Resurse Regenerabile Utilizate Pentru Sisteme Hibride

CUPRINS

Introducere

Resurse regenerabile utilizate pentru sisteme hibride

1.1. Energia solară

Radiația solară

Efectul fotovoltaic

Tipuri uzuale de panouri fotovoltaice

Punctul de putere maxima (MPPT)

Potențialul energetic solar în România

Sisteme hibride de producere a energiei electrice

2.1. Generalități

2.2. Clasificarea SH

2.2.1. Sistemele hibride eoliene – Diesel

2.2.2. Sisteme hibride solare – Diesel

2.2.3. Sisteme hibride eoliene – solare – Diesel

2.3. Elemente componente ale SH

Probleme specifice în proiectarea SH

3.1. Amplasarea SH.

3.1.1. Amplasarea SFV

3.2. Cablarea SH

3.2.1. Cablarea SFV

Proiectarea propriu – zisă a unui SH

4.1. Etapa de proiectare a SH

4.1.1. Evaluarea Sarcinii

4.1.2. Preliminarea BA și SFV

4.1.3. Predeterminarea sistemului hibrid

4.1.4. Dimensionarea efectivă a SH

4.2. Etapa de simulare și analiza economică

Concluzii generale

Bibliografie

CAPITOLUL 1

RESURSE REGENERABILE UTILIZATE PENTRU SISTEME HIBRIDE

Încă de la începutul omenirii a existat și există încontinuare, o dependență de energie care, o dată cu descoperirea focului a rezultat începerea unui proces de intrare a omului și a comunităților într-o dualitate care continuă până în prezent: pe de o parte dependența de energie pentru satisfacerea cerințelor individuale și comunitare, iar pe de altă parte căutarea de noi resurse energetice care să-l susțină atât pe termen scurt cât și pe termen lung.

La ritmul actual de creștere a populației și al dezvoltării tehnologice, este vizibil că nevoia de resurse energetice ieftine și utilizabile pe scară largă crește foarte mult. Începe totodată să se vadă foarte clar faptul că utilizarea resurselor clasice prezintă anumite efecte negative (emisiile de noxe, riscuri de accidente, efectul de seră, dependența de resurse și rețele comune) și, cel mai important, resursele clasice devin tot mai costisitoare, atingând în fiecare an noi recorduri de preț. Este, prin urmare, nu numai interesant ci chiar obligatoriu să găsim și să promovăm noi tehnologii privind utilizarea resurselor energetice neconvenționale [7].

Energia solară.

Soarele este o sursă imensă de energie, care ajunge pe suprafața pământului sub formă de radiații solare, care sunt captate și transformate în diferite forme de energie, precum cea electrică, mecanică sau termică. Astfel, energia solară poate fi utilizată în vaste domenii, începând de la agricultură și până la cercetare, însă principalele moduri de utilizare a acesteia, sunt urmatoarele:

producerea de energie termică: încălzirea apei menajere, încălzirea locuințelor sau a serelor, etc

producerea de energie electrică prin intermediul celulelor fotovoltaice.

Utilizăm ES pentru că este disponibilă în cantități uriașe, este inepuizabilă și este ecologică. Captarea ES nu este poluantă și nu are efecte nocive asupra atmosferei, iar în condițiile în care degradarea Terrei atinge un nivel din ce în ce mai ridicat, această problemă începe să fie luată în seamă de tot mai mulți oameni [8].

Principalul dezavantaj al ES este dependența acesteia față de radiațiile solare care sunt variabile, în funcție de oră, de perioada anului, de condițiile atmosferice, etc. De asemenea, randamentul sistemelor solare depinde foarte mult de unghiul de înclinare al panourilor solare, așadar de poziția pe glob.

Radiația solară

Energia solară captată anual pe Terra însumează 1,5 x 1018 kWh, aproximativ de 10 000 de ori mai mult decât consumul anual de energie în lume. Se consideră faptul că Soarele este un corp negru a cărui temperatură poate atinge valori de T  6000K și care interacționează cu Pământul, respectiv cu atmosfera acestuia. Intensitatea maximă a radiației solare la intrarea în atmosferă este de 1353 W/m2 și poartă denumirea de constantă solară. Mici variații în jurul acestei valori se datorează, conform [12], variației distanței dintre Terra și Soare, aproximativ  1,7% , iregularităților suprafeței solare și rotației acestuia.

Soarele transmite o radiație electromagnetică având o putere de aproximativ 3.86 ×10 26 J/s, într-o gamă variată de lungimi de undă, de la raze X la unde radio. O mare parte din această energie este emisă între 0,2 și 8 m, repartizată astfel: 10% ultraviolet, 40% spectru vizibil și 50% infraroșu. Spectrul solar este reprezentat în figura 1.1.

Fig.1.1.: Spectrul radiației solare [12]

Datorită trecerii acestuia prin atmosferă, radiația solară este supusă unor fenomene de absorbție, difuziune și transmisie, fiind redusă cu aproximativ 30%. La nivelul Pământului, radiația solară se poate clasifica în:

radiația directă – componenta paralelă, provenită de la discul solar și măsurată după direcția normalei la suprafață;

radiația difuză – radiația primită de o suprafață plană provenită din toată emisfera văzută de pe acea suprafață, cu excepția discului solar;

radiație reflectată – este rezultatul reflexiei razelor de către suprafețe reflectante; această componentă depinde de albedoul suprafeței respective;

radiația globală – radiație directă și radiație difuză;

Pentru funcționarea PFV, cel mai important fenomen este radiația directă. În cazul unui cer senin, aceasta are cea mai mare intensitate atunci când soarele se găsește la punctul său de maxim spre Sud în emisfera nordică și spre Nord în emisfera sudică, fapt care se datorează distanței celei mai scurte pe care undele electromagnetice trebuie să le parcurgă de-a lungul atmosferei terestre. Înclinarea unei suprafețe, orientată spre sud, conform figurii 1.2. și poziția ei față de soare este descrisă de unghiul h (înălțimea la care se găsește soarele la ora respectivă) și unghiul azimutal  . Datorită mișcării de revoluție a Pământului, poziția soarelui este diferită față de suprafața din figura 1.2. și în funcție de sezon.

Fig.1.2.: Unghiuri Solare

Efectul fotovoltaic

Efectul de aparitie a unei tensiuni electomotoare, sub actiunea energiei solare precum si principalul proces care se afla la baza tehnologiilor de constructie a celulelor solare de convertire a energiei solare in energie electrica este efectul fotovoltaic. In anul 1839, fizicianul francez Alexandre Edmond Becquerel, in varsta de 19 ani, avea sa descopere efectul fotovoltaic. Denumirea acestui efect provine din grecescul phos, care înseamnă lumină și din numele fizicianului Allesandro Volta, realizatorul primei baterii electrice din lume.

Efectul fotovoltaic a aparut in urma eliberarii de sarcini electrice negative (electroni) si respectiv pozitive (goluri), într-un material solid, atunci când suprafata acestuia este expusa la lumina soarelui. Datorită polarizării electrice a materialului respectiv, realizată sub acțiunea luminii, ia naștere o tensiune electromotoare, care poate emite curent electric într-un circuit închis iar dispozitivele care funcționează pe baza acestui fenomen, poartă denumirea de celule fotovoltaice, sau celule electrice solare.

Aproximativ 95% din celulele solare aflate in prezent in functiune, sunt realizate din siliciu (Si), al doilea cel mai raspandit element chimic de pe scoarta terestra, care se gaseste in proportie de cca 25% din aceasta. Fiind disponibil in cantitati suficiente, pretul materialului este relativ mic. De altfel acest element chimic aflat in procese de prelucrare nu dauneaza mediului ambiant.

Întrucât siliciul deține 4 electroni pe ultimul strat, pentru realizarea elementelor electro-negative (de tip N) sau electro-pozitive (de tip P), acesta primește în componența sa elemente de valență superioară, precum fosfor sau arsen, respectiv elemente de valență inferioară, precum aluminiu sau galiu. Prin acestă cale iau naștere semiconductoarele de tip N, respectiv semiconductoarele de tip P.

Jonctiunea P-N are loc atunci când un semiconductor de tip P și un semiconductor de tip N sunt în contact direct, deci au o zonă comună . Primordial, în joncțiunea P-N electronii se vor deplasa în direcția N-P întrucât densitatea de electroni este mai mare în materialul de tip N decât în cel de tip P și datorită densității de goluri mai mare în banda de valență pentru materialul de tip P decât cel de tip N.

Fig.1. 3.: Elementele constructive ale unei celule fotovoltaice [2]

Celulele PV transformă o parte din energia radiantă primită de la soare în electricitate, pentru lungimile de undă situate în spectrul vizibil și foarte puțin din ultraviolete și infraroșii. Acest proces se datorează faptului că electronii din stratul N absorb energia fotonilor proveniți din radiația solară, devenind liberi în rețeaua cristalină. Grație existenței câmpului electric realizat de joncțiunea P-N, electronii liberi se îndreaptă către electrodul pozitiv, generând diferențe de potențial.

1,12eV   111nmpentru siliciu cristalin;

1,65eV   75nmpentru siliciu amorf;

0,66eV   188nmpentru germaniu;

Prin urmare, fotonii cu lungimi de undă foarte mari, a căror energie cinetică este mică eliberează un număr mic de electroni de pe stratul de valență, având o eficiență scăzută în producerea de energie electrică. În schimb, fotonii cu lungimi de undă foarte mici, bogați în energie, vor fi aspirați la suprafața celulei într-o zonă nefavorabilă producerii energiei electrice. Excedentul de energie este transformat în căldură ți care duce la încălzirea materialului.

O celulă fotovoltaică are o grosimea totală de cca.0.3 mm, iar grosimea stratului n este de cca.0.2 mm. În general, deasupra electrodului negativ al celulei fotovoltaice, se amplasează un strat antireflexie, având sarcina de a opri reflexia radiației solare incidente pe suprafața celulei electrice solare, astfel încât să fie transferată, din cele două straturi semiconductoare, o cantitate cât mai mare de energie electronilor de valență. Celulele fotovoltaice au dimensiuni uzulale de 10x10cm și mai recent de 15x15cm.

Performanța celulelor fotovoltaice depinde de următorii factori:

Intensitatea radiației solare incidente pe suprafața celulei;

Eficiența procesului de conversie a energiei radiației solare în energie electrică.

În prezent, construcțiile de celule fotovoltaice au eficiențe în jurul valorii de 15%, ceea ce reprezintă o valoare destul de scăzută. Din acest motiv, panourile fotovoltaice sunt amplasate preponderent în zone caracterizate prin radiație solară intensă. Cu toate acestea, țări ca Germania sau Austria reprezintă exemple de utilizare pe scară largă a acestei tehnologii, cu toate că nu sunt favorizate din punct de vedere al intensității radiației solare.

Tipuri uzuale de panourilor fotovoltaice

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

În funcție de tehnologia de fabricație, panourile fotovoltaice pot fi alcătuite din celule de siliciu monocristalin, din celule de siliciu policristalin sau din celule amorfe. În funcție de condițiile specifice fiecărui proiect, panourile fotovoltaice se pot amplasa, atât pe acoperișul și fațadele clădirilor, cât și pe terase sau la sol. Sunt realizate fie cu ramă de aluminiu, fie laminate pe un substrat flexibil, cu sistem de urmărire a poziției soarelui sau fără, integrate în alte produse, etc.. De asemenea, acestea sunt disponibile într-o gamă variată de mărimi și valori ale puterii nominale de ieșire, începând de la câțiva wați și ajungând până la sute de wați. Randamentul panourilor fotovoltaice a crescut continuu în ultimul deceniu ca urmare a eforturilor generale de reducere a dependentei energetice, ajungându-se în prezent la aproximativ 15 – 20 %.

Durata de viață cât și performanțele panourilor fotovoltaice, depind în cea mai mare parte de calitatea celulelor fotovoltaice, de tehnologia și metoda de lipire a acestora, transparența foliilor de aceta sau din celule amorfe. În funcție de condițiile specifice fiecărui proiect, panourile fotovoltaice se pot amplasa, atât pe acoperișul și fațadele clădirilor, cât și pe terase sau la sol. Sunt realizate fie cu ramă de aluminiu, fie laminate pe un substrat flexibil, cu sistem de urmărire a poziției soarelui sau fără, integrate în alte produse, etc.. De asemenea, acestea sunt disponibile într-o gamă variată de mărimi și valori ale puterii nominale de ieșire, începând de la câțiva wați și ajungând până la sute de wați. Randamentul panourilor fotovoltaice a crescut continuu în ultimul deceniu ca urmare a eforturilor generale de reducere a dependentei energetice, ajungându-se în prezent la aproximativ 15 – 20 %.

Durata de viață cât și performanțele panourilor fotovoltaice, depind în cea mai mare parte de calitatea celulelor fotovoltaice, de tehnologia și metoda de lipire a acestora, transparența foliilor de acetat etilic de vinil (EVA) în care sunt încapsulate, tehnologia de încapsulare și transparența sticlei. Performanțele inițiale ale panourilor fotovoltaice se degradează în timp ca urmare a îmbătrânirii materialelor din care sunt alcătuite, calitatea sticlei și a foliilor EVA, fiind fundamentale pentru evoluția în timp a puterii de ieșire.

Panourile fotovoltaice, pot fi clasificate din punct de vedere al celulelor solare utilizate, după mai multe criterii. Principalul criteriu însă, de clasificare a panourilor fotovoltaice se realizează în funcție de grosimea stratului materialului, unde deosebim două categorii de celule:

celule cu strat gros;

celule cu strat subțire;

În cazul celulelor cu strat gros, întâlnim a) panouri fotovoltaice monocristaline și b) panouri fotovoltaice policristaline, iar în cazul celulelor cu strat subțire, întâlnim c) panouri fotovoltaice amorfe și d) panouri fotovoltaice microcristaline.

În fig 1.4. sunt reprezentate cele patru tipuri de panouri fotovoltaice amintite mai sus.

Fig.1.4.: Tipuri de panouri fotovoltaice

a) PV Monocristaline

b) PV Policristaline

c) PV Amorfe și Microcristaline

Panouri Fotovoltaice Monocristaline

Panourile fotovoltaice monocristaline au cel mai bun randament de conversie a luminii în energie electrica precum și cel mai ridicat preț de comercializare ca urmare a procesului tehnologic de fabricație. Prețul pe unitatea de putere (wattul), este mai mare comparativ cu celelalte tipuri de panouri fotovoltaice, datorită procesului de fabricație, care este mai energofag, ceea ce are o influență negativă asupra periodei de recuperare a investiției.

Cu cât performanța unui panou este mai mare cu atât costurile de producție sunt mai mari și implicit prețul de comercializare pe unitatea de putere crește.

Cele mai performante panouri fotovoltaice monocristaline au lipiturile realizate pe spatele celulelor "back contacts" și au un randament de cca. 18%. Prin eliminarea lipiturilor de pe fața panourilor, randamentul crește pe unitatea de suprafață, însă apar probleme legate de obligativitatea conectării la pământ a uneia din bornele electrice.

Panourile fotovoltaice monocristaline reprezintă cea mai bună opțiune atunci când spațiul disponibil pentru montaj este restrâns. Capacitatea instalată fiind mai mare cu 3-4 procente decât în cazul utilizării panourilor fotovoltaice policristaline și cu 7-10 procente mai mare decât în cazul utilizării panourilor fotovoltaice amorfe.

Panouri Fotovoltaice Policristaline

Panourile fotovoltaice policristaline sunt cele mai răspândite și cele mai utilizate, datorită prețului mai scăzut și a performantelor similare cu panourile fotovoltaice monocristaline. Ele sunt realizate într-o mare varietate de puteri de ieșire și au un randament pe unitatea de suprafață mai scăzut cu câteva procente, comparativ cu panourile fotovoltaice monocristaline. Celulele din siliciu policristalin sunt constituite din atomi de siliciu care nu sunt orientați uniform și formează mai multe cristale spre deosebire de cele din siliciu monocristalin, unde siliciul cristalizează uniform într-o structură cristalină unică, prin urmare, celulele de siliciu policristalin au suprafața și culoarea neuniforme.

Tehnologia de fabricație a panourile fotovoltaice policristaline a fost îmbunătățită permanent astfel încât eficiența acestora este în prezent aproximativ egală cu cea a panourilor fotovoltaice monocristaline standard.

În cazul în care nu există limitări de spațiu, panourile fotovoltaice policristaline sunt cea mai bună soluție pentru toate tipurile de aplicații: putere mică, medie și mare, oferă performanțe aproximativ egale cu cele ale panourilor fotovoltaice monocristaline, au un cost mai scăzut și cea mai mare arie de răspândire.

Panouri Fotovoltaice Amorfe

Panourile fotovoltaice amorfe sunt de generație mai nouă și mai puțin cunoscute decât cele cu celule din siliciu cristalin. Procesul de producție al celulelor implică depunerea unor straturi succesive de material semiconductor având grosimea de ordinul nanomicronilor ce reduce astfel cantitatea de material necesar la fabricare și implicit costul celulelor cu aproximativ 30%. Panourile fotovoltaice amorfe sunt realizate prin încapsularea celulelor între două straturi de sticlă, având o greutate de două ori mai mare decât panourile cu celule din siliciu cristalin, unde încapsularea se produce între un strat de sticlă și unul de tedlar.

Din perspectiva materialului semiconductor folosit la realizarea celulelor, cele mai răspândite sunt cele din siliciu amorf (a-Si), din cupru indiu galiu (CIS), din cupru indiu galiu seleniura (CIGS) și din telurură de cadmiu (CdTe). Sunt comercializate în varianta standard cu ramă din aluminiu sau sub forma unor covoare flexibile care pot fi montate direct pe acoperișul clădirilor.

Conform [9], panourile fotovoltaice amorfe au un răspuns mai bun la spectrul luminii, acoperind o bandă de lungimi de undă, de două până la cinci ori mai mare decât spectrul acoperit de celulele cu siliciu cristalin și se comportă mai bine decât panourile cu siliciu cristalin în condiții de cer înnorat sau iluminare indirecta. Datorită prețului scăzut și a randamentului bun în condiții de iluminare slabă, PV amorfe sunt recomandate în construcția acoperișului și a fațadelor de sticla ale clădirilor, putând fi opace sau semitransparente (translucide). Fațadele de sticlă realizate din PV, capătă pe lângă rolul principal decorativ și rolul de a garanta o parte din energia electrică necesară consumului, contribuind la reducerea timpului de amortizare al investiției inițiale. .

Randamentul panourilor fotovoltaice amorfe este deocamdată mai scăzut comparativ cu celulele din siliciu cristalin, variînd între aproximativ 7% pentru panourile cu siliciu amorf și 13% pentru panourile cu celule CIS/CIGS. În ultimul timp sau investit sume foarte mari în cercetarea respectiv dezvoltarea de tehnologii noi pentru creșterea randamentului celulelor amorfe dar răspândirea lor este încă redusă.

Panouri Fotovoltaice Microcristaline

Acestea sunt panouri fotovoltaice, care au celule cu strat subțire, cu structură microcristalină, dar care, nu sunt atât de extinse. Prezintă un randament mai bun decât panourile fotovoltaice amorfe și nu dețin un strat atât de gros precum cele policristaline.

Punctul de putere maxima (MPPT)

Experimental, s-a descoperit faptul că celulele fotoelectrice (FE), datorită condițiilor meteorologice, prezintă variații ridicate ale puterii electrice debitate. De asemenea, când ele debitează pe sarcină, apar diferite probleme, care determină ca puterea transferată sarcinii, să corespundă rareori puterii maxime furnizate de generatorul FE.

Pentru a avea cea mai bună conexiune între o sursă neliniară și o sarcină oarecare, precum și pentru a produce energie în condiții optime, începând cu anul 1968 a fost dezvoltat sistemul de Urmărire a Punctului de Putere Maximă – Maximum Power Point Tracking (MPPT). Aceste tipuri de regulatoare, special adaptate pentru a comanda o sursă neliniară, obligă generatorul să lucreze în Punctul de Putere Maximă – Maximum Power Point (MPP), determinând ameliorarea globală a randamentului sistemului de conversie electrică .

În graficul care urmează, se reprezintă caracteristicile tensiunii și ale curentului unei celule fotovoltaice, în urma căruia se poate observa faptul că, în condițiile unei iradieri constante, tensiunea de iesire a unei celule crește atunci când circuitul este deschis, dar aceasta scade în momentul în care trebuie să furnizeze curent.

Fig.1.5.: Caracteristica tensiune – curent a unei celule fotovoltaice

Puterea maximă de putere (MPP) apare atunci când tensiunea este la aproximativ 80% din tensiunea nominală, numai în momentul în care circuitul este deschis.

Factorul de umplere (FF) este definit ca fiind raportul dintre puterea de la punctul de maximă putere și produsul dintre tensiunea de circuit deschis , respectiv curentul de scurt-circuit. Pentru celulele solare de bună calitate, FF trebuie să reprezinte, în general, un procent de peste 75%.

Curentul de scurtcircuit (SC) este direct legat de numărul / cantitatea de fotoni absorbiți de materialul semiconductor și este astfel proporțional cu intensitatea luminii. Eficacitatea de conversie, respectiv puterea de ieșire este proporțională cu gradul de iradiere – cu toate acestea, eficiența scade în cazul în care temperatura celulei crește extrem.

Cu referire la caracteristica funcțională condiționată de temperatură, dacă aceasta crește banda specifică semiconductorului se reduce, iar tensiunea de circuit deschis scade.

Fig.1.6.:Caracteristicile funcționale ale PV condițonate de temperatură

Concomitent, banda inferioară permite mai multă energie incidentă disponibilă pentru a fi absorbită, fapt care demonstrează că, o cantitate mai mare de lumină incidentă înseamnă suficientă energie pentru a ridica numărul purtătorilor de sarcină de la banda de valență la banda de conducție, obținându-se astfel un nivel ridicat al fotonului.

Creșterea curentului dată de o creștere a temperaturii este proporțional mai mică decât o scădere a valorii tensiunii, ceea ce face ca eficiența celulei să fie redusă, compromisă.

Potențialul energetic solar în România

Din punct de vedere al potențialului energiei solare, România se găsește într-o zonă geografică cu acoperire solară bună, fluxul anual de energie solară fiind cuprins între 1200 kWh/m2/an și 1500 kWh/m2/an. Din această cantitate de energie se pot capta între 600 și 800 kWh/m2/an [92].

Ecartul lunar al valorilor de pe teritoriul României atinge valori maxime în luna iunie (1,49 kWh/m2/zi) și valori minime în luna februarie (0,34 kWh/m2/zi) [92].

În ultimii ani în România s-a tot vorbit despre potențialul energetic solar, proiectele în acest domeniu fiind tot mai numeroase și mai mult susținute și promovate de stat, dezvoltându-se astfel noi oportunități pentru exploatarea și valorificarea acestuia.

Potențialul energetic solar s-a valorificat în două moduri, sub formă termică și electrică, respectiv potențial solar-termal și potențial solar-fotovoltaic.

Potențialul solar – termal: sistemele solare-termale sunt realizate, în principal, cu captatoare solare plane sau cu tuburi vidate, România aflându-se în zona cu radiație solară mai redusă decât unele țări din Europa. În tabelul 1.1. este prezentat sintetic potențialul tehnic și economic al României.

Tabelul 1.1.: Potențial energetic solar-termal al României [92]

Potențial solar-fotovoltaic: este prezentat în tabelul 1.2. [92], considerându-se atât sistemele fotovoltaice conectate la sistemul energetic cât și aplicațiile autonome:

Tabelul 1.2.: Potențialul energetic solar-fotovoltaic [92]

Conform [102], există pentru România harta cu distribuția în teritoriu a radiației solare și care cuprinde distribuția fluxurilor medii anuale ale energiei solare incidente pe suprafața orizontală pe teritoriul României. Harta solară a fost realizată prin utilizarea și prelucrarea datelor furnizate de către: INMH, NASA, JRC, Meteotest (fig 1.7.). Se constată că mai mult de jumătate din suprafața țării beneficiază de flux de energie mediu anual de 1275 kWh/m2. Sunt evidențiate 5 zone (areale) de interes deosebit pentru aplicațiile electroenergetice ale energiei solare în țara noastră:

• Primul areal, care include suprafețele cu cel mai ridicat potențial, acoperă Dobrogea și o mare parte din Câmpia Română;

• Al doilea areal, cu un potențial bun, include nordul Câmpiei Române, Podișul Getic, Subcarpații Olteniei și Munteniei, o bună parte din Lunca Dunării, sudul și centrul Podișului Moldovenesc precum și Câmpia și Dealurile Vestice și vestul Podișului Transilvaniei, unde radiația solară pe suprafața orizontală este cuprinsă între 1300 și 1400MJ/m2

• Cel de-al treilea areal, cu potențial moderat, dispune de mai puțin de 1300 MJ/m2 și acoperă cea mai mare parte a Podișului Transilvaniei, nordul Podișului Moldovenesc și Rama Carpatică.

Fig. 1.7.: Harta intesității radiației solare în România [11]

CAPITOLUL 2

SISTEME HIBRIDE DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE

2.1. Generalități

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).

O dată cu conștientizarea factorilor care influențează negativ mediul cât și ca urmare a succesului penetrării în centralele Diesel a sistemelor eoliene și solare, SH s-au dezvoltat și au evoluat continuu, existând la ora actuală o mare diversitate de astfel de sisteme, atât din punct de vedere al puterii instalate cât și al schemelor utilizate. Astfel s-au putut face electrificări pentru niște consumatori aflați în zone sensibile din punct de vedere al mediului, îmbinându-se fericit gradul de satisfacere energetică a consumatorului cu reducerea la maximum a impactului negativ asupra mediului.

2.2. Clasificarea SH

Mai jos sunt clasificate și exemplificate, câteva dintre SH cele mai cunoscute:

Sistemele hibride eoliene – Diesel

Sistemele hibride eoliene – Diesel (fig.2.1.) se pot împărți în două mari clase:

Cu pondere mică (ponderea energiei furnizată de componenta eoliană este < 20% , în timp ce ponderea componentei eoliene este < 50%);

Cu pondere mare (ponderea energiei furnizate de componenta eoliană este > 50% în timp ce ponderea componentei eoliene este > 80%);

Fig 2.1.: Sistem hibrid eolian – Diesel (SHED) [5]

Proprietățile SHED cu pondere mică:

sunt utilizate de obicei pentru îmbunătățirea unor sisteme Diesel deja existente;

toată energia electrică produsă din resursa regenerabilă se utilizează la consumator;

necesită puține componente auxiliare pentru controlul puterii;

au cea mai mare rată de recuperare a investiției;

Un sistem hibrid în care GD acoperă 50% din sarcină și turbinele eoliene 50% este prezentat în figura 2.2. Astfel de sisteme au de obicei prevăzută o sarcină pasivă de descărcare, care poate să preia din surplusul de energie electrică produsă.

Fig.2.2.: SHED cu acoperirea sarcinii de 50% – GD și 50% – Turbină eoliană [5]

Proprietățile SHED cu mare pondere:

necesită componente auxiliare (sarcini pasive de descărcare, compensatoare sincrone, convertizoare rotative) pentru reglarea tensiunii și frecvenței;

aduc avantaje d.p.d.v. al economiei de combustibil, timpului de funcționare a GD și în final a costului energiei electrice produse;

de obicei sunt prevăzute cu sistem de stocare a energiei, pentru perioadele nefavorabile;

de obicei au o rată scăzută de recuperare a investiției datorită prețului mare de cost per kW a sistemului;

costurile de funcționare și mentenanță a grupului Diesel sunt mai mici;

necesită un sistem mai sofisticat de control al puterii.

Pentru acumularea energiei se utilizează în majoritate cazurilor baterii de acumulatoare, care pot fi observate în figura 2.3.

Fig.2.3.: SHED cu acoperirea sarcinii de 20% – GD și 80% – Turbină eoliană,

convertor rotativ c.a./c.c și baterie de acumulatoare [5]

2.2.2. Sisteme hibride solare – Diesel

Aceste sisteme reprezintă pentru consumatorii racordați sau izolați o soluție viabilă, dacă disponibilitatea resursei solare în amplasament este bună și foarte bună. Datorită indisponibilității resursei solare pe timpul nopții, respectiv pe timpul zilei (în cazul unor condiții meteorologice nefavorabile), aceste sisteme trebuie să aibă în componență atât subsisteme de acumulare a energiei cât și grupuri electrogene de tip Diesel (fig.2.4.) care pot funcționa pe diferiți combustibili (motorină, GPL, biodiesel etc.).

Fig. 2.4.: Sistem hibrid solar – Diesel(SHSD) [5]

2.2.3. Sisteme hibride eoliene – solare – Diesel

Principiu de funcționare, din fig. 2.5. se observă că 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 RR (eoliene și solare) sau pentru acoperirea eventualelor vârfuri de sarcină.

Fig. 2.5.: Sisteme hibride eoliene – solare – Diesel [5]

2.3. Elemente componente ale SH

SH de orice tip reprezintă deci o tehnologie emergentă din tehnologia utilizată în alimentarea cu EE a unor zone izolate, în principal cu sisteme Diesel, situate departe de rețelele de distribuție centralizate. Astfel de SH, în funcție de configurația schemei utilizate, pot conține următoarele componente [49]:

Grupul Diesel (GD) :

GD de c.a. sunt în principiu grupuri motor care funcționează pe bază de mtorină cuplate mecanic cu generatoare sincrone GS. Dacă TE dețin generatoare asincrone (GAS), frecvența este menținută constantă de către GD, cu ajutorul unui regulator automat al vitezei. Acesta reglează fluxul de motorină în așa fel încât viteza arborelui și, respectiv, a rotorului GS cuplat la arborele motorului, să fie menținută constantă.

Grupurile Diesel de c.c., utilizate mai rar în scheme [49], sunt realizate prin cuplarea pe un arbore comun a unui motor Diesel, a unei mașini de c.a. și a unei mașini de c.c., fig.2.6.:

Fig. 2.6.: Grup Diesel de c.c. utilizat la SH [5]

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. Aceasta se face prin decuplarea GD de la arbore și trecerea generatorului de c.a. în regim de CS.

Aerogeneratorul (AE):

AE utilizate pentru SH sunt de tipul cu ax orizontal în vânt ceea ce înseamnă că, curentul de aer al vântului lovește mai întâi palele și apoi stâlpul.

AE utilizate pentru SH sunt de obicei de puteri mici și, mai rar, medii.

AE de mică putere (până în 12 kW) se caracterizează prin [30]:

Arie de captare sub 40 m2;

Deobicei, sunt prevăzute cu magneți permanenți, generarea EE facându-se în c.c.

Randamentul în mare majoritate este destul de scăzut și variază puternic cu viteza vântului

Sistemele cu două pale sunt mai zgomotoase

Sistemele cu trei pale sunt mai echilibrate d.p.d.v. dinamic

Sistemele cu șase sau mai multe pale au randament scăzut dar amorsează la viteze mai mici ale vântului.

AE de puteri medii au următoarele caracteristici [30]:

Aria de captare este cuprinsă între 40 m2 și 1250 m2

Rotorul este cu ax orizontal cu trei pale care pot fi cu pas fix sau variabil

Sunt prevăzute cu generatoare asincrone, generarea EE făcându-se în c.a.

Turația poate fi fixă sau variabilă

În variante comerciale au apărut și AE cu ax orizontal sub vânt (curentul de aer al vântului lovește mai întâi stâlpul și apoi palele), acestea prezentând avantajul că palele elicei se pot îndoi sub presiunea curentului de aer, reducându-se astfel stresul indus în întreaga structură. În aceste fel se pot construi turnuri mai înalte care să așeze palele în calea vânturilor, acestea din urmă crescând în forță odată cu altitudinea. Datorită acestui fapt, în construcția TE intră mai puțin material și astfel costurile se reduc.

Panourile fotovoltaice (PFV)

PFV reprezintă componenta cea mai fiabilă din întreg SH, durata de viață a lor situându-se între 25 și 50 de ani, garanția dată de firmele producătoare ajungând la 25 de ani [2].

Montarea PFV se poate face în configurație fixă sau mobilă, cu sisteme de urmărire a poziției soarelui pe cer. Configurația fixă presupune, fie așezarea în amplasament pe o montură fixă lângă consumator, de obicei orientată spre sud pentru a asigura insolația maximă, fie integrarea în structura clădirilor, de obicei pe acoperișuri, pentru SH de mică putere [120].

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

Sistemul de stocare a energiei (SSE)

SSE este frecvent utilizat în sistemele hibride de puteri mici și medii, mai rar în SH de puteri mari. Cel mai frecvent mod de stocare utilizat pentru SH cu energie eoliană și solară este bateria de acumulatori (BA).

Pentru SH de puteri mici, BA este utilizată pentru acoperirea parțială sau integrală a sarcinii pe perioade nefavorabile RR. Pentru SH de puteri 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, prezentate în tabelul 2.1. [30]:

Tabelul 2.1.: Caracteristicile acumulatorilor utilizați în SHESD

Subsistemul de conducere, automatizare și protecție (SCAP)

Este utilizat ori de câte ori există mai multe generatoare care furnizează EE simultan [3]. SH se află în zone izolate, deci este nevoie ca SCAP să fie complet automat în a urmări parametrii sistemului, precum: sarcina cerută, starea generatoarelor, starea de încărcare a acumulatorilor etc. SCAP, de asemenea, trebuie să acționeze pentru a direcționa fluxul de energie produsă în funție de sarcina cerută și, de asemenea, să asigure protecția echipamentelor.

Această unitate devine astfel cea mai importantă parte a SH, ea fiind echipată cu un microcomputer și soft adecvat astfel încât să analizeze următoarele funcții:

Monitorizarea și controlarea stării întregului SH

Monitorizarea și controlarea stării de încărcare a BA

Pornirea și oprirea GD când este cazul.

Echipamente electonice de putere

În această categorie întâlnim echipamente precum invertoare (INV), convertoare (CV) și redresoare (RD). Acestea sunt utilizate în cadrul SH atunci când, există componente de c.c și c.a. care funcționează în paralel.

Convertoare rotative (CR), sunt folosite cu scopul înlocuirii mutatoarelor clasice de tipul celor statice din stuctura SH. Acestea are în componența sa, o mașină de c.c. cuplată la arbore cu o mașină de c.a. și care îndeplinește funcția de redresor/invertor electromagnetic. Conform [5], ambele mașini pot funcționa atât ca motor cât și ca generator, astfel când una dintre mașini se află în regim de motor, cealaltă se află în regim de generator și invers.

Compensatoare sincrone (CS), au un rol similar cu cel al bateriilor de condensatoare (BC), și anume acela de a furniza putere reactivă în rețeaua de c.c. a SH.

Rezistențe de balast (RB)

Conform [5], RB sunt utilizate în SH atunci când este necesară protecția împotriva excesului de sarcină în rețea, exces ce poate duce la instabilitatea sistemului. În cazul sistemelor de putere mică, excesul de sarcină transferat RB, se transformă în căldură, în urma căruia, energia termică se risipește în atmosferă. Pentru SH de puteri mai mari, această energie termică poate fi utilizată ca o sarcină secundară, deobicei folosită pentru încălzirea apei.

Blocul de comutație, deține în componența sa următoarele echipamente: întreruptoare, separatoare, siguranțe fuzibile, echipamente de protecție, cutii de conexiuni, cabluri etc.

CAPITOLUL 3

PROBLEME SPECIFICE ÎN PROIECTAREA SH

Amplasarea SFV

Pentru funcționarea în cele mai bune condiții, un sistem fotovoltaic are nevoie de o poziționare cât mai bună față de soare, astfel încât în timpul zilei acesta să nu fie umbrit de vegetație, clădiri, relief etc.

Orientarea sistemului fotovoltaic joacă un rol important d.p.d.v. al performanțelor acesteia. Producerea de energie electrică va fi la capacitate maximă doar dacă razele solare cad perpendicular pe panourile solare însă, traseul realizat de soare, pe bolta cerească nu este aceași pe toată perioada anului: vara soarele are o traiectorie mai înaltă iar iarna o traiectorie mai joasă (Figura 3.1.).

Figura 3.1.: Orientarea sistemului fotovoltaic

Panourile fotovoltaice dotate cu un sistem automat de urmărire a soarelui pe cer dispozitiv numit traking, pot produce o cantitate de energie electrică cu până la 40 % mai mare decât cele care nu dețin un astfel de sistem de urmărire.

În cazul sistemul fotovoltaic care nu deține un 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]

unde:

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.)

Figura 3.2.: Unghiul optim de înclinare a panoului FV

Cu ajutorul formulei lui Cooper, putem determina declinația solară într-o zi a anului:

δ = 23,43 sin ( 360°- ) [ °]

în care:

n – reprezintă luna din an

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˚ [5], Figura 3.3.

Figura 3.3.: Amplasarea sistemului fotovoltaic

În urma efectuării calculelor se poate realiza o diagramă solară în care apare marcat orizontul și obstacolele aferete Figura 3.4.

Figura 3.4.: Diagrama solară

3.2. Cablarea SH

Cablarea SH implică realizarea unei diagrme electrice a instalației. Din acest motiv se urmărește locul de așezare propriu- zisă a componentelor SH ținând cont de următoarele recomandări [27, 101, 104]:

Distanța dintre BA și INV să fie cât mai mică posibil;

SFV să fie cât mai aproape de INV;

Posibilitatea înglobării SFV în arhitectura consumatorului (zid, acoperiș);

AE să fie amplasat la o distanță sigură față de consumator (cu cât este mai aproape cu atât pierderile sunt mai mici).

3.2.1. Cablarea SFV

Proiectarea și cablarea efectivă a sistemului fotovoltaic necesită o alegere corectă a cablurilor electrice pentru ca aceasta să dispună de o utilizare eficientă.

Principala caracteristică care trebuie determinată este secțiunea conductorului. O secțiune prea mică a unui conductor, datorită amperajului ridicat, poate provoca în instalații supraîncălziri periculoase, care pot duce uneori chiar și la incendii. Pe de altă parte, alegerea corectă a conductoarelor nu va solicita în viitorul ce urmează lucrări de mentenanță.

Componentele SFV, precum și conductoarele acestora, sunt amplasate în general, în exteriorul instalației, unde cablurile sunt supuse la radiații ultraviolete și la o gamă largă de temperaturi. Din aceste motive, cablurile impun o izolație rezistentă. În cazul componentelor de interior, pentru cablarea acestora se pot utiliza conductoare standard mai ieftine. În cadrul micilor sisteme, pentru prevenirea supraîncălzirii și încadrarea în limitele normale ale căderii de tensiune pe conductoare, există o regulă simplă care trebuie respectată și anume, 1 mm2 secțiune de conductor pentru fiecare amper de curent [97].

Tipuri de conductoare utilizate în SFV

Modulele fotovoltaice, în timpul lor de funcționare se încălzesc mult, ajungând să măsoare temperaturi de 70oC pe terminalele de conexiuni. De asemenea aceste panouri datorită funcționării lor în aer liber, sunt expuse întreruperilor, s-au găsit cutii terminale de tensiune pline cu apă la câteva zile după ultima ploaie. Din aceste cauze cablurile sistemelor fotovoltaice sunt special realizate, ele trebuind să fie rezistente atât la ultraviolete cât și la apă, într-o largă gamă de temperaturi [97].

Există reglementări energetice, publicate de NFPA (National Fire Protection Association) care constau într-o serie de articole cu privire la cablarea sistemului energetic. În tabelele 3.1 și 3.2, conform NEC (National Electric Code), sunt prezentate proprietățile următoarelor modele de conductoare.

Tabelul 3.1.: Tipuri de conductoare utilizate la cablarea SFV [97]

Tabelul 3.2.: Proprietățile conductoarelor utilizate la cablarea SFV [97]

Interconectarea și cablarea panourilor SFV

Toate panourile fotovoltaice au în componența lor două fire, + și – prin intermediul cărora se pot conecta serie și/sau paralel cu alte panouri fotovoltaice, rezultând astfel un sistem fotovoltaic.

În cazul în care numărul panourilor din sistemul fotovoltaic este redus, interconectarea poate fi realizată cu cabluri și conectori speciali, fig.3.5.

Fig.3.5.: Conectarea cu cabluri și conectori speciali [147]

Modelele de conectori cele mai utilizate în aplicațiile fotovoltaice sunt cele de tipul MC, TYCO și HUBER – SHVHMER [147]

În cazul SFV de puteri mari, se utilizaeză mai multe panouri legate serie, deoarece legarea paralel implică un număr mare de conductoare + și –, fapt care complică conectarea acestora la invertor. Prin urmare aceste conductoare sunt grupate într-un singur panou de interconexiune, numit COMBINER, prezentat în fig. 3.6.

Fig. 3.6.: Panou de interconexiune – Combiner [147]

Combinerul poate fi proiectat să funcționeze chiar și cu propriul sistem de protecție la supracurenți, scurtcircuit și supratensiune [147].

Prin urmare 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 [5]. Cablarea la combiner poate fi realizată cu o varietate de cabluri precum USE – 2, TC, UF, THWN – 2, THW – 2 etc. Unul dintre cablurile cele mai des folosite este USE – 2, datorită faptului că rezistă la temperaturi ridicate.

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

Între combiner și panoul de comutație al SCAP există, în general, o distanță apreciabilă și potrivit specificațiilor NEC conductoarele trebuie să fie cele listate ca fiind protejate înpotriva ultravioletelor tabelul 3.2. precum și necesitatea acestora de a fi trase în conducte electrice [5].

Cablarea între BA și INV se realizează, conform reglementărilor NEC, cu un conductor izolat și un conductor electric. Dpdv al protecției mecanice, întâlnim conductoare având secțiuni cuprinse între (53 ÷107 mm2) în general de tipul RHW și THW care pot fi atât în variantă rigidă cât și în variantă flexibilă.

Dimensionarea conductoarelor

Procesul de dimensionare a conductoarelor se bazează pe reglementările NEC care prevede astfel curentul de scurtcircuit a modulului fotovoltaic se multiplică cu 125%, acest factor de ajustare este dat pentru a garanta o marjă de siguranță a secțiunii conductorului atunci când iradiația depășește standardul de 1000 W/m2 [97].

În funcție de sezon, de condițiile climatice locale, de praf și umiditate, iradiația poate depăși valorile normale pe perioade lungi de timp 3÷4 ore (poate ajunge până la 1200 ÷ 1300 W/m2). Reflexia de la nori de cumulus poate crește iradiația cu până la 50% [97].

O altă caracteristică importantă care trebuie luată în considerare este faptul că modulele fotovoltaice funcționează în general pe o plajă de temperaturi cuprinsă între 30˚C ÷ 60˚C peste temperatura ambientală, atunci când nu sunt expuse unor brize reci.

Date necesare de calcul sunt:

numărul total de panouri fotovoltaice și respectiv modul lor de legare;

curentul de scurtcircuit al modulului [A];

puterea modulului [W];

tensiunea în circuit deschis [V];

temperatura ambientală [˚C];

temperatura de funcționare a modulelor [˚C].

Etape de calcul:

În prima etapă se calculează curentul de scurtcircuit pentru subsistemul sau întregul sistem fotovoltaic:

Iscc FV = N·Iscc [A]

unde:

N – numărul de panouri legate în serie.

Iscc – curentul de scurtcircuit al panoului.

În a doua etapa se calculează, conform NEC, curentul de funcționare continuă:

IC FV = 1,25 · Iscc FV [A]

În a treia etapă se calculează supracurentul:

IS = 1,25 · IC FV [A]

În etapa a patra vom alege din tabelele 3.1.,3.2. sau 3.3. tipul cablului, în funcție de Is, conform coloanei la temperatura de 90˚C

Tabelul 3.3.: Tabelul 310.16 din NEC pentru cablarea SFV

Tabelul 3.4.: Tabelul 310.17 din NEC pentru cablarea SFV

Corespunzător cablului ales se determină:

factorul de corecție pentru temperatura ambientală

amperajul corespunzător la 90˚C.

Cu datele de la etapa a cincea se calculează curentul admisibil în cablu pentru temperatura izolației până la 90˚C.

I90˚C = [f.c.] x [Amp] [A]

unde:

f.c. – factor de corecție;

Amp – amperajul corespunzător.

În această etapă are loc verificarea la funcționare continuă:

Curentul admisibil la 90˚C trebuie să fie mai mare decât curentul la funcționare continuă a sistemului fotovoltaic, I90˚C > IC FV, în caz contrar din Tabelul 3.3. sau 3.4. se alege un cablu cu o secțiune imediat superioară [5] .

Verificarea la supracurent:

Curentul admisibil la 90˚C trebuie să fie mai mare decât supracurentul calculat în cadrul etapei trei , altfel se alege un cablu imediat superior :

I90˚C > IS FV

Verificarea la temperatura terminalului de conexiune

Din Tabelul 3.3. sau 3.4. în coloana de 75˚C se determină amperajul corespunzător conductorului ales, dacă aceste sunt mai mari decât supra curentul de la etapa 3 atunci cablul este ales correct [5].

Verificarea pierderilor și a lumgimi admisibile pentru cablu ales

Trebuiesc respectate anumite condiții pentru pierderile de putere pe conductoare:

Pierderile maxime admisibile între bateriile de acumulatoare și regulatorul de încărcare trebuie să fie mai mici de 1%.

Pierderile maxime admisibile între sistemul fotovoltaic și regulator de încărcare trebuie să fie sub 3%.

Pierdrile maxime admisibile între regulatorul de încărcare și sarcină trebuie să fie mai mici de 7%.

În orice caz pierderile trebuie menținute cât mai mici posibil, din Tabelul 3.5. rezultând lungimile maxim admisibile ale cablurilor în funcție de amperaj [5].

Tabelul 3.5.: Lungimile maxime admisibile ale cablurilor in funcție de amperaj

CAPITOLUL 4

PROIECTAREA SH

4.1. Etapa de proeictare

Energia electrică generată de un SH depinde, în general, de variația în timp a RR, în plus, sarcina solicitată la CEEI variază, în timp, în funcție de tipul acesteia. Proiectarea unui SH de succes presupune ca, între cele două energii (produse și cerute) să existe o corelare cât mai apropiată, fără a se forța limitele componentelor sale, în așa fel în cât, pe întreaga perioadă de funcționare a sistemului să rămână(existe) un nivel ridicat de fiabilitate și disponibilitate de EE.

Pentru proiectarea unui SH de producere a EE se va lua în considerare un model matematic rezultat din experiența acumulată de SANDIA Laboratories, contractorul nr.1 al departamentului de Energie al Statelor Unite, aparținând de compania Lokeed Martin și care furnizează soluții tehnologice de top în vaste domenii, printre care și cel energetic [151].

În tabelul de mai jos sunt reprezentați toți consumatorii casnici din gospodăriei. În cazul de față o casă de vacanță.

Tabelul 4.1.: Tabel cu toți consumatorii casnici din gospodărie

4.2. Evaluarea sarcinii [151]

Se vor calcula pentru toți consumatorii din inventarul gospodăriei, următoarele elemente:

Puterea necesară:

[W] (4.1)

unde:

Bcons = Numărul total de bucăți (bec, radio, tv, frigider etc.) [bucăți];

Iabs = Curentul absorbit de fiecare componentă [A];

UnC = Tensiunea nominală a consumatorului [V];

Pentru calcularea puterii necesare a consumatorilor casnici din tabelul 4.1. se va folosi relația (3.1)

Iluminat – LED 9W: = 5 x 0,041 x 230 = 47 [W]

Refrigerare: = 1 x 0,8 x 230 = 184 [W]

Hidrofor: = 1 x 3 x 230 = 690 [W]

Mașină de spălat: = 1 x 6 x 230 = 1380 [W]

TV: = 1 x 0,4 x 230 = 92 [W]

Radio: = 1 x 0,113 x 230 = 26 [W]

Cuptor cu microunde: = 1 x 6 x 230 = 1380 [W]

Laptop: = 1 x 0,4 x 230 = 92 [W]

Sarcina zilnică în Ah pentru fiecare componentă:

[Ah/zi] (4.2)

unde:

Pnec = Puterea necesară [W];

Cuz = Ciclul de utilizare zilnică pentru fiecare componentă a consumatorului [h/zi]

Cuz = Ciclul de utilizare săptămânală pentru fiecare componentă a consumatorului [h/săpt]

∆Pconv = Factorul de pierderi în convertoare – uzual, se va trece randamentul invertorului luat din cartea tehnică, dar dacă aceste date nu există 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].

Iluminat–LED 9W:=9,8 [Ah/zi]

Refrigerare:==48[Ah/zi]

Hidrofor:== 8,9 [Ah/zi]

Mașină de spălat:= =5,1 [Ah/zi]

TV:== 24 [Ah/zi]

Radio: == 2 [Ah/zi]

Cuptor cu microunde:==10,8 [Ah/zi]

Laptop:== 7,2 [Ah/zi]

Puterea totală a consumatorului:

Ptot = Σ Pnec = 3891 [W] (4.3)

Ptot este suma tuturor puterilor necesare calculate pentru fiecare consumator în parte din inventarul gospodăriei.

Sarcina totală pe care SH trebuie să o acopere:

Stot = Σ SAh = 115.8 [Ah/zi] (4.4)

Stot reprezintă suma tuturor sarcinilor măsurate în Ah, calculate pentru fiecare consumator în parte din inventarul gospodăriei.

Calculul sarcinii se efectuează atât în c.c. (dacă există) cât și în c.a. având în vedere pierderile în cabluri (∆Pcabl) și 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 [5], recomandându-se ca și valoare implicită 0,98 în cazul sistemelor hibride.

Factorul de eficiență a bateriei de acumulatori se extrage din cartea tehnică a BA. În cazul în care, nu se dispune de aceste date se va lua ca și valoarea implicită 0,9. Astfel:

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

Icalc = (Stot c.c.[W] + Stot c.a.[W]) / UNsh[V] = (0 + 3891) / 48 = 81 [A] (4.5)

Sarcina maximă corectată este:

Scorectat = Stot[Ah/zi] / ∆Pcabl / ηBA = 115,8 / 0,98 / 0,9 = 131,3 [Ah/zi] (4.6)

4.3.2. Preliminarea BA și SFV

În etapa aceasta se face un calcul preliminar în urma căruia se va alege tipul corespunzător de BA și de panouri fotovoltaice, date care se vor trece ulterior în tabele informative de tipul celor din figura 4.7. și 4.9.

Curentul de proiect:

IPr = Scorectat[Ah/zi] / Nhi/zi[h/zi] = 131,3 / 2,2 = 60 [A] (4.7)

unde:

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

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

Capacitatea cerută a BA:

CBA = Scorectat[Ah/zi] x ZS / Dmax /KToBA = 131,3 x 2 / 0,8 / 0,9 = 364,7 [Ah] (4.8)

unde:

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

Dmax = Descărcarea maximă admisibilă a BA.

Pentru SH se folosesc BA cu ciclu adânc de descărcare, în cazul în care nu se dispune de cartea tehnică a bateriei se vor lua în considerare următoarele valori implicite, tabelul 4.6.:

Tabelul 4.6. : Valori implicite pentru Dmax în funcție de tipul BA

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

În general, acest coeficient se găsește 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 [5].

Numărul de BA în paralel

NBA|| = CBA[Ah] / CBaselect[Ah] = 364.7 / 200 = 2 (4.9)

unde:

CBAselect = Capacitatea BA selectate din catalog pentru SH; aceste date se vor nota ulterior în tabele informative de tipul celui de mai jos:

Tabelul 4.7. : Datele de interes pentru BA selectată din catalog

Numărul de BA în serie va fi:

NBAserie = UnSH[V] / UNba[V] = 48 / 12 = 4 (4.10)

Numărul total de BA necesare acoperirii sarcinii va fi:

NBAtot = NBAserie x NBA|| = 4 x 2 = 8 (4.11)

Capacitatea obținută a BA:

Kobt = NBA|| x CBaselect[Ah] = 2 x 200 = 400 [Ah] (4.12)

Capacitatea totală utilizabilă:

Ktot ut = Kobt[ah] / Dmax = 400 x 0,8 = 320 [Ah] (4.13)

Curentul debitat de sistemul fotovoltaic:

ISFV = IPr / KToFV = 60 / 0,9 = 67 [A] (4.14)

unde:

KToFV = Factorul de influență a temperaturii asupra SFV, reprezintă un coeficient de corecție care ia în considerare diferența curentului rezultat din panoul FV față de curentul de catalog, datorită degradării în timp, acumulării de praf și de obicei datorită condițiilor de operare; în cazul în care nu se dispune de cartea tehnică a panoului fotovoltaic se vor lua în considerare următoarele valori implicite, tabelul 4.8:

Tabelul 4.8. : Valori implicite pentru CToFV în funcție de tipul modulului FV

Datele pentru SFV se vor nota într-un tabel informativ de tipul celui de mai jos:

Tabelul 4.9. : Datele de interes pentru sistemul FV selectat din catalog

4.3.3. Predeterminarea sistemului hibrid

În această etapă se va calcula 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] = 131,3 x 48 = 6302 [Wh/zi] (4.15)

Sarcina anuală în kWh :

San = (Sziln[Wh/zi] x 365) /1000 = Sziln[Wh/zi] x 0,365 = 6302 x 0,365 = 2300 [kWh/an] (4.16)

Puterea calculată a SFV:

PSFV[W] = ISFV[A] x UNsh[V] = 67 x 48 = 3216 [W] (4.17)

Rata SFV/sarcină:

RSFV/S = PSFV[W] / Sziln[W] = 3216 / 6302 = 0,51 [-] (4.18)

În urma calculelor realizate și pe baza graficului de tipul celui reprezentat în fig. 4.3. se iau următoarele decizii: dacă valorile corespunzătoare consumatorului ales se găsesc deasupra ariei de demarcație (cu negru) atunci este necesar proiectarea unui SH, în caz contrar, dacă valorile pentru consumator se află inferior zonei respective, atunci este suficient un sistem pur fotovoltaic sau pur eolian (dacă RR este foarte bună). În cazul în care aceste valori se află în interiorul ariei de demarcație, decizia rămâne la latitudinea beneficiarului în funcție de costurile totale nete precum și de bugetul disponibil.

Fig. 4.3. : Graficul indicator pentru sistemul ce urmează a fi proiectat (exemplu) [151]

4.3.3.Dimensionarea efectivă a SH

În această etapă are loc calculul efectiv al sistemului cu privire la dimensionarea SH.

a) Elemente preliminare privind BA:

Capacitatea totală a BA necesare sistemului hibrid:

CBASH = Scorectat[Ah/zi] x ZS[zile] / Dmax / KToBA = 131,3 x 2 / 0,8 / 0,9 = 365 [Ah] (4.19)

Timpul de descărcare a BA:

TdBA = CBASH[Ah] / Icalc[A] = 365 / 81 = 4,5 [h] (4.20)

Curentul maxim de descărcare al BA:

Imax d = CBASH[Ah] / TîBA[h] = 365 / 5 = 73 [A] (4.21)

unde:

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

Trebuie luat în considerare faptul că dacă TdBA ≤ 5 ore acest lucru tinde de obicei la distrugerea foarte rapidă a acumulatorilor. În astfel de cazuri se recomandă creșterea numărului de zilel de stocare ZS și refacerea calculului.

b) Dimensionarea GD:

Puterea nominală de încărcare a GD:

PnîGD = Imax î[A] x UNsh[V] = 73 x 48 = 3504 [W] (4.22)

Puterea GD:

Altitudinea la care functioneaza GD pe motorina este de 580 m, deci puterea va scadea cu aproximativ 10% (valoare considerata acoperitoare), Kalt = 0,9.

PGD = PnîGD[W] / Eî / Kalt = 3504 / 0,8 / 0,9 = 4867 [W] (4.23)

unde:

Kalt = Coeficientul de influență al altitudinii asupra puterii motorului: se cunoaște faptul că o dată cu scăderea puterii motoarelor cu combustie internă are loc o creștere a altitudinii datorită rarefierii aerului. Pentru GD aceasta se reflectă în scăderea EE generate. Dacă nu există nicio informație disponibilă se iau următoarele valori implicite: 3% în cazul motoarelor pe motorină, gazolină respectiv propan și 5% în cazul motoarelor pe gaz natural/GPL la fiecare creștere cu 1000ft = 304m în altitudine ;

Rata SFV/sarcină: acest indicator împarte puterea produsă de către SFV și GD folosind un grafic (fig. 4.4.). Forma curbei se modifică în funcție de caracteristica climaterică a locului de amplasare a SH. Așadar, pentru o climă cu durate lungi de vreme aspră panta curbei va descrește ușor, semnalând un sistem fotovoltaic mai mic pentru o rată SFV/sarcină dată [5].

Fig. 4.4. : Defalcarea sarcinii acoperite de SFV și GD [151]

Calculul puterii necesare GD pentru acoperirea sarcinii:

PnecGD = PGD + Ptot = 4867 + 3891 = 8758 [W] (4.24)

Alegerea GD din catalog se face astfel încât :

PGDcatalog ≥ PnecGD (4.25)

Se cunoaște în momentul de față tipul și puterea GD necesar SH.

Se mai calculează:

Energia anuală furnizată de GD (teoretică de calcul):

EGD = (1 – SFV) x San[kWh] = (1 – [kWh] (4.26)

unde:

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

San = sarcina anuală calculată cu relația (4.16) ;

Numărul de ore de funcționare teoretică a GD :

NfctGD = EGD[kWh] x 1000 / PnîGD[kW] [h] (4.27)

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

Nr.service = NfctGD / ISU [-] (4.28)

unde:

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

Dacă nu există nicio informație disponibilă se iau următoarele valori implicite din tabelul

4.10. :

Tabelul 4.10. : Intervale de mentenanță pentru GD utilizate pentru SH [151]

c) Dimensionarea subsistemului fotovoltaic (SFV):

Puterea SFV:

PSFV = RSFV/S x Sziln [W] (4.29)

Numărul de module FV în paralel:

NFV|| = PSFV/ UnSFV /InSFV (4.30)

unde:

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 (4.31)

Numărul total de module fotovoltaice necesare:

NFV nec = NFV|| x NFvserie (4.32)

În momentul de față cunoaștem numărul total de module fotovoltaice aflate în paralel, în serie precum și numărul de module fotovoltaice care vor ajuta la realizarea SH.

d) Definitivarea SSE cu BA:

Numărul de BA în paralel:

NBA|| = CBASH / CBaselect (4.33)

unde:

KBAselect = capacitatea BA selectată din catalog [Ah];

Numărul de BA în serie:

NBAserie = UnSH / UnBA (4.34)

Numărul total de BA necesare SH:

NBA nec = NBA|| x NBaserie (4.35)

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

Se mai calculează:

Capacitatea totală a BA din cadrul sistemului hibrid:

CtotSH = NBA|| x CBaselect[Ah] [Ah] (4.36)

Capacitatea efectiv utilizabilă totală:

Kef.ut = KtotSH x Dmax.adm [Ah] (4.37)

unde:

Dmax.adm = Descărcarea maximă admisibilă a BA, preluată 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] (4.38)

f) Dimensionarea invertorului:

Invertoarele SH de alimentare cu EE a consumatorilor izolați trebuie să satisfacă 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] (4.39)

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] (4.40)

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.

4.3.4. Etapa de simulare și analiza economică

Pentru parcurgerea acestei etape se recomandă utilizarea de programe software specializate, cele mai utilizate fiind HOMER și RETScreen®.

RETScreen® (Renewable Energy Techology Screen, în traducere aproximativă – Selecție de tehnologii regenerabile) este un software utilizat pe plan mondial pentru analize energetice și selectare de echipamente pentru energie regenerabilă, evaluarea costurilor pe perioada de viață și evaluarea gradului de reducere a gazelor cu efect de seră pentru diferite tipuri propuse de sisteme de producere a EE pe bază de energii regenerabile [137]. Softul dispune de o bază de date foarte extinsă privind tehnologiile, caracteristicle tehnice ale echipamentelor componente, caracteristici meteo pentru majoritatea zonelor de pe glob, prețuri și performanțe ale echipamentelor de la diferiți producători. Utilizând această bază de date se poate realiza o comparație între mai multe variante potențiale de SH de producere a EE și apoi se poate contura varianta cea mai promițătoare din punct de vedere tehnico- economic.

HOMER (numele softului este după cel al poetului și rapsodului antic grec), este un program de analiză și optimizare atât pentru SH izolate cât și pentru cele conectate la rețeaua electrică națională. Algoritmul softului facilitează evaluarea tehnico-economică a mai multor configurații posibile ale sistemului hibrid de producere a EE, simulează comportarea în funcționare a fiecărei variante pe durata de viață precum și efectul pe care fiecare variantă îl are asupra costurilor în funcție de disponibilitatea resursei și condițiile economice [110, 129].

Astfel se poate obține o variantă finală pentru o anumită configurație de SH ales cât mai corespunzătoare din punct de vedere tehnico-economic, precum și o vedere de ansamblu a unei posibile comportări în exploatare.

Bibliografie

[1]. – http://www.bpsolar.fr

[2]. – http://www.viessmann.com

[3]. – http://rocketmantan.deviantart.com/art/Full-size-Vanguard-1-Spacecraft

[4]. – FINTA, D.; FARA, S., Tehnologii noi si regenerabile, I.PA. S.A. Bucuresti, octombrie 2003.

[5]. – Teza de doctorat Serban Bunda

[6]. – INCDA Fundulea

[7]. – http://www.ecosolaris.ro/harta-solara-a-romaniei

[8]. – http://panourisolare.org/energie-solara-ce-este-energia-solara/

[9]. – http://www.ecosolaris.ro/panouri-fotovoltaice/panouri-fotovoltaice-amorfe

[10]. – http://www.electromed.ro/files/urmarirea-punctului-de-putere-maxima.pdf

[11]. – http://www.solargis.info

[12]. – http://www.scribd.com/doc/119754405/Energia-Solara

Bibliografie

[1]. – http://www.bpsolar.fr

[2]. – http://www.viessmann.com

[3]. – http://rocketmantan.deviantart.com/art/Full-size-Vanguard-1-Spacecraft

[4]. – FINTA, D.; FARA, S., Tehnologii noi si regenerabile, I.PA. S.A. Bucuresti, octombrie 2003.

[5]. – Teza de doctorat Serban Bunda

[6]. – INCDA Fundulea

[7]. – http://www.ecosolaris.ro/harta-solara-a-romaniei

[8]. – http://panourisolare.org/energie-solara-ce-este-energia-solara/

[9]. – http://www.ecosolaris.ro/panouri-fotovoltaice/panouri-fotovoltaice-amorfe

[10]. – http://www.electromed.ro/files/urmarirea-punctului-de-putere-maxima.pdf

[11]. – http://www.solargis.info

[12]. – http://www.scribd.com/doc/119754405/Energia-Solara