Potențialul energetic al surselor regenerabile de energie din România este prezentat in tabelul de mai jos. [304150]

[anonimizat], [anonimizat], alimentară, transporturi, comerț, farmaceutică etc. și nu in ultimul rând consumatorul casnic.

Energia electrică la ora actuală reprezintă aproximativ 40% din consumul global de energie de orice formă. [anonimizat]. În secolul curent fiecare stat are un sistem electroenergetic format din interconectarea generatoarelor de energie electrică prin linii electrice si deasemenea prin transformatoare.În prezent pentru a [anonimizat], pacura, însa aceștia au un impact negativ asupra mediului prin arderea lor în centralele termice clasice și emisia de gaze cu efect de seră.

Centralele nucleare reprezintă și ele deasemenea o [anonimizat] o [anonimizat]. [anonimizat] s-[anonimizat], existând potențial mai mare pe partea de microhidrocentrale.

[anonimizat]. Astfel, energia luminii solare, a vânturilor, a apelor curgatoare, a proceselor biologice și a căldurii geotermale pot fi captate utilizând diferite procedee.

Sistemele hibride pot reprezenta în viitor soluții importante pentru alimentarea consumatorilor de energie electrică dar se impune și o revizuire a SEN(Sistemul Energetic Național) care în prezent necesită elaborarea unui program de studiu și dezvoltare a acestuia precum și de investiții importante pentru viitor.

Potențialul energetic al surselor regenerabile de energie din România este prezentat in tabelul de mai jos.

Tabel 1.1. Potențialul național al surselor regenerabile [1]

Fig. 1.1. Harta potențialului de resurse regenerabile [1]

Legenda:

I. Delta Dunării (energie solară);

II. Dobrogea (energie solară și eoliană);

III. Moldova ([anonimizat], energie eoliană și biomasă);

IV. Munții Carpați (IV1 – Carpații de Est; IV2 – Carpații de Sud; IV3 – Carpații de Vest ( biomasă, microhidro); V. Podișul Transilvaniei (microhidro);

VI. Câmpia de Vest (energie geotermală);

VII. Subcarpații (VII1 – Subcarpații Getici; VII2 – Subcarpații de Curbură; VII3 – Subcarpații Moldovei: biomasă, microhidro);

VIII. Câmpia de Sud (biomasă, energie geotermală și solară) [1].

Capitolul 1

Resursa energetică solară

Prin energie solara se ințelege energia care este direct produsa prin transferul energiei luminoase radiata de soare in alte forme de energie. Soarele trimite catre pamânt un flux de energie care corespunde unei puteri de 170 miliarde MW. Daca s-ar capta numai 0,1% din aceasta energie pentru o populație de cca. 6 [anonimizat] o putere de 30 kW, cu o durata de 4-5 ore zilnic, s-ar putea produce cca. 50.000 kWh pentru fiecare locuitor (fața de cca. 3.000 kWh produși in prezent). Din pacate energia solara prezinta o serie de dezavantaje: concentrația de energie solara este mica, iar captarea ei se face greu, cu cheltuieli mari și este distribuita neregulat in timp și pe suprafața planetei.

O cantitate imensa de energie solara ajunge la suprafața pamantului in fiecare zi. Aceasta energie poate fi captata, si folosita sub forma de caldura in aplicații termo-solare, sau poate fi transformata direct in electricitate cu ajutorul celulelor fotovoltaice.

1.1. Efectul fotovoltaic

Efectul fotovoltaic este principalul proces fizic care stă la baza tehnologiilor de construie a celulelor solare care convertesc lumina de la soare în electricitate. În anul 1839, Edmund Becquerel, fizician francez în vârstă de 19 ani, descoperă efectul fotovoltaic în timpul unui experiment cu o celulă electrolitică făcută din doi electrozi de metal. Acesta a descoperit că anumite materiale pot produce mici cantități de energie electrică atunci când sunt expuse la lumină.

Prima celulă solară a fost construită de Charles Fritts care a acoperit seleniu semiconductor cu un film subțire de aur pentru a forma o joncțiune metal semiconductor. Dispozitivul avea o eficiență de 1%. Celulele solare au devenit de uz practic ca surse de energie după ce Russel Ohl, în anul 1941, a dezvoltat tehnologia joncțiunilor p/n ce a permis atingerea unor eficiențe mai mari de 5% prin anii 1950-1960. Astăzi celulele solare dezvoltate la nivel de laborator ating eficiențe >20%, iar la nivel industrial se situează în medie la 13 %.

Vârsta modernă a tehnologiilor solare a venit în 1954 de la Bell Laboratories care dezvoltau experimente cu semiconductori, descoperind accidental ca siliciu dopat cu anumite impurități era sensibil la lumină. Daryl Chapin, Calvin Fuller și Gerald Pearson [D. M. Chapin, C. S. Fuller, and G. L. Pearson; J. Appl. Phys. 25, 676 (1954)] au inventat primul dispozitiv practic de conversie a energiei solare în energie electrică cu o eficiență de 6%. Prima baterie de celule solare a fost construită în aprilie, 1954. Primul panou solar a fost folosit pe satelitul Vanguard 1 lansat în Martie 1958 și era format din celule solare produse Hoffman Electronics. Acest eveniment a creat interes pentru producerea și lansarea de comunicații geostaționare cu sateliți alimentați cu energie electrică de la panouri solare.

În 1970 a fost creată prima heterostructură de GaAs pe care s-au construit celule solare de mare eficiență. Zhores Alferov [Alferov, Zh. I., V. M. Andreev, M. B. Kagan, I. I. Protasov,and V. G. Trofim (1970). Fiz. Tekh. Poluprovodn 4: 2378, Nobel Prize 2000] a creat primul heterotranzistor care a revoluționat telefonia mobilă și comunicațiile prin satelit. Tehnologia folosită MOCVD- Depunere chimică din fază de vapori a compușilor metaloorganici- dezvoltată în 1980 a permis elaborarea celulelor solare pe GaAs. În SUA prima celulă solară cu eficiența de 17% față de coeficientul AM0 (vezi anexa) a fost dezvoltată de Applied Solar Energy Corporation (ASEC). ASEC a dezvoltat celule cu “joncțiune duală” prin depunerea de GaAs pe substrat de Ge ce a permis tensiuni mari în circuit deschis. Celule cu joncțiune duală pe structuri GaAs au atins în anii 2007 o eficiențăde 30% AM0 [2].

1.2. Caracteristicele celulelor fotovoltaice

O celulă solară este alcatuita din două sau mai multe straturi de material semiconductor, cel mai întâlnit fiind siliciul. Aceste straturi au o grosime cuprinsă între 0,001 și 0,2 mm și sunt dopate cu anumite elemente chimice pentru a forma joncțiuni „p” și „n”. Această structură e similară cu a unei diode. Când stratul de siliciu este expus la lumină se va produce o „agitație” a electronilor din material și va fi generat un curent electric.

Celulele, numite și celule fotovoltaice, au de obicei o suprafață foarte mică și curentul generat de o singură celulă este mic dar combinații serie, paralel ale acestor celule pot produce curenți suficient de mari pentru a putea fi utilizați în practică. Pentru aceasta, celulele sunt încapsulate în panouri care le oferă rezistență mecanică și la intemperii.

Fotonii din radiția solară ce cad pe siliciu sunt absorbiți inducând procese de generare de electroni liberi. Doparea siliciului cu diferite metale/nemetale intensifică generarea de sarcini electrice.

.

Fig. 1.2. Structura celulei [3]

Structura siliciului pur este reprezentată printr-un cristal tridimensional în care atomii ocupă vârfurile unui cub după cum sunt dirijați și electronii săi de valență.

1.3. Clasificarea celuleloror fotovoltaice

Celulele solare pot fi clasificate dupa mai multe criterii. Cel mai folosit criteriu este dupa grosimea stratului materialului. Aici deosebim celule cu strat gros si celule cu strat subtire.

Un alt criteriu este felul materialului: se întrebuintează, de exemplu, ca materiale semiconductoare combinațiile CdTe, GaAs sau CuInSe, dar cel mai des folosit este siliciul.

Dupa structura de baza deosebim materiale cristaline(mono-/policristaline) respectiv amorfe.

În fabricarea celulelor fotovaltaice pe lânga materiale semiconductoare, mai nou, exista posibiltatea utilizarii și a materialelor organice sau a pigmenților organici.

Celule pe bază de siliciu cu strat gros;

Celule monocristaline (c-Si);

Au randament mare în producția în serie se pot atinge până la peste 20 % randament energetic, tehnică de fabricație pusă la punct; totuși procesul de fabricație este energofag, ceea ce are o influență negativă asupra periodei de recuperare (timp în care echivalentul energiei consumate în procesul de fabricare devine egal cantitatea de energia generată).

Celule policristaline (mc-Si);

La producția în serie s-a atins deja un randament energetic de peste la 16 %, cosum relativ mic de energie în procesul de fabricație, și până acum cu cel mai bun raport preț – performanță.

Celule pe bază de siliciu cu Strat subțire;

Celule cu siliciu amorf (a-Si);

Cel mai mare segment de piață la celule cu strat subțire; randament energetic al modulelor de la 5 la 7 %; nu există strangulări în aprovizionare chiar și la o producție de ordinul TeraWatt.

Celule pe bază de siliciu cristalin, ex. microcristale (µc-Si);

În combinație cu siliciul amorf randament mare; tehnologia aceeași ca la siliciul amorf7.

Semiconductoare pe bază de elemente din grupa III-V;

Celule cu GaAs;

Randament mare, foarte stabil la schimbările de temperatură, la încălzire o pierdere de putere mai mică decât la celulele cristaline pe bază de siliciu, robust vizavi de radiația ultravioletă, tehnologie scumpă, se utilizează de obicei în industria spațială (GaInP/GaAs, GaAs/Ge)

Semiconductoare pe bază de elemente din grupa II-VI;

Celule cu CdTe;

Utilizează o tehnologie foarte avantajoasă CBD(depunere de staturi subțiri pe suprafețe mari în mediu cu pH , temperatură și concentrație de reagent controlate) ; în laborator s-a atins un randament de 16 %, dar modulele fabricate până acum au atins un randament sub 10 %, nu se cunoaște fiabilitatea. Din motive de protecția mediului este improbabilă utilizarea pe scară largă.

Celule CIS, CIGS;

CIS este prescurtarea de la Cupru-Indiu-Diselenid produs în stație pilot la firma Würth Solar în Marbach am Neckar, respectiv Cupru-Indiu-Disulfat la firma Sulfurcell în Berlin, iar CIGS pentru Cupru-Indiu-Galiu-Diselenat produs în stație pilot în Uppsala/Suedia. Producătorii de mai sus promit trecerea la producția în masă în anul 2007.

Celule solare pe bază de compuși organici;

Tehnologia bazată pe chimia organică furnizează compuși care pot permite fabricarea de celule solare mai ieftine. Prezintă, totuși, un impediment faptul că aceste celule au un randament redus și o durată de viață redusă (max. 5000h). Încă (ianuarie 2007) nu există celule solare pe bază de compuși organici pe piață.

Celule pe bază de pigmenți;

Numite și celule Grätzel utilizează pigmenți naturali pentru transformarea luminii în energie electrică; o procedură ce se bazează pe efectul de fotosinteză. De obicei sunt de culoare mov.

Celule cu electrolit semiconductor;

De exemplu soluția: oxid de cupru/NaCl. Sunt celule foarte ușor de fabrict dar puterea și siguranța în utilizare sunt limitate.

Celule pe bază de polimeri;

Deocamdată se află doar în fază de cercetare [4].

Fig. 1.3. Principiul de funcționare al panourilor fotovoltaice [6]

1.4. Eficiența celulelor fotovoltaice

Eficienta celulelor fotovoltaice variaza intre 14% si 22%. Astazi sunt cercetate metode de crestere a eficienței conversiei radiației. Acest procent mic este cauzat in principal de: materiale reflectoare; fenomene de tranziție PN si pierderi de tensiune si curenți.

Fig. 1.4. Pierderi și randament [3]

Variante de marire a conversiei radiațiilor solare sunt: restricția reflexiei si cresterea absorbției – lumina care se reflecta pe suprafața este direcționata spre semiconductor, existand astfel posibilitatea de a penetra restul aparatului. Printre rezultate se enumeră: creare de suprafată texturată;

incorporarea unui invelis N intre invelisuri si N + P +. legarea celulelor fotovoltaice cu panouri bifotovoltaice. Comutarea serie-paralel poate produce module fotovoltaice de puteri diferite ( intre 10 si 64 W ) si de tensiuni rezultante diferite [3].

1.5. Tipuri de panouri fotovoltaice

Construcția unui panou solar obișnuit:

Un geam (de cele mai multe ori geam securizat monostrat) de protecție pe fața expusă lasoare;

Un strat transparent din material plastic (etilen vinil acetat, EVA sau cauciuc siliconic) în care se fixează celulele solare;

Celule solare monocristaline sau policristaline conectate între ele prin benzi de cositor;

Caserarea feței posterioare a panoului cu o folie stratificată din material plastic rezistent la intemperii fluorura de poliviniliden (Tedlar) și Polyester;

Priză de conectare prevăzută cu diodă de protecție respectiv diodă de scurtcircuitare și racord;

ramă din profil de aluminiu pentru protejarea geamului la transport, manipulare și montare, pentru fixare și rigidizarea legăturii.

Panourile solare Monocristaline au urmatoarele avantaje: au o eficiența de 15%*, spațiul necesar pentru montarea lor este mai mic (datorita eficienței), pot produce de 4 ori mai multă energie decat panourile solare tip „film",rezistența lor in timp este mai buna si performează bine chiar si pe lumina scazută.

Principalul dezavantaj este costul.

Fig. 1.5. Panouri solare monocristaline [8]

Panouri solare policristaline au urmatoarele avantaje: au o eficiența de 13% și sunt cele mai potrivite ca raport preț-calitate pentru casele familiale.

Dezavantaje: datorita eficienței ușor reduse fața de monocristaline, este necesara instalarea mai multor panouri [6].

Fig. 1.6. Panouri solare policristaline [8]

Fig. 1.7. Diferențiere între tipuri de panouri [5]

Exista 3 tipuri de panouri solare de tip Thin Film:

Silicon – Amorf (a-Si);

Telur – Cadmiu (CdTe);

Cupru – Indiu – Galiu – Seleniu (CIS-CIGS).

Tabel 1.2. Caracteristici principale ale panourilor solare de tipul Thin Film [7]

Avantaje și Dezavantaje generale ale panourilor de tip Thin Film.

Avantaje:

Rezistență sporită la temperaturi înalte comparativ cu panourile solare pe bază de celule cristaline;

Majoritatea celulelor de tip Thin Film sunt flexibile, ceea ce crește numărul de aplicații;

Un impact mai mic asupra eficienței când intervin umbrele.

Dezavantaje:

Rată scăzută a eficienței ceea ce duce la un sistem fizic mai mare pentru aceeași putere la ieșire;

Instalațiile sunt costisitoare deoarece este necesară instalarea unui număr mare de panouri solare;

Panourile de tip Thin Film se degradează în timp mai repede [8].

Fig. 1.8. Panouri solare de tip Thin-Film [8]

Panourile solare Thin Film de tipul Silicon – Amorf (a-Si);

Primele celule solare de tip Thin Film au avut ca și compoziție Silicon Amorf, tehnologia fiind răspândită și folosită cu succes pentru dispozitivele care necesită o putere instalată relativ mică, dar având și o rată a eficienței energetice mici.

Raportându-ne la scară mondială, viitorul acestor tipuri de panouri solare nu este prea încurajator, deoarece sunt folosite și fabricate din ce în ce mai puțin. Sharp, un producător de astfel de celule solare, a retras 160 din cei 320 MW a capacității de producție din Japonia în decursul acestui an.

În condiții de laborator, eficiența acestui tip de celulă solară a ajuns până la 12.5%, dar în condiții normale și un volum mai ridicat de panouri, eficiența variază între 6-9%.

În figura de mai jos s-a reprezentat structura internă a unei celule de tip Silicon Amorf.

Fig. 1.9. Structura interna a unei celule de tip Silicon Amorf [7]

Panourile solare Thin Film de tipul Telur – Cadmiu (CdTe);

Cel mai mare mare producător de astfel de panouri solare Thin Film pe bază de Telur – Cadmiu, este First Solar cu un procent al eficienței pe modul de 14.4%, iar pe celulă de 18.7%, aceștia oferind o garanție a produselor de 25 de ani. De asemenea, acest tip de panou solar este a doilea ca răspândire din lume, după silicon.

În decursul anului 2013 compania instala un parc de panouri solare în Valea Antilopelor din California cu o putere instalată de aproximativ 230MW.

În anumite situații, sistemele tipice multi-kilowatt la temperaturi înalte, bazate pe construcția de Telur-Cadmiu, pot fi panouri solare monocristaline sau policristaline în funcție de costuri. Sunt singurele panouri solare de tip Thin Film cu această tehnologie de suprapunere a celulelor de silicon cristaline.

Sunt de asemenea probleme cu mediul înconjurător a acestor panouri bazate pe acest compus, deoarece Cadmi-ul este o substanță grea, iar o expunere îndelungată și cantități ridicate provoacă cancer, substanța acumulându-se în plante și animale. Atâta timp cât cantitatea este minimă și ținută în interiorul celulei solare, expunerea și reciclarea pot fi periculoase și costisitoare.

În figura de mai jos s-a reprezentat structura internă a unei celule de tip Telur – Cadmiu (CdTe).

Fig. 1.10. Structura interna a unei celule de tip Telur – Cadmiu [7]

Panourile solare Thin Film de tipul Cupru – Indiu – Galiu – Seleniu (CIS-CIGS);

Producătorul Japonez Solar Frontier în prezent se bucură de cel mai mare succes al acestui tip de panou solar, recent compania a construit un parc cu o putere instalată de 1GW și livrări de 577MW. În 2013 elvețienii în laboratoare specializate au reușit să creeze celule solare de tip CIGS pe folii de polimeri flexibili cu o eficiență record de 20.4%. Astfel, celulele solare de tipul CIGS devenind cele mai eficiente panouri solare până în acest moment.

În figura de mai jos s-a reprezentat structura internă a unei celule de tip Cupru – Indiu – Galiu – Seleniu (CIS-CIGS [7].

Fig. 1.11. Structura internă a unei celule

de tip Cupru – Indiu – Galiu – Seleniu [7]

1.6. Potențialul solar. Harți de profil

Regiunea de sud-est a României, vestul, centrul dar și estul țării sunt cele mai bune locuri pentru a amplasa un parc solar, arată harta potențialului solar al României publicată pe site-ul Asociației Române a Industriei Fotovoltaice – RPIA.

Comparativ cu energia eoliană, unde potențialul de vânt este concentrat cu precădere în zona Dobrogei și a Moldovei, potențialul solar al României este răspândit aproape pe întreg teritoriul țării.Deși în acest moment, în România nu funcționează decât două parcuri solare mari de câte 1 MW fiecare, comparativ cu investițiile de 1,5 miliarde de euro care au dus la montarea a 1.000 de MW în parcuri eoliene, energia solară este cotată de mulți specialiști din piață cu șanse bune de a se transforma în noul boom al segmentului de energie verde. Schema de sprijin foarte generoasă pusă la dispoziție de statul român precum și scăderea costurilor pentru echipamente sunt doar câțiva dintre factorii care atrag atenția investitorilor .

Problema este că fiind o piață abia la început, consultanții din domeniu spun că este necesară venirea în România a unor companii puternice de profil care practic să certifice tot acest potențial, în contextul în care accesul la finanțare este în continuare difici [9].

Fig. 1.12. Harta de profil potențial energetic România [9]

Radiația solară medie anuală în România variază între 1,100 și 1,300 kWh/m2 pentru mai mult de jumătate din suprafața țării. Potențialul termic al energiei solare este estimat la 60 PJ/an (1400 ktoe/an). De aceea radiația solară pe suprafață orizontală pentru România este de aproximativ 200 milioane de GWh pe an (potențialul teoretic solar).

O hartă a radiației solare a fost întocmită de Institutul Național de Meteorologie și Hidrologie. Există bune posibilități pentru dezvoltarea utilizării energiei solare, iar experiența anterioară poate fi exploatată [10].

Fig. 1.13. Harta radiației sorare în România [10]

Tabel 1.3. Potențial solar [10]

Capitolul 2

Sisteme hibride pentru alimentarea consumatorilor izolați

2.1. Aspecte generale

Sistemele hibride pentru producerea energiei electrice care utilizează resurse regenerabile (în special eoliană și solară) au apărut datorită necesității reducerii emisiilor poluante a centralelor electrice dotate cu grupuri Diesel mari și care alimentau comunități situate în zone foarte izolate (insule sau zonele arctice).

Electrificarea acestor regiuni se poate face fie prin extinderea rețelelei electrice, fie prin asigurarea de surse locale autonome de generarea e EE. Până la începutul anilor `80 aceste surse erau constituite din sisteme Diesel care aveau în principal, unul sau mai multe grupuri electrogeneratoare motor Diesel – generator și o minirețea de distribuție locală la consumator.

Cea mai evidentă și mai la îndemână a fost combinarea sistemelor de valorificare a RR cu sistemele Diesel deja existente, astfel luând naștere sistemele hibride de producere a EE.

Sistemele hibride de producere a energiei electrice sunt sisteme autonome de generare a energiei electrice care includ mai mult de o sursă de energie și care operează împreună cu echipamentul auxiliar asociat (inclusiv subsisteme de stocare) pentru a furniza energie electrică unui consumator. Subsistemele de generare e EE integrează diferite sisteme de valorificare a RR precum: aerogeneratoare, panouri fotovoltaice, grupuri Diesel pe diferiți combustibili, etc. Tehnologia de hibridizare oferă astfel posibilitatea utilizării locale a resurselor de energie regenerabilă (eoliană, solară, biomasă, hidro, etc.) pentru producerea și furnizarea energiei electrice unor consumatori izolați, situați departe de rețeaua națională de electircitate.

Cu toate acestea, producerea EE de către un sistem autonom și izolat care utilizează RR implică unele dificultăți precum:

Tiparul zilnic (alternața zi-noapte) și sezonier al RR, disponibilitatea acesteia depinzând puternic de caracteristicele climatice ale locului;

Acoperirea sarcinii variabile la consumator din surse de conversie care utilizează resurse energetice intermitente;

Costurile de investiții inițiale relativ mari [11].

2.2. Elemente de clasificare a sistemelor hibride

O soluție pentru alimentarea consumatorilor mici și izolați care s-a răspândit pe scară largă la nivel mondial a fost cea a sistemelor autonome Diesel. Astfel de sisteme se constituie în principal din unul sau mai multe grupuri electrogene motor Diesel – generator și o minirețea de distribuție locală la consumator. În funcție de necesități se putea prevedea în structura existentă și un sistem de acumulare a energiei, de obicei, o baterie de acumulatoare, dar de obicei doar pentru consumatori relativ mici.

Problemele date de poluare cu gaze cu efect de seră specifice sistemelor Diesel, precum și cele legate de consumul de combustibil și negarantarea continuității în alimentare cu EE au dus la căutarea unor soluții noi. Cea mai evidentă și mai la îndemână a fost combinarea sistemelor eoliene cu cele Diesel, rezultând astfel sistemele hibride eoliene-Diesel SHED , un astfel de sistem fiind prezentat în fig. 2.1. [12].

Fig. 2.1. Sistem hibrid eolian – Diesel (SHED) [12]

În general AE sunt dimensionate astfel încât sa acopere integral sarcina la CEEI la fel cu BA, care va intra in funcțiune doar în cazul indisponibilității RR. GD pornește atunci cînd nivelul de încărcare al BA scade sub o valoare prestabilită, acesta având rolul de a realiza simultan încărcarea BA și acoperirea sarcinii la consumator prin convertorul c.a./c.c. INV. Automatizarea și controlul fluxurilor de energie în cadrul sistemului, precum și protecția este asigurată de SCAP.

Gradul de penetrare a AE în SH variază, la începutri el fiind de ordinul 20% AE și 80% GD, însă în zilele noastre procentul s-a inversat, ajungând în unele cazuri la peste 90% AE.

Atunci când disponibilitatea resursei solare în amplasament este bună și foarte bună, adică pentru zone geografice la care numărul mediu de ore cu insolație de 1000 W/m2 este mai mare sau egal cu 3[ore/zi] și resursa eoliana lipsește, s-au înlocuit AE cu panouri fotovoltaice, rezultând SH solare-Diesel, SHSD. Deoarece resursa solară nu e disponibilă pe timpul nopții și, uneori nici pe timpul zilei (condiții meteo nefavorabile), aceste sisteme trebuie să aibă în componență subsisteme de acumulare a energiei (cele mai utilizate fiind bateriile de acumulatori), fig. 2.2.

Fig. 2.2. Sistem hibrid solar – Diesel (SHSD) [12]

Multe zone geografice de pe glob, împreună cu potențialul eolian, dispun o bună parte a anului și de potențial solar. Astfel, cu niște costuri relativ scăzute, s-au conceput SH care înglobeazaă atît AE cît și PFV, subsistemul Diesel și cel de acumulare a energiei în BA rămânând în componență. Aceste sisteme au fost denumite sistem hibride eoliene-solare-Diesel (SHESD), în fig. 2.3. prezentându-se schematic un exemplu de astfel de sistem.

La SHESD, sistemul fotovoltaic și cel eolian funcționează în paralel, furnizând EE în c.c., care este transformată în invertor în EE de c.a. și utilizată pentru acoperirea sarcinii la consumator. Bateria de acumulatoare are rolul de a înmagazina energia solară în timpul zilei, regimul de descărcare al ei fiind pe timpul nopții. Generatorul Diesel pornește în perioadele de timp nefavorabil, în care RR (eolienă și solară) este indisponibilă, sau pentru acoperirea eventualelor vârfuri de sarcină [12].

Fig. 2.3. Sistem hibrid – eolian – solar – Diesel (SHESD) [12]

Avand in vedere caracterul aleatoriu și intermitent al resurselor eoliene, pentru creșterea

gradului de asigurare în alimentarea cu energie electrica se impune adoptarea unor solutii care implică:

Utilizarea unor resurse neconvenționale, cu caracter complementar sursei

eoliene (energia solara, biomasa);

Utilizarea unui grup motor – generator (Diesel).

Dintre sistemele hibride cele mai raspandite sunt cele binare: GMG / fotovoltaic / eoliene (PV / EOL), eolian / grup motor generator (EOL / GMG) sau terțiare PV / EOL / GMG.

Schema unui astfel de sistem este prezentată in fig. 2.4. Este un sistem de alimentare care poate asigura consumatorul cu energie electrică foarte aproape de 100% [9].

Fig. 2.4. Sistem hibrid GMG / fotovoltaic / eolian [9]

2.3. Componentele de baza a unui sistem hibrid

SH de utilizate pentru alimentarea cu EE a unor zone izolate, situate departe de rețelele de distribuție centralizate, în funcție de configurația schemei utilizate, pot conține următoarele componente :

2.3.1. Subsistemul de generare, este componenta de bază și cuprinde surse clasice (grupuri Diesel) și regenerabile (eoliene, solare, dar și alte tipuri precum microhidro, biomasă, pile de combustie, etc.;

A. Panourile fotovoltaice (PFV):

PFV reprezintă componenta cea mai fiabilă din întreg SH, montarea PFV se poate face în configurație fixă sau mobilă, în ultimul caz ele fiind dotate cu sisteme de urmărire a poziției soarelui pe cer. Configurația fixă presupune așezarea în amplasament al acestora, pe o montură fixă lângă consumator, de obicei orientată spre sud pentru a asigura insolația maximă, în cazul SH de mare putere comun unui CEEI concentrat. Integrarea PFV în structura clădirilor, de obicei pe acoperișuri, se face pentru SH de mică putere montate la consumatori idividuali dispersați.

În cadrul SH cu bară de c.c. subsistemul fotovoltaic (SFV) funcționează în paralel cu subsistemul de acumulare a EE (bateriile de acumulatoare), pentru restul SH ele sunt racordate printr-un invertor la bara de c.a. [12]

B. Grupul Diesel (GD):

GD de c.a. sunt cele mai utilizate, în special pentru CEEI mari și sunt în principiu grupuri motor pe bază de motorină cuplate mecanic cu generatoare sincrone GS.

În cazul în care AE au în componență GAS, frecvența în sistem este menținută constantă de către GD, prin intermediul unui regulator automat al vitezei. Acesta reglează fluxul de motorină astfel încât viteza arborelui și, respectiv, a rotorului GAS cuplat la arborele motorului, sa fie menținută constantă. Dacă AE sunt echipate cu GS, ele nu vor mai avea nevoie de GD pentru menținerea constantă a frecvenței.

Problema furnizării de putere reactivă (Q) de către GD pentru magnetizarea miezului mașinilor rotative de inducție, se pune doar în cazul în care AE sunt echipate cu GAS, generatorul sincron din componența GD funcționând în regim de compensator sincron (CS).

Dacă SH are mai multe GD care funcționează în paralel pe aceeași bară de c.a., este necesar un sistem de control al funcționării lor în paralel. Cele mai răspândite astfel de sisteme sunt cele computerizate, acestea desemnând în general un GD pentru menținerea frecvenței constante, iar restul pentru acoperirea integrală a sarcinii. [12]

Grupurile Diesel de c.c. sunt utilizate mai rar în scheme și se realizează prin cuplarea pe un arbore comun a unui motor Diesel, a unei mașini de c.a. și a unei mașini de c.c., fig. 2.5.:

Fig. 2.5. Grup Diesel de c.c. utilizat la SH [13]

Avantajul acestei scheme este că se pot alimenta simultan atât barele de c.a. cât și cele de c.c. ale SH iar la nevoie, se poate genera putere reactivă. Acesta se face prin decuplarea GD de la arbore și trecerea generatorului de c.a. în regim de CS. [13]

C. Subistemul de stocare a energiei (SSE):

SSE este frecvent utilizat în sistemele hibride de puteri mici și medii, mai rar în SH de puteri mari, datorită costurilor pe care le presupun. Cel mai frecvent mod de acumulare utilizat pentru SH cu energie eoliana și solară este bateria de acumulatori (BA). Pentru SH mici (sarcini mici), BA este utilizată pentru acoperirea parțială sau integrală a sarcinii pe perioade nefavorabile RR. Pentru SH medii și mari, de c.a., BA sunt utilizate pentru acoperirea sarcinii pe perioade scurte de timp, sau numai pentru acoperirea pe termen scurt a fluctuațiilor de sarcină. Stocarea energiei în acumulatori se face în perioadele favorabile RR de la sistemele de conversie eoliană și/sau solară sau de la GD. Există trei tipuri de acumulatori utilizați pentru SHESD. [14]

Tabelul 2.1. Caracteristicile acumulatorilor utilizați în SHESD[14]

Acumulatorii Pb – Acid sunt foarte răspândiți sunt fiabili dacă sunt corect exploatați și au o densitate mare de energie. Dezavantajul este acela ca au o durată de viață scăzută, randament mic la temperaturi joase și electrolitul este puternic coroziv.

Acumulatorii Ni – Cd au o durată de viață mai mare, randamentul este mare la temperaturi joase, masă specifică mică și densitate mare de energie. Dezavantajele ar fi ca nu sunt ieftine și cadmiul e foarte toxic.

Acumulatorii REDOX au un mare număr de cicluri de încărcare – descărcare și o durată de viață mai mare decât acumulatorii Ni – Cd sau Pb – Acid.

Există și alte forme de acumulare a energiei, depozitaea realizându-se în sisteme de pompare a apei sau în volanți. Genul acesta de sisteme sunt foarte rar utilizate, fiind mai de grabă excepții de la regula generală.

2.3.2. Subsistemul de conducere, automatizare și protecție (SCAP) este utilizat ori de câte ori există mai multe generatoare care furnizează EE simultan [12]. SH se află în zone izolate, deci este nevoie ca SCAP să fie complet automat și capabil astfel în a urmări parametrii sistemului, precum: sarcina cerută, starea generatoarelor, starea de încărcare a acumulatorilor etc. SCAP trebuie să acționeze pentru a direcționa fluxul de energie produsă în funcție de sarcina cerută și, de asemenea, să asigure protecția echipamentelor.

SCAP fie se găsesc pe piață , fie se pot proiecta special pentru SH vizat. Indiferent de modul de achiziționare, ele trebuie astfel concepute încât să adapteze caracteristicile geratorului Diesel cu cel eolian și cu bateria de acumulatori, iar dacă și când este necesar, să asigure comutarea între modul de generare dorit. Această unitate devine astfel cea mai importantă parte a SH, ea fiind echipată cu un microcomputer și soft adecvat astfel încât să realizeze următoarele funcții:

Monitorizarea și controlarea stării întregului SH;

Monitorizarea și controlarea stării de încărcare a BA;

Pornirea și oprirea GD când este cazul;

Stabilirea priorităților de generare și acoperire a sarcinii în funcție de prioritățile presetate;

Pentru presetarea priorităților de generare și acoperire a sarcinii trebuie ținut cont de timpii de cuplare la sarcină, astfel: în mod obișnuit, un întreruptor automat cuplează bateriile de acumulatori cam în 5 secunde, pe când grupul Diesel, chiar cu sisteme automate de pornire, se conectează la sarcină cam în 20 de secunde [11].

2.3.3. Echipamente electronice de putere, precum Invertoare (INV), redresoare (RD), convertoare (CV), se utilizează când în cadrul SH există componente de c.c. și c.a. care funcționează în paralel. Uneori astfel de CV intră chiar în componența regulatoarelor de încărcare formând o unitate compactă. În alte cazuri, se utilizează CV care pot funcționa ca INV sau RD, permițând transferul de EE atât dinspre partea de c.c. spre c.a., cât și invers. Majoritatea INV utilizate sunt de două tipuri: cu comutație naturală și cu comutație forțată, cele cu comutație forțată sunt cele mai versatile, dar și cele mai scumpe.

Pentru SH este recomandabilă folosirea INV cu undă sinusoidală pură, deoarece se pretează mai bine consumatorilor casnici obișnuiți.

Convertizoarele statice (CS) sunt utilizate și când SH nu furnizează pe bara de alimentare a consumatorului tensiune și frecvență constantă.

Deși mutatoarele ca echipamente, s-au dezvoltat rapid și au ajuns la randamente ridicate, ele sunt relativ complexe, scumpe și mai puțin fiabile în cadrul SH.

2.3.4. Convertoare rotative (CR), se utilizează pentru a înlocui mutatoarele clasice de tip static din componența SH și sunt alcătuite dintr-o mașină de c.c. cuplată la arbore cu o mașină de c.a., realizând funcția de redresor/invertor electromagnetic. Ambele mașini pot funcționa atât ca motor cât și ca generator, când una este în regim de motor, cealaltă este în regim de generator și invers. În general această soluție se utilizează pentru SH de putere mare ( zeci de KW), schema de pricipiu fiind prezentată în fig. 1.5..

Fig. 2.7. CR în regim de generator [13]

2.3.5. Compensatoare sincrone (CS), au rolul de a furniza putere reactivă în rețeaua de c.c a SH la care AE are GS. Același rol îl îndeplinesc și BC, când nu se dorește utilizarea CS.

2.3.6. Rezistențe de balast (RB), se utilizează în SH atunci când este necesară protecția împotriva excesului de sarcină în rețea, exces ce poate duce la instabilitatea sistemului. Ca RB se pot utiliza atât echipamente pe bază de semiconductoare de putere, dar cel mai des sunt folosite RB pe bază de rezistoare. Pentru sistemele de mică putere, excesul de sarcină transferat RB, se transformă în căldură, energia termică risipindu-se în atmosferă. Pentru SH de puteri mai mari, această energie termică se poate utiliza ca o sarcină secundară, încălzirea apei fiind cea mai comună și la îndemână aplicație.

2.3.7. Blocul de comutație, cuprinde întreruptoare, separatoare, siguranțe fuzibile, echipamente de protecție, cutii de conexiune, cabluri etc. și se operează prin intermediul SCAP.

2.3.8. Sarcina, deși nu face parte din componența propriu-zisă a SH, trebuie să fie acoperită în orice moment de timp, într-o cât mai mare măsură din RR (eoliană și /sau solară, în acest caz), cu consum cât mai redus de combustibil și cu pierderi cât mai mici. În general, pentru SH sarcina constă din consumatori casnici, în c.a., la frecvență industrială, dar pot exista și consumatori trifazați (mici ateliere) sau echipamente electronice sensibile (balize radio, stații meteo, etc.), la care este neceasră o atenție deosebnită privind calitatea EE furnizate de SH.

Capitolul 3

Eficificacitatea privind proiectarea sistemelor hibride

3.1. Reguli de amplasare a sistemului fotovoltaic

Pentru a utiliza sistemul fotovoltaic în cele mai bune condiții este necesară o poziționare a acestora căt mai bună față de soare, astfel în căt pe parcursul zilei Sistemul Fotovoltaic să nu fie umbrite de vegetație, relief, clădire etc.

Orientarea sistemului Fotovoltaic va afecta performanțele acesteia producerii de energie electrica va va fi maximă dacă razele soarelui cad perpendicular pe panourile solare. Traiectoria soarelui însă nu este la fel tot anul pe bolta cerească: vara soarele are o traiectorie mai înaltă iar iarna o traiectorie mai joasă (Figura 3.1).

Fig. 3.1. Orientarea sistemului fotovoltaic [15]

În cazul în care se utilizează un sistem automat de urmărire a soarelui pe cer panourile fotovoltaice dotate cu astfel de sistem pot produce o cantitate în energie electrică cu până la 40 % mai mare decât cele fără urmărire (traking).

Sistemul fotovoltaic fară sistem de urmărire a traiectoriei soarelui, pentru emisfera nordică se amplasează cu orientare spre Sud, la un unghi optim care se calculează cu relația:

Өind = φ – δ [˚C] [14]

În care:

φ – latitudinea locului.

δ – declinația solară.

Demonstrație: se consideră un panou fotovoltaic așezat la înclinația Өind în punctul A de latitudine φ, razele solare cad pe panoul solar sub unghi de 90˚, declinația solară fiind δ. Notăm unghiul dintre razele solare și firul de plumb cu α și unghiul dintre firul de plumb si panoul fotovoltaic cu β rezultă:

Өind = 90˚ – β

β = 90˚ – α →

α = φ – δ

va rezulta:

Өind = 90˚ – [90˚ – (φ – δ)] = φ – δ (e.d.)

Fig. 3.2. Unghiul optim de înclinare a panoului FV [15]

Declinația solară într-o zi a anului se poate determina cu formula lui Cooper:

δ = 23,43 sin ( 360°- ) [ °]

unde:

n – reprezintă luna din an ( de exemplu: dacă n=1 atunci ii 1ianuarie).

Calculul declinației medii pe fiecare lună se face prin stabilirea zilei pentru care valoarea declinației este mai aproape de valoarea declinației medii a lunii considerate, valorile atinse la solstiții fiind δ = ± 23,5˚ , Figura 3.3..

Fig. 3.3. Amplasarea sistemului fotovoltaic [15]

După efectuarea calculelor se poate ridica o diagramă solară în care apare marcat orizontul și obstacolele aferete Figura 3.4..

Fig. 3.4. Diagrama solară [15]

3.2. Problematica grupurilor diesel din cadrul SH

Pentru SH utilizate în aplicații de tipul celor menționate în subcapitolul 3.2., sarcina de bază se acoperă de obicei cu sistemele de valorificare a energiei din RR, iar ca sursă auxiliară de putere se utilizează GD.

În cazul în care alimentarea consumatorului s-a făcut exclusiv cu GD, soluția cea mai utilizată este cuplarea în paralel a unor AE sau / și SFV rezultând astfel SH.

GD din componența unui sistem hibrid oferă câteva avantaje și anume:

Sunt ușor de transportat în amplasament și se instalează repede, fiind compacte;

Există, la producător, într-o mare varietate de puteri, piața oferind un preț de achiziție standard pentru utilizator, atât pentru grupurile propriuzise cât și pentru piese de schimb;

Pot acoperi sarcina de bază în cazul perioadelor de timp nefavorabil resurselor regenerabile;

Pot acoperi sarcinile de vârf, intrând în funcțiune doar pentru aceste perioade scurte de timp;

Problemele care le ridică GD în SH sunt:

Nu pot fi pornite instantaneu: timpul de pornire minim pentru un GD este de minim 20 secunde;

Prezintă risc de incendiu la depozitul de motorină;

Sunt zgomotoase în funcționare;

Prețul motorinei nu e stabil;

Au impact negativ asupra mediului: prin arderea motorinei se produc oxizi de azot, bioxid de carbon și particule solide;

Prezintă pericol de deversare accidentală a combustibilului, atât la transport cât și la manevrare sau depozitare. Din experiența internațională s-a constatat că dese ori motorina deversată accidental ajunge în ape curgătoare sau pânze freatice.

Reducerea impactului negativ asupra mediului de către GD se poate face prin:

Reducerea numărului de ore de funcționare a acestor grupuri, ceea ce depinde puternic de disponibilitatea în amplasament a RR;

Măsuri de protecție anti incendiu la depozitare;

Măsuri de protecție ecologică în transport, manevrare și depozitare;

Înlocuirea motorinei cu combustibili alternativi, mai puțin poluanți [16].

3.2.1. Surse alternative pentru GD din SH

Există, la ora actuală, mai multe alternative de înlocuire a motorinei sau chiar a motoarelor din GD care sunt utilizate în electrificarea localităților izolate atât ca parte a unor sisteme Diesel de sine stătătoare cât și ca parte a SH, astfel:

Microturbinele: sunt de fapt turbine cu gaze de puteri cuprinse între 25 și 500 kW și care pot utiliza o mare varietate de combustibili: gaz natural, propan, kerosen, gaz din instalații de biomasă etc. Emisiile de noxe sunt scăzute, concentrația de NOx e mică în gazele de evacuare, iar când excesul de căldură este utilizat pentru cogenerare și / sau refrigerare, randamentul crește la 60% , scăzând totodată emisiile de gaze cu efect de seră.

Pilele de combustie: combină hidrogenul – utilizat drept combustibil- și oxigenul – din aer – în prezența unui catalizator și a unui electrolit, producându-se elecricitate, căldură și apă. Datorită faptului că pila de combustie nu necesită arderea nici unui tip de combustibil, emisiile nocive sunt reduse la zero.

Gazele naturale: pot înlocui motorina pentru GD în două moduri: primul mod, mai “curat ” este de a înlocui motorul prin compresie cu unul pe injecție și al doilea mod, de a alimenta direct motorul cu compresie Diesel cu gaz natural și într-o proporție mai mică, motorină. Un astfel de amestec, ce conține 95% gaz natural, duce la scăderea emisiilor de NOx cu 25 % și pentru CO2 la jumătate. Marele dezavantaj este creșterea emisiilor de CO cu 25 % și cele de metan de șapte ori.

Biodiesel: este un combustibil natural, făcut din metil ester derivat din boabe de soia. Instalațiile de producție biodiesel pot transforma o varietate de grăsimi vegetale si animale în biodiesel. Combustibilul cu cei mai buni parametri se obțin din uleiul de rapiță, alte uleiuri ca cele de soia, floarea soarelui, jatropa, palmier, susan etc. pot fi utilizați de asemenea cu succes si au un randament bun. Datorită multiplelor avantaje pe care le prezintă, biodiesel este candidatul ideal pentru înlocuirea motorinei din GD.

Principalele avantaje ale biodieselului sunt:

Reduce emisia de dioxid de carbon în atmosferă cu 80%;

Reduce emisia de dioxid de sulf cu 100% față de motorina clasică;

Nu este produs petrolier dar poate fi amestecat în orice proporție cu motorina;

Este mai puțin inflamabil- avantaje la stocare și transport (punct de aprindere biodiesel = 1500C față de 70 0C motorina Diesel);

Se obține din resurse regenarabile – din uleiuri vegetale;

Mirosul emanațiilor de la biodiesel este mai plăcut decât cel de la Diesel;

Biodieselul este mai ușor de folosit și nu este necesară folosirea de către mecanicii de întreținere a normelor de protecție a pielii;

Biodieselul este biodegradabil și se degradează de 4 ori mai repede decât dieselul obișnuit. In cazul unei deversări biodieselul este degradabil în maxim 28 zile;

Biodieselul prin folosire reduce zgomotul de funcționare al motorului față de Dieselul obișnuit;

Biodieselul poate fi depozitat în orice rezervor și nu implică schimbări in infrastructura de depozitate existentă;

Nu afectează în mod substanțial consumul de combustibil sau turația motorului;

Nu necesită schimbări în sistemul de distribuție (pompe, bazine, locații etc.);

Reduce semnificativ fumul rezultat la pornire;

Performanțele energetice ale GD sunt comparabile cu cele pe motorină;

Nu conține sulf, permițând folosirea de catalizatori;

Permite țărilor bazate pe agricultură sau cu potențial agricol mare sa fie mai puțin dependente de petrol [16].

Combustibilul biodiesel se poate utiliza pe timp de vară fără nici o problemă, marele dezavantaj îl constituie utilizarea lui pe timp de iarnă: fără aditivi de iarna poate fi utilizat până la temperatura de -7°C, în timp ce adăugarea aditivilor îl face folosibil până la temperaturile de –17 -20°C. Această problemă se poate rezolva destul de simplu, pentru SH din zone mai reci: fie printr-o investiție suplimentară prin care să se asigure temperaturi de utilizare optime (sistem de încălzire din resurse eoliene a depozitului de biodiesel si a GD), fie utilizarea pe perioadele mai reci a motorinei clasice.

3.3 Elemente specifice privind cablarea SF

Principala diferență între instalațiile electrice de curent alternativ de joasă tensiune obișnuite și cele de curent continuu de joasă tensiune pentru sistemul fotovoltaic este amperajul mult mai mare al acestora din urmă (dar și plaja de tensiune operațională). Proiectarea trebuie să aibă în vedere o alegere corectă a cablurilor electrice pentru o utilizare eficientă a sistemului ftovoltaic.

Cel mai important parametru de determinat este secțiunea conductorului. Un conductor de secțiune prea mică poate duce la supraîncălziri periculoase și chiar la incendii, datorită amperajului ridicat în sistemul fotovoltaic, pe de altă parte o alegere corectă a conductoarelor nu va necesita pe viitor lucrări de mentenanță pentru ani de zile.

Componentele sistemului fotovoltaic sunt poziționate de obicei în exterior la fel și conductoarele acestora, din acest motiv cablurile trebuie să aibă izolația rezistentă la radiația ultravioletă și plaja de temperature de funcționare mult lărgită (- 45 ÷ +80˚C sau chiar mai mult). Astfel de conductoare dacă bine alese rezistă în condiții normale de operare mai bine de 20 de ani.

Pentru cablarea elementelor de interior se pot utilize conductoare standard mai ieftine, o regulă simplă de urmat pentru sisteme mici de 1mm2 secțiune de conductor pentru fiecare amper de curent. În general această regulă previne supraîncălzirea și căderile de tensiune pe conductor vor fi în limite normale.

3.3.1. Tipuri de conductoare folosite uzual în sisteme fotovoltaice

În funcționare modulele fotovoltaice se încălzesc mult, sau măsurat pe terminalele de conexiune și 70˚C, de asemenea aceste panouri sunt expuse întreruperilor datorită funcționării lor în aer liber, s-au găsit cutii terminale de tensiune pline cu apă la zile după ultima ploaie din aceste cauze cablurile sistemelor fotovoltaice sunt speciale ele trebuind să fie rezistente atât la ultraviolete cât și la apă, într-o plajă largă de temperaturi.

Pentru a corespunde unor astfel de cerințe și pentru a standardiza cablarea, se utilizează reglementări energetice, cea mai cunoscută este NEC (National Eletric Cod), o reglementare publicată în Statele Unite de NFPA (National Fire Protection Assosiation) și care constă într-o serie de articole referitoare la cablarea sistemului energetic, inclusiv a celor fotovoltaice (articolul 690 în special) conform NEC sunt disponibile următoarele tipuri de conductoare cu proprietățile prezentate în Tabelul 12 și 13.

În unele cazuri conductoarele au izolația dimensionată la mai mult de o valoare de temperatură. [17

Tabel 3.1. Tipuri de conductoare [17]

Tabel 3.2. Proprietătile conductoarelor [17]

3.3.2. Interconectarea și cablarea panourilor sistemului fotovoltaic

Fiecare panou fotovoltaic are două fire + și – cu care se conectează serie și/sau paralel cu alte panouri fotovoltaice, împreună formând un sistem fotovoltaic.

Dacă avem un număr mic de panouri în sistemul fotovoltaic înterconectarea se poate face cu cabluri și conectori speciali.

Fig. 3.5. Conectarea cu cabluri și conectori speciali [17]

Cele mai utilizate tipuri de conectori în aplicațiile fotovoltaice sunt de tip MC, TYCO și HUBER – SHVHMER.

Pentru sisteme fotovoltaice de puteri mari se utilizează mai multe panouri legate serie, pentru paralelul lor rezultând un număr mare de conductoare + si -. Conectarea tuturor acestora la invertor ar fi complicată și neeconomică. De aceea aceste conductoare sunt grupate într-un sigur panou de interconexiune numit COMBINER.

Fig. 3.6. Panou de interconexiune – Combiner [18]

Combiner poate fi prevăzut în funcție cu propriul sistem de protecție la supra curenți. (siguranță fuzibilă, și/sau descărcătoare). […..]

Astfel numărul de cabluri de putere scade la 2, rezultând un circuit electric mai economic de cablat și protejat, în plus scăzând și pierderile de putere. Cablarea la combiner se poate face cu cabluri de tip USE – 2, UF, TC, THW – 2, THWN – 2, RHW – 2, XHW – 2. Cel mai utilizat este cablul USE – 2 (doar dacă temperatura ambientală mai mare de 30˚C) și se mai poate utiliza cablu de tip SE rezistent până la 90˚C.

Cablurile de tip UF au plaja de temperatură scăzută între 60˚C ÷ 70˚C de aceea nu se prea utilizează în sisteme fotovoltaice.

3.3.3. Cablarea între Combiner și panoul de comutație (invertor/controler)

Între combiner și controler sau panoul de comutație de obicei există o distanță apreciabilă și conform reglementărilor NEC conductoarele trebuie să fie cele listate cu protecție la ultraviolete Tabelul 13 și trebuie să fie trase în conducte electrice. Se pot utiliza de asemene și cabluri de tip USE – 2, USE 2/ RHW – 2 sau THHN.Dacă notarea cablului se face cu 2 grupe de litere atunci cablul are proprietațile de la ambel tipuri notate.

3.3.4. Cablarea între bateriile de acumulatoare și invertor

Între bateria de acumulator și invertor cablarea specificațiilor NEC se face cu un singur conductor izolat și un conductor electric pentru protecție mecanică, conductoarele uzuale utilizate sunt: #1/0 ÷ #4/0 (53 ÷ 107 mm2).

De obicei de tip: RHW și THW atât în variantă rigidă cât și flexibilă. Conductoarele electrice utilizate pot fi rigide, flexibile, metalice sau nonmetalice. Indiferent de tip nu sunt admise conducte din plumb sau PVC. [18]

Tabel 3.3. Conversiea din sistemul AWG în metric [18]

AWG – American wire gauge (Ecartamentul american a conductoarelor)

Capitolul 4

Etapele proiectarii unui SH

S-a adaptat modelul matematic pentru SH-solar diesel in felul urmator:

4.1. Evaluarea sarcinii

Pentru fiecare consumator din inventarul gospodăriei se vor calcula:[19]

Puterea necesară:

[W]

În care:

Bcons = Număr de bucăți din inventarul consumatorului (bec, radio, tv, frigider etc.) [bucăți];

Iabs = Curentul absorbit de fiecare componentă a consumatorului [A];

UnC = Tensiunea nominală a consumatorului [V];

Sarcina zilnică în Ah pentru fiecare componentă:

[Ah/zi]

În care:

Pnec = Puterea necesară [W];

Cuz = Ciclul de utilizare zilnică pentru fiecare componentă a consumatorului [h/zi] = numărul de ore în care componenta din cadrul consumatorului (bec, radio, tv, frigider etc.) va fi utilizată în fiecare zi (formatul este zecimal, adică 1oră și 15 minute se va scrie 1,25);

Cuz = Ciclul de utilizare săptămânală pentru fiecare componentă a consumatorului [h/săpt] = numărul de zile în care componenta din cadrul consumatorului (bec, radio, tv, frigider etc.) va fi utilizată în fiecare săptămână;

∆Pconv = Factorul de pierderi în convertoare – în mod normal se va trece randamentul invertorului luat din cartea tehnică, dar dacă nu se dispune de aceste date se vor trece următoarele valori implicite: pentru convertor c.c./c.c.= 0,9 iar pentru invertor c.c./c.a. = 0,85;

UnSH = Tensiunea nominală de c.c. a SH [V].

Puterea totală a consumatorului:

Ptot = Σ Pnec [W]

Reprezintă suma tuturor puterilor necesare calculate pentru fiecare consumator din inventarul gospodăriei.

Sarcina totală pe care SH trebuie să o acopere:

Stot = Σ SAh [Ah/zi]

Reprezintă suma tuturor sarcinilor în Ah calculate pentru fiecare consumator din inventarul gospodăriei.

Calculul sarcinii se face atât în c.c. (dacă există) cât și în c.a. ținând seama de pierderile în cabluri (∆Pcabl) și de eficiența bateriei de acumulatori (ηBA). Pierderile în cabluri și în aparatajul de comutație pot varia între 0,95 – 0,99, ideal ar fi ca acestea să nu depășească 3%, adică să fie mai mari de 0,97. Ca și valoare implicită se recomandă pentru pierderi în cabluri în cazul sistemelor hibride 0,98.

Factorul de eficiență a bateriei de acumulatori se ia din cartea tehnică a BA, presupunând tensiune de lucru constantă. Dacă nu se dispune de aceste date se consideră valoarea implicită de 0,9. Astfel:

Pentru sarcina de c.c. și c.a. curentul maxim calculat este:

Icalc = (Ptot c.c.[W] + Ptot c.a.[W]) / UNsh[V] [A]

Sarcina maximă corectată este:

Scorectat = Stot[Ah/zi] / ∆Pcabl / ηBA [Ah/zi]

4.2. Preliminarea BA și SFV

În această etapă se face un calcul preliminar pe baza căruia se va alege tipul BA și panourilor fotovoltaice, aceste date trecându-se în tabele informative de tipul celor din figura 4.4. și 4.6.

Curentul de proiect:

IPr = Scorectat[Ah/zi] / Nhi/zi[h/zi] [A]

în care:

Nhi/zi = Numărul mediu de ore cu insolație de 1000w/m2 [ore/zi];

Se consideră că: 1kWh/m2 = 316,96BTU/ft2 = 3,6 W/m2

Capacitatea cerută a BA:

CBA = Scorectat[Ah/zi] x ZS / Dmax /KToBA [Ah]

în care:

ZS = Numărul zilelor de stocare, reprezentând numărul zilelor consecutive în care este necesară utilizarea exclusiv a energiei stocate în baterii, RR fiind cu totul indisponibilă;

Dmax = Descărcarea maximă admisibilă a BA.

În cazul SH se utilizează BA cu ciclu adânc de descărcare, dacă nu se dispune de cartea tehnică a bateriei se iau următoarele valori implicite, tabelul 4.3.:

Tabelul 4.1. Valori implicite pentru Dmax în funcție de tipul BA [19]

KToBA = Factorul de influență a temperaturii asupra BA, reprezintă un coeficient de corecție care ține seama de scăderea capacității BA o dată cu scăderea temperaturii (atunci când este foarte rece).

De obicei, acest coeficient se trece în cartea tehnică a BA. Pentru BA Pb – Acid capacitatea scade aproximativ cu 1% la fiecare 1o C sub minus 20oC, iar ca valoare implicită se ia 0,9.

Numărul de BA în paralel:

NBA|| = CBA[Ah] / CBaselect[Ah]

în care:

CBAselect = Capacitatea BA selectate din catalog pentru SH; datele BA se trec într-un table informativ de tipul celui din tabelul 4.4:

Tabelul 4.2. Datele de interes pentru BA selectată din catalog [19]

Numărul de BA în serie va fi:

NBAserie = UnSH[V] / UNba[V]

Numărul total de BA necesare acoperirii sarcinii va fi:

NBAtot = NBAserie x NBA||

Capacitatea obținută a BA:

Kobt = NBA|| x CBaselect[Ah] [Ah]

Capacitatea totală utilizabilă:

Ktot ut = Kobt[ah] / Dmax [Ah]

Curentul debitat de sistemul fotovoltaic:

ISFV = IPr / KToFV [A]

în care:

KToFV = Factorul de influență a temperaturii asupra SFV, reprezintă un coeficient de corecție care ține seama de diferența curentului obținut din panoul FV fața de curentul de catalog, datorită degradării în timp, acumulării de praf și în general datorită condițiilor de operare; dacă nu se dispune de cartea tehnică a panoului fotovoltaic, se iau următoarele valori implicite, tabelul 4.5:

Tabelul 4.3. Valori implicite pentru CToFV în funcție de tipul modulului FV[19]

Datele SFV se trec într-un tabel informativ de tipul celui de mai jos:

Tabelul 4.4. Datele de interes pentru sistemul FV selectat din catalog [19]

4.3. Predeterminarea sistemului hibrid

În această fază se calculează un indicator al SH numit rata SFV/ sarcină în funcție de care proiectul va fi de SH sau sistem pur fotovoltaic. Astfel se calculează:

Sarcina zilnică:

Sziln = Scorectat[Ah/zi] x UnSH[V] [Wh/zi]

Sarcina anuală în kWh :

San = (Sziln[Wh/zi] x 365) /1000 = Sziln[Wh/zi] x 0,365 [kWh/an]

Puterea calculată a SFV:

PSFV[W] = ISFV[A] x UNsh[V] [W]

Rata SFV/sarcină:

RSFV/S = PSFV[W] / Sziln[W] [-]

Pe baza acestui calcul și a graficului de tipul celui reprezentat în fig. 4.5. se decide astfel: dacă pentru consumatorul ales valorile se află deasupra ariei de demarcație (cu negru) este necesar de proiectat un SH, iar dacă valorile se află sub zona respectivă este suficient un sistem pur fotovoltaic sau pur eolian (dacă RR este foarte bună), iar dacă aceste valori cad în interiorul ariei de demarcație decizia se va lua în funcție de costurile totale nete precum și de bugetul disponibil.

Fig. 4.1. Graficul indicator pentru sistemul ce urmează a fi proiectat [19]

4.4.Dimensionarea efectivă a SH

Dacă în urma graficului din figura 38 rezultă necesitatea unui SH, se trece la calculul efectiv al sistemului.

a) Elemente preliminare privind BA:

Capacitatea totală a BA necesare sistemului hibrid:

CBASH = Scorectat[Ah/zi] x ZS[zile] / Dmax / KToBA [Ah]

Timpul de descărcare a BA:

TdBA = CBASH[Ah] / Icalc[A] [h]

Curentul maxim de descărcare al BA:

Imax d = CBASH[Ah] / TîBA[h] [A]

în care:

TîBA = Timpul de încărcare al BA se ia ca valoare implicită de 5 ore;

Se face observația că dacă TdBA ≤ 5 ore acest lucru duce de obicei la distrugerea foarte rapidă a acumulatorilor, în acest caz este recomandabil a se mări numărul zilelor de stocare ZS și refacerea calculului.

b) Dimensionarea GD:

Puterea nominală de încărcare a GD:

PnîGD = Imax î[A] x UNsh[V] [W]

Puterea GD:

PGD = PnîGD[W] / Eî / Kalt [W]

în care:

Kalt = Coeficientul de influență al altitudinii asupra puterii motorului: se știe că puterea motoarelor cu combustie internă scade o dată cu creșterea altitudinii datorită rarefierii aerului. În cazul GD aceasta se reflectă în scăderea EE produse. Dacă nu există disponibilă nici o informație se iau următoarele valori implicite: 3% pentru motoare pe motorină, gazolină și propan și 5% pentru motoare pe gaz natural/GPL la fiecare creștere cu 1000ft = 304m în altitudine ; de exemplu, un GD pe motorină aflat la o altitudine de 300m peste nivelul mării are un Calt = 0,97 (3%), iar la 1000m se poate considera Kalt = 0,91 (9%).

Rata SFV/sarcină: acest indicator defalcă puterea produsă de către SFV și de către GD utilizând un grafic (fig. 4.6.). Forma curbei se modifică în funcție de caracteristica climaterică a locului de amplasare a SH. Astfel, pentru o climă cu perioade lungi de vreme aspră panta curbei va scădea ușor, indicând un sistem fotovoltaic mai mic pentru o rată SFV/sarcină dată.

Fig. 4.2. Defalcarea sarcinii acoperite de SFV și GD [19]

Calculul puterii necesare GD pentru acoperirea sarcinii:

PnecGD = PGD + Ptot [W]

Alegerea GD din catalog se face astfel încât :

PGDcatalog ≥ PnecGD

În acest moment se cunoaște tipul și puterea GD necesar SH.

Se mai calculează:

Energia anuală furnizată de GD (teoretică de calcul):

EGD = (1 – SFV) x San[kWh] [kWh]

în care:

SFV = sarcina acoperită de sistemul fotovoltaic, în procente ( în calcule se trec valorile sub formă zecimală);

San = sarcina anuală calculată cu relația;

Numărul de ore de funcționare teoretică a GD :

NfctGD = EGD[kWh] x 1000 / PnîGD[kW] [h]

Numărul de intervenții de tip service pe an (se rotunjește la număr întreg)

Nr.service = NfctGD / ISU [-]

în care:

ISU = Intervalul de schimb de ulei, care reprezintă numărul de ore de funcționare a GD între două schimburi de ulei.

Dacă nu sunt disponibile date de catalog se pot lua valorile implicite din tabelul 4.7. :

Tabelul 4.5. Intervale de mentenanță pentru GD utilizate pentru SH [19]

c) Dimensionarea subsistemului fotovoltaic (SFV):

Puterea SFV:

PSFV = RSFV/S x Sziln [W]

Numărul de module FV în paralel:

NFV|| = PSFV/ UnSFV /InSFV

în care:

UnFV = Tensiunea nominală a modulului fotovoltaic ales din catalog [V];

InSFV = Curentul nominal al modulului fotovoltaic ales din catalog [A].

Numărul de module FV în serie:

NFVserie = UnSH / UnFV

Numărul total de module fotovoltaice necesare:

NFV nec = NFV|| x NFvserie

În acest moment se cunoaște numărul de module fotovoltaice în serie, în paralel precum și numărul total de module fotovoltaice care vor intra în alcătuirea SH.

d) Definitivarea SSE cu BA:

Numărul de BA în paralel:

NBA|| = CBASH / CBaselect

în care:

KBAselect = capacitatea BA selectată din catalog [Ah];

Numărul de BA în serie:

NBAserie = UnSH / UnBA

Numărul total de BA necesare SH:

NBA nec = NBA|| x NBaserie

În acest moment se cunoaște numărul total de BA necesare SH precum și dispunerea lor serie și paralel.

Se mai calculează:

Capacitatea totală a BA din cadrul sistemului hibrid:

CtotSH = NBA|| x CBaselect[Ah] [Ah]

Capacitatea efectiv utilizabilă totală:

Kef.ut = KtotSH x Dmax.adm [Ah]

în care:

Dmax.adm = Descărcarea maximă admisibilă a BA, luată din datele de catalog;

e) Dimensionarea controlerului din SCAP:

Curentul nominal al controlerului trebuie să fie mai mare decât curentul de scurtcircuit al SFV:

IscSFV = NFV|| x IscPFV [A]

f) Dimensionarea invertorului:

Invertoarele SH de alimentare cu EE a consumatorilor izolați trebuie să îndeplinească două condiții de bază [153]:

1. Puterea în funcționare continuă a invertorului trebuie să fie mai mare sau egală cu suma puterilor absorbite de către toți consumatorii pe care SH îi alimentează;

Pinv ˃ Σ Pnec [W]

2. Puterea maximă a invertorului trebuie să fie mai mare decât puterea la curentul de pornire maxim al consumatorilor pe care SH îi alimentează (Pmaxp).

Pinv ˃ Pmaxp [W]

g) Dimensionarea încărcătorului pentru BA:

Dimensionarea încărcătorului se face ținând seama de

Tensiunea nominală a SH (c.c.);

Curentul maxim de încărcare admisibil pentru BA.[19]

Bibliografie

[1]***-http://www.minind.ro/presa_2007/mai/Strategia_16_mai.pdf

[2]***-http://www.academia.edu/9480386/Efectul_fotovoltaic_Celule_solare_Material_orientativ_pentru_documentare_%C5%9Fi_formare_a_unui_nivel_minimal_de_cuno%C5%9Ftin%C5%A3e_de_baz%C4%83

[3]***-http://www.upit.ro/uploads/facultatea_ecc/Relatii%20internationale/DISCOVER/DISCOVER%20Curs_1.pdf

[4]***- https://ro.wikipedia.org/wiki/Celul%C4%83_solar%C4%83

[5]***http://www.solarcenter.ro/blog/162-tipuri-de-panouri-solare-fotovoltaice-si-eficienta-lor

[6]***

http://www.amemm.ro/index.php?option=com_k2&view=item&layout=item&id=45& mid=4&lang=ro

[7]***http://energyinformative.org/best-thin-film-solar-panels-amorphous-cadmium-telluride-cigs/

[8]***http://energyinformative.org/best-solar-panel-monocrystalline-polycrystalline-thin-film/#thin-film-solar-cells

[9]*** http://www.minind.ro/domenii_sectoare/energie/studii/potential_energetic.pdf

[10]*** http://www.cres.gr/trans-solar/downloads/Event_Romania/02.pdf

[11] Singh V. – Blending wind and solar into the diesel generator market, REPP No. 12, 2001

[12] Bunda Ș. – Sisteme hibride eoliene solare diesel pentru electrificarea rurală – Conferința de Inginerie Energetică, Fascicola de Energetică nr.12, Editura Universității din Oradea, 2006

[13] Manwell J. F. et al. – Hybrid 2 – A hybrid system simulation modell, University of Massachusetts, June30, 2006

[14] Felea I, Bunda Ș., ș.a. – Stabilirea soluțiilor optime de alimentare cu energie electrică a localităților rurale izolate din zona de activitate a S.D.F.E.E. Oradea – Raport de cercetare la Contractul Nr. 4 / 27.04. 2005, Universitatea din Oradea, Studiul Nr.4

[15] Bunda Șerban – Studiu si cercetări privind sistemele hibride de producere a energiei electrice- Conferința de Inginerie Energetică, Fascicola de Energetică nr.12, Editura Universității din Oradea, 2006

[16] Bunda Șerban – Soluție alternativă la combustibilii fosili utilizați de grupurile Diesel din cadrul sistemelor hibride de producere a energiei electrice, Conferința de Inginerie Energetică, Oradea, Mai 2007, pp 180-183

[17] Photovoltaic Power Systems and the 2005 National Electric Code: suggested practices, Electronic version1., June 2005

[18] A guide to Photovoltaic System Design Installation – Endecon Engineering, California Energy Commission, June 2001

[19]***- www.sandia.gov – Stand-Alone Photovoltaic Systems. A handbook of recommended design practice