Procedura de calitate [310017]

PROIECT DE DIPLOMĂ

< [anonimizat] a unui parc fotovoltaic >

Autor: Tananau V. [anonimizat]: Virgil Dumbravă

Cristian Lăzăroiu

București

<Iulie 2018>

Proiect de diplomă

< [anonimizat] a unui parc fotovoltaic >

prezentat la

Universitatea POLITEHNICA din București

Facultate de Energetică

pentru obținerea titlului de

inginer

Specializarea: < [anonimizat] >

de către

< Tananau V. [anonimizat] >

(absolvent: [anonimizat])

sub îndrumarea

< [anonimizat] >

Susținut la data de <data susținerii examenului de licență>, în fața comisiei de examinare

<Titlul academic și numele președintelui comisiei> Președinte

<Titlul academic și numele membrului #1> Membru

<Titlul academic și numele membrului #2> Membru

<Titlul academic și numele membrului #3> Membru

<Titlul academic și numele membrului #4> Membru

<Titlul academic și numele secretarului comisiei> Secretar

Această lucrare a fost pregătită în cadrul Facultății de Energetică a UPB

INTRODUCERE

1. Sursele regenerabile de energie prezente în rețelele electrice

Pătrunderea din ce în ce mai mare a surselor regenerabile cu interfețe electrice electronice în sistemele energetice ridică probleme tehnice și eficiența globală a sistemelor fotovoltaice poate scădea dramatic.

[anonimizat]. Trebuie adoptată strategia cea mai adecvată pentru a conecta sistemul regenerabil la rețeaua electrică sau pentru a furniza utilizatorilor finali.

Sursele regenerabile de energie sunt din ce în ce mai prezente în rețelele electrice. [anonimizat] ([anonimizat]) [anonimizat] o piață a energiei mai descentralizată. [anonimizat] a surselor de energie regenerabile.

Sursele regenerabile pot fi utilizate în centrale electrice mici și descentralizate sau în sisteme mari de generare. Acestea sunt modulare și pot fi construite în module de dimensiuni mici care pot fi utilizate în diferite locații. [anonimizat].

Variabilitatea naturală a condițiilor de mediu și comportamentul neliniar al generatoarelor fotovoltaice fac din utilizarea energiei fotovoltaice o sarcină dificilă [1]. Penetrarea din ce în ce mai mare a [anonimizat] [5], reglarea tensiunii [8], coordonarea protecției rețelei [3] detectarea rețelei [11] și funcționarea generatorului în urma unor perturbări ale rețelei de distribuție [15].

Eficiența globală a sistemelor fotovoltaice scade dramatic din cauza neconcordanței panoului [7], comutarea pierderilor în invertorul fotovoltaic [1], pierderile maxime de extracție [10] și pierderile de conducție [6].

[anonimizat].

[anonimizat] panoului și distanța mare dintre panourile PV și convertoare contribuie la pierderea totală a puterii sistemului. Complexitatea reprezintă, de asemenea, un factor suplimentar în operațiunile de întreținere și control, deoarece o defecțiune la un modul PV, în majoritatea cazurilor, este dificil de detectat [13].

2. Ipoteze utilizate în modelele financiare PV

Modelele financiare pentru investițiile fotovoltaice comerciale iau în considerare diferite ipoteze tehnice și tehnice relevante în derivarea diferitelor aspecte, cum ar fi veniturile din producția de centrale fotovoltaice, cheltuielile de capital. [9]

Modelele financiare PV sunt utilizate de către dezvoltatorii de proiecte, băncile și administratorii de active pentru a evalua rentabilitatea unui proiect PV. Sarcina este de a anticipa cât mai exact posibil fluxul de numerar actualizat, pentru a evalua dacă proiectul reprezintă o oportunitate de investiție atractivă. Cel mai important indicator cheie al performanței este rata internă de rentabilitate (RIR) sau rentabilitatea investiției (ROI) a capitalului investit, dar, în calitate de investitor, rar întâmplări de surprize, nivelul de incertitudine legat de RIR este de interes.

Modelele financiare PV sunt utilizate de către dezvoltatorii de proiecte, băncile și administratorii de active pentru a evalua rentabilitatea unui proiect PV. Sarcina este de a anticipa cât mai exact posibil fluxul de numerar actualizat, pentru a evalua dacă proiectul reprezintă o oportunitate de investiție atractivă.

Un model financiar tipic abordează următoarele subiecte:

1. Estimarea resurselor de iradiere

2. Pierderile de sistem și estimarea randamentului energetic, inclusiv degradarea sistemului [2].

Calculul randamentului energetic așteptat este în mod obișnuit furnizat de o cascadă de modele specifice, fiecare rezolvând o anumită întrebare privind conversia energiei. Figura 1 ilustrează fluxul de energie de la lumina soarelui către consumatorul de energie electrică pentru un sistem PV tipic conectat la rețea care evidențiază diversele sub-modele și incertitudinile conexe din diferitele etape [2].

Figura 1: Diagrama fluxului energetic într-un sistem fotovoltaic conectat la rețea. În negru parametrii calculați și în albastru incertitudinile conexe (σ).

CAPITOLUL I. PRODUCEREA DE ENERGIE ELECTRICĂ CU PANOURI FOTOELECTRICE

2.1 Analiza energiei fotovoltaice

Energia regenerabilă devine în mod constant o parte mai mare a balanței energetice globale, în special în sectorul energetic și în domeniile care susțin și promovează dezvoltarea acestora. În decursul ultimului deceniu, s-au observat rate de creștere de două cifre pentru unele tehnologii în domeniul energiei regenerabile, iar energia regenerabilă prognozată va continua să crească puternic în anul 2035, pentru ca măsurile necesare să fie întreprinse [3].

Cu toate acestea, există diferențe între cele trei utilizări principale de energie: electricitate, căldură și transport.

Producția de energie electrică din surse regenerabile crește rapid pentru majoritatea tehnologiilor, însă producția de energie termică prin utilizarea energiei regenerabile crește mai lent și rămâne sub-exploatată. [10]. După o perioadă de expansiune rapidă, creșterea biocombustibililor a încetinit recent, în principal datorită condițiilor meteorologice nefavorabile, care au redus randamentele și au mărit prețurile materiilor prime, însă au existat și probleme legate de durabilitate. Investițiile în producția de energie regenerabilă au crescut, de asemenea, în mod constant, însă au scăzut pentru prima dată în 2012. [6]

Acesta este probabil un semn că perspectivele pentru dezvoltarea surselor regenerabile de energie devin din ce în ce mai complexe.

În Europa, în ultimii ani a avut loc o expansiune rapidă a producției de energie regenerabilă, în special a energiei eoliene și solară, datorită cerințelor Directivei Uniunii Europene privind energia regenerabilă și a obiectivelor naționale. [13] Cu toate acestea, creșterea lentă a cererii de energie electrică și situația economică dificilă au pus sub semnul întrebării termenele pentru viitoarele investiții și factorii de decizie politică într-o serie de țări au început să își exprime îngrijorarea cu privire la posibilitatea unei cote mari de anumite tipuri de energie regenerabilă.

Aceste probleme se referă, în special, la ritmuri mai mari decât cele preconizate de dezvoltare a sistemelor solare fotovoltaice (PV), conduse în unele țări, precum și a schemelor generoase de subvenții nelimitate și a costului rapid de scădere a PV. Spre exemplu, Spania a acționat în 2010 pentru a stabili subvenții regenerabile foarte generoase și, cel mai recent, a fost făcut un moratoriu pentru a promova în continuare subvențiile pentru sursele regenerabile de energie. Dificultăți în integrarea unui număr mare de surse de energie regenerabile diferite în sistemul de electricitate se produc, de asemenea, în unele țări europene. [3]

În SUA, piața energiei regenerabile se dezvoltă rapid, în special datorită continuării politicilor de stimulare a energiei regenerabile, cum ar fi acordarea de subvenții în numerar (în loc de un credit fiscal) la 30% din costurile de investiții pentru proiectele eligibile privind energia regenerabilă energie. [5]

Ponderea surselor moderne de energie regenerabilă pentru căldură în cererea totală de căldură a crescut ușor și acum se situează la puțin peste 10%. O mare parte din această creștere a fost din partea bioenergiei, în ciuda faptului că energia solară și geotermală joacă un rol din ce în ce mai important, deoarece în unele cazuri și pe mai multe piețe acestea devin progresive din punct de vedere al costurilor.

Cu toate acestea, aceste tehnologii se confruntă cu probleme distincte de piață și planificare legate de implementare, deoarece tehnologia producerii de căldură din surse regenerabile de energie beneficiază de mult mai puțină atenție și sprijin decât tehnologia pentru producerea de energie electrică sau biocarburanți. Până în prezent, doar 35 de țări sprijină planurile strategice pentru producerea de energie termică din surse regenerabile. [11]

1.2 Utilizarea radiației solare

Utilizarea energiei solare a avut loc pe tot parcursul existenței omenirii în diverse moduri pentru a susține creșterea și dezvoltarea civilizației. Oamenii vechi nu aveau cunoștințe științifice și potențial de dezvoltare, pe care le avem astăzi, dar aveau o idee generală despre puterea soarelui și și-au dat seama că provin din diferite forme de energie care pot fi folosite. Acesta este motivul pentru care multe civilizații antice, cum ar fi americanii nativi, babilonienii, persanii, vechii hinduși și egiptenii, au avut un mare respect față de soare și, uneori, chiar l-au închinat. Cu toate acestea, grecii și romanii au înțeles pe deplin potențialul soarelui, în primul rând ca o sursă liberă de energie.

Radiația solară corespunde unei părți a spectrului radiației electromagnetice, având lungimi de undă cuprinse între zero și infinit, fiecarea dintre aceste frecvențe având efecte diferite și energii atașate diferite, aș cum este prezentat în Tabelul 1.1 [10].

Radiația solară transmisă de Soare spre Pământ, într-un spectru al lungimilor de undă între 200 și 3000 nm, dup cum se poate vedea in Figura 1.1, determină un transfer de energie de 2,211017 kWh (în afara atmosferei), care conduce la o valoare medie de 1373 W/m2 (constanta solară).

Datorită pierderilor în atmosferă, la suprafața pământului ajung în medie, într-o zi fără nori, la ora prânzului, circa 1000 W/m2, sub formă de radiații directe și radiații difuze (Vezi Figura 1.2

Pentru a lua în considerație pierderile de energie la trecerea prin atmosferă (grosimea atmosferei) este definit factorul atmosferic AM (air mass), asa cum este evidentiat in figura1.1.

în care z este unghiul razelor solare față de zenit (verticala în punctul analizat).

Tabelul 1.1 Spectrul radiațiilor electromagnetice

Sursa: [11]

Sursa: [15]

În mod obișnuit, instalațiile fotoelectrice din România se definesc pentru AM1,5 pentru z = 48. În zonele ecuatoriale în care soarele poate ajunge perpendicular pe suprafața pământului se operează cu AM1 (z = 0) iar zonele polare pot fi caracterizate de AM2 (z = 60) []

Sursa: [16]

Potențialul energetic solar în România variază între 1450∙∙∙1600 kWh/m2 și an în zona litoralului Mării Negre și a sudului țării și între 1250∙∙∙1350 kWh/m2 și an în restul țării (Vezi Figura 1.4).

Sursa: [13]

Valorile medii zilnice corespunzătoare fiecărei luni, în zona de sud a țării, sunt indicate în tabelul 1.2. În zonele ecuatoriale, valoarea media anuală pentru o zi poate atinge 7 kWh/m2 (față de 3,9 kWh/m2 în zona de sud a țării). Valorile medii lunare ale radianței solare E pentru zona de sud a țării sunt indicate în Figura 1.5.

Tabelul 1.2 Valori medii pe zi ale radianței solare [kWh/m2]

Sursa: [11]

Sursa: [11]

Pentru o obține o utilizare optimă a energiei solare, panourile fotoelectrice ar trebui astfel orientate încât razele solare să cadă, în fiecare moment, perpendicular pe suprafața acestora. În acest sens, apare necesară cunoașterea unghiului de incidență a razelor solare în funcție de momentul din zi, de poziția panourilor față de punctul geografic de montare și de înclinarea panourilor față de suprafața orizontală (Vezi Figura 1.6).

Sursa: [10]

Unghiul de incidență poate fi determinat din relația (2,3)

în care:

este unghiul de declinație (unghiul dintre poziția soarelui la mijlocul zilei cu planul ecuatorului) având valori între − 23,45 iarna și 23,45 vara (Vezi Figura 1.6);

− unghiul corespunzător latitudinii, având valori cuprinse între −90 și 90 (în emisfera sudică valori negative iar în emisfera nordică valori pozitive) – Vezi Figura 1.7;

− unghiul de înclinare, față de orizontală, a panoului fotoelectric având valori între zero grade (panou așezat pe suprafața orizontală) și 90 (pereți verticali) – Vezi Figura 1.7.

− unghiul azimutal al suprafeței (unghiul dintre proiecția orizontală a normalei la suprafața panoului fotoelectric și direcția sud) având valori cuprinse între −180 (spre est) și +180 (spre vest) – Vezi Figura 1.7

− unghiul orar (deplasarea unghiulară cu 15 pe oră a soarelui față de poziția la ora 12 în amplasamentul instalației fotoelectrice) având valori negative dimineața și valori pozitive după amiază (Vezi Figura 1.8)

Sursa: [10]

Sursa: [10]

1.3 Module și panouri fotoelectrice și cantitatea de energie electrică produsă de acestea

Modulele fotoelectrice sunt realizate, în mod obișnuit, ca ansamblu de celule fotoelectrice pentru puteri generate de 50∙∙∙300 W, într-o construcție mecanică adaptată utilizării ca sursă de energie electrică. Sunt realizate din celule fotoelectrice conectate electric și încapsulate între două straturi, în care stratul superior este transparent.

Puterea totală a unui modul este totdeauna mai mică decât suma puterilor celulelor în special datorită dispersiei caracteristicilor celulelor. Temperatura exterioară și nivelul radiației solare influențează puternic caracteristicile modulului.

Panourile fotoelectrice cuprind un ansamblu, integrat mecanic, de module fixate pe o structură suport, fără a include fundația, sistemul de urmărire, controlul termic sau alte asemenea componente, pentru a forma o unitate de producție de energie electrică. Dacă se asigură orientarea panourilor pe două axe se poate obține o producție de energie electrică cu circa 30% mai mare față de cazul panourilor fixe.

Caracteristicile unui panou fotoelectric uzual sunt indicate în Figura 1.8 și în Tabelul 1.3, fiind puse în evidență valorile în punctul MPP (maximum power point).

Panourile fotoelectrice pe bază de siliciu au devenit mai eficiente și mai ieftine astfel încât a fost posibilă realizarea unor centrale electrice de mari dimensiuni bazate pe energia solară.

Tabelul 1.3 Caracteristici ale unui panou fotoelectric

Sursa: [15]

Deși energia generată în aceste instalații încă nu este competitivă pe piața de energie electrică, susținerea guvernamentală dar și continua îmbunătățire a caracteristicilor electrice și economice a determinat ca puterile dezvoltate în astfel de instalații să cunoască o creștere deosebită.

Energia posibil de a fi realizată pe baza panourilor fotoelectrice este de 150210 kWh/m2 și an, fiecare Wp instalat poate determina 0,82 kWh/an.

CAPITOLUL II DIMENSIONAREA INSTALAȚIILOR FOTOELECTRICE

2.1 Alegerea schemei instalației

Alegerea soluției de generare a energiei electrice cu ajutorul instalațiilor fotoelectrice necesită o analiză atentă a aspectelor economice, financiare, de mediu și sociale. În prezent, fără suport financiar, energia generată de instalațiile foto-electrice este scumpă astfel că nu este justificat economic transferul de energie în rețeaua electrică publică. Principalele criterii pentru evaluarea oportunității dezvoltării unei instalații fotoelectrice pentru alimentarea izolată sunt [11]:

distanța față de rețeaua electrică publică;

costurile de întreținere și exploatare;

fiabilitatea alimentării și costul daunelor datorate întreruperii în alimentarea cu energie electrică;

aspectele sociale ale amplasării panourilor fotoelectrice;

beneficiile pentru mediul ambiant;

reducerea zgomotului și a poluării vizuale;

modularizarea și simplitatea instalației.

În general soluțiile pentru realizarea unei instalații fotoelectrice pentru utilizatorii izolați devin eficiente în cazul în care costul conectării la rețeaua publică este prea mare, sarcina este relativ redusă, utilizatorul este cu activitate temporară.

Alegerea tipului de celulă fotoelectrică pentru realizarea instalației depinde de [8]:

aria suprafeței aflată la dispoziție;

scopul instalației;

nivelul investiției.

Dimensionarea unei instalații fotoelectrice în insulă este mai complexă în raport cu instalațiile conectate la rețeaua electrică, necesită o analiză atentă a sarcinii care trebuie să fie alimentată și a condițiilor specifice utilizatorului. Este necesar să se stabilească un raport optim între condițiile specifice amplasamentului, profilul de sarcină al utilizatorului, utilizarea eficientă a bateriei de acumulatare, eventualele soluții suplimentare de alimentare cu energie electrică în lipsa energiei solare. În acest sens, în mod obișnuit sunt utilizate soluții hibride (solar și eolian, solar și grup Diesel etc.) pentru a asigura o alimentare fiabilă cu energie electrică a utilizatorului.

În general se consideră că un sistem fotoelectric poate asigura circa 700 kWh pe an pentru un kWp instalat, în condițiile specifice țării noastre.

Pentru cazul obișnuit în care instalația fotoelectrică este destinată alimentării unei locuințe izolate trebuie să fie parcurse următoarele etape [12]:

stabilirea necesarului zilnic maxim de energie electrică Wz ;

determinarea capacității necesare CB [Ah] a bateriei de acumulatoare

în care UB este tensiunea nominală la bornele bateriei de acumulatoare, k factor de autonomie (în mod obișnuit se alege k =36 pentru a asigura disponibilitatea și în zilele în care nu se asigură încărcarea bateriei);

se determină valoarea minimă medie zilnică a radiație solare pe durata unui an Emin [kWh/m2 și zi] pe suprafața cu înclinarea stabilită;

se estimează randamentul al panoului fotoelectric ales;

se estimează performanța KPV a instalației fotoelectrice;

se determină valoarea energiei Eu utile într-o zi

se determină aria de calcul Ac necesară pentru acoperirea necesarului de energie Wz

pentru a asigura disponibilitatea energiei electrice și în zilele în care nu este radiație solară, aria A a instalației rezultă având în vedere factorul de siguranță k

Bateria de acumulatoare necesară asigurării alimentării unei sarcini de 100 W trebuie să aibă o capacitate de circa 150 Ah.

Dimensionarea instalației pe baza algoritmului de mai sus, deși determină acoperirea necesarului de energie electrică și în cele mai puțin însorite zile din an, conduce la indicatori economici reduși având în vedere slaba utilizare a instalației pe parcursul anului (nivelul radianței pe parcursul anului variază mult, astfel că pe durata verii utilizarea instalației este foarte redusă).

În mod obișnuit, în zonele cu latitudine peste 30 , se preferă realizarea unor instalații hibride (cu motor Diesel sau cu o instalație eoliană) care să asigure energie necesară în lipsa aportului instalației solare.

2.2 Alegerea numărului de panouri

Pentru a se obține tensiunea necesară în circuitul invertorului sunt conectate în serie un număr ns de celule, determinat ca raportul dintre tensiunea dorită și tensiunea de mers în gol a unei celule iar pentru stabilirea curentului electric dorit sunt conectate un număr de np celule în paralel (Vezi Figura 2.1).

Numărul maxim nmax de celule în cadrul schemei se determină la temperatura minimă din zonă (de exemplu 10C) în zi cu soare, având în vedere faptul că odată cu reducerea temperaturii, tensiunea la ieșirea instalației fotoelectrice crește și ar putea depăși tensiunea admisă la funcționarea în gol a acesteia.

în care Umax invertor este tensiunea maxim admisă la bornele invertorului.

Valoarea Uoc(10C) se determină din caracteristicile cunoscute ale celulelor fotoelectrice utilizate.

Numărul minim de celule conectate în serie se determină pentru temperatura maximă a celulei având în vedere faptul că tensiunea de ieșire a sursei scade la creșterea temperaturii și nu trebuie să scadă sub valoarea minim admisă la invertor la funcționarea în sarcină.

în care UMPP(70C) se determină din caracteristicile cunoscute ale celulelor, în funcție de temperatură.

Sursa: [14]

Aria suprafaței necesară realizării unei instalații de o anumită putere instalată depinde de sarcina care trebuie alimentată și de tipul celulelor fotoelectrice utilizate. În tabelul 6.6 sunt indicate ariile suprafețelor necesare pentru realizarea unei instalații cu o putere instalată de 1 kWp. [14]

2.3 Alegerea echipamentelor din schema instalației

Puterea instalată a unei instalații fotoelectrice este dată, în mod obișnuit, prin puterea normată la tensiune alternativă a invertorului, ca fiind puterea pe care invertorul o poate transmite pe o durată nedefinită în rețeaua electrică la o temperatură de 25C a mediului ambinat. În medie, puterea normată pe partea de tensiune continuă poate fi cu 5% mai mare ca puterea normată a invertorului. [16]

Puterea nominală a invertorului poate fi cu 20% mai mare sau mai mică față de puterea normată a panourilor fotoelectrice.

Tabelul 2.1 Aria suprafaței necesară pentru realizarea unei instalații

fotoelectrice pentru 1 kWp

Sursa: [16]

Raportul dintre puterea normată a panourilor fotoelectrice PPV la STC și puterea normată a invertorului PPV inv este factorul de dimensionare a invertorului kinv

și poate avea valori 0,83 și 1,25.

La alegerea invertorului trebuie avută în vedere și soluția adoptată pentru asigurarea puterii reactive impusă de normele actuale în vigoare – factor de putere cel puțin 0,9 inductiv/capacitiv pe toate palierele de putere activă furnizată (inclusiv pentru puterea maximă). Dacă se prevede asigurarea prin surse separate (de exemplu, SVC) dimensionarea invertorului nu depinde de necesarul de putere reactivă. Dacă se prevede ca puterea reactivă să fie controlată cu ajutorul invertorului, puterea nominală a acestuia trebuie să fie minimum 110% din puterea normată a panourilor.

Pentru puteri normate ale instalației sub circa 5 kW este posibilă realizarea unei surse monofazate. Pentru puteri mai mari este obligatorie realizarea instalațiilor în schemă trifazată.

Schema de conectare (fig. 6.23, fig. 6.24) cuprinde în principiu un controler pentru controlul nivelului de tensiune, o punte invertoare comandată PWM, transformatorul de rețea, un controler pentru funcționare în punctul de putere maximă (maximum power point tracker MPPT), un circuit de monitorizare a rețelei electrice cu posibilitatea izolării față de rețeaua publică.

Circuitul de control al nivelului de tensiune la bornele bateriei de acumulatoare poate fi realizat în două moduri [10]:

tip serie (Vezi Figura 2.2a);

tip paralel (Vezi Figura 2.2b).

La utilizarea regulatorului serie (Vezi Figura 2.2a) la atingerea tensiunii maxime de încărcare a acumulatorului, contactorul static S1 determină separarea sursei fotoelectrice de baterie iar la reducerea tensiunii sub a anumită valoare are loc reconectarea contactorului S1 . La descărcarea acumulatorului sub o valoare prestabilită, contactorul S2 este deconectat și apoi reconectat numai după ce tensiunea la bornele bateriei atinge o valoare impusă.

În cazul utilizării reglajului paralel (Vezi Figura 2.2b) separarea sursei fotoelectrice de bateria de acumulatoare la depășirea tensiunii maxime se face prin scurtcircuitare cu ajutorul contactorului static S1 . Dioda de blocaj are rolul de a evita scurtcircuitarea bateriei de acumulatoare în starea de conducție a contactorului static S1 . Sursa fotoelectrică poate funcționa în scurtcircuit un timp nedefinit, curentul de scurtcircuit fiind limitat de caracteristica sa de funcționare.

De asemenea, la reducerea tensiunii la bornele bateriei de acumulatoare, este comandată deschiderea contactorului S2 . În aplicațiile practice este utilizată în special schema de reglare paralel având în vedere că se evită căderea de tensiune la bornele contactorului static S1 pe perioada de conducție în schema de reglare serie.

Sursa: [12]

Pentru obținerea unei puteri maxime, instalația trebuie să lucreze în punctul MPP; funcționarea instalației fotoelectrice în punctul de putere maximă PMPP se realizează cu ajutorul unui sistem de urmărire (MPP Tracking) care înglobează circuitul de control al tensiunii (Vezi Figura 2.3).

Sursa: [13]

Funcționarea la parametri corespunzători a unei instalații fotoelectrice necesită existența unei scheme corelate de control care să asigure atât utilizarea puterii maxime disponibile dar și o relație eficientă cu rețeaua electrică la care este conectată instalația (Vezi Figura 2.4).

Sursa: [16]

Circuitul de monitorizare a izolației, conectat în schema de tensiune continuă, permite semnalizarea reducerii nivelului de izolație între borna pozitivă a instalației și borna negativă conectată la pământ.

Invertorul are rolul de a asigura o tensiune alternativă adecvată rețelei electrice la care este conectată instalația fotoelectrică. Invertorul trebuie să funcționeze într-un domeniu relativ mare de valori, având în vedere faptul că tensiunea la ieșirea instalației fotoelectrice depinde de temperatura exterioară (Vezi Figura 2.5).

Figura 2.5 Curba curent electric-tensiune și domeniul de funcționare al invertorului

Sursa: [10]

În cazul instalațiilor fotoelectrice de putere redusă, conectarea la rețeaua electrică publică se face prin intermediul unui transformator monofazat, asigurând izolarea față de tensiunile joase din partea de tensiune continuă. De asemenea, transformatorul asigură limitarea interferențelor electromagnetice dintre cele două circuite de tensiuni diferite.

Prezența transformatorului conduce însă la creșterea pierderilor la producător precum și creșterea costurilor de investiție.

Experiența acumulată la exploatarea centralelor fotoelectrice de mică putere, izolate, a permis trecerea la instalații de puteri mari, foarte frecvent de 5 MW, sau 10 MW dar și de puteri mult mai mari. Există proiecte de centrale fotoelectrice de 80 MW și chiar 300 MW.

În principiu, structura instalației rămâne aceeași cu următoarele observații [7]:

grupurile de panouri fotoelectrice sunt conectate prin intermeniul invertoarelor și transformatoarelor JT pe MT, acestea având, de obicei, mai multe înfășurări de joasă tensiune;

în funcție de puterea generată, pot fi utilizate mai multe transformatoare de JT/MT care apoi sunt conectate la rețeaua de înaltă tensiune prin intermediul unui transformator de MT/IT.

La încadrarea în rețeaua electrică publică a centralelor fotoelectrice un rol deosebit de important îl are invertorul prin intermediul căruia se realizează practic toate funcțiile de interfață cu sistemul. Ca urmare a cerințelor operatorilor de rețea, în prezent, toate tipurile de invertoare trebuie să corespundă condițiilor impuse prin reglementările în vigoare la conectarea în rețea.

2.4 Estimarea energiei generate de instalațiile fotoelectrice

Energia generată de o instalație fotoelectrică poate fi estimată pe baza cunoașterii potențialului energetic local, a caracteristicilor panourilor utilizate și având în vedere prognoza metereologică (zile senine și zile cu nori). Având în vedere variabilitatea condițiilor de iluminare a panourilor fotoelectrice și a diferenței relativ mari între condițiile ideale și cele reale, evaluarea energiei generată într-un an se poate face numai cu aproximație. [6]

Energia generată de o instalație fotoelectrică este determinată atât de componenta directă a iradianței solare cât și de componenta difuză. Pe o suprafață orizontală iradianța globală G rezultă din relația 2.

în care GN este iradianța directă pe o suprafată perpendiculară pe raza solară, având un unghi z față de zenit, Gd – componenta difuză a iradianței.

Unghiul z poate fi determinat plecând de la expresia (relația 2).

Pentru un amplasament în zona orașului București la ora 10 dimineața în ziua de 14 mai (unghiul de latitudine = 44 25’), unghiul de declinație este =18,55 (numărul zilei este n = 134), unghiul orar =−30 , rezultă z=36 și AM = 1/cosz = 1,236.

Iradianța directă GN poate fi determinată în funcție de iradianța extraterestră (în afara atmosferei terestre) G0N (relația 2)

În relația (10), AM este factorul atmosferic (determinat din relația (6.1)), − grosimea optică a atmosferei, TR – factorul Linke de turbiditate, − parametru caracteristic al atmosferei pentru radiația solară, care ia în considerație atenuarea suplimentară a radiației solare în zona terestră datorită nebulozității precum și a unor evenimente imprevizibile.

Iradianța extraterestră G0N poate fi determinată în funcție de constanta solară GS = 1373 W/m2 și de numărul n al zilei în care se face determinarea (relația 10)

Pentru ziua de 14 mai, rezultă G0N = 1342,64 W/m2.

Grosimea optică a atmosferei se determină în funcție de numărul zilei în care se face analiza:

Pentru exemplul analizat rezultă = 0,096755.

Factorul de turbiditate TR și parametrul sunt mărimi caracteristice locale și depind de luna în care se face analiza.

Iradianța difuză poate fi determinată din relația

Factorul K1 (adimensional) și coeficientul K2 (W/m2) sunt parametri atmosferici pentru radiația difuză și sunt dependenți de momentul analizei efectuate.

Iradianța globală G pe o suprafață orizontală rezultă

În cazul suprafețelor înclinate (unghiul de înclinare β) iradianța globală pe suprafață rezultă ca sumă a componentelor directă, difuză și reflectată [6.9]

În relația (15), este factorul de reflexie al solului (circa 0,2 pe durata verii și circa 0,6 pe suprafețele acoperite cu zăpadă) iar factorii de conversie KN , Kd și Kr rezultă din relațiile

în care este unghiul de incidență (relația 2).

Calculul iradianței pe suprafața panoului fotoelectric înclinat cu unghiul β, pe baza relației (6.31), integrarea valorilor pe durata unui an și multiplicarea cu randamentul panoului fotoelectric permite determinarea teoretică a energiei posibil a fi generată anual. În cazurile reale, calculele întâmpină dificultăți având în vedere variabilitatea parametrilor care intervin în calcul și umbrirea panourilor.

De cele mai multe ori, evaluarea potențialului surselor solare se face pe baza determinărilor experimentale pe durata mai multor ani. Ca exemplu, în figura 2.6 este indicată o înregistrare pe durata a 17 zile, care include zile senine dar și zile înorate (Vezi Figura 2.7). Energia generată în fiecare dintre cele 17 zile este indicată în tabelul 2.1. De asemenea, în tabelul 2.2 este indicat factorul de utilizare determinat ca raportul dintre dintre energia generată și energia posibil a fi generată la o putere generată constantă și egală cu puterea nominală.

Înregistrarea puterii generate de o instalație fotoelectrică (Vezi Figura 2.6) pune în evidență puternica variabilitatea a sursei. În cele 17 zile monitorizate, instalația fotoelectrică cu puterea instalată de 300 kW a generat 11667,66 kWh, ceea ce corespunde unui factor de utilizare de 9,53% .

Sursa: [13]

Sursa: [15]

Evaluarea energiei generate se face în mod diferit pentru instalații conectate la rețeaua electrică, instalații funcționând izolat în schemă hibridă și instalații cu conectare directă (de exemplu, instalații de pompare). Algoritmul de calcul utilizat este indicat în figura 2.8.

În calculele efectuate se are în vedere faptul că durata de utilizare a puterii maxime a unei instalații fotoelectrice poate atinge circa 1140 ore/an, ceea ce corespunde unui factor de capacitate, determinat ca raportul dintre durata de utilizare a puterii maxime și durata unui an, de circa 0,13.

Creșterea ponderii instalațiilor fotoelectrice în sistemele electroenergetice va conduce la modificarea importantă a graficului de producție pentru celelalte tipuri de surse de energie electrică (Vezi Figura 2.9). Producția maximă a surselor PV în orele din mijlocul zilei poate determina apariția unui gol de producție pentru celelalte surse de energie electrică în aceste ore.

Tabelul 2.2 Energia zilnică generată de instalație

Sursa: [10]

2.5 Influența asupra calității energiei electrice

Principalele perturbații electromagnetice pe care le poate determina o instalație fotoelectrică în rețeaua electrică publică sunt indicate în tabelul 2.3. De asemenea, sunt indicate și mărimile care influentează nivelul acestor perturbații. Perturbațiile pot depăși nivelurile admisibile în special dacă punctul de conectare este caracterizat de un curent electric de scurtcircuit redus (rigiditate redusă a nodului). În prezent există soluții tehnice pentru limitarea perturbațiilor. Echipamentele necesare implică investiții care se justifică numai dacă în urma calculelor efectuate rezultă că pe durata de funcționare a instalației fotoelectrice indicatorii de calitate din nodul de conectare (PCC) ies din domeniul admisibil.

Pentru a evita efectele negative determinate de componenta de curent continuu în circuitul de tensiune alternativă, invertorul trebuie dimensionat astfel încât componenta reziduală continuă să nu depășească 0,5% din curentul nominal al invertorului.

Sursa: [11]

Sursa: [12]

Tabelul 2.3 Perturbații electromagnetice determinate de instalațiile fotoelectrice

Sursa: [8]

2.6 Utilizarea instalațiilor fotoelectrice

Instalațiile fotoelectrice pentru producerea de energie electrică prezintă o serie de caracteristici care sunt importante pentru producătorii de energie electrică:

fiabilitate ridicată;

simplitate a construcției;

construcție modulară;

lipsa zgomotului;

nu necesită surse de apă în apropiere;

pentru aplicații de putere redusă pot fi montate pe clădiri;

pot funcționa și izolat față de sistemul electroenergetic public, dacă sunt construite în acest mod;

extinderea simplă a instalației;

lipsa poluării pe durata de funcționare;

au o durată mare de viață.

Sursa: [10]

Figura 2.11 Conectarea panourilor fotoelectrice pe partea de tensiune alternative

Sursa: [12]

La alegerea soluției de utilizare a instalațiilor fotoelectrice trebuie să fie luate în considerație și unele bariere care limitează implementarea acestei soluții [15]:

investiție mai ridicată față de alte surse de energie electrică;

necesitatea de a fi instalate în zone cu număr mare de zile cu soare (peste 60% din an);

necesită sisteme de stocare a energiei electrice sau surse care să producă energie în lipsa radiațiilor solare;

durată ridicată de recuperare a investiției ceea ce impune un mecanism de sprijin;

fabricarea celulelor solare include procese periculoase pentru producători.

Sursa: [15]

Caracteristicile specifice ale instalațiilor fotoelectrice determină utilizarea lor atât pentru producerea energiei electrice pentru sistemul public de energie cât și pentru aplicații în zone izolate.

Sunt cunoscute aplicații pentru alimentarea cabanelor izolate, a centrelor de telecomunicații din teren, a unor utilizatori temporari, alimentarea instalațiilor de iluminat stradal, alimentarea cu energie electrică a sateliților etc. Una dintre primele aplicații o reprezintă sistemele de pompare a apei în zone izolate pentru alimentarea cu apă a localităților mici, asigurarea apei pentru animale, pomparea apei în aplicații temporare, obținerea apei pentru irigația culturilor pe suprafețe mici etc. (Vezi Figura 2.13).

Sursa: [16]

Utilizarea unui bazin pentru stocarea apei permite rezolvarea problemelor legate de variabilitatea sursei de energie. Se obține un sistem simplu și fiabil în care debitul de apă depinde de nivelul iradianței solare [W/m2], adâncimea de la care se obține apa, puterea pompei, temperatura mediului ambiant.

CAPITOLUL III ANALIZA TEHNICO-ECONOMICA

4. Analiza tehnico-economica

Analiza tehnico- economica reprezinta un ansamblu de procedee cu ajutorul carora se stabileste si in acelasi timp se masoara factorii tehnico-economici ce determina rezultatele unei activitati. Se urmaresc legaturile care se stabilesc intre acesti factori de productie, precum si abaterile acestora fata de standardele stabilite.

Analiza tehnico-economica permite conducerii sa exercite functiile managementului in vederea luarii unei decizii rationale si coerente si permite sa se determine resursele existente la nivelul societatii in vederea utilizarii totale a acestora pentru a obtine un rezultat economic-financiar cat mai mare.Aceasta analiza permite intocmirea planurilor de perspectiva si progarame operative in vederea mobilizarii resurselor.

Analiza tehnico-economica se poate realiza prin prelucrarea datelor de intrare ale proiectului de investitii in cadrul unor programe special concepute.

SAM

SAM (System Advisor Model)este un model de performanta financiara folosit in scopul facilitarii procesului de decizie pentru persoanele implicate in industria energiei regenerabile.[17]

Acesta poate calcula diferite modele financiare pe baza datelor introduse, generand analize specifice proiectului cum ar fi calcularea costurilor si a profitului.[17]

Dezavantajul notabil este faptul ca nu poate analiza proiecte cu diferite tipuri de energie regenerabila, ci doar cu un singur tip per proiect.[17]

SAM este un model de performanță și financiar destinat să faciliteze luarea deciziilor pentru oameni implicate în industria energiei regenerabile:[17]

• Manageri și ingineri de proiect

• Analiști financiari și politici

• Dezvoltatori de tehnologie

• Cercetători.

SAM furnizează previziuni de performanță și costuri de estimare a energiei pentru energia conectată la rețea, proiecte bazate pe costurile de instalare și de exploatare și parametrii de proiectare ai sistemului specificați ca date de intrare în model. Proiectele pot fi, fie pe partea clientului a contorului de utilități, unde se află, cumpara si vinde energie electrica la tarife cu amanuntul, fie pe partea de utilitate a contorului, unde se vinde energie electrica la un preț negociat printr-un contract de achiziție de energie electrică (PPA).[17]

SAM este un model de generare a energiei electrice și presupune că sistemul de energie regenerabilă

furnizează energie electrică, fie la o rețea electrică, fie la o clădire sau o instalație conectată la rețea. Nu modelează sisteme de energie termică care suportă o sarcină termică a procesului. SAM de asemenea, nu modelează sisteme de energie izolate sau off-grid, și nu modelează sisteme cu acumulatori de energie electrică.

Crearea unui fișier SAM implică alegerea unui model de performanță și a unui model financiar care reprezintă proiectul. SAM integrează automat variabilele de intrare cu un set de valori implicite pe baza alegerilor facute. După ce se creeaza fișierul, se modifica datele de itrare pentru a furniza informații despre amplasarea proiectului, tipul de echipament din sistem, costul instalării și sistemul de operare, precum și ipotezele financiare și de stimulare.

Odată ce sunt alese optim valorile variabilelor de intrare, se executa simulări, apoi se examineaza rezultatele. Acest proces se repeta pana se ajunge la rezultatul dorit.[17]

Fig. 3.1: Fereastra principală SAM care prezintă generarea lunară de energie electrică și fluxul anual de numerar pentru un sistem fotovoltaic

SAM constă intr-o interfață de utilizator, un motor de calcul și o interfață de programare, dupa cum se vede in figura 3.1[17]. Interfata ofera acces la variabilele de intrare și simulare, controlează și afișează tabele și grafice ale rezultatelor. Interfața cu utilizatorul efectuează trei funcții de bază:

• Ofera acces la variabilele de intrare, care sunt organizate în paginile de intrare. Variabilele de intrare descriu caracteristicile fizice ale unui sistem, costul și costurile financiare ipoteze pentru un proiect. Acestea sunt populate cu valori implicite care ajută să începerea analizei.

• Permite controlul modului în care SAM rulează simulări. Se poate executa o simulare de bază, sau simulări mai avansate pentru studii de optimizare și sensibilitate.

• Ofera acces la variabilele de ieșire din tabele și grafice pe pagina „Rezultate” și în fișiere care pot fi deschise într-o aplicație de calcul tabelar sau în alt software. Motorul de calcul SAM, denumit SAM Simulation Core (SSC), efectuează pas-cu-pas simularea performanțelor sistemului de alimentare și calculează fluxul de numerar al proiectului și măsurători financiare anual. [17]

SAM afișează rezultatele de modelare în tabele și grafice, de la tabelul de valori care afișează costul nivelului de energie, producția anuală de primul an și alte valori de o singură valoare în tabele și grafice care prezintă fluxuri de trezorerie detaliate anuale și date privind performanța orară, asa cum se observa in figura 3.2[17].

Fig. 3.2 Pagina de rezultate care prezintă diagrama pierderilor de energie pentru un sistem fotovoltaic

Modelele de performanță SAM fac calcule orare ale puterii electrice a sistemului de alimentare, generând un set de 8.760 de valori pe oră care reprezintă producția de energie electrică a sistemului pe o un an, asa cum se observa in figura 3.3[17]. Se pot explora în detaliu caracteristicile de performanță ale sistemului prin vizualizarea tabelelor și grafice ale datelor de performanță orare și lunare sau se pot utiliza valori de performanță, cum ar fi sistemul de producție anuală totală și factorul de capacitate pentru evaluări generale de performanță[17].

Fig 3.3 Graficul seriei de timp de pe pagina cu rezultate care arată generarea orară a energiei electrice pentru un Sistem de parabolizare de 100 MW cu 6 ore de depozitare

PVWatts

PVWatts este un program de tip calculator cu scopul de a estima productia si costul retelelor de sisteme fotovoltaice. Este destinat atat pentru estimari per locuinta cat si pentru producatori mari de energie regenerabila.[18]

Fig 3.4 Pagina de start a programului tip calculator PVWatts

Dimensiunea sistemului de curent continuu este puterea DC (curent continuu) a matricei fotovoltaice în kilowați (kW) în condiții de testare standard (STC). PVWatts poate modela orice dimensiune a matricei fotovoltaice în kilowați (kW) în condiții de testare standard (STC), de la sisteme mici de pe acoperișuri rezidențiale până la sisteme mari de generare a energiei la sol.[18]

Dimensiunea implicită a sistemului PV este de 4 kW. Pentru un sistem cu module fotovoltaice cu eficiență de 16%, aceasta corespunde unei suprafețe de matrice de aproximativ 25 m² :

4 kW ÷ 1 kW / m² ÷ 16% = 25 m²

Această zonă a matricei reprezintă suprafața totală a modulului, nu suprafața totală necesară sistemului care ar putea include spațiul dintre module și spațiul pentru invertoare și alte părți ale sistemului.

În mod implicit, PVWatts utilizează un raport de dimensiune curent continuu-curent alternativ de 1.1, astfel încât dimensiunea plăcii de identificare a curentului continuu a matricei la STC să fie de 1,1 ori mai mare decât curentul alternativ al invertorului.

De exemplu, sistemul implicit de 4 kW are o dimensiune a magistralei de 4 kW și o dimensiune a invertorului de 3,63 kW. Valoarea implicită curent continuu-curent alternativ este adecvată pentru majoritatea analizelor, dar poate fi schimbata sub parametri avansați.

Se poate estima mărimea sistemului în funcție de suprafața disponibilă pentru matrice sau o se poate calcula din dimensiunea plăcii de identificare a modulelor la STC și numărul de module din matrice:

Dimensiune (kW) = Suprafața modulului (m²) × 1 kW / m² × Eficiența modulului (%)

sau

Dimensiuni (kW) = Dimensiune plăcuță modul (W) × Număr de module ÷ 1,000 W / kW

Pagina cu rezultatele afișează estimările anuale și lunare ale producției de energie PVWatts în kWh, împreună cu radiația solară lunară și anuală în kW/m²/zi. De asemenea, afișează un rezumat al intrărilor cu performanțe suplimentare și valori econonimice. Pentru a utiliza rezultatele PVWatts în propriile documente sau aplicații, se pot tipări rezultatele ca fișier PDF sau se pot descărca rezultate pentru a genera fișiere text cu valori separate prin virgulă (CSV) ale rezultatelor orare sau lunare ale sistemului. Valoarea kWh / an care apare în partea de sus a paginii „Rezultate” și valorile lunare din tabel sunt sume ale valorilor orare de ieșire din acele perioade. Deoarece PVWatts calculează aceste valori utilizând date solide pe termen lung pentru resursele solare, aceste rezultate nu reprezintă cantitatea de energie electrică generată de sistem într-un anumit an. În schimb, acestea reprezintă producția electrică obișnuită așteptata în perioada anilor reprezentați de datele privind resursele solare. În general, se poate aștepta ca puterea electrică totală a sistemului pentru o anumită lună dintr-un anumit an să varieze cu până la ± 30% din valoarea tipică pe termen lung. În mod similar, producția anuală totală pentru un anumit an poate varia de la valoarea tipică pe termen lung cu până la ± 10%.

PVWatts utilizează un set de presupuneri care sunt adecvate pentru sistemele fotovoltaice cu plăci plate cu module de siliciu cristalin sau subțiri de peliculă subțire. Rezultatele PVWatts nu sunt potrivite pentru sistemele care utilizează colectori de concentrare sau pentru modulele care utilizează tehnologii celulare noi sau modele de module [18].

Silvaco

Silvaco este o companie care ofera servicii pentru programele TCAD, Spice si PDK.

Acestia ofera o modalitate de modelare TCAD pentru clientii care nu au timpul sau resursele necesare pentru a opera software TCAD, Silvaco ocupandu-se in aceste situatii de modelarea semiconductoarelor si simularea implemetarii acestora.[19]

Fig. 3.5 Principalele piețe în care se utilizează suita de produse ale companiei Silvaco

Seria de produse a lui Silvaco este utilizată pentru proiectarea atât a afișajelor cu ecran LCD cu ecran subțire (TFT), cât și a ecranelor cu LED-uri organice (OLED). Odată cu creșterea numărului de telefoane inteligente, televizoare cu ecran plat, ceasuri inteligente și multe altele, aceasta este o zonă de importanță tot mai mare. Aproape toți producătorii de afișaje folosesc suita Silvaco pentru design și majoritatea acestor modele sunt fabricate în volume mari.[19]

Silvaco are un flux complet de la TCAD-la-Signoff pentru proiectarea TFT. Fundația fluxului este TCAD care permite detaliile procesului să fie construite. Caracteristicile dispozitivului pe care le produce TCAD pot fi utilizate pentru un prim nivel de analiză și apoi pot fi create modele speciale SPICE compacte, cum ar fi RPI pentru TFT a-Si sau UOTFT pentru TFT organice și oxidice, dupa cum se observa in figura 3.6.[19]

Fig. 3.6 Fluxul complet pentru proiectarea TFT

Un instrument de rezolvare a câmpului 3D poate fi folosit pentru extragerea pixelilor RC pentru a se asigura că afișajele au sensibilitatea necesară pentru a îndeplini specificațiile de performanță. Extracția RC de interconectare este de asemenea realizată utilizând un extractor parazit complet. Deoarece afișajele sunt mari, uneori foarte mari, capacitatea de simulare este foarte importantă. Un simulator extins pentru a satisface aplicațiile FastSPICE este disponibil și poate funcționa cu miezuri paralele și o capacitate imensă de a gestiona cele mai mari afișaje. Afișarea histerezisului poate fi, de asemenea, simulată. În mod similar, Silvaco poate gestiona aspectul complet al panourilor celor mai mari display-uri, cu intrări și ieșiri de înaltă performanță și editare de înaltă performanță.[19]

Saber

Saber este o platforma destinata modelarii si simularii prototipurilor cu aplicabilitate in sisteme de energie solara, industria automobilelor si industria aerospatiala. Scopul acestuia este de a optimiza performanta si fiabilitatea sistemelor de energie si mecatronica in industriile mentionate, asa cum se observa in figura 3.11[21]. Scenariul ideal pentru utilizarea Saber este crearea de prototipuri ale unor sisteme virtuale pentru testare si validare inainte ca sistemul sa fie construit.[21]

Proiectarea sistemelor PV urmareste:[21]

Minimizarea pierderilor de interconectare

Evaluarea și minimizarea efectelor variațiilor de mediu

Intensitatea luminii și unghiul de incidență

Variația temperaturii

Mediul electric

Optimizarea conversiei puterii

Scopurile proiectului sunt:

Optimizarea performanței de proiectare și fiabilitatea țintă

Reducerea efectelor variației asupra performanței sistemului

Costuri de producție cat mai mici

Beneficiile simulării Saber:

Dezvoltarea rețelelor solare optimizate pentru aplicații și a sistemelor complete

Protocoalele virtuale la nivel de sistem pentru testare și validare înainte de a se construi ceva fizic

Fig. 3.11 Saber-Simularea sistemelor fotovoltaice complete

Retscreen este o unealta de analiza, calcul si simulare a sistemelor energetice cu specializare in energia regenerabila, scopul acestuia fiind eficientizarea sistemelor respective.

Acesta ofera posibilitatea de a identifica rapid, analiza si optimiza proiectele de energie regenerabila atat din punct de vedere tehnic cat si comercial/financiar.

Motivul pentru care Retscreen se evidentiaza dintre toate uneltele sau programele mentionate mai sus, este rezultatul complet care poate fi obtinut in urma analizelor initiate in program, avand abilitatea de a lua in calcul factori complecsi utilizand totodata o interfata logica si usor de folosit.

In continuare se va alege pentru anliza tehnico-economica, programul retscreen.

Initial se introdue locatia unde va fi amplasamentul fotovoltaic. Se alege un amplasment in orasul Constanta, langa strada Aurel Vlaicu, dupa cum se vede in figura 3.12[].

Figura 3.12 : Coordonate geografice RETScreen

Aplicatia afiseaza coordonatele geografice si parametrii climatici in decursul unui an.

Figura 3.13 : Parametrii climatici

Totodata, aplicatia afiseaza si un grafic al variatiei radiatiei solare in decursul unui an.

Figura 3.14: Variatia radiatiei solare in decursul unui an

Se introduc apoi date despre facilitate.

Figura 3.15: Facilitate

In urma acestor date, se afiseaza graficul costului productiei de energie prin diferite tipuri de tehnologii, mentionand punctul de referinta 0,1. Se iau in calcul numai datele tehnologiei fotovoltaice.

Figura 3.16: Graficul costului productiei de energie

Se evalueaza resursele si se alege tipul de panouri care vor fi utilizate, fabricantul si puterea instalata de 3MW.

Figura 3.17: Modelul energetic

RETScreen afiseaza analiza financiara de sensibilitate si de risc.

Figura 3.18: Analiza financiara

Figura 3.19: Analiza de risc

Homer

Homer ofera o solutie completa de simulare a sistemelor energetice, de la generatoare conventionale de curent electric pana la sisteme de panouri fotovoltaice. Acesta are o componenta de simulare a sistemelor energetice in conditii normale sau de stress, dar si o componenta de simulare financiara pentru a pune in functiune si intretine astfel de sisteme.[20]

HOMER examinează toate combinațiile posibile ale tipurilor de sistem într-o singură etapă și apoi sortează sistemele în funcție de variabila de optimizare de alegere.[20]

HOMER facilitează compararea a mii de posibilități într-o singură etapă. Acest lucru permite observarea impactul variabilelor care nu țin de control, cum ar fi viteza vântului, costurile de combustibil etc. și intelegerea schimbării sistemul optim cu aceste variații.[20]

Se realizeaza analiza tehnico-economica prin intermediul programului Homer Pro.

Se introduce adresa amplasamentului, Constanta, langa strada Aurel Vlaicu, conform figurii 3.20 [20].

Figura 3.20 : Coordonate georgrafice HOMER

Se alege tipul panourilor in functie de eficienta.

Figura 3.21 : Caracteristicile panourilor alese

Se alege tipul convertorului:

Figura 3.22: Caracteristicile convertorului ales

Se introduce reteaua in care se va livra energia electrica produsa:

Figura 3.23: Reteaua electrica

In urma calculelor, va rezulta un sumar al costurilor:

Figura 3.24: Graficul costurilor

Cantitatea de energie electrica produsa si cantitatea de energie electrica consumata:

Figura 3.25: Graficul productiei de energie electrica

Caracteristicile panourilor alese:

Figura 3.26: Histograma caracteristicilor panourilor

Energia electrica regenerabila totala livrata:

Figura 3.27: Profilul zilnic al energiei electrice totale livrata

Figura 3.28: Histograma energiei electrice totale livrata

CAPITOLUL IV CALCULUL PRODUCTIEI DE ENERGIE ELECTRICA CE POATE FI OBTINUTA ANUAL

Calculul productiei de energie electrica ce poate fi obtinuta anual, se realizeaza cu ajutorul unui calcul economic, care depinde, in principal, de tipul de panouri folosite si de radiatia solara propagata pe aplasamentul ales pentru amenajrea parcului fotovoltaic.

Formula globala pentru calculul productiei de energie este:

E=A * H * r * PR

unde,

E= energia totala produsa annual

A=aria totala a panourilor fotovoltaice

r=eficienta panourilor fotovoltaice

PR=coeficientul raportului performantei pentru pierderi

Pentru obtinerea productiei anuale de energiei se aplica formula globala, unde puterea instalata nominala este de 3 MW si se iau in considerare pierderile.

Calculul productiei de energie electrica obtinuta anual este evidentiat in Tabelul 4.1.

Tabelul 4.1: Calculul productiei de energie

In urma calculelor din Tabelul 4.1, se observa ca energia electrica produsa anual este de aproximativ 323 MWh/an.

Productia de energie electrica rezulta si din analiza tehnico economica realizata in programul Homer, conform figurii 4.2.

Figura 4.2: Graficul productiei de energie electrica

In urma calculelor din programul Homer, se observa ca energia electrica produsa anual este de aproximativ 500MWh/ an.

CAPITOLUL V POSIBILITATI DE COMERCIALIZARE A ENERGIEI ELECTRICE PRODUSE

5.1 Piata de energie electrica

Piata de energie electrica reprezinta un cadru organizat in care energia electrica este achizitionata de catre furnizori sau operatori de retea de la producatori, adica piata pe care se tranzactioneza energia electrica.(transelectrica)

Piata de energie electrica are ca scop stabilirea unor relatii comerciale, pe baze concurentiale, cu drepturi si obligatii pentru vanzatori(producatori sau furnizori) si cumparatori(furnizori, mari consumatori eligibili, producatori)

Dezavantajul productiei de energie electrica este ca energia electrica nu se poate stoca, deoarece productia de energie electrica este simultana cu consumul si trebuie ssa urmareasca variatiile acestuia, predictibilitatea acestuia fiind limitate.

Idealul producatorilor este ca functionarea centralei producatoare de energie electrica sa fie cat mai constanta si predictibila, energia sa fie vanduta la preturi cat mai mari si tolerarea indisponibilitatilor accidentale ale grupurilor energetice.

Pe de alta parte, consumatorii isi doresc acoperirea tuturor variatiilor de consum, angajamente reduse privind valoarea consumului pe termen lung si preturi cat mai mici.

In Romania s-a liberalizat piata de energie electrica, considerandu-se ca astfel se asigura o crestere a sigurantei in alimentarea consumatorilor si implicit a sistemului energetic, prin introducerea mediului concurential. Piata concurentiala reprezinta piata in care prticipantii pot beneficia de managementul eficient al costurilor, formarea libera a preturilor si furnizarea de stimulente ce au in vedere reducerea costurilor si utilizarea eficienta a resurselor.[25]

5.2 Structura pietei de energie electrica din Romania

Structura pietei de energie electrica din Romania, datorita deschiderii partiale a acesteia este:

Piata concurentiala, care cuprince contractele negociate ale consumatorilor eligibili, contractele bilaterle si piata spot.

Piata reglementata, care are la baza contractele la tarife reglementate ale consumatorilor captivi si contracte pe piata angro cu preturi si cantitati reglementate.

Piata reglementata reprezinta piata pe care energia electrica este tranzactionata prin contracte de vanzare-cumparare cu cantitati mari si preturi fixe, stabilite de reglementator, diferentiindu-se prin contractele incheiate intre producatori si furnizori ce se caracterizeaza prin preturi si cantitati reglementate de catre ANRE.

Piata concurentiala este piata pe care energia electrica este tranzactionata prin contracte bilaterale negocite de producatori si/sau furnizori cu consumatorii eligibili si prin licitatie.[25]

Piata spot este o componenta a pietei concurentiale, pe care energia electrica este tranzactionata prin licitatie, stabilindu-se pretul marginal de sistem. (PMS). Deoarece energia nu poate fi stocata, trebuie sa fie constant o egalitate intre productie si consum, cel din urma avand un grad ridicat de incertitudine, conduce la imposibilitatea acoperirii integrale a pietei prin contracte cu cantitati ferme.

Aceste lucruri fac ca piata spot sa aiba dublu rol si anume:

Rol de acoperire a cantitatilor de energie electrica consumate, dar neasigurate in prealabil prin contracte

Rol de emitere a unui semnal de pret privind valoarea reala de piata, a energiei electrice, semnal util in negocierea contractelor pe piata concurentiala.

In conceptele de piata angro de energie electrica, a aparut recent programarea pentru ziua urmatoare, devenind o responsabilitate a producatorului, iar pietele au devenit burse de energie.[25]

Fig. 5.1. – Piața reglementată și piața concurențială

Integrarea pietei unice europene de energie electrica in Romania a dus la o transformare majora, astfel ca piata de energie electrica sa extins si s-a perfectionat prin introducerea din anul 2005 a noilor tipuri de piete echipate cu reguli si platforme de tranzactionare proprii si anume:

Piata pentru ziua urmatoare

Piata intra-zilnica

Piata de echilibrare

Piata de servicii de sistem tehnologice

Piata pentru alocarea capacitatilor de interconexiune

Piata centralizata a contractelor bilaterale

Piata centralizata a certificatelor verzi

Acest model de piata a fost adoptat de majoritatea tarilor din Europa.[25]

5.3 ANRE

Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, denumită ANRE, este autoritatea administrativă autonomă, cu personalitate juridică, sub control parlamentar, finanțată integral din venituri proprii, independentă decizional, organizatoric și funcțional, având ca obiect de activitate elaborarea, aprobarea și monitorizarea aplicării reglementărilor obligatorii la nivel național necesare funcționării sectorului și pieței energiei electrice, termice și a gazelor naturale în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a consumatorilor.[22]

Finanțarea cheltuielilor curente și de capital ale ANRE se asigură integral din venituri proprii.

Veniturile proprii ale ANRE provin din tarife percepute pentru acordarea de licențe, autorizații și atestări, contribuții anuale percepute operatorilor economici reglementați din sectorul energiei electrice și termice și al gazelor naturale, precum și din fonduri acordate de organisme internaționale, nivelul acestora se stabilește anual prin ordin al ANRE, în condițiile legii, care se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.[22]

ANRE colaborează cu autoritățile de reglementare ale statelor din regiune, inclusiv prin acorduri de cooperare, cu Agenția de Cooperare a Reglementatorilor în Domeniul Energiei – ACER și Comisia Europeană, pentru armonizarea cadrului de reglementare pentru dezvoltarea pieței regionale, a regulilor privind schimburile transfrontaliere de energie electrică și gaze naturale, a celor privind gestionarea și alocarea capacităților de interconexiune, fără a aduce atingere atribuțiilor și competențelor acestora.[22]

În îndeplinirea atribuțiilor sale și fără a se aduce atingere competențelor sale de luare a deciziilor în activitatea de reglementare, ANRE colaborează cu Consiliul Concurenței, cu Autoritatea Națională pentru Protecția Consumatorilor, cu Autoritatea de Supraveghere Financiară, cu ministerele și cu alte organe de specialitate ale administrației publice centrale sau locale interesate, cu asociațiile consumatorilor de energie electrică și gaze naturale, cu operatorii economici specializați care prestează servicii pentru sectorul energiei electrice și gazelor naturale, cu asociațiile profesionale din domeniul energiei electrice și gazelor naturale, cu asociațiile patronale și sindicale, inclusiv prin schimburi reciproce de informații.[22]

ANRE are dreptul să solicite toate informațiile și documentele necesare, pentru îndeplinirea atribuțiilor sale legale, de la operatorii economici din domeniul său de activitate, inclusiv evidențele contabile ale acestora, justificări pentru orice refuz de a acorda acces terților la rețea, precum și orice informații privind măsurile necesare pentru întărirea rețelei sau în legătură cu soluționarea unor plângeri.[22]

ANRE organizează consultări publice în oricare dintre situațiile prevăzute explicit de lege sau ori de câte ori apreciază că este necesar și, în toate cazurile, înainte de a adopta reglementări ori măsuri ce pot avea repercusiuni importante asupra funcționării pieței de energie electrică sau de gaze naturale, oferindu-se astfel părților interesate posibilitatea de a formula opinii și de a transmite observații asupra măsurilor propuse.[22]

5.4 OPCOM

"OPCOM" – S.A. are ca scop administrarea pieței energiei electrice prin asigurarea desfășurării continue, ordonate, eficiente, echitabile și transparente a tranzacțiilor și a contractelor comerciale în condiții de reglementare.

“OPCOM” S.A. îndeplinește rolul de administrator al pieței de energie electrică, furnizând un cadru organizat, viabil și eficient pentru desfășurarea tranzacțiilor comerciale în cadrul pieței angro de energie electrică și desfasoară activitați de administrare a piețelor centralizate în sectorul gazelor naturale, în conditii de consecvență, corectitudine, obiectivitate, independență, echidistanță, transparență și nediscriminare.[23]

În anii 1998-1999 a fost creat în România cadrul legislativ necesar procesului de liberalizare a pieței energiei electrice. În concordanță cu prevederile Directivei Europene 96/92/EC a fost creată Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE și au fost emise principalele elemente de legislație secundară aferente pieței.

Societatea Comercială Operatorul Pieței de Energie Electrică – OPCOM S.A. a fost înființată la 15 august 2000 în temeiul Hotarîrii de Guvern nr. 627/2000, ca societate comercială pe acțiuni, filială a Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice – Transelectrica S.A. și aflată integral în proprietatea acesteia. Începînd cu septembrie 2000, piața angro de energie electrică și de servicii de sistem din România este administrată de S.C. OPCOM S.A. în condițiile legislației primare și secundare aflată în vigoare.[23]

5.5 Piața pentru Ziua Următoare (PZU)

Piața pentru Ziua Următoare (PZU) este o componentă a pieței angro de energie electrică pe care se realizează tranzacții orare ferme cu energie electrică cu livrare în ziua următoare zilei de tranzacționare.

Poate fi cu licitatie de o singura parte(intre producatori) sau de ambele parti(producatori si furnizori), dupa cum se observa in figura 5.2.[25]
Începând cu 19.11.2014, Piața pentru Ziua Următoare din România funcționează în regim cuplat cu piețele din Republica Cehă, Slovacia și Ungaria prin mecanismul de cuplare prin preț.

Fig 5.2: PZU cu licitatie de ambele parti si cu licitatie de o singura parte

Regulile PZU stabilesc un cadru centralizat de piață pentru vânzarea și cumpărarea energiei electrice de către participanții la piața angro de energie electrică, necesar pentru:

Facilitarea formării unei piețe angro de energie electrică la nivel național și regional în condiții de concurență, transparență și nediscriminare;

Stabilirea prețurilor de referință pentru alte tranzacții pe piața angro;

Optimizarea utilizării capacităților de interconexiune cu țările vecine prin aplicarea mecanismului de alocare implicită a acestora.[23]

PZU pune la dispoziția Participanților un instrument funcțional pentru a realiza orar, pentru ziua de livrare, echilibrul între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum și disponibilitatea tehnică a unităților de producere. Surplusul sau deficitul de energie electrică se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea acesteia pe PZU. 
Participarea la această piață este voluntară și este permisă tuturor Titularilor de licență și operatorilor economici persoane juridice străine cărora li s-a acordat de către ANRE decizie de a desfășura în România activitatea de furnizare sau activitatea de trader, care au încheiat cu Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale „OPCOM” S.A. Convenția de participare la Piața pentru Ziua Următoare.[23]
Pe PZU se încheie în fiecare zi de tranzacționare, tranzacții ferme cu energie electrică pentru fiecare interval orar de tranzacționare al zilei de livrare următoare, pe baza ofertelor SI cererilor transmise de participanții la PZU, dupa cum se vede in figura 5.3.[25] Ofertele pot fi încărcate în sistemul de tranzacționare numai cu respectarea orarului de tranzacționare stabilit în ore CET și numai dacă este disponibilă scala de preț în lei, respectiv a fost publicat de către BNR cursul de schimb valutar pentru ziua de tranzacționare respectivă.
Cursul de schimb valutar se stabilește în fiecare zi bancară lucrătoare. Dacă ziua anterioară zilei de tranzacționare este zi nelucrătoare, respectiv sâmbătă, duminică, sărbătoare legală sau zi când BNR nu stabilește cursul de schimb, cursul de schimb aplicabil pentru ziua de tranzacționare este cel stabilit în ultima zi bancară lucrătoare anterioară zilei de tranzacționare și se publică în ziua stabilirii cursului de schimb. Cursul de schimb se introduce în sistemul de tranzacționare de către OPEE în ziua stabilirii acestuia pentru toate zilele de tranzacționare pentru care este aplicabil.[23]

Fig 5.3 Curbele cererii si ofertei pentru ora 07-08 pe PZU

Figura 5.4: PIP si volum tranzactionat pentru ziua de livrare: 29/6/2018

5.6 Piata intrazilnica

Piața Intrazilnică de energie electrică (PI) este o componentă a pieței angro de energie electrică pe care se realizează tranzacții orare ferme cu energie electrică activă pentru fiecare zi de livrare începând cu ziua anterioară zilei de livrare, după încheierea tranzacțiilor pe PZU și până cu un anumit interval de timp înainte de începerea livrării/consumului. Regulile Pieței Intrazilnice sunt prevăzute în Regulamentul de organizare și funcționare a Pieței Intrazilnice de energie electrică, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 73/10.10.2013 și în procedurile specifice aferente avizate prin Avizele ANRE nr. 1-4/10.01.2014.[24]
Piața Intrazilnică creează un cadru centralizat pentru vânzarea și cumpărarea energiei electrice de către participanții la piața angro de energie electrică din România, necesar pentru:

facilitarea formării unei piețe angro de energie electrică în condiții de concurență, transparență și nediscriminare;

prețuri de tranzacționare a energiei electrice stabilite în mod corect și transparent.[24]

Piața Intrazilnică pune la dispoziția Participanților un instrument suplimentar funcțional pentru a realiza orar, pentru ziua de livrare, ajustarea portofoliului propriu de contracte în vederea atingerii echilibrului între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum și disponibilitatea tehnică a unităților de producere, cât mai aproape de momentul livrării, dupa cum se obserca in figura 5.5[23]. Excedentul sau deficitul de energie electrică contractată se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea acesteia pe PI.
Participarea la această piață este voluntară și este permisă tuturor Titularilor de licență și operatorilor economici persoane juridice străine cărora li s-a acordat de către ANRE decizie de a desfășura în România activitatea de furnizare sau activitatea de trader, înregistrați ca Participanți la PI (producători de energie electrică, furnizori, traderi și operatori de rețea). Una din condițiile obligatorii pe care solicitantul trebuie să o îndeplinească pentru înregistrarea la PI este să facă dovada că a încheiat cu OTS Convenția de asumare a responsabilității echilibrării sau că a transferat responsabilitatea echilibrării către altă Parte Responsabilă cu Echilibrarea.[23]

Fig5.5: Rezultatele Platformei de tranzactionare pentru Piata Intra-zilnica – ziua de livrare:27/06/2018

5.7 Piata contractelor bilaterale cu energie electrica

Pe Piata Angro de Energie Electrica, Titularii de Licenta sunt liberi sa se angajeze în tranzactii bilaterale cu Energie Electrica, inclusiv în tranzactii bilaterale de Export sau Import de Energie Electrica, în conformitate cu legislatia specifica, cu prezentul Cod Comercial si cu conditiile lor de Licenta.[23]

Tranzactiile bilaterale pe piata angro de energie electrica se certifica prin contracte de vanzare –cumparare energie electrica pe durate determinate.

Piata centralizata a cotracteor bilaterale cuprinde:

piata centralizata a contractelor bilaterale atribuite prin licitatie publica(PCCB)

piata centralizata a contractelor bilaterale de energie electrica cu negociere continua.[25]

Piata centralizata a contractelor bilaterale atribuite prin licitatie(PCCB) se tranzactioneaza la sediul OPCOM, iar ofertele publicate sunt oferte tip de vanzare sau de cumparare pentru perioade de livrare aleatoare si pentru durate zilnice de utilizare a puterii aleatoare stabilite conform necesitatii ofertantului, participarea la sesiunile de licitatie fiind conditionata de garantii pentru participare.[25]

Nevoia de transparenta a vanzarii energiei disponibile de catre producatori a dus la aparitia acestei piete, astfel incat, identitatea si intentia de tranzactionare a participantilor la piata sa fie publica, accesibila intregului mediu de afaceri si este admistrata de catre OPCOM.[25]

Clauzele contractului sunt publice pe site-ul vanzatorului/cumparatorului si pe site-ul OPCOM, odata cu anuntul de organizare a licitatiei, contractele de vanzare specificand pretul minim dorit de vanzatori, iar cele de cumparare, pretul maxim oferit de cumparator, asa cum se observa in figura 5.6[23]. Pana la inceperea livrarii energiei electrice specificata in contract, cantitatile de energie electrica contractate pe aceasta piata pot fi tranzactionate intr-o sesiune ulterioara de licitatie.[25]

Fig 5.6: Oferte si rezultate pe PCCB in data de 30.12.2014

Pata centralizata a contractelor bilaterale cu negociere continua(PCCB-NC) se tranzactioneaza online, de la terminalul propriu al paticipantului la piata, iar ofertele sunt oferte tip de vanzare cumparare pentru perioade de livrare standard si pentru durate zilnice de utilizare a puterii standard. Aceste contracte se numesc contracte FORWARD si pot fi tranzactionate avand puterea orara de 1MW.[25]

Caracteristica acestei piete este posibilitatea de negociere continua, pornind de la un pret de deschidere, pana la realizarea unei intelegeri intre vanzator si cumparator, cum se observa in figura 5.7[23].

Fig 5.7: Oferte si rezultate pe PCCB-NC in data de 22.12.2014

5.8 Piata cerificatelor verzi

Un certificat verde este un document care stbileste o cantitate de 1MW de energie electrica produs din surse regenerabile de energie, dupa cum se observa in figura 5.8[24].

Fig 5.8: Piata de certificate verzi

Pretul unui certificat verde variaza de la un pret minim, la un pret maxim si este stabilit prin hotarare de guvern, pretul minim fiind dat pentru protectia producatorului, iar cel maxim pentru protectia consumatorului. Se poate observa pretul stabilit prin hotarare de guvern si publicat pe site-ul OPCOM in figura 5.9[23].

Fig 5.9: Pretul mediu ponderat pe piata centralizata a certificatelor verzi in anul 2018

Piata centralizata de certificate verzi a fost fondata in scopul asigurarii concurentei, transparentei, nediscriminarii, a reducerii preturilor de tranzactionare, stabilind preturile de referinta pentru alte tranzactii din piata certificatelor verzi. [24]

ANRE numeste producatorii de energie electrica din Sursele Regenerabile de Energie eligibili, stabileste intervalul de pret (Pmin; Pmax) pentru certificatele verzi, supravegheaza atingerea cotei obligatorii de catre furnizori si penlizeaza neatingerea acesteia.[24]

Furnizorii au obligatia de a achizitiona anual un numar de certificate verzi egal cu produsul dintre valoarea cotei obligatorii si cantitatea de energie electrica furnizata anual consumatorilor.[24]

Operatorul de transport si sistem primeste notificari cu privire la cantitatile de energie livrate in retele, de la producatori si operatorii de retele, emite lunar certificate verzi producatorilor, aferente cantitatii de energie produsa si livrata in retea in luna anterioara si colecteaza sumele corespunzatoare penalizarilor.[24]

OPCOM inregistreaza participantii numiti de catre ANRE la piata de certificate verzi, face publica cererea si oferta certificatelor verzi, inregistreaza contractele de tranzactionare a certificatelor verzi intre producatori si furnizori, asigura cadrul de tranzactionare pe piata centralizata, primeste ofertele de vanzare/cumparare a certifictelor verzi si stabileste si publica pretul de inchidere al pietei centralizate de certificate verzi si numarul de certificate verzi tranzactionate lunar.[24]

Cererea si oferta cumulate de certificate verzi pe anul in curs este afisat lunar, OPCOM stabilind totodata si drepturile si obligatiile de plata ale participantilor la piata centralizata de certificate verzi.[23]

BIBLIOGRAFIE

Bălașiu F., Ilișiu D., Cerințe tehnice la conectarea grupurilor generatoare – de la codul Paneuropean la normele tehnice pentru conectarea centralelor electrice eoliene si fotovoltaice, CEE Târgoviște 2013, rap. I2_04;

Chegut, A., Eichholtz, P., Holtermans, R., Energy efficiency and economic value in affordable housing. Energy Policy, 2016, available at http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2016.06.043 ;

Drăgan G., Tehnica Tensiunilor Înalte, vol.II, Editura Academiei Române, București, 2001;

Ionescu Fl. ș.a., Composants semi-conducteurs de puissance, Editura Tehnică, București, 1994;

Luque A., Hegedus S., Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. John Wiley & Sons, 2003 ISBN: 0-471-49196-9;

Munoz M. A., Chenlo F., and Alonso-García M. C., Influence of Initial Power Stabilization Over Crystalline-Si Photovoltaic Modules Maximum Power, Prog. Photovolt. Res. Appl., vol. 19, no. 4, pp. 417–422, 2011;

Petrone, G.; Spagnuolo, G.; Teodorescu, R.; Veerachary, M.; Vitelli, M. Reliability issues in photovoltaic power processing systems. IEEE Trans. Ind. Electron. 2008;

Suntio, T.; Leppaaho, J.; Huusari, J.; Nousiainen, L., Issues on solar generator interfacing with current-fed MPP-tracking converters. IEEE Trans. Power Electron. 2010, 25;

Tiwari G. N., Dubey S., Fundamentals of Photovoltaic Modules and Their Applications, RCS Publishing, Cambridge 2010;

*** Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval, IEC 61215/2005;

*** Photovoltaic (PV) module safety qualification – Part. 1: Requirements for construction, IEC 61730-1/2013;

*** Photovoltaic devices – Part. 3: Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) solar device with reference spectral irradiance data, IEC 60904-3/2008;

*** Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, architects and engineers, The German Energy Society (Deutsche Gesellshaft fur Sonnenenergie (DGS LV Berlin BRB), 2008;

*** Rating of direct coupled photovoltaic pumping systems, Standard IEC 61702/1995;

*** Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules − Design qualification and type approval, IEC 61646/2008;

*** Trends in photovoltaic applications. Survey raport of selected countries between 1992 and 2008, Report IEA-PVPS, T1-18, 2009;

[17] https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/61019.pdf;

[18] https://pvwatts.nrel.gov/;

[19]https://www.silvaco.com/solutions/display/display.html;

[20] https://www.homerenergy.com/products/pro/index.html;

[21]https://www.synopsys.com/verification/virtual-prototyping/saber/saber-solar-pv-systems.html;

[22] http://www.anre.ro/

[23] https://www.opcom.ro/pp/home.php

[24] http://www.transelectrica.ro/web/tel/home

[25] Curs “Piata de energie”- Virgil Dumbrava