Energii Fotovoltaice. Modelarea Unui Sistem de Microputere

Energii Fotovoltaice. Modelarea Unui Sistem de Microputere

Byadmin ianuarie 1, 2024

CUPRINS

ASPECTE INTRODUCTIVE PRIVIND PANOURILE FOTOVOLTAICE

Ce sunt celulele solare?

O celulă solară reprezintă unitatea fundamentala de conversie a energiei unui sistem fotovoltaic. Aceasta este un dispozitiv simplu și elegant, care transformă lumina direct în energie electrică. Celulele solare sunt fabricate din semiconductori, cum ar fi de siliciu, și au multe în comun cu alte dispozitive electronice solid-state, cum ar fi diode, tranzistori și circuite integrate. Producția de energie electrică a unei singure celule solare este de obicei mica, de ordinul a 1W sau mai puțin. Prin urmare, celulele sunt conectate împreună pentru a forma module, pentru a genera o putere mai mare.

Gama de celule solare cuprinde diferite materiale și structuri, în încercarea de a extrage puterea maxima de la dispozitiv, păstrând în același timp costurile la un nivel minim. Dispozitivele cu randament de peste 30% -40% au fost demonstrate în laborator[1,2]. Eficiența dispozitivelor comerciale, cu toate acestea, este de obicei mai puțin de jumătate din această valoare.

Fotovoltaice de prima generatie

Prima generație de celule fotovoltaice sunt tehnologia dominantă în producția comercială de celule solare, reprezentând mai mult de 86% din piața de celule solare. Prima generatie de celule fotovoltaice sunt jonctiuni PN clasice, care sunt bazate pe siliciu semiconductor elementar, fie mono-cristalin sau poli-cristalin. Eficiența celulelor solare cu siliciu se află în intervalul de 20-25%[3,4,5]. Tehnologia de fabricare a celulelor și modulelor este bine stabilita și fiabila, cu o durată de viață de aproximativ 25-30 de ani. Mai mult decât atât, ea are o gama larga de absorbție spectrală și mobilitate mare. Cu toate acestea, o mare parte din energia fotonilor de energie mare, de la capatul spectral albastru si violet, nu este absorbita și devine căldură reziduală. În plus, este nevoie de o cantitate substanțială de siliciu pentru a produce o celulă funcțională, ceea ce duce la o creștere a costurilor.

Fotovoltaice de generatia a II a

Trecerea la utilizarea de straturi subtiri de celule solare este determinată de necesitatea de a reduce costurile modulelor. Prin urmare, celulele trebuie să poată fi fabricate în volume mari, la costuri reduse. Aceste celule sunt formate prin depunerea de straturi subțiri de fotoni absorbanți pe stive stratificate ale unui substrat, cum ar fi sticla.

Patru tipuri de celule cu strat subțire au apărut a fi de importanță comercială. Acestea sunt celule de siliciu amorf, celule cu strat subtire de siliciu poli-cristalin pe un substrat low-cost, celula cu heterojonctiune intre diseleniura de cupru/indiu si sulfura de cadmiu (sau variante ale acesteia) si celula heterojoncțiune de telurura de cadmiu.

Celule de siliciu amorf

Panourile de siliciu amorf sunt o tehnologie strat subtire. Ele conțin mai puțin siliciu decat panourile cristaline, ceea ce poate reduce costurile. Un alt avantaj al reducerii siliciului utilizat într-un panou solar este că este nevoie de mai puțin timp pentru ca puterea generata de panou sa se egalizeze cu energia utilizată în construcția sa – timpul de recuperare a energiei[6].

Siliciu amorf este un material cu decalaj direct, cu un decalaj de energie optică de aproximativ 1,75 eV.

Eficiența este de aproximativ 10%[7] . Rezultate bune pot fi obtinute în laborator pe celule cu arii mici, dar obținerea de rezultate similare în mod fiabil și în mod repetat în producția comercială pe module de arie mare este o provocare majoră. Deși aceste celule sunt ieftine, ele nu folosesc o parte considerabilă a spectrului solar, din cauza decalajului benzii.

Siliciu subtire policristalin

Există o bună justificare teoretică pentru utilizarea straturilor subțiri de bază în celule solare cu siliciu, deoarece curentul de saturație de culoare închisă scade cu reducerea grosimii stratului de bază, ceea ce duce la valori mai mari de tensiune de mers in gol in celule subțiri. Există și alte beneficii pentru astfel de celule subțiri. Lungimea de difuzie trebuie să fie numai 50-80 pm, deci poate fi folosit material de calitate inferioară și pot fi tolerate niveluri mai ridicate de dopaj obtinandu-se o mai mare tensiune de mers în gol[8]. Aceasta este, prin urmare, o cale foarte promițătoare pentru producerea de celule eficiente la costuri reduse. Creșterile în eficiență de până la 16% au fost observate în celulele cu arii mici[9]. Provocările legate de aceste celule sunt probleme care apar în timpul procesului chimic de producție.

Telurura de Cadmiu (CdTe)

Celulele CdTe sunt fabricate prin depunerea stratului absorbant de CdTe pe un substrat de sticlă cu un strat de oxid conductiv transparent (TCO) strat pentru contactul frontal. Eficiența comerciala a acestor module este de aproximativ 8.5 – 10%[9].

Tehnologia CdTe are cele mai mici costuri de producție dintre actualele module cu film subtire, iar producția in masă poate ajuta la scăderea continua a costului[10]. Cu toate acestea, o problemă importantă de dezbatere este utilizarea de cadmiu, care este un metal greu. Cercetările au arătat că acest metal prelucrat în module CdTe nu este dăunător.

Seleniura de Cupru Indiu Galiu (CIGS)

Materialul semiconductor activ folosit este diseleniura de cupru, indiu, galiu. Aceste celule sunt fabricate prin acoperirea inițiala a unui substrat de sticlă cu un strat subțire de molibden, și apoi pulverizarea elementelor individuale ca straturi individuale, la temperatura camerei, urmată de amestecarea lor pentru a forma CIGS prin încălzire scurta la 500 ° C[10]. Eficiența comerciala este între 9 si 11%[9] .

Aceste celule sunt în prezent cele mai eficiente dintre tehnologiile cu film subțire și costuri mai mici de producție pot fi obtinute prin extinderea productiei in masa.

Sisteme fotovoltaice prin concentrare(focalizare) CPV

Sistemele fotovoltaice prin concentrare (CPV) folosesc lentile sau oglinzi pentru a concentra și amplifica lumina soarelui pe celule solare de înaltă eficiență. Aceste oglinzi sau lentile sunt situate între soare și celulele solare. Aceste celule solare sunt de obicei mai scumpe decat celulele conventionale, dar CPV reduce aria de celule solare în timp ce crește eficiența acestora. De asemenea, CPV oferă o serie de avantaje, cum ar fi lipsa partilor mobile si o suprafata intermediara de transfer al caldurii.

Cu toate acestea, tehnologia CPV este potrivita doar pentru locații cu valori mari de iradiere normala directa (DNI). O recomandare fotovoltaice cu inalta concentrare (HCPV) este o medie anuală a DNI zilnica de aproximativ 6 kWh/m2/zi. 5 kWh/m2/zi este recomandat pentru fotovoltaice cu joasa concentrare(LCPV)[12]. Cu toate acestea, Oradea are o DNI de 3.8 – 4.2 kWh/m2/zi (fig.1) fiind astfel un loc slab pentru punerea în aplicare a CPV.

FACTORI DETERMINANTI IN ALEGEREA PANOURILOR FOTOVOLTAICE

Am decis să utilizez module cadmiu-telur (CdTe) pentru acest proiect. Există un număr de factori care au afectat aceasta decizie. Trei factori majori care au ghidat decizia sunt costul modulului, performanța și calitatea brandului. Acești factori ar putea avea efecte diferite în funcție de aplicațiile și locul de instalare.

Costul

Costul este un factor important de luat în considerare la proiectarea unui sistem PV și, în multe cazuri, este cel mai important factor. Costul de investiții de capital pentru punerea în aplicare a PV poate fi foarte mare, și cea mai mare atenție trebuie să se acorde, în scopul de a reduce costurile și de a obține cea mai bună performanta pentru banii cheltuiți. Nu există costuri standard pentru modulele fotovoltaice, prețurile variază în funcție de tehnologia utilizată și reputația brandului modulului. Prima generație (siliciu) de module, deși dominantă pe piață, este în general mai scumpa[14]. În afară de aceasta, majorările instituite de către comercianții cu amănuntul sunt de obicei diferite. Așa cum s-a menționat mai devreme, modulele de CdTe au cele mai mici costuri de producție, ceea ce motiveaza alegerea lor.

Performante/eficienta

Eficiența celulelor solare depinde de tipul de tehnologie utilizata. Dintre toate celulele produse în masă, celulele de siliciu au cea mai mare eficiență[9]. Cu toate acestea, eficiența unui modul nu este în mod necesar un impediment. Deși modulele cu film subțire pot avea randamente mai mici, ele pot fi în continuare ideale pentru anumite locații și aplicații. De exemplu, studiile arata ca modulele cu film subtire sunt potrivite pentru locatii care primesc o cantitate substanțială de lumina solara difuza. În funcție de evaluarile meteo ale Statiei Meteorologice din Oradea si Arhivele Meteo ale Aeroportului din Oradea, orasul nostru este un exemplu de o zonă cu lumina soarelui considerabil difuză.

Un alt aspect important sunt coeficienții de temperatură dati de către producători. Odată ce temperatura fotovoltaicului crește peste un anumit punct, performanța modulului s-ar deteriora cu un anumit procent[15]. Această cifră este descrisă și data drept coeficientul de temperatură. În locuri cu temperaturi foarte ridicate, s-ar justifica mult mai bine alegerea unui modul care are un coeficient de temperatură scăzut.

Calitatea brandului

Calitatea brandului este, de asemenea, un alt factor important care influențează selectarea modulelor PV adecvate. Modulele diferă în functie de caracteristicile tehnice și certificări și în scopul de a lua decizia corectă, aceste fapte trebuie să fie luate în considerare[16].

Durata de viață și garanția pentru majoritatea panourilor solare sunt în intervalul 15-20 de ani. Există posibilitatea falimentarii sau colapsului producatorului in aceasta perioada de timp, caz in care produsul nu mai poate fi inlocuit in caz de defectiuni. Fiind imposibil de a prezice colapsul sau falimentul producatorilor, cele mai bune alegeeri pot fi facute observand integritatea economica a producatorilor și reputația produselor lor.

Studiul sitului de montare a modulelor

Studiul sitului este primul pas important în proiectarea sistemului FV. Studiul incorect al amplasamentului si analiza factorului de umbrire pot duce la duce sistemul FV cu mult sub puterea sa nominală prin reducerea factor de capacitate.

Metoda tradițională de studiu este o analiză fizica la fața locului[17]. Folosind atat dimensiunile puse la dispozitie de S.C.Plastor S.A., cat si analiza optica a acoperisurilor am reusit sa determinam ce procent din suprafata totala poate fi folosita ca si suprafata utila. Am identificat insa si o metoda alternativa de determinare a suprafetelor utile, respectiv aerofotogrametria, folosind vederile aeriene si instrumentele de masura puse la dispozitie de softwareul Google Earth[18]. Dupa o inspectie vizuala a imaginilor oferite de soft , am eliminat cladirile nesemnificative din punct de vedere al suprafetei si factorului de umbrire.

Deoarece acesta este un proces automatizat se pot masura multe clădiri într-o perioadă scurtă de timp. Tehnica aerofotogrametriei este de pana la 97,8% corecta, utilizand ca si referința analiza fizica la fața locului. In figura 2.4.1 de mai jos sunt prezentate fotografiile aeriene ale sitului folosit ca si studiu in cadrul acestei lucrari, respectiv amplasamentul firmei S.C.Plastor S.A. Oradea, si suprafetele totale disponibile ale acoperisurilor prezentate in tabelul nr 2.1.

Figura 2.4.1 Fotografie aeriana a amplasamentului firmei S.C.Plastor S.A.

Tabel nr.2.1 – Comparatia metodelor de analiza a suprafetelor cladirilor investigate

Simularea dinamică a sistemelor fotovoltaice

Simularea dinamică se face pentru a prognoza performanța sistemelor fotovoltaice proiectate. Aceasta ne permite să verificam capacitățile de sarcină ale sistemelor fotovoltaice în caz de functionare autonoma și fracțiunea de compensare în caz de sisteme conectate la rețea. Parametrii esențiali, cum ar fi factor de capacitate, putere totală și variația expunerii la soare pot fi calculati pentru întregul an de către proiectanti de sisteme FV. Acești pade soft , am eliminat cladirile nesemnificative din punct de vedere al suprafetei si factorului de umbrire.

Deoarece acesta este un proces automatizat se pot masura multe clădiri într-o perioadă scurtă de timp. Tehnica aerofotogrametriei este de pana la 97,8% corecta, utilizand ca si referința analiza fizica la fața locului. In figura 2.4.1 de mai jos sunt prezentate fotografiile aeriene ale sitului folosit ca si studiu in cadrul acestei lucrari, respectiv amplasamentul firmei S.C.Plastor S.A. Oradea, si suprafetele totale disponibile ale acoperisurilor prezentate in tabelul nr 2.1.

Figura 2.4.1 Fotografie aeriana a amplasamentului firmei S.C.Plastor S.A.

Tabel nr.2.1 – Comparatia metodelor de analiza a suprafetelor cladirilor investigate

Simularea dinamică a sistemelor fotovoltaice

Simularea dinamică se face pentru a prognoza performanța sistemelor fotovoltaice proiectate. Aceasta ne permite să verificam capacitățile de sarcină ale sistemelor fotovoltaice în caz de functionare autonoma și fracțiunea de compensare în caz de sisteme conectate la rețea. Parametrii esențiali, cum ar fi factor de capacitate, putere totală și variația expunerii la soare pot fi calculati pentru întregul an de către proiectanti de sisteme FV. Acești parametri joacă un rol vital în analiza de fezabilitate al proiectului FV.

Diverse instrumente de simulare sunt disponibile în prezent pentru a efectua simulari de sisteme FV. Unele dintre ele sunt TRNSYS[19], RETScreen[20], PVSYST[21], PVSIM[22], PVFORM[23], PV F-Chart[24], ENERGY-10 PV[25], PVNet[26], PVSS[27], SOLCEL II[28], Renew[29] și SimPhoSys[30].

Am selectat TRNSYS pentru scopurile lucrarii, datorită disponibilității sale, usurintei de utilizare si a datelor meteo preincluse in bazele de date ale programului. Dezvoltate în mod corect, modele TRNSYS s-au dovedit a fi în bună concordanță cu datele măsurate[31]. Având în vedere rezultatele unui studiu cu simulare TRNSYS, care a fost realizat pentru un sistem FV de 13 KW conectat la retea, situat în Irlanda de Nord (latitudine 54o52'N și longitudine 6o17'W). Datele prognozate de modelul TRNSYS au fost comparate cu datele măsurate din aprilie 2001 până în decembrie 2003[31] si sunt prezentate in figura 2.5.1 de mai jos.

Fig.2.5.1 Comparatie intre datele prognozate cu TRNSYS si datele masurate

Interconectarea cu sistemul de utilitate electrica

Utilizarea generarii de energie electrică interactiv distribuita este un supliment foarte util pentru productia tradițională de energie electrica[15]. Sistemele fotovoltaice conectate la retea au devenit o alegere populara pentru generarea distributiva; de fapt, majoritatea sistemelor nou-instalate pe parcursul ultimului deceniu au fost conectate la rețea.

Conectarea unui sistem FV la rețea permite interacțiunea cu două sensuri între utilitate și sistemul PV. Clienții beneficiază de obținerea de putere la sarcini la fața locului și o putere de rezervă în caz de pană de utilitate. Pentru utilități, acestea pot crește capacitatea acestora de a servi clienții fără construirea de noi centrale electrice.

Sistemul electric de utilitate consista din sute de generatoare interconectate care opereaza in paralel. Aceste generatoare trebuiesc sincronizate intre ele pentru a preveni defectarea lor. Sincronizarea este procesul in care un generator, in acest caz sistemul FV, este conectat la un sistem electric energizat. Acesta este un proces extrem de critic si implica potrivirea cu exactitate a secventei de faza, frecventei, tensiunii si echilibrului de faza a sistemului FV cu restul sistemului electric[15].

Asadar, inainte de instalarea unui sistem FV conectat la retea, trebuiesc luate in calcul consideratii atente cu privire la cerintele tehnice, procedurale si contractuale necesare la interconectarea cu sistemul de utilitati. Aceste consideratii asigura siguranta si fiabilitatea conexiunilor, totodata prevenind un impact negativ asupra retelei electrice de utilitati.

Impactul CdTe asupra mediului

Tabel nr.2.7.1 – Proprietati fizice ale CdTe, Cd(OH)2 si Cd

Proprietățile fizice CdTe, inclusiv presiunea extrem de scăzută a vaporilor și punctul de fierbere și punctul de topire ridicat, împreună cu insolubilitatea în apă, limiteaza mobilitatea acestuia. CdTe este mult mai stabila decât Cd și Cd (OH) 2 utilizat în baterii[32]. Cantitatea de Cd din celulele solare CdTe este foarte mica, și ar putea fi redusă și mai mult pe masura ce celulele devin mai subțiri; o baterie de lanterna NiCd are mai mult Cd (7g) decât un metru pătrat de modul CdTe FV de azi[33].

Riscurile potențiale legate de conținutul de cadmiu din modulele fotovoltaice sunt: Mineritul cadmiului, fabricarea modulelor FV CdTe, utilizarea FV și dezafectarea acestora. Cadmiul este fabricat în principal ca un rezultat secundar al producției de zinc. De asemenea, telurul este un produs al mineritului de cupru. Stratul foarte subțire de CdTe în modulele FV este încapsulat între două folii protectoare de sticlă. Ca urmare, riscul de sănătate sau de expunere a mediului la incendii, la spargere accidentală sau la scurgeri este aproape inexistent[32,34,35]. Singura problema legata de mediu este ce să se facă cu modulele peste aproximativ 30 de ani, în cazul în care devin inutile. Industria FV are în vedere reciclarea acestor module la sfârșitul duratei lor de viață utilă. Reciclarea va rezolva orice probleme de mediu.

Reciclarea modulelor de CdTe

Reciclarea modulelor fotovoltaice CdTe și deșeurilor de fabricație are scopul de a optimiza separarea și recuperarea sticlei, cadmiului și telurului în timp ce se reduc emisiile pe durata ciclului de viață și consumul de energie, sub constrângerea de low-cost. Procesele majore sunt:

Curățarea sticlei de metale și reciclarea acesteia;

Separarea Te de Cd și alte metale și recuperarea Te pentru valoarea lui;

Recuperarea Cd pentru re-utilizare sau sechestrarea eficientă[36]

Cd și Te pot fi dizolvate în mod eficient de pe fragmentele de module fotovoltaice cu o soluție diluată de H2SO4 și H2O2; aceasta poate fi re-utilizata cu o corectie mică de H2O2[37]. Recuperarea de telur este de 80% sau chiar mai mult și acesta poate fi vândut la grad comercial (99,7% Te). Metalele rămase (de exemplu, Cd, Te, Sn, Ni, Al, Cu) sunt conținute într-un nămol bogat in Cd folosit ca materie primă pentru bateriile NiCd.

Modulele fotovoltaice CdTe nu prezintă riscuri pentru sănătate și mediu în timpul utilizării lor, iar avantajele de mediu ale produselor de reciclare oferă economii în spațiul de depozitare a1 deșeurilor, energie, al emisiilor și de materii prime[33,38].

Proiectarea sistemului FV

Potențialurile solare pentru cele 3 clădiri au fost calculate având în vedere zona utila pentru fiecare clădire. Calculele efectuate sunt tabelate mai jos. Un total de 3.56MW capacitate solar PV a fost estimat pentru clădirile selectate.

Tabel 2.9.1.- Potentialul solar pentru cladirile studiate

Data fiind suprafata mare a Halei I , am folosit aceasta cladire pentru a evidentia potentialul unui sistem FV montat pe aceasta, iar celelalte cladiri vor avea configuratie asemanatoare, insa cu numar mai mic de module. Am folosit programul Google SketchUp pentru a efectua analiza factorului de umbrire. Google SketchUp este un software care poate fi folosit pentru a crea și prezenta modele 3D. Acest program, prin bara de instrumente de umbrire, permite unui designer de FV sa observe zonele de umbrire în jurul unei clădiri in momente diferite în timpul zilei.

Am selectat două date, 21 decembrie și 21 iunie, pentru că ar fi extrem de dificil a efectua analize de umbrire pentru fiecare zi a anului. Lungimile umbrelor cresc în timpul sezonului de iarnă și sunt cele mai lungi in 21-22 decembrie in timpul solstitiului de iarna. Solstitiul de iarna reprezintă cel mai rău caz de stare a umbririi și are cel mai mare potențial pentru pierderea de acces la lumina soarelui. Lungimile de umbra sunt mai scurte între 21-22 iunie in timpul solstițiului de vară.

De asemenea, am considerat trei momente ale zilei, la o oră după ce soarele răsare, la prânz și la o oră înainte de apus. Din cantitatea totală de energie solara disponibilă în timpul unei zile, aproximativ 85% din acesta ajunge la pământ intre orele 9:00 si 15:00, perioada definita de Comisia Europeana ca cer solar utilizabil. Soarele trebuie să se ridice putin pe cer pentru ca un modul FV sa capteze lumina soarelui. Mai mult decât atât, umbra este mai mare dimineața și seara, iar amiaza si dupa amiza este cea mai scurta din zi. Am calculat zonele de umbrire în aceste perioade. Totodata am dedicat circa 1 m de la toate marginile acoperișurilor ca spațiu liber pentru a permite echipajelor de instalare și întreținere sa lucreze cu usurinta. În cele din urmă, am scăzut zonele întunecate și zonele pe care le-am dedicat ca spațiu de lucru din suprafața totală de acoperiș pentru a atinge suprafata utila.

Vedere generala asupra sistemului FV

Designul propus este un sistem fotovoltaic interactiv conectat la retea (FV), care funcționează fără o baterie de sustinere. Nu este nevoie de un sistem de baterie de rezervă deoarece rețeaua electrică va furniza de asemenea energie electrică. O prezentare generală a ceea ce este un sistem interactiv conectat la retea este redata în fig. Modulul FV și invertorul sunt cele două componente mai importante ale acestui sistem[15].

Fig.2.9.1 – Componentele unui sistem FV conectat la retea

Alegerea modelului de modul FV

Modelul First Solar FS-277 a fost selectat pentru acest proiect. FS-277 consista dintr-un film de cadmiu-telur subțire (CdTe) si produce 77,5 Wp avand are o tensiune de mers in gol (Voc) de 90,5 V[39]. În capitolele anterioare am subliniat motivele pentru care am ales module de CdTe și aceste motive includ costuri reduse, o bună eficiență, și increderea oferita de brandul producătorului, First Solar Inc.

Dimensiunile sistemului

Principala constrângere pentru dimensiunea sistemului FV a fost spațiul disponibil pe acoperiș. În analiza suprafetelor de acoperiș, am calculat aria totala pe clădire. Analiza factorului de umbrire a determinat apoi până zona utilizabilă pentru o instalație FV.

Aceste date au fost folosite pentru a calcula numărul de module ce vor fi instalate pe acoperișul Halei I și capacitatea lor totală de energie solara (Tabel 2.9.1).

Unitatea de conditionare a puterii (UCP)

Unitatea de conditionare a puterii îndeplinește funcții de procesare de putere, cum ar fi redresare, transformare și conversie CC-CA. Este, de asemenea, responsabila pentru conversia curentului CC produs de modulul FV in CA utilizat de sarcini.

Capacitatea FV pentru Hala I este evaluata la aproximativ 525.4 kWp; prin urmare UCP aleasă trebuie să aibă o putere mai mare. Am selectat PowerGate ® Plus 1 MW, UCP proiectata de Satcon. Acest dispozitiv îndeplinește toate standardele cerute de UL 1741[40]. O explicație mai detaliată a implicațiilor acestor standarde poate fi studiata in literatura de specialitate bibliografiata la sfarsitul acestei lucrari. Trebuie remarcat faptul că UCP nu este silentioasa și este cel mai bine a fi montata într-o zonă în care zgomotul nu reprezinta un impediment.

Specificatiile pentru unitatea PowerGate ® Plus 1 MW sunt prezentate in tabelul 2.9.2 de mai jos dupa cum urmeaza:

Tabel 2.9.2 – Parametrii esentiali ai UCP

Dispunere si configurare module

Următorul pas, după selectarea unei unitati UCP ideale si a modulelor FV, este de a decide cel mai bun mod de a stabili configuratia si dispunerea modulelor FV. Tabelul NEC(codul electric national) 690.7 impune divizarea tensiunii maxime de intrare a UCP cu 1,13 pentru a corecta temperatura de intrare minima prognozata de -10° C[41]. Astfel, tensiunea de mers in gol a matricii de module FV este limitată la 531 V, pentru a menține tensiunea de ieșire a modulelor sub 600 V. De asemenea, curentul de scurtcircuit (Isc) din matrice trebuie limitat, astfel încât 1,25xIsc este mai mic decât curent nominal de intrare al UCP. Astfel Isc ar trebui să fie mai mic de 1634 A.

Folosind această informație, 1365 de siruri de module sau "circuite sursă" pot fi conectate cu cate 5 module conectate în serie pentru fiecare șir, oferind o tensiune totală de 452.5 V. 1365 de siruri de module pot fi conectate în paralel, folosind panouri de combinare. Iesirile cutiilor de combinare pot fi protejate cu fuzibile și conectate ca o intrare la unitatea PowerGate ® Plus 1 MW. Un instrument clasic de masura va fi utilizat pentru a monitoriza UCP și centrul principal de distribuție a energiei electrice. În plus, modulele pot fi montate în siguranță într-o direcție orientată spre sud, la unghiul de latitudine al institutiei (47°).

Tabel 2.9.3 – Configurarea matricii de module

Cablurile trebuiesc dimensionate corespunzător în conformitate cu cerințele NEC(codul electric national ). Criteriile esențiale pentru dimensionarea cablurilor sunt valorile de tensiune ale cablului, curentul suportat de cablu, precum și minimizarea pierderilor pe traseu[10].

Împământare, protecție la supratensiuni și deconectare

Un comutator de deconectare a interfetei de utilitate este un comutator manual, blocabil, cu decuplare a sarcinii care este vizibil și accesibil pentru lucrătorii de utilitate[15]. Deconectările și protecția cu impamantare sunt în general cerute de utilități, cu toate acestea ele nu sunt necesare în design-ul nostru deoarece producătorul de UCP selectat a încorporat funcțiile în produs[40]. Cu toate acestea, conductorul iesirii negative al modulelor ar trebui să conectat intr-un singur punct la UCP. Acest lucru va asigura funcționarea corectă a circuitului de împământare.

SIMULAREA UNUI MODEL FOTOVOLTAIC FOLOSIND SOFTWARE-UL TRNSYS

Metodologie

Sistemul FV proiectat pentru cladiri intramurale (437.6kW), a fost ales pentru simulare în TRNSYS. TRNSYS are mai multe built-in modele matematice pentru componente, cum ar fi panourile fotovoltaice, procesor de date meteorologice, invertor și unitate de putere condiționat care cuprind un sistem PV. TRNSYS are o interfață cu utilizatorul, care permite utilizatorilor de a interconecta aceste componente așa cum se arată în figura 3.1.1 și de a dezvolta un sistem PV virtual. Un sistem PV simplu a fost dezvoltat folosind seturile de date meteorologice, care oferă parametrii de intrare pentru componente, cum ar fi modulele de film subțire și invertorul.

Fig.3.1.1 – Schema TRNSYS echivalenta pentru un sistem FV

Date meteorologice

TRNSYS lanseaza setul de date TMY 2 pentru simulările sale. Acesta conține datele tipice dintr-un an meteorologic pentru Europa provenite de la Baza de Date a Centrului National de Radiatie Solara(NSRDB). Setul de date TMY 2 nu conține parametrii de expunere solara pentru Oradea, prin urmare, am ales datele meteo Timisoara(RO-Timisoara-152470) pentru această simulare, date fiind similaritudinile geografice, meteorologice si distanta mica dintre cele doua locatii.

Modelul fotovoltaic

TRNSYS formeaza si lanseaza ecuații pentru un model de circuit empiric echivalent pentru a calcula caracteristicile curent-tensiune pentru un singur modul FV, care în cazul nostru este modulul de CdTe. Acest circuit consista dintr-o sursă de curent continuu, diode și două rezistențe. Acest model este numit "modelul in 5 parametri" și este un derivat al "modelului in patru parametri" dezvoltat de Townsend [42]. Algoritmii și comportamentul modelului in cinci parametri sunt discutate în detaliu de către Fry [43].

Fig.3.1.2 – Circuitul electric echivalent al modelului in 5 parametri

Ecuatia curent-tensiune echivalenta a acestui circuit este:

Unde:

I – curentul [A]

k – constanta lui Boltzmann [J/K]

IL – fotocurent modular[A]

IO – curent invers de saturatie al diodei [A]

Rs – Rezistenta modulelor inseriate[Ω]

Rsh – rezistenta de suntare a modulelor[Ω]

V – tensiunea [V]

γ – parametru empiric

Tabel 3.1.1 Parametrii modulului utilizati la simulare (sursa: fisa de date FS 277)

Rezultate si discutii

Un sistem PV, proiectat pentru clădirea intramurale, a fost dezvoltat în TRNSYS și performanța sa a fost simulata. Parametri critici, cum ar fi puterea in punctul maxim (punctul de funcționare pe curba IV a modulului FV in care este livrata puterea maximă) și factorul de capacitate (raportul dintre sarcina medie (sau puterea pe iesire) a unui sistem de generare a energiei electrice si capacitatea de evaluare a sistemului pe o anumită perioadă de timp) s-au calculat și sunt prezentate mai jos. Graficele pentru radiatia incidenta disponibila in lunile iunie și decembrie sunt prezentate mai jos.

Fig.3.2.1 – Valorile incidentei solare [W/m2] in luna Iunie

Fig.3.2.2 – Valorile incidentei solare [W/m2] in luna Decembrie

Fig.3.2.3 – Puterea debitata de sistemul FV intr-un an tipic

A fost prognozata performanța sistemului FV intr-un an tipic în Oradea. Cum era de așteptat sistemul FV ajunge aproape la capacitatea sa nominală în lunile de vară, atingand un maxim de 456 kW in data de 8 iunie, dupa cum se observa in figura 3.2.3 de mai sus. Lunile iunie și iulie au avut factori de capacitate de 16,9% și respectiv 15,8%. În timpul lunilor de iarnă capacitatea a scăzut considerabil cu factori de capacitate mici cum ar fi 2,8% și 1,7% pentru lunile noiembrie și respectiv decembrie.

Fig.3.2.4 – Puterea debitata de sistemul FV in luna iunie

Fig.3.2.5 Puterea debitata de sistemul FV in luna decembrie

A fost calculata puterea intr-o zi normala a fiecărei luni. Data de 15 a fiecărei luni se presupune a fi reprezentativa și, prin urmare, a fost selectată ca zi tipica. Unele dintre luni au fost omise pentru a evita supraincarcarea graficului din fig.3.2.6.

Factorul de capacitate

Factorul de capacitate pentru sistemul FV a fost calculat la 15%, fiind mult mai mic decât 18% – 20%, cum este cazul pentru cele mai multe sisteme fotovoltaice în regiunea de nord-vest a Europei [44]. Având în vedere această discrepanță considerabilă a valorii de factor de capacitate,aceasta nu a fost luata in considerare in analiza economica realizata in capitolele urmatoare.

Fig3.2.6 – Puterea maxima debitata de sistemul FV intr-o zi tipica a fiecarei luni

Fractia solara

Fracția solară este raportul dintre cantitatea de energie furnizată de sistemul FV si energia totală consumată de clădire. În această secțiune, am folosit datele de consum de energie pentru Hala I, puse la dispozitie de firma S.C.Plastor S.A. Sistemul FV proiectat are o capacitate nominală de 525kW. În iulie 2013, un total de 71316 kWh a fost consumat in Hala I. Puterea medie consumată a fost 154kW cu minim de 60kW și maxim de 248kW. Puterea nominala debitata de sistemul FV destinat Halei I este comparată cu consumul de energie al acesteia in figura 3.2.7 de mai jos. Energia produsă de sistemul FV intr-o luna tipica de iulie este 32.634 kWh. Procentul din cererea de energie electrică a clădirii, ce poate fi îndeplinit de sistemul FV pentru luna iulie este de 45.8%.

Fig.3.2.7 – Comparatie intre puterea consumata de Hala I si putere FV debitata in luna iulie

În decembrie 2009, un total de 70,055.04 kWh a fost consumat de către Hala I. Puterea medie consumată a fost 94.16kW cu minime de 46 kW și maxime de 173kW. Producția de energie a sistemului de FV pentru o lună tipica de decembrie este 3423.59 kWh. Procentul din cererea de energie electrică a clădirii îndeplinita de sistemul FV pentru luna decembrie a fost extrem de mic, respectiv 4,89%.

Fig.3.2.8 – Comparatie intre puterea consumata de Hala I si putere FV debitata in luna iulie

Analiza economica

O analiză economică a fost realizată cu ajutorul Solar Advisor Model (SAM), bazat pe variabile de intrare, cum ar fi: specificatiile sistemului, locația proiectului, finanțarea, costurile de instalare și de funcționare, taxe fiscale aplicabile și stimulente.

Rezultatul economic al proiectului include valoarea netă actuală (NPV), costul normalizat al energiei (LCOE) nominal, perioada de amortizare (PBP) și o analiză a variabilitatii.

Analiza a fost realizată pe durata de viață a proiectului luand in calcul perioada de recuperare a investiției, valoarea netă actuala și costul normalizat al energiei.

Parametri de intrare pentru softwareul SAM

Climat si Localizare – An meteorologic tipic (setul de date TMY2 este folosit pentru a calcula condițiile meteorologice)

Specificațiile sistemului FV. Acest lucru ia în considerare urmatoarele:

unghiul de înclinare

unghiul de azimut

Modul de urmărire a matricii de module solare

Pierderi de transformare CC in CA (calculată pe baza parametrilor modulului FV, invertorului, cablurilor de curent continuu, cablurilor de curent alternativ, discrepante și disponibilitatea sistemului.o

Degradarea sistemului

Costul total al instalatiei in functie de capacitate

Costul per modul FV

Invertorul și costul de înlocuire al acestuia

costul BOS (echilibrare a sistemului)

cost de instalare

Costuri de operare și întreținere în funcție de capacitate

Pretul energiei electrice furnizata ca si utilitate

SREC – certificat de energie solara regenerabila

Surse de profit: pretul SREC si pretul utilitatii

Finantare: perioada imprumutului, rata imprumutului, dobanda

Rata inflatiei

Discountul ratei periodice

Rezumatul ipotezelor majore

Costul total al instalatiei in functie de capacitate: 23.19 ron/W [elftn]

Desfasurator al costurilor totale

Costul modulelor – 60%

Costul invertorului – 20%

Echilibrarea sistemului – 15%

Cost de instalare – 5%

Costuri de operare și întreținere

Costul utilitatii – 0.36 ron/kWh [45]

Pretul SREC – 1.2 ron/kWh[46]

Durata de viata a proiectului – 30 ani cu rata de inflatie 2%

Perioada imprumutului – 10 ani cu 7% rata de imprumut

Tabel 3.2.2 – Comparatie intre costul efectiv si costul subventionat

Fig3.2.9 – Graficul analizei variabilitatii LCOE, cazul Hala I

Analiza emisiilor

Pentru a putea pune pe deplin in balanta emisiile de CO2 din cadrul ciclului de viață al unui sistem PV, este necesara o examinare a surselor de la locul și din condițiile de producție, din timpul transportului, montarii și utilizarii, precum și o examinare a sit-ului de reciclare [47]

Analiza emisiilor de CO2 pe durata ciclului de viata

În cele mai multe cazuri de utilizare a energiilor regenerabile, cum ar fi fotovoltaicele, se reduc considerabil emisiile specifice de dioxid de carbon ale unei țări. Pentru a afla valoarea exactă a reducerii, a fost intocmita o examinare detaliata a emisiilor de dioxid de carbon din întregul ciclu de viață al centralelor FV, incluzand producția, transportul, instalarea, operarea, si dezafectare[48].

Tabel 3.3.1 Analiza simplificata a utilizarii de material si energie pentru a produce un m2 de modul CdTe pe baza eficienței de conversie de 9% [48]

Fthenakis et al (2005) a investigat parametrii de impact asupra ciclului de viață cu software-ul "Simapro". Au fost folosite baze de date comerciale (de ex: Franklin, ECOINVENT și ETH-ESU) pentru a calcula emisiile și consumurile de energie care nu au fost furnizate de către furnizori. Energia ciclului de viață din fiecare etapă este convertita progresiv de la energie termică, electrică și materie prima in energie primară în funcție de eficiența de conversie descrisa în respectivele materiale și baze de date de energie și apoi agregate pe etape într-un singur număr. Stadiul de producție de materiale (materiale pentru celule, încapsulări) reprezintă 35%, stadiul de fabricație al modulului (electricitate, consumabile, produse chimice, și birotica) – 64% și respectiv etapa de transport – 1% din cererea de energie primară pe ciclul de viață[48]. Cererea de energie electrică în timpul sedimentarii filmului CdTe reprezinta cea mai mare utilizare de energie primară (84%), pe parcursul etapei de fabricație a modulului, în timp ce materialele de încapsulare, inclusiv sticlă și EVA (etil acetat de vinil), domina necesarul de energie (94%), în timpul etapei de producție de materiale[48].

În conformitate cu calculele Fthenakis et al, numărul final determinat cu software-ul Simapro este de 1200 MJ/m2 = 333 kWh/m2. Aceasta este cantitatea de energie necesară pentru a produce 1m2 de modul CdTe. Aceste calcule sunt bazate pe un randament de 9%, 1,800 kWh / m2/an de radiație solară si 30 de ani durata de viata.

Fig.3.3.1 Desfasurator al necesarului de fabricatie pentru module CdTe[48]

Durata de recuperare a energiei este definita ca perioada de timp in care un sistem FV va genera aceeași cantitate de energie necesara pentru producerea sa. Conform cu acest calcul timpul nostru de recuperare a energiei sistemului este 2.35 ani.

Fthenakis et al estimeaza 18 g CO2-eq/kWh pentru etapele ciclului de viață CdTe investigate, fiind o îmbunătățire semnificativă în comparație cu modulele de Si cristalin care în prezent domina cererile pe piata[48].Acest numar a fost luat in considerare in calculele de emisii de CO2 pentru acest proiect. Puterea de ieșire a modulului FV se degradează în timp. Mai multe mecanisme contribuie la degradare, iar gradul de degradare variază între tehnologiile de module. De asemenea, rata de degradare se modifică în timp. Am asumat două procente degradare pe an și am folosit această ipoteză pentru calculul emisiilor [49,50].

Tabel 3.3.2 – Desfasurator al emisiilor de CO2

Analiza emisiilor de Cd

Fig.3.3.2 – emisii de Cd ale celor 4 modele de module FV si a modurilor de producere a energiei electrice[51]

Se poate observa din figura de mai sus ca celula FV CdTe, când înlocuiește producerea de energie electrică prin arderea cărbunelui, va preveni emisiile suplimentare de Cd si a cantităților mari de CO2, SO2, NOx și emisiile de particule. Emisiile directe de Cd în timpul ciclului de viață al modulelor fotovoltaice CdTe sunt mult mai mici decât cele provenite din generarea de energie electrică utilizată în producerea acelorasi module [51].

Astfel, atunci când CdTe inlocuieste cărbunele, se elimina 3,4 g de emisii de Cd per GWh produs, și, de asemenea, pentru combustibili conventionali, se elimina 44,0 g Cd / GWh. În conformitate cu aceste numere , la compararea emisiei sistemului nostru FV Cd cu centrala de cărbune, putem vedea cu ușurință ca celulele CdTe fotovoltaice produc o cantitate mică de emisii de Cd.

Sistemele FV CdTe necesita mai putina energie în producerea lor decât alte sisteme fotovoltaice comerciale, iar mai puțină energie se traduce prin emisii mai mici de metale grele (inclusiv Cd), precum și SO2, NOx și CO2 în ciclul CdTe decât în ciclurile altor tehnologii FV comerciale. În orice caz, emisiile provenite de la orice tip de sistem FV sunt de așteptat să fie mai mici decât cele din sistemele convenționale de energie, deoarece FV nu are nevoie de combustibil pentru a opera [51,52]. Tehnologiile fotovoltaice oferă beneficiile de reducere semnificativă a emisiilor nocive pentru sănătatea umană și ecologică.

Deși timpul de recuperare a energiei pentru modulele CdTe este mult mai scăzut decât cel al altor sisteme fotovoltaice, eficiența de conversie electric a fost cea mai mica din grup. Analiza emisiilor ciclului de viață luând în considerare atât producția, cât și modul de funcționare al sistemului FV a relevat o reducere netă a emisiilor de dioxid de carbon.

Concluzii

Studiul nostru a aratat ca institutia S.C.Plastor S.A. are un potențial total de energie solara de cel puțin 0,89 MW. Acest lucru este echivalent cu aproximativ 4,7% din puterea verde achizitionata de firma și 0,94% din cererea actuală totală de energie electrică. Luand ca reper Portofoliul de Standarde Alternative de Energie al Statelor Unite, se cere ca toate EDC-urile (companii de distribuție electrică) și EGS-urile (companii generatoare de energie electrica) sa furnizeze 0,5% din puterea lor prin fotovoltaice solare pana in anul 2020. Oradea si zona inconjuratoare, intrunesc rolul de EDC si EGS si au potențialul de a satisface acest standard cu conditia ca ar trebui să facă un angajament voluntar (presupunând că cererea de energie electrică rămâne aceeași). Cu toate acestea, pentru ca module cu capacitate de 0.89MW sa fie montate, avem nevoie de cel puțin 3 de clădiri cu suprafete utile cel putin egale cu cele ale Halei I. Acest studiu, atat fizic cat si prin tehnica aerofotogrametriei, a relevat faptul că Hala I și Hala 2 sunt cele mai bune candidate pentru punerea imediata în aplicare. Cu o capacitate combinată de 782kW, acestea produc pana la 72 MWh anual.

Simularea TRNSYS a indicat factorul de capacitate al unui sistem FV în Oradea, a fi de 15%, care este semnificativ mai mică decât 18% – 20% pentru cele mai multe sisteme fotovoltaice în regiunea de nord-vest a Europei, de unde necesitatea de a îmbunătăți modelul TRNSYS astfel încât să fie de comun acord cu literatura de specialitate. Modelul TRNSYS poate fi îmbunătățit prin utilizarea de date meteorologice locale actuale pentru Oradea, care nu sunt în prezent disponibile în setul de date TMY 2, dar speram ca vor fi puse la dispoziție prin intermediul setului de date TMY 3.

Ca parte a analizei financiare două scenarii economice au fost comparate prin varierea costului total de instalare per capacitate. Ambele scenarii au indicat costuri extrem de ridicate pentru achizitionarea, instalarea, operarea si mentenanta modulelor FV necesare, ceea ce înseamnă că proiectul nu este fezabil economic, însă perioada de amortizare a fost notabilă, insa nu destul de scurta.

Bibliografie

[1] NREL – Eficienta globala inregistrata la 40.8% pentru Seturi de celule solare, 13 August, 2008 [Online] – http://www.nrel.gov/news/press/2008/625.html

[2] Articol – Echipa UD-led stabileste un nou record de celule solare, se alatura la DuPont in proiectul de $100 million , 2007 [Online]

http://www.udel.edu/PR/UDaily/2008/jul/solar072307.html

[3]Hernandez-Como, N et al., (2010 January) Simulation of hetero-junction silicon solar cells with AMPS-1D, ScienceDirect, 94, 62-67

[4] Fush, W. (1986) Amorphous Silicon Solar Cells, Solar &Wind Technology, 4, 7-15

[5] Carlson, D.E (1980), Recent Developments in Amorphous Silicon Solar Cells, Solar Energy Materials, 3, 503-518

[6] Products (Amorphous), 2006 [online] http://www.pv.kaneka.co.jp/products/index.html

[7] Rath, J.K (2003), Low Temperature Polycrystalline Silicon: A Review on Deposition, Physical Properties and Solar Cell Applications, Solar Energy Materials & Solar Cells, 76, 431– 487

[8] Rath, J.K (2003), Low Temperature Polycrystalline Silicon: A Review on Deposition, Physical Properties and Solar Cell Applications, Solar Energy Materials & Solar Cells, 76, 431– 487

[9] Russell, T.W., Phillips, J.E. (1984) Polycrystalline Thin Film Solar Cell, Solar Cells, 12,185-189

[10] M.A Green, et al., “Solar Cell Efficiency Tables (version 34)”, 2009.

[11] F. Jackson, Planning & Installing Photovoltaic systems, Second Edition. Earthscan, 2006

[12] Gueymard, C.A. (2009). Daily spectral effects on concentrating PV solar cells as affected by realistic aerosol optical depth and other atmospheric conditions Conf. #7410, Optical Modeling and Measurements for Solar Energy Systems III, San Diego

[13] Hartile solare oferite online de PVGIS – http//:re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ro

[14] M.A Green, “Price/Efficiency Correlations for 2004 Photovoltaic Modules”, 2004

[15] J. Dunlop, Photovoltaic Systems. American Technical Publishers, 2007

[16] Solar Module Price Highlights: February 2010 [Online]

http://www.solarbuzz.com/Moduleprices.htm

[17] Skyzier A. and Kelly T (2009). Comparison of Aerial Imaging with Onsite Physical Analysis KyotoUSA and MAPS capital Managements.

[18] Google earth software support [Online]

https://support.google.com/earth/#topic=4363013

[19] Klein et al. TRNSYS 15, A transient simulation program. Solar Energy Laboratory, Madison (WI, USA), 2000.

[20] Bakos GC, Soursos M, Tsagas NF. Technoeconomic assessment of a building-integrated PV system for electrical energy saving in residential sector. Energy Build 2003;35:757–62.

[21] Mermoud A. Use and validation of PVSYST, a user-friendly software for PV-system design.In: 13th European photovoltaic solar energy conference, Nice, France, 1995. p.736–39.

[22] King DL, Dudley JK, Boyson WE. PVSIM: a simulation program for photovoltaic cells, modules, and arrays. In: 25th IEEE photovoltaic specialists conference, Washington (DC, USA), 1996. p. 1295–97.

[23] Menicucci DF, Fernandez JP. User’s manual for PVFORM: a photovoltaic system simulation program for stand-alone and gridinteractive applications. Sandia National Laboratories Report, Report No. SAND85-0376, 1988.

[24] Klein SA, Beckman WA. PV F-Chart user’s manual, Microcomputer version 1.0., Middleton (WI,USA), 1983.

[25] Balcomb JD, Hayter SJ, Weaver NL. Hourly simulation of gridconnected PV systems using realistic building loads. National Renewable Energy Laboratory, Report No. NREL/CP-550-29638, 2001.

[26] Bishop JW. Computer simulation of the effects of electrical mismatches in photovoltaic cell interconnection circuits. Solar Cells 1988;25:73–89.

[27] Goldstein LH, Case GR. PVSS—a photovoltaic system simulation program. Solar Energy 1978;21:37–43.

[28] Hoover ER. SOLCEL II-an improved photovoltaic system analysis program. Sandia National Laboratories Report, Report No.SAND79-1785, 1980.

[29] Woolf J. Renew: a renewable energy design tool for architects. Renewable Energy 2003;28:1555–61.

[30] Schmitt W. Modeling and simulation of photovoltaic hybrid energy systems optimization of sizing and control. In: 29th IEEE photovoltaic specialists conference, New Orleans (LA) 2002. p. 1656–59.

[31] Mondol J.B, Yohanis Y.G, Norton B (2007, April) Comparison of measured and predicted long term performance of grid a connected photovoltaic system Energy Conversion and Management Volume 48, Issue 4, Pages 1065-1080.

[32] Fthenakis, V.M, Zweibel K. (2003). CdTe Photovoltaics: Real and Perceived EHS Risks

[33] Fthenakis, V.M. (2002). Could CdTe PV Modules Pollute the Environment? Upton, NY: National Photovoltaic Environmental Health and Safety Assistance Center, Brookhaven National Laboratory

[34] Potential Health and Environmental Impacts Associated with the Manufacture and Use of Photovoltaic Cells, PIER, Final Report, November, 2003

[35] CdTe Facts(2009, Feb)[Online] www.firstsolar.com

[36] Fthenakis, V.M., Duby, P., Wang, W., Graves, C., Belova, A.(2006) Recycling of CdTe Photovoltaic Modules: Recovery of Cadmium and Tellurium.

[37] Zweibel K. (2004, March) PV Module Recycling in the US. NREL.

[38] Fthenakis, V.M. and Moskowitz, P.D. (1998) The Value and Feasibility of Proactive Recycling, NCPV Program Review Meeting, Sept. 8-11, 1998. Denver CO.

[39] First Solar FS series 2 PV Module [Online] http://www.gehrlicher.com/fileadmin/content/downloads/Modules/20110920_DB_FS_Serie_2_EN.pdf

[40] PowerGate® Plus 500 kW [Online]

http://www.satcon.com/uploads/products/en/1MW-PG-US-UL.pdf

[41] Messenger R, and Ventre J., Photovoltaic Systems Engineering, CRC press LLC, 2000

[42] Townsend T. U. A Method for Estimating the Long-Term Performance of Direct-Coupled

Photovoltaic Systems. M. S. Thesis – Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin, Madison: 1989

[43] Fry, Bryan. Simulation of Grid-Tied Building Integrated Photovoltaic Systems. M. S. Thesis – Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin, Madison: 1999

[44] Venkataraman S (2010). The U.S. Solar Market: Assessing the Potential Renewable Energy World North America Magazine.

[45] Info clienti Electrica Furnizare S.A.[Online]

http://www.electricafurnizaretn.ro/Intrebarifrecvente.html

[46] http://www.srectrade.com/ Pennsylvania SREC Market

[47] Krauter, S., (2003), Greenhouse gas reduction by PV, 3rd World Conference on Photovoltaic Energy Conversion, May11-18, 2003 Osaka, Japan

[48] Fthenakis, V.M. and Kim, H.C., (2005) Energy use and Greenhouse gas emissions in the life cycle of thin film CdTe Photovoltaic, Proceeding of symposium G-Life Cycle analysis, MRS Fall Meeting, Boston, MS, 29-Dec2. 2005

[49] Dargatz, M., (2009), PV module “Right-Sizing” for Micro inverters, Enphase Energy.

[50] Willis, H.L. and Scott, W.G., (2000), Distributed power generation: planning and evaluation.

[51] Fthenakis, V.M and Kim, H.C., (2006) CdTe Photovoltaics: Life Cycle Environmental Profile and Comparison, presented at the European Material Research Society Meeting, Symposium O, Nice, France

[52] Fthenakis, V.M., Kim, H.C., and Alsema, E., (2008), Emissions from Photovoltaic Life Cycles, Environ. Sci. Technol., 2008, 42, 2168-214