

Karl H. Photovoltaischer Hybridkollektor. In: Fourth international congress laser, 79 opto-electronics, Munchen, 1979

Gibart C. Study of and tests on a hybrid photovoltaic-thermal collector using concentrated sunlight. Sol Cells 1981;4:71–89.

Buffet Ph. Hybrid thermal and photovoltaic concentration collector. EC Contractors meeting, Brussels, 1982.

Krauter S, Araujo G, Schroer S, Hanitsch R, Salhi MJ, Triebel C, et al. Combined photovoltaic and solar thermal systems for fac-ade integration and building insulation. Sol Energy 1999;67(4–6):239–48.

Krauter S, Salhi MJ, Schroer S, Hanitsch R. New fac-ade system consisting of combined photovoltaic and solar thermal generators with building insulation. In: Seventh IBPSA, Rio de Janeiro, Brazil, 2001.

Thomas HP, Hayter SJ, Martin RL, Pierce LK. PV and PV/hybrid products for buildings. In: 16th EPSEC, Glasgow, 2000.

SDA. The hybrid Photovoltaic/thermal collector—final technical report (2004). Report, 2004.

Bosanac M, Soerensen B, Katic I, Soerensen H, Nielsen B, Badran J. Photovoltaic/thermal solar collectors and their potential in Denmark. Report EFP Project 1713/00-0014, 2003.

PVT Roadmap—a European guide for the development and market introduction of PV-Thermal technology. Zondag, HA, Bakker M, Helden WGJ, editors. Report EU-Project PV-Catapult /www.pvtforum.orgS, 2005.

Boer KW, Tamm G. Solar conversion under consideration of energy and entropy. Sol Energy 2003;74:525–8.

Malik MAS. In: Sayigh AAM, editor. Solar one; from solar energy applications in buildings. New York: Academic Press; 1979.

Hendrie SD, Raghuraman P. A comparison of theory and experiment for photovoltaic/thermal collector performance. In: 14th IEEE, San Diego, 1980.

Younger PR, Kreisman WS, Nowlan MJ, Solomon JS, Strong SJ. Combination photovolaic/thermal solar collectors for residential applications. In: 15th IEEE, Orlando, 1981.

Raghuraman P. Analytical predictions of liquid and air photovoltaic/thermal, flat-plate collector performance. J Sol Energy Eng 1981;103:291–8.

Elazari A. Multi solar system: solar multimodule for electrical and hot water supply for residentially building. In: 2nd WCPEC, Vienna, Austria; 1998.

Bhargava AK, Garg HP, Agarwal RK. Study of a hybrid solar system—solar air heater combined with solar cells. Energy Convers Manage 1991;31(5):471–9.

Garg HP, Agarwal RK, Bhargava AK. The effect of plane booster reflectors on the performance of a solar air heater with solar cells suitable for a solar dryer. Energy Convers Manage 1991;6:543–54.

Garg HP, Adhikari RS. Conventional photovoltaic/thermal (PV/T) air heating collectors: steady state simulation. Renew Energy 1997;11(3):363–85.

Garg HP, Adhikari RS. Transient simulation of conventional hybrid photovoltaic/thermal (PV/T) air heating collectors. Int J Energy Res 1998;22:547–62.

Garg HP, Adhikari RS. System performance studies on a photovoltaic/thermal (PV/T) air heating collector. Renew Energy 1999;16:725–30.

Tiwari A, Sodha MS. Parametric study of various configurations of hybrid PV/thermal air collector: Experimental validation of theoretical model. Sol Energy Mater Sol Cells 2007;91:17–28.

Prakash J. Transient analysis of a photovoltaic-thermal solar collector for co-generation of electricity and hot air/water. Energy Convers Manage 1994;35(11):967–72.

Posnansky M, Szacsvay T, Du¨ tsch B, Stucki B. SunslatesTM—a novel PV-roofing and fac-ade system, key to the large scale utilization of solar energy. In: 14th EPSEC, Barcelona, 1997.

Martin S, Wouters P, l’Heureux D. Detailed technical report on BBRI hybrid PV-tile roof experiments. PV-Hybrid-PAS annex report 4, 1998.

Kropf S. PV/T Schiefer, Optimierung der Energieeffizienz von Geba¨uden durch gegenseitige Erga¨nzung von Simulation und Messung am Beispiel der Hinterlu¨ ftung geba¨ udeintegrierter Photovoltaik. PhD report, ETH Zurich, 2003.

Kropf S, Moser A, Zweifel G. Useful waste heat of ventilated PV-modules: physical modelling and validation results. In: Eighth IBPSA, Eindhoven, 2003.

Pedersen PV. Cost-effective building integrated PV-systems with combined electricity and heat production. In: ISES Eurosun, Copenhagen, 2000.

Jensen SO. Results from measurements on the PV-VENT systems at Lundebjerg. Report DTI, 2001.

Jensen SO. Results from measurements on the PV-VENT systems at Sundevedsgade/Toendergade. Report DTI, 2001.

Takashima T, Tanaka T, Doi T, Kamoshida J. New proposal for photovoltaic-thermal solar energy utilization method. Sol Energy 1994;52(3):241–5.

Nagano K, Mochida T, Shimakura K, Murashita M. Performance of hybrid wallboards united with PV cells. In: ISES Solar World Congress, Adelaide, 2001.

Nagano K, Mochida T, Shimakura K, Murashita M, Takeda S. Development of thermal-photovoltaic hybrid exterior wallboards incorporating PV cells in and their winter performances. SEMS 2003;77:265–82.

De Vries DW. Design of a photovoltaic/thermal combi-panel. PhD report, EUT, 1998.

Sandnes B, Rekstad J. A photovoltaic/thermal (PV/T) collector with a polymer absorber plate. Experimental study and analytical model. Sol Energy 2002;72(1):63–73.

Komp R. Practical photovoltaics—electricity from solar cells, 3rd ed. revised. Ann Arbor: Aatec Publications; 2002.

New generation of hybrid solar PV/T collectors—feasibility study (phase 1). Report DIS 56360/16868, 1997.

Chow TT, He W, Ji J. Hybrid photovoltaic-thermosyphon water heating system for residential application. Sol Energy 2006;80(3):298–306.

Zondag HA, Van Helden WGJ. Stagnation temperature in PVT collectors. In: PV in Europe, Rome, 2002.

Meir MG, Rekstad JB, Lřvvik OM. A study of a polymer-based radiative cooling system. Sol Energy 2002;73(6):403–17.

Lenox C, Ansley J, Torres A. PV BONUS Two: PowerRoof 2000—final report. Report Powerlight, 2003.

Zondag HA, De Vries DW, Van Helden WGJ, Van Zolingen RJC, Van Steenhoven AA. The thermal and electrical yield of a PV-Thermal collector. Sol Energy 2002;72(2):113–28.

Furbo S, Jivan Shah L. Thermal advantages for solar heating systems with a glass cover with antireflection surfaces. Sol Energy 2003;74:513–23.

Furbo S, Jivan Shah L, Overvad Jensen L, Larsen E, Olsson G. Advantages by utilizing antireflection treated glass covers for PV modules. In: ISES Eurosun, Freiburg, 2004.

Peuser FA, Remmers KH, Schnauss M. Solar thermal systems. Berlin: Solarpraxis; 2002.

Sandnes B, Rekstad J. A photovoltaic/thermal (PV/T) collector with a polymer absorber plate. Experimental study and analytical model. In: ISES Eurosun, Copenhagen, 2000.

Ko¨ hl M, Jorgensen G, Brunold S, Carlsson B, Heck M, Mo¨ ller K. Durability of polymeric glazing materials for solar applications. Sol Energy 2005;79:618–23.

Raman R, Mantell S, Davidson J, Wu C, Jorgensen G. A review of polymer materials for solar water heating systems. J Sol Energy Eng 2000;122:92–100.

Santbergen R, Van Zolingen RJC. Modelling the thermal absorption factor of photovoltaic/thermal combipanels. Grenoble: Heat SET; 2005.

Santbergen R, van Zolingen RJC. An optical model for the absorption factor of textured crystalline silicon PV cells. In: 21st EPSEC, Dresden, 2006.

Affolter P, Haller A, Ruoss D, Toggweiler P. A new generation of hybrid solar collectors—Absorption and high temperature behaviour evaluation of amorphous modules. 16th EPSEC Glasgow, 2000.

Platz R, Fischer D, Zufferey MA, Anna Selvan JA, Haller A, Shah A. Hybrid collectors using thin-film technology. In: 26th PVSC Anaheim, CA, 1997.

Cox CH, Raghuraman P. Design considerations for flat-plate photovoltaic/thermal collectors. Sol Energy 1985;35(3):227–41.

Lalovic B, Kiss Z, Weakliem H. A hybrid amorphous silicon photovoltaic and thermal solar collector. Sol Cells 1986;19:131–8.

Hayakashi B, Muzusaki K, Satoh T, Hatanaka T. Research and development of photovoltaic/thermal hybrid solar power generation system. In: ISES Solar World Congress, Kobe, 1989.

Hendrie SD, Raghuraman P, Cox CH. Liquid photovolaic/thermal collectors for residential applications. In: 15th IEEE, Orlando, 1981.

Loferski JJ, Case C, Doodlesack G, Roessler B, Dobbins R, Russell T et al. Design and construction of a hybrid Photovoltaic (3 kWp)-thermal solar energy system for a residential/commercial building. In: 16th IEEE, San Diego, 1982.

Sudhakar SV, Sharon M. Fabrication and performance evaluation of a photovoltaic/thermal hybrid system. SESI J 1994;4(1):1–7.

Gibbons CJ, Murphy D. Determination of the influence of encapsulation methods on the magnitude of thermal interfacial resistances in photovoltaic modules. In: ISES Eurosun, Freiburg, 2004.

Lalovic B, Pavlovic T, Kiss Z, van Dine J. The application of hybrid a-Si:H PV and thermal collectors for different usages. In: Eighth EPSEC, 1988.

Van der Vleuten P. Thin film silicon solar cells on insulated metal surfaces. In: 19th EPSEC, Paris, 2004.

Huang BJ, Lin TH, Hung WC, Sun FS. Solar photo-voltaic/thermal co-generation collector. In: ISES Solar World Congress, Jerusalem, 1999.

Huang BJ, Lin TH, Hung WC, Sun FS. Performance evaluation of solar photovoltaic/thermal systems. Sol Energy 2001;70(5):443–8.

Tiwari A, Sodha MS. Performance evaluation of solar PV/T system: an experimental validation. Sol Energy 2006;80:751–9.

He W, Chow TT, Ji J, Lu JP, Pei G, Chan L. Hybrid photovoltaic and thermal solar-collector designed for natural circulation of water. Appl Energy 2006;83:199–210.

Zondag HA, De Vries DW, Van Helden WGJ, Van Zolingen RJC, Van Steenhoven AA. The yield of different combined PV-thermal collector designs. Sol Energy 2003;74:253–69.

Ji J, Han J, Chow TT, Han C, Lu J, He W. Effect of flow channel dimensions on the performance of a boxframe photovoltaic/thermal collector. Proc Inst Mech Eng, Part A—J Power Energy 2006;220:681–8.

Charalambous PG, Kalogirou SA, Maidment G, Karayiannis TG. Photovoltaic thermal (PV/T) collectors: a review. Cyprus: HPC; 2004.

Charalambous PG, Maidment G, Kalogirou SA, Yiakoumetti K. Photovoltaic thermal (PV/T) collectors: a review. Appl Thermal Eng 2007;27:275–86.

Bakker M, Zondag HA, Van Helden WGJ. Design of a dual flow photovoltaic/thermal combi panel. In: PV in Europe, Rome, 2002.

Eicker U. Solar technologies for buildings. New York: Wiley; 2003.

Hegazy AA. Comparative study of the performances of four photovoltaic/thermal solar air collectors. Energy Convers Manage 2000;41:861–81.

Sopian K, Yigit KS, Liu HY, Kakac S, Veziroglu TN. Performance analysis of photovoltaic thermal air heaters. Energy Convers Manage 1996;37(11):1657–70.

Othman MYHj, Yatim B, Sopian K, Abu Bakar MN. Performance analysis of a double pass photovoltaic/thermal (PV/T) solar collector with CPC and fins. Renew Energy 2005;30:2005–17.

Bazilian MD, Groenhout NK, Prasad D. Simplified numerical modelling and simulation of a photovoltaic heat recovery system. In: 17th EPSEC 2001, Munich, 2001.

Bazilian MD. Building integrated residential photovoltaic cogeneration. PhD Thesis, UNSW, 2002.

Tripanagnostopoulos Y, Nousia Th, Souliotis M. Test results of air cooled modified PV modules. In: 17th EPSEC, Munich, 2001.

Tripanagnostopoulos Y, Tzavellas D, Zoulia I, Chortatou M. Hybrid PV/T systems with dual heat extraction operation. In: 17th EPSEC, Munich, 2001.

Tripanagnostopoulos Y, Bazilian M, Zoulia I, Battisti R. Hybrid PV/T system with improved air heat extraction modification. In: PV in Europe, Rome, 2002.

Tripanagnostopoulos Y, Nousia Th, Souliotis M, Yianoulis P. Hybrid photovoltaic/thermal solar systems. Sol Energy 2002;72(3):217–34.

Chantant M, Servant JM, Ragot Ph, Aguillon JC, Girard M, Lloret A et al. Design computations and performance assesment of multifunctional modules. In: 13th EPSEC, Nice, 1995.

Tripanagnostopoulos Y, Souliotis M, Battisti R. Corrado A. Performance, cost and life-cycle assessment study of hybrid PVT/air solar systems. PIP 2006;14:65–76.

Bansal NK, Sharma VK. In: Garg G, editor. Glazing materials for solar collectors, in solar water heating systems. Dordrecht: Reidel Publishing; 1985.

Gordon J. Solar energy the state of the art—ISES position papers. London: James & James; 2001.

New generation of hybrid solar PV/T collectors. Report DIS 56360/16868, 2000.

Rommel M. Medium temperature collector developments and collector testing. Publication Lisbon Industry workshop, IEA task 33, 2006.

Crick FJ, Wilshaw A, Pearsall NM, Hynes K, Shaw M, Young G et al. Photovoltaic ventilated facade: system investigation and characterization. In: 14th EPSEC, Barcelona, 1997.

Versluis R, Bloem JJ, Dunlop ED. An energy model for hybrid photovoltaic building facades. In: 14th EPSEC, Barcelona, 1997.

Ji J, Chow TT, He W. Dynamic performance of hybrid photovoltaic/thermal collector wall in Hong Kong. Building Environ 2003;38:1327–34.

Garg HP, Agarwal RK, Joshi JC. Experimental study on a hybrid photovoltaic-thermal solar water heater and its performance predictions. Energy Convers Manage 1994;35(7):621–33.

Leenders F, Schaap AB, Jansen W, van der Ree BCG, Zondag HA, van Helden WGJ, et al.Technologieverkenning hybride PV/T concepten. November report 149.600-708.1, 1999.

Sadamoto K, Nualboonruen T, Sichanugrist P. The performance of a-Si hybrid solar that uses low iron glass as top-surface of PV module. Asian J Energy Environ 2004;5(2):109–14.

Zondag HA, Eisenmann W, Borg NJCM vd. PVT performance measurement guidelines—guidelines for performance measurements of liquid-cooled non-concentrating PVT collectors using c-Si cells. Report D8-6 PV-Catapult (see /www.pvtforum.orgS), 2005.

Crick FJ, McNelis B, Wilshaw A, Shaw M, Parr A, Laukamp H et al. PV cladding prototypes for commercial buildings in Europe—development, construction and testing. In: 13th EPSEC, Nice, 1995.

Shaw M, Scott R, Noble R, Crick FJ, Raftery P, Parr AE et al. The concept of the photovoltaic ventilated fac-ade. In: 13th EPSEC, Nice, 1995.

Bollo C, Pappalardo A, Marletta G. PV powered solar ventilation system for buildings. In: 13th EPSEC, Nice, 1995.

Strobach JM, Sandberg M, Dunlop ED. Specific module design for realistic working conditions. In: Second WCPEC, Vienna, 1998.

Dunlop ED, Haverkamp E, Sandberg M, Strobach JM. The energy balance of roof integrated hybrid photovoltaic modules. In: Second WCPEC, Vienna, 1998.

Tonui JK, Tripanagnostopoulos Y. Improved PV/T solar collectors with heat extraction by forced or natural air circulation. Renew Energy 2006;32:623–37.

Chow TT, Hand JW, Strachan PA. Building-integrated photovoltaic and thermal applications in a subtropical hotel building. Appl Thermal Eng 2003;23:2035–49.

Ji J, Wei H, Lam HN. The annual analysis of the power output and heat gain of a PV-wall with different integration mode in Hong Kong. SEMS 2002;71:435–48.

Cartmell BP, Shankland NJ, Fiala D, Hanby V. A multi-operational ventilated photovoltaic and solar air collector: application, simulation and initial monitoring feedback. Sol Energy 2004;76:45–53.

Soerensen H, Munro D. Hybrid PV/Thermal collectors. In: Second WSEBC, Sydney, 2000.

Photovoltaics/thermal Solar Energy systems—status of the technology and roadmap for future development. Report IEA PVPS T7-10, 2002.

Battisti R, Tripanagnostopoulos Y. PV/Thermal systems for application in industry. In: 20th EPSEC, Barcelona, 2005.

ESTIF. Sun in Action II—a solar thermal strategy for Europe, 2003.

Weiss W, Bergmann I, Faninger G. Solar heat worldwide—markets and contribution to the energy supply 2004. SHC report, 2006.

Wouters P, Vandaele L, editors. PV-Hybrid-PAS Development of procedures for overall performance evaluation of hybrid photovoltaic building components—final report. Report, 1998.

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: eficiența panourilor fotovoltaice hibride răcite cu aer -Lucrare de licență- Coordonator științific: Prof. Dr. Ing. Florin Munteanu Absolvent:… [305191] (ID: 305191)

Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.

eficiența panourilor fotovoltaice hibride răcite cu aer -Lucrare de licență- Coordonator științific: Prof. Dr. Ing. Florin Munteanu Absolvent:… [305191]

Copyright Notice

DISCRIMINAREA DE GEN PE PIA ȚA MUNCII ÎN MUNICIPIUL ALEXANDRIA Coordonator știin țific: Anastasiu Ionu ț Autor: Cotola n A. Eliza Iulie 2018 2… [610934]

List of abrevation ………………………….. ………………………….. …………………………….. [626591]

Lectura ocupă un rol foarte important în formarea personalității copilului. [616281]

SPECIALIZAREA PLANIFICARE TERITORIALĂ LUCRARE DE LICENȚĂ STUDIU GEOMORFOLOGIC ASUPRA COMUNEI NICOLAE BĂLCESCU CU ELEMENTE DE PLANIFICARE TERITORIALĂ… [301645]

Specializarea biologie [308314]

Specializarea: Montanologie I.D. [303928]

Copyright Notice

Similar Posts